124505 (Технологический расчет магистрального нефтепровода), страница 2
Описание файла
Документ из архива "Технологический расчет магистрального нефтепровода", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "промышленность, производство" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "курсовые/домашние работы", в предмете "промышленность, производство" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "124505"
Текст 2 страницы из документа "124505"
Так как Re>2300 режим течения жидкости турбулентный.
Определяем относительную шероховатость труб при 
=0,05 мм (таблица 3.6.2) и первое переходное число Ренольдса по формуле (3.6.6)
Так как Re< Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)
Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)
Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп = 40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9)
Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)
м.
Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)
Если округлить число НПС в меньшую сторону (10 станции), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение 
и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)
м.
5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций.
Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 1. для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 4800 до 6000 
с шагом 200 .
Таблица 1 – Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.
| Расход Q, | Напор насосов | Характеристика трубопровода | Характеристика нефтеперекачивающих станций | ||||||||
| Hм, м | Нп, м | с пост. диам. | с лупин- гом | 20 | 27 | 28 | 29 | 30 | |||
| 4800 | 163,157 | 97,66 | 3169,865 | 2983,085 | 3458,47 | 4600,57 | 4763,73 | 4926,89 | 5090,048 | ||
| 5000 | 157,65 | 95,7 | 3399,068 | 3198,456 | 3344,4 | 4447,95 | 4605,6 | 4763,25 | 4920,9 | ||
| 5200 | 151,917 | 93,66 | 3635,252 | 3420,387 | 3225,67 | 4289,09 | 4441,01 | 4592,93 | 4744,848 | ||
| 5400 | 145,960 | 91,54 | 3878,350 | 3648,815 | 3102,28 | 4124,01 | 4269,97 | 4415,93 | 4561,892 | ||
| 5600 | 139,778 | 89,34 | 4128,296 | 3883,677 | 2974,24 | 3952,69 | 4092,47 | 4232,25 | 4372,032 | ||
| 5800 | 133,371 | 87,06 | 4385,028 | 4124,917 | 2841,55 | 3775,15 | 3908,52 | 4041,89 | 4175,268 | ||
| 6000 | 126,74 | 84,7 | 4648,487 | 4372,477 | 2704,2 | 3591,38 | 3718,12 | 3844,86 | 3971,6 | ||
График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции показан в приложении 1.
Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станций (n=9) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Qм=Q=5660 .
При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=10, m=3 рабочая точка переместиться в точку М2, а расход соответствует Q2=5708 . Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=10, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=4965 .
Так как выполняется условие Q1 6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=10 и Q2=5708 Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,00457. Напоры развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2 равны Расчетный напор станции составит: Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен Результаты расстановки станций приведены в таблице 2. Таблица 2 – расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода. Нефтеперекачивающая станция Высотная отметка zi, м Расстояние от начала нефтепровода, км Длина линейного участка li, км ГНПС-1 195,94 0 90 НПС-2 194,20 90 89 НПС-3 192,90 179 88 НПС-4 192,74 267 87,5 НПС-5 193,51 354,5 98 НПС-6 194,23 452,5 86,5 НПС-7 194,33 539 87,5 НПС-8 194,29 626,5 90 НПС-9 194,33 716,5 89,5 НПС-10 193,9 806 94 КП 190,65 900 - 7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода Графический метод Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первом эксплуатационном участке протяженностью 452,5 км. Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 6000 Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в таблице 3. Таблица 3 – Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов. Расход Q, м³/ч 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Скорость течения v, м/с 0,35 0,71 1,06 1,41 1,77 2,12 Число Ренольдса Re 7403,215 14806,43 22209,64 29612,86 37016,07 44419,29 Коэффициент гидравлического сопротивления 0,0341 0,0287 0,0259 0,0241 0,0228 0,0218 Гидравлический уклон 0,00022 0,00073 0,00148 0,00245 0,00362 0,00498 Напор магистрального насоса, Нмн, м 225,1 216,7 202,6 182,9 157,7 126,7 Напор подпорного насоса, Нпн, м 119,7 116,7 111,7 104,7 95,7 84,7 Потери напора на участке Н, м 1-участок 18,1 65,1 134,2 223,2 330,7 455,6 2-участок 38,25 131,72 269,15 446,13 659,88 908,37 3 участок 58,83009 198,258 403,245 667,237 986,066 1356,727 4 участок 79,09205 264,213 536,377 886,883 1310,198 1802,330 5 участок 140,6938 376,991 724,393 1171,795 1712,134 2340,314 Напор развиваемый насосами, Н=Нпн+ kмнHмн Kмн=0 119,7 116,7 111,7 104,7 95,7 84,7 kмн=1 344,8 333,4 314,3 287,6 253,4 211,4 kмн=2 569,9 550,0 516,9 470,6 411,0 338,2 kмн=3 795,0 766,7 719,5 653,5 568,7 464,9 kмн=4 1020,1 983,3 922,1 836,5 726,3 591,7 kмн=5 1245,2 1200,0 1124,8 1019,4 884,0 718,4 kмн=6 1470,2 1416,7 1327,4 1202,3 1041,6 845,1 kмн=7 1695,33 1633,32 1529,97 1385,28 1199,25 971,88 kмн=8 1920,42 1849,98 1732,58 1568,22 1356,9 1098,62 kмн=9 2145,51 2066,64 1935,19 1751,16 1514,55 1225,36 kмн=10 2370,6 2283,3 2137,8 1934,1 1672,2 1352,1 kмн=11 2595,69 2499,96 2340,41 2117,04 1829,85 1478,84 kмн=12 2820,78 2716,62 2543,02 2299,98 1987,5 1605,58 kмн=13 3045,87 2933,28 2745,63 2482,92 2145,15 1732,32 kмн=14 3270,96 3149,94 2948,24 2665,86 2302,8 1859,06 kмн=15 3496,05 3366,6 3150,85 2848,8 2460,45 1985,8 Совмещенная характеристика участков нефтепровода и характеристика НПС показана в приложении 2. Из совмещенной характеристики (приложение 2) найдем значения подпоров на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего трем работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3), производительность перекачки определяется пересечение характеристики нефтепровода 2 и суммарной характеристики НПС при kм=15, и соответствует значению Q=5708 Таблица 4 – Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3. Нефтеперекачивающая станция Количество работающих магистральных насосов Обозначение отрезка подпор на входе НПС напор на выходе НПС ГНПС-1 3 90,5 500 НПС-2 3 83,3 496 НПС-3 3 85 492 НПС-4 3 81 496 НПС-5 3 81,3 495 Численный метод Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3). Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения 3.7.1. Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций по формуле 3.7.6: и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы по формуле (3.7.7): С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем: По формуле (3.7.3) определяем напор, развиваемый основными магистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции: Напор на выходе ГНПС-1 определяем по формуле: По формуле (3.7.4) определяем подпор на входе НПС-2: Определяем напор на выходе НПС-2: Определяем подпор на входе НПС-3: Определяем напор на выходе НПС-3: Определяем подпор на входе НПС-4: Определяем напор на выходе НПС-4: Определяем подпор на входе НПС-5: Определяем напор на выходе НПС-5: В таблице 5 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях. Таблица 5 – Напоры подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинаций их включения. № Реж. Число насосов Комбинация включения Расход ГНПС1 НПС-1 НПС-3 НПС-4 НПС-5 Еуд, Нпн1, м Ннпс1, м Нпн2, м Ннпс2, м Нпн3, м Ннпс3, м Нпн4, м Ннпс4, м Нпн5, м Ннпс5, м кВт/ч 1 15 3 3 3 3 3 5708 88,1 497,2 79,8 488,8 75,6 484,7 75,0 484,0 75,8 484,8 5,207 2 14 3 3 3 3 2 5573 89,6 511,5 111,3 533,2 137,0 558,9 166,0 587,9 196,4 477,6 5,053 3 3 3 3 2 3 5573 89,6 511,5 111,3 533,2 137,0 558,9 166,0 447,3 55,7 477,6 5,053 4 3 3 2 3 3 5573 89,6 511,5 111,3 533,2 137,0 418,3 25,4 447,3 55,7 477,6 5 3 2 3 3 3 5573 89,6 511,5 111,3 392,6 -3,6 418,3 25,4 447,3 55,7 477,6 6 2 3 3 3 3 5573 89,6 370,9 -29,3 392,6 -3,6 418,3 25,4 447,3 55,7 477,6 7 13 3 3 3 3 1 5439 91,1 525,4 142,0 576,3 196,7 631,0 254,6 688,9 313,6 458,4 4,876 8 3 3 3 1 3 5439 91,1 525,4 142,0 576,3 196,7 631,0 254,6 399,3 24,1 458,4 4,876 9 3 3 1 3 3 5439 91,1 525,4 142,0 576,3 196,7 341,5 -35,0 399,3 24,1 458,4 10 3 1 3 3 3 5439 91,1 525,4 142,0 286,8 -92,8 341,5 -35,0 399,3 24,1 458,4 11 1 3 3 3 3 5439 91,1 235,9 -147,6 286,8 -92,8 341,5 -35,0 399,3 24,1 458,4 12 12 3 3 3 2 1 5280 92,8 541,5 177,6 626,2 265,9 714,6 357,2 656,3 300,0 449,6 4,706 13 3 3 2 1 3 5280 92,8 541,5 177,6 626,2 265,9 565,0 207,6 357,2 0,9 449,6 14 3 2 1 3 3 5280 92,8 541,5 177,6 476,7 116,3 265,9 -91,5 357,2 0,9 449,6 15 2 1 3 3 3 5280 92,8 391,9 28,0 177,6 -182,8 265,9 -91,5 357,2 0,9 449,6 16 11 3 3 3 1 1 5121 94,5 557,1 212,2 674,8 333,3 796,0 457,2 611,4 273,6 427,8 17 3 3 1 1 3 5121 94,5 557,1 212,2 674,8 333,3 487,5 148,8 303,0 -34,8 427,8 18 3 1 1 3 3 5121 94,5 557,1 212,2 366,4 24,9 179,1 -159,7 303,0 -34,8 427,8 19 1 1 3 3 3 5121 94,5 248,7 -96,2 58,0 -283,5 179,1 -159,7 303,0 -34,8 427,8 20 10 3 2 2 2 1 4951 96,2 573,2 248,2 566,3 244,4 562,5 243,2 561,2 242,7 401,8 4,303 21 2 2 2 1 3 4951 96,2 414,2 89,2 407,3 85,4 403,5 84,1 243,2 -75,3 401,8 22 2 2 1 3 2 4951 96,2 414,2 89,2 407,3 85,4 244,4 -74,9 402,2 83,7 401,8 23 2 1 3 2 2 4951 96,2 414,2 89,2 248,2 -73,6 403,5 84,1 402,2 83,7 401,8 24 2 2 2 2 2 4951 96,2 414,2 89,2 407,3 85,4 403,5 84,1 402,2 83,7 401,8 4,303 25 9 3 3 1 1 1 4756 98,1 591,1 288,3 781,3 481,4 645,7 348,1 512,4 215,6 379,9 4,091 26 1 3 3 1 1 4756 98,1 262,4 -40,4 452,6 152,7 645,7 348,1 512,4 215,6 379,9 27 1 1 3 3 1 4756 98,1 262,4 -40,4 123,9 -176,0 317,1 19,4 512,4 215,6 379,9 28 1 1 1 3 3 4756 98,1 262,4 -40,4 123,9 -176,0 -11,6 -309,3 183,8 -113,1 379,9 29 8 2 2 2 1 1 4548 100,0 439,6 159,7 499,2 222,0 561,6 286,3 456,1 181,5 351,3 3,859 30 1 1 2 2 2 4548 100,0 269,8 -10,1 159,7 -117,5 222,0 -53,2 286,3 11,8 351,3 31 1 2 2 2 1 4548 100,0 269,8 -10,1 329,4 52,2 391,8 116,6 456,1 181,5 351,3 32 1 2 1 2 2 4548 100,0 269,8 -10,1 329,4 52,2 222,0 -53,2 286,3 11,8 351,3 33 2 1 2 2 1 4548 100,0 439,6 159,7 329,4 52,2 391,8 116,6 456,1 181,5 351,3 3,859 34 7 2 2 2 1 0 4292 102,3 454,6 201,8 554,1 303,7 656,0 407,3 583,5 335,3 335,3 3,635 35 1 2 2 2 0 4292 102,3 278,4 25,7 377,9 127,6 479,9 231,2 583,5 335,3 335,3 3,635 36 2 2 1 0 2 4292 102,3 454,6 201,8 554,1 303,7 479,9 231,2 231,2 -17,0 335,3 37 2 2 0 1 2 4292 102,3 454,6 201,8 554,1 303,7 303,7 55,0 231,2 -17,0 335,3 38 6 2 1 1 1 1 4036 104,4 468,7 241,9 424,0 199,3 381,5 158,2 340,3 117,4 299,5 3,368 39 1 1 1 1 2 4036 104,4 286,5 59,8 241,9 17,2 199,3 -24,0 158,2 -64,8 299,5 40 1 1 1 2 1 4036 104,4 286,5 59,8 241,9 17,2 199,3 -24,0 340,3 117,4 299,5 41 1 1 2 1 1 4036 104,4 286,5 59,8 241,9 17,2 381,5 158,2 340,3 117,4 299,5 42 1 2 1 1 1 4036 104,4 286,5 59,8 424,0 199,3 381,5 158,2 340,3 117,4 299,5 3,368 43 5 1 1 1 1 1 3732 106,8 295,5 98,0 286,8 91,0 279,8 85,1 273,9 79,4 268,2 3,092 44 2 1 1 1 0 3732 106,8 484,3 286,8 475,5 279,8 468,6 273,9 462,7 268,2 268,2 3,092 45 1 2 1 0 1 3732 106,8 295,5 98,0 475,5 279,8 468,6 273,9 273,9 79,4 268,2 3,092 46 1 1 2 1 0 3732 106,8 295,5 98,0 286,8 91,0 468,6 273,9 462,7 268,2 268,2 3,092 47 2 1 0 1 1 3732 106,8 484,3 286,8 475,5 279,8 279,8 85,1 273,9 79,4 268,2 3,092 48 4 2 1 1 0 0 3390 109,2 500,4 333,8 529,4 364,1 559,7 395,2 395,2 230,7 230,7 2,786 49 1 2 1 0 0 3390 109,2 304,8 138,1 529,4 364,1 559,7 395,2 395,2 230,7 230,7 2,786 50 1 1 2 0 0 3390 109,2 304,8 138,1 333,8 168,5 559,7 395,2 395,2 230,7 230,7 2,786 51 3 1 1 0 1 0 3000 111,7 314,3 180,1 382,7 249,5 249,5 116,7 319,3 186,4 186,4 2,440 52 1 1 1 0 0 3000 111,7 314,3 180,1 382,7 249,5 452,1 319,3 319,3 186,4 186,4 2,440 53 2 1 0 0 0 3000 111,7 516,9 382,7 585,3 452,1 452,1 319,3 319,3 186,4 186,4 2,440 54 1 2 0 0 0 3000 111,7 314,3 180,1 585,3 452,1 452,1 319,3 319,3 186,4 186,4 2,440 55 2 0 1 0 0 3000 111,7 516,9 382,7 382,7 249,5 452,1 319,3 319,3 186,4 186,4 2,440 56 2 2 0 0 0 0 2500 114,5 535,1 438,0 438,0 341,6 341,6 245,1 245,1 148,3 148,3 2,069 57 1 1 0 0 0 2500 114,5 324,8 227,7 438,0 341,6 341,6 245,1 245,1 148,3 148,3 2,069 58 1 1 0 0 0 0 1841 117,3 335,7 279,6 279,6 223,7 223,7 167,2 167,2 110,2 110,2 1,645 Выделенные режимы работы нефтепровода в пределах первого эксплуатационного участка, для которых условия (3.7.6) и (3.7.7) выполняются. 8. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода Подпорные насосы укомплектованы асинхронными электродвигателями ВАОВ800L-4У1, мощностью 2000 кВт, а магистральные насосы – синхронными электродвигателями СДТП3150-2УХЛ 4, мощностью 3150 кВт. Для возможных режимов перекачки определим значения удельных энергозатрат. В качестве примера рассмотрим один из режимов перекачки, например, режим №1 (3-3-3-3-3) с производительностью 5708 По формулам (3.2.3) и (3.8.2) определяем напоры и к.п.д. подпорного и магистрального насосов: По формулам (3.8.3) и (3.8.4) определяем коэффициенты загрузки и к.п.д. электродвигателей подпорного и магистрального насосов: По формуле (3.8.1) рассчитываем значения потребляемой мощности подпорного и магистрального насосов: Удельные затраты на 1 тонну нефти и значение производной для каждого возможного режима перекачки определяем по формулам (3.8.5) и (3.8.11): Таблица 6 – Результаты расчетов механических характеристик подпорного и магистрального насосов и их электродвигателей. dEуд/dQ ηмн ηпн Кзм Кзп ηэм ηэп Nпотр м Nпотр п 0,002856 87,3 81,7 0,506 0,551 0,9385 0,8160 1698,7 1349,5 0,002764 86,8 82,5 0,513 0,542 0,9390 0,8129 1720,6 1332,5 0,002764 86,8 82,5 0,513 0,542 0,9390 0,8129 1720,6 1332,5 0,002653 86,2 83,2 0,519 0,533 0,9395 0,8098 1740,4 1315,9 0,002653 86,2 83,2 0,519 0,533 0,9395 0,8098 1740,4 1315,9 0,002553 85,3 83,9 0,526 0,523 0,9400 0,8061 1761,5 1296,4 0,002298 83,3 84,9 0,537 0,502 0,9408 0,7982 1797,6 1257,1 0,002298 83,3 84,9 0,537 0,502 0,9408 0,7982 1797,6 1257,1 0,002168 81,9 85,2 0,542 0,490 0,9412 0,7934 1814,6 1234,4 0,002021 80,2 85,3 0,547 0,477 0,9416 0,7881 1829,4 1210,7 0,002021 80,2 85,3 0,547 0,477 0,9416 0,7881 1829,4 1210,7 0,001893 77,9 85,0 0,551 0,462 0,9419 0,7816 1843,3 1182,2 0,001893 77,9 85,0 0,551 0,462 0,9419 0,7816 1843,3 1182,2 0,001721 75,3 84,3 0,554 0,447 0,9421 0,7750 1852,8 1154,3 0,001721 75,3 84,3 0,554 0,447 0,9421 0,7750 1852,8 1154,3 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 0,001551 72,0 82,8 0,556 0,430 0,9423 0,7671 1858,9 1122,0 0,001356 67,7 80,4 0,556 0,412 0,9423 0,7581 1859,6 1086,7 0,001356 67,7 80,4 0,556 0,412 0,9423 0,7581 1859,6 1086,7 0,001356 67,7 80,4 0,556 0,412 0,9423 0,7581 1859,6 1086,7 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 0,001117 62,3 76,5 0,554 0,392 0,9421 0,7478 1853,1 1047,7 0,000874 54,4 69,7 0,549 0,367 0,9417 0,7345 1835,0 999,4 0,000874 54,4 69,7 0,549 0,367 0,9417 0,7345 1835,0 999,4 - 42,6 57,4 0,537 0,336 0,9408 0,7171 1796,4 938,4 График зависимости удельных энергозатрат от производительности перекачки изображен в приложении 3. Вывод В результате проделанного курсового проекта по технологическому расчёту трубопровода, получили данные, позволяющие сделать следующие выводы: для сооружения магистральных трубопроводов применяют трубы из стали марки 17Г1С Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 с высокими механическими свойствами и толщиной стенки 12 мм. Расчётная производительность нефтепровода Q=5660 м3/ч, в соответствии с этим для оснащения насосных станций применили насосы: основные НМ 5000-210 и три подпорные НПВ 5000-120. Всего по трассе трубопровода расположено 10 насосных станций. На сегодняшний день роль трубопроводного транспорта в системе НПГ чрезвычайно высока. Этот вид транспорта нефти является основным и одним из самых дешевых, от мест добычи на НПЗ и экспорт. Магистральный трубопровод в то же время позволяет разгрузить железнодорожный транспорт, для других важных перевозок грузов народного хозяйства. Рассматриваемый нефтепровод может экономично работать на режимах 1, 2, 7, 12. Список используемой литературы 1. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. - Уфа: ООО «Дизайн ПолиграфСервис», 2002. – 658 с. 2. А.А. Коршак, А.М. Нечваль. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования.- Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.-516 с. 3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/ Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.- 52с. 4. Г.Г. Васильев., Г.Е. Коробков., А.А. Коршак., и др.; Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб. Для ВУЗов: В 2т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 407 с. 5. А.А. Коршак, А.М. Шаммазов, Г.Е. Коробков и др. Основы трубопроводного транспорта нефтепродуктов. – Уфа: Реактив, 1996. – 158 с. 6. З.Ф. Исмагилова, К.Ф. Ульшина. «Технологический расчёт магистральных нефтепроводов». Методическое пособие по выполнению курсового проектирования. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2008. – 68 с.
. Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным 5 и на втором – 5.
,
м.
м и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.
, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода.
. Подпор на головной НПС-1 равен отрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ac, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке. Величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам НПС приведены в таблице 4.
м.
м.
м.
м.
м.
. ,
кВт,
кВт.
