какие виды термометров применяются при выполнении операции измерения дизельного топлива

В Поездку

Все для локомотивной бригады

Search Results for: термометров

Более скольких смен подряд в период ночного времени не допускается работа локомотивных бригад (кроме бригад, возвращающихся из пункта оборота или пункта подмены)? Вагоны с опасными грузами класса I (взрывчатыми материалами) и цистерны со сжиженными газами при стоянке на железнодорожной станции …

К какой категории работников относятся машинисты и их помощники? Как в акте указывается степень вины пострадавшего при установлении факта грубой неосторожности? Как должен производиться осмотр поезда в пути следования с левой стороны, при управлении локомотивом машинистом в «одно» лицо? Как …

Ближе скольких метров запрещено приближаться к токоведущим частям контактной сети и воздушной линии электропередачи, не огражденным проводам, находящимся под напряжением? В зимнее время экипировку тепловоза необходимо производить горячей водой и маслом, до какой температуры должны быть подогреты вода и масло …

К какому типу относится фильтр грубой очистки топлива тепловоза ЧМЭ3? К чему приводит недостаточная плотность ТМ локомотива (ниже 0,2 кгс/см2 (0,02 МПа) в 1 минуту)? Как в акте указывается степень вины пострадавшего при установлении факта грубой неосторожности? Как во время …

Акт какой формы составляется перед отправкой локомотива в недействующем состоянии? Величина плотности тормозной сети локомотива: Величина плотности тормозных цилиндров локомотива Величина плотности уравнительного резервуара крана машиниста: Величина темпа ликвидации сверхзарядного давления краном машиниста: Величина темпа экстренной разрядки разрядки тормозной магистрали …

Регулирование температуры воды и масла

Регулирование температуры воды и масла в системах дизеля осуществляется за счет изменения частоты враще­ния вентиляторов охлаждающих устройств и положения (открытое, закрытое) жалюзи. Частота вращения вентиляторов, имеющих гидростатический привод, регулируется автоматически под контролем преобразователей температуры типа ДТПМ. Жалюзи имеют пневматический привод, …

Вспомогательные устройства

Калориферы На тепловозе в каждой кабине для отопления установлены водяной и электрический калориферы. Вентилятор водяного калорифера приводится во вращение от электродвига­теля ЭКФ2, который включается тумблером (переключателем) Т616 «Калорифер». Изменяя положение тумблера Т616, в цепь электродвигателя вводят часть или полностью резисторы …

Водяная система ТЭП 70

Водяной насос Назначение. Высокая температура газов, возникающая при сгорании топлива в цилиндрах дизеля, может вызвать резкое ухудшение условий смазки трущихся частей и значительные термические напряжения в деталях, если не предусмотреть специального их охлаждения. Для отвода тепла от неподвижных деталей дизеля …

Источник

Как правильно использовать термометр для нефтепродуктов?

Измерение различных температур нефти и нефтепродуктов (далее – НП) является важной частью определения их качественных характеристик. Применяемые для таких замеров средства регламентированы ГОСТ-ом номер 400-80.

Типы применяемых термометров

Термометры для испытания нефтепродуктов, согласно требованиям Государственного стандарта, должны быть следующих типов (в зависимости от проводимого исследования):

Многие из перечисленных средств измерений имеют разные исполнения, которые зависят от измеряемого диапазона.

Технические требования

В зависимости от типа прибора, для его заполнения используют либо ртуть, либо толуол, либо таллий, либо ртутно-таллиевую амальгаму.

Приборы ТИН10 и ТИН11 – вакуумные, с шириной отметок шкалы – не больше 0,3 длины её деления.

На шкале ТИН10, TИН11 и ТИН14, вне зависимости от значения измерительного предела, должна быть отметка 0 °.

Гильзы термометров ТИН 1 должны быть стальными, а шероховатость их наружных поверхностей должна составлять 2,5 микрометра. Если такие приборы предназначены для экспортной реализации – то 1,25 мкм.

Гильзы и чашечки ТН4 необходимо изготавливать из латуни. Для чашечек значение шероховатости внутренней поверхности – 0,63 мкм. Этот же показатель для наружных поверхностей (как чашечек, так и гильз) должен составлять 2,5 мкм. Соответственно, при экспортном исполнении таких средств измерения это значение снижается до 1,25 мкм. По договоренности с потребителем устройства разрешается изготавливать его без чашечки и гильз.

