Определение количественных характеристик нефти и газа в системе магистральных трубопроводов. Чухарева Н.В - 309 стр.

UptoLike

ВУЗ: 

ТПУ | Томск

Составители: 

Рубрика: 

307
· 1,00422 · 1 · 0,994813 (2·61781,9·32,388)
0,5
/0,72=58,5648 кг/с.
q
c
= 0,25 · 3,14 · 200
2
· 0,9997564168
2
· 0,601308· 1,116267 ·
1,00459 · 1 · 0,994813 (2·61781,9·32,388)
0,5
/0,72=58,5648 кг/с.
q
c
= 0,25 · 3,14 · 200
2
· 0,9997564168
2
· 0,601307 · 1,116267 ·
· 1,00527 · 1 · 0,994813 (2·61781,9·32,388)
0,5
/0,72=58,5648 кг/с.
Если плотность среды в рабочих условиях рассчитывают по фор-
муле
TKp
pTρ
ρ
c
cc
= . (4.49)
то формулы (4.46)…(4.48) примут вид, соответственно:
0,5
c
c
cПШ
2
су
2
20m
TKp
pT
ρp2ΔεКСEKKd0,25πq
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
´= . (4.50)
0,5
cc
c
ПШ
2
су
2
20m
pTp
TKp
p2ΔεКСEKKd0,25πq
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
= . (4.51)
0,5
cc
c
ПШ
2
су
2
20m
TKpρ
pT
p2ΔεКСEKKd0,25πq
÷
÷
ø
ö
ç
ç
è
æ
= . (4.51)
Контрольные задания
1. Задачи и состав приемо-сдаточных пунктов нефти.
2. Отличия прямых методов измерения массы нефти от косвенных.
Применяемые средства измерения.
3. Учет количества нефти при помощи резервуаров.
4. Состав СИКН.
5. Измерение нефти по СИКН прямым и косвенным методом динами-
ческих измерений.
6. Основные и косвенные средства измерений и оборудование СИКН.
7. Основные и дополнительные параметры, контролируемые при экс-
плуатации СИКН для косвенного метода динамических измерений.
8. Основные и дополнительные параметры, контролируемые при экс-
плуатации СИКН для прямого метода динамических измерений.
9. Принцип определения массы нефти в нефтепроводах.
10. Основные и дополнительные погрешности измерений.
11. Назначение и состав узла учета товарного газа.
12. Концепции построения узлов учета газа.

Страницы