-
1 time meter
-
2 time measurement unit
1) Общая лексика: прибор измерения времени2) Техника: блок измерения времени -
3 time meter
1) Морской термин: прибор измерения времени2) Техника: измеритель времени, реле времени, таймер, хронометр3) Электроника: счётчик времени -
4 time-measuring instrument
Englsh-Russian aviation and space dictionary > time-measuring instrument
-
5 response time
- инерционность (прибора или устройства)
- время установления показаний
- время срабатывания
- время регулирования
- время реакции (в информационных технологиях)
- время реакции
- время реагирования
- время отклика системы
- время отклика
- время ответа
- время действия
- быстродействие (в пожарозащите)
быстродействие (в пожарозащите)
Применительно к быстродействующей системе пожарозащиты время между началом возгорания и подачей воды на объект
[А.С.Гольдберг. Англо-русский энергетический словарь. 2006 г.]Тематики
EN
время действия
быстродействие
—
[Я.Н.Лугинский, М.С.Фези-Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо-русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.]Тематики
- электротехника, основные понятия
Синонимы
EN
время ответа
время реакции
время отклика
—
[Е.С.Алексеев, А.А.Мячев. Англо-русский толковый словарь по системотехнике ЭВМ. Москва 1993]Тематики
Синонимы
EN
время отклика
Этот термин используется в управлении мощностями в качестве меры производительности ИТ-инфраструктуры.
[Словарь терминов ITIL версия 1.0, 29 июля 2011 г.]EN
response time
[Словарь терминов ITIL версия 1.0, 29 июля 2011 г.]Тематики
EN
время реагирования
Временной промежуток между временем обнаружения разлива нефти и началом очистных работ.
[ ГОСТ Р 53389-2009]Тематики
Обобщающие термины
- восстановление
- терминология, относящаяся к рабочим характеристикам
EN
время реакции
—
[Я.Н.Лугинский, М.С.Фези-Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо-русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.]Тематики
- электротехника, основные понятия
EN
время реакции (в информационных технологиях)
Мера времени, необходимого для выполнения операции. Используется в управлении мощностями для измерения производительности ИТ-инфраструктуры, а также в управление инцидентами — для измерения времени, необходимого для ответа по телефону или для начала диагностики.
[ http://www.dtln.ru/slovar-terminov]Тематики
EN
время регулирования
Характеристика управления, определяемая как интервал времени с момента подачи типового воздействия на вход объекта до момента вхождения значений выходной координаты в заданный диапазон ее значений в установившемся режиме функционирования объекта.
[Сборник рекомендуемых терминов. Выпуск 107. Теория управления.
Академия наук СССР. Комитет научно-технической терминологии. 1984 г.]
время регулирования
-
[Лугинский Я. Н. и др. Англо-русский словарь по электротехнике и электроэнергетике. 2-е издание - М.: РУССО, 1995 - 616 с.]
Тематики
- автоматизация, основные понятия
EN
время срабатывания
Продолжительность времени или разность времени между любыми двумя электрическими или механическими функциями, выполняемыми управляющим устройством с отсчетом времени в течение автоматического действия.
[ГОСТ IЕС 60730-1-2011]
время срабатывания
Промежуток времени, в течение которого происходит срабатывание арматуры, т.е. перемещение запирающего элемента из одного крайнего положения в другое.
[ ГОСТ Р 52720-2007]
время срабатывания tr
Период времени между моментами начала работы устройства ограничения частоты вращения и срабатыванием двигателя внутреннего сгорания.
[ ГОСТ Р ИСО 8528-2-2007]
время срабатывания
tan
Время, необходимое для срабатывания устройства контроля изоляции при заданных условиях.
[ ГОСТ Р 61557-1-2006]Тематики
- арматура трубопроводная
- электроагрегаты генераторные
- электробезопасность
- электротехника, основные понятия
EN
инерционность (прибора или устройства)
время срабатывания
—
[ http://slovarionline.ru/anglo_russkiy_slovar_neftegazovoy_promyishlennosti/]Тематики
Синонимы
EN
3.9 время срабатывания (response time): Интервал времени между отключением исполнительного устройства управления и окончанием выходного сигнала (см. также 9.8).
Источник: ГОСТ ИСО 13851-2006: Безопасность оборудования. Двуручные устройства управления. Функциональные аспекты и принципы конструирования оригинал документа
3.40 время установления показаний (response time): Временной интервал, измеряемый по окончании времени прогрева газоанализатора, от момента мгновенной замены чистого воздуха на поверочную газовую смесь на входе газоанализатора (или наоборот) до момента, когда выходной сигнал достигнет заданного уровня (х), в процентах от установившегося значения выходного сигнала при подаче поверочной газовой смеси.
Источник: ГОСТ Р 52350.29.2-2010: Взрывоопасные среды. Часть 29-2. Газоанализаторы. Требования к выбору, монтажу, применению и техническому обслуживанию газоанализаторов горючих газов и кислорода оригинал документа
3.3.1 время отклика (response time): Время, в течение которого прибор реагирует на внезапное изменение значения характеристики качества воздуха. Оно может быть разделено на две части (см. ИСО 6879).
Источник: ГОСТ Р ИСО 10155-2006: Выбросы стационарных источников. Автоматический мониторинг массовой концентрации твердых частиц. Характеристики измерительных систем, методы испытаний и технические требования оригинал документа
3.11. время реагирования (response time): Время между началом приложения силы к эффективной чувствительной области и реализацией разомкнутого состояния выходного переключателя по 4.3.
3.66 время отклика системы (response time): Временной период, необходимый для перехода водородного генератора из одного заданного режима в другой.
Источник: ГОСТ Р 54110-2010: Водородные генераторы на основе технологий переработки топлива. Часть 1. Безопасность оригинал документа
3.15 время отклика (response time): Интервал времени, в течение которого выходной сигнал достигает 90 % установившегося показания прибора.
Примечание - Время отклика включает время запаздывания и время нарастания/спада.
Источник: ГОСТ Р ИСО 12039-2011: Выбросы стационарных источников. Определение содержания монооксида углерода, диоксида углерода и кислорода. Характеристики и калибровка автоматических измерительных систем в условиях применения оригинал документа
3.34 время реакции (response time): Время, необходимое для достижения измерительным оборудованием 90 % результирующего значения после ступенчатого изменения входного сигнала.
Источник: ГОСТ Р МЭК 62209-1-2008: Воздействие на человека радиочастотных полей от ручных и располагаемых на теле беспроводных устройств связи. Модели человека, измерительные приборы и процедуры. Часть 1. Порядок определения коэффициента удельного поглощения энергии для ручных устройств, используемых в непосредственной близости к уху (полоса частот от 300 МГц до 3 ГГц) оригинал документа
3.17 время реакции (response time): Время, необходимое для достижения элементом определенного состояния на выходе после получения сигнала, обусловливающего переход к этому состоянию на выходе.
[Глоссарий безопасности МАГАТЭ, Версия 2.0,2006]
Источник: ГОСТ Р МЭК 62385-2012: Атомные станции. Контроль и управление, важные для безопасности. Методы оценки рабочих характеристик измерительных каналов систем безопасности оригинал документа
3.8.8. время срабатывания (response time) tan: Время, необходимое для срабатывания устройства контроля изоляции при заданных условиях.
Источник: ГОСТ Р МЭК 61557-1-2005: Сети электрические распределительные низковольтные напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 1. Общие требования оригинал документа
5.2.18 время отклика (response time): Время, в течение которого прибор реагирует на внезапное изменение значения характеристики качества воздуха и которое включает в себя время запаздывания и время нарастания (режим нарастания) или время запаздывания и время спада (режим спада).
Источник: ГОСТ Р ИСО 6879-2005: Качество воздуха. Характеристики и соответствующие им понятия, относящиеся к методам измерений качества воздуха оригинал документа
Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > response time
-
6 chronotron
-
7 chronotron
The New English-Russian Dictionary of Radio-electronics > chronotron
-
8 log
1. буровой журнал, буровой рапорт4. разг. вращение снаряда без углубки5. pl. сведения бурового журнала— well log
* * *
1. диаграмма геофизических исследований в скважине, каротажная диаграмма || регистрировать каротажную диаграмму; проводить каротаж2. кернограмма3. журнал ( учёта или регистрации)density formation compensated log — диаграмма плотностного гамма-гамма-каротажа с компенсацией влияния скважины
induced spectral gamma-ray log — диаграмма спектроскопического гамма-активационного каротажа; диаграмма спектроскопии наведенного гамма-излучения
side-wall epithermal neutron log — диаграмма нейтронного каротажа с прижимным зондом по надтепловым нейтронам
thermal neutron decay-time log — диаграмма импульсного нейтронного каротажа по времени жизни тепловых нейтронов
— film log— flow log— test log— well log
* * *
каротажная диаграмма ( кривая), запись измерений или наблюдёний; разрез; буровой рапорт, буровой журнал; каротаж
* * *
запись измерений или наблюдений, каротажная диаграмма
* * *
1) журнал ( учёта или регистрации)2) буровой журнал; pl сведения бурового журнала, записи в буровом журнале4) каротажная диаграмма, диаграмма результатов геофизических исследований в скважине, || регистрировать каротажную диаграмму; проводить каротаж5) кернограмма7) разг. вращение снаряда без углубки•to log a well — проводить каротаж в скважине;
to log in casing — проводить каротаж в обсадной колонне;
- log of holeto run a log — регистрировать каротажную диаграмму; производить каротаж;
- acid-evaluation log
- acoustic log
- acoustic amplitude log
- acoustic character log
- acoustic transit-time log
- acoustic velocity log
- activation log
- amplitude log
- analytical well log
- answer-format synergetic log
- borehole log
- borehole compensated sonic log
- borehole televiewer log
- boring log
- caliper log
- carbonate analysis log
- cased-hole log
- casing-collar log
- casing-inspection log
- cement log
- cement-bond log
- cemotron log
- character log
- chlorine log
- collar log
- combination log
- combined log
- compatibly scaled logs
- compensated log
- compensated formation density log
- compensated neutron log
- composite log
- computed log
- computed analysis log
- computed dipmeter log
- computer-processed log
- contact log
- contact caliper log
- continuous neutron-gamma log
- continuous velocity log
- continuous well log
- conventional resistivity log
- core analysis log
- core sample log
- correlation log
- current focusing log
- density log
- density formation compensated log
- density gamma-gamma log
- depth control log
- detail log
- differential log
- differential caliper log
- dipmeter log
- directional log
- dot log
- drill log
- driller log
- drilling log
- drilling-mud log
- drilling-porosity log
- drilling-time log
- drill-pipe log
- dual induction log
- dual spacing neutron log
- electrical log
- electrical resistivity log
- electrical resistivity survey log
- electromagnetic propagation log
- electromagnetic thickness log
- electronic log
- epithermal neutron log
- equipment failure log
- equipment performance log
- equipment status log
- field log
- film log
- flow log
- fluid density log
- focused log
- focused current electrical log
- focused microresistivity log
- focused resistivity log
- focusing log
- focusing-electrode log
- formation-analysis log
- formation-density log
- formation-factor log
- formation-tester log
- fracture log
- fracture evaluation log
- fracture identification log
- free fluid log
- G-log
- gamma-gamma log
- gamma-gamma density log
- gamma-neutron log
- gamma-ray log
- graphic log
- guard electrode log
- guarded log
- geochemical well log
- hand-plotted log
- induced gamma-ray log
- induced spectral gamma-ray log
- induction log
- induction electrical log
- inspection log
- lateral log
- lithological log
- long-spaced sonic log
- macroelectrical log
- maintenance log
- metric log
- microresistivity log
- microseismogram log
- microspherically focused log
- monitor log
- mud log
- mud-analysis log
- multiple log
- natural gamma-ray log
- neutron log
- neutron-gamma log
- neutron-lifetime log
- neutron-neutron log
- neutron-thermal neutron log
- noise log
- nuclear log
- nuclear cement log
- nuclear flow log
- nuclear-magnetic log
- nuclear-magnetism log
- nuclear-magnetic resonance log
- nuclear-radiation log
- offset well logs
- open-hole log
- operation time log
- operator log
- optical film log
- oxidation-reduction potential log
- permeability profile log
- photon log
- pipe-analysis log
- porosity log
- producibility-index log
- producing log
- production log
- profile log of water injection well
- proximity log
- pulsed neutron capture log
- quick-look log
- radiation log
- radioactive log
- radioactive-tracer log
- radioactivity log
- rate-of-penetration log
- redox potential log
- reference log
- repair log
- resistance log
- resistivity log
- running log
- sample log
- scattered gamma-ray log
- side-wall log
- side-wall neutron log
- signature log
- single-point resistance log
- section gage log
- seismic log
- shothole log
- side-wall acoustic log
- side-wall epithermal neutron log
- sieve residue log
- sniffer log
- sonic log
- sonic cement bond log
- spectral gamma-ray log
- spherically focused log
- spontaneous polarization log
- spontaneous potential log
- standard log
- strip log
- sulfur log
- synthetic acoustic-impedance log
- synthetic sonic log
- temperature log
- test data log
- thermal log
- thermal decay time log
- thermal neutron decay-time log
- three-D log
- tracer log
- trouble report log
- true vertical depth log
- trumpet log
- ultralong spaced electrical log
- usable log
- variable density log
- variable intensity log
- velocity log
- velocity acoustic log
- wave train log
- well log
- well test log
- wiggle trace log
- wireline log* * *• 1) буровой журнал; 2) каротажный прибор• 1) регистрировать; 2) зарегистрированный• ГК• журнал• каротаж -
9 horometer
[hɒʹrɒmıtə] nприбор для измерения времени; часы; хронометр -
10 horometer
[hɒ'rɒmɪtə]Общая лексика: прибор для измерения времени, хронометр, часы -
11 horometer
(n) прибор для измерения времени; хронометр; часы -
12 horometer
n прибор для измерения времени; часы; хронометр -
13 group delay meter
прибор для измерения группового времени задержки
—
[Л.Г.Суменко. Англо-русский словарь по информационным технологиям. М.: ГП ЦНИИС, 2003.]Тематики
EN
Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > group delay meter
-
14 ink drying tester
English-Russian big polytechnic dictionary > ink drying tester
-
15 chronoscope
-
16 chronotron
-
17 flowmeter
гидрологический расходомер
Гидротехническое сооружение для измерения расходов воды в открытых водных потоках по устойчивой однозначной зависимости расхода воды от напора над сооружением.
[ ГОСТ 19179-73]Тематики
Обобщающие термины
EN
расходомер
Прибор для измерения расхода газов, жидкостей и сыпучих материалов
[Терминологический словарь по строительству на 12 языках (ВНИИИС Госстроя СССР)]Тематики
EN
DE
FR
расходомер
Устройство, которое показывает объемный расход определенного газа или газовой смеси
[ ГОСТ Р 52423-2005]Тематики
- ингаляц. анестезия, искусств. вентиляц. легких
EN
DE
FR
расходомер жидкости (газа)
расходомер
Ндп. измеритель расхода жидкости (газа)
Измерительный прибор или совокупность приборов, предназначенных для измерения расхода жидкости (газа).
[ ГОСТ 15528-86]Расходомеры, служат для измерения объема (объемный расход) или массы (массовый расход) жидкостей, газов и паров, проходящих через заданное сечение трубопровода в единицу времени. Иногда расходомеры снабжают интеграторами, или счетчиками - устройствами для суммирования измеряемых объемов или масс контролируемых сред в течение заданного промежутка времени. Расходомеры разных типов рассчитаны на измерения в определенной области расходов (рис. 1).
Рис. 1. Диапазоны измерений расходов жидкостей, газов и паров разными расходомерами.
Основные показатели, обусловливающие выбор расходомера: значение расхода; тип контролируемой среды, ее температура, давление, вязкость, плотность, электрическая проводимость, рН; перепад давлений на первичном измерительном преобразователе (датчике); диаметр трубопровода; диапазон (отношение максимального расхода к минимальному) и погрешность измерений. В зависимости от физ.-химических свойств измеряемой и окружающей сред в расходомеры используются различные методы измерений.
В данной статье рассматриваются наиболее важные типы расходомеры и счетчиков, применяемых в химических лабораториях, химических и смежных отраслях промышленности для высокоточных контроля и учета химических веществ при их производстве, выдаче и потреблении, а также в системах автоматизированного управления технологическими процессами.Расходомеры переменного перепада давлений (рис. 2, а). Действие их основано на зависимости перепада давлений на гидравлическом сопротивлении (диафрагмы, сопла и трубы Вентури, сопла Лаваля и др.), расположенном в потоке контролируемой среды, от ее расхода Q. Измерения разности давлений Dp = p1 - p2 осуществляются на прямолинейном участке трубопровода (длиной до 10 и не менее 5 диаметров соответственно до и после гидравлического сопротивления). Расходомеры данного типа особенно распространены благодаря следующим достоинствам: простоте конструкции и возможности измерений в широком диапазоне значений расхода и диаметров трубопроводов (от десятков до 3000 мм и более); возможности применения для различных по составу и агрессивности жидкостей и газов при температурах до 350-400 °С и давлениях до 100 МПа; возможности расчетным путем определять расход без натурной градуировки расходомеры в случае трубопроводов диаметрами 50-1000 мм. Недостатки: небольшой диапазон измерений из-за квадратичной зависимости между расходом и перепадом давлений (3:1); значительные потери давления на гидравлическом сопротивлении и связанные с этим дополнительные затраты энергии. Погрешность 1,5-2,5% от макс. расхода.
Расходомеры постоянного перепада давлений, или ротаметры ( рис. 2, б). В этих приборах измеряется прямо пропорциональная расходу величина перемещения поплавка h внутри конической трубки под воздействием движущегося снизу вверх потока контролируемой среды. Последний поднимает поплавок до тех пор, пока подъемная сила, возникающая благодаря наличию на нем перепада давлений, не уравновесится весом поплавка. Трубки ротаметров могут быть стеклянными (рассчитаны на давление до 2,5 МПа) и металлическими (до 70 МПа). Поплавки в зависимости от свойств жидкости или газа изготовляют из различных металлов либо пластмасс. Приборы работоспособны при температурах от — 80 до 400 °С, предпочтительны для трубопроводов диаметром до 150 мм, имеют равномерные шкалы, градуированные в единицах объемного расхода. Достоинства: возможность измерений расхода жидкостей и газов от весьма малых значений (0,002 л/ч по воде, 0,03 л/ч по воздуху) до высоких (150-200 и до 3000 м3/ч); широкий диапазон измерений (10:1); малые потери давления (до 0,015 МПа). Погрешность 0,5-2,5% от макс. расхода.
Электромагнитные расходомеры (рис. 2, в). Действие их основано на прямо пропорциональной зависимости расхода от эдс, индуцированной в потоке электропроводной жидкости (минимальная удельная электрическая проводимость 10-3-10-4 См/м), движущейся во внеш. магнитное поле, которое направлено перпендикулярно оси трубопровода. Эдс определяется с помощью двух электродов, вводимых в измеряемую среду диаметрально противоположно через электроизоляционное покрытие внутри поверхности трубопровода. Материалы покрытий - резины, фторопласты, эпоксидные компаунды, керамика и другие. Приборы позволяют измерять расход различных пульп, сиропов, агрессивных и радиоактивных жидкостей и т. д. при давлениях обычно до 2,5 МПа (иногда до 20 МПа); диаметр трубопроводов, как правило, 2-3000 мм. Во избежание поляризации электродов измерения проводят в переменном магнитном поле. Допустимые температуры контролируемой среды определяются термостойкостью электроизоляционных покрытий и могут достигать, как правило, 230 °С. При измерении расхода жидких металлов (например, Na, К и их эвтектик) указанные температуры обусловлены термостойкостью используемых конструкционных материалов, в первую очередь магнитов, создающих постоянное магнитное поле (исключает возникновение в металлах вихревых токов) и составляют 400-500 °С; в данном случае трубопроводы не имеют внутренней изоляции, а. электроды привариваются непосредственно к их наружным поверхностям. Достоинства: высокое быстродействие; широкий диапазон измерений (100:1); отсутствие потерь давления (приборы не имеют элементов, выступающих внутрь трубопровода); показания приборов не зависят от вязкости и плотности жидкостей. Погрешность 0,5-1,0% от измеряемой величины.
Тахометрические расходомеры В турбинных расходомерах (рис. 2, г) используется зависимость измеряемой тахометром частоты вращения турбинки, приводимой в движение потоком среды (нефтепродукты, растворы кислот и щелочей, нейтральные или агрессивные газы) от ее расхода. Турбинки могут размещаться аксиально либо тангенциально по отношению к направлению движения потока. Диаметр трубопроводов 4-4000 мм; вязкость среды 0,8-750 мм2/с; температура от -240 до 550 °С, давление до 70 МПа; диапазон измерений до 100:1; потери давления 0,05 МПа. Погрешность 0,5-1,5% от макс. расхода.
В шариковых расходомерах контролируемая жидкая среда закручивается с помощью неподвижного винтового направляющего аппарата и увлекает за собой металлический шарик, заставляя его вращаться внутри трубопровода (перемещению вдоль оси препятствуют ограничит. кольца). Мера расхода - частота вращения шарика, измеряемая, например, тахометром. Диаметр трубопроводов 5-150 мм; температура среды от -30 до 250 °С, давление до 6,4 МПа; диапазон измерений 10:1; потери давления до 0,05 МПа. В этих приборах в отличие от турбинных отсутствуют опорные подшипники, что позволяет измерять расход жидкостей с механическими включениями и увеличивает ресурс работы. Погрешность не более 1,5% от максимального расхода.Ультразвуковые расходомеры (рис. 2, д). В основу их работы положено использование разницы во времени прохождения ультразвуковых колебаний (более 20 кГц) в направлении потока контролируемой среды и против него. Электронное устройство формирует электрический импульс, поступающий на пьезоэлемент П1, который излучает электромеханические колебания в движущуюся среду. Эти колебания воспринимаются через некоторое время пьезоэлементом П2, преобразуются им в электрический импульс, попадающий в электронное устройство и снова направляемый им на пьезоэлемент П1 и т.д. Контур П1-П2 характеризуется частотой f1 повторений импульсов, прямо пропорциональной расстоянию между пьезоэлементами и обратно пропорциональной разности между скоростью распространения звука в контролируемой среде и скоростью самой среды. Аналогично электронное устройство подает импульсы в обратном направлении, то есть от пьезоэлемента П2 к пьезоэлементу П1. Контур П2-П1 характеризуется частотой f2 повторений импульсов, прямо пропорциональной расстоянию между пьезоэлементами и обратно пропорциональной сумме скоростей распространения звука в среде и самой среды. Далее электронное устройство определяет разность Df указанных частот, которая пропорциональна скорости (расходу) среды.
Эти приборы не вызывают потерь давления, обладают высоким быстродействием и обеспечивают измерение пульсирующих расходов (частота 5-10 кГц) любых не содержащих газовых включений жидкостей (в т. ч. вязких и агрессивных), а также газов и паров. Диаметр трубопроводов 10-3000 мм и более; температура среды от —40 до 200°С (реже-от —250 до 250 °C), давление до 4 МПа; диапазон измерений 100:1. Погрешность 1,0-2,5% от макс. расхода.Вихревые расходомеры (рис. 2, е). Действие их основано на зависимости между расходом и частотой возникновения вихрей за твердым телом (например, металлическим прямоугольным стержнем), которое расположено в потоке жидкости или газа. Образованию вихрей способствует поочередное изменение давления па гранях этого тела. Диапазон частот образования вихрей определяется размером и конфигурацией тела и диаметром трубопроводов (25-300 мм). Температура среды обычно от - 50 до 400 °С, реже от -270 до 450 °С; давление до 4 МПа, иногда до -6,3 МПа; диапазон измерений: для жидкостей 12:1, для газов 40:1. Градуировка приборов не зависит от плотности и вязкости контролируемой среды, а также от ее температуры и давления. Погрешность 0,5-1,0% от измеряемой величины при числах Рейнольдса Re > 30000; при Re < 10000 определение расхода практически невозможно из-за отсутствия вихрей.
Объемные расходомеры (рис. 2,ж). В качестве измерителей объема служат счетчики с цилиндрическими или овальными шестернями, поршневые, с плавающей шайбой, лопастные, винтовые и другие. Они снабжены устройствами выдачи сигналов, пропорциональных объемному расходу вещества. Эти приборы пропускают определенный объем жидкости за один цикл хода чувствительного элемента. Мера расхода - число таких циклов. Диаметр трубопроводов 15-300 мм; температура среды до 150°С, давление до 10 МПа; диапазон измерений до 20:1. Основное достоинство - стабильность показаний. Недостатки: необходимость установки фильтров, задерживающих твердые частицы (чувствительный элемент при их проникновении может выйти из строя); износ движущихся деталей, приводящий к увеличению погрешности показаний, которая обычно составляет 0,5-1,0 от измеряемой величины.
Струйные расходомеры (рис. 2,з). В них используется принцип действия генератора автоколебаний. В приборе часть струи потока жидкости или газа ответвляется и через так называемый канал обратной связи а поступает на вход устройства, создавая поперечное давление на струю. Последняя перебрасывается к противоположной стенке трубопровода, где от нее снова ответвляется часть потока, подаваемая через канал б на вход прибора; в результате струя переходит в первоначальное положение и т. д. Такой переброс происходит с частотой, пропорциональной расходу контролируемой среды, и сопровождается изменением давления в каналах а и б, что позволяет датчику давления воспринимать автоколебания. Диаметр трубопроводов 2-25 мм; температура среды от —263 до 500 °С, давление до 4 МПа; диапазон измерений 10:1. Основное достоинство - отсутствие подвижных элементов. Погрешность-1,5% от макс. расхода.
Корреляционные расходомеры (рис. 2, и). В этих приборах с помощью сложных ультразвуковых и иных устройств осуществляется запоминание в заданном сечении трубопровода (I) характерного "образа" потока контролируемой среды и его последнее распознавание в другом сечении (II), расположенном на определенном расстоянии от первого. Мера расхода - время прохождения "образом" потока участка трубопровода между сечениями. Диаметр трубопроводов 15-900 мм; температура среды до 100-150°С, давление до 20 МПа; диапазон измерений 10:1. Достоинства: независимость показаний от изменений плотности, вязкости, электропроводности и других параметров жидкости; отсутствие потерь давления. Погрешность 1 % от измеряемой величины.
[ http://www.chemport.ru/data/chemipedia/article_3233.html]
Недопустимые, нерекомендуемые
Тематики
Синонимы
EN
DE
FR
14. Расходомер жидкости (газа)
Расходомер
Ндп. Измеритель расхода жидкости (газа)
D. Durchflußmeßgerät
E. Flowmeter
F. Débitmètre
Измерительный прибор или совокупность приборов, предназначенных для измерения расхода жидкости (газа)
Источник: ГОСТ 15528-86: Средства измерений расхода, объема или массы протекающих жидкости и газа. Термины и определения оригинал документа
Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > flowmeter
-
18 tester
1. испытательный прибор; контрольно-измерительный прибор2. лаборант, испытательadhesion tester — адгезиометр, прибор для определения липкости
folding tester — прибор для испытания на излом; прибор для испытания на перегиб
four-color laboratory printability tester — лабораторная установка для испытания печатных свойств краски и бумаги для четырёхкрасочной печати
laboratory printability tester — лабораторное устройство для испытания печатных свойств краски и бумаги
magnetic printing tester — прибор для испытания оттисков, отпечатанных магнитными красками
pagepull strength tester — прибор для измерения усилия, необходимого для вырывания листа из блока, «пулл-тестер»
printability tester — пробопечатное устройство, устройство для определения взаимодействия бумаги и краски
-
19 consistometer
1) Военный термин: пластомер, прибор для испытания консистенции2) Техника: консистометр3) Железнодорожный термин: прибор для определения консистенции смеси4) Горное дело: консистометр (прибор для определения консистенции смесей)7) Целлюлозно-бумажная промышленность: прибор для измерения концентрации массы8) Полимеры: пластометр -
20 smart metering
интеллектуальный учет электроэнергии
-
[Интент]Учет электроэнергии
Понятия «интеллектуальные измерения» (Smart Metering), «интеллектуальный учет», «интеллектуальный счетчик», «интеллектуальная сеть» (Smart Grid), как все нетехнические, нефизические понятия, не имеют строгой дефиниции и допускают произвольные толкования. Столь же нечетко определены и задачи Smart Metering в современных электрических сетях.
Нужно ли использовать эти термины в такой довольно консервативной области, как электроэнергетика? Что отличает новые системы учета электроэнергии и какие функции они должны выполнять? Об этом рассуждает Лев Константинович Осика.
SMART METERING – «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ УЧЕТ» ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Определения и задачи
По многочисленным публикациям в СМИ, выступлениям на конференциях и совещаниях, сложившемуся обычаю делового оборота можно сделать следующие заключения:
• «интеллектуальные измерения» производятся у потребителей – физических лиц, проживающих в многоквартирных домах или частных домовладениях;
• основная цель «интеллектуальных измерений» и реализующих их «интеллектуальных приборов учета» в России – повышение платежной дисциплины, борьба с неплатежами, воровством электроэнергии;
• эти цели достигаются путем так называемого «управления электропотреблением», под которым подразумеваются ограничения и отключения неплательщиков;
• средства «управления электропотреблением» – коммутационные аппараты, получающие команды на включение/отключение, как правило, размещаются в одном корпусе со счетчиком и представляют собой его неотъемлемую часть.
Главным преимуществом «интеллектуального счетчика» в глазах сбытовых компаний является простота осуществления отключения (ограничения) потребителя за неплатежи (или невнесенную предоплату за потребляемую электроэнергию) без применения физического воздействия на существующие вводные выключатели в квартиры (коттеджи).
В качестве дополнительных возможностей, стимулирующих установку «интеллектуальных приборов учета», называются:
• различного рода интеграция с измерительными приборами других энергоресурсов, с биллинговыми и информационными системами сбытовых и сетевых компаний, муниципальных администраций и т.п.;
• расширенные возможности отображения на дисплее счетчика всей возможной (при первичных измерениях токов и напряжений) информации: от суточного графика активной мощности, напряжения, частоты до показателей надежности (времени перерывов в питании) и денежных показателей – стоимости потребления, оставшейся «кредитной линии» и пр.;
• двухсторонняя информационная (и управляющая) связь сбытовой компании и потребителя, т.е. передача потребителю различных сообщений, дистанционная смена тарифа, отключение или ограничение потребления и т.п.
ЧТО ТАКОЕ «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ»?
Приведем определение, данное в тематическом докладе комитета ЭРРА «Нормативные аспекты СМАРТ ИЗМЕРЕНИЙ», подготовленном известной международной компанией КЕМА:
«…Для ясности необходимо дать правильное определение смарт измерениям и описать организацию инфраструктуры смарт измерений. Необходимо отметить, что между смарт счетчиком и смарт измерением существует большая разница. Смарт счетчик – это отдельный прибор, который установлен в доме потребителя и в основном измеряет потребление энергии потребителем. Смарт измерения – это фактическое применение смарт счетчиков в большем масштабе, то есть применение общего принципа вместо отдельного прибора. Однако, если рассматривать пилотные проекты смарт измерений или национальные программы смарт измерений, то иногда можно найти разницу в определении смарт измерений. Кроме того, также часто появляются такие термины, как автоматическое считывание счетчика (AMR) и передовая инфраструктура измерений (AMI), особенно в США, в то время как в ЕС часто используется достаточно туманный термин «интеллектуальные системы измерений …».
Представляют интерес и высказывания В.В. Новикова, начальника лаборатории ФГУП ВНИИМС [1]: «…Это автоматизированные системы, которые обеспечивают и по-требителям, и сбытовым компаниям контроль и управление потреблением энергоресурсов согласно установленным критериям оптимизации энергосбережения. Такие измерения называют «интеллектуальными измерениями», или Smart Metering, как принято за рубежом …
…Основные признаки Smart Metering у счетчиков электрической энергии. Их шесть:
1. Новшества касаются в меньшей степени принципа измерений электрической энергии, а в большей – функциональных возможностей приборов.
2. Дополнительными функциями выступают, как правило, измерение мощности за короткие периоды, коэффициента мощности, измерение времени, даты и длительности провалов и отсутствия питающего напряжения.
3. Счетчики имеют самодиагностику и защиту от распространенных методов хищения электроэнергии, фиксируют в журнале событий моменты вскрытия кожуха, крышки клеммной колодки, воздействий сильного магнитного поля и других воздействий как на счетчик, его информационные входы и выходы, так и на саму электрическую сеть.
4. Наличие функций для управления нагрузкой и подачи команд на включение и отключение электрических приборов.
5. Более удобные и прозрачные функции для потребителей и энергоснабжающих организаций, позволяющие выбирать вид тарифа и энергосбытовую компанию в зависимости от потребностей в энергии и возможности ее своевременно оплачивать.
6. Интеграция измерений и учета всех энергоресурсов в доме для выработки решений, минимизирующих расходы на оплату энергоресурсов. В эту стратегию вовлекаются как отдельные потребители, так и управляющие компании домами, энергоснабжающие и сетевые компании …».
Из этих цитат нетрудно заметить, что первые 3 из 6 функций полностью повторяют требования к счетчикам АИИС КУЭ на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ), которые не менялись с 2003 г. Функция № 5 является очевидной функцией счетчика при работе потребителя на розничных рынках электроэнергии (РРЭ) в условиях либеральной (рыночной) энергетики. Функция № 6 практически повторяет многочисленные определения понятия «умный дом», а функция № 4, провозглашенная в нашей стране, полностью соответствует желаниям сбытовых компаний найти наконец действенное средство воздействия на неплательщиков. При этом ясно, что неплатежи – не следствие отсутствия «умных счетчиков», а результат популистской политики правительства. Отключить физических (да и юридических) лиц невозможно, и эта функция счетчика, безусловно, останется невостребованной до внесения соответствующих изменений в нормативно-правовые акты.
На функции № 4 следует остановиться особо. Она превращает измерительный прибор в управляющую систему, в АСУ, так как содержит все признаки такой системы: наличие измерительного компонента, решающего компонента (выдающего управляющие сигналы) и, в случае размещения коммутационных аппаратов внутри счетчика, органов управления. Причем явно или неявно, как и в любой системе управления, подразумевается обратная связь: заплатил – включат опять.
Обоснованное мнение по поводу Smart Grid и Smart Metering высказал В.И. Гуревич в [2]. Приведем здесь цитаты из этой статьи с локальными ссылками на используемую литературу: «…Обратимся к истории. Впервые этот термин встретился в тексте статьи одного из западных специалистов в 1998 г. [1]. В названии статьи этот термин был впервые использован Массудом Амином и Брюсом Волленбергом в их публикации «К интеллектуальной сети» [2]. Первые применения этого термина на Западе были связаны с чисто рекламными названиями специальных контроллеров, предназначенных для управления режимом работы и синхронизации автономных ветрогенераторов (отличающихся нестабильным напряжением и частотой) с электрической сетью. Потом этот термин стал применяться, опять-таки как чисто рекламный ход, для обозначения микропроцессорных счетчиков электроэнергии, способных самостоятельно накапливать, обрабатывать, оценивать информацию и передавать ее по специальным каналам связи и даже через Интернет. Причем сами по себе контроллеры синхронизации ветрогенераторов и микропроцессорные счетчики электроэнергии были разработаны и выпускались различными фирмами еще до появления термина Smart Grid. Это название возникло намного позже как чисто рекламный трюк для привлечения покупателей и вначале использовалось лишь в этих областях техники. В последние годы его использование расширилось на системы сбора и обработки информации, мониторинга оборудования в электроэнергетике [3] …
1. Janssen M. C. The Smart Grid Drivers. – PAC, June 2010, p. 77.
2. Amin S. M., Wollenberg B. F. Toward a Smart Grid. – IEEE P&E Magazine, September/October, 2005.
3. Gellings C. W. The Smart Grid. Enabling Energy Efficiency and Demand Response. – CRC Press, 2010. …».
Таким образом, принимая во внимание столь различные мнения о предмете Smart Grid и Smart Metering, сетевая компания должна прежде всего определить понятие «интеллектуальная система измерения» для объекта измерений – электрической сети (как актива и технологической основы ОРЭМ и РРЭ) и представить ее предметную область именно для своего бизнеса.
БИЗНЕС И «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ УЧЕТ»
В результате изучения бизнес-процессов деятельности ряда сетевых компаний и взаимодействия на РРЭ сетевых, энергосбытовых компаний и исполнителей коммунальных услуг были сформулированы следующие исходные условия.
1. В качестве главного признака новой интеллектуальной системы учета электроэнергии (ИСУЭ), отличающей ее от существующей системы коммерческого и технического учета электроэнергии, взято расширение функций, причем в систему вовлекаются принципиально новые функции: определение технических потерь, сведение балансов в режиме, близком к on-line, определение показателей надежности. Это позволит, среди прочего, получить необходимую информацию для решения режимных задач Smart Grid – оптимизации по реактивной мощности, управления качеством электроснабжения.
2. Во многих случаях (помимо решения задач, традиционных для сетевой компании) рассматриваются устройства и системы управления потреблением у физических лиц, осуществляющие их ограничения и отключения за неплатежи (традиционные задачи так называемых систем AMI – Advanced Metering Infrastructure).
Учитывая вышеизложенное, для электросетевой компании предлагается принимать следующее двойственное (по признаку предметной области) определение ИСУЭ:
в отношении потребителей – физических лиц: «Интеллектуальная система измерений – это совокупность устройств управления нагрузкой, приборов учета, коммуникационного оборудования, каналов передачи данных, программного обеспечения, серверного оборудования, алгоритмов, квалифицированного персонала, которые обеспечивают достаточный объем информации и инструментов для управления потреблением электроэнергии согласно договорным обязательствам сторон с учетом установленных критериев энергоэффективности и надежности»;
в отношении системы в целом: «Интеллектуальная система измерений – это автоматизированная комплексная система измерений электроэнергии (с возможностью измерений других энергоресурсов), определения учетных показателей и решения на их основе технологических и бизнес-задач, которая позволяет интегрировать различные информационные системы субъектов рынка и развиваться без ограничений в обозримом будущем».
ЗАДАЧИ «ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО УЧЕТА»
Далее мы будем основываться на том, что ИСУЭ позволит осуществить следующие функции в бытовом секторе:
• дистанционное получение от каждой точки измерения (узла учета) у бытового потребителя сведений об отпущенной или потребленной электроэнергии;
• расчет внутриобъектового (многоквартирный жилой дом, поселок) баланса поступления и потребления энергоресурсов с целью выявления технических и коммерческих потерь и принятия мер по эффективному энергосбережению;
• контроль параметров поставляемых энергоресурсов с целью обнаружения и регистрации их отклонений от договорных значений;
• обнаружение фактов несанкционированного вмешательства в работу приборов учета или изменения схем подключения электроснабжения;
• применение санкций против злостных неплательщиков методом ограничения потребляемой мощности или полного отключения энергоснабжения;
• анализ технического состояния и отказов приборов учета;
• подготовка отчетных документов об электропотреблении;
• интеграция с биллинговыми системами.
«ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ»
Остановимся подробно на одном из атрибутов ИСУЭ, который считаю ключевым для основного электросетевого бизнеса.
Особенностью коммерческого учета электроэнергии (КУЭ) распределительных сетевых компаний является наличие двух сфер коммерческого оборота электроэнергии – ОРЭМ и РРЭ, которые хотя и сближаются в нормативном и организационном плане, но остаются пока существенно различными с точки зрения требований к КУЭ.
Большинство сетевых компаний является субъектом как ОРЭМ, так и РРЭ. Соответственно и сам коммерческий учет в отношении требований к нему разделен на два вида:
• коммерческий учет на ОРЭМ (технические средства – АИИС КУЭ);
• коммерческий учет на РРЭ (технические средства – АСКУЭ).
Кроме того, к коммерческому учету, т.е. к определению тех показателей, которые служат для начисления обязательств и требований сетевой компании (оплата услуг по транспорту электроэнергии, купля-продажа технологических потерь), следует отнести и измерения величин, необходимых для определения показателей надежности сети в отношении оказания услуг по передаче электроэнергии.
Отметим, что сложившиеся технологии АИИС КУЭ и АСКУЭ по своей функциональной полноте (за исключением функции коммутации нагрузки внутри систем) – это технологии Smart Metering в том понимании, которое мы обсуждали выше. Поэтому далее будем считать эти понятия полностью совпадающими.
Подсистема ИСУЭ на РРЭ, безусловно, самая сложная и трудоемкая часть всей интеллектуальной системы как с точки зрения организации сбора информации (включая измерительные системы (ИС) и средства связи в автоматизированных системах), так и с точки зрения объема точек поставки и соответственно средств измерений. Последние отличаются большим многообразием и сложностью контроля их и метрологических характеристик (МХ).
Если технические требования к ИС на ОРЭМ и к ИС крупных потребителей (по крайней мере потребителей с присоединенной мощностью свыше 750 кВА) принципиально близки, то в отношении нормативного и организационного компонентов имеются сильные различия. Гармоничная их интеграция в среде разных компонентов – основная задача создания современной системы ИСУЭ любой сетевой компании.
Особенностью коммерческого учета для нужд сетевого комплекса – основного бизнеса компании в отличие от учета электроэнергии потребителей, генерирующих источников и сбытовых компаний – является сам характер учетных показателей, вернее, одного из них – технологических потерь электроэнергии. Здесь трудность состоит в том, что границы балансовой принадлежности компании должны оснащаться средствами учета в интересах субъектов рынка – участников обращения электроэнергии, и по правилам, установленным для них, будь то ОРЭМ или РРЭ. А к измерению и учету важнейшего собственного учетного показателя, потерь, отдельные нормативные требования не предъявляются, хотя указанные показатели должны определяться по своим технологиям.
При этом сегодня для эффективного ведения бизнеса перед сетевыми компаниями, по мнению автора, стоит задача корректного определения часовых балансов в режиме, близком к on-line, в условиях, когда часть счетчиков (со стороны ОРЭМ) имеют автоматические часовые измерения электроэнергии, а подавляющее большинство (по количеству) счетчиков на РРЭ (за счет физических лиц и мелкомоторных потребителей) не позволяют получать такие измерения. Актуальность корректного определения фактических потерь следует из необходимости покупки их объема, не учтенного при установлении тарифов на услуги по передаче электроэнергии, а также предоставления информации для решения задач Smart Grid.
В то же время специалистами-практиками часто ставится под сомнение практическая востребованность определения технологических потерь и их составляющих в режиме on-line. Учитывая это мнение, которое не согласуется с разрабатываемыми стратегиями Smart Grid, целесообразно оставить окончательное решение при разработке ИСУЭ за самой компанией.
Cистемы АИИС КУЭ сетевых компаний никогда не создавались целенаправленно для решения самых насущных для них задач, таких как:
1. Коммерческая задача купли-продажи потерь – качественного (прозрачного и корректного в смысле метрологии и требований действующих нормативных документов) инструментального или расчетно-инструментального определения технологических потерь электроэнергии вместе с их составляющими – техническими потерями и потреблением на собственные и хозяйственные нужды сети.
2. Коммерческая задача по определению показателей надежности электроснабжения потребителей.
3. Управленческая задача – получение всех установленных учетной политикой компании балансов электроэнергии и мощности по уровням напряжения, по филиалам, по от-дельным подстанциям и группам сетевых элементов, а также КПЭ, связанных с оборотом электроэнергии и оказанием услуг в натуральном выражении.
Не ставилась и задача технологического обеспечения возможного в перспективе бизнеса сетевых компаний – предоставления услуг оператора коммерческого учета (ОКУ) субъектам ОРЭМ и РРЭ на территории обслуживания компании.
Кроме того, необходимо упорядочить систему учета для определения коммерческих показателей в отношении определения обязательств и требований оплаты услуг по транспорту электроэнергии и гармонизировать собственные интересы и интересы смежных субъектов ОРЭМ и РРЭ в рамках существующей системы взаимодействий и возможной системы взаимодействий с введением института ОКУ.
Именно исходя из этих целей (не забывая при этом про коммерческие учетные показатели смежных субъектов рынка в той мере, какая требуется по обязательствам компании), и нужно строить подлинно интеллектуальную измерительную систему. Иными словами, интеллект измерений – это главным образом интеллект решения технологических задач, необходимых компании.
По сути, при решении нового круга задач в целевой модели интеллектуального учета будет реализован принцип придания сетевой компании статуса (функций) ОКУ в зоне обслуживания. Этот статус формально прописан в действующей редакции Правил розничных рынков (Постановление Правительства РФ № 530 от 31.08.2006), однако на практике не осуществляется в полном объеме как из-за отсутствия необходимой технологической базы, так и из-за организационных трудностей.
Таким образом, сетевая компания должна сводить баланс по своей территории на новой качественной ступени – оперативно, прозрачно и полно. А это означает сбор информации от всех присоединенных к сети субъектов рынка, формирование учетных показателей и передачу их тем же субъектам для определения взаимных обязательств и требований.
Такой подход предполагает не только новую схему расстановки приборов в соответствии с комплексным решением всех поставленных технологами задач, но и новые функциональные и метрологические требования к измерительным приборам.
ПРЕИМУЩЕСТВА ИСУЭ
Внедрение ИСУЭ даст новые широкие возможности для всех участников ОРЭМ и РРЭ в зоне обслуживания электросетевой компании.
Для самой компании:
1. Повышение эффективности существующего бизнеса.
2. Возможности новых видов бизнеса – ОКУ, регистратор единой группы точек поставки (ГТП), оператор заправки электрического транспорта и т.п.
3. Обеспечение внедрения технологий Smart grid.
4. Создание и развитие программно-аппаратного комплекса (с сервисно-ориентированной архитектурой) и ИС, снимающих ограничения на развитие технологий и бизнеса в долгосрочной перспективе.
Для энергосбытовой деятельности:
1. Автоматический мониторинг потребления.
2. Легкое определение превышения фактических показателей над планируемыми.
3. Определение неэффективных производств и процессов.
4. Биллинг.
5. Мониторинг коэффициента мощности.
6. Мониторинг показателей качества (напряжение и частота).
Для обеспечения бизнеса – услуги для генерирующих, сетевых, сбытовых компаний и потребителей:
1. Готовый вариант на все случаи жизни.
2. Надежность.
3. Гарантия качества услуг.
4. Оптимальная и прозрачная стоимость услуг сетевой компании.
5. Постоянное внедрение инноваций.
6. Повышение «интеллекта» при работе на ОРЭМ и РРЭ.
7. Облегчение технологического присоединения энергопринимающих устройств субъектов ОРЭМ и РРЭ.
8. Качественный консалтинг по всем вопросам электроснабжения и энергосбережения.
Успешная реализации перечисленных задач возможна только на базе информационно-технологической системы (программно-аппаратного комплекса) наивысшего достигнутого на сегодняшний день уровня интеграции со всеми возможными информационными системами субъектов рынка – измерительно-учетными как в отношении электроэнергии, так и (в перспективе) в отношении других энергоресурсов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Новиков В.В. Интеллектуальные измерения на службе энергосбережения // Энергоэксперт. 2011. № 3.
2. Гуревич В.И. Интеллектуальные сети: новые перспективы или новые проблемы? // Электротехнический рынок. 2010. № 6.
[ http://www.news.elteh.ru/arh/2011/71/14.php]Тематики
EN
Англо-русский словарь нормативно-технической терминологии > smart metering
См. также в других словарях:
прибор для измерения времени группового распространения — grupinio vėlinimo trukmės matuoklis statusas T sritis Standartizacija ir metrologija apibrėžtis Elektromagnetinių bangų grupės vėlinimo trukmės matuoklis. atitikmenys: angl. group delay meter vok. Gruppenlaufzeitmeter, n rus. измеритель… … Penkiakalbis aiškinamasis metrologijos terminų žodynas
прибор для измерения времени группового распространения — grupinio vėlinimo trukmės matuoklis statusas T sritis fizika atitikmenys: angl. group delay meter vok. Gruppenlaufzeitmeter, n rus. измеритель группового времени замедления, m; прибор для измерения времени группового распространения, m pranc.… … Fizikos terminų žodynas
прибор для измерения времени схватывания цемента — prisometras statusas T sritis Standartizacija ir metrologija apibrėžtis Cemento kietėjimo trukmės matuoklis. atitikmenys: angl. prisometer vok. Prisometer, n rus. прибор для измерения времени схватывания цемента, m pranc. prisomètre, m … Penkiakalbis aiškinamasis metrologijos terminų žodynas
Часы прибор для измерения времени — Содержание: 1) Исторический очерк развития часовых механизмов: а) солнечные Ч., b) водяные Ч., с) песочные Ч., d) колесные Ч. 2) Общие сведения. 3) Описание астрономических Ч. 4.) Маятник, его компенсация. 5) Конструкции спусков Ч. 6) Хронометры … Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона
прибор — прибор: Комплект изделий различного функционального назначения одного типа, например: ложка, вилка, нож столовый, объединенных общим художественно конструкторским решением, предназначенных для сервировки стола. Источник: ГОСТ Р 51687 2000:… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ИЗМЕРЕНИЯ И ВЗВЕШИВАНИЕ — Измерения служат для получения точного, объективного и легко воспроизводимого описания физической величины. Не производя измерений, нельзя охарактеризовать физическую величину количественно. Чисто словесные определения низкая или высокая… … Энциклопедия Кольера
прибор для измерения группового времени задержки — — [Л.Г.Суменко. Англо русский словарь по информационным технологиям. М.: ГП ЦНИИС, 2003.] Тематики информационные технологии в целом EN group delay meter … Справочник технического переводчика
Измерения — и измерительные приборы. Законы явлений природы; каквыражения количественных отношений между факторами явлений, выводятся наосновании измерений этих факторов. Приборы, приспособленные к такимизмерениям, называются измерительными. Всякое измерение … Энциклопедия Брокгауза и Ефрона
Измерения и измерительные приборы — Законы явлений природы, как выражения количественных отношений между факторами явлений, выводятся на основании измерений этих факторов. Приборы, приспособленные к таким измерениям, называются измерительными. Всякое измерение, какой бы ни было… … Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона
Прибор учета электроэнергии — Современный двухтарифный счётчик Устройство классического электросчётчика Счётчик электрической энергии (электрический счётчик) прибор для измерения расхода электроэнергии переменного или постоянного тока (обычно в кВт·ч или А·ч). С … Википедия
Прибор учёта электроэнергии — Современный двухтарифный счётчик Устройство классического электросчётчика Счётчик электрической энергии (электрический счётчик) прибор для измерения расхода электроэнергии переменного или постоянного тока (обычно в кВт·ч или А·ч). С … Википедия