Паспорт средства измерений Расходомеры жидкости турбинные, заводской номер 12801

ПАСПОРТ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Номер в гос. реестре		11735-06
Наименование типа СИ (обозначение)		Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)
Назначение средства измерений		Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF (далее - расходомеры) предназначены для измерений объемного расхода и объема протекающих по трубопроводам жидкостей в рабочих условиях с приведением к стандартной температуре, а также преобразования объемного расхода в последовательность электрических импульсов, частота которых пропорциональна расходу. Область применения - системы технологического контроля и коммерческого учета разнообразных жидкостей в различных отраслях промышленности: нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической, пищевой и др. а также в составе эталонных расходомерных установок, поверочных измерительных комплексов. Расходомеры в комплекте с вычислителем применяются в автоматизированных системах измерения, управления и регулирования, в составе вычислительных измерительных комплексов.
Модификация		PNF-100
Описание типа		2013-11735-06.pdf
Тип производства		Серийное
Заводской номер		12801
Год производства (возраст, лет)		Год производства не указан
Производитель		ООО "ЕНХА" Страна - РОССИЯ Населенный пункт - г.Белгород

Все поверки данного средства измерений

Организация поверитель	Модификация	Условный шифр знака поверки	Тип поверки	Дата поверки	Дейтвительна до	Наименование документа, на основании которого выполнена поверка	Номер свидетельства (извещения)	Владелец СИ	Знак поверки в паспорте	Знак поверки на СИ
Организация поверитель	Модификация	Условный шифр знака поверки	Тип поверки	Дата поверки	Дейтвительна до	Наименование документа, на основании которого выполнена поверка	Номер свидетельства (извещения)	Владелец СИ	Знак поверки в паспорте	Знак поверки на СИ
RA.RU.311692 от 2016-05-25 ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ" (ПАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ") ИНН: 8602060555 Действует	PNF-100	АХД	Первичная	04.03.2021	03.03.2022	ГСИ. Расходомеры жидкости турбинные типов PTF и PNF. Методика поверки, утв. ГЦИ СИ ГУП ВНИИМС в 1995 г.	C-АХД/04-03-2021/81423580	ПАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ"	Нет	Нет

Технические и метрологические характеристики СИ -
Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Диапазоны измерений, коэффициенты преобразования расходомеров жидкости турбинных, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода жидкости соответствуют значениям, приведенным в таблицах 1 и 2.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объёма и объёмного расхода жидкости при аппроксимации градуировочной характеристики ТПР функцией K=f(Q) (в частности, при использовании расходомеров в качестве рабочих эталонов в поверочных установках и (или) при программировании в микропроцессорных вторичных преобразователях аппроксимированной градуировочной характеристики ТПР)) или зависимости коэффициента преобразования от десятичного логарифма отношения расхода к кинематической вязкости измеряемой среды K=lg (Q/v) в диапазоне расходов от 0,1Рном до Qном должны быть:

±0,25 % для ТПР типа PTF 015;

±0,15 % для остальных типоразмеров ТПР.

Таблица 1

Исполнение ТПР	Пределы измерения расхода, м³/ч				Средний коэффициент преобразования Кср**, имп/м³	Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода жидкости, %
	наимень ший изме ряе мый	номинальный диапазон		максимальный измеряемый, Qmax		при длинах прямых участков трубопроводов, пхДу		в диапазоне расходов
		0,1* Qном	Qном			перед ТПР, не менее	после ТПР, не менее	от Qmin до ^0,1 Qном	от ^0,1 Qном до Qmax	от Qmin до Qmax
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
PTF015	0,5	0,5	5	6	990000	20 Ду	5Ду		±1
PTF 020	0,6	1,1	11	15	510000	20Ду	5Ду	±1,5	±0,5
						3,25 Ду	3,25 Ду			±2
PTF 025	0,8	1,6	16	20	240000	20 Ду	5Ду	±1,5	±0,5
						2,6Ду	2,6Ду			±2
PTF 040	1,5	4,0	40	45	62000	20Ду	5Ду	±1,5	±0,25
						2,5Ду	2,5Ду			±2
PTF 050	2,8	7,1	71	75	36000	20 Ду, или 10 Ду со струевыпрямителем	5Ду	±1,5	±0,25
						2,5Ду	2,5Ду			±2
PTF 080	6,0	15,5	155	160	10500	20 Ду или 10 Ду со струевыпрямителем	5Ду	±1,5	±0,25
						2,5Ду	2,5Ду			±2

