Моделирование режимов эксплуатации магистрального нефтепровода производительностью 34 млн. т/год со сбросом.

СОДЕРЖАНИЕ TOC \o "1-3" \h \z \u Введение PAGEREF _Toc104317948 \h 11. Теоретическая часть PAGEREF _Toc104317949 \h 3Современные технологии оперативного управления системами транспорта и хранения PAGEREF _Toc104317950 \h 32. Технологический расчет магистрального нефтепровода PAGEREF _Toc104317951 \h 83. Режимы работы нефтепровода PAGEREF _Toc104317952 \h 193.1. Расчет режима работы нефтепровода при сбросе. PAGEREF _Toc104317953 \h 193.2. Расчет режима работы нефтепровода при подкачке. PAGEREF _Toc104317954 \h 213.3 Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности на 30% PAGEREF _Toc104317955 \h 24Заключение PAGEREF _Toc104317956 \h 26Список литературы PAGEREF _Toc104317957 \h 27centercenterИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.СодержаниеЛит.Листов100Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.СодержаниеЛит.Листов1centercenterИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.ВведениеЛит.Листов100Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.ВведениеЛит.Листов1ВведениеИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.СодержаниеЛит.Листов1Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.СодержаниеЛит.Листов1Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.ВведениеЛит.Листов1Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.ВведениеЛит.Листов1Одним из основных способов перекачки нефти и нефтепродуктов в России ввиду географического расположения газонефтяных месторождений и конечных потребителей являются магистральные нефтепроводы. Использование данного вида транспорта сырья позволяет равномерно и бесперебойно поставлять нефть и газ в больших объемах при минимальных финансовых затратах. Магистральный нефтепровод состоит из следующих основных элементов: линейная арматура, линейные и вспомогательные сооружения, головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции. Нефтеперекачивающие станции являются сложными и энергоемкими объектами. Определением параметров НПС и расчет магистрального трубопровода являются важной задачей при проектировании. В данной работе приведен технологический расчет магистрального нефтепровода, который состоит из следующих основных задач: определение оптимальных параметров трубопровода (диаметр трубопровода, давления на НПС, толщины стенки трубы, числа насосных станций), расположения перекачивающих станций по трассе трубопровода, расчет режимов эксплуатации трубопровода.centercenterИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.Теоретическая частьЛит.Листов500Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.Теоретическая частьЛит.Листов51. Теоретическая часть Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.Теоретическая частьЛит.Листов5Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.Теоретическая частьЛит.Листов5Современные технологии оперативного управления системами транспорта и храненияЭффективность эксплуатации гидромеханических систем технологического оборудования определяется надежностью и ресурсом их агрегатов и устройств. Необходимость оценки технического состояния и остаточного ресурса (срока службы) оборудования нефтеперекачивающих станций обусловлена большой его энергоемкостью и значительным влиянием на надежность и эффективность работы нефтепроводного транспорта. Проблема обеспечения эффективной, надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов становится весьма актуальной в связи с изменившимися условиями и длительными сроками эксплуатации, износом основного технологического оборудования, в частности, магистральных и подпорных насосных агрегатов, как наиболее энергоемкого оборудования НПС.Поэтому, в настоящее время в нефтепроводном транспорте возникла необходимость диагностического обследования и проведения дефектоскопических работ по оценке фактического технического состояния и определения остаточного ресурса (срока службы) магистральных и подпорных насосных агрегатов. Для проведения обслуживания по фактическому техническому состоянию необходимы методы и средства, позволяющие оценить техническое состояние оборудования на данный момент, проследить изменение состояния за последнее время и прогнозировать его на ближайшее будущее. Задачами технического диагностирования являются: определение технического состояния оборудования, в том числе обнаружение и классификация дефектов (отказов); прогноз их развития, определение остаточного ресурса с целью продления срока службы оборудования; определение сроков и объемов ремонта, необходимости замены или модернизации оборудования.Диагностирование насосных агрегатов включает оценку их технического состояния по следующим параметрам: развиваемому напору, потребляемой мощности и коэффициенту полезного действия (КПД), вибрации, а также температуре масла, обмоток и железа статора и ротора. При диагностировании силовых трансформаторов, установленных на НПС, определяют следующие параметры: сопротивление изоляции, комплексную проводимость, диэлектрические потери и емкость изоляции, абсорбционные характеристики изоляции, напряжение короткого замыкания, токи и потери -344170-480060Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2Теоретическая часть00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2Теоретическая частьхолостого хода, значения частичных разрядов, физико-химические характеристики масла, содержание растворенных в масле газов.Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2Теоретическая частьИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2Теоретическая частьЭксплуатацию оборудования и систем новых и модернизированных НПС предпочтительно осуществлять с непрерывным автоматизированным контролем и диагностированием их работоспособности на базе технических средств КИПиА, телемеханики и АСУ. Применяется также оценка технического состояния оборудования с помощью портативных (переносных) приборов.По результатам технического диагностирования выдается заключение о техническом состоянии оборудования. На основании результатов технического диагностирования оборудования НПС должны определяться объемы и сроки ремонта оборудования.В случае значительного отличия базовых значений характеристик от паспортных, необходимо производить доводку оборудования с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнение ее с паспортной.Измеряемые параметры и средства измерения при диагностировании насосных агрегатов следующие: давление на входе и выходе насосного агрегата, измеряемые штатными первичными преобразователями давления с точностью 0,6 % при использовании АСУ или образцовыми манометрами класса 0,25 или 0,4; подача, определяемая по узлу учета, по объемам резервуаров, с помощью переносных ультразвуковых расходомеров или другими способами; мощность, потребляемая насосом, которая измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности с точностью не ниже 0,6 %. При установившихся режимах для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру и амперметру. Мощность, потребляемую насосным агрегатом, -344170-480060Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист3Теоретическая часть00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист3Теоретическая частьможно замерить и комплектами К-506, К-505, Альфа или им подобными; частота вращения ротора, которая замеряется датчиком частоты вращения с точностью 0,5 %; плотность и вязкость перекачиваемой нефти, определяемая по узлам учета, в блоках измерения качества нефти НПС.Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист3Теоретическая частьИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист3Теоретическая частьЗамер параметров проводится только при установившемся (стационарном) режиме перекачки.Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе или выходе насосного агрегата. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ± 3 % от среднего значения. Параметры измеряются при бескавитационном режиме работы насосного агрегата.