![]() |
Главная Случайная страница Контакты | Мы поможем в написании вашей работы! | |
|
10.1 Массу (брутто) нефти, находящейся в трубопроводе, определяют как суммарную массу нефти на отдельных участках трубопровода. Полученный результат округляют до целого значения тонн:
, (10.1.1)
где n – число участков;
М уч – масса (брутто) нефти на отдельном участке трубопровода, определяемая как произведение геометрического объема внутренней полости участка трубопровода на среднее значение плотности нефти на данном участке:
, (10.1.2)
а для самотечных участков трубопровода:
, (10.1.3)
где V уч – вместимость участка трубопровода, м3;
rср – среднее значение плотности нефти на участке, кг/м3;
Кз – коэффициент заполнения трубопровода, определяемый по приложению М.
10.2 Расчетные участки выбирают таким образом, чтобы разность давлений между конечной и начальной точками участка не превышала 0,3 МПа.
10.3 С учетом влияния средних для данного участка значений температуры и давления вместимость участка трубопровода рассчитывают по формуле
, (10.3.1)
где V гр – вместимость участка трубопровода по градуировочной таблице, м3;
К t – коэффициент, учитывающий влияние температуры (значения коэффициента приведены в таблице Н.1 приложения Н);
К р – коэффициент, учитывающий влияние давления (значения коэффициента приведены в таблице Н.2 приложения Н).
Градуировочные таблицы на линейную часть трубопровода и технологические трубопроводы составляют по вместимости одного метра длины трубопровода, исходя из внутреннего диаметра и длины участка трубопровода.
Градуировочные таблицы корректируют при изменении длины или диаметра трубопровода. Таблицы утверждает главный инженер ОАО (ООО) МН. К таблицам прилагают схему трубопровода с указанием диаметра, толщины стенки и длины трубопровода.
10.4 Средние для данного участка значения температуры, давления и плотности нефти, находящегося в линейной части магистрального нефтепровода и в технологических трубопроводах, определяют как среднее арифметическое соответствующих величин, измеренных в начале и конце участка нефтепровода во время проведения инвентаризации:
, (10.4.1)
, (10.4.2)
. (10.4.3)
Для трубопроводов с предварительно подогретой нефтью:
, (10.4.4)
где rнач, rкон – плотности нефти, измеренные в начале и конце участка и приведенные к средней температуре и среднему давлению, кг/м3;
Р нач, Р кон – давления, измеренные в начале и конце участка, МПа;
t нач, t кон – температуры, измеренные в начале и конце участка, °С.
10.5 Если за период времени, соответствующий заполнению рассматриваемого участка непосредственно перед инвентаризацией, в начале участка наблюдалось изменение плотности (приведенной к одной температуре) более, чем на 5 кг/м3, среднее значение плотности рассчитывают по формуле
, (10.5.1)
где V уч – вместимость трубопровода по формуле (10.3.1);
Qj – объем j -й партии, измеренный в начале участка;
r j – плотность j -й партии, измеренная в начале участка;
k – число партий, необходимых для заполнения участка трубопровода.
Требуемое число партий k определяют из условия
, (10.5.2)
где b, g – коэффициенты объемного расширения и сжимаемости нефти, определенные в соответствии с МИ 2632, °С–1 и МПа–1 соответственно.
10.6 Массовую долю балласта m тр, %, содержащегося в нефти, находящейся в нефтепроводе, рассчитывают как средневзвешенное значение соответствующих величин, определенных в начале участка нефтепровода на момент его заполнения нефтью:
, (10.6.1)
где mj – массовая доля балласта в начале участка нефтепровода на момент его заполнения, %;
М тр – масса нефти (брутто), находящейся в трубопроводе, т;
Мj – масса j -й партии, т.
Соответственно, масса нефти нетто в линейной части магистрального трубопровода и в технологических трубопроводах (фактическое наличие нефти) составляет
. (10.6.2)
Дата публикования: 2015-10-09; Прочитано: 997 | Нарушение авторского права страницы | Мы поможем в написании вашей работы!