Номер по Госреестру СИ: 73397-18
73397-18 Системы измерений количества нефти и газа
(«ОЗНА-ИС2»)
Назначение средства измерений:
Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2» (далее - системы «ОЗНА-ИС2») предназначены для прямых и косвенных измерений массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, массы нетто нефти и объема попутного нефтяного газа, извлекаемых из недр.
Общие сведения
Дата публикации -
Срок свидетельства - 04.12.2024
Номер записи -
ID в реестре СИ - 530007
Тип производства - серийное
Описание типа
Поверка
Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки
Модификации СИ
Нет модификации, «ОЗНА-ИС2», "ОЗНА-ИС2",
Производитель
Изготовитель - Акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы» (АО «ОЗНА - Измерительные системы»)
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г. Октябрьский, Республика Башкортостан
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности -
Статистика
Кол-во поверок - 127
Выдано извещений - 0
Кол-во периодических поверок - 3
Кол-во средств измерений - 0
Кол-во владельцев - 2
Усредненный год выпуска СИ - 0
МПИ по поверкам - 1460 дн.
Приказы РСТ, где упоминается данный тип СИ
№254 от 2022.02.02 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (2)
№3151 от 2022.12.13 ПРИКАЗ О внесении изменений в сведения об утвержденных типах СИ (6)
№2562 от 2018.12.04 Об утверждении типов средств измерений
№1322 от 2020.08.03 ПРИКАЗ. О внесении изменений в описание типа СИ Системы измерений количества нефти и газа "ОЗНА-ИС2"
№2093 от 2023.10.06 ПРИКАЗ_О внесении изменений в сведения об утвержденных типах средств измерений в части продления срока действия СИ (13)
Наличие аналогов СИ: Системы измерений количества нефти и газа («ОЗНА-ИС2»)
| ИМПОРТНОЕ СИ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ № в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель |
|---|
Все средства измерений Акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы» (АО «ОЗНА - Измерительные системы»)
|
№ в реестре cрок св-ва |
Наименование СИ, обозначение, изголовитель | ОТ, МП | МПИ |
|---|---|---|---|
|
73397-18 04.12.2024 |
Системы измерений количества нефти и газа, «ОЗНА-ИС2» Акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы» (АО «ОЗНА - Измерительные системы») (РОССИЯ г. Октябрьский, Республика Башкортостан) |
ОТ МП |
4 года |
Челябинск - административный центр области, столица Южного Урала. Город был основан в 1736 году. Первоначально на его месте стояла Челябинская крепость, охранявшая путь из Зауралья в Оренбург.
В Челябинске проживает 1,093 миллиона человек. Город занимает 9-е место среди городов-"миллионеров" Российской Федерации. Расстояние от Челябинска до Москвы составляет 1776 км.
Челябинск - крупный промышленный центр. В городе развиты предприятия металлургии и машиностроения, суммарная доля которых в общем объеме промышленного производства составляет более 60%. Челябинск - один из крупнейших производителей металла в России, 43% отечественных ферросплавов производится на предприятиях города. Также хорошо развиты приборостроение, легкая и пищевая промышленность.
Металлургическая промышленность Челябинска представлена тремя крупными предприятиями: металлургическим комбинатом ("Мечел"), выпускающим кокс, чугун, прокат и другую продукцию; электрометаллургическим заводом, крупнейшим в стране производителем ферросплавов; цинковым заводом - флагманом цветной металлургии, одним из крупнейших лидеров по производству цинка.
Второй по значимости отраслью, широко представленной в Челябинске, является машиностроение. Инструментальный завод специализируется на производстве высококачественного измерительного инструмента. Тракторный завод "Уралтрак" производит колесную и гусеничную дорожно-строительную технику. Автоматизированный механический завод является производителем оборонной продукции. Завод "Прибор" занимается производством приборов контроля давления для космической техники и военно-морского флота. Завод "Теплоприбор" - крупнейшее приборостроительное предприятие в России. Радиозавод "Полет" - предприятие по производству радиоаппаратуры для нужд военной и гражданской авиации.
Химические предприятия и заводы Челябинска: угольная компания и химико-фармацевтический завод.
Отчет "Анализ рынка поверки в Челябинске" предоставляет исчерпывающую информацию по деятельности организаций, аккредитованных в Национальной системе аккредитации на право поверки средств измерений в городе Нижний Новгород.
