Приказ Росстандарта №2170 от 13.10.2017

№2170 от 13.10.2017
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

# 29104
О внесении изменений в описание типа на установки измерительные "ОЗНА-МАССОМЕР"

2017 год
месяц October
сертификация программного обеспечения

707 Kb

Файлов: 1 шт.

ЗАГРУЗИТЬ ПРИКАЗ

  

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

ПРИКАЗ

13_октября 2017 г.

№  2170

Москва

О внесении изменений в описание типа на установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»

Во исполнение Административного регламента по предоставлению Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии государственной услуги по утверждению типа стандартных образцов или типа средств измерений, утверждённого приказом Министерства промышленности и торговли Российской Федерации от 25 июня 2013 г. № 970 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 12 сентября 2013 г. № 29940) (далее — Административный регламент) и в связи с обращением ЗАО «ОЗНА-Измерительные системы» от 04 июля 2017 г. № 5400и/17-264 приказываю:

  • 1. Внести изменения в описание типа на установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР», зарегистрированные в Федеральном информационном фонде по. обеспечению единства измерений, с сохранением регистрационного номера 34745-12, изложив его в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу,

  • 2.  Управлению метрологии (Е.Р. Лазаренко), ФГУП «ВНИИМС» (А.Ю,Кузин) оформить новое описание типа средства измерений.

  • 3. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.

Заместитель Руководителя

С.С. Голубев

Подлинник электронного документа, подписанного ЭП, хранится в системе электронного документооборота Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии.

Сертификат: 61DA1E000300E901C1ED Кому выдан: Голубев Сергей Сергеевич Действителен: с 17.11,2016 до 17.11,2017

Приложение к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от «13» октября 2017 г. №2170

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» Назначение средства измерений

Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» предназначены для прямых и косвенных измерений массы сепарированной сырой нефти (далее - сырая нефть), массы сепарированной безводной нефти (далее - обезвоженная нефть) и объема свободного нефтяного газа (далее -нефтяной газ), а также для измерений среднего массового расхода сырой нефти, среднего массового расхода обезвоженной нефти и среднего объемного расхода нефтяного газа, извлекаемых из недр (добываемых из нефтяных скважин).

Описание средства измерений

Принцип действия установок основан на разделении в сепараторе нефтегазоводяной смеси на сырую нефть и нефтяной газ, измерении массы жидкостного потока и объемной доли воды в ней, а также массы (или объема) нефтяного газа и последующего приведения объема газа к стандартным условиям.

Конструктивно установки состоят из технологического (далее - БТ) и аппаратурного (далее - БА) блоков, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, освещение, вентиляция и пожаро-газосигнализация). БА и БТ могут быть закрытого (с укрытием) или открытого исполнения (без укрытия или с быстросъемными панелями, защищающими от атмосферных осадков, ветра и др.). В случае открытого исполнения блоков система жизнеобеспечения не применяется или может включать не все компоненты, в зависимости от технических требований. В состав конкретной установки могут входить другие дополнительные функциональные блоки, не выполняющие измерительной функции. Количество и исполнение блоков установки определяется в зависимости от количества подключаемых скважин и необходимости реализации дополнительных функций, помимо измерительных.

БТ может состоять из измерительного модуля или из измерительного и распределительного модулей.

Измерительный модуль комплектуется основными и вспомогательными средствами измерений.

Номенклатура применяемых основных средств измерений приведена в таблице 1.

Совокупность основных средств измерений, которыми комплектуется конкретная установка, определяется заказчиком.

Таблица 1 - Основные средства измерений, применяемые в установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»

Наименование, тип

Per. № в Федеральном информационном фонде

1

Счетчики-расходомеры массовые Micro Motion

45115-16

2

Счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ROTAMASS

27054-14

3

Счетчики-расходомеры массовые ЭМИС -МАСС 260

42953-15

4

Счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак

47266-16

5

Расходомеры - счетчики массовые OPTIMASS х400

53804-13

Окончание таблицы 1

Наименование, тип

Per. № в Федеральном информационном фонде

6

Расходомеры массовые Promass

15201-11

7

Расходомеры массовые I/A Series с преобразователями расхода CFS10, CFS20 и измерительными преобразователями CFT50, CFT51

