Установки для калибровки и поверки влагомеров нефти УКПВ. Массомер для нефти


Массомеры нефти и нефтяного газа

Мобильная поверочная установка предназначена для проведения поверки и контроля метрологических характеристик (КМХ) счетчиков-расходомеров массовых (далее – массомеров), преобразователей массового расхода рабочей жидкости в условиях эксплуатации. Т.е. в процессе измерения расхода одновременно осуществляется контроль метрологических характеристик массомера.

В состав Установки поверочной передвижной на базе массомеров (УППМ) входят:- технологический блок;- измерительно-вычислительный комплекс ИВК-УППМ.

Очевидными преимуществами установки на базе массомеров является (УППМ):- Мобильность;- Оперативность;- Прямое измерение массы углеводородной смеси, что особенно актуально при измерении сырой нефти.

Описание и принцип действия мобильной поверочной  установки на базе массомеров

Технологический блок установки поверочной выполнен в виде рамы, на которой смонтированы две измерительные линии (ИЛ), которые могут функционировать одновременно или по отдельности. Каждая Измерительная Линия (ИЛ) оснащена эталонными счетчиками расходомерами массовыми Micro Motion (эталонными массомерами) и запорной арматурой.Массомер обладает самыми высокими характеристиками и широким диапазоном, высокой точностью измерения плотности и входит в состав Измерительной Линии (ИЛ) поверочной установки. Массомер сырой нефти / нефтяного газа предназначен для непрерывного измерения количества и показателей состава сырой нефти или нефтяного газа.Измерительно-вычислительный комплекс установки (ИВК) состоит из устройства сопряжения с объектом (УСО), клеммной коробки, компьютера с программным обеспечением и принтера. ИВК осуществляет прием и обработку сигналов от эталонного массомера и поверяемого массомера, расчет и определение значений величин метрологических характеристик поверяемого массомера. Результаты измерений отображаются на дисплее компьютера, а сформированный протокол поверки распечатывается на принтере.Основные технические характеристики

Рабочий диапазон расхода, т/ч................................................................................................................................. от 22 до 320............................................................................................................................................................................................от 2,5 до 70,0Рабочее давление, МПа, не более............................................................................................................................................ 4,0Пределы допускаемой относительной погрешности, %..................................................................................... ±0,11(±0,1)Температура окружающего воздуха, °С............................................................................................................. от – 40 до +50Относительная влажность окружающего воздуха, %.......................................................................................... от 30 до 80Характеристики рабочей жидкостирабочая жидкость............................................................................................................................ нефть сырая и товарная,................................................................................................................................................................... нефтепродукты, водаПлотность, кг/м3......................................................................................................................................................... от 700 до 1100Температура, °С....................................................................................................................................................... от – 10 до + 70содержание свободного газа не допускается.

Выполненные проекты

Перейти в раздел Реализованных проектов >>>

www.imsholding.ru

массомер

 Массомер.Оборудование АГНКС.

Измерение массы потока расходуемой среды жидкого или газообразного продукта является довольно сложной задачей. Существует большое количество различных по принципу действия и конструкции устройств, в которых значение массы потока за интервал времени определяется путём вычислений на основании знания объёма некоторого мерного участка, скорости прохождения потоком мерного участка и плотности потока на мерном участке, однако любые опосредованные измерения некоторой физической величины всегда менее точны, чем прямые измерения этой же величины, и в настоящее время устройства с косвенным определением массы потока расходуемой среды всё менее удовлетворяют требованиям коммерческой деятельности. Одним из самых эффективных устройств, обеспечивающих измерение массового расхода среды, является кориолисовый преобразователь расхода массы (КПР), выходной сигнал которого пропорционален непосредственно расходу массы через его мерный участок.Принцип работы этого устройства заключается в следующем. Поток среды, перемещающийся через мерный участок трубопровода, одновременно приводится в колебательное движение путем периодического изменения положения мерного участка относительно оси (ось колебаний), расположенной перпендикулярно оси трубопровода мерного участка. Так как поток среды при этом участвует одновременно в двух движениях, относительном (вдоль оси трубопровода) и переносном (вокруг оси, перпендикулярной оси трубопровода), то на него действует ускорение Кориолиса. Значение силы Кориолиса, соответствующей этому ускорению и действующей со стороны потока на единицу длины трубопровода, пропорционально расходу среды через сечение трубопровода и скорости угловых колебаний потока среды относительно оси колебаний. Измеряя (посредством любых преобразователей неэлектрических величин в электрический сигнал) текущее значение силы Кориолиса и удаляя из полученного сигнала составляющую, пропорциональную скорости угловых колебаний мерного участка, получают сигнал, пропорциональный исключительно расходу среды через сечение мерного участка.