При проведении исследований были введены следующие ограничения:
- в отчете присутствуют организации с первичными или периодическими поверками от 100 шт. с 2017 года и действующими аттестатами аккредитации на текущий год;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- на первом и втором этапах фильтром отсекаются типы СИ с менее чем 10 поверками в год на организацию;
- место регистрации или осуществления деятельности организаций должно совпадать с выбранным городом;
- топ типов СИ ограничен 500 позициями по каждой организации (сортировка по убыванию количества поверок);
- топ типов СИ ограничен 100 позициями по каждой организации при поиске по видам измерений (сортировка по убыванию количества поверок).
Содержание отчета:
- Список организаций-поверителей, осуществляющих поверку в городе Москва по данным ФСА и ФГИС АРШИН.
- Объемы первичных и периодических поверок за период с 2017г. по н.в.
- Информация о местах осуществления деятельности организаций-поверителей.
- Доля рынка поверок в % среди всех организаций, исследуемого города (предоставление информации в графическом и табличном видах).
- Детальный анализ по каждой из организации, работающей в выбранном городе.
- Анализ деятельности в разрезе первичных, периодических поверок и видов измерений.
- Количество поверок по типам СИ в динамике по годам.
- Индикация импортных аналогов средств поверки (в соответствии с ПЕРЕЧЕНЕМ СИ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА, АНАЛОГИЧНЫХ СРЕДСТВАМ ИЗМЕРЕНИЙ ИМПОРТНОГО ПРОИЗВОДСТВА от 09.2022г)
- Индикация типов СИ по ПП РФ №250 от 20.04.2010 г.
- Быстрый анализ контрагентов организаций-поверителей.
- Анализ цен на поверку СИ по Фед. округу.
Кто поверяет Системы измерений количества нефти и газа («ОЗНА-ИС2»)
| Наименование организации | Cтатус | Поверенные модификации | Кол-во поверок | Поверок в 2024 году | Первичных поверок | Периодических поверок | Извещений | Для юриков | Для юриков первичные | Для юриков периодические |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| АО "ОЗНА-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ" (RA.RU.312447) | 50 | 1 | 50 | 0 | 0 | 4 | 4 | 0 | ||
| АО "ОЗНА-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ" (RA.RU.312447) | 74 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |||
| ФБУ "ТЮМЕНСКИЙ ЦСМ" (RA.RU.311499) | РСТ | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | 0 | 2 | ||
| ООО ИК "СИБИНТЕК" (RA.RU.311951) | 1 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Стоимость поверки Системы измерений количества нефти и газа («ОЗНА-ИС2»)
| Организация, регион | Стоимость, руб | Средняя стоимость |
|---|
Программное обеспечение
Программное обеспечения систем «ОЗНА-ИС2» предназначено для сбора, обработки измерительной и сигнальной информации, поступающей от первичных преобразователей параметров, вычислений массы брутто нефти и среднего массового расхода, сырой нефти без учета воды и среднего массового расхода, массы нетто нефти и среднего массового расхода, объема и среднего объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, передачи измерительной информации на верхний уровень и управляющей информации на КИПиА и средства автоматизации установок-реципиентов.
Идентификационные данные ПО систем «ОЗНА-ИС2» приведены в таблице 1.
аблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО ПЛК |
ПО ИВК | |
|
Идентификационное наименование ПО |
IS.MR.101 |
IS.MR.201 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1 .xxxxxx1 ’ |
1.zzzzzz1) |
|
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
yyyy2).F3C4 |
kkkk2).94C7 |
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |
|
ПО ПЛК |
ПО ИВК | |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
CRC-16 |
CRC-16 |
| ||
Уровень защиты ПО системы «ОЗНА-ИС2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Погрешность расчетов, выполняемых ПО, благодаря использованию чисел с плавающей запятой в формате IEEE 754 и стандартных математических библиотек языков С++ \ ST, влияет на метрологические характеристики средства измерений в незначительной степени, не превышающей предусмотренную в методике (методе) измерений.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится в левом верхнем углу на металлические таблички, укрепленные на блок-боксы, методом лазерной маркировки или аппликацией, а также типографским или иным способом на титульных листах руководства по эксплуатации и паспорта.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе ГСИ. Масса скважинной жидкости и объем попутного нефтяного газа. Методика измерений с применением установок измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР» и систем измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2». (Свидетельство об аттестации № 01.002572013/7709-22 от 09.09.22 г.). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2022.44135.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к средству измеренийПостановление Правительства Российской Федерации от 16 ноября 2020 г. № 1847 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений»;
ГОСТ 8.637-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков;
БДМА.407932.023 ТУ Системы измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2». Технические условия.
