Регулирование режимов работы НПС нефтепроводов

НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ»

Подпор основного оборудования НПС

Магистральных нефтепроводов

Теоретические основы

К основному оборудованию НС относятся основные технологические насосы станции и приводящие их двигатели. Подбор оборудования производится по следующим исходным данным: расчетная температура перекачки, расчетные вязкость и плотность перекачиваемой жидкости, давление насыщенных паров жидкости, требуемые подача и напор НС.

4.1.1. Расчетная температура находится в зависимости от условий перекачки. Если НС предназначена для перекачки одного вида жидкости, например, нефти определенного и неизменного в процессе эксплуатации НС состава, за расчетную температуру принимается минимальная температура жидкости в трубопроводе. Для трубопроводов небольшой протяженности и малых диаметров (до 500 мм), какими являются нефтебазовские, внутризаводские, внутрипромысловые и прочие трубопроводы, это минимальная температура окружающей трубопровод среды, для трубопропроводов протяженных и больших диаметров - также минимальная температура окружающей трубопровод среды, но с поправкой на начальную температуру жидкости, тепловыделение в трубопроводе, обусловленное трением потока, и теплопередачу тепла в окружающую среду.

При выполнении ориентировочных расчетов и учебных заданий за расчетную температуру во всех случаях можно принимать температуру окружающей трубопровод среды. Для заглубленных трубопроводов это минимальная температура грунта на глубине заложения трубопровода.

Если НС перекачивает несколько видов жидкости, например, несколько сортов нефтепродуктов, в расчет принимается, как минимум, две температуры - минимальная температура жидкости, определяемая аналогично рассмотренному, и максимальная температура жидкости в трубопроводе.

4.1.2. Расчетные вязкость и плотность жидкости находятся по известным формулам на основе расчетных температур и справочных данных по физическим свойствам нефтей и нефтепродуктов.

При этом, если НС перекачивает по одному трубопроводу несколько видов нефти или нефтепродуктов, вязкость и плотность рассчитываются для каждой жидкости при максимальной и минимальной расчетной температуре.

Иногда НС предназначаются для транспорта нескольких видов жидкости по различным трубопроводам (например, НС нефтебаз). В этом случае ранее рассмотренные расчеты выполняются для всех жидкостей каждого трубопровода.

4.1.3. Давление насыщенных паров нефтепродуктов находится по справочным данным для максимальной температуры нефтепродуктов на входе в насосы. Для НС магистральных нефтепроводов давление насыщенных паров нефти принимается равным 500 мм.рт.ст.

4.1.4. Требуемая подача НС обычно указывается в задании на проектирование станции. Для НС магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов подача дается в тоннах за год. На ее основе находятся расчетная часовая Q, (м³/ч) и максимальная часовая Q_мах (м³/ч) подачи станции

; ;

где G - производительность станции, т/год; 24 - число часов в сутках; r - расчетная плотность жидкости, т/м³; t - количество рабочих дней станции в году; K_п - коэффициент, учитывающий резерв пропускной способности нефтепровода (подачи НС) на случай перераспределения потоков в системе нефтепроводов в процессе ее эксплуатации.

Для других НС, в частности станций нефтебаз, подача находится на основе заданных объемов перекачки различных видов жидкости, нормативного времени слива (налива) этих жидкостей (из железнодорожных маршрутов, танкеров и т.д.) и перечня технологических операций, совмещаемых во времени и осуществляемых насосами НС.

Если технологическая схема и диаметры трубопроводов, подходящих к НС нефтебаз, известны, то требуемые подачи НC по различным видам жидкостей находятся по пропускной способности трубопроводов для каждой жидкости. Так при работе НС на один или несколько последовательно соединенных трубопроводов требуемая подача станции принимается равной пропускной способности такого трубопровода. При работе станции на несколько параллельно соединенных и одновременно работающих трубопроводов требуемая подача НС принимается равной сумме пропускных способностей этих трубопроводов. Если параллельно соединенные трубопроводы работают не одновременно, требуемая подача НС находится с учетом возможного совпадения во времени подачи жидкости по нескольким трубопроводам, На таких станциях предусматривается несколько параллельно соединенных насосов и изменение количества работающих машин в зависимости от требуемой подачи НС.

4.1.5. Требуемый напор станции находится по подаче. Для трубопроводов с несколькими станциями, расположенными по трассе трубопровода, требуемый напор НС находится в ходе технико-экономических расчетов по определению оптимальных параметров всей транспортной магистрали.

Ориентировочно потребный напор в этом случае может быть рассчитан по формуле

, (4.1)

где r - расчетная плотность жидкости, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с²; h_н - потери напора в коммуникациях НС со стороны нагнетания, примерно равные 5м; h - подпор насосов станции, ориентировочно равный 50 м; p - рабочее давление магистрального трубопровода, принимаемое в зависимости от годовой производительности станции по приложению 5, Н/м².

Для коротких трубопроводов, которыми являются магистральные нефтепроводы с одной станцией, трубопроводы нефтебаз и т.д., требуемый напор НС рассчитывается по формулам:

- для НС нефтебаз и внутризаводских станций

; (4.2)

- для основных НС коротких магистральных трубопроводов.

. (4.3)

Здесь Н_в и Н_н - потери напора на трение и местные сопротивления во всасывающем и нагнетательном трубопроводах при расчетных подачах (для магистралей - для Q и Q_мaх) и температурах, м; DZ - разность геодезических отметок конца нагнетательного и начала всасывающего трубопроводов, м; h_k и h_o - максимальный напор в конце нагнетательного трубопровода и минимальный напор в начале всасывающего трубопровода, м; DZ_н - разность геодезических отметок конца и начала нагнетательного трубопровода, (магистрали).

Обычно h_o соответствует минимальному уровню взлива жидкости в резервуаре откачки, а h_к - максимальному взливу в резервуаре подачи, если НС подает жидкость в резервуарный парк. В других случаях h_k - потери напора в технологических объектах, следующих после нагнетательного трубопровода станции, примером которых являются наливные стояки, эстакады и т.д.

Если НС перекачивает несколько видов жидкости H_нс рассчитывается для каждой жидкости при минимальной и максимальной расчетной температуре.

Для расчета H_нс по формулам (4.2) и (4.3) необходимо знать протяженность и диаметры соответствующих трубопроводов либо потери в них.

4.1.6. Выбор типа и марки насосов проводится по характеристикам перекачиваемой жидкости (вязкости, температуре, давлению насыщенных паров), требуемым подаче и напору станции.

На магистральных трубопроводах транспорт нефти и ее продуктов с температурой не выше 80 °С и вязкостью ниже 3×10^-4 м²/с осуществляется центробежными насосами, перекачка высоковязких и парафинистых нефтей - поршневыми или совместно поршневыми и центробежными насосами.

На других НС также в основном применяются эти типы насосов.

После выбора типа насосов определяется наиболее прогрессивная и реально располагаемая (производимая промышленностью) серия насосов данного типа, схема соединения насосов на станции, затем марка насоса.

Среди центробежных магистральных насосов в настоящее время новейшими являются насосы серии НМ по ГОСТ 12124-80. Для создания им необходимого подпора предусмотрены насосы серия НПВ. Современные поршневые насосы - НТ-45; П-75; П-85/8.

На НС нефтебаз, внутризаводских и наливных станциях применяется широкий круг центробежных и поршневых насосов. На этих станциях находят применение и насосы НПВ.

Схема соединения насосов на станции зависит от назначения НС.

На основной НС магистральных трубопроводов поршневые насосы соединяются параллельно, а центробежные - последовательно.

Однако, если параллельно с трубопроводом, обслуживаемым проектируемой НС, проходят другие аналогичные магистрали, на станции обязательно предусматривается возможность параллельно-последовательной схемы соединения центробежных насосов (на случай аварии) при постоянной последовательной схеме работы.

Регламентируемая последовательная схема соединения насосов диктует подбор основных насосов по подаче. Подача насосов должна равняться требуемой подаче станции. Принимаются насосы, для которых Q и Q_мax попадают в рабочую зону характеристик насосов (приложение 7). Если этому условию удовлетворяет несколько насосов, выбирается тот, который обеспечивает требуемыеQ иQ_мах при большем к.п.д. и сменном роторе на меньшую подачу.

Если в будущем не планируется увеличение производительности трубопровода и НС, из всех конкурирующих насосов выбирается насос на меньшую подачу (как наиболее дешевый), удовлетворяющий ранее отмеченным критериям подбора.

Схема соединения подпорных насосов на магистральных трубопроводах также последовательная или параллельная. Подпорный насос подбирается по подаче и напору. Его подача должна равняться подаче выбранного основного насоса, напор примерно на 30 м больше допустимого кавитационного запаса основного насоса Dh_доп.

На НС нефтебаз и других объектов, где жидкость транспортируется на сравнительно небольшие расстояния, подбор насосов проводится таким образом, чтобы требуемые подача и напор станции обеспечивались одним насосом.

Исходя из этого и подраздела 4.1.4 настоящих указаний, на подобных НС практикуется либо установка одного насоса для каждой группы жидкости, либо параллельное соединение нескольких насосов.

Подбор насосов проводится по их характеристикам таким образом, чтобы требуемые подачи для всех видов жидкостей, перекачиваемых данным насосом, попали в рабочую зону характеристики насоса, а

требуемые напоры были равны или меньше (не более чем на 20%) напора насоса при соответствующих требуемых подачах. При подборе насосов по нормальному ряду принимаются насосы, для которых все расчетные подачи и напоры попадают в рабочую область насоса.

В случае параллельной установки нескольких насосов (см. подраздел 4.1.4) подбирается насос с подачей, составляющей кратную часть требуемой подачи НС.

Если отмеченным критериям подбора удовлетворяет несколько насосов, окончательно принимается насос с большим К.П.Д.

Насосы для перекачки жидкостей с повышенной упругостью паров (бензинов, нефти) помимо прочего должны иметь повышенную всасывающую способность.

4.1.7. Пересчет Q-H и h-Q характеристик насосов с воды на перекачиваемую жидкость проводится по известной методике, характеристики Q-N - по перечисленным характеристикам Q-H и h-Q с помощью формулы N=r×g×Q×H/3600×h. Характеристика Dh_доп-Q пересчитывается по формуле (4.4)

, (4.4)

где Dh_доп.н и Dh_доп - допустимый кавитационный запас для нефтепродукта и воды, м; DH_t^кр и Dh_n, - термодинамическая вязкостная поправки, м;

; ;

P_S - давление насыщенных паров жидкости при максимальной температуре перекачки, МПа; r - плотность жидкости при этой же температуре, т/м³; u_вх и Re - скорость потока и Rе вовходном патрубке насоса.

Пересчет выполняется для трех-четырех подач из рабочей зоны характеристик насосов. При проектировании ГНПС пересчитываются характеристики основных и подпорных насосов.

4.1.8. Всасывающая способность насосов определяется для Q_мах по формуле

, (4.5)

где H_S - допустимая высота всасывания насоса, м; P_a - атмосферное (барометрическое) давление, н/м²; r - плотность жидкости при максимальной температуре перекачки, кг/м³.

При H_S отрицательном насосу требуется подпор величиной /H_S/, при положительном - насос имеет самовсасывающую способность величиной H_S. Для ГНПС H_S; определяется для основных и подпорных насосов.

4.1.9. Проверка правильности выбора насосов по допустимой высоте всасывания.

Для ГНПС проверка проводится только для подпорных насосов по следующим условиям:

- по развиваемому напору

; (4.6)

- по всасывающей способности

, (4.7)

где Н_n - напор подпорного насоса, м; H_sn - допустимая высота всасывания подпорного насоса, м; h_вп и h_нп - потери напора на трение и местные сопротивления во всасывающем и нагнетательном трубопроводах подпорной НС, м; DZ_n - разность геодезических отметок конца нагнетательного трубопровода подпорной НС (входной патрубок первого основного насоса) и начала всасывающего (патрубок самого удаленного резервуара), м; H_s - допустимая высота всасывания основного насоса, м; DZ_в - разность геодезических отметок всасывающего патрубка подпорного насоса и патрубка самого удаленного от подпорной НС резервуара, м; h_o - принимается по п. 4.1.5.

При отсутствия данных по протяженности и диаметрам трубопроводов h_вп и h_нп принимаются ориентировочно равными по 5 м. Окончательная проверка (4.6) и (4.7) выполняется после разработки технологической схемы и генплана ГНПС по вычисленным h_вп и h_нп.

При невыполнении неравенств (4.6) и (4.7) увеличивают диаметр трубопроводов, изменяют DZ_n и DZ_в, либо пересматривают план технологических коммуникаций с уменьшением длин трубопроводов и количества местных сопротивлений. Наиболее радикальным способом получения неравенства (4.7) является заглубление подпорной НС. Необходимое заглубление насоса относительно резервуара находится по формуле

h_з=h_вп-h_sn-h_o, где

При положительном h_з требуется заглубление не менее чем h_з, при отрицательном - заглубления не требуется. Заглубление более 4,0 м неэкономично.

Для нефтебазовских станций и аналогичных НС избранные насосы проверяются по условию (4.7), где h_вп=H_в.

4.1.10. Количество рабочих насосов на НС определяется специально только для основных станций магистральных трубопроводов по формуле n_o=H_нс/H_н, где H_н - напор, развиваемый основным насосом для перекачиваемой жидкости при подаче Q_мах.

При дробных значениях n_o, количество рабочих насосов округляется в большую сторону, если при этом значение n_o не увеличится более чем на 20%.

Для прочих НС количество рабочих насосов, как следует из предыдущего (п. 4.1.6), находится при подборе насосов.

4.1.11. Проверка расчетного числа рабочих насосов на выполнение условий сохранения прочности корпуса насоса (4.8) и трубопровода (4.9):

- для основных насосов ГНПС и НПС

(4.8);

; (4.9)

где п - округленное до целого значение п_o; P_н -допустимое рабочее давление корпуса насоса; для магистральных насосов НМ с подачей до 360 м³/ч, P_н = 98,1×10⁵ н/м², с большей подачей - 73,5×10 н/м²; h - подпор основных насосов равный

;

- для насосов прочих НС, работающих без подпорных насосов - по (4.8) и (4.9) при h=h_o-H_в-DZ_o, где DZ_o - разность геодезических отметок конца и начала всасывающего трубопровода НС, м.

При невыполнении неравенств (4.8) и (4.9) требуется добиться их выполнения аналогично п. 4.1.9.

4.1.12. Определение общего числа насосов на НС с учетом резерва.

На основных НС ГНПС и НПС количество резервных НСА принимается в размере: один - при числе рабочих до трех, два - при числе рабочих от четырех до шести. На подпорных НС ГНПС предусматривается один резервный насос при числе рабочих до четырех.

Резервные насосы основных НС соединяются между собой и рабочими, как правило, последовательно, на подпорных - также последовательно или параллельно в соответствии со схемой соединения рабочих насосов.

4.1.13. Подбор двигателей для привода насосов проводится по мощности и частоте вращения вала насоса n_н и двигателя n_g на основе технических характеристик двигателей.

,

где N - требуемая мощность двигателя, Вт; k_з - коэффициент запаса, равный 1,15 для электродвигателей мощностью менее 500 кВт и 1,10 - для электродвигателей с большей мощностью; r - плотность жидкости, кг/м³; h_g - к.п.д. двигателя; H и h - напор (в метрах) и к.п.д. насоса, соответствующие наибольшей подаче насоса Q (м³/с) в процессе его эксплуатации.

Для подобранного двигателя n_g должно равняться n_н. Если это невозможно, характеристики насоса пересчитываются на новое значение n_н=n_g с помощью формул подобия или универсальных характеристик. Существенного расхождения между номинальным значением n_н и n_g быть не должно.

При подборе двигателя предпочтение следует отдавать двигателям в продуваемом исполнении.

Задача для самостоятельного решения

Подобрать основные и подпорные насосы для ГНПС нефтепровода производительностью G, предназначенные для подачи нефти от пункта ее добычи до системы трубопроводов.

Характеристика линейной части нефтепровода: диаметр D×δ, протяженность - L, разность геодезических отметок – Δz, гидросопротивление - H_н.

Характеристика площадки ГНПС: геодезическая отметка резервуарного парка – Z_р, геодезическая отметка подпорной HС – Z_п, геодезическая отметка основной HC – Z_o.

Характеристика перекачиваемой нефти при температуре перекачки:

Плотность - ρ, вязкость – ν, давление насыщенных паров P_S.

Таблица 4.1.

Исходные данные к задаче

Справочные данные для решения задачи смотри в прил. 5, 6, 7.

Регулирование режимов работы НПС нефтепроводов

Теоретические основы

Существующие методы регулирования работы НПС подразделяются на методы плавного и ступенчатого регулирования. К теоретически возможным методам плавного регулирования относятся: перепуск, дросселирование, изменение числа оборотов ротора насосов.

К методам ступенчатого регулирования относят: изменение числа работающих насосов НПС, изменение схемы соединения насосов на НПС, изменение числа ступеней у многоступенчатых насосов, замена роторов (рабочих колёс) насосов, изменение диаметра рабочего колеса насосов.

Метод регулирования перепуском состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход (рис. 4.1а). При этом происходит

изменение характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется месторасположение рабочей точки НПС. Это влечёт за собой изменение режима работы нефтепровода.

Рассмотрим данный случай подробнее. Допустим, в начальный момент НПС 1 работала без перепуска на нефтепровод 2 (рис. 4.1б). Рабочая точка системы занимает положение М, производительность нефтепровода равна Q₀.

Откроем задвижку на перепускном трубопроводе 3. Жидкость теперь движется не только по одному нефтепроводу 2, но и по перепускному трубопроводу 3. С гидравлической точки зрения это означает появление в системе дополнительного элемента – трубопровода 3. Теперь для нахождения рабочей точки системы необходимо первоначально найти суммарную H-Q характеристику трубопроводов 2 и 3.

Рис. 4.1. Изменение режимов работы НПС перепуском

Эти трубопроводы согласно рис. 4.1 соединены между собой параллельно. Поэтому для нахождения их суммарной характеристики следует сложить 2 и 3 путём сложения их абсцисс (Q) при одинаковых ординатах (H). В итоге получается кривая (2+3). Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точка М_П.

Как видно, при работе с перепуском производительность НПС возрастает с Q₀ до Q_П. Посмотрим, какое количество жидкости при этом будет поступать в нефтепровод 2. Нефтепровод 2 расположен на выходе НПС и находится под напором станции, равным согласно М_П величине Н_П. При напоре Н_П нефтепровод 2 будет пропускать через себя, если следовать его H-Q характеристике, производительность Q₂, меньшую первоначальной Q₀, существовавшей при перекачке без перепуска.

Таким образом, при перекачке с перепуском производительность нефтепровода всегда только снижается.

Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. при его осуществлении производительность нефтепровода снижается, а производительность НПС, напротив, возрастает. Это вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти.

Регулирование режима работы НПС дросселированием состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в каком-либо его месте (сечении). Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой регуляторов давления или регулирующих заслонок.

Суть данного метода показана на рис. 4.2. При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) рабочей точкой системы является точка М, производительность системы (нефтепровода) равна Q₀, гидропотери в ней Н₀.

Рис. 4.2. Изменение режимов работы НПС дросселированием

Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе, отображённом на рис. 4.2б, кривой 2, прибавляя потери напора в дроссельном органе. Общие потери напора в системе возрастут, им будет соответствовать кривая 2’. Рабочая точка системы и НПС переместится в положение М_д, производительность нефтепровода снизится до Q_д.

Интересно проследить как изменяется напор НПС при дросселировании. Согласно рис. 4.2б напор, развиваемый станцией при дросселировании, увеличивается до Н_д, потери же напора в нефтепроводе, напротив уменьшаются. При производительности Q_д они в соответствии с Н-Q характеристикой собственно нефтепровода 2 (без учёта дроссельного органа) составляют Н’_д Напор, соответствующий разности Н_д – Н’_д, развивается НПС не производительно, т.к. теряется на дроссельном органе.

Таким образом, при дросселировании производительность нефтепровода всегда только уменьшается. Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что делает дороже транспорт нефти в связи с перерасходом энергии.

При регулировании режима работы НПС изменением числа оборотов ротора насосов происходит изменение Н-Q характеристик насосов, как это показано на рис. 4.3. С увеличением числа оборотов характеристика смещается вправо и вверх в соответствии с зависимостями

; .

Как видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускной способности нефтепровода. Поэтому при данном методе не наблюдается излишний расход энергии. Это самый экономичный метод регулирования.

Рис. 4.3. Регулирование режимов работы НПС изменением

числа оборотов ротора

Из всех рассмотренных методов плавного регулирования на НПС практически используется только метод дросселирования. Перепуск не находит применения потому, что при пологопадающих Н-Q характеристиках насосов он менее экономичен, чем дросселирование, а насосы НПС как раз имеют пологопадающие характеристики. Регулирование изменением частоты вращения роторов насосов не используется в связи с отсутствием мощных электродвигателей с регулируемой частотой вращения роторов.

Методы ступенчатого регулирования имеют в своём большинстве один общий недостаток – режим работы НПС и нефтепровода при их осуществлении изменяется ступенчато, что не всегда отвечает необходимой степени изменения режима работы и часто требует подрегулирования с помощью неэкономичного метода дросселирования. Поэтому экономичные в своей основе методы ступенчатого регулирования не всегда обеспечивают транспорту нефти минимально возможные энергозатраты.

Исключение из рассматриваемых методов составляет метод регулирования изменением диаметра рабочего колеса.

Диаметры рабочих колёс центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены обточкой колёс на станке. Обточка в пределах 10% практически не приводит к снижению К.П.Д. насосов, Н-Q характеристика же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса (см. рис. 4.3, 4.4)

; , (4.10)

где Н₀ и Q₀ – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д₀; Н и Q – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д.

Рис. 4.4. Регулирование режимов работы НПС изменением

диаметра рабочего колеса

Если известны требуемые от насоса напор Н и подача Q, то необходимый диаметр рабочего колеса Д, может быть рассчитан по формуле, получение которой рассмотрим ниже.

Запишем H-Q характеристику центробежного насоса для исходного необточенного рабочего колеса

Н₀ = а - b×Q₀², (4.11)

где Н₀ и Q₀ – напор и подача насоса, соответствующие диаметру Д₀ необточенного колеса и определяемые по рабочей точке насоса М (рис. 4.4).

Подставим в (4.11) вместо Н₀ и Q₀ их значения, полученные из (4.10) и будем иметь:

, (4.12)

где H и Q – требуемые от насоса напор и подача; Д – отвечающий им диаметр колеса.

Теперь поделим обе части уравнения (4.12) на и полученное выражение решим относительно

. (4.13)

Если рассчитанное по (4.13) значение Д будет отличаться от Д₀ не более чем на 10%, то обточка колеса обеспечит насосу и НПС необходимый режим работы при минимальных энергозатратах на транспорт нефти.

Экономичность работы НПС в условиях их эксплуатации определяется главным образом энергозатратами, то есть расходом мощности.

Мощность, потребляемая НПС в целом (всеми ее насосно-силовыми агрегатами) рассчитывается по формуле

, (4.14)

где Н и Q – напор и производительность станции, определяемые по ее рабочей точке; η_нпс – К.П.Д. НПС,

При последовательном соединении насосов, что имеет место на НПС магистральных нефтепроводов,

(4.15)

где H_i и η_i – напор и К.П.Д. i-того насоса станции

Задача для самостоятельного решения

НПС короткого нефтепровода оснащена одним подпорным насосом и 3-мя основными насосами, работающими в режиме последовательного соединения.

Требуется выбрать наиболее экономичный режим работы станции при снижении объемов перекачки на короткий период на X %.

Исходные данные к задаче

Вариант 1. Основные насосы – НМ 3600-230; подпорные насосы – НПВ 3600-90; плотность перекачиваемой нефти ρ = 850 кг/м³; величина снижения объемов перекачки X = 12 %.

Таблица 4.2.1

Характеристика линейной части нефтепровода

Вариант 2. Основные насосы – НМ 3600-230; подпорные насосы – НПВ 3600-90; плотность перекачиваемой нефти ρ = 850 кг/м³; величина снижения объемов перекачки X = 17 %.

Таблица 4.2.2

Характеристика линейной части нефтепровода

Вариант 3. Основные насосы НМ 2500-230; подпорные насосы НПВ 2500-80; плотность перекачиваемой нефти ρ = 830 кг/м³; величина снижения объемов перекачки X = 8 %.

Таблица 4.2.3

Характеристика линейной части нефтеровода

Вариант 4. Основные насосы НМ 2500-230; подпорные насосы НПВ 2500-80; плотность перекачиваемой нефти ρ = 830 кг/м³; величина снижения объемов перекачки X = 14 %.

Таблица 4.2.4

Характеристика линейной части нефтеровода

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: