Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

Номер в ГРСИ РФ:	66873-17
Производитель / заявитель:	АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Скачать

	66873-17: Описание типа СИ	Скачать	129.5 КБ
	66873-17: Методика поверки МП 206.1-110-2016	Скачать	1 MБ

Нет данных о поставщике

Являетесь поставщиком? Разместите свои контакты в этом блоке! Подробнее в разделе Реклама

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru

Онлайн-сервис метрологических услуг

ЗАКАЗАТЬ ПОВЕРКУ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру	66873-17
Наименование	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Срок свидетельства (Или заводской номер)	зав.№ ХГ-КТЭЦ-3/2016

Производитель / Заявитель

АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Поверка

Найдено поверителей	1
Актуальность информации	21.04.2024

Поверители

Скачать

	66873-17: Описание типа СИ	Скачать	129.5 КБ
	66873-17: Методика поверки МП 206.1-110-2016	Скачать	1 MБ

Описание типа

Назначение Описание Программное обеспечение Технические характеристики Знак утверждения типа Комплектность Поверка Сведения о методах измерений Нормативные документы

Назначение

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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

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 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на выход УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора данных уровня ИВК, находящийся в АО «ДГК» г. Хабаровска.

Дальнейшая передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в виде xml-файлов

формата 80020 и других в соответствии с приложением 11.1.1 «ФОРМАТ И РЕГЛАМЕНТ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ, СОСТОЯНИЙ СРЕДСТВ И ОБЪЕКТОВ ИЗМЕРЕНИЙ В АО «АТС», АО «СО ЕЭС» И СМЕЖНЫМ СУБЪЕКТАМ» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени по сигналам единого календарного времени, которые передаются со спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов единого календарного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ± 1 мс.

УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ± 2 с.

При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При снятии данных с помощью инженерного пульта через оптический порт счётчика производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и контроллера 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 программное обеспечение (ПО) ТЕЛЕСКОП+, с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

Идентификационные данные (признаки)	Значение
1	2
Идентификационное наименование ПО	ТЕЛЕСКОП+
Номер версии (идентификационный номер) ПО	не ниже 1.0.1.1
Цифровой идентификатор ПО: - сервер сбора данных SERVER_MZ4.dll - АРМ Энергетика ASCUE_MZ4.dll	f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c cda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Канал измерений		Состав измерительного канала					Ктт •Ктн •Ксч	ИВКЭ	Метрологические характеристики
№№ ИК	Диспетчерское наименование присоединения	Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №)		Обозначение, тип		Заводской номер			Вид энергии	Основная погрешность ИК (± Л), %	Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± #), %
1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
1	Турбогенератор ТГ-1	II	Кт = 0,2S	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	311	315000	ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13	Активная Реактивная	0,8 1,4	2,5 3,7
			Ктт = 10000/5	В	ТШЛ-20-1 УХЛ2	313
			№ 21255-08	С	ТШЛ-20-1 УХЛ2	316
		ТН	Кт = 0,2	А	ЗНОЛ.06-15 У3	5738
			Ктн = 15750:^3/100:^3	В	ЗНОЛ.06-15 У3	8077
			№ 46738-11	С	ЗНОЛ.06-15 У3	6753
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109055001
			Ксч =1
			№ 27524-04
2	Турбогенератор ТГ-2	II	Кт = 0,2S	А	ТШЛ-20-1 УХЛ2	307	315000		Активная Реактивная	0,8 1,4	2,5 3,7
			Ктт = 10000/5	В	ТШЛ-20-1 УХЛ2	306
			№ 21255-08	С	ТШЛ-20-1 УХЛ2	317
		ТН	Кт = 0,2	А	ЗНОЛ.06-15 У3	7671
			Ктн = 15750:^3/100:^3	В	ЗНОЛ.06-15 У3	7668
			№ 46738-11	С	ЗНОЛ.06-15 У3	7669
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054111
			Ксч =1
			№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
3	ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС БАМ-ПТФ - Старт" №1 С-115	II	Кт = 0,5	А	ТФЗМ 110Б-П У1	12050	220000	ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 2,2	5,6 3,3
			Ктт = 1000/5	В	ТФЗМ 110Б-П У1	12018
			№ 2793-88	С	ТФЗМ 110Б-П У1	12040
		ТН	Кт = 0,2	А	НКФА-110 II УХЛ1	7997; 8014
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НКФА-110 II УХЛ1	7999; 8015
			№ 39263-11	С	НКФА-110 II УХЛ1	7998; 8000
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0108054095
			Ксч =1
			№ 27524-04
4	ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС БАМ-ПТФ - Старт" №2 С-116	II	Кт = 0,5	А	ТФЗМ 110Б-П У1	12002	220000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,6 3,3
			Ктт = 1000/5	В	ТФЗМ 110Б-П У1	12037
			№ 2793-88	С	ТФЗМ 110Б-П У1	12004
		ТН	Кт = 0,2	А	НКФА-110 II УХЛ1	8014; 7997
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НКФА-110 II УХЛ1	8015; 7999
			№ 39263-11	С	НКФА-110 II УХЛ1	8000; 7998
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0107075106
			Ксч =1
			№ 27524-04
5	ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС ГПП-5 - К" №1 С-117	II	Кт = 0,5	А	ТФЗМ 110Б-П У1	12009	220000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,6 3,3
			Ктт = 1000/5	В	ТФЗМ 110Б-П У1	12041
			№ 2793-88	С	ТФЗМ 110Б-П У1	12023
		ТН	Кт = 0,2	А	НКФА-110 II УХЛ1	7997; 8014
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НКФА-110 II УХЛ1	7999; 8015
			№ 39263-11	С	НКФА-110 II УХЛ1	7998; 8000
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0	СЭТ-4ТМ.03.01		0107073003
			Ксч =1
			№ 27524-04

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
6	ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС ГПП-5 - К" №1 С-118	II	Кт = 0,5	А	ТФЗМ 110Б-П У1	12036	220000	ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 2,2	5,6 3,3
			Ктт = 1000/5	В	ТФЗМ 110Б-П У1	12074
			№ 2793-88	С	ТФЗМ 110Б-П У1	12077
		ТН	Кт = 0,2	А	НКФА-110 II УХЛ1	8014; 7997
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НКФА-110 II УХЛ1	8015; 7999
			№ 39263-11	С	НКФА-110 II УХЛ1	8000; 7998
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054070
7	ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -НПЗ-2" №1 С-113	II	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-5 ХЛ2	1940	132000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 3,8
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-5 ХЛ2	1942
			№ 46101-10	С	ТВ-110-1-5 ХЛ2	1943
		ТН	Кт = 0,2	А	НКФА-110 II УХЛ1	7997; 8014
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НКФА-110 II УХЛ1	7999; 8015
			№ 39263-11	С	НКФА-110 II УХЛ1	7998; 8000
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.01		0808110147
8	ВЛ-110 кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -НПЗ-2" №2 С-114	II	Кт = 0,5S	А	ТВ-110-1-5 ХЛ2	1941	132000		Активная Реактивная	1,0 2,2	5,0 3,8
			Ктт = 600/5	В	ТВ-110-1-5 ХЛ2	1944
			№ 46101-10	С	ТВ-110-1-5 ХЛ2	1945
		ТН	Кт = 0,2	А	НКФА-110 II УХЛ1	8014; 7997
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НКФА-110 II УХЛ1	8015; 7999
			№ 39263-11	С	НКФА-110 II УХЛ1	8000; 7998
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 36697-08	СЭТ-4ТМ.03М.01		0808110340

1	2	3		4		5	6	7	8	9	10
9	ОВ-110 кВ	II	Кт = 0,5	А	ТФЗМ 110Б-И У1	12038	220000	ARIS MT200-D50-TE-CTM- RZA2 Зав. № 11150246 Рег. № 53992-13	Активная Реактивная	1,0 2,2	5,6 3,3
			Ктт = 1000/5	В	ТФЗМ 110Б-П У1	12016
			№ 2793-88	С	ТФЗМ 110Б-П У1	12051
		ТН	Кт = 0,2	А	НКФА-110 II УХЛ1	7997; 8014
			Ктн = 110000:^3/100:^3	В	НКФА-110 II УХЛ1	7999; 8015
			№ 39263-11	С	НКФА-110 II УХЛ1	7998; 8000
		Счетчик	Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04	СЭТ-4ТМ.03.01		0109054042

Примечания

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

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

3 Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)^1ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики	Значение
1	2
Нормальные условия: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 99 до 101
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности cos9	0,87
температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94	от +21 до +25
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ Р 52425-2005	от +21 до +25
ГОСТ 26035-83	от +18 до +22
Условия эксплуатации: параметры сети:
- напряжение, % от ином	от 90 до 110
- ток, % от 1ном	от 2(5) до 120
- коэффициент мощности	от 0,5 инд. до 0,8 емк.
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН	от -60 до +40
- для счетчиков	от -40 до +60
- для УСПД	от 0 до +40
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	140000
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	2
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее	90000
- среднее время восстановления работоспособности, ч,	2

1	2
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	88000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	24
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее	35000
- среднее время восстановления работоспособности, ч	1
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не более	35
ИВКЭ: - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сутки, не	35
менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее	3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

- попытка несанкционированного доступа;

- факты 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

Защищенность применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- ИВК.

- наличие защиты на программном уровне:

- пароль на счетчике;

- пароль на УСПД;

- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

и змерительным данным для различных групп пользователей;

- ИВК.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия	Количество, шт./экз.
Трансформаторы тока ТШЛ-20-1 УХЛ2	6
Трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-П У1	15
Трансформаторы тока ТВ-110-1-5 ХЛ2	6
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06-15 У3	6
Трансформаторы напряжения НКФА-110 II УХЛ1	6
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М	2
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03	7
Контроллеры многофункциональные ARIS MT200	1
Программное обеспечение ТЕЛЕСКОП+	1
Методика поверки МП 206.1-110-2016	1
Паспорт - Формуляр РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-3.ФО	1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-110-2016 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.11.2016 года.

Основные средства 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 Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- по МИ 3196-2009 Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.124 РЭ1, приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласованна с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

- для УСПД ARIS MT200 - в соответствии с документом ПБКМ.424359.005 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MT200. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.05.2013 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 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), Рег. № 22129-09.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

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

66874-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-2" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-2» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизиро...

Подробнее

66875-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизиро...

Подробнее

66876-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Майская ГРЭС" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Майская ГРЭС» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного...

Подробнее

66877-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Амурская ТЭЦ-1" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"

АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Амурская ТЭЦ-1» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированно...

Подробнее

Системы высоковольтные измерительные ВОЛНА-СВИ53В

66878-17

ВОЛНА-СВИ53В Системы высоковольтные измерительные

ЗАО "ЦНИИ "Волна", г.Москва

Системы высоковольтные измерительные ВОЛНА-СВИ53В (далее по тексту - системы) предназначены для генерирования высокого напряжения переменного тока синусоидальной формы номинальной частотой 50 Гц, а также для измерений среднеквадратических значений на...

Подробнее