Проектирование нефтебазы (2)

метки: Нефтебаза, Проектирование, Цистерна, Эксплуатация, Нефтепродукт, Объем, Масло, Коэффициент

1. Определение объема хранения резервуарного парка

2. Выбор резервуаров

3. Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемности

4. Расчет длины железнодорожной эстакады

5. Расчет плана резервуарного парка

6. Расчет времени слива из железнодорожных цистерн

7. Расчет времени маршрута наибольшей грузоподъемности

8. Подбор дыхательных клапанов

9. Определение максимального слива в коллекторе

10. Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны

11. Гидравлический расчет трубопровода

11.1 Определение рабочей точки насоса

11.2 Последовательность вычисления гидравлического сопротивления

11.3 Определение давления на входе в насос

11.4 Определение максимально коэффициента сопротивления фильтра

11.5 Определение мощности электродвигателя и мощности насосной установки

12. Требования безопасности при производстве огневых работ при ремонте резервуов Выводы Список используемой литературы Приложения

нефтебаза электродвигатель резервуар

Нефтебаза

Для объектов хранения и перевалки нефтепродуктов можно сформулировать список выполняемых проектных работ:

1) Проектирование перевалочных и распределительных нефтебаз (нефтехранилищ);

2) Проектирование товарно-сырьевых парков промышленных предприятий (призаводских нефтебаз);

3) Проектирование морских перевалочных нефтебаз, нефтяных терминалов;

4) Разработка проектов расходных складов нефтепродуктов небольшой мощности;

5) Проектирование нестандартных баз хранения ГСМ, например с подземными резервуарами (для гражданских и военных стратегических объектов и северных территорий);

6) Разработка документации на замену и модернизацию технологического оборудования действующих нефтебаз;

7) Разработка проектной документации на реконструкцию и расширение резервуарных парков действующих нефтебаз;

8) Приведение систем пожарной и промышленной безопасности нефтебаз к современным стандартам и требованиям НТД;

9) Проектирование отдельных систем и объектов: сливо-наливных эстакад, резервуарных парков, систем противопожарной защиты, систем автоматики и автоматизации;

10) Восстановление утраченной проектной документации на старые нефтебазы;

Классификация нефтебаз

Условно все нефтебазы можно разделить на две группы. К первой группе относятся нефтебазы, являющиеся самостоятельными предприятиями, а также товарно-транспортные и сырьевые цеха нефтяных промыслов, нефтеперерабатывающих заводов и магистральных трубопроводов, располагающих мощным резервуарным парком (более 2000 м3).

Проектирование системы кондиционирования воздуха

... знаний, полученных курсантами при изучении курса, и приобретение практических навыков расчета и проектирования систем кондиционирования воздуха. Наряду с учебной используется периодическая литература, нормативно-техническая документация, ... F-площадь ограждения, м2; t-расчетная разность температур, °С. Для определения величин k и F приняты планировка кондиционируемого помещения, а также конструкции ...

Ко второй группе относятся нефтебазы, входящие в состав предприятий и имеющие общий объем резервуарного парка для хранения легкоиспаряющихся нефтепродуктов не превышающий 2000 м³. Такая классификация использовалась согласно нормам, действовавшим в 1970 г.

Согласно современных норм, нефтебазы подразделяются:

? По общей вместимости и максимальному объему одного резервуара — на категории,

? По функциональному назначению — на перевалочные, перевалочно-распределительные и распределительные;

? По транспортным связям поступления и отгрузки нефтепродуктов — на железнодорожные, водные (морские, речные), трубопроводные, автомобильные, а также смешанные водно-железнодорожные, трубопроводно-железнодорожные и т. п. );

• ? По номенклатуре хранимых нефтепродуктов — на нефтебазы для легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов, а также нефтебазы общего хранения;
• ? По годовому грузообороту — на пять классов.

Общая характеристика нефтебаз

По значимости, проводимые на нефтебазе операции, делятся на основные и вспомогательные.

К основным операциям относятся :

1) Прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным и воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках);

2) Хранение нефтепродуктов в резервуарах и в тарных хранилищах;

3) Отгрузка нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, автомобильным, водным и трубопроводным транспортом;

4) Компаундирование.

К вспомогательным операциям относятся:

1) Очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

2) Изготовление и ремонт нефтяной тары;

3) Ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

4) Эксплуатация энергетических установок и транспортных средств.

Объемы основных и вспомогательных операций зависят от категории нефтебазы и программы их производственной деятельности.

В целях организации четкого и бесперебойного проведения всех операций, а также из соображений противопожарной безопасности все объекты нефтебаз распределены по зонам.

Зона железнодорожных операций включает сооружения для погрузки и разгрузки нефтепродуктов и нефтей. В этой зоне размещаются: железнодорожные подъездные пути, сливо-наливные эстакады, насосные для перекачки нефтепродуктов, операторная для обслуживающего персонала эстакады.

Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещаются: морские и речные грузовые пристани (пирсы и причалы), насосные, береговые резервуарные парки, технологические трубопроводы, операторные.

Зона хранения представлена следующими объектами: резервуарными парками, технологическими трубопроводами, насосными, операторными.

Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет: автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные для налива нефтепродуктов в бочки, склады для затаренных нефтепродуктов, лаборатория для анализа качества нефтепродуктов, тарные склады и пр.

Анализ пожарной опасности нефтепродуктов на нефтебазе объект ...

... и пожарной опасности, классов взрывоопасных и пожароопасных зон по ПУЭ; разработать мероприятия по обеспечению пожарной безопасности производственного процесса хранения нефтепродуктов. 1. Анализ различного вида аварий, имевших место на нефтебазах в нашей стране и ... устройствами и установками, но и с учётом пожарно-технических вопросов на всех стадиях проектирования, сооружения и эксплуатации ...

Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает: механическую мастерскую, котельную, электростанцию или трансформаторную подстанцию, цех по производству и ремонту нефтяной тары, водопроводные и сантехнические сооружения, материальный склад, топливный склад для нужд нефтебазы, объекты противопожарной службы.

Зона административно-хозяйственная, в которую могут входить: контора нефтебазы, пожарное депо, здание охраны нефтебазы, гараж.

Зона очистных сооружений, может включать: нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды, насосную при нефтеловушке, блочные очистные сооружения.

Для наиболее удобного и бесперебойного проведения всех операций, а также по противопожарным соображениям все объекты нефтебаз скомпонованы в семи зонах.

Зона железнодорожных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтепродуктов и нефтей, перевозимых по железной дороге. В этой зоне размещается:

• Железнодорожные подъездные пути;
• Погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки;

• Технологические трубопроводы различного назначения;
• Насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей;
• Операторная для обслуживания персонала эстакады.

Зона водных нефтепогрузочных операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтей и нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещается:

• Морские и речные грузовые пристани;
• Насосные;
• Береговые резервуарные парки;
• Технологические трубопроводы;
• Операторные.

Зона хранения представлена следующими объектами:

• Резервуарными парками;
• Технологическими трубопроводами;
• Насосными;
• Операторными.

Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерне, контейнеры и бочки, и имеет:

• Автоэстакады для налива нефтепродукта в автоцистерны;
• Разливочные для налива нефтепродукта в бочки;
• Склады для затаренных нефтепродуктов;
• Лаборатории для анализа качества нефтепродуктов;
• Тарные склады;
• Цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару;
• Цех по регенерации отработанных масел.

Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает:

• Механическую мастерскую;
• Котельную;
• Электростанцию или трансформаторную подстанцию;
• Цех по производству и ремонту нефтяной тары;
• Водопроводные и сантехнические сооружения;
• Материальный склад;
• Топливный склад для нужд нефтебазы;
• Объекты противопожарной службы.

Зона административногохозяйственная, в которую входят:

• Контора нефтебазы;
• Пожарное дело;
• Здание охраны нефтебазы;
• Гараж.

Зона очистных сооружений включает:

• Нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды;
• Пруд-отстойник для сбора промышленных стоков;
• Иловую площадку;
• Насосную при нефтеловушке.

1. Определение объема хранения резервуарного парка

Важнейшее условие, обеспечивающее нормальную работу нефтебазы — объем резервуарного парка, который должен обеспечить компенсацию неравномерности поступления и отпуска нефтепродуктов.

Резервуары — наиболее дорогие сооружения нефтебаз. Помимо крупных капиталовложений на их сооружение требуется большое количество металла, поэтому при проектировании нефтебаз необходимый объем резервуарного парка должен быть определен по возможности точно.

Величина объема резервуаров нефтебазы зависит в основном от планируемого грузооборота, его интенсивности, назначения нефтебазы и ее расположения. В основу расчета необходимого объема резервуаров принимают: утвержденный годовой грузооборот по сортам нефтепродуктов и видам транспорта, которым осуществляется завоз и вывоз; годовые графики поступления и реализации каждого сорта.

1.1Определить вместимость резервуарного парка нефтебазы по бензину А- 80 при заданном графике поступления и отгрузки (в процентах от годовой реализации):

Показатели

Месяцы

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Количество поступивших нефтепродуктов

Количество реализованных нефтепродуктов

Месячный остаток

— 4

— 1

— 3

— 4

— 1

Сумма месячных остатков ДV

— 3

— 1

— 2

— 3

— 1

1.Величина страхового запаса нефтепродукта принимается 15% от среднемесячного потребления Д V _А-80 ^ст = 15%

2.Необходимый полезный объем резервуаров находится по формуле и с учетом того, что

V=3150/0.745=4228,187 м ³ (1.1)

Д V _А-80 ^min = -3

Д V _А-80 ^max = 4, определится:

(1.2)

(аналогично для всех нефтепродуктов)

? V _А-80 = 4228,187

• [4 — (-3)+ 15]: 100% = 930,201 м³

3.Тогда необходимый геометрический объем резервуаров с учетом коэффициента использования емкости k _и = 0.85 (без понтона) составит

V _{р i} = V _А-80 / k _и = 930,201 /0.85 = 1094,354 м³ . (1.3)

4.Принимается два резервуара типа РВС- 700 м ³ и РВС-400 м³ .

Аналогично для всех светлых нефтепродуктов.

1.2.Определить вместимость резервуарного парка нефтебазы по М 10 Г2 при заданном графике поступления и отгрузки (в процентах от годовой реализации):

Показатели	Месяцы
	Январь	Февраль	Март	Апрель	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь	Октябрь	Ноябрь	Декабрь
Количество поступивших нефтепродуктов
Количество реализованных нефтепродуктов
Месячный остаток		— 1	— 7		— 3	— 2			— 2	— 1
Сумма месячных остатков ДV			— 4	— 3	— 6	— 8			— 1	— 2	— 1

1.Величина страхового запаса нефтепродукта принимается 7% от среднемесячного потребления Д V _М10Г2 ^ст =7%.

2.Необходимый полезный объем резервуаров находится по формуле и с учетом того, что

V=1300/0.890=1460,674 м ³

Д V _М10Г2 ^min = -8%,

Д V _М10Г2 ^max = 4%, определится:

? V _М10Г2 = 1460,674

• [4 — (-8) + 7]: 100 = 277,528 м³

3.Тогда необходимый геометрический объем резервуаров с учетом коэффициента использования емкости k _и = 0.85(без понтона) составит

V _{р i} = V _М10Г2 / k _и = 277,528 /0.85 = 326,503 м³ .

4.Принимается один резервуар типа РГС-500

Аналогично для всех темных нефтепродуктов Таблица 1 — Количество нефтепродуктов в общем объеме резервуарного парка.

Тип нефтепродукта	Объем нефтепродуктов, тн	Плотность нефтепродуктов т/м3	Объём в м3
Автобензин Аи-80		0,745	1094,354
Автобензин Аи-95		0,755	411,375
Дизельное топливо ДЗ		0,845	9724,103
Дизельное топливо ДЛ		0,835	9205,685
Реактивное топливо		0,800	679,411
Мазут М40		0,970	795,027
Масло индустриальное И20А		0,880	142,245
Масло моторное М10Г2		0,890	326,503

2. Выбор резервуаров

Количество и объем резервуаров определяем в соответствии с требованиями

СНиП 2.11.03. -93.

Для бензинов и нефти, принимаем резервуары с понтоном и без понтона, вертикальные типа РВС и РВСПК.

Для масел — горизонтальные резервуары, типа РГС.

Сведем полученные данные в таблицу 2.

Количество и объемы резервуаров Таблица 2

№	Тип нефтепродукта	Объем хранящегося топлива в резервуаре (ах), м3	Тип резервуара	Количество (шт)
	Автобензин Аи-80	1094,354	РВС-1000 РВС-100
	Автобензин Аи-95	411,375	РВС-400 РВС-100
	Дизельное топливо ДЗ	9724,103	РВСПК-10 000
	Дизельное топливо ДЛ	9205,685	РВСПК-10 000
	Реактивное топливо	679,411	РВС-700
	Мазут М40	795,027	РГС-1000
	Масло индустриальное И20А	142,245	РГС-50 РГС-100
	Масло моторное М10Г2	326,503	РГС-500

Резервуарный парк состоит из 11 резервуаров.

Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных вертикальных цилиндрических резервуаров

Таблица 3

№	Номинальный объем, м3	Основные параметры резервуаров, м
		Диаметр, Д	Высота, H
		4,7	6,6
		8,5	7,5
		10,4	9,0
		10,4

Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных вертикальных цилиндрических резервуаров с плавающей крышей

Таблица 4

№	Номинальный объем, м3	Основные параметры резервуаров, м
		Диаметр, Д	Высота, H
		28,5	18,0

Номинальные объемы и основные параметры применяемых стальных горизонтальных резервуаров Таблица 5

№	Номинальный объем, м3	Основные параметры, м, резервуаров
		Диаметр, D	Длина, L
		2,8	4,3
		3,2	12,0
		3,2	18,0
		6,0	35,8

Определим общий номинальный объем резервуарного парка нефтебазы:

3. Расчет количества цистерн в маршруте

Нефтебазы, на которые доставляются нефтепродукты по железной дороге, соединяются с главными путями железной дороги подъездной веткой.

На самой территории нефтебазы устраиваются сливо-наливные пути, часто тупикового типа.

Длина подъездной ветки зависит от местных условий, длина и число тупиков от длины принимаемых составов, грузооборота нефтебазы и сортности прибывающих и отгружаемых нефтепродуктов.

Устройство и эксплуатация подъездных путей и сливных устройств ведутся в соответствии с существующими нормами и правилами строительства и эксплуатации железной дороги.

Сливно-наливные эстакады, предназначенные для разгрузки и погрузки ж/д цистерн, располагаются на прямом участке ж/д тупика.

Расчет количества цистерн в маршруте максимальной грузоподъемности

Число ж/д маршрутов, прибывающих в течение суток, определим по формуле:

= (3.1)

где: — число прибывающих маршрутов в сутки;

• годовой грузооборот нефтебазы, т/год;
• грузоподъемность одного маршрута, т (принимаем, равным 1500).

Для светлых :

Для темных:

В соответствии с процентным соотношением нефтепродукта от годового грузооборота определяем количество цистерн по сортам нефтепродуктов:

= (3.2)

где: — количество цистерн, i-ым нефтепродуктом, шт.;

• годовой грузооборот нефтебазы по i-тому нефтепродукту, т/год;

К _н — коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (определяется в зависимости от соотношения промышленных и сельскохозяйственных потребителей нефтепродуктов; принимаем для всех видов топлив К_н — 1,2; для масел и смазок К_н — 1,8 (промышленность потребляет 60%));

• коэффициент неравномерности подачи цистерн (К ₁ =1,2);

• грузоподъемность железнодорожной цистерны с i-ым нефтепродуктом, принимаем равным 60.
• автобензин Аи-80

Аналогично решаем для остальных нефтепродуктов Сведем получение данные в таблицу 6.

Количества цистерн в зависимости от объема, таблица 6

№	Наименование	Объем Qг. т/год	Km	K1	ni
	Автобензин Аи-80		1.2	1.2	0.207
	Автобензин Аи-95		1.2	1.2	0.078
	Дизельное топливо ДЗ		1.2	1.2	2,038
	Дизельное топливо ДЛ		1.2	1.2	1,906
	Реактивное топливо		1.2	1.2	0.138
	Мазут М40		1.2	1.8	0.335
	Масло индустриальное И20А		1.2	1.8	0.055
	Масло моторное М10Г2		1.2	1.8	0.128

Для слива нефтепродуктов выбираем комбинированную двух стороннюю эстакаду слива с 3 коллекторами.

1 коллектор — 1 цистерна Аи-80, 1 цистерна Аи-95, 1 цистерна Т-1,

2 коллектор — 1 цистерна ДЛ, 2 цистерны ДЗ.

3 коллектор — 1 цистерна И 20А, 1 цистерна М-40, 1 цистерна М 10 Г2.

Количество цистерн по типам нефтепродуктов таблица 7.

№	Тип нефтепродукта	цистерны	максимальное количество цистерн (шт)
	Автобензин Аи-80	0.207
	Автобензин Аи-95	0.078
	Дизельное топливо ДЗ	2,038
	Дизельное топливо ДЛ	1,906
	Реактивное топливо	0.138
	Мазут М40	0.335
	Масло индустриальное И20А	0.055
	Масло моторное М10Г2	0.128

Вывод: Таким образом, маршрут максимальной грузоподъемности состоит из 11 цистерн емкостью по 60 т:

светлые нефтепродукты — 8 цистерн, темные нефтепродукты — 3 цистерны.

4. Расчет длины железнодорожной эстакады

Для маршрутных сливо-наливных операций разработано типовые эстакады, позволяющие производить только налив нефтепродуктов светлых, темных и масел, а так же комбинированные эстакады для слива и налива нефтепродуктов.

Для слива светлых нефтепродуктов выбираем комбинированную двух стороннюю эстакаду на 15 постов слива с 4 коллекторами.

1 коллектор — 1 цистерна Аи-80, 1 цистерна Аи-95, 1 цистерна Т-1,

2 коллектор — 1 цистерна ДЛ, 2 цистерны ДЗ.

3 коллектор — 1 цистерна И 20А, 1 цистерна М-40, 1 цистерна М 10 Г2.

Длину железнодорожной эстакады рассчитаем по формуле: где:

• LэДлина железнодорожной эстакады;

А _i — число цистерн по типам, входящие в маршрут;

• кчисло цистерн в маршруте;

L _i — длина цистерн различных типов по осям автосцепления (для цистерны грузоподъемности 60 т L_i =12.02 м)

• длина двусторонней эстакады для слива светлых нефтепродуктов.

Для слива темных нефтепродуктов выбираем комбинированную двух стороннюю эстакаду на 5 постов слива с 2 коллекторами, для слива масел принимаем одиночные сливные устройства с принудительным сливом через нанос.

• длина двусторонней эстакады для слива темных нефтепродуктов.

Длина железнодорожной эстакады рассчитывается как сумма длин цистерн одного вида плюс 30 м на тупик для расцепки (в целях пожарной безопасности).

Осуществляется нижний слив нефтепродуктов.

Установки для нижнего слива и налива нефтепродуктов шарнирно — сочлененного исполнения выпускают 3-х типов: УСН — без подогрева, УСПН — с подогревом; УСНПЭ — с электроподогревом. Условные проходы патрубков: 150, 175, 200, 250 и 300 мм. В настоящее время разработаны и выпускаются установки нижнего слива и налива нефтепродуктов типов АСН-7Б, АСН-8Б и СПГ-200.

Установки АСН-7Б применяются для слива и налива маловязких нефтепродуктов. Установка АСН-8Б оборудована паровой рубашкой, позволяющей подогревать сливаемый продукт и пропаривать внутреннюю полость сливного прибора цистерны в зимнее время. Эти устройства применяются для слива и налива вязких нефтепроводов.

Для слива светлых нефтепродуктов принимаем установку АСН-7Б; для слива темных нефтепродуктов и масел — АСН-8Б Основные данные эстакад для налива в железнодорожные цистерны таблица 8

№	Показатели	НС-2
	Длина эстакады, м
	Число средних звеньев	;
	Число стояков: при трех коллекторах при четырех коллекторах
	Число четырехосных цистерн
	Грузоподъемность маршрута (по бензину), т

5. Разработка плана резервуаного парка

По СНиП 2.11.03−93 определяем, что нефтебаза относится к II категории.

Резервуарные парки складов нефти и нефтепродуктов должны распределяться на более низких отметках земли по отношению к отметкам территории соседних населенных пунктов, предприятий, путей железнодорожных путей. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на площадках, имеющих более высокие отметки по сравнению с отметкой территории соседних населенных пунктов, расположенных на расстоянии до 200 м от резервуарного парка, должны быть предусмотрены согласованные с соответствующими органами государственного надзора мероприятия (аварийные земляные амбары, отводные канавы для сброса нефти и нефтепродуктов при аварии и т. д. ) по предотвращению при аварии наземных резервуаров разлива нефти на территорию населенного пункта и т. д.

Резервуары следует размещать группами. Допустимая общая номинальная вместимость резервуаров объемом менее 50 000 м ³ 120 000 м³

Минимальные расстояние между резервуарами, располагаемыми в одной группе: с понтоном 0,65Д, но не более 30 м, и 0,75Д со стационарной крышей, но не более 30 м.

Наземные резервуары объемом 400 м³ и менее, проектируемые в составе общей группы, следует располагать на одной площадке (или фундаменте), объединяя в отдельные группы общей вместимостью до 4000 м³ каждая, при этом расстояние между стенками резервуаров в такой группе не нормируется. Расстояние от этих резервуаров до резервуаров объемом более 400 м³ следует принимать не менее 15 м.

Расстояние между стенками ближайших резервуаров, расположенных в соседних группах, должно быть: объемом 20 000 м3 и более — 60 м, объемом до 20 000 м3 — 40 м.

По периметру каждой группы наземных резервуаров необходимо

предусматривать замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м или ограждающую стену из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление разлившейся жидкости. Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или до ограждающих стен следует принимать не менее 3 м от резервуаров объемом до 10 000 м ³ и 6 м³ — от резервуаров объемом 10 000 м³ и более.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резервуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жидкости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10 000 м ³ и 1,5 м для резервуаров объемом 10 000 м³ и более.

Группа из резервуаров объемом 400 м ³ и менее общей вместимостью до 4000 м³ расположенная отдельно от общей группы резервуаров (за пределами ее внешнего обвалования), должна быть ограждена сплошным земляным валом или стеной высотой 0,5 м при горизонтальных резервуарах. Расстояние от стенок этих резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования не нормируется.

В пределах одной группы наземных резервуаров внутренними земляными валами или ограждающими стенами следует определять:

• каждый резервуар объемом 20 000м ³ иболее или несколько меньших резервуаров суммарной вместимостью 20 000м³

• резервуары с маслами и мазутами от резервуаров с другими нефтепродуктами.

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:

1,3 м — для резервуаров объемом 10 000 м ³ и более;

0,8 м — для остальных резервуаров.

Резервуары в группе следует располагать: номинальным объемом менее 1000 м3 — не более чем в четыре ряда; объемом от 1000 до 10 000 м ³ — не более чем в три ряда; объемом 10 000 м³ и более — не более чем в два ряда.

Свободный от застройки объем обвалованной территории, образуемый между внутренними откосами обвалования или ограждающими стенами, следует определять по расчетному объему разлившейся жидкости, равному номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

Расстояние от наземных резервуаров для нефти и нефтепродуктов до железнодорожных эстакад и автомобильных цистерн — 20 м, до продуктовых насосных станций, разливочных — 15 м. Расстояние от сливоналивных устройств для железнодорожных и автомобильных цистерн до продуктовых насосных станций, разливочных — 18 м для легковоспламеняющихся и 12 м для горючих нефтепродуктов.

Коллектор1

Рассчитаем высоту обваловывания группы из 3 резервуаров с бензином номинальным объемом 400 м ³ , 700 м³ , 700 м³ .

Площадь группы резервуаров

S=a*b

Где:

• а — длина участка группы резервуаров;
• bШирина участка группы резервуаров.

Высота разлива резервуара наибольшего объема :

Общая высота обваловки

H = h + 0.2 = 0.303 + 0.2 = 0.503 м. Принимаем 1 м.

Коллектор 2

Расчет высоты обвалования группы из 2 резервуаров с дизельным топливом, номинальным объемом 5000 м ³ , 3000 м³ .

Площадь группы резервуаров:

S=a*b

Где:

• а — длина участка группы резервуаров;
• bШирина участка группы резервуаров.

Высота разлива резервуара наибольшего объема:

Общая высота обваловки:

H = h + 0.2 = 0.666 + 0.2 = 0.866.

Принимаем 1 м.

Коллектор 3

Расчет высоты обвалования группы из 5 резервуаров с маслами, и номинальным объемом: 3 по 100 м ³ , 500 м³ и 1000 м³ [18, https:// ].

Площадь группы резервуаров

S=a*b

Где:

• а — длина участка группы резервуаров;
• bШирина участка группы резервуаров.

Высота разлива резервуара наибольшего объема :

Общая высота обваловки

H = h + 0.2 = 0.705 + 0.2 = 0.905м.

Принимаем 1 м.

6. Расчет времени слива из железнодорожных цистерн

Расчет времени слива для светлых нефтепродуктов проводим при средне — минимальной температуре нефтепродукта (20°С).

Сливное устройство АСН-7Б имеет следующие размеры:

h — расстояние от оси коллектора до нижней образующей котла цистерны.

(6.1)

=0,6 м — длина сливного патрубка цистерны;

• =0,315 м — длина присоединительной головки;
• =0,541 м — расстояние от присоединительной головки до оси коллектора.

h=541+315+600=1456 мм — высота сливного устройства.

Находим площадь поперечного сечения сливного патрубка:

(6.2)

d=0,212 м — внутренний диаметр сливного патрубка.

м ² ;

— Задача об определении времени опорожнения цистерн является примером неустановившегося движения жидкости. Поэтому при решении этой задачи следует воспользоваться известным приемом, по которому полное время истечения разделяют на бесконечно малые промежутки времени, в течение каждого из которых напор считают постоянным, а движение жидкости установившимся. Это позволяет использовать определенные зависимости установившегося движения.

В общем случае слив из цистерн может происходить через сливной трубопровод и при избыточном движении в цистерне. При этом режиме истечения может быть турбулентный режим в начале слива, ламинарный — в конце. В частных случаях возможно истечение только при одном режиме.

Рассмотрим решение этой задачи в целом. Положим, что за время d уровень нефтепродукта снизился на d. Слитый из цистерны объем составит gd.

Используя, условие неразрывности потока и уравнение Бернулли получают дифференциальное уравнение времени истечения dнефтепродуктов из железнодорожных цистерн.

Уравнение имеет вид:

(6.3)

где:

L-длина котла цистерны, равная 10,770 (м ³ )

DДиаметр котла цистерны, равный 2, 8 (м);

gРасход нефтепродукта (м ³ /с);

fПлощадь поперечного сечения потока (м ³ ) =0, 3 528

₀ -коэффицент расхода сливного клапана с патрубком Полагая, что кинематическая вязкость нефтепродукта за время слива постоянна и известна, то можно определить

(6.4)

Где: -кинематическая вязкость, см ² /с.

Расчитаем время слива нефтепродуктов:

Для бензина А-80

Аналогично решаем для каждого вида продукта и сводим всё в таблицу 9 . Для Дз Для Дл Для М10Г2

Для Т-1

Для мазут М40

Для Аи-95

Для И20А Определение времени слива из железно — дорожной цистерны таблица 9

№	Тип нефтепродукта	Вязкость (см2/с)		d (сек)	(мин)
	Автобензин Аи-80	0,0063	0,775	294.38	9,32
	Автобензин Аи-95	0,745
	Реактивное топливо Т-1	0,0183	0,772	294,38	2,09
	Дизельное топливо ДЛ		0,368	229,15	14,67
	Дизельное топливо ДЗ	0,05	0.768	296,35	7.02
	Масло моторное М 10Г2, с подогревом при 1000		0.255	861,6	28,17
	Мазут М 40, с подогревом, при 1000		0,065	3360,24	110,7
	Индустриальное масло И 12А	0,48*10−6	0,775	280,02	9,32

Для светлых нефтепродуктов подбираем УСНЖ6−1006

Для темных нефтепродуктов подбираем УСН-150П

7. Расчет времени маршрута наибольшей грузоподъемности

Количество цистерн, сливаемых по коллектору.

Первый коллектор: Слив А-80, Аи-95, Т-1 — 3 цистерны.

Второй коллектор: Слив дизельного топлива ДЛ и ДЗ — 2 цистерны.

Пятый коллектор: Слив мазут М-40−1 цистерна.

Индивидуальные сливные устройства № 1−6 по одной цистерне масел

И20А, М10Г2.

Таким образом время слива всего маршрута будет определяться временем слива нефти. Принимаем, что на каждом коллекторе работает по одной бригаде сливщиков. Обслуживание цистерны равно 4 минутам. Время слива будет складываться из времени обслуживания 14 цистерн и время слива последней цистерны.

Tн=4•6+28=52 мин.

Следовательно, время слива всего маршрута 52 мин.

8. Дыхательные клапаны резервуаров

Расчет дыхательного клапана начинают с определения его пропускной способности и характерного диаметра.

1. находим необходимую пропускную способность клапана

= 2.71

• 75 + 0.026
• 5000 = 333,25 м ³ /ч.(8.1)

Выбираем клапан дыхательный НКДМ — 150.

2. Площадь проходного сечения клапана

S = ² / 4 = 3.14

• 0.15² / 4 = 0.0176 м² . (8.2)

3. Расход паров нефтепродукта через клапан

Q = S •,(8.3)

откуда скорость истечения

= Q / S = 333,25 / 3600 / 0, 0176 = 5.259 м/с,

Проанализируем работу дыхательного клапана НДКМ — 150, конструкция которого позволяет работать на «вдох» и «выдох». Характерный диаметр клапана 260 мм, пропускная способность 500 м ³ /час. Он имеет две мембраны с различной площадью.

1. Площадь мембраны диаметром равна

S ₈ = ² / 4 = 3,14

• 0,26 ² / 4 = 0.053 м² .(8.4)

2. Рабочая площадь мембраны равна (без площади отверстия импульсной трубки)

S ₄ = 0,38 — 3,14

• 0,053 ² /4 = 0,014 м² .

3. Сила давления газов, действующая на мембрану, определяется выражением

F = S •P,(8.5)

где S — дифференциальная площадь мембран, на которую действует избыточное давление;

P = 2000 Н/м ² — перепад давления открытия клапана при избыточном давлении или «выдохе» и 200 Н/м² — перепад давления открытия клапана при разрежении или «вдохе» (принимаем в качестве расчетных данных).

Следует напомнить, что гидростатическое давление всегда перпендикулярно к мембране (площадке), на которую оно действует, и не зависит от угла наклона мембраны (формы).

При откачке нефтепродукта в резервуаре возникает давление меньше атмосферного, что может привести к его деформации. Когда вакуумметрическое давление достигнет 200 Н/м ² , клапан должен открыться и впустить в резервуар атмосферный воздух.

Атмосферное давление действует через огневой предохранитель 16 на мембрану 4.

4. Площадь мембраны 4 (кольцевая поверхность) со стороны атмосферного воздуха равна

Ф ² ₂ /4 — D² _Т /4 = 3,14 0,26 ² /4 — 3,14 0,225 ² /4 = 0,013 м,(8.6)

где D _Т — диаметр тарелки 3 клапана в зоне седла 2.

5. Определим силу, поднимающую тарелку 3 (запорный орган)

F ₁ = S

• P = 0,13 200 = 26 Н.(8.7)

6. Вес груза, прижимающий клапан к седлу, должен быть равен

G ₁ = F₁ = m₂

• g,(8.8)

откуда масса тарелки 3 будет равна

m ₁ = F₁ / g = 26 / 9,8 = 2.6 кг.

Настройка срабатывания клапана в процессе «вдоха» осуществляется грузами, расположенными в зоне тарелки 3.

Рассмотрим открытие клапана при избыточном давлении в резервуаре.

7. Сила давления газов на дифференциальную площадку будет равна

F ₂ = S

• P = (0,053 — 0,014)
• 5000 = 195 Н. (8.8)

8. Вес груза, прижимающий клапан к седлу, должен быть равен

G ₂ = F₂ = m₁

• g ,(8.9)

откуда масса груза 10 будет равна

m ₂ = F₂ / g = 195 / 9,8 = 19,897 кг. (8.10)

Тарелка 3 и седло 2 герметично соединяются друг с другом путем притирки. Настройка срабатывания клапана в процессе «выдоха» осуществляется грузами, расположенными в зоне тарелки 3 и верхней мембраны 8. В нашем примере масса груза 10 на мембране 8 составит 0,8 кг.

Для эффективной работы дыхательных клапанов они оборудуются дисками-отражателями. В процессе «вдоха» вертикальное движение воздушного потока переходит в горизонтальное. Вошедший воздух оттесняет пары нефтепродукта вниз, а сам занимает положение под кровлей.

F ₂ = S

• P = (0.032 — 0.379)
• 300 = 78 Н. (8.11)

8. Вес груза, прижимающий клапан к седлу, должен быть равен

G ₂ = F₂ = m₁

• g ,(8. 12)

откуда масса груза 10 будет равна

m ₂ = F₂ / g = 78 / 9.8 = 7.95 кг. (8.13)

Тарелка 3 и седло 2 герметично соединяются друг с другом путем притирки. Настройка срабатывания клапана в процессе «выдоха» осуществляется грузами, расположенными в зоне тарелки 3 и верхней мембраны 8. В нашем примере масса груза 10 на мембране 8 составит 0,8 кг.

Для эффективной работы дыхательных клапанов они оборудуются дисками-отражателями. В процессе «вдоха» вертикальное движение воздушного потока переходит в горизонтальное. Вошедший воздух оттесняет пары нефтепродукта вниз, а сам занимает положение под кровлей.

9. Определение максимального слива в коллекторе

Расход определяется с учетом неодновременности начала слива из различных цистерн. Время запаздывания складывается из времени, затраченного на подготовительные операции — открытие люка цистерны и подключение сливного трубопровода. Расход из первой цистерны при нижнем сливе нефтепродукта самотеком, откуда, только начался слив, будет определяться по формуле:

(9.1)

Если из второй цистерны слив начался раньше на, то часть нефтепродукта из нее сольется, и истечение будет происходить с расходом:

(9.2)

Расход из третьей цистерны, сливающейся в течение 2 времени будет равен:

(9.3)

Расход из i-й цистерны, слив которой начался раньше на будет равен:

(9.4)

Аналогичным образом будет определяться расход из всех остальных цистерн.

Для бензинов А-80:

=588 с — время слива цистерны.

• время обслуживания одной цистерны, равное 4 мин.

Расход из 2-й цистерны :

Расход из 3-й цистерны:

Таким образом, одновременно будет сливаться 2 цистерны.

Максимальный расход в коллекторе Qp равен:

Qp =q1+q2=0,202+0,0717=0,273 м ³ /c (9.5)

В связи с тем, что возможное количество одновременно сливающихся цистерн может превышать реально сливающихся, то в этом случае за расчетное количество цистерн будет приниматься реальное число цистерн.

Определение максимальных расходов в коллекторе Таблица 10

№	Тип нефтепродуктов	Возможное количество одновременно сливаемых цистерн
			N цистерн
	Автобензин Аи-80		0,202	0,0717	;	;	;	0,273
	Автобензин Аи-95
	Реактивное топливо Т-1		0,201	0,0713	;	;	;	0,2723
	Дизельное топливо ДЛ		0,095	0,0167	;	;	;
	Дизельное топливо ДЗ		0,2	0,0718	;	;	;	0,2718
	Масло моторное М 10Г2, с подогревом при 1000		0,0665	0,05	0,0376	0,0186	;	0,1727
	Мазут М 40, с подогревом, при 1000		0,0169	0,0153	0,0143	0,0134	0,0126	0,0725
	Индустриальное масло И 20А		0,202	0,0625	;	;	;	0,2645

10. Расчет количества наливных устройств для налива в автоцистерны

Площадка налива оборудуется системами (АСН): типа АСН-5П, с характеристикой:

Подача насоса: 60 м ³ /час Коэффициент использования 0,7.

Время работы в сутки 24 часа.

Все автоцистерны перевозящие нефтепродукты одной марки: ППЦ-14 на шасси Зил-Т 30В1, каждая автоцистерна вместимостью 14 м ³ .

Расчет количества наливных стояков ведется исходя из годового объема и грузооборота для каждого нефтепродукта.

Для бензина Аи-80:

(10.1)

Q _сутi — суточный расход реализации i-го нефтепродукта;

К _н — коэффициент использования АСН;

q _н — расчетная производительность АСН;

К _и — коэффициент неравности потребления нефтепродуктов;

_i — плотность нефтепродукта;

• время работы АСН в сутки.

С нефтебазы автотранспортом увозится 40% бензина, 40% дизтоплива, 100% мазута от общего груза.

Определим количество цистерн Аи-80 по формуле:

(10.2)

Округляем до целого числа в большую сторону, то есть 1

И так аналогично для других нефтепродуктов

Расчет необходимого количества наливных стояков Таблица 11

№	Тип нефтепродукта	т		Кол-во АСН (шт)	Кол-во цистерн (шт)
				Расчет	Итог	Расчет	Итог
	Автобензин Аи-80	2,998	0,745	0.004		0.287
	Автобензин Аи-95	1,127	0,755	0.001		0.106
	Дизельное топливо ДЗ	26,641	0,845	0.037		2,251
	Дизельное топливо ДЛ	25,221	0,835	0.035		2,157
	Реактивное топливо Т-1	1,861	0,800	0.002		0,166
	Мазут М40	2,178	0,970	0.003		0,160
	Масло моторное И20А	0,389	0,880	0.002		0,031
	Масло моторное М10Г2	0,894	0,890	0.001		0.071

11. Гидравлический расчет трубопровода

p

Задание:

1. Опpеделить pабочие паpаметpы ( Qp — Hp ) cистемы насосная станциятpубопpовод.

2. Определить давление на входе в насос и максимально возможный коэффициент сопротивления фильтра из условия отсутствия кавитации.

3. Определить мощность электродвигателя, приводящего в действие центробежный насос.

Указания:

1. Насос выбирается из приложения (прил.5).

2. Физические свойства жидкости определяются по справочной литературе.

3. Трубопровод изготовлен из стальных труб, подверженных коррозии.

4. Потери напора в местных сопротивлениях учесть только в приемной коробке с фильтром 5 и задвижке 6. Степень открытия задвижки n .

5. Если во всасывающей линии насоса кавитация, то необходимо найти минимальный диаметр всасывающей линии ( d _min ) из условия отсутствия кавитации, увеличить его до ближайшего большего по ГОСТу и уточнить положение рабочей точки.

рис.1

Дано:

Перекачиваемая жидкость	t	H1	H2	H3	Pм	dн	lн	Dр	lл	lв	n
	с	м	м	м	МПа	мм	м	м	м	м
Глинистый раствор		0,7	0,5		0,04						1,0
Нефть		0,6	1,0		0,02						0,9
Бензин Б-70		1,5	1,5		0,03						0,8
Керосин Т-1		1,0	2,0		0,02						0,7
Дизтопливо вязкопластичное		0,5	2,5		0,04						0,6
Вода		1,2	3,0		0,01						0,5
Нефть вязкопластичная		0,3	3,5		0,03						0,6
Бензин Б-70		1,0	4,0		0,02						0,7
Керосин Т-1		0,5	4,5								0,8
Дизтопливо		0,8	5,0		0,01						1,0

11.1 Определение рабочей точки насоса

Для решения задачи необходимо:

1. Составить уравнение гидравлической сети.

2. Построить графическое изображение этого уравнения в координатах Q , H .

3. Нанести на этот график характеристику насоса и определить координаты точки пересечения напорной характеристики насоса и характеристики сети (координаты рабочей точки).

Последовательность решения задачи.

1. Выбираем два сечения — н-н и к-к , перпендикулярные направлению движения жидкости и ограничивающие поток жидкости (Рис. 1).

Сечение н-н проходит по свободной поверхности жидкости в резервуаре 3 , а сечение к-к — по поверхности жидкости в закрытом резервуаре 1 .

2. Применяем в общем виде закон сохранения энергии для сечений н-н и к-к с учетом того, что жидкости добавляется энергия в насосе, равная потребному в данной сети напору H _потр :

(11.1.1)

3. Раскрываем содержание слагаемых уравнения (10.1.1).

Для определения величин z _н и z _к выбираем горизонтальную плоскость сравнения 0−0 . Для удобства ее обычно проводят через центр тяжести одного из сечений. В нашем случае плоскость 0−0 совпадает с сечением н-н .

z _н и z _к — вертикальные отметки центров тяжести сечений. Если сечение расположено выше плоскости 0−0, отметка берется со знаком плюс, если ниже — со знаком минус.

р _н , р _к — абсолютные давления в центрах тяжести сечений. Давление на

поверхности открытых резервуаров равно атмосферному, а в закрытых резервуарах или в трубе — сумме атмосферного давления и показания прибора (манометрическое давление берется со знаком плюс, вакуумметрическое — со знаком минус).

р _н = р _ат ; р _{к =} р _мо + р _{ат .}

_н , _к — средние скорости движения жидкости в сечениях.

Согласно закону сохранения количества вещества через любое сечение потока проходит один и тот же расход жидкости:

Q _н = Q ₁ = Q ₂ = Q _к. (11.1.2)

Здесь Q ₁ и Q ₂ — расходы в сечениях всасывающего и напорного трубопроводов. Учитывая, что Q = , вместо (9.1.2) получим:

_{н н} = _{1 1} = _{2 2} =…= _{к к} , (11.1.3)

где _н , ₁ , ₂ , _к — площади соответствующих сечений.

Поскольку площади сечений резервуаров значительно больше площадей сечений труб, скорости _н и _к очень малы по сравнению со скоростями в трубах ₁ и ₂ , и величинами _{н н} ² /2g и _{к к} ² /2g можно пренебречь.

Здесь _н и _к — коэффициенты Кориолиса; = 2 при ламинарном ре;

жиме движения, =1 при турбулентном режиме.

Принимаем: _н 0; _к 0.

Потери напора h _н-к при движении жидкости от сечения н-н к сечению к-к складываются из потерь во всасывающем и нагнетательном трубопроводах, причем в каждом трубопроводе потери разделяются на потери по длине и местные:

h _н-к = h₁ + h₂ = h_{дл.1 +} h_ф + h_пов.1 +h_дл.2 + h_кр. +2h_пов. + h_вых. (11.1.4)

где:

	— потери по длине на всасывающем трубопроводе.
	— потери в приемной коробке (фильтре). ф зависит от диаметра всасывающего трубопровода (ф = 1,7 Приложение 3).
	— потери на поворот во всасывающем трубопроводе, пов. — коэффициент сопротивления при резком повороте на угол 90 (пов =1.32 — Приложение 3).
	— потери по длине на нагнетательном трубопроводе.
	— потери в кране, кр. зависит от степени n задв. открытия крана; (при n задв =0.75 кр. =0.2 Приложение 1.3).
	— потери на поворот в нагнетательном трубопроводе, пов. — коэффициент сопротивления при резком повороте на угол 90( пов =1.32-Приложение 3).
	— потери при выходе из трубы в резервуар ( вых =1 — Приложение 3).

С учетом вышеприведенных зависимостей, вместо (11.1.4) можно записать:

(11.1.5)

4. Подставляем в уравнение (10.1.1) определенные выше значения слагаемых:

(11.1.6)

5. Выражаем в уравнении (11.1.6) скорости ₁ и ₂ через расход жидкости:

₁ = Q / ₁ =4 Q / d ₁ ² ;

₂ = Q / ₂ =4 Q / d ₂ ² ;

.

(11.1.7)

Зависимость (11.1.7) и представляет собой уравнение (характеристику) гидравлической сети. Это уравнение показывает, что в данной сети напор насоса расходуется на подъем жидкости на высоту ( h _вс. + h _н ), на преодоление противодавления р _мо в резервуаре 1 и на преодоление гидравлических сопротивлений.

Строим характеристику насоса НЦ № 2 и наносим на нее графическое изображение характеристики сети (11.1.7).

Для построения характеристики сети задаемся несколькими значениями расхода жидкости из рабочего диапазона насоса НЦ № 2 и вычисляем по уравнению (11.1.7) значение потребного напора H _{пот р} .

Анализ формулы (11.1.7) показывает, что при задании расхода Q все величины в правой части уравнения известны, кроме коэффициента трения .

11.2 Последовательность вычисления гидравлического сопротивления

Принимаем величину абсолютной шероховатости трубопровода:

_э =0,2 мм (трубы стальные, сварные, бывшие в употреблении, приложение 2)

Вычисления и построение графиков очень удобно выполнять на ЭВМ с помощью электронных таблиц ( Microsoft Excel ).

Ниже представлена расчетная таблица и графики.

Расчетная таблица определения минимального диаметра всасывающего трубопровода таблица 11

Определение минимального диаметра всасывающего трубопровода
Абсол. шероховатость м	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002	0,0002
Кинемат. коэф. вязкости, м 2 /c	1,94E-05	1,94E-05	1,94E-05	1,94E-05	1,94E-05	7,30E-07
Плотность жидкости, кг/м 3
Расход жидкости Q, м 3 /с	0,02	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08
Высота всасывания H1, м	0,6
Длина трубопровода L1, м
Диаметр трубопровода d1, м	0,04	0,04	0,08	0,12	0,16	0,2
Cумма коэф.местных.сопротивлений	6,17	1,011	1,011	1,011	1,011	1,011
Давление избыточное в сеч н-н, МПа.		0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
Давление насыщенного пара, Па	9613,8	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013
Число Рейнольдса Re1		1,31E+05	5,13E+07	3,42E+07	2,56E+07	2,05E+07	6,50E+08
Коэффициент трения lambda1	0,029	0,030	0,025	0,022	0,021	0,020
Коэффициент Кориолиса
Потери напора h1	174,86	62 263,01	1604,30	191,96	42,65	13,30
Скоростной напор	12,94	206,99	12,94	2,56	0,81	0,33
Функция от диаметра	176,42	62 455,30	1602,54	179,82	28,76	— 1,07

Рис.2

f ( d )

Определение рабочей точки насоса
температура
кинем. вязкость жидкости (нефть), м 2 /с	при t=20	при t=40	коэф. бетта	расчетная
	2,50E-05	1,50E-05	— 2,55E-02	3,22E-05
Плотность жидкости, кг/м 3	при t=20	коф. альфа		расчетная
Абсол. шероховатость м	0,0005	0,0005	0,0005	0,0005	0,0005	0,0005
Динамический коэф. вязкости, Па*с	2,52E-02	2,52E-02	2,52E-02	2,52E-02	2,52E-02	2,52E-02
Расход жидкости Q, м 3 /с	0,1	0,02	0,04	0,06	0,08	0,1
Давление избыточное в сеч н-н, МПа.	0,10 135	0,10 135	0,10 135	0,10 135	0,10 135	0,10 135
Диаметр D2 второго сечения к-к, м	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
Сила R, Н
Давление избыточное в сеч. к-к, MПа	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020	0,020
Напор насоса
коэфф. полезного действия насоса		0,35	0,55	0,65	0,6	0,45
Всасывающий трубопровод
Высота всасывания H1, м
Длина трубопровода l1, м
Диаметр трубопровода d1, м	0,194	0,194	0,194	0,194	0,194	0,194
Cумма коэф.местных.сопротивлений	1,011	1,011	1,011	1,011	1,011	1,011
Число Рейнольдса Re1	2,04E-01	4,07E+03	8,14E+03	1,22E+04	1,63E+04	2,04E+04
Коэффициент трения lambda1	314,324	0,041	0,036	0,033	0,032	0,031
Коэффициент Кориолиса
Потери напора h1	0,00	0,12	0,44	0,93	1,59	2,43
Нагнетательный трубопровод
Высота нагнетания hн, м
Длина трубопровода L2, м
Диаметр трубопровода d2, м	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15
Cумма коэф. местных сопротивлений	3,64	3,64	3,64	3,64	3,64	3,64
Число Рейнольдса Re2	2,63E-01	5,27E+03	1,05E+04	1,58E+04	2,11E+04	2,63E+04
Коэффициент трения lambda2	243,034	0,039	0,035	0,033	0,031	0,031
Коэфициент Кориолиса
Потери напора h2	0,00	7,09	25,10	53,20	91,19	139,00
Потребный напор

Рис.3

Согласно графику рабочая точка насоса имеет следующие параметры: