72036-18: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СЭГК" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СЭГК"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 72036-18
Производитель / заявитель: ОАО "Свердловская энергогазовая компания" (СЭГК), г.Екатеринбург
Скачать
72036-18: Описание типа СИ Скачать 115.6 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СЭГК" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СЭГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 72036-18
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СЭГК"
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 003
Производитель / Заявитель

АО "Свердловская энергогазовая компания", г.Екатеринбург

РОССИЯ

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

72036-18: Описание типа СИ Скачать 115.6 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СЭГК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности; вычисленные мгновенные значения усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:

- активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;

- средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.

Сервер при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через опто-порт счетчиков.

Для ИК № 5.1 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ Новотроицкая регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - рег. №) 64730-16 в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте.

На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передача КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.

Единое время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера ИВК АИИС КУЭ и счетчиков. Шкала времени в СОЕВ формируется при помощи сервера времени Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (ГСВЧ) - NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ». NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ» посредством сети Internet передает информацию о календарной дате и московском времени на основании шкалы UTC (SU). Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ осуществляется 1 раз в сутки при расхождении показаний часов NTP-сервера с показаниями часов ИВК АИИС КУЭ более, чем на 1 секунду. Сравнение показаний часов счетчиков и времени часов ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки; коррекция осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и показаний часов сервера опроса и баз данных на величину более чем ± 1с.

Синхронизация измерительных компонентов ИК № 5.1 происходит по СОЕВ АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ Новотроицкая.

Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Метрологически значимая часть ПО

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование объекта учета

Состав ИК

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Г раницы интервала основной относительной погрешности, (±6), %

Границы интервала относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.1

ПС Белая, 110/35/6кВ, ЗРУ 6кВ яч.11 ТСН-1

тип

ТОЛ-10

тип

НАМИТ-10-2

тип

Меркурий 234 ARTM2

Supermicro SYS-6018R-MTR

Активная

Реактивная

1,2

1,8

3,0

4,7

Коэф.тр

200/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

7069-79

Рег. №

18178-99

Рег. №

48266-11

1.2

ПС Белая, 110/35/6кВ, ЗРУ 6кВ яч.12 ТСН-2

тип

ТОЛ-10

тип

НАМИТ-10-2

тип

Меркурий 234 ARTM2

Коэф.тр

400/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

7069-79

Рег. №

18178-99

Рег. №

48266-11

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.3

ПС 110/35/6кВ Белая, ЗРУ 6кВ, яч.25 Насос №1

тип

ТОЛ-10

тип

Из состава канала 1.1

тип

Меркурий 234 ARTM2

Supermicro SYS-6018R-MTR

Активная

Реактивная

1,2

1,8

3,0

4,7

Коэф.тр

200/5

Коэф.тр

Кл.т.

0,5

Кл.т.

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

7069-79

Рег. №

Рег. №

48266-11

1.4

ПС 110/35/6кВ Белая, ЗРУ 6кВ, яч.22 Насос №2

тип

ТОЛ-10

тип

Из состава канала 1.2

тип

Меркурий 234 ARTM2

Коэф.тр

200/5

Коэф.тр

Кл.т.

0,5

Кл.т.

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

7069-79

Рег. №

Рег. №

48266-11

1.5

ПС 110/35/6кВ Белая, ЗРУ 6кВ, яч.27 Насос №3

тип

ТОЛ-10

тип

Из состава канала 1.1

тип

Меркурий 234 ARTM2

Коэф.тр

200/5

Коэф.тр

Кл.т.

0,5

Кл.т.

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

7069-79

Рег. №

Рег. №

48266-11

1.6

ПС 110/35/6кВ Белая, ЗРУ 6кВ, яч.32 Насос №4

тип

ТОЛ-10

тип

Из состава канала 1.2

тип

Меркурий 234 ARTM2

Коэф.тр

200/5

Коэф.тр

Кл.т.

0,5

Кл.т.

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

7069-79

Рег. №

Рег. №

48266-11

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2.1

ПС 110/6кВ Огнеупорная, ЗРУ 6кВ, яч.2

ЗМК-1

тип

ТПОЛ-10

тип

НАМИТ-10-1

тип

ПСЧ-4ТМ.05МК. 00

Supermicro SYS-6018R-MTR

Активная

Реактивная

1,3

2,1

3,3

5,6

Коэф.тр

600/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

1261-08

Рег. №

16687-97

Рег. №

46634-11

2.2

ПС 110/6кВ Огнеупорная, ЗРУ 6кВ, яч.15 ЗМК-2

тип

ТПОЛ-10

тип

НТМИ-6-66

тип

ПСЧ-4ТМ.05МК. 00

Коэф.тр

600/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

1261-08

Рег. №

2611-70

Рег. №

46634-11

2.3

РП 6кВ ЗМК, РУ 6кВ, яч.25 УЭМЗ-1р

тип

ТОЛ-10-I

тип

НТМИ-6-66

тип

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

15128-01

Рег. №

2611-70

Рег. №

46634-11

2.4

РП 6кВ ЗМК, РУ 6кВ, яч.4 УЭМЗ-2р

тип

ТОЛ-10-I

тип

НТМИ-6-66

тип

ПСЧ-4ТМ.05МК. 00

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

15128-01

Рег. №

2611-70

Рег. №

46634-11

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3.1

ТРП-6кВ

«УЭМЗ» яч.5

тип

ТЛК-10

тип

НАМИТ-10-1

тип

ПСЧ-4ТМ.05МК. 00

Supermicro SYS-6018R-MTR

Активная Реактивная

1,3

2,1

3,3

5,6

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

9143-06

Рег. №

16687-97

Рег. №

46634-11

3.2

ТРП-6кВ

«УЭМЗ» яч.9

тип

ТЛК-10

тип

НАМИТ-10-1

тип

ПСЧ-4ТМ.05МК. 00

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

9143-06

Рег. №

16687-97

Рег. №

46634-11

4.1

ПС 110/10кВ

Дормаш , РУ 10кВ, яч.18

тип

ТПОЛ-10

тип

НАМИТ-10-2

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Активная

Реактивная

1,2

1,8

3,0

4,7

Коэф.тр

1000/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

1261-08

Рег. №

18178-99

Рег. №

36697-12

4.2

ПС 110/10кВ

Дормаш , РУ 10кВ, яч.32

тип

ТПОЛ-10

тип

НАМИТ-10-2

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Коэф.тр

1000/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

1261-08

Рег. №

18178-99

Рег. №

36697-12

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5.1

ПС 220/110/10кВ Новотроицкая, ЗРУ 10кВ, КЛ 10кВ Птицефабрика Восточная, яч.7

тип

ТОЛ-10

тип

НТМИ-10-66

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Supermicro SYS-6018R-MTR

Активная

Реактивная

1,3

2,1

3,4

5,6

Коэф.тр

200/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

38395-08

Рег. №

831-69

Рег. №

36697-12

6.1

ПС 35/6кВ «Росскат», КРУН-6кВ, 1СШ 6кВ, яч.№2

тип

ТОЛ-10-1-2

тип

ЗНОЛ.06-6

тип

ПСЧ-4ТМ.05М.12

Коэф.тр

600/5

Коэф.тр

6000/^3/100/^3

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

47959-11

Рег. №

46738-11

Рег. №

36355-07

6.2

ПС 35/6кВ «Росскат», КРУН-6кВ, 2СШ

тип

ТОЛ-10-1-2

тип

ЗНОЛ.06-6

тип

ПСЧ-4ТМ.05МК. 12

Коэф.тр

600/5

Коэф.тр

6000/^3/100/^3

6кВ, яч.№13

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

47959-11

Рег. №

46738-11

Рег. №

46634-11

6.3

ПС 35/6кВ «Росскат», КРУН-6кВ, ЩСН-0,4кВ

тип

Т-0,66

тип

-

тип

ПСЧ-4ТМ.05МК. 16

Активная

Реактивная

1,1

1,8

3,3

5,5

Коэф.тр

100/5

Коэф.тр

-

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

-

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

22656-07

Рег. №

-

Рег. №

46634-11

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Примечания:

1 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

3 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-

численных в Таблице

2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице

2 метроло-

гических характеристик.

4 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в

эксплуата-

ционные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

5 Рег.№ - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия параметры сети:

-    напряжение, % от ином

от 98 до 102

-    ток, % от 1ном

от 100 до 120

-    коэффициент мощности

0,9

-    частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +20 до +25

Условия эксплуатации параметры сети:

-    напряжение, % от ином

от 90 до 110

-    ток, % от 1ном для ИК № 6.3

от 1 до 120

-    ток, % от 1ном для ИК № 5.1, 6.1, 6.2

от 2 до 120

-    ток, % от 1ном для ИК № 1.1 - 4.2

от 5 до 120

-    коэффициент мощности, cosф

0,8

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -40 до +40

температура окружающей среды в месте расположения электросчетчи-

ков, °С

от 0 до +30

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МК:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

48

Электросчетчики Меркурий 234:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

48

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

80000

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

тридцатиминутные приращения активной и реактивной

электроэнергии каждого массива профиля составляет, суток, не менее

35

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

- резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.

Регистрация событий:

- в журнале событий счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера БД;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10

15

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

9

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1

4

Трансформатор тока

ТЛК-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-2

4

Трансформатор тока

Т-0,66

3

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

4

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-1

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

6

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

6

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

6

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.12

1

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.12

1

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

1

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

3

Программное обеспечение

ПО АльфаЦентр

1

Паспорт-формуляр

АИИС.2.1.0222.003 ФО

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2018  «ГСИ. Системы

автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».

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;

- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - по методике поверки ИЛГШ.411152.167РЭ;

- счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ;

- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.032. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г, утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;

- счетчики Меркурий 234 - по документу «Счетчики электрической энергии статические трехфазные Меркурий 234. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1»;

- радиочасы МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационных документах.

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

Смотрите также

72037-18
Taurus ТСА 300-DTX Прибор для измерения теплопроводности
Компания "Taurus Instruments GmbH", Германия
Прибор для измерения теплопроводности Taurus ТСА 300-DTX (далее - прибор) предназначен для измерений теплопроводности строительных и теплоизоляционных материалов при стационарном тепловом режиме.
Манометры деформационные показывающие LFS-210-100-G (далее по тексту -манометры) предназначены для измерений избыточного давления воздуха, установлены на емкости для хранения сыпучих материалов в составе плавучей полупогружной буровой установки ППБУ...
72039-18
J1454 Манометры деформационные показывающие
Компания "Marsh Instruments", США
Манометры деформационные показывающие J1454 (далее по тексту - манометры) предназначены для измерений избыточного давления воздуха и установлены в кабине бурильщика в составе полупогружной плавучей буровой установки ППБУ «Nanhai 8» г.Мурманск.
Манометры деформационные показывающие LFS-210-100-D (далее по тексту -манометры) предназначены для измерений избыточного давления воздуха и установлены на емкости для хранения сыпучих материалов в составе плавучей полупогружной буровой установки ППБУ...
Манометры деформационные показывающие Type F (далее по тексту - манометры) предназначены для измерений избыточного давления газа в манифольде дросселирования в составе плавучей полупогружной буровой установки ППБУ «Nanhai 8», г. Мурманск.