Наработка на отказ для устройств с ртутным и ртутно-таллиевым наполнителем не должна быть меньше 40 тысяч часов, с толуоловым наполнителем – 28 600 часов. Отказ устройства определяется по превышению им предела допустимой погрешности, установленного ГОСТ-ом 400-80. Упакованные термометры при их транспортировке должны выдерживать тряску с ускорением 30 метров в секунду, с частотой воздействия 60 – 80 ударов в минуту, не менее, чем два часа.

Термометр ТН-1 (исполнение 2) для испытания нефтепродуктов

Требования к маркировке

Маркировка каждого прибора должна содержать:

Термометры ASTM для контроля температуры нефтепродуктов в лабораториях

Только на таре или бумажной упаковке устройства, либо в только сопроводительной документации (без нанесения на сам прибор) разрешена следующая маркировка:

Маркировку устройств, предназначенных на экспорт, наносят в соответствии с условиями договора, заключенного между изготовителем и внешнеторговой организацией.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

Список используемой литературы:

Источник

8. Требования к измерениям в учетно-расчетных операциях по ГСМ

8. ТРЕБОВАНИЯ К ИЗМЕРЕНИЯМ В УЧЕТНО-РАСЧЕТНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

8.1. Учетно-расчетная операция проводится между поставщиком и потребителем ГСМ по результатам измерений количества ГСМ в единицах массы (кг), которое используется для последующих денежных расчетов и при арбитраже.

8.2. Измерения количества ГСМ в учетно-расчетных операциях необходимо выполнять с соблюдением установленных метрологических и юридических правил, норм, методик и средств измерений, которые удостоверяют единство и точность измерений.

8.3. Определение количества ГСМ производят методами:

8.4. В расчетно-учетных операциях следует применять средства измерения, прошедшие государственную поверку, находящиеся под постоянным контролем лиц, ответственных за правильность результатов измерений. Применяют следующие средства измерения и градуировочные таблицы:

— градуировочная таблица вертикального резервуара, утвержденная государственными территориальными органами по метрологии;

— калибровочная таблица железнодорожной цистерны, утвержденная государственными органами по метрологии (Примечание: допускается использовать калибровочные таблицы для каждого типа железнодорожных цистерн, установленные заводом-изготовителем);

— градуировочные таблицы трубопроводов;

— ареометры (нефтеденсиметры), изготовленные по ГОСТ 481-81Е и воспроизводящие свои метрологические характеристики в эталонных жидкостях при проверке их работоспособности по ГОСТ 3900-85;

— водочувствительная лента на неразмокающей основе и водочувствительная паста, предназначенные для выявления по изменению окраски границ подтоварной воды в резервуарах и цистернах.

8.5. Отсчет показаний измеряемой величины проводят с точностью до наименьшего деления шкалы средства измерения, а именно:

8.6. Градуировочные таблицы резервуаров и цистерн должны учитывать точность измерения высот наполнения до 1 мм, объема наполнения продукта до 0,001 м3.

8.7. Объем ГСМ при измерениях с помощью счетчиков жидкости определяют по показаниям разовой и суммарной шкал счетчика. В учетно-расчетных операциях следует применять счетчики жидкости, обладающие минимальной погрешностью измерения объема на номинальном и одновременно эксплуатационном расходе (м3/час).

При товарно-расчетных операциях применять счетчики с погрешностью более 0,5% запрещается.

8.8. Допустимые погрешности определения массы ГСМ (кг) в учетно-расчетных операциях не должны выходить за пределы, установленные ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы», а именно:

0,5% при измерении массы нетто нефтепродуктов от 100 т и выше;

0,8% при измерении массы нефтепродуктов и отработанных нефтепродуктов до 100 т.

Допустимые значения относительных погрешностей определения массы ГСМ рассчитаны из допустимых составляющих погрешностей средств измерений, методик измерений, градуировочных таблиц.

8.9. Точность определения количества ГСМ при учетно-расчетных операциях обеспечивается следующими мероприятиями потребителя:

— систематическим контролем за исправностью поверенных стандартных средств измерений;

— проведением внеочередных поверок средств измерений при подозрении в их неисправности;

— применением стандартных методик выполнения измерений высоты взлива, объема, расхода, плотности, температуры;

— внешним осмотром дефектов средств измерений, в том числе железнодорожных цистерн, автоцистерн, трубопроводов и др.;

— проверкой соответствия градуировочным таблицам базовой высоты, наклона резервуара, внутренних деталей, описи деформаций и т.д.