Следует отметить, что все конструктивные схемы механических чувствительных элементов кориолисовых преобразователей расхода среды можно условно разделить на три группы, в которых:

• Измерение значения силы Кориолиса основано на упругом деформировании измерительного участка под действием указанной силы, при этом сигналом, пропорциональным силе Кориолиса является степень деформации,  измерительного участка, измеряемая соответствующими датчиками; • Измерение силы Кориолиса основано на отклонении всего измерительного участка как единого целого под действием указанной силы от некоторого нулевого положения, при этом сигналом, пропорциональным силе Кориолиса,      является степень отклонения измерительного участка, измеряемая соответствующими датчиками; • Измерение силы Кориолиса производится непосредственно датчиком силы, смонтированным определенным образом на прямолинейном измерительном участке трубопровода;

Очевидно, что с метрологической точки зрения устройство, выполненное по группе 3 , предпочтительнее, так как позволяет принципиально более точно (непосредственно) проводить измерения силы Кориолиса. Большинство известных фирм, таких как KRONE, ABB, FMC и др., выпускали или выпускают кориолисовые преобразователи массового расхода среды, выполненные конструктивно по группе 1. Устройства, выполненные конструктивно по группе 2, встречаются в патентной литературе, одно из таких устройств было изготовлено в НИИ ПМ им. акад. В.И. Кузнецова в конце 80-х годов ХХ века в качестве опытного образца. Устройство, выполненное конструктивно по группе 3, было разработано инженером И.В. Печориным, в рамках работ по созданию кориолисовых преобразователей расхода (КПР-01-Ех-1) под общим руководством доктора технических наук Л.Г.Эткина  в начале 90-х годов ХХ века. Конструкция КПР была защищена патентом № 2153652 РФ с приоритетом от 11.02.1994 г. КПР лёг в основу созданного к 1995 году в той же организации прибора более высокого уровня – массомера СМ-01-Ех-1 (далее – массомер). Метрологические испытания массомера СМ-01-Ех-1 проводились в 1995 – 1996 гг. на испытательной базе организации «Газприборавтоматика» при активном участии инж. А.М. Ярова («Газприборавтоматика»), инж. И.В.Печорина и Д.М.Зайцева, инж. В.И. Никитина (ВНИИМС). Прибор показал соответствие заявляемым характеристикам: относительная погрешность измерений массы сжатого газа не превышала значения 0,25 % в диапазоне температур окружающей среды -50…+50 ОС и в диапазоне измеряемой массы сжатого газа 5…999 в диапазоне температур окружающей среды -50…+50 ОС и в диапазоне расходов сжатого газа 0,05…1,0 кг/сек.

Массомер СМ-01-Ех-2.

Массомер предназначен для измерения количества расходуемой массы газообразной или жидкой среды, как-то: природный или иной газ, вода, легкие продукты переработки нефти и т.д.,с высокой точностью в широком диапазоне изменения температур в напорных трубопроводах.В состав массомера СМ-01-Ех-2 входят: кориолисовый преобразователь расхода КПР-01-Ех-2, блок электроники БЭ-57.104-01, комплект кабелей, ПЭВМ, пакет программ к ПЭВМ. Управление работой массомера осуществляется с клавиатуры ПЭВМ, при этом на мониторе ПЭВМ отображаются: текущее состояние массомера, значение (текущее и конечное) измеряемой массы, время, затраченное на измерение данного значения массы. Возможно встраивание массомера в автоматизированные системы измерения и дозирования расходуемой массы, например, в газораздаточные колонки АГНКС. Имеются: канал последовательного обмена RS-232C, два входа для подключения контактных групп, два выхода для подключения электромагнитных исполнительных устройств ( U=27 В, I=1.4 A ).