Окончание таблицы 1

Исполнение ТПР	Пределы измерения расхода, м³/ч				Средний коэффициент преобразования Кср**, имп/м³	Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема и объемного расхода жидкости, %
	наимень ший изме ряе мый	номинальный диапазон		максимальный измеряемый, ^Qmax		при длинах прямых участков трубопроводов, пхДу		в диапазоне расходов
		0,1* ^Qном	^Qном			перед ТПР, не менее	после ТПР, не менее	от Qmin до ^{0,1 Q}ном	от 0,1 0™ до Qmax	от Qmin до ^Qmax
PNF 100	13	28	280	340	4500	20 Ду, или 10 Ду со струевыпрямителем	5Ду	±1,5	±0,25
						2,5Ду	2,5Ду			±2
PNF 150	32	70	700	820	5000	20 Ду, или 10 Ду со струевыпрямителем	5Ду	±1,5	±0,25
						2,5Ду	2,5 Ду			±2
PNF 200	56	120	1200	1400	1500	20 Ду или 10 Ду со струевыпрямителем	5Ду	±1,5	±0,25
						2,5Ду	2,5Ду			±2

* От Q_HOM до Q_max - кратковременно допустимый диапазон расходов.

** Кср ТПР может отличаться от приведенного в таблице на ±20%.

***Указанные в таблице пределы допускаемой относительной погрешности измерения объема и объемного расхода обеспечиваются для воды и жидкостей, кинематическая вязкость которых находится в пределах от 0,5х10^-6 до 2х10^-6 м²/с.

Таблица 2

Диапазон вяз-	Значе ние	Тип ТПР
Диапазон вяз-	Значе ние	PTF-050H			PTF-080H			PTF-100Н		PTF-150Н
кости,	погреш	модификации			модификации			модификации		модификации
х10^-6	ности,	1	2	3	1	2	3	1	2	1	2
м²/с	%	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч
0,6-2	±0,15	4-30	6-50	9-70	7-70	11-110	14-140	20-200	30-300	40-400	60-600
	±0,25	3-30	5-50	7-70	6-70	10-110	13-140	15-200	25-300	35-400	50-600
2-8	±0,15	3,8-30	6,3-50	8,8-70	7-70	11-110	14-140	20-200	30-300	40-400	60-600
	±0,25	3,4-30	5,6-50	7,8-70	6-70	10-110	12-140	15-200	25-300	35-400	50-600
8-15	±0,15	6-30	10-50	14-70	10-70	16-110	20-140	30-200	45-300	60-400	85-600
	±0,25	5-30	8,5-50	12-70	9-70	14-110	18-140	25-200	35-300	50-400	70-600
16-28	±0,15	6-30	10-50	14-70	10-70	16-110	20-140	30-200	45-300	60-400	85-600
	±0,25	5-30	8,5-50	12-70	9-70	14-110	18-140	25-200	35-300	50-400	70-600
29-42	±0,15	7,5-30	12,5-50	18-70	12-70	18-110	24-140	30-200	45-300	60-400	85-600
	±0,25	6-30	10-50	14-70	10-70	16-110	20-140	25-200	35-300	50-400	70-600
43-65	±0,15	10-30	16-50	24-70	14-70	22-110	28-140	40-200	60-300	80-400	120-600
	±0,25	8,5-30	12-50	13-70	12-70	18-110	24-140	30-200	45-300	60-400	85-600
66-90	±0,15				18-70	28-110	35-140	50-200	75-300	100-400	150-600
	±0,25	8-30	15-50	20-70	14-70	22-110	28-140	35-200	50-300	70-400	100-600

Окончание таблицы 2

Диапазон вяз-	Значе ние	Тип ТПР
Диапазон вяз-	Значе ние	PTF-050H			PTF-080H			PTF-100E		PTF-150E
кости,	погреш	модификации			модификации			модификации		модификации
х10^-6	ности,	1	2	3	1	2	3	1	2	1	2
м²/с	%	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч	м³/ч
91-140	±0,15				24-70	36-110	48-140	67 200	100-300	133-400	200-600
	±0,25				18-70	28-110	35-140	40-200	60-300	80-400	120-600
141-200	±0,15							67-200	100-300	110-400	160-600
	±0,25							40-200	60-300	60-400	90-600

Допустимая максимальная кинематическая вязкость измеряемой жидкости, м²/с, не более:

- для расходомеров типа PTF (Ду 15, 20, 25, 40, 50, 80) 20х10^-6;
- для расходомеров типа PNF (Ду 100, 150, 200) 50х10^-6;
- для расходомеров типа PTF-Н 200х10^-6;

Направление движения жидкости однонаправленное;

В жидкости свободные газовая или паровая фазы должны отсутствовать.

Пределы измерений рабочей температуры измеряемой

жидкости, °С от минус 50 до 150;

Рабочее избыточное давление измеряемой жидкости, МПа, не более 6,3*;

Пределы допускаемой приведенной погрешности комплекта

расходомера при измерении давления жидкости, %, не более 0,25 ;

Пределы допускаемой абсолютной погрешности комплекта

расходомера при измерении температуры, °С, не более ±0,5 ;

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения

времени, в том числе и времени наработки прибора, % ±0,01 ;

Диапазон температур окружающего воздуха, °С

- для ТПР
- для вторичного преобразователя, преобразователей давления и температуры зависит от технических характеристик преобразователей

Относительная влажность воздуха при +35 °С, %, не более

Устройство сопряжения в зависимости от вторичного преобразователя

Диапазон входных сигналов вторичного преобразователя

- частотных, Г ц
- аналоговых, мА
- импульсных, Г ц

Диапазон выходных сигналов термопреобразователей, являющихся входными сигналами для вторичных приборов, Ом

- токовых, мА

Диапазоны выходных сигналов ТПР

- частотно-импульсного, Гц
- нормированного выходного импульсного, дм³/имп

Диапазон выходных сигналов преобразователей давления жидкости

- токовых, мА

Питание, В

от минус 40 до 50;

98;

RS232/RS485;

30-3000;

0-5; 0-20; 4-20;

30-3000;

50-1000;

0-5; 0-20; 4-20;

30-3000; от 0,1 до 10000;

0-5; 0-20; 4-20;

(220⁺²²-33,)

Потребляемая мощность без внешних нагрузок, ВА, не более 7,0;

Полный средний срок службы, лет 8;

Технические данные составных частей расходомера - в соответствии с их эксплуатационной документацией.

10000.

Гарантийная наработка на отказ при вероятности не менее 0,9, ч

* Для PTF015, PTF020. PTF025 по спецзаказу до 20,0 МПа;

В комплекте с первичными датчиками температуры, давления и вторичными приборами.

Вторичный преобразователь.

Вторичный преобразователь выполняет функции обработки, хранения и передачи данных, полученных от первичных преобразователей, преобразователей температуры, давления и т.д.

В качестве вторичного преобразователя используется один из нижеперечисленных:

- вычислитель «ИРГА-2», обеспечивающий измерение и вычисления объемного расхода, объема, массы, температуры и давления жидкости по 1....4 независимым каналам измерения;
- теплоэнергоконтроллер ИМ2300 или ИМ2300Ех, обеспечивающий измерение и вычисление объемного расхода, объема (массы), температуры жидкости по 1..3 независимым каналам измерения для ИМ2300 и по одному каналу - для ИМ2300Ех.

Выбор вторичного преобразователя осуществляется исходя из функциональных требований, предъявляемых заказчиком и экономической целесообразности поставляемого комплекта расходомера. Допускается применение иных вторичных преобразователей, соответствующих требованиям ТУ 38.45910240-05.

Заявитель

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений ОАО «НИИТеплоприбор» 129085, г. Москва, проспект Мира, 95

Правообладатель

Изготовитель

ООО "ЕНХА"
Юридический адрес: 308023, г. Белгород, ул. Студенческая, 16 Почтовый адрес: 308023, г. Белгород, ул. Студенческая, 16 Тел./факс: +7 (4722) 26-42-46, e-mail: sale@enha.ru

Внешний вид средства измерений: Расходомеры жидкости турбинные, заводской номер №12801

Все средства измерений ООО "ЕНХА"

№ в реестре cрок св-ва	Наименование СИ, обозначение, изголовитель	ОТ, МП	МПИ
11735-00 01.10.2005	Расходомеры-счетчики турбинные, PTF, PNF ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		1 год
11735-06 12.11.2018	Расходомеры жидкости турбинные, PTF, PNF ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)	ОТ МП	1 год
11735-89	Расходомеры турбинные с универсальным электронным преобразователем, PTF, PNF (расходомер) МВ1К-1000 (МВ1К-1000Т) (преобразователь) ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		2 года (ГОСТ 8.002-71)
13301-92	Преобразователи универсальные в комплекте с турбинным расходомером жидкости PTF и PNF (Югославия), ПУР 90, ПУР 90Т ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		1 год (ГОСТ 8.002-71)
13302-92	Преобразователи универсальные в комплекте с турбинным расходомером жидкости PTF и PNF (Югославия), ПУР 90М ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		1 год (ГОСТ 8.002-71)
15270-03 01.05.2008	Счетчики тепловой энергии, ЕНХА-М ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		1 год
15270-96 01.05.2001	Счетчики тепловой энергии, ЕНХА-М ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		1 год
15670-96 01.11.2001	Расходомеры-счетчики газа с коррекцией по температуре и давлению, ТРСГ-Н ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		1 год
19313-00 01.03.2005	Счетчики газа, ТРСГ-ИРГА ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		2 года
19313-05 01.06.2010	Счетчики газа, ТРСГ-ИРГА ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		3 года
31184-06 01.04.2016	Датчики расхода объемные турбинные, ДРОТ ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		2 года
31746-06 01.06.2011	Системы измерений массы и объема нефтепродуктов, СИМОН-1 ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		2 года
56812-14 14.02.2024	Преобразователи расхода турбинные , HTM ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)	ОТ МП	1 год
57471-14 01.04.2024	Преобразователи расхода жидкости ультразвуковые, DFX-MM, DFX-LV ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)		1 год
67758-17 09.06.2022	Устройства измерительные, IMS-1042 ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)	ОТ МП	2 года
70801-18 16.04.2024	Анализаторы серы общей рентгеноабсорбционные в потоке нефти/нефтепродуктов при высоком давлении, АСП-6ХТ ООО "ЕНХА" (РОССИЯ г.Белгород)	ОТ МП	2 года

Статистика

Кол-во поверок - 1007
Выдано извещений - 12
Кол-во периодических поверок - 374
Кол-во средств измерений - 323
Кол-во владельцев - 60
Усредненный год выпуска СИ - 2011
МПИ по поверкам - 12044 дн.

Кто поверяет Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Наименование организации	Cтатус
ООО ИК "СИБИНТЕК" (RA.RU.311951)
ФГУП "ВНИИМС" (01.00225-2011)	РСТ
ФБУ "ПЕРМСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311363)	РСТ
ООО "СНЭМА-СЕРВИС" (1479)
ООО "ИМПУЛЬС-СЕРВИС" (RA.RU.311568)
ФБУ "КРАСНОЯРСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311479)	РСТ

Стоимость поверки Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Организация, регион	Стоимость, руб	Средняя стоимость
ФБУ Белгородский ЦСМ Белгородская область	2483	8306
ФБУ Белгородский ЦСМ Белгородская область	4877	8306
ФБУ Воронежский ЦСМ Воронежская область	7973	8306
ФБУ Кузбасский ЦСМ Кемеровская область	11431	8306
ФБУ Красноярский ЦСМ Красноярский край	6568	8306

Какие модификации данного типа СИ еще существуют

150H; PNF; PNF 100; PNF 150; PNF 200; PNF Ду 150; PNF Ду-100 мм; PNF Ду-150 мм; PNF исп. PNF-150; PNF, Ду150; PNF, мод. PNF100, PNF150, PNF200; PNF-100; PNF-150; PNF-200; PTF; PTF - 025; PTF -100H; PTF 015; PTF 020; PTF 025; PTF 040; PTF 050; PTF 050 (с теплоэнергоконтроллером ИМ2300 №АА591); PTF 050Н; PTF 080; PTF 100; PTF 100 H; PTF 100H; PTF 150Н; PTF 200; PTF 25; PTF 40 H; PTF 40H; PTF 50; PTF 80; PTF 80 H; PTF 80H; PTF 80Н; PTF Ду-40 мм; PTF Ду-50 мм; PTF Ду-80 мм; PTF, PNF; PTF, мод. PTF 015 с преобразователем ПСИ90Ф-1 №1383; PTF, мод. PTF 040 с преобразователем ПСИ90Ф-1 №1412; PTF, мод. PTF015, PTF020, PTF025, PTF040, PTF050, ; PTF-020; PTF-025; PTF-040; PTF-050; PTF-080; PTF-080H; PTF-100H; PTF-100Н; PTF-150; PTF-150H; PTF-150Н; PTF-40; PTF-40H; PTF-50; PTF-80; PTF-80H; PTF015; PTF020; PTF025; PTF040; PTF050; PTF050H; PTF100H; PTF150H; PTF40H; RTF025; ДМ 8008-ВУ; исполнение PTF 015; исполнение PTF 050; истолнение PTF 025; мод. PNF150; мод. PTF 025; мод. PTF-150; мод. PTF050; нет данных ; Нет модификации; НОРД-40; Расходомер жидкости турбинный ; Расходомер жидкости турбинный PTF 050; Расходомер жидкости турбинный PTF-80/ПСИ-90Ф1; Расходомеры жидкости турбинные PTF, мод.PTF020; Расходомеры жидкости турбинные PTF, мод.PTF025; тип. PTF 050; типа PTF;

Техническая поддержка

Все поверки данного средства измерений

Технические и метрологические характеристики СИ -
Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Заявитель

Испытательный центр

Правообладатель

Изготовитель

Все средства измерений ООО "ЕНХА"

Статистика

Кто поверяет Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Стоимость поверки Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Какие модификации данного типа СИ еще существуют

Изучите паспорта на средства измерений

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Техническая поддержка

Добро пожаловать !

Found 17 results

Users

Erwin Brown

Jacob Deo

Все поверки данного средства измерений

Технические и метрологические характеристики СИ - Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Заявитель

Испытательный центр

Правообладатель

Изготовитель

Все средства измерений ООО "ЕНХА"

Статистика

Кто поверяет Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Стоимость поверки Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)

Какие модификации данного типа СИ еще существуют

Изучите паспорта на средства измерений

Настройки внешнего вида

Цветовая схема

Ширина

Левая панель

Технические и метрологические характеристики СИ -
Расходомеры жидкости турбинные (PTF, PNF)