53133-13

8

Расходомеры Turbo Flow GFG

57146-14

9

Счетчики газа ультразвуковые FLOWS1C 600

43981-11

10

Счетчики газа ультразвуковые СГУ

57287-14

Г1

Счетчики газа вихревые СВГ

13489-13

12

Датчики расхода газа ДРГ.М

26256-06

13

Датчики расхода газа DYMETIC-1223M

57997-14

14

Расходомеры-счетчики тепловые t-mass

35688-13

15

Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM

39821-13

16

Влагомеры сырой нефти ВСН-2

24604-12

17

Влагомеры сырой нефти ВСН-АТ

42678-09

18

Влагомеры нефти поточные ПВН-615Ф

63101-16

19

Влагомеры поточные моделей L и F

56767-14

20

Измерители обводненности Red Eye® модели Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase

47355-11

21

Влагомеры сырой нефти ВОЕСН

32180-11

22

Влагомеры микроволновые поточные МПВ700

65112-16

23

Влагомеры поточные скважинной продукции ПВСП-01

59163-14

Вспомогательные средства измерений могут быть любого типа, в том числе:

  • - измерительные преобразователи давления, с диапазоном измерений от 0 до 25,0 МПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;

  • - измерительные преобразователи температуры, с диапазоном измерений от 0 до 100 °C и пределами допускаемой абсолютной погрешности не более ±0,5 °C;

  • - измерительные преобразователи разности давлений и гидростатического давления столба жидкости, с верхним пределом измерений, соответственно, 400 кПа и 16 кПа и пределами допускаемой приведенной погрешности не более ±0,5 %;

  • - манометры показывающие, с пределами измерений от 0 до 25,0 МПа, класс точности не ниже 1,5;

  • - счетчики жидкости турбинные, с диапазоном измерений от 0 до 170 м3/ч и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±1,5 %.

Одним из элементов измерительного модуля является сепаратор - однокамерный/ двухкамерный горизонтальный или вертикальный.

Камеры двухкамерных сепараторов, рассчитанных на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, выполнены в виде цилиндров, расположенных один над другим.

Верхняя камера, оборудованная циклоном, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения нефтяного газа из продукции нефтяных скважин, а также для осушки нефтяного газа с помощью каплеотбойников, смонтированных в полости этой камеры.

Нижняя камера служит для сбора и отстоя сырой нефти, в процессе которого происходит вторичное выделение нефтяного газа.

Верхняя камера оборудована заслонкой, устанавливаемой в месте подключения к этой камере трубопровода для отвода нефтяного газа (далее - газовый трубопровод).

Нижняя камера оборудована люком с поплавковым устройством, оборудованным индикатором уровня.

Поплавковое устройство и заслонка механически связаны друг с другом с помощью рычагов и тяги.

На трубопроводе для отвода сырой нефти (далее - жидкостной трубопровод) из нижней камеры устанавливается регулятор расхода.

Система поплавок - заслонка - регулятор расхода служит для обеспечения возможности накопления нефтяного газа и сырой нефти в сепараторе и последующего сброса их в коллектор. Этим обеспечивается регулирование величины расхода через высокопредельные счетчики (расходомеры) сырой нефти и нефтяного газа, соответствующей их диапазону измерений, в случаях, если дебиты сырой нефти и нефтяного газа меньше нижнего предела измерений этих счетчиков (расходомеров).

Упомянутые выше функции могут достигаться путем монтажа крана (или клапана) с электроприводом на жидкостном трубопроводе, регулятора расхода - на газовом трубопроводе, при необходимости регулятор расхода может быть заменен на кран (или клапан) с электроприводом.

Если дебиты сырой нефти и нефтяного газа всех подключенных к установке скважин соответствуют диапазонам измерений счетчиков (расходомеров), заслонки могут быть установлены и на газовом и на жидкостном трубопроводах.

В этом случае, регуляторы расхода (краны, клапана) не устанавливаются.

Вертикальные сепараторы, рассчитанные на малые и средние значения расхода сырой нефти и нефтяного газа, могут быть оборудованы осушителем газа. В остальной части не отличаются от двухкамерных горизонтальных сепараторов.

Однокамерные горизонтальные сепараторы с повышенной вместимостью, рассчитанные на большие значения расхода сырой нефти и (или) нефтяного газа, комплектуются электро-управляемыми кранами, либо пневмоуправ ляемыми клапанами, которые устанавливаются на жидкостном и газовом трубопроводах (при этом, в комплект средств жизнеобеспечения включается система воздухоподготовки для клапанов).

Вариант компоновки конкретной установки, а также типоразмер сепаратора, выбираются в зависимости от ожидаемых значений расхода сырой нефти и нефтяного газа, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти.

Распределительный модуль предназначен для подключения скважин к измерительному модулю. Он может включать в себя, в зависимости от варианта исполнения:

  • - входные трубопроводы;

  • - блок трехходовых кранов;

  • - переключатель скважин многоходовой (далее ПСМ);

  • - трубопровод, подключаемый к измерительному модулю;

  • - байпасный трубопровод, с перемычкой на измерительный модуль;

  • - дренажные линии;

  • - выходной коллектор;

  • - патрубки для подключения передвижной измерительной установки;

  • - фильтры;

  • - патрубок для подключения пропарочной установки.

В состав БА могут входить:

  • - блок измерений и обработки информации (далее - БИОИ);

  • - шкаф силовой (далее - ШС).

Если БА не применяется, то возможны следующие конфигурации:

  • - ШС и/или БИОИ общепромышленного исполнения могут быть установлены удаленно в помещениях и/или на специально отведенных площадках на объекте заказчика;

  • - ШС и/или БИОИ взрывозащишейного исполнения могут быть установлены в БТ установки;

  • - ШС и/или БИОИ взрывозащищенного исполнения могут быть смонтированы вне установки на специально отведенных площадках на объекте заказчика.

БИОИ может выполняться на базе контроллеров с пределами допускаемой относительной погрешности, при измерениях: унифицированных токовых сигналов - не более ±0,5 %; интервалов времени - не более ±0,15 %; числа импульсов - не более ±0,15 %; при обработке информации -не более ±0,05 %.

Номенклатура применяемых контроллеров БИОИ приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Основные типы контроллеров, применяемых в установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»

Наименование, тип

Per. № в Федеральном информационном фонде

1

Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей серии 5000

50107-12

2

Контроллеры SCADAPack на основе измерительных модулей 5209, 5232, 5305

56993-14

3

Контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 2000, Productivity 3000, Protos X, Terminator

65466-16

4

Контроллеры программируемые SIMAT1C S7-300

SIMATIC S7-400

SIMATIC S7-1200

15772-11

66697-17

63339-16

5

Модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500

60314-15

6

Контроллеры ОВЕН ПЛК150, ОВЕН ПЛК154

36612-13

7

Модули ввода аналоговые измерительные МВА8

31739-11

8

Контроллеры измерительные АТ-8000

42676-09

9

Контроллеры механизированного куста скважин КМКС

50210-12

10

Контроллеры программируемые логические

AC500/S500, AC500-eCo/S500-eCo

51396-12

11

Системы управления модульные B&R Х20

57232-14

12

Контроллеры измерительные Control Wave Micro

63215-16

13

Контроллеры измерительные ОЗНА-К15

63706-16

14

Преобразователи измерительные контроллеров программируемых 1-7000, М-7000, tM, 1-8000, 1-87000, ЕТ-7000, РЕТ-7000

50676-12

15

Устройства программного управления TREI-5B

31404-08

Механическая защита от несанкционированного доступа осуществляется пломбированием наклейки на корпус контроллера БИОИ, как показано на рисунке 1.

Общий вид и схема пломбирования представлена на рисунках 2-7.

Приказ Росстандарта №2170 от 13.10.2017, https://oei-analitika.ru

Рисунок 1 - Схема пломбирования корпуса контроллера БИОИ

4— Место пломбирования

Приказ Росстандарта №2170 от 13.10.2017, https://oei-analitika.ru

Рисунок 2 - Внешний вид технологического блока и схема пломбирования

Приказ Росстандарта №2170 от 13.10.2017, https://oei-analitika.ru

Рисунок 3 - Внешний вид аппаратурного блока и схема пломбирования

Приказ Росстандарта №2170 от 13.10.2017, https://oei-analitika.ru

Рисунок 4 - Внешний вид оборудования БТ многоскважинной установки

Рисунок 5 - Внешний вид оборудования БА общепромышленного исполнения

Приказ Росстандарта №2170 от 13.10.2017, https://oei-analitika.ru

Рисунок 6 - Внешний вид оборудования БТ односкважинной установки с БИОИ взрывозащищенного исполнения

Приказ Росстандарта №2170 от 13.10.2017, https://oei-analitika.ru

Рисунок 7 - Внешний вид БИОИ взрывозащищенного исполнения

Программное обеспечение

БИОИ предназначен для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы и среднего массового расхода сырой нефти, массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведения этих параметров к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на шкаф силовой.

В процессе измерений, БИОИ принимает информацию от измерительных преобразователей параметров, усредняет, по соответствующим алгоритмам обрабатывает, формирует измерительную информацию, протоколирует, индицирует, регистрирует, хранит результаты прямых измерений и вычислений по каждой скважине за период не менее одного месяца и передает по каналам связи на верхний уровень информационных систем (пунктов сбора измерительной информации систем телемеханики или центральных серверов корпоративных баз данных) архивную информацию и информацию о текущих результатах измерений.

Комплекс программного обеспечения (далее - ПО) состоит из двух частей:

  • 1. ПО операторской панели,

  • 2. ПО контроллера.

ПО контроллера является метрологически значимой частью программного обеспечения. ПО операторской панели расчетов и обработки данных не выполняет, и является только средством визуального интерфейса пользователя.

После подачи питания на БИОИ встроенное ПО контроллера выполняет ряд самодиагно-стических проверок, в том числе проверку целостности конфигурационных данных и неизменности исполняемого кода, путем расчета и публикации контрольной суммы. Неизменность метрологических характеристик ПО и их соответствие методике (методу) измерений определяется путем выполнения серии расчетов над неизменным тестовым набором исходных и конфигурационных данных, добавления метрологически значимых результатов произведенных расчетов к этому набору и расчета контрольной суммы от полученного набора двоичных данных. Значение контрольной суммы визуально представляет собой группу из четырех шестнадцатеричных цифр, отделенную от служебного идентификатора точкой. Равенство контрольной суммы значению, указанному в настоящем описании типа, удостоверяет неизменность метрологических характеристик ПО и используемых, согласно методики (метода) измерений, алгоритмов расчетов.

Исполняемый код ПО контроллера БИОИ, результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти контроллера БИОИ. Замена исполняемого кода ПО контроллера БИОИ, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Исполняемый код ПО панели оператора хранится в энергонезависимой памяти панели оператора. Замена исполняемого кода ПО панели оператора, удаление или изменение результатов измерений штатными средствами интерфейса пользователя невозможно.

Идентификационные данные ПО установки приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

SP32.00.011

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1 l.xxxxxx1)

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

уууу2).0024

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC-16

Б- номер подверсии из шести десятичных цифр, предназначен для отслеживания исходных текстов ПО в системе контроля версий производителя, может быть любым;

2)- служебный идентификатор ПО из четырех шестнадцатеричных цифр, расположен перед контрольной суммой, может быть любым.

Защита программного обеспечения установки от преднамеренных и непреднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010. Метрологически значимая часть ПО СИ и измеренные данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений.

Погрешность расчетов, выполняемых ПО, благодаря использованию чисел с плавающей запятой в формате IEEE 754 и стандартных математических библиотек языков C++ \ ST, влияет на метрологические характеристики средства измерений в незначительной степени, не превышающей предусмотренную в методике (методе) измерений.

Метрологические и технические характеристики

Таблица 4 - Метрологические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Диапазон измерений массового расхода сырой нефти, т/сут

от 0,05 до 4000

Пределы допускаемой относительной погрешности установки при измерениях, %, не более:

  • - массы и среднего массового расхода сырой нефти

  • - объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям

  • - массы и среднего массового расхода обезвоженной нефти, по поддиапазонам значений объемного содержания пластовой воды в сырой нефти:

  • - от 0 до 70 включ., %

  • - св. 70 до 95 включ., %

  • - св. 95, %

±2,5

±5

±6

±15

в соответствии с методикой измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности БИОИ при измерениях, %, не более:

  • - унифицированных токовых сигналов

  • - интервалов времени

  • - числа импульсов

  • - при обработке информации

±0,5

±0,15

±0,15

±0,05

Таблица 5 - Основные технические характеристики

Наименование характеристик

Значение

1

2

Рабочее давление, МПа (кгс /см2), не более

16,0(160)

Вид входных/выходных сигналов БИОИ

  • - унифицированные токовые сигналы 0-20 мА;

  • - дискретные, «сухой контакт» или «переход: коллектор-эмиттер транзистора»;

Коммуникационные каналы:

  • - импульсные

  • - RS485, протокол Modbus (мастер);

  • - RS232S/485 протокол Modbus (подчиненный);

  • - Ethernet протокол Modbus ТСРМР (подчиненный);

  • - Foundation fieldbus;

  • - Profibus.

Окончание таблицы 5

1

2

Характеристика рабочей среды:

  • - рабочая среда

  • - минимальное давление рабочей среды (давление в системе сбора продукции нефтяных скважин), МПа (кгс/см2)

  • - содержание пластовой воды в сырой нефти, % объемных

  • - максимальное значение содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти в стандартных условиях - газовый фактор, м3

  • - минимальное значение содержания свободного нефтяного газа в 1 м3 газожидкостной смеси в рабочих условиях, м3

  • - содержание механических примесей, мг/л, не более

  • - содержание парафина, % объемных, не более

нефтегазоводяная смесь

0,3 (3,0)

от 0 до 100

6000

о,1

3000

15,0

Габаритные размеры и масса БТ и БА

в зависимости от типоразмера и варианта исполнения установки

Параметры питания электрических цепей:

  • - род тока

  • - напряжение, В

переменный 220+22; 380+38

  • - частота, Гц

  • - потребляемая мощность, кВ А, не более

50+1

20

Количество подключаемых скважин (в зависимости от варианта исполнения установки)

от 1 до 30

Уровень освещенности, лк, не менее

80

Исполнение электрооборудования:

-БТ

взрывозащищенное, соответствующее классу взрывоопасной зоны В-1 а (ПУЭ); категория взрывоопасности и группа взрывоопасных смесей - ПА-ТЗ по ГОСТ 30852.0-2002, ГОСТ 30852.5-2002, ГОСТ 30852.11-2002, ГОСТ 30852.19-2002

-БА

общепромышленное

Климатическое исполнение установок

У, М и УХЛ, категория размещения 1 поГОСТ 15150-69

Условия эксплуатации:

- температура окружающей среды, °C:

  • - для исполнения УХЛ1

  • - для исполнения У1

  • - для исполнения М

от -60 до +40 от -45 до +40 от -40 до +40

- относительная влажность воздуха, %, не более

100

Показатели надежности:

  • - средняя наработка на отказ по функциям измерений и определений параметров, ч, не менее

  • - срок службы, лет, не менее

34500

20

Знак утверждения типа

наносится на металлические таблички, методом лазерной маркировки или аппликацией, укрепленные на БТ и БА-боксах, а также типографским или иным способом - на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта, с указанием номера свидетельства об утверждении типа средства измерений и даты его выдачи.

Комплектность средства измерений

Комплектность поставки соответствует таблице 6.

Таблица б - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Установка измерительная «ОЗНА-МАССОМЕР», в том числе:

1 шт.

- блок технологический

-

-

- блок аппаратурный и

-

-

- блоки функциональные

-

-

Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП)

Руководство по эксплуатации 2)

-

1 шт.

Паспорт2)

-

1 шт.

Методика поверки

УМ.ОО.ОО.ОО.ОООИ1

1 шт.

Комплект монтажных частей (далее - КМЧ)

-

-

9 Обозначение установки и блоков, входящих в ее состав, выбирается исходя из конфигурации установки, определяемой заказом

2) Обозначение документа определяется исходя из конфигурации установки, определяемой заказом

Поверка

осуществляется по документу УМ.00.00.00.000 И1 с изменением №1 «Инструкция. ГСИ. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИР» от 29 марта 2012 г.

Основные средства поверки:

  • - средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установок измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР»;

  • - установка поверочная расходомерная ОЗНА (Per. № 29979-05).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

УМ.00.00.00.000 И5 «Рекомендация. ГСИ. Количество извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Методика выполнения измерений измерительными установками «ОЗНА -МАССОМЕР». (Свидетельство об аттестации № 01.00257-2013/7509-17 от 20.06.17 выдано ФГУП «ВНИИР»)

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к установкам измерительным «ОЗНА-МАССОМЕР»

ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ. Измерения количества извлекаемых из недр нефти и попутного нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования

ГОСТ 30852.0-2002 (МЭК 60079-0:1998) Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 0. Общие требования

СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций

ТУ 3667-088-00135786-2007 с изм. № 11. Установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР». Технические условия

Изготовитель

Закрытое акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы»

(ЗАО «ОЗНА - Измерительные системы»)

ИНН 0265037983

Адрес: 452600, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, 60 Тел./факс: (34767) 9-50-10

E-mail: ms@ozna.ru

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул.2-я Азинская, 7А

Тел.: (843)272-70-62, факс: 272-00-32

E-mail: vniirpr@bk.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИР» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310592 от 24.02.2015 г.




Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель