Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения




Скачать 150.9 Kb.
НазваниеТехническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения
ТипТехническое задание
rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Техническое задание
Техническое задание

на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах

Условные обозначения и сокращения

ПР – проектные работы;

ППО – предпроектное обследование;

СМР – строительно-монтажные работы;

ПНР – пуско-наладочные работы;

АСДС – автоматизированная система дистанционного сбора;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

АВР – автоматический ввод резерва;

КЛ - кабельная линия;

ЦСОД – центр сбора и обработки данных;

ИВК - информационно - вычислительный комплекс;

ИВКЭ - информационно - вычислительный комплекс электроустановки (УСПД, концентратор и т.п.);

ИИК - измерительно-информационный комплекс точки учёта;

ТТ – измерительный трансформатор тока;

ТН – измерительный трансформатор напряжения;

ПО - программное обеспечение;

УСПД - устройства сбора и передачи данных;

Ethernet - пакетная технология передачи данных преимущественно локальных компьютерных сетей;

ВОЛС – волоконно-оптическая линия связи;

GSM - глобальный цифровой стандарт для мобильной сотовой связи;

GPRS - надстройка над технологией мобильной связи GSM, осуществляющая пакетную передачу данных;

RS-485 - стандарт передачи данных по двухпроводному полудуплексному многоточечному последовательному каналу связи;

TCP/IP - набор сетевых протоколов разных уровней модели сетевого взаимодействия, используемых в сетях.

ППР – план производства работ.

  1. Общие сведения

    1. Предмет договора

Выполнение полного комплекса Работ по строительству Объектов, а именно: системы контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах, в соответствии с условиями настоящего Договора и Техническим заданием.

    1. Назначение

  • сокращение потерь электроэнергии;

  • модернизация систем учета.

    1. Основание для проведения работ

  • Инвестиционная программа АО «СПб ЭС» на 2016-2020гг.

    1. Объекты

Установка узлов учета электроэнергии с АСДС производится на электросетевых объектах, приведенных в Приложении №1 к настоящему Договору.

  1. Состав и содержание работ

    1. Все работы выполняются силами генерального подрядчика в соответствии с данным техническим заданием.

    2. Состав и содержание Работ включает в себя:

      1. Все Работы выполняются силами Генерального подрядчика и включают в себя, но не ограничиваются следующими работами:

        1. Проведение ППО каждого объекта, включенного в Приложение №1. Все необходимые исходные данные для проектирования подрядчик получает собственными силами при проведении ППО. Отчет о проведении ППО согласовать с Заказчиком.

        2. Разработка технорабочего проекта АСДС для каждого Объекта отдельно. Технорабочий проект согласовать с Заказчиком и во всех необходимых инстанциях.

        3. Разработка сводно-сметного расчета для каждого Объекта отдельно, включающего в себя строительно-монтажные работы, оборудование и пусконаладочные работы. Сводно-сметный расчет согласовать с Заказчиком.

        4. Разработка и согласование с Заказчиком графиков производства работ, ППР и технологических карт производства работ по строительно-монтажным, пуско-наладочным работам и сдачи в промышленную эксплуатацию готовых объектов.

        5. Закупка оборудования и материалов в полном объеме согласно утвержденного сводно-сметный расчета.

        6. Выполнение СМР в соответствии с утвержденными планами-графиками и проектной документацией.

        7. Выполнение ПНР в соответствии с утвержденными планами-графиками и проектной документацией.

        8. В случае истечения межповерочного интервала проведение метрологической поверки с получением свидетельств о поверке трансформаторов тока и напряжения и приборов учета электрической энергии.

        9. Разработка паспортов-протоколов (контрольных карт) ИИК.

        10. Проведение комиссионной приемки АСДС в опытную эксплуатацию с подписанием Акта сдачи-приемки АСДС в опытную эксплуатацию с участием представителей заказчика.

        11. Подписание Акта об устранении замечаний, выявленных при сдаче-приёмке АСДС.

        12. Проведение комиссионной приемки АСДС в промышленную эксплуатацию с подписанием Акта сдачи-приемки АСДС в промышленную эксплуатацию с участием представителей заказчика.

        13. Представление Заказчику приемосдаточной документации в соответствии с разделами 1, 2, 7, 8 «Инструкции по оформлению приёмосдаточной документации по электромонтажным работам И 1.13-07».

  2. Требования к автоматизированной системе дистанционного сбора данных

    1. Общие требования к системе учета с АСДС:

      1. Технические средства создаваемой системы учета с АСДС должны быть изготовлены производителем в виде законченных укомплектованных изделий, для установки которых на месте эксплуатации достаточно указаний, приведенных в эксплуатационной документации, в которой нормированы метрологические характеристики измерительных каналов системы.

      2. На РП (БКРП), РТП (БКРТП) применение уровня ИВКЭ обязательно.

      3. Необходимость уровня ИВКЭ на энергообъектах, кроме РП (РТП), определить в проектной документации.

      4. Программное обеспечение, применяемые протоколы ИИК и коды ИВКЭ АСДС должны быть открытыми стандартизированными и обеспечивать возможность интеграции в существующий программно - технический комплекс АО «СПб ЭС», созданный на базе ПО «Пирамида 2000».

      5. АСДС должна производить автоматический сбор с заданной периодичностью данных измерений и хранение их в базе данных в течение 3,5 лет с регулярным резервированием на внешних носителях информации.

      6. АСДС должна обеспечивать снятие показаний со всех контролируемых ИИК электрической энергии на единый момент времени.

      7. АСДС должна обеспечивать контроль полноты и объема собранной информации со всех контролируемых ИИК.

      8. АСДС должна обеспечивать диагностику функционирования технических и программных средств.

      9. АСДС должна обеспечивать конфигурирование и настройку параметров выполнения измерений и иных действий. АСДС должна обеспечивать ведение системы единого времени, выработку текущего времени с погрешностью не более 5 секунд в сутки.

      10. Продукция должна быть новой, ранее не использованной, годом выпуска не ранее 2016 года.

      11. Все используемое оборудование должно соответствовать условиям эксплуатации, конструктивное исполнение соответствовать требованиям климатического исполнения по ГОСТ 15150-69 и удовлетворяющее требованиям к рабочему диапазону температур от -40 до +60.

      12. Типы применяемых компонентов систем учета (счетчики электрической энергии, измерительные трансформаторы и т.д.) электроэнергии должны быть утверждены федеральным органом исполнительной власти по техническому регулированию и метрологии, внесены в государственный реестр средств измерений.

      13. На каждую единицу поставляемого оборудования продукции должен быть предоставлен паспорт, комплектность по спецификации, руководство по эксплуатации. Копия сертификата качества предоставляется на поставляемое оборудование.

    2. Требования к местам установки приборов учета

      1. В РТП, БКРТП счетчики электроэнергии устанавливаются:

        1. В ячейках РУ-10 кВ (вводные и отходящие линии, вводные ячейки силовых трансформаторов, ячейка секционного выключателя).

        2. На вводах РУ-0,4 кВ.

        3. На собственные нужды: в ячейке ТСН РУ-10 кВ (при наличии) и ЯСН РУ 0,4 кВ.

      2. В ТП, БКТП счетчики электроэнергии устанавливаются:

        1. РУ-0,4 кВ на вводах ТП (БКТП).

        2. На собственные нужды: в ЯСН РУ-0,4 кВ.

    3. Требования к измерительным трансформаторам

      1. Трансформаторы тока по техническим характеристикам должны соответствовать ГОСТ 7746-2001. Коэффициенты трансформаторов тока должны быть выбраны по условиям фактической нагрузки и требованиям Правил устройства электроустановок и определены по результатам предпроектного обследования. Значения допустимых классов точности трансформаторов тока определяется исходя из условий объекта измерений.

      2. Трансформаторы напряжения по техническим характеристикам должны соответствовать ГОСТ 1983-2001. Значения допустимых классов точности трансформаторов напряжения определяется исходя из условий объекта измерений.

      3. Класс точности измерительных трансформаторов тока 0,5S и выше, трансформаторов напряжения 0,5 и выше.

    4. Требования к счетчикам электроэнергии

      1. Технические параметры и метрологические характеристики устанавливаемых приборов учета электрической энергии должны соответствовать требованиям ГОСТ 31819.22-2012 и ГОСТ 31819.23-2012 "Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока".

      2. Устанавливаемые приборы учета должны соответствовать следующим требованиям:

        1. Диапазон по напряжению: от 3×(57,7-115)/(100-200) В для трехфазных приборов учета трансформаторного включения с ТТ и ТН, 3×(120 230)/(208 400) В для приборов учета трансформаторного включения с ТТ.

        2. Класс точности 0,5S и выше.

        3. Хранение профиля нагрузки с 30-ти минутным интервалом, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, суточных значений на глубину хранения не менее 90 суток, за текущий и прошедшие месяцы на глубину не менее 12 месяцев, запрограммированных параметров не менее 3-х лет, последних 100 зафиксированных событий.

        4. Обеспечение работоспособности в диапазоне температур, определенных условиями эксплуатации.

        5. Наличие встроенного цифрового дисплея отображения информации.

        6. Отображение параметров и событий на дисплее должно быть русифицировано (исключение могут составлять единицы измерения параметров по единой системе измерений – СИ, отображаемых на дисплее счетчика).

        7. Ведение журнала событий, журнала показателей качества электричества, журнала превышения порога мощности.

        8. Измерение параметров качества электрической энергии в сети и отображение в режиме индикации на дисплее.

          1. Действующее значение напряжения (в режиме индикации).

          2. Частота (в режиме индикации).

          3. Длительность провала напряжения (ведение журнала).

          4. Глубина провала напряжения (ведение журнала).

          5. Длительность перенапряжения (ведение журнала).

        9. Осуществление контроля правильности подключения измерительных цепей учета.

        10. Возможность программирования, перепрограммирования, управления и считывания параметров и данных локально [оптопорт, RS-485] и удаленно [GSM/GPRS и др.].

        11. Защита данных учета и параметров счётчиков электрической энергии на программном уровне - система паролей, на аппаратном уровне - механическая блокировка от несанкционированного доступа (электронная пломба, аппаратная блокировка и т.д.).

        12. Наличие электронной пломбы корпуса электросчетчика для защиты от его вскрытия.

        13. Разграничение прав доступа на перепрограммирование в соответствии с паролями доступа.

        14. Ведение часов реального времени.

        15. Погрешность хода внутренних часов не более ±0,5 сек. в сутки и иметь возможность внешней синхронизации хода внутренних часов.

        16. Самодиагностику счетчика (ежесуточно и при повторном включении питания) с выводом результата неисправности на дисплей.

        17. Программируемую последовательность сообщений и вывода измеряемых параметров на дисплей счетчика.

        18. Срок службы не менее - 24 лет.

        19. Средняя наработка до отказа не менее 100 000 ч.

        20. Межповерочный интервал не менее 10 лет.

        21. Защита от внешних электромагнитных и магнитных полей по ГОСТ Р 51070 97;

        22. Наличие встроенной батареи в счетчике для обеспечения хода внутреннего таймера, сохранения параметров программирования и хранения значений в энергонезависимой памяти, срок службы которой должен быть не менее 10 лет.

        23. Протоколы обмена данными соответствующие рекомендациям МЭК.

        24. Функциональность программного обеспечения для реализации следующих задач.

          1. программирование счетчика.

          2. считывание данных и просмотра данных в эксплуатационном режиме (мгновенные данные).

          3. документирования данных и возможности конвертации информации в один из распространенных форматов (*.xls, *.csv, *.txt,*.xml);

          4. обмен данными на базе «открытых» протоколов с устройствами всех уровней иерархии системы учета;

          5. защита от потери зафиксированных показаний (суммарных и по тарифам) при отсутствии гарантированного питания.

      3. На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 месяцев, а на однофазных счетчиках - с давностью не более 2 лет (п.1.5.13 ПУЭ).

      4. Чувствительность средств учета должна соответствовать минимальной расчетной нагрузке присоединения.

      5. На приборы учёта и шкафы учета должны быть нанесены логотипы с целью идентификации присоединения и собственника оборудования.

      6. Монтаж ИИК предусмотреть в соответствии с гл. 1.5 ПУЭ.

      7. Средства учета электрической энергии и контроля ее качества должны быть защищены от несанкционированного доступа для исключения возможности искажения результатов измерений. Необходимо исключить наличие открытых неизолированных токоведущих частей до пункта учета.

      8. Высота от пола до коробки зажимов электросчетчика должна быть в пределах 0,8 1,7 м с уклоном не более 10. Конструкция крепления электросчетчика должна обеспечить возможность установки и съема его с лицевой стороны.

      9. Счетчики должны размещаться в легкодоступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном для работы месте.

      10. При монтаже электропроводки оставлять концы провода длиной не менее 120 мм. Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличительную окраску.

      11. Счетчики должны быть совместимы с ПО ИКМ «Пирамида-2000» разработчика «Системы и технологии».

    5. Требования к автоматизации

      1. Обеспечить включение ИИК в существующую АСДС АО «СПб ЭС».

      2. АСДС должна обеспечивать следующие функции:

        1. Измерение приращений активной и реактивной электроэнергии на заданных интервалах времени.

        2. Периодический и (или), по запросу, автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета.

        3. Автоматический сбор данных о состоянии средств измерений.

        4. Контроль достоверности данных.

        5. Ведение «журналов событий».

        6. Автоматическая синхронизация времени счетчиков на уровне ИВКЭ, либо с системным временем ИВК «ИКМ-Пирамида-2000».

        7. безопасность хранения данных и программного обеспечения в соответствии с ГОСТ Р 52069.0-2013.

        8. Конфигурирование (параметрирование) технических средств и программного обеспечения (при подключении монитора).

        9. Предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным и электронным данным.

        10. Защиту от несанкционированного доступа, обеспеченную путем пломбирования и использования программных паролей.

      3. Оборудование АСДС должно быть совместимо с ПО «ИКМ-Пирамида-2000».



    1. Требования к каналам связи:

      1. При автоматизированном сборе данных учета передача данных должна осуществляться по каналам связи, обеспечивающим сбор и обмен данными по стандартным интерфейсам и протоколам обмена типа «запрос-ответ» в автоматическом и в автоматизированном (по запросу) режимах. Выбор интерфейсов и каналов передачи данных определяется проектом.

      2. Передача информации об электропотреблении от счётчика до ИВКЭ осуществляется по интерфейсу RS-485.

      3. Передача информации об электропотреблении от счётчика до центра сбора информации при наличии на объекте ВОЛС осуществляется по существующим каналам сотовой ВОЛС с установкой терминала связи.

      4. Передача информации об электропотреблении от счётчика до центра сбора информации при отсутствии на объекте ВОЛС осуществляется по каналам сотовой связи стандарта GSM/GPRS.

      5. При наличии на объекте ВОЛС каналы сотовой связи стандарта GSM/GPRS являются резервным каналом связи.

      6. Технические характеристики каналообразующей аппаратуры должны обеспечивать скорость передачи информации в канале не менее 9600 б/с.

      7. Выбор оборудования и канала передачи данных должен производиться с учетом обеспечения надежности и экономичности (наименьших затрат) передачи данных.

    2. Требования к метрологическому обеспечению

      1. Средства измерений, входящие в состав АСДС (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электроэнергии, контроллеры):

        1. Должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений и допущены к применению в Российской Федерации.

        2. Должны быть внесены в комплектность средств измерений «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления ИИС «Пирамида-2000».

        3. Иметь действующие свидетельства о поверке.

    3. Требования к опломбировке и маркировке

      1. В установленных законодательством Российской Федерации об обеспечении единства измерений и о техническом регулировании случаях конструкцией устанавливаемого оборудования (трансформаторов тока, счетчиков, ИКК и т.д.) должна быть предусмотрена возможность установки контрольной пломбы и (или) знаков визуального контроля для исключения несанкционированного доступа к приборам учета (измерительным трансформаторам) и элементам АСДС.

    4. Требования к надёжности

      1. Комплекс технических средств системы учета с автоматизированным сбором данных по показателям надёжности должны соответствовать требованиям ГОСТ 27883-88.

      2. Все элементы системы учета должны быть защищены:

        1. От внезапных отключений напряжения питания аппаратуры.

        2. От помех и искажений при передаче информации.

        3. От влияния отклонений температурных параметров, влажности, электромагнитных полей по условиям работы аппаратуры.

        4. От несанкционированного доступа.

    5. Требования к электромагнитной совместимости

      1. Устройства системы учета должны удовлетворять требованиям ГОСТ Р 51318.22 99 по электромагнитной совместимости.

      2. Уровень радиопомех, создаваемых устройствами и их составными частями, должен соответствовать требованиям ГОСТ Р 51320-99.

    6. Требования по эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению

      1. Оборудование системы учета должно обеспечивать непрерывную работу в пределах срока службы при условии проведения ремонтно-восстановительных работ.

      2. Восстановление работоспособности системы учета должно производиться путем замены неисправных модулей из состава ЗИП, с последующим ремонтом, вышедших из строя модулей. Состав и количество модулей в ЗИП определяется проектом (не менее 5%).

      3. Технические средства системы учета должны быть обслуживаемыми устройствами. Техническое обслуживание должно заключаться в систематическом наблюдении за правильностью работы устройства, в регулярном техническом осмотре и устранении возникающих неисправностей допущенным для этих работ персоналом или обслуживающей организацией.

      4. Условия хранения технических средств системы учета должны отвечать требованиям ГОСТ 15150-69.

    7. Требования по стандартизации и унификации

      1. АСДС создается в соответствии с требованиями действующих нормативно-правовых документов.

    8. Требования к документированию

      1. Проектную документацию разработать в соответствии с Постановлением Правительства РФ №87 от 16.02.2008 г., ГОСТ Р 21.1101-2013, ГОСТ 34.601-90, ГОСТ 34.602-89, РД 50-34.698-90, статьями №№47, 48 Градостроительного кодекса РФ, ПУЭ, ПТЭ и отвечать требованиям СНИП, государственных норм и правил, действующих на территории РФ.

    9. Требования к безопасности

      1. АСДС должна удовлетворять требованиям международных и российских нормативных документов по безопасности.

      2. По общим требованиям безопасности устройс­тва, входящие в АСДС, должны соответствовать ГОСТ 12.2.091-2002 и ГОСТ 25861-83.

      3. АСДС на всех уровнях должна быть защищена от несанкционированного доступа.

    10. Требования к защите информации от несанкционированного доступа

      1. Защита от утечки информации должна обеспечиваться в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.

      2. При создании Системы должны быть решены следующие вопросы обеспечения информационной безопасности:

        1. Необходимость и целесообразность защиты каждой из компонентов Системы.

        2. Условия и критерии аттестации пользовательских рабочих мест с позиции выполнения требований защиты информации от несанкционированного доступа.

        3. Разработка или выбор методов и средств программно-технической защиты информационных ресурсов на этапах сбора, обработки и транспортировки информации с обеспечением степени ее защищенности, адекватной ценности и конфиденциальности содержания.

      3. Используемые программно-технические средства защиты от несанкционированного доступа должны обеспечивать:

        1. Идентификацию пользователей.

        2. Передачу данных по сети в закодированном (зашифрованном) виде.

        3. Контроль за процессами обработки информации путем автоматического ведения системных журналов, в том числе, регистрацию попыток несанкционированного доступа, обнаруживаемых программными средствами защиты.

Генеральный подрядчик

/_____________/

М.П.


Заказчик

Генеральный директор

АО «СПб ЭС»
/_____________/ М.А.Иванов

Похожие:

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconРуководство по эксплуатации стиу. 426477. 008 Рэ
В данном техническом описании приняты следующие сокращения и условные обозначения

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconПеречень и условные обозначения процессов гост 29297-92 (исо 4063-90)
Настоящий стандарт устанавливает перечень и условные обозначения процессов сварки, высокотемпературной и низкотемпературной пайки...

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconГуп «Петербургский метрополитен» Санкт-Петербург 2016 г. Принятые...
Указание от 18. 07. 2016 №1090/нзэ «О вводе в действие плана-графика внедрения системы видео-конференц-связи»

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconИнструкция по установке и эксплуатации
Настоящая инструкция содержит указания по установке, подключению, пуску и техническому обслуживанию системы переговорной связи лифта....

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconТехническое задание на получение акта соответствия техническим требованиям...
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconУсловные обозначения, применяемые в боевых документах Советской Армии...
Вдобавок, чтобы читать карту, надо знать сразу два языка язык топографических знаков и язык тактических знаков

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconТехническое задание на выполнение работ на разработку документации по титулу
«Модернизация автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (аиис куэ) зао «впз»»

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconТехническое задание на внедрение автоматизированной системы технического...
Комплекс работ по созданию автоматизированной системы технического учета электроэнергии, тепловой энергии, газа астуэ ао «Ижевский...

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconТехническое задание на разработку
Аиис куэ) и дальнейшего коммерческого сопровождения аиис куэ в целях приобретения электроэнергии для объектов Сбербанка России ОАО...

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconОтчет о результатах контрольного мероприятия «Проверка правомерности,...
Основание проведения контрольного мероприятия: распоряжение Контрольно-счетной палаты Александровского муниципального района от 26....

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconПрограммы обучения: условные обозначения и список Правил (Б1,Б2,Б7,Б8) Общеотраслевые
Двт – пб при эксплуатации дымовых и вентиляционных промышленных труб(пб 03-445-02)

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconРешение задачи поиска данных
Обозначения и сокращения

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconМонтажная инструкция по инсталляции и декорированию стеновых покрытий Lincrusta
Обращайте внимание на термины и условные обозначения на этикетках, упаковке или на вложенных инструкциях

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconТест по профессии «Машинист подъемного агрегата» Условные обозначения: + правильный ответ
Ти 36-22-21-03. Типовая инструкция по безопасному ведению работ для машинистов подъемников (вышек)

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconТест по профессии «Машинист подъемного агрегата» Условные обозначения: + правильный ответ
Ти 36-22-21-03. Типовая инструкция по безопасному ведению работ для машинистов подъемников (вышек)

Техническое задание на организацию контрольного учета электроэнергии на электросетевых объектах Условные обозначения и сокращения iconБалансы электроэнергии в электрических сетях балабин А. А
Рассмотрены балансовые методы, применяемые для контроля работы систем учета электроэнергии и выявления очагов потерь в электрических...


Руководство, инструкция по применению






При копировании материала укажите ссылку © 2018
контакты
rykovodstvo.ru
Поиск