66729-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала "Удмуртский" ПАО "Т Плюс" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала "Удмуртский" ПАО "Т Плюс"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 66729-17
Производитель / заявитель: ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород
Скачать
66729-17: Описание типа СИ Скачать 115.4 КБ
66729-17: Методика поверки РТ-МП-4038-550-2016 Скачать 4.3 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала "Удмуртский" ПАО "Т Плюс" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 66729-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала "Удмуртский" ПАО "Т Плюс"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 001
Производитель / Заявитель

ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород

Поверка

Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

66729-17: Описание типа СИ Скачать 115.4 КБ
66729-17: Методика поверки РТ-МП-4038-550-2016 Скачать 4.3 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой трех уровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включает в себя основное и резервное устройства сбора и передачи данных (УСПД) «СИКОН С70» (Госреестр № 28822-05, заводской № 06879, 06880,) и технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру).

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя ) сервер базы данных (БД) уровня ИВК (ИКМ-Пирамида) с установленным серверным программным обеспечением ПО «Пирамида», АРМы, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

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

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

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

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

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД).

В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Передача информации о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии с уровня ИВКЭ на уровень ИВК происходит с помощью каналообразующей аппаратуры. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Информация с сервера ИВК может быть передана на автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) по сети локальной вычислительной сети предприятия (ЛВС).

Передача информации заинтересованным субъектам происходит по сети Internet (сервер - каналообразующая аппаратура - заинтересованные субъекты).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (заводской № 2863, госреестр № 41681-10). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже 5,0 с в сутки. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.

Сличение шкалы времени сервера и шкалы времени устройства синхронизации системного времени происходит 1 раз в 30 минут. Абсолютная погрешность текущего времени, измеряемого ИВК «ИКМ-Пирамида» (системное время) не более ±3 с/сут.

Не реже чем 1 раз в 30 мин осуществляется сличение шкалы времени между сервером БД и УСПД. Коррекция шкалы времени УСПД сервером БД осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.

Сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД происходит не реже чем 1 раз в сутки. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется УСПД при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, сервера и АРМ на основе специализированного программного пакета - ПО «Пирамида 2000» версии 20.02 (далее по тексту - ПО «Пирамида»).

Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС является библиотека Metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учёта, и является неотъемлемой частью АИИС.

Идентификационные данные библиотеки Metrology.dll приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПО «Пирамида»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Другие идентификационные данные

Metrology.dll

Границы интервала допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.

ПО «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав первого уровня ИИК АИИС КУЭ

№ измерительноинформационных каналов

Наименование измерительноинформационных каналов

Состав 1-го уровня измерительно-информационных каналов

Вид энергии

Трансформа-тор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

1

2

3

4

5

6

1

Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 15 кВ ТГ-8

AON-F кл.т 0,2S Ктт = 10000/1

Зав. № 13/467980201; 13/467980202; 13/467980203 Г осреестр № 43946-10

UKM кл.т 0,2 Ктн = (15750/^3)/(100/^3) Зав. № 13/468130301; 13/468130302 13/468130303 Г осреестр №51204-12

СЭТ-4ТМ.03М. кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805131118 Г осреестр № 36697-12

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

2

Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 10 кВ ТГ-9

AON-F кл.т 0,2S Ктт = 6000/1

Зав. № 13/468060201; 13/468060202; 13/468060203 Г осреестр № 43946-10

UKM кл.т 0,2 Ктн = (10500/^3)/(100/^3) Зав. № 13/468140401; 13/468140402; 13/468140403

Г осреестр №51204-12

СЭТ-4ТМ.03М. кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805131230 Г осреестр № 36697-12

активная реактивная

3

Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 15 кВ Т-31

ТВ кл.т 1000/1 Ктт = 0,2S Зав. № 2924; 2925; 2928

Г осреестр № 37096-08

UKM кл.т 0,2 Ктн = (15750/V3)/(100/V3) Зав. № 13/468130401 13/468130402 13/468130403

Г осреестр № 51204-12

СЭТ-4ТМ.03М. кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0805131589 Г осреестр № 36697-12

активная реактивная

4

Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 15 кВ ТВ Г-8

ТВ-ЭК кл.т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. № 2591; 2592; 2593

Г осреестр № 39966-10

UKM кл.т 0,2 Ктн = (15750/V3)/(100/V3) Зав. № 13/468130401 13/468130402 13/468130403

Г осреестр № 51204-12

СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0806135282 Г осреестр № 36697-12

активная реактивная

5

Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, ввод 10 кВ ТВ Г-9

ТПОЛ-10 кл.т 0,2S Ктт = 300/5 Зав. № 22232 22230 22231

Г осреестр № 1261-08

UKM кл.т 0,2 Ктн = (10500/V3)/(100/V3) Зав. № 13/468140301 13/468140302 13/468140303

Г осреестр № 51204-12

СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0806135212 Г осреестр № 36697-12

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

6

Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, КРУ-6 кВ, 1 СРП, ф. 849

ТЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5

Зав. № 38541; 38539;

38540 Г осреестр № 30709-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (6300/V3)/(100/V3) Зав. № 38395; 38406; 38398;

Г осреестр № 47583-11

СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0810111734 Г осреестр № 36697-08

активная реактивная

7

Ижевская ТЭЦ-1 ПГУ, КРУ-6 кВ, 2 СРП, ф. 859

ТЛП-10 кл.т 0,5S Ктт = 2000/5

Зав. № 38545; 38530; 38537

Г осреестр № 30709-11

ЗНОЛП-ЭК-10 кл.т 0,5 Ктн = (6300/V3)/(100/V3) Зав. № 41539 38404 38402

Г осреестр № 47583-11

СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0811110171 Г осреестр № 36697-08

активная реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Номер ИИК

COSф

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

55 %,

520 %,

5100 %,

I1(2)% — I изм< I5 %

I5 '%— I изм<1 20 %

I20 %—1изм<1100%

I100 %—1изм—I120%

1

2

3

4

5

6

1 - 3; 5

(ТТ 0,2S; ТТ 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,2

±0,8

±0,8

±0,8

0,9

±1,3

±1,1

±0,9

±0,9

0,8

±1,5

±1,1

±0,9

±0,9

0,7

±1,6

±1,2

±1,0

±1,0

0,5

±2,2

±1,4

±1,2

±1,2

4

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,9

±1,1

±0,9

±0,9

0,9

±2,4

±1,4

±1,1

±1,1

0,8

±2,9

±1,6

±1,2

±1,2

0,7

±3,5

±1,9

±1,4

±1,4

0,5

±5,4

±2,8

±2,0

±2,0

6; 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S)

1,0

±1,9

±1,2

±1,0

±1,0

0,9

±2,4

±1,6

±1,3

±1,3

0,8

±3,0

±1,8

±1,4

±1,4

0,7

±3,6

±2,1

±1,6

±1,6

0,5

±5,5

±3,0

±2,3

±2,3

Номер ИИК

COSф

Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии

в рабочих условиях эксплуатации АИИС

КУЭ (5), %

§1(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)% ± I изм< I5 %

I5 %±I изм<1 20 %

I20 %±1изм<1100%

I100 %±1изм±1120%

1

2

3

4

5

6

1 - 3; 5

(ТТ 0,2S; ТН 0,2;

Счетчик 0,5)

0,9

±4,2

±3,8

±3,7

±3,7

0,8

±3,9

±3,7

±3,4

±3,4

0,7

±3,8

±3,7

±3,4

±3,4

0,5

±3,7

±3,6

±3,4

±3,4

4

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчик 0,5)

0,9

±7,2

±4,8

±4,2

±4,2

0,8

±5,5

±4,2

±3,7

±3,7

0,7

±4,9

±4,0

±3,6

±3,6

0,5

±4,3

±3,8

±3,5

±3,5

6; 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5)

0,9

±7,3

±4,9

±4,4

±4,4

0,8

±5,6

±4,3

±3,8

±3,8

0,7

±4,9

±4,0

±3,6

±3,6

0,5

±4,3

±3,8

±3,5

±3,5

Примечания:

1 Погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений §1(2)%P и §1(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%.

2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).

3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- частота от 49 до 51 Гц;

- напряжение от 0,98^ином до 1,02-ином;

- сила тока до 1,2^1ном;

- температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9 ином^до 1,1-ином;

- частота от 49 до 51 Гц;

- сила тока от 0,0Пном до 1,2-1ном для измерительно-информационных каналов № 1 - 7;

температура окружающей среды:

- для счетчиков от плюс 10 до плюс 35 °С;

- для трансформаторов тока - ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения - ГОСТ 1983-2001.

6 Трансформаторы тока - ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения - ГОСТ 1983-2001 счетчики - ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков и прочих средств измерений на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у средств измерения, используемых в составе данной АИИС КУЭ. Допускается замена компонентов системы на однотипные с техническими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в разделе «Описание средства измерений». Замена оформляется актом в установленном на Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиале «Удмуртский» ПАО «Т Плюс» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08)- среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12)- среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов;

- УСПД (ИВКЭ) - среднее время наработки на отказ не менее 70 000 часов;

- Сервер БД (ИВК) - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв не менее 192 часов;

- для сервера БД Тв не менее 1 часа;

- для УСПД Тв не менее 24 часов;

- для УССВ Тв не менее 192 часов.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- сервере БД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 113 суток; средний срок службы 30 лет;

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 114 суток; средний срок службы 30 лет

- УСПД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 45 суток;

- Сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Кол-во, шт.

1

2

3

Трансформаторы тока

AON-F

6

Трансформаторы тока встроенные

ТВ

3

Трансформаторы тока

ТВ-ЭК

3

Трансформаторы тока

ТЛП-10

6

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

3

Трансформаторы напряжения

UKM

15

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-ЭК-10

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12)

5

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08)

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

2

Сервер БД

ИКМ-Пирамида

1

ПО (комплект)

ПО «Пирамида 2000»

1

Паспорт-формуляр

СТПА.411711.ИЖ03.ФО

1

Методика поверки

РТ-МП-4038-550-2016

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4038-550-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.11.2016 г.

Основные средства поверки:

- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.

- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - по документу «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 2012 г.

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50 °С, цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 ПГУ Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс».

Нормативные документы

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

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

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ижевской ТЭЦ-1 Филиала «Удмуртский» ПАО «Т Плюс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора...
66731-17
Метроном-РТР Устройства синхронизирующие
ООО "КБ Метротек", г.Москва
Устройства синхронизирующие Метроном-РТР (далее - устройства) предназначены для формирования высокостабильных по частоте электрических сигналов, корректируемых по сигналам глобальных навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, с заданными параметрами низкочаст...
66732-17
NCT-200 Тонометры бесконтактные
Фирма "Rexxam Co., Ltd.", Япония
Тонометры бесконтактные NCT-200 (далее - тонометры) предназначены для измерения внутриглазного давления без контакта между измерительным прибором и глазом пациента.
66733-17
УПКД-3 Установки для поверки каналов измерения давления и частоты пульса
ФГУП "ВНИИОФИ", г.Москва; ООО "НПП "Пульс", с.Сынково, Московская обл.
Установки для поверки каналов измерения давления и частоты пульса УПКД-3 (далее -УПКД-3), предназначены для воспроизведения и измерения значений избыточного давления воздуха и воспроизведения значений частоты пульса при проведении первичной и периоди...
Комплексы измерительные внутрискважинного мониторинга КВСМ-1-О (далее -КВСМ-1-О) предназначены для измерений избыточного давления и температуры среды контактным способом при полном погружении в нефтяных, газоконденсатных и других скважинах, в том чис...