(основные технические характеристики):

Предел допускаемой относительной погрешности измерений ±0,25
Диапазон измерения значений массового расхода, кг/с:  
при измерениии массы газа: 0,02...1,0
при измерениии массы жидкости: 0,02...0,8
диапазон измеряeмых значений массы, кг 5,5...999,99
цена наименьшего деления, кг 0,01
максимальное значение давления измеряемой среды, МПа 32
перепад давления при расходе 0,33 кг/с на воде температуре (20±10)°C, не более МПа 0,18
Маркировка взрывозащиты корпуса КПР 2Exe II T3
Температура окружающей среды при эксплуатации, °C  
для КПР -50...+50
для БЭ +5...+50
Степень защиты от воды и пыли:  
для КПР IP64
для БЭ Ip50
Параметры электропитания 220В, 50Гц
Потребляемая мощьность, не более, Вт 33
Длина кабелей между КПР и БЭ:  
стандартная, м 10
по требованию, м до 100
Масса, не более, кг  
КПР 22
БЭ 5

Массомер СМ-01-Ех-3.

Массомер предназначен для измерения количества расходуемой массы газообразной или жидкой среды, как-то: природный или иной газ, вода, легкие продукты переработки нефти и т.д., с высокой точностью в широком диапазоне изменения температур в напорных трубопроводах.В состав массомера СМ-01-Ех-3 входят: кориолисовый преобразователь расхода КПР-01-Ех-3, блок электроники БЭ-57.104-03, комплект кабелей, ПЭВМ, пакет программ к ПЭВМ. Управление работой массомера осуществляется с клавиатуры ПЭВМ, при этом на мониторе ПЭВМ отображаются: текущее состояние массомера, значение (текущее и конечное) измеряемой массы, время, затраченное на измерение данного значения массы. Возможно встраивание массомера в автоматизированные системы измерения и дозирования расходуемой массы. Имеются: канал последовательного обмена RS-232C, два входа для подключения контактных групп, два выхода для подключения электромагнитных исполнительных устройств ( U=27 В, I=1.4 А).

(основные технические характеристики):

Предел допускаемой относительной погрешности измерений ±0,25
Диапазон измерения значений массового расхода, кг/с:  
при измерениии массы газа: 0,02...0,3
при измерениии массы жидкости: 0,02...5,0
диапазон измеряeмых значений массы, кг 5,0...10000
цена наименьшего деления, кг 0,01
максимальное значение давления измеряемой среды, МПа 2,0
перепад давления при расходе 0,33 кг/с на воде температуре (20±10)°C, не более МПа 0,18
Маркировка взрывозащиты корпуса КПР 2Exe II T3
Температура окружающей среды при эксплуатации, °C  
для КПР -50...+50
для БЭ +5...+50
Степень защиты от воды и пыли:  
для КПР IP64
для БЭ Ip50
Параметры электропитания 220В, 50Гц
Потребляемая мощьность, не более, Вт 50
Длина кабелей между КПР и БЭ:  
стандартная, м 10
по требованию, м до 100
Масса, не более, кг  
КПР 40
БЭ 5

Данные массомеры, как нельзя лучше обеспечивают высокую степень адаптации к специфическим потребностям заказчиков.

europagaz.ru

Массомер сырой нефти и нефтяного газа МасСН ХХ-ХХ

О компании » Нефтепромысловое » Скважинные приборы » Массомер сырой нефти и нефтяного газа МасСН ХХ-ХХ

Массомер сырой нефти и нефтяного газа МасСН ХХ-ХХ предназначен для непрерывного измерения количества и показателей состава сырой нефти и нефтяного газа.

Пределы основной допускаемой погрешности массомеров и других метрологических, технических требований согласно рекомендаций: ГОСТ Р 8.615-2009 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Основные метрологические и технические требования; МИ 2693-2001 Рекомендация ГСИ. Порядок проведения коммерческого учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения.

Массомер изготавливается по техническим условиям ТУ 4318-003-59317821-2009.