Изготовитель
Акционерное общество «ОЗНА - Измерительные системы»(АО «ОЗНА - Измерительные системы»)
ИНН 0265037983
Адрес: 452607, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, д. 60
Тел./факс: +7(34767) 9-50-10
Е-mail: ms@ozna.ru
Испытательный центр
Всероссийский научно-исследовательский институт расходометрии - филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научноисследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева»(ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»)
Юридический адрес: 190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр., д. 19
Адрес: 420088, Республика Татарстан, г. Казань, ул. 2-я Азинская, д. 7 «а» Телефон: +7(843) 272-70-62
Факс: +7(843)272-00-32
E-mail: office@vniir.org
Принцип действия систем «ОЗНА-ИС2» основан на прямых и косвенных измерениях количества и параметров скважинной жидкости и попутного нефтяного газа, предварительно разделенных в сепараторе на жидкую и газовую фазы.
Системы «ОЗНА-ИС2» применяются в установках, автоматизированных типа «Спутник», выпущенных по техническим условиям (далее - ТУ) ТУ3667-043-00135786-2004 (ТУ 3667-01400135786-99, ТУ 39-1571-91, ТУ 39-5771770-052-90, ТУ 25-6734002-87, ТУ 39-1061-85), установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР» (ТУ 3667-088-00135786-2007), установках измерительных «ОЗНА-Импульс» (ТУ3667-042-00135786-2003), установках измерительных «ОЗНА-МАССОМЕР-К» (ТУ 3667-095-00135786-2009), установках автоматизированных измерительных «Спутник-ОЗНА-ВМ1» (ТУ 3667-089-00135786.УК-2007) или установках-реципиентах, выпущенных по ТУ других производителей (далее - установки-реципиенты), находящихся в эксплуатации или при выпуске из производства.
Системы «ОЗНА-ИС2» имеют два уровня. Первый уровень включает в себя измерительные преобразователи расхода скважиной жидкости (сырой нефти) и газа, давления, температуры, плотности сырой нефти, содержания объемной доли воды в сырой нефти. Второй уровень состоит из системы сбора и обработки информации (СОИ), реализованной в блоке измерений и обработке информации на основе измерительно-вычислительного контроллера. Связь между измерительными преобразователями и измерительно-вычислительным контроллером осуществляется посредством аналоговых и цифровых сигналов. Преобразование аналоговых сигналов в цифровые осуществляется в измерительно-вычислительном контроллере. Для вычислений массы сырой нефти без учета воды и массы нетто нефти используются параметры измеряемой среды, определяемые в лаборатории и вносимые в СОИ оператором системы «ОЗНА-ИС2».
СОИ так же выполняет функции передачи управляющих сигналов на распределительное устройство, автоматизированную запорно-регулирующую арматуру и системы жизнеобеспечения установок-реципиентов.
Системы «ОЗНА-ИС2» имеют в своем составе следующие измерительные каналы:
-
1. Измерительный канал массового расхода, плотности и массы сырой нефти, в зависимости от измеряемого расхода, состоящий из следующих средств измерений (СИ) массы, массового расхода и плотности жидкости:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion;
- счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ЭМИС - МАСС 260;
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак;
- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс;
- расходомеры массовые Promass;
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400, OPTIMASS;
- расходомеры-счетчики массовые кориолисовые Rotamass;
- счётчики-расходомеры кориолисовые КТМ РуМАСС;
- расходомеры массовые TM-R, TMU-R, HPC-R;
- счетчики жидкости СКЖ;
- счетчики ковшовые скважинной жидкости КССЖ;
- счетчики количества жидкости ЭМИС-МЕРА 300;
- счетчики-расходомеры массовые Turbo Flow CFM.
-
2. Измерительный канал объема сырой нефти в рабочих условиях (опционально может
использоваться вместо измерительного канала массового расхода сырой нефти), состоящий из объемных счетчиков жидкости, внесенных в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
При использовании измерительного канала объема сырой нефти масса сырой нефти вычисляется в СОИ с использованием данных о плотности сырой нефти.
-
3. Измерительный канал содержания объемной доли воды в сырой нефти в зависимости от содержания объемной доли воды в сырой нефти, состоящий из следующих СИ объемной доли воды в сырой нефти:
- измерители обводненности Red Eye®, моделей Red Eye® 2G и Red Eye® Multiphase;
- измерители обводненности и газосодержания нефте-газо-водяного потока «ВГИ-1»;
- влагомеры сырой нефти ВСН-2;
- влагомеры сырой нефти ВСН-АТ и влагомеры поточные ВСН-АТ;
- влагомеры поточные моделей L и F;
- влагомеры сырой нефти ВОЕСН;
- влагомеры оптические емкостные сырой нефти АМ-ВОЕСН;
- влагомеры микроволновые поточные МПВ700.
Измерительный канал содержания объемной доли воды может отсутствовать. В этом случае содержание объемной доли воды рассчитывается в СОИ на основании измерений плотности сырой нефти измерительным каналом плотности сырой нефти и измерений плотности пластовой воды и обезвоженной дегазированной нефти, проведенных в лаборатории. Опционально содержание объемной доли воды может вноситься в СОИ на основании лабораторных измерений в качестве условно-постоянной величины.
-
4. Измерительный канал объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, состоящий из следующих СИ:
- счетчики газа СВГ;
- счетчики газа КТМ600 РУС;
- расходомеры газа ультразвуковые Руна УНЛ-260;
- датчики расхода газа DYMETIC-1223M;
- датчики расхода - счетчики ДАЙМЕТИК-1261;
- расходомеры-счетчики газа ультразвуковые TurboFlowUFG;
- расходомеры-счетчики газа ультразвуковые ЭЛМЕТРО-Флоус (ДРУ);
- ультразвуковой расходомер-счетчик газа «Вега-Соник ВС-12;
- расходомеры-счетчики вихревые «ЭМИС-ВИХРЬ 200»;
- расходомеры-счетчики вихревые 88.
-
5. Измерительный канал массового расхода и массы попутного нефтяного газа (опционально может использоваться вместо измерительного канала объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63), в зависимости от измеряемого расхода, состоящий из следующих СИ:
- счетчики-расходомеры массовые Micro Motion;
- счетчики-расходомеры массовые кориолисовые ЭМИС - МАСС 260;
- счетчики-расходомеры массовые ЭЛМЕТРО-Фломак;
- счетчики-расходомеры массовые Штрай-Масс;
- расходомеры массовые Promass;
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS x400, OPTIMASS;
- расходомеры-счетчики массовые кориолисовые Rotamass;
- счётчики-расходомеры кориолисовые КТМ РуМАСС;
- расходомеры массовые TM-R, TMU-R, HPC-R;
- счетчики-расходомеры массовые Turbo Flow CFM.
Вычисление объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63, по измеренным значениям массового расхода и массы газа осуществляется в СОИ.
-
6. Измерительный канал объемного расхода и объема попутного нефтяного газа (опционально может использоваться вместо измерительного канала объемного расхода и объема попутного нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63), состоящий из датчиков расхода газа ДРГ.М.
Приведение измеренного объемного расхода и объема газа к стандартным условиям по ГОСТ 2939-63 осуществляется в СОИ.
-
7. Измерительный канал избыточного давления, состоящий из измерительных преобразователей избыточного давления с диапазоном измерений от 0 до 20 МПа и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,5 %.
-
8. Измерительный канал температуры, состоящий из измерительных преобразователей температуры с диапазоном измерений от минус 50 до плюс 100 °С и пределами допускаемой относительной погрешности не более ±0,5 %.
