67212-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ЭФКО" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ЭФКО"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 67212-17
Производитель / заявитель: ОАО "Первая сбытовая компания", г.Белгород
Скачать
67212-17: Описание типа СИ Скачать 128.5 КБ
67212-17: Методика поверки Скачать 6.7 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ЭФКО" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «ЭФКО», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 67212-17
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ЭФКО"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 03-2015
Производитель / Заявитель

АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород

Поверка

Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

67212-17: Описание типа СИ Скачать 128.5 КБ
67212-17: Методика поверки Скачать 6.7 MБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «ЭФКО», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи тока и напряжения, многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 для измерения активной и реактивной энергии;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) обеспечивает синхронизацию шкалы времени ИВК, сбор информации (результаты измерений, журнал событий), обработку данных и их архивирование, хранение информации в базе данных, доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭМ.

ИВК включает в себя: сервер коммуникационных, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (УССВ); автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.

Каналы связи между измерительно-информационными точками учета и ИВК образуют измерительные каналы (ИК) 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 электроэнергии. 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 (умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере ИВК АИИС КУЭ).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает через GSM модемы в ИВК, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных. ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и GSM- модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета.

Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 51070 и 80020.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.

ИВК, с периодом в 30 мин, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.

От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по GSM связи. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ±1 с, производится

коррекция часов счетчиков.

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

Программное обеспечение

Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» установлено на сервере.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«АльфаЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07.03

Цифровой идентификатор ПО:

Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe

434b3cd629aabee2c888321c997356b2

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Атгс.ехе

fc 1 ec6f4a4af313 a00efb3af4b5e8602

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe

0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d

Драйвер работы с БД Cdbora2.dll

234b8084f22314cc2c22841cf6e42f40

Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll

0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c

Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll

b8c331abb5e34444170eee9317d635cd

ПО ИК АИИС КУЭ, не влияет на метрологические характеристики указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.

В таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.

Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики

Канал измерений

Средство измерений

КттКтнКсч = Красч.

Наименование, измеряемой величины

№ ИК

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 3сш, ВЛ 35 кВ Алексеевка-

ЭФКО №1

ТТ

КТтт=0,5 Ктт= 100/5 № 21256-07

А

ТОЛ-35

798

7000

Ток первичный I

В

ТОЛ-35

788

С

ТОЛ-35

787

ТН

КТтн=0.5 Ктн=35000/ 100

№ 19813-05

А

НАМИ-35-

УХЛ1

280

Напряжение первичное U

В

НАМИ-35-

УХЛ1

280

С

НАМИ-35-

УХЛ1

280

Счетчик

KTc4=0,5S/1

Ксч=1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05.04

0612080490

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

2

ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 1сш, КЛ 35 кВ Алексеевка-ЭФКО №2

ТТ

КТтт=0.5 Ктт=300/5 № 17662-98

А

ТФМ-35- II

1703

7000

Ток первичный I

В

ТФМ-35- II

1707

С

ТФМ-35- II

1706

ТН

КТтн=0.5 Ктн=35000/ 100

№ 19813-05

А

НАМИ-35-

УХЛ1

313

Напряжение первичное U

В

НАМИ-35-

УХЛ1

313

С

НАМИ-35-

УХЛ1

313

Счетчик

KTc4=0,5S/1

Ксч=1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0612080398

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

3

ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 1 СШ, яч.7, КЛ 10 кВ №10

ТТ

KTtt=0,5S Ктт= 400/5 № 32139-06

А

ТОЛ СЭЩ-10-21

11957-09

8000

Ток первичный I

В

ТОЛ СЭЩ-10-21

11950-09

С

ТОЛ СЭЩ-10-21

11939-09

ТН

КТтн=0.5 Ктн=10000/ 100

№ 35955-07

А

НОЛ-СЭЩ-10

У2

00830-09

Напряжение первичное U

В

НОЛ-СЭЩ-10

У2

00831-09

С

НОЛ-СЭЩ-10

У2

00832-09

Счетчик

KTc4=0,5S/1

Ксч=1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05.04

0612080405

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

4

ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 3 СШ, яч.23, КЛ 10 кВ №15

ТТ

KTtt=0,5S Ктт= 400/5 № 32139-06

А

ТОЛ СЭЩ-10-21

12266-09

8000

Ток первичный I

В

ТОЛ СЭЩ-10-21

12267-09

С

ТОЛ СЭЩ-10-21

12265-09

ТН

КТтн=0.5 Ктн=10000/ 100

№ 35955-07

А

НОЛ-СЭЩ-10

У2

00713-09

Напряжение первичное U

В

НОЛ-СЭЩ-10

У2

00712-09

С

НОЛ-СЭЩ-10

У2

00714-09

Счетчик

KTc4=0,5S/1

Ксч=1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0608090318

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

5

ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 1 сш, яч. №5, КЛ 10 кВ №4

ТТ

КТтт=0,5 Ктт= 300/5 № 22944-07

А

ТПК-10

02197

6000

Ток первичный I

В

-

-

С

ТПК-10

00379

ТН

КТтн=0,5 Ктн=10000/ 100

№ 20186-05

А

НАМИ-10-95

УХЛ-2

439

Напряжение первичное U

В

НАМИ-10-95

УХЛ-2

439

С

НАМИ-10-95

УХЛ-2

439

Счетчик

KTc4=0,5S/1

Ксч=1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0612080517

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

6

ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 3 сш, яч. №22, КЛ 10 кВ №11

ТТ

КТтт=0,5 Ктт= 300/5 № 1261-08

А

ТПОЛ-10-У3

9042

6000

Ток первичный I

В

-

-

С

ТПОЛ-10-У3

9043

ТН

КТтн=0,5 Ктн=10000/ 100

№ 16687-02

А

НАМИТ-10-95

УХЛ-2

1278

Напряжение первичное U

В

НАМИТ-10-95

УХЛ-2

1278

С

НАМИТ-10-95

УХЛ-2

1278

Счетчик

KTc4=0,5S/1

Ксч=1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0612080433

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

7

Пункт коммерческого учёта на опоре №9/2 ВЛ 10 кВ № 4 ПС

110/35/10кВ Алексеевка, Отпайка к КТП-10/0,4 кВ

"Хранилище

ТТ

КТтт=0,5

Ктт= 20/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-1-2У2

20156

400

Ток первичный I

В

-

-

С

ТОЛ-10-1-2У2

20295

ТН

КТтн=0,5

Ктн=10000/ 100

№ 23544-07

А

ЗНОЛП-10У2

1007657

Напряжение первичное U

В

ЗНОЛП-10У2

1007658

С

ЗНОЛП-10У2

1007582

Счетчик

KTc4=0,5S/1

Ксч=1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0609110481

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

8

ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 2сш, КЛ 35 кВ Алексеевка-ЭФКО №3

ТТ

КТтт=0,5 Ктт= 200/5 №13158-04

А

ТВЭ-35

171-173

1400 0

Ток первичный I

В

-

-

С

ТВЭ -35

172-174

ТН

КТтн=0,5 Ктн=35000/ 100

№ 19813-05

А

НАМИ-35-

УХЛ1

292

Напряжение первичное U

В

НАМИ-35-

УХЛ1

292

С

НАМИ-35-

УХЛ1

292

Счетчик

KTc4=0,5S/1

Ксч=1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М

0612080503

Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время

КТ - класс точности средства измерений.

Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.

Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.

Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wp, %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos9

для диапазона 1(5) %< Ннм 20 % Wp1(5) %<Wp<Wp20 %

для диапазона 20 %<1/1ном<100 % Wp20 % <Wp<WP100 %

для диапазона 100%<1/1ном<120% Wp100 %<WP<Wpi20%

8wp,%

1,2 5,6,7,8

0,5

0,5

0,5s

1,0

+2,2

+1,7

+1,6

0,8

+3,3

+2,3

+2,0

0,5

+5,8

+3,6

+3,0

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wq,%

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cos9 (sin ф)

для диапазона 1(5) %<Ином<20 % Wq1(5)%<Wq<WQ20%

для диапазона 20 %<1/1ном<100 % WQ20%<WQ<WQ100%

для диапазона 100%<1/1ном<120% WQ100/'o<WQ<WQ120%

1,2 5,6,7,8

0,5

0,5

1

0,8

+5,7

+3,4

+2,9

0,5

+4,1

+2,7

+2,5

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wp, %

№ ИК

КТтт

КТтн

КТсч

Значение cosф

для диапазона 1(5) %<Ином<20 % Wpi(5) %<Wp<Wp20 %

для диапазона 20 %<1/1ном<100 % Wp20 % <Wp<WP100 %

для диапазона 100%<1/1ном<120% W P100 %<W P<W P120%

3,4

0,5s

0,5

0,5s

1,0

+2,2

+1,7

+ 1,6

0,8

+3,3

+2,3

+2,0

0,5

+5,8

+3,6

+3,0

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wq,%

№ ИК

КТТТ

КТтн

КТсч

Значение cosф (sin ф)

для диапазона 1(5) %<Ином<20 % WQ1(5)>/o<WQ<WQ20%

для диапазона 20 %<1/1ном<100 % Wq20%<Wq<WQ100%

для диапазона

100%<1/1ном<120%

WQ100%<WQ<WQ120%

3,4

0,5s

0,5

1

0,8

+5,7

+3,4

+2,9

0,5

+4,1

+2,7

+2,5

I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 1(5) до 120 %

Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:

- трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;

- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии по

ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.

Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ

Наименование параметров, влияющих величин

Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала

Счетчики

тт

ТН

Сила переменного тока, А

отI2миндоI2 макс

от11миндо 1,2 11ном

-

Напряжение переменного тока, В

от 0,8 U2номдо 1,15

U2ном

-

от 0,9 U1 ном до 1,1 U1ном

Наименование параметров, влияющих величин

Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала

Счетчики

ТТ

ТН

Коэффициент мощности (cos ф)

0,5инд; 1,0; 0,8емк

0,8инд; 1,0

0,8инд;1,0

Частота, Гц

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

от 47,5 до 52,5

Температура окружающего воздуха по ЭД, °С

от - 40 до + 60

от - 40 до + 55

от - 50 до + 45

Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл

Не более 0,5

-

-

Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COS92=0,8 инд)

-

от 0,25 S2номдо

1,0 S2ном

-

Мощность    вторичной

нагрузки ТН (при COS92=0,8 инд)

-

-

от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном

Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ

Компоненты АИИС КУЭ:

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчик электроэнергии

ИБП APC Smart-URS 2200 VA

Модем GSM и коммуникационное оборудование

Сервер

Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

4 000 000

4 400 000

140 000

35000

50000

50000

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики электроэнергии

Коммуникационное и модемное оборудование

Срок службы, лет:

30

30

30

10

Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;

- мониторинг состояния АИИС КУЭ;

- удалённый доступ;

- возможность съёма информации со счётчика автономным способом;

- визуальный контроль информации на счётчике.

Регистрация событий:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике (сервере);

- защищенность применяемых компонентов.

Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- сервера.

Защита информации на программном уровне:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервере.

Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.

В комплект поставки также входит:

- формуляр-паспорт ПСК.2015.03. АСКУЭ.31-ПФ;

- технорабочий проект ПСК.2015.03.АСКУЭ.31 -ТРП;

- руководства по эксплуатации на счётчики: ИЛГШ.411152.146 РЭ;

- паспорта на счётчики: 411152.146 ФО;

- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО» Методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МП 67212-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 11 ноября 2016 г.

Таблица 5 - Основные средства поверки

Наименование эталонов, вспомогательных СИ

Тип

Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ)

1. Термометр

ТП 22 (рег № 2851-72)

ЦД 1 °С в диапазоне от - 30 до + 50 °С

2. Барометр-анероид

БАММ 1 (рег № 5738-76)

Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5 %

3. Психрометр

М-4М (рег № 10069-11)

КТ 2,0

4.Вольтамперфазометр

ПАРМА ВАФ-Т (рег№33521-06_

КТ 0,5

Напряжение от 0 до 460 В

Ток от 0 до 6 А

Частота от 45 до 65 Гц

Фазовый угол от - 180 до 180 град

5. Прибор сравнения

КНТ-03 (рег № 24719-03)

1,999 В^А;

19,99 ВА

199,9 ВА

ПГ ±0,003 ВА

ПГ ±0,03 ВА

ПГ ±0,3 ВА

6. Радиочасы

МИР РЧ-0 (рег № 46656-11)

ПГ ±1 мкс

7. Секундомер

СОСпр-1 (рег № 11519-11)

От 0 до 30 мин, ЦД 0,1 с

Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.

Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.146 РЭ.

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

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

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО». Свидетельство об аттестации методики измерений № 62/12-01.00272-2016 от 08.11.2016 г.

Нормативные документы

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

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

Основные положения

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

Смотрите также

Система измерительная количества газа оперативного узла учета газа газопровода «Точка выхода на берег - ООО «Ставролен» (далее - ИС) предназначена для измерений объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям (температура 20 °С, а...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Усть-Канская солнечная электростанция» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработк...
67216-17
ШТМ Комплексы измерительно-вычислительные
АО "Транснефть - Верхняя Волга", г.Нижний Новгород
Комплексы измерительно-вычислительные ШТМ (далее - ШТМ) предназначены для измерений и преобразований аналоговых сигналов от первичных измерительных преобразователей (унифицированные электрические сигналы силы (от 4 до 20 мА) и напряжения (от 0 до 10...
67217-17
Ч1-1022 Стандарты частоты рубидиевые
ЗАО "Рукнар", г.Нижний Новгород
Стандарты частоты рубидиевые Ч1-1022 предназначены для формирования высокостабильных, высокоточных по частоте спектрально чистых синусоидальных сигналов.
67218-17
ИНБРЭС Контроллеры многофункциональные
ООО "ИНБРЭС", г.Чебоксары
Контроллеры многофункциональные ИНБРЭС (далее - контроллеры) предназначены для измерения действующих значений напряжения и силы переменного тока, активной, реактивной, полной мощности, коэффициента мощности и частоты переменного тока, а также напряже...