Обозначение массомера по ТУ 4318-003-59317821-2009 имеет вид:

  • МасСН — массомер сырой нефти и нефтяного газа
  • XX — диаметр условного прохода трубопровода (Ду = 25....150 мм)
  • XX — ном. давление (Ру = 2,5-6,3 МПа).

Массомер сырой нефти и нефтяного газа МасСН-ХХ-ХХ является универсальным поточным многофункциональным прибором для измерения количества компонентов нефте-водо-газовой смеси, выкачиваемой из скважин и проходящей по трубопроводам различного диаметра. Массомер обладает достаточными показателями точности измерения, малыми габаритными размерами, высокой надежностью и долговечностью. Данный прибор позволяет в одном сечении потока производить с требуемой точностью измерения, определяя количество жидкости нефти, влажность, количество газа, солесодержания при любых их возможных изменениях.

Необходимость применения данного прибора в нефтедобыче обусловлена стандартами, принятыми в большинстве нефтедобывающих компаний Российской Федерации и в ближнем и дальнем зарубежье.

Основные конкурентные преимущества:

  • Малые габаритные размеры;
  • Высокая надежность и долговечность в связи с отсутствием всевозможных крутящихся и трущихся механических деталей в приборе;
  • Низкая цена по сравнению с конкурентами.

Основные расчетные технические характеристики массомера МасСН ХХ-ХХ

№ п.п.

Наименование

Единица  измерения

Данные

1.

Режим работы

 

непрерыв.

2.

Условия эксплуатации

 

 

2.1.

температура окружающей среды

°С

от минус (50 ± 5)  до плюс (50 ± 5)

2.2.

давление окружающей среды

мм.рт.ст.

от 680 до 770

2.3.

относительная влажность

%

от 30 до 95

3.

Требования для питающего напряжения первичных датчиков

   

3.1.

номинальное постоянное напряжение

В

24 ± 10 %

3.2.

потребляемый ток

мА

не более 50

4.

Требования для питающего напряжения электронного блока вычислений

   

4.1.

напряжение однофазное

В

230+33-22

4.2.

частота питающего напряжения

Гц

50 ± 1,0

4.3.

потребляемый ток

А

не более 3,5

5.

Требования для рабочего продукта, проходящего в трубопроводе

 

 

5.1.

давление в трубопроводе

МПа

не более 6,3

5.2.

рабочий диапазон температуры

°С

от плюс (10 ± 5)  до плюс (65 ± 5)

5.3.

плотность рабочего продукта скважин

кг/м3

до 2700

5.4.

вязкость кинематическая продукта

мм/сек2 · (сСт)

до 650

5.5.

газосодержание продукта скважин

%

от 0 до 95

5.6.

массовая доля воды (водосодержание)

%

до 100

5.7.

массовая доля мех. примесей

%

до 0,15

5.8.

массовая доля парафина

%

до 7

5.9.

массовая доля смол

%

до 7

5.10.

массовая доля серы

%

до 3,5

5.11.

концентрация хлористых солей

%

до 30

5.12.

содержание сероводорода и этилметилмеркаптанов

%

до 0,1

6.

Диапазон массовых расходов

т/час

0,3-600

7.

Диапазон объемных расходов

м3/час

0,5-800

8.

Диапазон расходов нефтяного газа

нм3/час

1,0-16000

9.

Относительная погрешность измерения

 

 

9.1.

массы сырой нефти

%

± 1,0

9.2.

объема сырой нефти

%

± 1,0

9.3.

массы брутто нефти:    при содержании воды до 50 %    при содержании воды до 80 %    при содержании воды до 100 %

%

± 1,0

9.4.

массы нетто нефти:    при содержании воды до 50 %    при содержании воды до 80 %    при содержании воды до 100 %

%

± 1,0

9.5.

массовой доли воды, до 10 % массовой доли воды, до 60 % массовой доли воды, до 100 %

%

± 1,0 ± 2,5 ± 4,0

9.6.

объема нефтяного газа

%

± 5,0

10.

Массовая доля солей

%

не норм.

geotransmash.com

Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа (УИСН)

Одним из направлений деятельности Компании ИМС является проектирование, производство и поставка установок для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа (УИСН). УИСН предназначены для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа в соответствии с ГОСТ 8.615-2005 и вычисления по их результатам дебита скважин – количества продукции нефтяной скважины, полученное в течение суток.

Назначение УИСН:Установки  могут  применяться для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа на одиночных скважинах и в составе групповых измерительных установок на кусте скважин.  Предусмотрены два варианта исполнения установок - cтационарная (С) и передвижная (П).УИСН способны производить измерения при пониженном газосодержании, высокой вязкости и многократном пенообразовании нефтегазовой смеси, обеспечивая:

  •     Определение массы добытой смеси.
  •     Контроль производительности скважин раздельно по нефти, газу, воде.
  •     Передачу полученных результатов по каналу связи на диспетчерский пункт.
  •     Измерение дебита скважин, объединенных в группы (кусты).

Принцип действия УИСН:Принцип действия установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа основан на сепарации жидкой и газообразной фаз сырой нефти и измерениях массы сепарированной жидкости с помощью массовых расходомеров, объема сепарированного газа с помощью массовых или объемных расходомеров газа. В установках производится отбор проб и измеряется объемная доля воды в сырой нефти с помощью поточного влагомера. Предусмотрена возможность определения массовой доли воды в сырой нефти по плотности нефти и пластовой воды. После измерений водонефтяная смесь и свободный газ попадают в смеситель, где осуществляется смешение, измеренная продукция скважины поступает в нефтесборный коллектор.Конструктивно установки состоят из технологического блока и аппаратного отсека с измерительно-вычислительным комплексом  для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа УИСН (далее- ИВК-УИСН),  размещенных в едином блок-боксе. Установка располагается на объекте, согласно проекту привязки, как отдельно стоящий блок-бокс – вариант исполнения С, или  устанавливается на шасси автомобиля по-вышенной проходимости или автомобильного прицепа – вариант исполнения П.

Функции УИСН:

  •     сепарация продукции скважины при рабочем давлении в нефтегазовом сепараторе для последующих измерений;
  •     непрерывное автоматическое измерение массы сырой нефти и плотности сырой нефти счетчиками-расходомерами массовыми;
  •     непрерывное автоматическое измерение объемной доли воды в сепарированной жидкости поточным влагомером;
  •     непрерывное автоматическое измерение объема выделенного в сепараторе свободного нефтяного газа датчиками расхода газа;
  •     непрерывное автоматическое измерение давления и температуры жидкости и газа датчиками давления и температуры;
  •     визуальный контроль  давления и температуры жидкости и газа манометрами и ртутными термометрами;
  •     непрерывный отбор проб жидкости автоматическим пробоотборником;
  •     периодический отбор проб жидкости  ручным пробоотборником;
  •     автоматическое измерение и регулирование уровня раздела фаз «газ-жидкость» в сепараторе;
  •     определение массы нефти без учета воды;
  •     определение дебита (производительности) нефтяной скважины по жидкости, нефти, газу и воде;
  •     определение газового фактора;
  •     отображение измеряемых и вычисляемых значений на дисплее на рабочем месте оператора;
  •     регистрация и хранение информации о результатах измерений количества и параметров сырой нефти по скважине.

Выполненные проекты

Перейти в раздел Реализованных проектов >>>
  • Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа (УИСН)

  • Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа (УИСН)

  • Установки для измерений количества сырой нефти и попутного нефтяного газа (УИСН)

  • УИСН-П на газоконденсатной скважине "Газпромнефть Оренбург"

  • УИСН-П на шасси автоприцепа. Работа на скважинах ООО «Руспетро» (Нягань)

  • УИСН-П-400 на опытно-промышленных испытаниях на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» в Оренбургской области

www.imsholding.ru

Установки для поверки и калибровки поточных влагомеров нефти

ИМС предлагает Установки для калибровки и поверки влагомеров нефти (УКП):

  • УКПВ модель Т (для товарной нефти),
  • УКПВ модель С (для сырой нефти).

Назначение

Предназначены для проведения градуировочных, калибровочных и поверочных работ с поточными влагомерами товарной и сырой нефти влагосодержанием до 100%. Установки позволяет обеспечить создание эталонных поверочных жидкостей на основе индустриальных масел, нефти и водных растворов хлористых солей требуемой минерализации.

В установке модели Т дозирование производится путем добавления автоматически рассчитанного количества воды в гидравлический контур установки. Для сырой нефти процесс процедур калибровки и поверки автоматизирован полностью. После заполнения установки начальной жидкостью и пуска происходит автоматическое добавление и дренаж поверочной жидкости для обеспечения рассчитанных поверочных точек влагосодержания.

Дозирование производится с помощью прецизионных массомеров по линиям подачи нефти и воды. Система перемешивания с помощью специально подобранного насоса, статического миксера и узла нагнетания обеспечивает равномерный поток эмульсии через влагомер.

Основные технические характеристики УКПВ

Наименование характеристики Модель Т Модель С
Диапазон воспроизведения единицы объемного влагосодержания, % от 0,02 до 10,0 от 0,05 до 99,9

Пределы допускаемой абсолютной погрешности воспроизведения объемного влагосодержания, %

   
           в диапазоне от 0,01 до 2% ± 0, 02  
           в диапазоне от 2 до 6% ± 0, 04  
           в диапазоне от 6 до 10% ± 0, 05  
           в диапазоне от 0,05 до 20%   ± 0, 05
           в диапазоне от 20 до 60%   ± 0, 15
           в диапазоне от 60 до 99,9%   ± 0, 25
Номинальный /максимальный объем поверочной жидкости, дм3 4/5 14/20
Номинальный /максимальный расход поверочной жидкости, м3/ч 2/5 3/10

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры поверочной жидкости, °С

± 0,1
Диапазон температур поверочной жидкости, °С от 5 до 50

Напряжение сети переменного тока 50Гц, 220В

220

380

Потребляемая мощность, ВА, не более 3500 8000
Масса, кг, не более 150 300

Состав

    - В комплект поставки установок входят эталонные средства измерений начального влагосодержания нефти: эталонный лабораторный влагомер товарной нефти ЭУДВН-1л с абсолютной погрешностью измерений начального влагосодержания 0,02% об. или автоматический титратор Карла Фишера.    - Установки снабжены рабочим местом оператора с  сертифицированным программным обеспечением для проведения работ по измерениям параметров сырой и товарной нефти и проведения калибровки/поверки влагомеров нефти поточных. При задании типа влагомера автоматически составляется протокол калибровки/поверки испытываемого влагомера и формируется алгоритм работы установки.   - Температурный режим обеспечивается  с помощью мощных чиллеров и запатентованной системой теплообменников, входящих в состав установок. Теплообменники не создают препятствий потоку поверяемой жидкости и эффективно приводят температуру к заданному по программе значению.   - Дополнительно в комплект поставки включаются стойки с монтажными приспособлениями, фланцами и крепежными изделиями для подсоединения используемых в работе поточных влагомеров различных типов.    - Установки имею все необходимые разрешительные документы и Свидетельство об утверждении типа средств измерений.

 

www.imsholding.ru

Китай Промышленные расходомеры сырой нефти высокой вязкости Производители

Промышленные расходомеры сырой нефти высокой вязкости Упаковка и доставка
Packaging Detail: Export standard packing according to buyer's requirements for   Industrial high viscosity crude oil flow meters
Delivery Detail: 3 working days after receive TT payment or LC for  Industrial high viscosity crude oil flow meters
описание продукта Промышленные расходомеры сырой нефти высокой вязкости

Промышленные расходомеры сырой нефти высокой вязкости, адаптированные для измерения скорости жидкости и общего расхода низкой вязкости, могут быть широко использованы в областях бензина, химической промышленности, металлургии, научных исследований для измерения или контроля, нескольких методов ввода и вывода .

1> высокая точность с 0,2%, 0,5%, 1%

2> носимый вольфрам карбонизированный вал и подшипник, подходящий для низкой вязкости Чистая среда

3> устойчивы к эрозии, должны быть одинаковыми с морской водой, аммиаком, ацетометром и т. Д.

4> с выходом 4-20 мА или импульсным выходом, жидкокристаллический дисплей, сумматор

5> источник питания: 2220VAC, 24VDC или источник питания

6> диапазон расхода от 0,01 м3 / ч до 800 м3 / ч.

Функция: 1. Хорошие рабочие характеристики в высоком давлении и коррозионной стойкости, Низкий начальный / зарождающийся поток. Точность 2.Outstanding и более длинняя жизнь на доступной цене. 3. Рабочая температура в диапазоне от -25 ° C до 55 ° C. 4. Простая и долговечная конструкция. 5.Readout устройства для индикации расхода, суммарного расхода, контроля потока. 6. Применимо к промышленной автоматизации, системе автоматического управления, гостиницам и restraunts, индустриям сосуда давления. Тип связи: тип импульса 1.PT: 3 линии, 24VDC, импульс выходного потока, может подключить PLC и поток Сумматор 2.CT Электрический тип: две линии, 24VDC, выходной стандарт 4-20Ma ток 3.BT Тип батарей-powered: Дисплей Мгновенный поток и кумулятивный поток, нет выходного сигнала 4.IT Интеллектуальный тип: 220VDC / 24VAC, 4-20Ma ток / импульс / RS485, отображение мгновенного расхода и кумулятивного потока

Specifications(*means Special custom)

DN(mm)

flow range(m3/h)

medium temp.(C)

PN(Mpa)

Env. Temp.(C)

press. Loss(Mpa)

error 0.5%

error 1.0%

2*

/

0.01-0.13

min.:-20C max.:120C

1.6

min.:-25 max.:55C

0.12

3*

/

0.04-0.25

4*

/

0.04-0.25

6.3

0.08

6*

0.1-0.6

0.1-0.6

16*

10

0.25-1.2

0.2-1.2

25

0.05

15

0.6-4

0.4-4

40*

0.035

20

1.1-7

0.7-7

2.5

25

1.6-10

1-10

0.025

32

2.5-16

1.6-16

40

3-20

2.5-25

1.6/2.5

50

4-40

4-40

65

6-60

6-60

80

10-100

10-100

100

20-160

16-160

1.6

150

50-300

40-400

200

100-600

80-800

Наши промышленные расходомеры для сырой нефти высокой вязкости

Установка наших промышленных расходомеров сырой нефти высокой вязкости

Пакет наших промышленных расходомеров сырой нефти высокой вязкости Проекты

http://metery.en.alibaba.com/company_profile/additional_information/1300400148/Successful_Case.html

История транзакций http://metery.en.alibaba.com/company_profile/transaction_history.html Наша фабрика Клиент посетит наш завод Наше обслуживание 1. Для услуг на месте, не связанных с качеством изготовления, мы взимаем определенную плату за услуги по нашему усмотрению, основываясь на фактических расходах, таких как расходы на проезд; 2. Мы предоставляем платные ремонтные услуги за убытки в счетчике, не связанные с качеством изготовления или с повреждениями счетчика, которые не входят в сферу гарантии. Часто задаваемые вопросы Что такое расходомеры? Расходомер - это прибор, используемый для измерения линейного, нелинейного, массового или объемного расхода жидкости или газа.

Выбор расходомера Основой хорошего выбора расходомера является четкое понимание требований конкретного приложения. Поэтому необходимо время для полной оценки характера технологической жидкости и общей установки.

Вот несколько ключевых вопросов, на которые необходимо ответить перед выбором расходомера Какая жидкость измеряется расходомером или расходомерами (воздух, вода и т. Д.)? Требуется ли вам измерение расхода и / или суммирование с расходомера? Какая вязкость является жидкостью, если жидкость не является водой? Является ли жидкость чистой? Вам нужен локальный дисплей на расходомере или вам нужен электронный выходной сигнал? Каков минимальный и максимальный расход для расходомера? Какое минимальное и максимальное давление процесса? Какова минимальная и максимальная температура процесса? Является ли жидкость химически совместимой со смачиваемыми деталями расходомера? Если это приложение процесса, каков размер трубы? ДОБРО ПОЖАЛОВАТЬ В Dalian Metery Technology Co., LTD

Группа Продуктов : Турбинный расходомер > Другие турбинные расходомеры

ru.dl-valves.com