8.10. Ответственными за своевременное представление на поверку и замену неисправных средств измерений являются руководители служб ГСМ и уполномоченные ими лица в соответствии с должностной инструкцией.

8.11. Определение массы ГСМ в резервуарах, железнодорожных цистернах и танках наливного судна производят в следующем порядке:

— измеряют уровень ГСМ и подтоварной воды;

— отбирают среднюю пробу ГСМ;

— измеряют плотность и температуру ГСМ в пробе;

— по измеренному уровню и с помощью градуировочных таблиц определяют объем ГСМ (за вычетом объема подтоварной воды);

— по измеренным величинам рассчитывают массу ГСМ (при измерении количества ГСМ с помощью счетчиков объем ГСМ определяют по показаниям счетчиков).

Измерение уровня в резервуарах, железнодорожных цистернах или танках наливного судна производят рулеткой с лотом и метрштоком (таврорейкой).

Порядок измерения уровня ГСМ в емкостях следующий:

— проверяют соответствие табличного значения базовой высоты фактически измеренной базовой высоте с точностью до 1 мм;

— затем проверяют уровень подтоварной воды;

— после этого измеряют уровень ГСМ в резервуаре.

Если известно, что подтоварной воды в емкости нет, то сразу измеряют уровень ГСМ.

В зимнее время толщину льда на дне резервуара определяют как разность между градуировочным значением базовой высоты и фактически измеренной базовой высотой.

Измерение объема ГСМ в автоцистерне производят по калибровочной отметке в горловине цистерны.

8.12. При измерении уровня в резервуарах метрштоком (рулетку с лотом) плавно и строго вертикально опускают через замерный люк до самой нижней точки резервуара, после чего метршток быстро извлекают и по границе смачивания на нем определяют уровень топлива с точностью до одного миллиметра.

При отсчете линия смачивания должна быть на уровне глаз работника, выполняющего отсчет.

Место установки метрштока (или рулетка с лотом) должно быть отмечено несмываемой краской на замерном люке при проведении градуировки резервуара.

По данным измерений и градуировочным таблицам определяют количество ГСМ и подтоварной воды в объемных единицах с последующим перерасчетом количества ГСМ в единицы массы.

8.13. Определение количества ГСМ в железнодорожной цистерне выполняют следующим образом.

Высоту налива измеряют метрштоком в двух противоположных точках люка (колпака) под верхней образующей цилиндра; при этом следят за тем, чтобы нижний конец метрштока не упирался в какую-либо выступающую деталь цистерны или посторонний предмет и не попадал в углубление сливного прибора или поддона.

Расхождение между двумя точками измерений не должно превышать 5 мм.

За действительную высоту налива принимают среднее арифметическое результатов измерений, произведенных в двух противоположных точках с точностью до одного миллиметра.

Если нет подтоварной воды, то измеряют общую высоту налива, измерения производят при установившемся уровне, спокойном зеркале, отсутствии пены на поверхности нефтепродукта. Метршток опускают плавно вертикально до нижней точки без ударов о дно цистерны, извлекают плавно и по границе смачивания отсчитывают высоту наполнения. При считывании показаний метрштока линия смачивания должна быть на уровне глаз производящего отсчет.

Для лучшего определения линии смачивания рекомендуется шкалу метрштока в границах предполагаемого отсчета натереть мелом и слегка протереть для получения равномерного тонкого слоя.

Пробоотборником по ГОСТ 2517-85 отбирают пробу и в тот же момент измеряют температуру и плотность пробы:

— по градуировочным таблицам железнодорожных цистерн определяют объемы ГСМ, отвечающие измеренным высотам наполнения;

— умножением фактического объема на плотность при фактической температуре определяют массу ГСМ.

При приемке ГСМ заполняется акт приемки (форма N 2-ГСМ), приведенный в приложении 2, в котором указывают также значение разности между массой ГСМ, фактически измеренной при приемке с точностью до 1 кг, и массой ГСМ по накладной поставщика за вычетом естественной убыли.

Отрицательное значение разности масс характеризует недостачу ГСМ.

Расчет допустимого значения разности масс (расхождения), обусловленной допустимыми погрешностями измерений уровня и плотности ГСМ, приведен в приложении 31.

8.14. При приеме ГСМ с учетом вместимости трубопровода используют градуировочные характеристики трубопроводов.

Градуировочные таблицы на трубопроводы составляют по вместимости одного метра длины трубопровода, исходя из фактического внутреннего диаметра и длины трубопроводов. Таблицы утверждает руководитель предприятия. К таблицам прилагают схему трубопровода с указанием: диаметров, толщины стенок и длины труб, а также температуры окружающей среды и жидкости при выполнении градуировки.

Определение объемного количества ГСМ при доставке водным транспортом производят по измерениям в береговых резервуарах с учетом количества нефтепродуктов в трубопроводах до и после операции приема, если длина трубопровода не превышает 2000 м.

Если длина трубопровода свыше 2 км, то прием ГСМ допускается осуществлять по градуировочным таблицам, утвержденным пароходством для танков наливных судов, измеряя уровень взлива начального и остающегося с точностью до 1 мм.

8.15. При приеме ГСМ в вертикальные резервуары вначале измеряют начальную высоту взлива ГСМ в РВС, соблюдая все правила выполнения измерений высоты взлива, проверяют наполнение и вместимость подводящих трубопроводов, измеряют плотность и температуру начального объема ГСМ в резервуаре и затем приступают к приему ГСМ от поставщика в присутствии его уполномоченного лица. Затем, после принятия ГСМ, измеряют высоту взлива, температуру и плотность и по градуировочной таблице определяют объем наполнения резервуара.

Массу принятого ГСМ находят путем умножения разности между объемами конечного и начального наполнения резервуара на плотность ГСМ.

Если температуры начального и конечного объемов наполнения отличаются более чем на 5 °C, то вводится поправка на начальный объем ГСМ в резервуаре (см. приложение 31).

При отборе проб ГСМ необходимо руководствоваться ГОСТ 2517-85.

8.17. Температуру ГСМ определяют стеклянным ртутным термометром в соответствии с ГОСТ 2517-85 в момент отбора пробы.

8.18. Рулетка с лотом не должна иметь никаких перегибов, признаков ржавчины, и расстояние от пятки лота до отметки «1 м» должно всегда постоянно проверяться с помощью поверенной металлической метровой линейки. При обнаружении расхождения рулетку с лотом необходимо отдавать на поверку и в ремонт, заменяя ее на другую новую поверенную рулетку с лотом.

Источник

Как правильно использовать термометр для нефтепродуктов?

Термометры для испытания нефтепродуктов (нефтяные) ТН, ТИН стеклянные жидкостные предназначены для измерения температуры при испытании и анализе качества нефтепродуктов в различных производственных процессах на предприятиях нефтедобывающей (нефтедобычи) и нефтеперерабатывающей промышленности.

Измерение различных температур нефти и нефтепродуктов (НП) является важной частью определения их качественных характеристик. Применяемые для таких замеров термометры регламентированы ГОСТ номер 400-80.

Нефтяные термометры ТН, ТИН имеют разные модификации и исполнения, которые зависят от назначения и диапазона измерения температуры, отличаются ценой деления шкалы, пределами допускаемой абсолютной погрешности, габаритными размерами, глубиной погружения в измеряемую среду, видом термометрической жидкости.

Термометры для испытания нефтепродуктов, согласно требованиям Государственного стандарта, должны быть следующих типов (в зависимости от проводимого исследования):

— для определения температуры вспышки НП в закрытом тигле
— определение того же показателя в открытом тигле
— в случае определения показателя условной вязкости
— при измерении температуры каплепадения
— замер точки плавления парафинов
— определение точки помутнения и застывания
— определение фракционного состава
— измерение низких температурных показателей
— измерение плотности
— температура хрупкости
— анилиновая точка
— начало кристаллизации
— исследование фактических смол
— кинематическая вязкость
— определение метаксилола и псевдокумола
— давление насыщенных паров
— исследование содержания в твердых парафинах масла

Технические характеристики термометров для нефтепродуктов ТН, ТИН

Принцип действия жидкостных термометров основан на тепловом изменении объема термометрической жидкости в зависимости от температуры измеряемой среды.

Качество и точность измерений зависит:

от класса точности (относительной погрешности) средств измерений;

методов измерения, которые характеризуются сходимостью результата повторных измерений, осуществляемых в одинаковых условиях;

быстроты получения результатов (это свойство измерений зависит от рационально составленной методики измерений, уровня автоматизации измерений и обработки полученных данных);

Термометры для нефтепродуктов серии ТН

Конструктивно термометры для нефтепродуктов (нефтяные) серии ТН выполнены в виде стеклянной (термически обработанное стекло) цилиндрической оболочки с зауженной нижней частью и резервуаром, к которому присоединена капиллярная трубка. В оболочку вмонтирована шкала, изготовленная из стекла молочного цвета. Термометры изготавливаются с вложенной шкальной пластиной.

Термометры ТН1М, ТН3 выпускаются с гильзой из стали; ТН4М — с чашечками и гильзами из латуни.
Капиллярная трубка в нижней части термометра ТН-6 (до начала шкальной пластины) центруется асбестовой втулкой.

Для термометров ТН1М, ТН2М, ТН3, ТН5, ТН6М, ТН8М измерение температуры происходит путем частичного погружения (глубина погружения согласно ГОСТ) в измеряемую среду; для термометров ТН4М, ТН7М — путем полного погружения.

Термометрическая жидкость ТН1М, ТН2М, ТН3, ТН4М, ТН5, ТН6М, ТН7М – ртуть; ТН8М — толуол.

Пределы допускаемой погрешности измерения температуры, °С, согласно ГОСТ-400: для ТН2М — ±1, ±2 (для диапазонов свыше 260С); для ТМ4М — ±1, ±2 (для диапазонов свыше 210С); для ТН5 — ±0,2; для ТН8М — ±1 (-20…+60), ±1,5 (-40…-20), ±2 (-60…-40), ±3 (-80…-60).

Качество измерений также зависит от:

эргономических показателей, характеризующих систему «человек — объект измерения — средство измерений»;

экологических показателей, характеризующих уровень вредных воздействий на окружающую среду при проведении измерений;

от климатических параметров окружающей среды;

условий безопасности обслуживающего персонала, осуществляющей измерения.

Все перечисленные свойства прямо или косвенно влияют на точность получаемой измерительной информации.

Измерение плотности нефтяных продуктов, у которых вязкость при 50ос меньше 200`10-6 м2/сек (200сст)

В чистый стеклянный или пластиковый цилиндр помещают испытуемую жидкость и выдерживают некоторое время столько, чтобы температура жидкости была равна температуре окружающей среды. Нефтепродукт в цилиндр должно быть столько, чтобы ареометр, погруженный в него, плавал, а нефтепродукт выливался с цилиндра

После того, как ареометр обретет состояния спокойствия в цилиндре и температура его будет равна температуре нефтепродукта, нужно снять показания со шкалы плотности по верхнему краю мениска. При съеме показания глаз наблюдателя должен находится на уровне мениска на расстоянии 20-30 см от ареометра. Температуру нефтепродукта измеряют или встроенным термометром, или дополнительным термометром, как правило, таковыми выступают термометры серии ТЛ-4.

При проведения замера уровня и плотности нефти (нефтепродукта) и подтоварной воды в резервуарах должен соблюдаться следующий порядок:

оператор должен встать с наветренной стороны к замерному люку и плавно открыть его крышку;

закрепить на лоте водочувствительную ленту или нанести пасту;

опустить ленту в резервуар до касания лота с днищем резервуара и сверить показания рулетки с базовой высотой резервуара. Если показания сходятся, то операция по замеру продолжается, если нет, то выясняются причины расхождения. Возможно, в точке замера образовался лед или скопилась грязь и т.д.;

смотать мерную ленту на барабан рулетки до места смачивания ее нефтепродуктом, вытереть насухо это место ветошью и натереть это место ленты мелом;

вновь плавно опустить ленту до касания лота с днищем резервуара и затем быстро смотать на барабан до мелового слоя;

отсчет уровня проводится до миллиметра, результат записывается в замерную книжку. Если линия смачивания больше половины миллиметрового деления рулетки, то результат округляются в большую сторону, если меньше 0,5 мм — в меньшую;

вновь смотать ленту с барабана до касания лота с днищем и выдержать лот несколько минут, затем полностью смотать ленту на барабан и по разделу цвета водочувствительной ленты определить уровень подтоварной воды и результат записать в замерной книжке;

заземлить «под болт» с помощью специального медного тросика пробоотборное ведерко. Для этого на резервуаре должна быть специальная клемма «заземление», а на тросике — контактная пластинка с отверстием;

опустить пробоотборное ведерко в резервуар на середину взли- ва нефтепродукта, выдержать 1—2 минуты и затем поднять пробу;

с помощью нефтеденсиметра определить плотность и температуру пробы нефтепродукта, результаты записать в замерную книжку. Плотность отсчитывается по верхней линии соприкосновения нефтепродукта с нефтеденсиметром, называемой верхним мениском. При этом необходимо, чтобы глаз и линия мениска были на одном уровне, иначе при отсчете делений нефтеденсиметра будет допущена погрешность. Отсчет плотности производится до третьего знака включительно, при этом 0,5 и более в четвертом знаке округляется до единицы и прибавляется к третьему знаку, а менее 0,5 в четвертом знаке отбрасывается.

При определении температуры нефтепродукта нефтеденсиметр из цилиндра полностью вынимать нельзя, нужно приподнимать настолько, чтобы ртутный баллон термометра оставался в нефтепродукте. Температура должна отсчитываться в целых градусах (более 0,5 °С принимается за целый градус, менее 0,5 °С — отбрасывается). Отсчитывают температуру после того, как столбик ртути в термометре примет постоянное положение; далее по градуировочной таблице определить общий объем жидкости в резервуаре, объем подтоварной воды, объем (нетто) нефтепродукта и расчетным путем определить массу нефтепродукта (нетто).

Комплектация при поставке термометров для нефтепродуктов ТН, ТИН

Форма заказа термометров для нефтепродуктов (нефтяных) ТН, ТИН

При заказе термометра для нефтепродуктов ТН, ТИН следует указать назначение, диапазон измерения температуры, цену деления шкалы, погрешность, длину.

Поверка и срок службы термометров для нефтепродуктов ТН, ТИН

Поверка осуществляется по ГОСТ 8.279-78 «ГСИ. Термометры жидкостные стеклянные рабочие. Методика поверки».
Основные средства поверки:
— термометры стеклянные лабораторные типа ТЛ-4, эталоны 3-го разряда.

Наработка на отказ для устройств с ртутным и ртутно-таллиевым наполнителем не должна быть меньше 40 тысяч часов, с толуоловым наполнителем – 28 600 часов. Отказ устройства определяется по превышению им предела допустимой погрешности, установленного ГОСТ 400-80.

Возможные ошибки при оформлении заказа на термометры для нефтепродуктов ТН, ТИН

Ввиду относительного многообразия моделей и модификаций, сложности обозначения и формы заказа термометров ТН, ТИН рекомендуем быть внимательными при оформлении заказа, в т.ч. учитывать возможные варианты записи обозначения и встречающиеся ошибки при заказе. Например, нам доводилось сталкиваться с такими ошибками в заявках:
— неправильное или некорректное название прибора, отличающееся от заводского: градусник нефтяной, термометр нефтяника, термометр для нефти, НП, нефтевой, и т.д. и т.п.
— орфографические ошибки и опечатки: термометер, тэрмометр, теромометр для нефте-продуктов, нефтянной, нефтенной, нефтеной термомер, градустник и т.п.
— неправильные обозначения модели, другие модели: НТ, ТНИ, НИТ и т.п.
— ошибки написания связанные с переводом, транслитераций или раскладкой клавиатуры, например: thermometer for petroleum products TN, TIN, termometr TN, TIN, TH, NY, NBY (в En-раскладке) и т.д. и т.п.

Поэтому убедительная просьба, будьте внимательны при оформлении заказа, не путайте обозначения, а если не знаете или не уверены, то просто напишите основные технические характеристики (название — «ТН, ТИН термометр для нефтепродуктов», вид измеряемой среды, назначение, диапазон измерения температуры, конструктивное исполнение, необходимую длину в простой форме изложения, а наши менеджеры и инженеры разберут, подберут и предложат Вам всю необходимую комплектацию и дополнительное оборудование.

Copyright © ТЕПЛОПРИБОР.рф 2015-2018 все права защищены,
текст зашифрован, копирование отслеживается и преследуется;
авт.-ПОМ.
ГК Теплоприбор — производство и продажа КИПиА: Температура / Термометры / Жидкостные (стеклянные) термометры / ТН, ТИН термометры для нефтепродуктов
См. тех. описание/характеристики, прайс-лист (оптовая цена), по выбору, аналоги и замены, форму заказа (как правильно выбрать, заказать и купить) Термометры ТН, ТИН для нефтепродуктов (стеклоприбор) и др. по цене производителя; проверить наличие на складе в Москве.
Также см. способы доставки и стоимость отгрузки ТК (Деловые Линии и другими) по всей территории РФ. Прочую информацию по заказу — см. официальный сайт ГК Теплоприбор раздел Жидкостные (стеклянные) термометры.

Заранее благодарим Вас за обращение в любое из предприятий группы компаний — ГК «Теплоприбор» (Теплоприборы, Промприбор, Теплоконтроль и другие) и обещаем приложить все усилия для оправдания Вашего доверия.

Источник