70822-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" - Производители, поставщики и поверители

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

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 70822-18
Производитель / заявитель: АО "Дальневосточная генерирующая компания" (ДГК), г.Хабаровск
Скачать
70822-18: Описание типа СИ Скачать 130.1 КБ
70822-18: Методика поверки МП 206.1-010-2018 Скачать 1.1 MБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК» (далее - АИИС КУЭ) 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 70822-18
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП "Комсомольская ТЭЦ-3" филиала "Хабаровская генерация" АО "ДГК"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ ХГ-КТЭЦ-3/2018
Производитель / Заявитель

АО "Дальневосточная генерирующая компания", г.Хабаровск

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

70822-18: Описание типа СИ Скачать 130.1 КБ
70822-18: Методика поверки МП 206.1-010-2018 Скачать 1.1 MБ

Описание типа

Назначение

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

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 субьектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (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, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования -ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного 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.

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 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

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

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты ПО - 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 КттКтн'Ксч

Метрологические характеристики

№№ ИК

Диспетчерское наименование присоединения

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №)

Обозначение, тип

Ктт •Ктн •Ксч

ИВКЭ

Вид энергии

Основная погрешность ИК (±Л), %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±Л), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Комсомольская ТЭЦ-3, Турбогенератор №1

II

Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

315000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

0,8

1,4

2,5

3,7

В

ТШЛ-20-1 УХЛ2

С

ТШЛ-20-1 УХЛ2

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 15750:^3/100:^3 № 46738-11

А

ЗНОЛ.06-15 У3

В

ЗНОЛ.06-15 У3

С

ЗНОЛ.06-15 У3

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

2

Комсомольская ТЭЦ-3, Турбогенератор №2

II

Кт = 0,2S Ктт = 10000/5 № 21255-08

А

ТШЛ-20-1 УХЛ2

315000

Активная

Реактивная

0,8

1,4

2,5

3,7

В

ТШЛ-20-1 УХЛ2

С

ТШЛ-20-1 УХЛ2

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 15750:^3/100:^3 № 46738-11

А

ЗНОЛ.06-15 У3

В

ЗНОЛ.06-15 У3

С

ЗНОЛ.06-15 У3

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ьская ТЭЦ-3, 0кВ, яч.1,

•110кВ

ьская ТЭЦ-3 -1ТФ - Старт" (С-115)

II

Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88

А

ТФЗМ 110Б-Ш У1

220000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

В

ТФЗМ 110Б-Ш У1

С

ТФЗМ 110Б-Ш У1

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11

А

НКФА-110 II УХЛ1

В

НКФА-110 II УХЛ1

ол -11 Лол

М21 1

С

НКФА-110 II УХЛ1

Комсом ЗРУ I

"Комсом ПС:БА №

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

4

Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.3, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 - ПС:БАМ-ПТФ -Старт" №2 (С-116)

II

Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88

А

ТФЗМ 110Б-Ш У1

220000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

В

ТФЗМ 110Б-ШУ1

С

ТФЗМ 110Б-Ш У1

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11

А

НКФА-110 II УХЛ1

В

НКФА-110 II УХЛ1

С

НКФА-110 II УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

5

Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.7, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС: ГПП-5 - К" №1

(С-117)

II

Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88

А

ТФЗМ 110Б-Ш У1

220000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

В

ТФЗМ 110Б-Ш У1

С

ТФЗМ 110Б-Ш У1

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11

А

НКФА-110 II УХЛ1

В

НКФА-110 II УХЛ1

С

НКФА-110 II УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.5, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -ПС: ГПП-5 - К" №2

(С-118)

II

Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88

А

ТФЗМ 110Б-Ш У1

220000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

В

ТФЗМ 110Б-Ш У1

С

ТФЗМ 110Б-Ш У1

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11

А

НКФА-110 II УХЛ1

В

НКФА-110 II УХЛ1

С

НКФА-110 II УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

7

Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.12, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -НПЗ-2" №1

II

Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 46101-10

А

ТВ-110-1-5 ХЛ2

132000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

4,9

3,8

В

ТВ-110-1-5 ХЛ2

С

ТВ-110-1-5 ХЛ2

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11

А

НКФА-110 II УХЛ1

В

НКФА-110 II УХЛ1

С

НКФА-110 II УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

8

Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.14, ВЛ-110кВ "Комсомольская ТЭЦ-3 -НПЗ-2" №2

II

Кт = 0,5 S Ктт = 600/5 № 46101-10

А

ТВ-110-1-5 ХЛ2

132000

Активная

Реактивная

1,0

2,2

4,9

3,8

В

ТВ-110-1-5 ХЛ2

С

ТВ-110-1-5 ХЛ2

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11

А

НКФА-110 II УХЛ1

В

НКФА-110 II УХЛ1

С

НКФА-110 II УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч =1 № 36697-08

СЭТ-4ТМ.03М.01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

Комсомольская ТЭЦ-3, ЗРУ-110кВ, яч.4, ОМВ-110кВ

II

Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 2793-88

А

ТФЗМ 110Б-Ш У1

220000

ARIS MT200-D50-TE-CTM-RZA2 рег. № 53992-13

Активная

Реактивная

1,0

2,2

5,6

3,3

В

ТФЗМ 110Б-Ш У1

С

ТФЗМ 110Б-Ш У1

ТН

Кт = 0,2 Ктн = 110000:^3/100:^3 № 39263-11

А

НКФА-110 II УХЛ1

В

НКФА-110 II УХЛ1

С

НКФА-110 II УХЛ1

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0

Ксч =1 № 27524-04

СЭТ-4ТМ.03.01

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

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 такими же 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 100 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

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

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

45

направлениях, сут, не более

ИВКЭ:

- суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут,

45

не 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 измерительным 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 АИИС КУЭ 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 средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока

ТШЛ-20-1 УХЛ2

6 шт.

Трансформаторы тока

ТФЗМ 110Б-Ш У1

15 шт.

Трансформаторы тока

ТВ-110-1-5 ХЛ2

6 шт.

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-15 У3

6 шт.

Трансформаторы напряжения

НКФА-110 II УХЛ1

6 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

7 шт.

Контроллеры многофункциональные

ARIS MT200

1 шт.

Программное обеспечение

ТЕЛЕСКОП+

1 шт.

Методика поверки

МП 206.1-010-2018

1 экз.

Паспорт - Формуляр

РЭП.411711.ХГ-КТЭЦ-3.ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-010-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 07.02.2018 г.

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.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;

- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована 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, рег. № 27008-04;

- 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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП «Комсомольская ТЭЦ-3» филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.

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

70823-18
Субблоки измерительные
АО "Уфимское приборостроительное производственное объединение" (УППО), г.Уфа
Субблоки измерительные (далее по тексту - субблоки) предназначены для измерений электрического сопротивления и электрической ёмкости блоков датчиков уровня.
70824-18
РВС-200 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
ОАО "Новокузнецкий завод резервуарных металлоконструкций", г.Новокузнецк
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВС-200 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти.
70825-18
РВСП-5000 Резервуары стальные вертикальные цилиндрические
ООО "Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение", г.Нижневартовск
Резервуары стальные вертикальные цилиндрические РВСП-5000 (далее - резервуары) предназначены для измерения объема нефти.
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объекту НПС «Самара-1» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реа...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Транснефть» в части АО «Транснефть - Приволга» по объектам НПС «Кузьмичи-1» и НПС «Кузьмичи-2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для из...