В настоящее время существуют направления, по которым производят диагностику электроустановок. Диагностику можно выполнять по контролю: изоляции обмоток статора и ротора электроустановок; состояния обмоток; состояния магнитопроводов статора и ротора; вибраций и шумов при работе насосных агрегатов; теплового состояния электродвигателя; прочности вала ротора электродвигателя. Техническое обслуживание и ремонт электродвигателей магистральных и подпорных насосов осуществляется по техническому состоянию на основании анализа диагностических работ, наработки, результатов испытаний, с учетом объема работ, изложенных в техпаспорте (инструкции по эксплуатации) на конкретный вид электродвигателя.Для проведения диагностического контроля используются виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации, шумомеры с возможностью измерения октавных составляющих, приборы, позволяющие определять техническое состояние подшипников и др.-344170-480060Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист4Теоретическая часть00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист4Теоретическая частьСуществующая система диагностирования на НПС позволяет оперативно определять контролируемые параметры оборудования. Вместе с тем, имеющиеся случаи отказов и возникновения повреждений оборудования НПС, происшедшие изменения в условиях эксплуатации оборудования, связанные с колебаниями загрузки магистральных нефтепроводов и большим сроком службы оборудования НПС, их старением и износом, требуют дальнейшего совершенствования методов и средств технического диагностирования.Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист4Теоретическая частьИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист4Теоретическая частьАнализ режимов работы и надежности нефтеперекачивающей станции показал, что число отказов резко возрастает из-за частого изменения режима перекачки нефти по различным причинам. Изменение режима перекачки требует переключения (пуск или остановку) магистральных насосных -344170-480060Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5Теоретическая часть00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5Теоретическая частьагрегатов, которые сопровождаются резким возрастанием переменных нагрузок в узлах и деталях оборудования, в схеме электроснабжения НПС, вызывают колебания напряжения в сети, создают динамические нагрузки на силовые элементы двигателя и насоса (валы, подшипники, муфты и пр.), способствуют возникновению резких температурных нагрузок.Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5Теоретическая частьИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5Теоретическая частьЧисло пусков (включений) наиболее существенно влияет на надёжность работы электродвигателей насосных агрегатов и является одним из основных эксплуатационных показателей, влияющих на наработку на отказ. Для возможности оценки влияния пусков (включений) на надёжность работы насосного агрегата, изменение его эксплуатационных параметров следует вести учёт пусков (включений). В качестве показателя, позволяющего оценить степень влияния частоты пусков на надёжность работы насосного агрегата, используется коэффициент частоты пусков.centercenterИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.Технологическийрасчет магистрального нефтепроводаЛит.Листов1100Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.Технологическийрасчет магистрального нефтепроводаЛит.Листов112. Технологический расчет магистрального нефтепроводаИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.Технологическийрасчет магистрального нефтепроводаЛит.Листов11Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист1Моделирование режимов эксплуатации МН производительностью 34 млн.т./годРазраб.Галаган А.С.Провер.Земенкова М.ЮРеценз. Н. Контр.Утверд.Технологическийрасчет магистрального нефтепроводаЛит.Листов11Цель технологического расчета: определить толщину стенки нефтепровода, сделать гидравлический расчет, подобрать насосно-силовое оборудование, определить число насосных станций, расставить их по трассе нефтепровода и сделать аналитическую поверку работы НПС.Сделать гидравлический расчет нефтепровода, если длина его L = 880 км, ΔZ = 25 м, производительность G = 34 млн./год. Заданы вязкость и плотность нефти: ρ20 = 851 кг/м3; ν20 = 24 сСт; ν50 = 11 сСт. Расчетная температура нефти t =2 °С, минимальная температура нефти в трубопроводе.2.1. Определение плотности нефти при заданной температуре:ρt=ρ201+βр(t-20∘)=8511+0,000818(2-20)=863,7кгм3.2.2. Определение вязкости нефти при tр:νt=ν*e-ut-t*=24·e-0,026·(2-20)=38,33 сСт,u=1t1-t2lnν2ν1=120-50ln1124=0,026.2.3. Определение расчетной производительности:Qрасч.=GρtN24=Q, м3час, т.к G = 34 млн. т/год, тогда D = 1020 мм (прил. 3 МУ).Число рабочих дней Np = 349 (прил. 2 МУ).Qрасч=34⋅109863,7⋅349⋅24=4699,7 м3час = 1,305 м3с.2.4. Определение толщины стенки:δ=n1PDн2(n1P+R1),где n1 = 1,15.2.5. Опреде-344170-412750Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2Технологический расчет магистрального нефтепровода00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2Технологический расчет магистрального нефтепроводаляем марку насоса и найдем напор насоса при верхнем и нижнем роторе, приняв число рабочих насосов равным 3. Напор основных насосов 3Носн:Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2Технологический расчет магистрального нефтепроводаИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист2Технологический расчет магистрального нефтепроводаR1=Rн1m0K1Kн=530⋅0,91,34⋅1,1=323,6,т0=0,9; Кl = 1,34; Кн=1,1; Rн1=530 МПа. Сталь 13Г2АФ, ТУ 14-3-1424-86. Рассмотрим насосы с по Qраб (м3/час) и 7000-210 по Qраб (м3/час).Характеристика работы насоса:Основной 7000-210 по Qраб (м3/час)Q=4699,7 м3/час ≈ 4700 м3/час,Н1=260 м (ротор верхний),Н2=200 м (ротор нижний).Основной 5000-210 по Qраб (м3/час)Q=4699,7 м3/час ≈ 4700 м3/час,Н1=220 м (ротор верхний),Н2=160 м (ротор нижний).Подпорный: НПВ 5000-120Q=4700 м3/час,Н1=123 м (ротор верхний),Н2=92 м (ротор нижний).Считаем, что у нас 3 основных и 1 подпорный насос.Найдем рабочее давление в трубопроводе при максимальном и минимальном роторе:Рраб=Нп+3Носнρtg;а) Рраб1=123+3⋅220⋅863,7⋅9,81=6,63 МПа;б) Рраб2=92+3⋅160⋅863,7⋅9,81=4,86 МПа;в) Рраб3=123+3⋅160⋅863,7⋅9,81=5,11 МПа;г) Рраб4=92+3⋅220⋅863,7⋅9,81=6,37 МПа;д) Рраб5=123+3⋅260⋅863,7⋅9,81=7,65 МПа;е) Рраб6=92+3⋅260⋅863,7⋅9,81=7,39 МПа;Выбираем вариант (в), т.е. нижний ротор как Носн.В результате проверки на необходимость пересчета с воды на нефть установлено, что пересчета по давлению (напору) в данных условиях не требуется. 2.6. Определим толщину стенки трубы при Рраб=5,11 МПа:δ=1,15⋅5,11⋅10202(1,15⋅5,11+323,6)=9,09 мм,принимаем δ=9,2 мм, как ближайшую большую по сортаменту, сталь 13Г2АФ.Dвн=Dн-2δ;Dвн=1020-2⋅9,2=1001,6 мм.-344170-412750Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист3Технологический расчет магистрального нефтепровода00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист3Технологический расчет магистрального нефтепровода2.7. Режим течения нефти в нефтепроводе:Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист3Технологический расчет магистрального нефтепроводаИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист3Технологический расчет магистрального нефтепроводаRe=4QπDвнνt;Re=4⋅1,353,14⋅1,0016⋅38,33⋅10-6=43321.2.8. Определяем число Рейнольдса:ReI=10Dе=10⋅1,00160,15=66773;ReII=500Dе=500⋅1,00160,15=3338666;2320<46497n, n1=6 станций.Действительно необходимый напор одной станции:Нст'=1,01⋅i⋅l+ΔZ+Hk-Hnn1=1,01⋅0,003066⋅880000+25+30-1236=443 м.Действительный напор одного насоса:Ннас'=Нст'+hвнК=443+153=152,6 м.Производим обрезку рабочего колеса:D2'D2=Hнас'+вQ2a=Hнас'(Q22-Q12)+(H1-H2)Q2H1Q22-H2Q12Q2=5000 м3/час=1,39 м3/с, Н2=143м, Q1=3200 м3/час=0,89 м3/с, Н1=207 м.D2'D2=152,6(1,392-0,892)+(207-143)1,30521207⋅1,392-143⋅0,892=0,994,т.е обрезаем на 0,6%D2'=D2⋅0,983=405⋅0,994=402,6 мм – новый диаметр ротора.Расстановка НПС по трассе при n1>n. Необходимо вычислить масштаб по вертикали и отложить ΔZ,Нк в масштабе напоров станций. Затем откладывают величину напора подпорного насоса и напор станции п1 раз и соединяют суммарный напор станций с Нк, получают линию гидравлического уклона i. Месторасположение станций определяют пересечением линии гидравлического уклона с линией, отстающей от профиля на величину подпора. Эти точки переносят на профиль трассы.-344170-412750Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5Технологический расчет магистрального нефтепровода00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5Технологический расчет магистрального нефтепровода2.14. Проверка режима работы всех НПС:Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5Технологический расчет магистрального нефтепроводаИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист5Технологический расчет магистрального нефтепроводаРдоп=2δR1n1(Dн-2δ)=2⋅9,2⋅323,61,15⋅1,0016=5,17 МПа;Ндоп=Рдопρtg=5,17⋅106863,7⋅9,81=610,1 м;Нs=Pa-Pyρt-Δhпрот.кав.Ра=760 мм рт. ст., Ру=500 мм рт. ст., по Q-H характеристике насоса Δhпрот.кав.= 45 м.Нs=(760-500)⋅133,3859,74⋅9,81-38=-33,9 м.Насос не обладает самовсасывающей способностью, нужен подпор, величиной:ΔНдоп=-33,9+10=43,9 м.Проверяем режим работы станций из условий: Нст≤НдопΔНст≥ΔНдоп , при Нк=30 м;Нст1=Нn+kHосн-hвн≤Ндоп;Нст1=123+3⋅152,6-15=566≤610,1 м;ΔНст2=Нст1-1,01⋅i⋅l1-2-ΔZ2-1≥Hдоп;ΔНст2=566-1,01⋅0,003066⋅141700-4=123,05≥43,9 м;Нст2=ΔНст2+кНосн-hвн≤ΔНдоп;Нст2=123,05+3⋅152,6-15=566≤610,1 м;ΔНст3=566-1,01⋅0,003066⋅141700-4=123,1≥43,9 м;Нст3=123,1+3⋅152,6-15=566≤610,1 м;ΔНст4=566-1,01⋅0,003066⋅141600-4=123,5≥43,9 м;Нст4=123,5+3⋅152,6-15=566,4≤610,1 м;ΔНст5=566,4-1,01⋅0,003066⋅141700-4=123,5≥43,9 м;Нст5=123,5+3⋅152,6-15=566,5≤610,1 м;ΔНст6=566,5-1,01⋅0,003066⋅141800-4=123,2≥43,9 м;Нст6=123,2+3⋅152,6-15=566,2≤610,1 м;Нк=Нст6-1,01⋅i⋅l6-к-ΔZk-6≥Hk;Hk=566,2-1,01⋅0,003066⋅171500-5=30≥30 м.-344170-412750Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист6Технологический расчет магистрального нефтепровода00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист6Технологический расчет магистрального нефтепроводаПроверка сошлась, следовательно, станции расставлены правильно.Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист6Технологический расчет магистрального нефтепроводаИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист6Технологический расчет магистрального нефтепровода2.15. Строим совместный график работы нефтепровода и всех НПС. Определяем рабочую точку системы:Рисунок 2.1 - Расстановка числа станций при п1=6; п1>пТаблица 2.1Характеристика НПС на трассе при п1>п№ НПСL, кмLi, кмZi, мZ10002141,7141,7443283,4141,7844425141,61245566,7141,71646708,5141,8204КП880171,5255 Li=880км Z=25м-344170-412750Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист7Технологический расчет магистрального нефтепровода00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист7Технологический расчет магистрального нефтепроводаПостроение Q-H характеристики:Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист7Технологический расчет магистрального нефтепроводаИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист7Технологический расчет магистрального нефтепроводаQрасч. = 4700 м3/час, Ннас=143 м;Qрасч. -790 =3910 м3/час, Ннас=171 м;Qрасч. +810 =5510 м3/час, Ннас=113 м;Суммарный напор всех станций:Нст=Нn+Н'⋅К⋅n-15⋅nгде К – число насосов на НПС; п – число НПС на трассе; Нп=123 м.Характеристика трубопровода строится по уравнению:Н=1,01βQx2-mνtmLD5-m+ΔZ+HkХарактеристика станции:1) Qрасч.=4700 м3/час, Ннас=143 м Нст=143⋅3⋅6-15⋅6=2484 м;2) Qрасч. - 790=3910 м3/час, Ннас=171 м Нст=171⋅3⋅6-15⋅6=2988 м;3) Qрасч. + 810=5510 м3/час, Ннас=113 м Нст=113⋅3⋅6-15⋅6=1944 м.Характеристика трубопровода:β=0,0246, т=0,251)Н=1,01⋅0,0246⋅1,3052-025(38,33⋅10-6)0,25·8800001,00164,75+25+30=2777 м2) Н=2031 м3) Н=3655 м-344170-412750Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист8Технологический расчет магистрального нефтепровода00Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист8Технологический расчет магистрального нефтепроводаСтроим Q-Н характеристику в масштабе (рис. 2.3)Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист8Технологический расчет магистрального нефтепроводаИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист8Технологический расчет магистрального нефтепроводаРабочая точка системы:Qраб=4700 м3/час = QрНраб=2777 м =Н (полные потери)б) Число станций округляем в меньшую сторону n2