СОИ может быть реализована на основе следующих измерительно-вычислительных контроллеров:
- контроллеры механизированного куста скважин КМКС;
- контроллеры на основе измерительных модулей 5000 TeleSAFE SmartWIRE, Micro16, SCADAPack;
- контроллеры на основе измерительных модулей SCADAPack (контроллеры) 5209, 5232, 5305 (модули);
- контроллеры SCADAPack 32/32Р, 314/314Е, 330/334 (330Е/334Е), 350/357
(350Е/357Е), 312, 313, 337Е, 570/575;
- контроллеры измерительные АТ-8000;
- контроллеры измерительные ОЗНА-К15;
- системы управления модульные B&R Х20;
- модули измерительные контроллеров программируемых SIMATIC S7-1500;
- контроллеры программируемые SIMATIC S7-300, SIMATIC S7-1200;
- контроллеры измерительные ControlWave Micro;
- контроллеры программируемые DirectLOGIC, CLICK, Productivity 3000,
Terminator;
- контроллеры SCADAPack;
- устройства центральные процессорные системы управления B&R X20;
- контроллеры программируемые логические BRIC;
- контроллеры программируемые логические АБАК ПЛК;
- контроллеры программируемые логические Unistream;
-
- контроллеры программируемые логические MKLogic200;
-
- контроллеры измерительные К-15;
-
- модули ввода-вывода аналоговых и дискретных сигналов MDS;
-
- модули автоматики NL;
-
- контроллеры программируемые ЭЛСИ-ТМК.
Измерительные каналы, СОИ системы «ОЗНА-ИС2» могут быть реализованы и состоять из средств измерений, входящих в состав установок-реципиентов:
-
- установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 34745-07, 34745-12;
-
- установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»-М, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28851-05;
-
- установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»-Е, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28127-04;
-
- установки измерительные «ОЗНА-МАССОМЕР»^, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28128-04;
-
- установки измерительные комбинированные «ОЗНА-МАССОМЕР»-К, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 43673-10;
-
- установки автоматизированные измерительные «Спутник-ОЗНА-ВМ1», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 38675-08.
Совокупность применяемых СИ выбирается в зависимости от ожидаемых значений расхода скважинной жидкости и попутного нефтяного газа, давления и температуры измеряемой среды, содержания пластовой воды в сырой нефти и содержания нефтяного газа в обезвоженной нефти, а также от типоразмера сепаратора установок-реципиентов.
Заводские (серийные) номера систем «ОЗНА-ИС2» нанесены методом лазерной маркировки на таблички, которые прикреплены снаружи на блок-боксы блоков аппаратурных и технологических установок-реципиентов.
Формат нанесения заводского номера - числовой. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Пломбирование систем «ОЗНА-ИС2» не предусмотрено.
Комплектность поставки соответствует таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность поставки
|
Наименование |
Количество |
Примечание |
|
Система измерений количества нефти и газа «ОЗНА-ИС2» в том числе комплекты: |
1 |
В соответствии с заказом |
|
Комплект основных средств измерений |
1 | |
|
Шкаф управления Комплект вспомогательных средств измерений |
1 1* |
Согласно спецификации |
|
Комплект запасных частей, инструментов и принадлежностей (далее - ЗИП) |
* 1 |
Согласно ведомости ЗИП |
|
Комплект эксплуатационных документов |
1 |
Согласно ведомости эксплуатационных документов |
|
Комплект монтажных частей (далее - КМЧ) |
1* |
Согласно ведомости КМЧ |
|
Примечания: * - поставляется по отдельному заказу | ||
Метрологические и основные технические характеристики систем «ОЗНА-ИС2», включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Диапазон измерений массового расхода скважинной жидкости, т/сут |
от 1 до 4000 |
|
Диапазон измерений объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, м3/сут |
от 1 до 750000 |
|
Диапазон содержания объемной доли воды в сырой нефти, % |
от 0 до 100 |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала массы и массового расхода скважинной жидкости:
|
±2,5 ±10,0 |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды при содержании воды (в объемных долях), %:
|
±6,0 ±15, 0 не нормируется |
|
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительногоканала объемного расхода и объема свободного нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, %, не более |
±5,0 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики
|
Наименование характеристики |
Значение характеристики |
|
Измеряемая среда |
нефтегазоводяная смесь (скважинная жидкость) |
|
Давление измеряемой среды, МПа, не более |
16 |
|
Диапазон температур измеряемой среды, °С |
от -20 до +100 |
|
Род тока |
Переменный |
|
Напряжение, В |
380/220 |
|
Допустимое отклонение от номинального напряжения, % |
от -15 до +10 |
|
Частота, Г ц |
50±0,4 |
|
Потребляемая мощность, кВ^А, не более |
20 |
|
Средняя наработка на отказ, ч, не менее |
40000 |
|
Срок службы, лет, не менее |
10 |