Определение количественных характеристик нефти и газа в системе магистральных трубопроводов. Чухарева Н.В - 269 стр.

UptoLike

ВУЗ: 

ТПУ | Томск

Составители: 

Рубрика: 

267
Окончание табл. 4.5
1 2
Термометр ртутный стеклянный на выходе ТПУ Δ = ± 0,2 °С
Соленоидный клапан электромагнитный,
«нормально открытый»
–
Соленоидный клапан электромагнитный,
«нормально закрытый»
–
Вентили запорно-регулирующие –
Шаровые краны –
Вентиль –
Насос –
Фильтр перед насосом механический сетчатый –
Клапан обратный –
Емкость накопительная –
Измерение массы нефти
косвенным и прямым методом динамических измерений
Массу брутто принятой и сданной нефти с применением СИКН опре-
деляют согласно Рекомендациям по определению массы нефти при
учетных операциях с применением системы измерений количества
и показателей качества нефти, утвержденным приказом № 69 Мин-
промэнерго России от 31 марта 2005 г. по следующим методам измерений:
· косвенный метод динамических измерений с применением преобра-
зователей объёмного расхода, включая ультразвуковые, и поточ-
ных преобразователей плотности;
· прямой метод динамических измерений с применением массомеров.
При измерениях массы брутто нефти косвенным методом дина-
мических измерений регистрируют результаты измерений:
· объема нефти (м
3
), измеренного каждым рабочим преобразователем
расхода в рабочих условиях и приведенного к стандартным условиям;
· объема нефти (м
3
), приведенного к стандартным условиям, изме-
ренного СИКН;
· плотности нефти (кг/м
3
), измеренной поточным плотномером, при-
веденной к условиям измерений объема и к стандартным условиям;
· массы брутто нефти (т), измеренной по каждой рабочей линии
и всей СИКН (массу брутто нефти вычисляют как произведение
объёма и плотности нефти, приведённых к условиям измерений
объема; объёма и плотности нефти, приведённых к стандартным
условиям согласно ГОСТ Р 8.595–2004).
При определении объема нефти применяют преобразователи расхода
(турбинные, лопастные, роторные, ультразвуковые и др.), преобразователи

Страницы