Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
“УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ”
Филиал УГНТУ в г. Октябрьском
Кафедра механики и технологии машиностроения
по курсу “Сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов
и нефтегазохранилищ ”
для студентов вечерней и очной форм обучения
Уфа 2009
Учебно-методическое пособие предназначено для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки бакалавров и магистров 130500 “Нефтегазовое дело”. В нем кратко изложена программа курса и приведены варианты для выполнения контрольной работы, основанной на технологическом расчете магистрального нефтепровода.
Составитель Усманова Л. З., доц., канд. хим. наук
Рецензент Арсланов И. Г., проф., д-р техн. наук
ã Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2009
Введение
Магистральные трубопроводы – это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния природных и искусственных газов, нефти, нефтепродуктов, воды, твердых и сыпучих тел, взвешенных в потоке воздуха или воды, от мест их добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка).
В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые магистральные трубопроводы и отводы от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением 1,2 – 10 МПа должны проектироваться с учетом основных положений строительных норм и правил (СНиП 2.05.06-85*). Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, в районах морских акваторий, на промыслах, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40 оС.
Технологический расчет магистрального нефтепровода
Цели расчета:
Исходные данные для технологического расчета нефтепровода:
Пример исходных данных приведен в приложении 4.
Расчетная температура транспортируемой нефти (нефтепродукта) принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти (нефтепродукта) на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускают расчетную температуру нефти (нефтепродукта) принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае:
, (1)
где L – полная протяженность трубопровода, м; li – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Тi; n – количество участков.
Расчетная плотность нефти (нефтепродукта) при температуре Т=Тр:
ρт = ρ293+ ξ(293-Т) , (2)
где ρ293- плотность нефти (нефтепродукта) при 293 К, кг/м3; ξ = 1,825-0,001315.ρ293 – температурная поправка, кг/(м3.К).
Расчетная кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта) определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой либо по одной из следующих зависимостей:
а) формула Вольтера (ASTM):
lglg(νт+0.8)=Аν+Вν . lgT, (3)
где νт – кинематическая вязкость нефти (нефтепродукта), мм2/с; Аν и Вν – постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ν1 и ν2 при двух температурах Т1 и Т2.
; Аν =lglg(ν1+0,8) – В . lgТ1;
б) формула Филонова-Рейнольдса:
νт=ν1 . exp[- u . (T-T1)], (4)
где u – коэффициент крутизны вискограммы,
.
Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода Np определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений, оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра. В приближении принимается равным Np = 350 суток в течение года [1].
Расчетная часовая производительность трубопровода (м3/ч) при ρ=ρт определяется по формуле
, (5)
где Gг- годовая (массовая) производительность трубопровода, млн т/год; kнп – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной:
- для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему kнп = 1,05;
- для однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему kнп = 1,07;
- для однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов kнп = 1,10.
Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле
, (6)
где w0 – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки (м/с), определяемая из графика (рис. 1).
Рис.1. Зависимость рекомендуемой скорости перекачки
от производительности трубопровода
По значению D0 принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн, значение которого можно определить по табл. 1.
|
Производительность Gг, млн т/год |
Наружный диаметр Dн, мм |
Рабочее давление p, МПа |
|
0,7-1,2 |
219 |
8,8-9,8 |
|
1,1-1,8 |
273 |
7,4-8,3 |
|
1,6-2,4 |
325 |
6,6-7,4 |
|
2,2-3,4 |
377 |
5,4-6,4 |
|
3,2-4,4 |
426 |
5,4-6,4 |
|
4,0-9,0 |
530 |
5,3-6,1 |
|
7,0-13,0 |
630 |
5,1-5,5 |
|
11,0-19,0 |
720 |
5,6-6,1 |
|
15,0-27,0 |
620 |
5,5-5,9 |
|
23,0-50,0 |
1020 |
5,3-5,9 |
|
41,0-78,0 |
1220 |
5,1-5,5 |
Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в табл. 2 и 3.
По напорным характеристикам насосов [2] вычисляется рабочее давление (МПа):
р = ρ . g . (hп + mм . hм) ≤ рдоп , (7)
где g – ускорение свободного падения, м/с2; hп, hм – соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами при расчетной производительности нефтепровода, м; mм – количество работающих магистральных насосов на НПС; рдоп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимого давления запорной арматуры, МПа.
Для ряда насосов от НМ 125-550 до НМ 360-460 включительно предполагается последовательное соединение трех насосов по схеме: два работающих плюс один резервный. Насосы с номинальной подачей от 500 м3/ч и более соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один резервный.
|
Марка насоса |
Ротор |
Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч |
Номинальные параметры |
|||
|
Подача, м3/ч |
Напор, м |
Допустимый кавитационный запас, м |
к п д, % |
|||
|
НМ 125-550 |
1,0. Qн |
90-155 |
125 |
550 |
4 |
74 |
|
НМ 180-500 |
1,0. Qн |
135-220 |
180 |
500 |
4 |
74 |
|
НМ 250-475 |
1,0. Qн |
200-330 |
250 |
475 |
4 |
80 |
|
НМ 360-460 |
1,0. Qн |
225-370 |
360 |
460 |
4,5 |
80 |
|
НМ 500-300 |
1,0. Qн |
350-550 |
500 |
300 |
4,5 |
80 |
|
НМ 710-280 |
1,0. Qн |
450-800 |
710 |
280 |
6 |
80 |
|
НМ 1250-260 |
0,7. Qн |
650-1150 |
900 |
260 |
16 |
82 |
|
1,0. Qн |
820-1320 |
1250 |
20 |
82 |
||
|
1,25. Qн |
1100-1800 |
1565 |
30 |
80 |
||
|
НМ 2500-230 |
0,5. Qн |
900-2100 |
1250 |
230 |
24 |
80 |
|
0,7. Qн |
1300-2500 |
1800 |
26 |
82 |
||
|
1,0. Qн |
1700-2900 |
2500 |
32 |
85 |
||
|
1,25. Qн |
2400-3300 |
3150 |
48 |
85 |
||
НМ 3600-230 |
0,5. Qн |
1300-2600 |
1800 |
230 |
33 |
82 |
|
0,7. Qн |
1600-2900 |
2500 |
37 |
85 |
||
|
1,0. Qн |
2700-3900 |
3600 |
40 |
87 |
||
|
1,25. Qн |
3600-5000 |
4500 |
45 |
84 |
||
|
НМ 7000-210 |
0,5. Qн |
2600-4800 |
3500 |
210 |
50 |
80 |
|
0,7. Qн |
3500-5400 |
5000 |
50 |
84 |
||
|
1,0. Qн |
4500-8000 |
7000 |
60 |
89 |
||
|
1,25. Qн |
7000-9500 |
8750 |
70 |
88 |
||
|
НМ 10000-210 |
0,5. Qн |
4000-6500 |
5000 |
210 |
42 |
80 |
|
0,7. Qн |
5500-8000 |
7000 |
50 |
85 |
||
|
1,0. Qн |
8000-11000 |
10000 |
70 |
84 |
||
|
1,25. Qн |
10000-13000 |
12500 |
80 |
88 |
|
Марка насоса |
Диапазон изменения подачи насоса, м3/ч |
Номинальные параметры |
|||
|
Подача, м3/ч |
Напор, м |
Допустимый кавитационный запас, м |
к п д, % |
||
|
НПВ 150-60 |
90-175 |
150 |
60 |
3,0 |
71 |
|
НПВ 300-60 |
120-330 |
300 |
60 |
4,0 |
75 |
|
НПВ 600-60 |
300-700 |
600 |
60 |
4,0 |
77 |
|
НПВ 1250-60 |
620-1550 |
1250 |
60 |
2,2 |
77 |
|
НПВ 2500-80 |
1350-3000 |
2500 |
80 |
3,2 |
82 |
|
НПВ 3600-90 |
1800-4300 |
3600 |
90 |
4,8 |
85 |
|
НПВ 5000-120 |
2700-6000 |
5000 |
120 |
5,0 |
85 |
Напорная характеристика центробежных насосов магистральных нефтепроводов (зависимость напора Н от производительности Q) имеет вид полого падающей кривой. Рабочая область этой характеристики достаточно хорошо аппроксимируется выражениями, в зависимости от требуемой степени точности [3]:
Н = a – b . Q2 (8)
или Н = aо + a1 . Q + a2 . Q2 , (9)
где a, b, ao, a1, a2 – постоянные коэффициенты.
Значения коэффициентов приведены в приложениях 2 и 3.
Расчетный напор НПС принимается равным Нст = mм . hм. Если условие (7) не выполняется, то рабочее давление принимается равным рдоп, а расчетный напор НПС равным
. (10)
Напор перекачивающей станции может быть снижен применением уменьшенных по наружному диаметру рабочих колес магистральных насосов либо сменных роторов на пониженную подачу. Уменьшение расчетного напора в необходимых случаях может быть достигнуто также обточкой рабочих колес по наружному диаметру. При этом коэффициент обточки, равный отношению уменьшенного D2У и заводского D2 наружных диаметров рабочего колеса насоса, определяется по формуле
, (11)
где h*м – требуемый напор, развиваемый магистральным насосом после обточки рабочего колеса; aм,bм – коэффициенты уравнения (8) напорной характеристики магистрального насоса с соответствующим рабочим колесом диаметра D2, приведенные в приложении 2.
Для принятого стандартного диаметра Dн вычисляется толщина стенки трубопровода
, (12)
где р – рабочее давление в трубопроводе, МПа; nр – коэффициент надежности по нагрузке (nр=1,15); R1-расчетное сопротивление металла трубы, МПа, равное
, (13)
где R1н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1н = σв); m – коэффициент условий работы (для подземных трубопроводов m = 0,9); к1 – коэффициент надежности по материалу (приложение 1); кн – коэффициент надежности по назначению (для трубопроводов D≤1020 мм кн = 1,0, для трубопроводов D>1020 мм кн=1,05).
Вычисленное значение толщины стенки трубопровода δ округляется в большую сторону до стандартной величины δн из рассматриваемого сортамента труб (приложение А).
Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле
Dвн = Dн - 2δн. (14)
Гидравлический расчет трубопровода выполняется для найденного значения внутреннего диаметра Dвн. Результатом гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе.
При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение hτ (с учетом местных сопротивлений), статического сопротивления из-за разности геодезических (высотных) отметок ΔZ, а также создания требуемого остаточного напора в конце каждого эксплуатационного участка трубопровода hост. Слагаемое hτ зависит от скорости течения нефти в трубопроводе.
Средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле
, (15)
где – расчетная производительность перекачки, м3/с; Dвн – внутренний диаметр, м.
Потери напора на трение (м) в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:
(16)
либо по обобщенной формуле Лейбензона:
, (17)
где Lр – расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м; ν – расчетная кинематическая вязкость нефти, м2/с; λ – коэффициент гидравлического сопротивления; β, m- коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона.
Значения λ, β и m зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:
(18)
При значениях Re<2320 реализуется ламинарный режим течения жидкости. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:
Значения переходных чисел Рейнольдса Re1 и Re2 определяются по формулам:
; , (19)
где – относительная шероховатость трубы; кэ – эквивалентная шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния.
Для нефтепроводов после нескольких лет эксплуатации можно принять кэ = 0,2 мм [3].
Расчет коэффициентов λ, β и m выполняется по формулам, приведенным в табл. 4.
|
Режим течения |
λ |
m |
β, с2/м |
|
|
ламинарный |
64/Re |
1 |
4,15 |
|
|
турбулент-ный |
гидравлическигладкие трубы |
0,3164/Re0,25 |
0,25 |
0,0246 |
|
смешанное трение |
0,11. (68/Re+)0,25 |
0,123 |
0,0802.10(0,127lg-0,627) |
|
|
квадратичное трение |
0,11.0,25 |
0 |
0,0826.λ |
Суммарные потери напора в трубопроводе составляют
Н = 1,02hτ + ΔZ + Nэ. hост , (20)
где 1,02 – коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода; ΔZ = Zк - Zн – разность геодезических отметок, м; Nэ – число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400 – 600 км [1]); hост – остаточный напор в конце эксплуатационного участка, hост = 30 – 40 м.
Гидравлический уклон магистрали определяется как отношение потерь напора на трение hτ к расчетной длине нефтепровода Lp по формуле
. (21)
На основании уравнения баланса напоров
Nэ . hп + no . Нст = 1,02hτ + ΔZ + Nэ. hост (22)
необходимое число перекачивающих станций составит
. (23)
Как правило, значение nо оказывается дробным, его следует округлить до ближайшего целого числа. Округление может быть произведено как в большую, так и в меньшую сторону.
При округлении числа НПС в меньшую сторону (рис. 2), то есть при n<n0 напора станций недостаточно, следовательно, для обеспечения плановой производительности Q необходимо уменьшить гидравлическое сопротивление трубопровода прокладкой дополнительного лупинга. При этом характеристика трубопровода станет более пологой и рабочая точка А1 сместится до положения А2. Длину лупинга lл можно рассчитать из соотношения:
, (24)
где (25)
При равенстве Dл = Dвн величина .
При округлении числа станций в большую сторону (n>n0) целесообразно предусмотреть вариант циклической перекачки. При циклической перекачке эксплуатация нефтепровода осуществляется на двух режимах (рис. 3): часть планового времени τ2 перекачка ведется на повышенном режиме с производительностью Q2>Q (например, если на каждой НПС включено mм магистральных насосов). Остаток времени τ1 нефтепровод работает на пониженном режиме с производительностью Q1<Q (например, если на каждой НПС включено (mм – 1) магистральных насосов).
Параметры циклической перекачки определяются из решения системы уравнений
Q1τ1+Q2τ2=Vг ; (26)
τ1+τ2=24Nр ,
где Vг – плановый (годовой) объем перекачки нефти, Vг = 24 . Np . Q; τ1, τ2 – продолжительность работы нефтепровода на первом и втором режимах.
Значения Q1 и Q2 определяются графически из совмещенной характеристики нефтепровода и НПС (рис.3) либо аналитически.
Решение системы (26) сводится к вычислению τ1 и τ2:
; . (27)
Рис. 2. Совмещенная характеристика нефтепровода
при округлении числа НПС в меньшую сторону:
1- характеристика трубопровода постоянного диаметра (1,02 . i . Lp + ΔZ + Nэ. hост);
2 – характеристика трубопровода с лупингом (1,02 . i . [Lp - lл . (1 - ω)] + ΔZ + Nэ. hост);
3 – характеристика нефтеперекачивающих станций (Nэ . hп + n . mм . hм)
Рис. 3. Совмещенная характеристика нефтепровода при циклической перекачке:
1 – характеристика трубопровода постоянного диаметра 1,02hτ + ΔZ + Nэ. hост;
2 - характеристика нефтеперекачивающих станций при mм насосах (Nэ . hп + n . mм . hм);
3 – характеристика нефтеперекачивающих станций при (mм – 1) насосах (Nэ . hп + n . (mм - 1) . h м)
Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе трубопровода
Расстановка НПС выполняется графически на сжатом профиле трассы. Согласно нормам проектирования магистральных нефтепроводов [1] применение лупингов и вставок допускается в отдельных случаях при их технико-экономическом обосновании. Поэтому рассмотрим реализацию этого метода для случая округления числа НПС в большую сторону (n>n0) на примере одного эксплуатационного участка (рис. 4).
Рис. 4. Расстановка нефтеперекачивающих станций по
трассе нефтепровода постоянного диаметра
1. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. – М.: ООО “Печатная фирма “ФЕРТ”, 2002. – 106 с.
2. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог. – М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1989. – 24 с.
3. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учеб. пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак и др. – Уфа: ООО “ДизайнПолиграфСервис”, 2002. – 658 с.
4. СниП III-42-80*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП, 2001. – 75 с.
5. Инструкция по применению труб в нефтяной и газовой промышленности. – М.: РАО Газпром, 2000. – 131 с.
6. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учеб. пособие. – СПб: Недра, 2006. – 824 с.
Редактор Н.В. Исхакова
Подписано в печать 10.03.10. Бумага офсетная. Формат 60х84 1/16.
Гарнитура «Таймс». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1,5. Уч.- изд. л. 1,4.
Тираж 100. Заказ 78.
Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета
Адрес издательства:
450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1
Приложение 1
Перечень технических условий на стальные трубы большого диаметра отечественного производства и их характеристики [5]
|
Поставщик труб, номера технических условий |
Рабочее давление, МПа |
Наружный диаметр труб, мм |
Номинальная толщина стенки, мм |
Нормативная характеристика основного металла |
Конструкция трубы, состояние поставки металла, изоляция |
Коэффициент надежности по материалу, k1 |
||
|
Марка стали |
Временное сопротивление разрыву σв, МПа |
Предел текучести σм, МПа |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ХТЗ, ТУ-У-322-8-22-96 |
7,4 |
1420 |
16,2 |
13Г1СБ-У |
570 |
470 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки с заводской изоляцией |
1,34 |
|
ХТЗ, ТУ 14-3-1938-2000 |
7,4 |
1420 |
15,7 |
10Г2ФБ или лист импортной поставки Х70 |
588 |
460 |
Прямошовные трубы из листовой стали контролируемой прокатки с заводской изоляцией |
1,34 |
|
ХТЗ, ТУ 14-3р-04-94 |
5,4-7,4 |
1220 |
10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 |
12ГСБ 12Г2СБ |
510 550 |
350 380 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,4 1,4 |
|
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99 |
5,4-9,8 |
1020 |
10,0-16,0 10,0-25,0 |
17Г1С-У 13Г1С-У |
510 540 |
360 390 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,4 1,34 |
|
ВМЗ, ТУ 14-3Р-01-93 |
7,4 |
1020 |
10,3 10,8 12,3 12,9 15,2 17,0 18,4 21,0 21,5 |
К60 |
589 |
461 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,34 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ХТЗ, ТУ-У-14-8-16-99 |
7,4 |
1020 920 |
10,3 10,5 11,3 12,3 13,1 15,2 9,5 10,2 11,1 11,8 13,8 |
10Г2ФБ 10Г2ФБ |
590 590 |
461 461 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,34 1,34 |
|
ЧТЗ, ТУ 14-3р-04-94 |
5,4-7,4 |
820 |
9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 |
12 ГСБ |
510 |
350 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,4 |
|
ЧТЗ, ТУ 14-3р-04-94 |
5,4-7,4 |
820 |
9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 |
12 Г2СБ |
550 |
380 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,4 |
|
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99 |
5,4-9,8 |
820 |
9,0-25,0 9,0-25,0 |
13ГС 10Г2СФ |
510 590 |
360 460 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,34 1,34 |
|
ВТЗ, ТУ 14-3-1976-99 |
5,4-7,4 |
720 |
12,0 12,2 12,5 12,9 13,0 |
К60 |
588 |
441 |
Спиральношовные трубы из низколегированной стали. Трубы изготавливаются с объемной термообработкой. |
1,4 |
|
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99 |
5,4-9,8 |
720 |
8,0-25,0 8,0-30,0 |
13ГС 10Г2ФБ |
510 590 |
360 460 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,34 1,34 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ЧТЗ, ТУ 14-3р-04-94 |
5,4-7,5 |
720 |
8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 |
12 ГСБ 12 Г2СБ |
510 550 |
350 380 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,4 1,4 |
|
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99 |
5,4-9,8 |
630 630 |
8,0-24,0 8,0-24,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 10,3 10,5 10,6 10,8 11,0 11,2 |
13 ГС 10Г2СБ К56 К60 |
510 590 550 588 |
360 460 441 441 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,34 1,34 1,34 |
|
ВТЗ, ТУ 14-3-1976-99 |
5,4-7,4 |
630 |
11,4 11,5 12,0 |
К56 К60 |
550 588 |
441 441 |
Спиральношовные трубы из низколегированной стали. Трубы изготавливаются с объемной термообработкой |
1,4 1,4 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99 |
5,4-9,8 |
530 530 |
7,0-24,0 7,0-24,0 7,9 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 10,3 |
13 ГС 10Г2СБ К56 К60 |
510 590 550 588 |
360 460 441 441 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,34 1,34 1,34 1,34 |
|
ВМЗ, ТУ 14-3-1573-99 |
5,4-9,8 |
530 |
10,5 10,6 10,8 11,0 11,2 11,4 11,5 12,0 |
К60 |
588 |
441 |
Прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки |
1,34 |
Примечание: ЧТЗ – Челябинский трубопрокатный завод; ВТЗ – Волжский трубный завод; ХТЗ – Харцызский трубный завод;
ВМЗ – Выксунский металлургический завод.
Приложение 2
Коэффициенты Q-H характеристики нефтяных магистральных насосов серии НМ
|
Марка насоса |
Ротор |
Диаметр рабочего колеса D2, мм |
Коэффициенты Q-H характеристики насоса |
|
по формуле (8) |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
НМ 125-550 |
1,0. Qн |
266 |
a = 601,6 b = 3,9666 . 10-3 |
|
240 |
a = 513,1 b = 5,3123 . 10-3 |
||
|
НМ 180-500 |
1,0. Qн |
270 |
a = 627,4 b = 4,0254 . 10-3 |
|
243 |
a = 533,3 b = 4,9482 . 10-3 |
||
|
НМ 250-475 |
1,0. Qн |
305 |
a = 566,8 b = 1,5542 . 10-4 |
|
274,5 |
a = 469,7 b = 1,6961 . 10-4 |
||
|
НМ 360-460 |
1,0. Qн |
300 |
a = 528,5 b = 4,9622 . 10-4 |
|
280 |
a = 501,8 b = 7,1069 . 10-4 |
||
|
240 |
a = 444,6 b = 6,5900 . 10-4 |
||
|
НМ 500-300 |
1,0. Qн |
300 |
a = 351,3 b = 2,2509 . 10-4 |
|
285 |
a = 315,6 b = 2,0430 . 10-4 |
||
|
270 |
a = 286,6 b = 2,1992 . 10-4 |
||
|
НМ 710-280 |
1,0. Qн |
312 |
a = 367,7 b = 1,8537 . 10-4 |
|
285 |
a = 315,8 b = 2,0330 . 10-4 |
||
|
НМ 1250-260 |
0,7. Qн |
418 |
a = 284,9 b = 3,6354 . 10-5 |
|
1,0. Qн |
460 |
a = 317,0 b = 3,7109 . 10-5 |
|
|
418 |
a = 291,9 b = 3,9043 . 10-5 |
||
|
395 |
a = 268,9 b = 4,2540 . 10-5 |
||
|
1,25. Qн |
450 |
a = 322,0 b = 2,1749 . 10-5 |
|
|
НМ 2500-230 |
0,5. Qн |
425 |
a = 246,6 b = 1,6856 . 10-5 |
|
0,7. Qн |
405 |
a = 248,0 b = 7,3338 . 10-6 |
|
|
1,0. Qн |
440 |
a = 279,6 b = 8,0256 . 10-6 |
|
|
405 |
a = 258,7 b = 8,5641 . 10-6 |
||
|
385 |
a = 236,4 b = 8,5604 . 10-6 |
||
|
1,25. Qн |
445 |
a = 279,2 b = 5,2985 . 10-6 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
НМ 3600-230 |
0,5. Qн |
450 |
a = 273,4 b = 1,4804 . 10-7 |
|
0,7. Qн |
430 |
a = 282,4 b = 8,4221 . 10-6 |
|
|
1,0. Qн |
460 |
a = 305,4 b = 5,5960 . 10-6 |
|
|
425 |
a = 274,1 b = 5,5879 . 10-6 |
||
|
415 |
a = 247,2 b = 5,4834 . 10-6 |
||
|
1,25. Qн |
470 |
a = 324,0 b = 5,2277 . 10-6 |
|
|
НМ 7000-210 |
0,5. Qн |
450 |
a = 245,9 b = 3,7674 . 10-6 |
|
0,7. Qн |
475 |
a = 282,2 b = 3,0980 . 10-6 |
|
|
1,0. Qн |
475 |
a = 295,1 b = 1,8752 . 10-6 |
|
|
450 |
a = 262,5 b = 1,8173 . 10-6 |
||
|
430 |
a = 240,9 b = 1,4795 . 10-6 |
||
|
1,25. Qн |
490 |
a = 323,3 b = 1,4795 . 10-6 |
|
|
НМ 10000-210 |
0,5. Qн |
475/455 |
a = 265,0 b = 2,0560 . 10-6 |
|
0,7. Qн |
506/486 |
a = 304,8 b = 2,1443 . 10-6 |
|
|
1,0. Qн |
505/495 |
a = 293,7 b = 8,7817 . 10-7 |
|
|
485/475 |
a = 280,1 b = 8,7549 . 10-7 |
||
|
470/460 |
a = 264,5 b = 8,6302 . 10-7 |
||
|
1,25. Qн |
530 |
a = 364,5 b = 9,4947 . 10-7 |
|
|
520 |
a = 358,5 b = 9,6470 . 10-7 |
||
|
515 |
a = 345,1 b = 9,9839 . 10-7 |
Приложение 3
Коэффициенты Q-H характеристики нефтяных подпорных насосов серии НПВ
|
Марка насоса |
Диаметр рабочего колеса D2, мм |
Коэффициенты Q-H характеристики насоса |
|
по формуле (8) |
||
|
1 |
2 |
3 |
|
НПВ 150-60 |
230 |
a = 77,8 b = 8,0789 . 10-4 |
|
200 |
a = 64,5 b = 9,1349 . 10-4 |
|
|
НПВ 300-60 |
240 |
a = 78,5 b = 2,0637 . 10-4 |
|
216 |
a = 63,8 b = 2,0869 . 10-4 |
|
|
НПВ 600-60 |
445 |
a = 74,7 b = 4,2600 . 10-4 |
|
400 |
a = 62,2 b = 4,7568 . 10-4 |
|
|
НПВ 1250-60 |
525 |
a = 77,4 b = 1,1368 . 10-5 |
|
500 |
a = 68,5 b = 1,0448 . 10-5 |
|
|
475 |
a = 61,2 b = 9,3754 . 10-6 |
|
|
НПВ 2500-80 |
540 |
a = 102,4 b = 3,7584 . 10-6 |
|
515 |
a = 94,6 b = 4,0791 . 10-6 |
|
|
487 |
a = 85,0 b = 4,0795 . 10-6 |
|
|
НПВ 3600-90 |
610 |
a = 126,1 b = 2,8040 . 10-6 |
|
580 |
a = 116,2 b = 3,0021 . 10-6 |
|
|
550 |
a = 104,1 b = 2,9749 . 10-6 |
|
|
НПВ 5000-120 |
645 |
a = 151,8 b = 1,2760 . 10-6 |
|
613 |
a = 137,7 b = 1,2839 . 10-6 |
|
|
580 |
a = 123,1 b = 1,2315 . 10-6 |