Определение режима потока. 15

Стр 1 из 7Следующая ⇒

Определение режима потока. 15

Определение гидравлического уклона. 16

Проверка существования перевальной точки. 17

Определение полной потери напора. 19

Определение числа насосных станций. 20

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ.. 22

8. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ.. 27

9. ПОСТРОЕНИЕ СОВМЕЩЕННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБОПРОВОДА И НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ.. 29

11. РАСТАНОВКА НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ.. 35

12. СВОДНАЯ ТАБЛИЦА РАСЧЕТОВ.. 36

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 37

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ... 38

Введение

История использования нефти человеком проникает своими корнями далеко вглубь веков. Более 5000 лет назад, шумеры применяли природный битум в качестве связующего материала при кладке кирпичей, а в долине Инда, в городском поселении Мохенджо-Даро, битум обеспечивал водонепроницаемость бассейнов. Битум использовался и при строительстве Вавилонской башни. За несколько веков до н.э. китайцы использовали нефть и газ для приготовления пищи и обогрева жилищ. К началу третьего тысячелетия нефть и природный газ по-прежнему остаются «кровью» мировой экономики и основой энергетики подавляющего большинства стран мира. В свою очередь, энергетика является одной из основных отраслей народного хозяйства любой страны, показателем ее экономической мощи.

Для Беларуси, не имеющей природных запасов энергоресурсов в стратегически значимых масштабах, их поставка по магистральным трубопроводам является необходимым условием успешного функционирования всего народно-хозяйственного комплекса и социальной сферы и залогом общеэкономической безопасности страны.

Не менее важна для экономики республики и транзитная функция магистральных трубопроводов, которая приносит государству существенные валютные доходы, укрепляющие его финансовую безопасность. Заметная роль, которую Беларусь играет в обеспечении транзита энергоносителей по магистральным трубопроводам в западные страны, укрепляет международный престиж страны.

Таким образом, магистральные трубопроводы являются неотъемлемым и важнейшим элементом национальной экономики Беларуси.

Кроме того, трубопроводный транспорт обладает следующими преимуществами по сравнению с другими видами транспорта:

- Трасса трубопровода короче трасс других видов транспорта, причём трубопровод может быть проложен между двумя любыми пунктами на суше, находящимися на любом расстоянии друг от друга;

- Трубопроводный транспорт в отличие от других видов транспорта – непрерывный, что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и бесперебойное снабжение потребителей, благодаря чему отпадает необходимость создания крупных запасов транспортируемого груза на концах трассы;

- Потери нефти и нефтепродуктов при трубопроводном транспорте меньше, чем при перевозках другими видами транспорта;

- Трубопроводный транспорт наиболее механизированный и более других поддаётся автоматизации;

- Трубопроводный транспорт является наиболее экологически чистым способом транспортирования нефтегрузов.

Целью данного курсового проекта является:

- освоение методики проектирования;

- получение знаний и навыков в ходе выполнения расчетов;

- получение проекта магистрального нефтепровода в качестве конечного результата;

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1

Вид перекачиваемого продукта	Нефть
Производительность	G= 27 млн.т/год
Плотность	= 854 кг/м³

Вязкость

= 16 сСт

= 10 сСт

Температура

= -3° C

= 12° C

Протяженность

= 380 км

ОБРАБОТКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Технологический расчет нефтепровода ведем для самых невыгодных условий. Таковыми являются зимние условия с наиболее низкими температурами. Свойства нефти определяем для температуры на глубине заложения трубопровода. Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей трубопровода принимаем равным 0, 8 м. Прибавив радиус трубопровода, выбранного по [1], получаем глубину заложения оси трубопровода. Минимальная температура – исходные данные.

Наиболее низкая температура согласно исходным данным t_min= -3° С.

Плотность на расчётную температуру t пересчитываем по формуле:

(1)

где t =t_min= -3 ° С;

r ₂₀ – плотность нефти при 20 ° С, кг/м³;

x – температурная поправка, кг/м³ ° С

(2)

Тогда, плотность при t = -3° С:

Вязкость определяем по формуле:

(3)

где n _t1 – коэффициент кинематической вязкости при t₁;

U – коэффициент, значение которого определяем по известным значениям вязкости при двух температурах:

(4)

Тогда пересчитываем вязкость для заданных температур. Получаем:

Определяем расчетную часовую пропускную способность нефтепровода:

(5)

где N_Р – расчетное число суток работы нефтепровода (таблица 3.);

G – годовая пропускная способность нефтепровода, млн.т./год.

Объемный секундный расход определится следующим образом:

(6)

Расчетное число суток работы нефтепровода

Таблица 3

Протяженность, км	Диаметр нефтепровода, мм
Протяженность, км	до 820 включительно	свыше 820
До 250 Свыше 250 до 500 Свыше 500 до 700 Свыше 700	357 356/355 354/352 352/350	355 353/351 351/349 349/350

Примечание: В числителе указаны значения N_р для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепроводов в сложных условиях, когда заболоченные и горные участки составляют не менее 30% общей протяженности трассы.

НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДЫ

НЕФТЕПРОВОДЫ

Наружный диаметр мм Давление МПа Производительность млн. т/год Наружный диаметр мм Давление МПа Производительность млн. т/год 219 273 325 377 426 529 9-10 7, 5-8, 5 6, 7-7, 5 5, 5-6, 5 5, 5-6, 5 5, 5-6, 5 0, 7-0, 9 1, 3-1, 6 1, 8-2, 2 2, 5-3, 2 3, 5-4, 8 6, 5-8, 5 529 720 820 920 1020 1220 5, 4-6, 5 5-6 4, 8-5, 8 4, 6-5, 6 4, 6-5, 6 4, 4-5, 4 6-8 14-18 22-26 32-36 42-50 70-78

Используя таблицу 4, принимаем:

Конкурирующие диаметры труб

Таблица 5

Наружный диаметр, мм	Давление, МПа
D₁ = 720	5-6
D₂ = 820	4, 8-5, 8
D₃ = 1020	4, 6-5, 6

МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

По каждому из выбранных диаметров мы определяем расчетную толщину стенки по следующей формуле

(7)

где n – коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему рабочему давлению в трубопроводе);

р – рабочее (нормативное) давление, МПа;

D_н – наружный диаметр трубы, см;

R₁ – расчетные сопротивления растяжению, МПа.

В соответствии с [1] толщину стенки труб следует принимать не менее 1/140 D_н, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм - для труб условным диаметром свыше 200 мм.

Увеличение толщины стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по сравнению с величиной, полученной по формуле (7), должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и температуру транспортируемого продукта.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. При этом минусовой допуск на толщину стенки труб не учитывается.

В соответствии с диаметром трубы, выбираем марку стали, из которой эти трубы изготавливают (таблица 6).

Марка стали для труб имеющихся диаметров

Таблица 6

Наружный диаметр труб, мм	Марка стали	Предел прочности, не менее, МПа
720	17ГС	510
820	17Г2СФ	540
1020	16Г2САФ	590

Коэффициент надежности по нагрузке выбирается в соответствии с [1]:

- для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе из «насоса в насос»;

- – во всех остальных случаях.

В нашем случае принимаем .

Расчётное сопротивление металла трубы и сварных соединений R₁ определяем по формуле:

(8)

где R₁^н – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности ;

m – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 7.1 с учётом классификации таблицы 7.2;

k₁ – коэффициент безопасности по материалу, принимаемый по таблице 7.3.

k_n - коэффициент надёжности.

В соответствии с [1] выбираем коэффициент условия работы по следующим таблицам:

Значения коэффициентов условий работы трубопровода m

Таблица 7.1

Категории магистральных трубопроводов	I	II	III	IV
Значения коэффициента m	0, 75	0, 75	0, 9	0, 9

Классификация магистральных трубопроводов по категориям

Таблица 7.2

Назначение магистрального трубопровода	Категория трубопровода
Для транспортировки природного газа: Диаметром менее 1200 мм Диаметром 1200 мм и более	IV III
Для транспортировки нефти или нефтепродуктов: Диаметром менее 700 мм Диаметром 700 мм и более	IV III

Принимаем .

Значения коэффициента безопасности по материалу k₁

Таблица 5.3

Характеристика труб	k₁
Термически упрочнёные трубы (закалённые и отпущенные в трубе или листе); из низколегированной стали, прокатанной по регулируемому режиму	1, 34
Горячеправленые (по режиму нормализации), термически упрочнённые (закалённые и отпущенные в трубе или листе), из нормализованной улучшенной низколегированной стали, из стали, прокатанной по регулируемому режиму	1, 4
Спиральношовные из горячекатанной низколегированной стали, сваренные в три слоя, и прямошовные экспандированные трубы из нормализованной листовой стали, сваренные двусторонним швом дуговым методом	1, 47
Прямошовные экспандированные и спиральношовные из горячекатанной низколегированной и углеродистой стали. Бесшовные трубы.	1, 57

Соответственно коэффициент безопасности по материалу принимаем:

- для D₁ = 720 мм – k₁ = 1, 47

- для D₂ = 820 мм – k₁ = 1, 47

- для D₃ = 1020 мм – k ₁ = 1, 47

Коэффициент надежности принимаем по [1]

Значение коэффициента надежности по назначению

Таблица 5.4

Условный диаметр трубопровода, мм	Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода k_н

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

Гидравлический расчет трубопровода – основа рациональной работы трубопровода, как гидравлической системы.

На основании гидравлических расчетов трубопроводов определяется число перекачивающих станций, давление на станциях, напор основных насосов, пропускная способность трубопровода, как при полном развитии, так и при вводе отдельных станций, а также выбирается насосное оборудование нефтеперекачивающих станций.

Решение задач, возникающих в трубопроводном транспорте с помощью гидравлического расчета, позволяет правильно запроектировать, соорудить и эксплуатировать магистральные трубопроводы.

Определение режима потока.

Режим движения потока в трубопроводе характеризуется параметром Рейнольдса:

(11)

где Q_c – объемный секундный расход, м³/с;

ν - кинематическая вязкость перекачиваемой нефти, м²/с;

D_вн – внутренний диаметр трубопровода, м.

Рассчитаем число Рейнольдса для каждого из диаметров:

- для D₁ = 720 мм

- для D₂ = 820 мм

- для D₃ = 1020 мм

Течение в трубе ламинарное, если Re < 2320.

При турбулентном течении – Re > 2320. Область турбулентного течения подразделяется на три зоны:

- гидравлически гладких труб, когда потеря на трение, а следовательно, и коэффициент гидравлического сопротивления зависят от внутренней шероховатости трубы;

- переходную зону (смешанного трения), когда коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима течения и шероховатости;

- гидравлически шероховатых труб (квадратичного трения), когда коэффициент гидравлического сопротивления зависит только от шероховатости трубы и не зависит от режима течения.

Эти зоны разделяются между собой, так называемыми, переходными числами Рейнольдса, которые найдены на основании экспериментальных данных. Эти зоны характеризуются следующими числами Рейнольдса:

- если 2320 < Re < Re_1пер – поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб;

- если Re_1пер < Re < Re_2пер – поток турбулентный в переходной зоне;

- если Re > Re_2пер – зона квадратичного трения.

Переходные числа Рейнольдса определяются по формулам:

(12)

(13)

где k_э – эквивалентная шероховатость труб.

Определим переходные числа Рейнольдса:

- для D₁ = 720 мм

- для D₂ = 820 мм

- для D₃ = 1020 мм

Таким образом получаем следующие режимы для выбранных диаметров трубопровода:

- для D₁ = 720 мм – поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб (т.к. 2320 < 79407, 31 < 141000 т.е. 2320 < Re < Re_1пер);

- для D₂ = 820 мм – поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб (т.к. 2320 < 69629, 55 < 160800 т.е. 2320 < Re < Re_1пер);

- для D₃ = 1020 мм – поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб (т.к. 2320 < 55870, 42 < 200400 т.е. 2320 < Re < Re_1пер);

Топография трассы

Поправочный коэффициент К_т

Линейная часть

Здания и сооружения

Трубопровод в целом, условный диаметр, мм

500-800 1000-1400 Низменно-холмистая 1, 00 1, 00 1, 00 1, 00 Пустынная 0, 92 1, 01 0, 95 0, 94 Болотистая 1, 45 1, 06 1, 29 1, 36 Гористая 1, 18 1, 25 1, 21 1, 19

Территориальный коэффициент К_тер

Таблица 9

Территориальный район	2, 0
Территориальный коэффициент	0, 99

Капитальные затраты k _тр, вычисляются по формуле:

(19)

где С_Л – удельные капитальные вложения на 1 км. трубопровода (по таб.10)

С_ГНС, С_ПС – капитальные вложения, соответственно в одну головную и промежуточную станцию (по таб.11)

С_ПСР – капиталовложения в одну промежуточную насосную станцию с резервуарным парком;

n _ст– число насосных станций на трассе трубопровода.

Капитальные затраты на строительство линейной части трубопровода (у.е.)

Таблица 10

Наружный диаметр трубопровода, D, мм	Основная магистраль	Параллельная магистраль
219	22, 8	18
273	24, 9	20, 1
325	28, 8	22, 8
377	33, 6	27, 5
426	37, 6	31, 5
530	56, 6	45, 1
630	71	56
720	77, 5	62, 1
820	91, 1	74, 9
920	113, 6	97, 3
1020	136, 1	119,.6
1220	180, 8	165, 6

Капитальные затраты на строительство насосной станции.

Таблица 11

Пропускная способность, млн.т/год	Стоимость головной насосной станции, у.е., на новой площадке.	Стоимость промежуточной насосной станции, у.е., на новой площадке.
0, 7-0, 9	1339	830
1, 3-1, 6	1504	854
1, 8-2, 3	1643	920
2, 5-3,.2	1867	1127
3, 5-4, 8	2556	1274
6, 5-8, 5	5418	1926
10-12	6730	2012
14-18	8077	2170
22-26	9202	2554
32-36	12300	2788
42-50	15396	3023
70-78	16195	3550

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

(20)

где K _л – капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;

(21)

K _ст – капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов:

(22)

З_э – затраты на электроэнергию:

(23)

G – годовой объем перекачки по трубопроводу, т/год;

H _ст – дифференциальный напор, развиваемый одной станцией, м;

К_с – коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (принимаем К_с = 1);

η _н и η _э – КПД насоса и электродвигателя;

N _с – расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции N _с = 1, 5-2 10 кВт.ч./год;

С_э – стоимость 1 кВт.ч электроэнергии (таблица 12). С_э=0, 0128у.е./кВт.ч.

Тарифы на электричество по районным энергоуправлениям.

Таблица 12

Энергосистема	Стоимость 1 кВт. ч., y.e.
Мосэнерго	0, 0128
Горэнерго	0, 0128
Смоленскэнерго	0, 0207

α ₁ – годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций (α ₁=8, 5% от капитальных затрат на станции);

α ₂ – годовые отчисления на амортизацию линейной части трубопровода (α ₂ =3, 5% от капитальных затрат на трубопровод);

α ₃ – годовые расходы на текущий ремонт станций(α ₃=1, 3%);

α ₄ – годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (α ₄ =0, 3%);

З_т – затраты на воду, смазку, топливо (5 тыс.у.е./год);

З_з – заработная плата (80 тыс.у.е./год на одну станцию);

П – прочие расходы (принимаем равными 25% от зарплаты).

Приведенные затраты определяем по формуле:

(24)

где Е_н – нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, Е_н = 0, 15;

k_i – капитальные затраты для рассматриваемого вида транспорта;

Э _i – эксплуатационные затраты для рассматриваемого вида транспорта.

Значит,

- для D₁ = 720 мм:

- для D ₂ = 820 мм:

- для D ₃ = 1020 мм:

Следовательно, вариант со значением диаметра 820 мм из трех рассматриваемых является оптимальным, так как у него наименьшие приведенные затраты.

Насосы

Электродвигатели

Марка

Подача, м³/ч

Напор, м Допускаемый кавитационный запас КПД Марка

Мощность, кВт

Частота вращения, об/мин НМ 2500-230

2500

230 32 86 СТД-2000-2

2000

3000

СТД-2500-2

2500

3000 НМ 3600-230

3600

230 40 87 СТД-2500-2

2500

3000

СТД-3200-2

3200

3000 НМ 5000-210

5000

210 42 88 СТД-3200-2

3200

3000

Подпорные агрегаты

8НДв НМ 360

600 28-42 3, 9-6, 6 79

МА-36-51/6

100 960

14НДс Н 800

1260 33-42 5 84

МА-36-51/6

160 960

НМП 2500-74

2500 74 7 85

ДС-118/44-6

800 1000

НМП 3600-78

3600 78 5, 7 87

ДС-118/44-6

800 1000

Для обеспечения безкавитационной работы насосов на промежуточных станциях, производим расстановку таким образом, чтобы напор во всасывающих трактах был больше, либо равен допустимому кавитационному запасу (40 м).

В соответствии с требуемым кавитационным запасом подбирают подпорные насосы для головной станции (табл. 13). Система работает по схеме из «насоса в насос», а следовательно нет необходимости устанавливать подпорные насосы на промежуточных станциях, подпор «кочует» с ГНПС.

Выбираем подпорный насос марки НМП-3600-78. Устанавливаем 1 рабочий и 1 резервный подпорный насос.

Произведём пересчет характеристик насоса НМ-2500-230 с воды на нефть (Q-H и Q-η   ). Для этого определим эквивалентный диаметр рабочего колеса:

(25)

где D ₂ и В₂ – внешний диаметр и ширина лопаток соответственно рабочего колеса магистрального насоса;

К_л – коэффициент сужения выходного сечения рабочего колеса лопатками (К_л = 0, 9).

Находим число Re на выходе из колеса по формуле:

(26)

где Q _н – номинальная подача насоса ( =3600 м³/ч=1 м³/с).

ν – кинематическая вязкость нефти.

Поправочные коэффициенты в нашем случае равны 1, 0 [2 таблица 16] Следовательно, характеристики насоса при работе на нефти остаются такими же, как на воде.

Подбирают электродвигатели для насосов, исходя из потребной мощности, рассчитываемой по формуле:

(27)

где N _н - мощность электродвигателя, кВт;

H _н – напор, развиваемый насосом, м;

Q – подача насоса, ;

g – ускорение свободного падения;

η _н – КПД насоса, в долях единицы (η _н=0, 87).

Подбираем марку электродвигателя – СТД-2500-2 (N=2500кВт).

Рис.7 Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций.

Как видно на Рис.7 станции не создают необходимый для перекачки напор. Величина недостающего напора составляет ∆ Н = 200, 97 м. В связи с этим, необходимо увеличить число оборотов ротора нагнетателей. Необходимое число оборотов можно определить по формуле:

(29)

где n _ном – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об./мин.;

∆ Н – величина недостающего (избыточного) напора приходящаяся на

один нагнетатель, м; (в случае недостающего напора ∆ Н < 0)

Характеристика нагнетателя НМ 3600-230 при n ₁ = 3121 об./мин.

Таблица 14

Q, м³/ч	360	720	1080	1440	1800	2160	2520	2880	3240	3600	3960
Н, м	328, 3	326	322, 3	317	310, 3	302	292, 2	281	268, 2	254	238, 2

После регулирования работы оборудования совмещенная характеристика выглядит следующим образом:

Рис.8 Совмещенная характеристика трубопровода и насосных станций.

Таким образом мы вышли на заданный расход Q = 3632, 4 м³/ч, а полный напор при этом составит 2098 м.

Напор на выкиде одного насоса: 252, 63 м

Напор на выкиде ГНПС: 583, 26 м

Напор на выкиде НПС: 583, 26 м

Данные напоры не превышают допустимого напора (Н_доп = 644, 32 м).

РАСТАНОВКА НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ

Метод расстановки был предложен В.Г.Шуховым.

От начальной точки трассы, где должна находиться головная станция, в масштабе высот профиля откладывается по вертикали подпор Н₁ и напор , развиваемые станцией. Из конца полученного отрезка проводится линия гидравлического уклона. Точка пересечения ее с линией эквидистантной профилю трассы, отстоящей от нее на величину подпора – место расположения второй станции. От этой точки вновь откладывается напор, развиваемый станцией, вновь проводится линия гидравлического уклона и т.д. Линия гидравлического уклона, идущая от последней станции, должна придти к перевальной (или к конечной) точке трассы.

Размещение нефтеперекачивающих станций, выполненное описанным способом, не всегда следует считать строго обязательным. Расположение станций можно в некоторых пределах изменять.

СВОДНАЯ ТАБЛИЦА РАСЧЕТОВ

Параметр

Единицы измерения

Варианты

D_н м 0, 720 0, 820 1, 020 Марка стали - 17ГС 17Г2СФ 16Г2САФ R₁^н МПа 510 540 590 m - 0, 9 0, 9 0, 9 k₁ - 1, 47 1, 47 1, 47 k_н - 1 1 1 R₁ МПа 312, 24 330, 61 361, 22 P МПа 5, 5 5, 5 5, 5 n - 1, 15 1, 15 1, 15 d м 0, 00715 0, 00769 0, 00878 d (стандарт.) м 0, 0075 0, 008 0, 009 D_вн м 0, 705 0, 804 1, 002 Re - 79407 69629 55870 Re_1пер - 141000 160800 200400 k_э м 0, 00005 0, 00005 0, 00005 i - 0, 0091 0, 0049 0, 0017 L_p км 380 380 380 z м - - - H м - - - H_ст _доп. м 644, 32 644, 32 644, 32 ∆ h м 50 50 50 n_ст - 6 4 3 К_т - 1 1 1 К_тер - 0, 99 0, 99 0, 99 k тыс. у.е. 50908 50967 65368 C_э у.е/кВт ч 0, 0128 0, 0128 0, 0128 З_э тыс. у.е. 4765 3176 2382 Э тыс. у.е. 8667 6564 6064 S тыс. у.е. 16303 14209 15869

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения курсового проекта мы получили знания по:

· правильному выбору рациональных способов транспортирования нефти и нефтепродуктов;

· проведению технологических расчетов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

· нормативным требованиям при проектировании объектов нефтепроводной системы;

· технологии эксплуатации магистральных трубопроводов;

· принятию правильных технических решений при эксплуатации магистральных трубопроводов;

· использованию вычислительной техники при проектировании магистральных трубопроводов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы./Госстрой СССР.-М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985г.

2. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов».

3. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учебн.-метод. Комплекс для студ.спец.Т-70.05.01. В 2-х ч. Ч.1./ Сост. П.В.Коваленко, Н.М.Рябыш; под общ. ред. П.В.Коваленко.- Новополоцк: ПГУ, 2004.-300с.

Определение режима потока. 15

12 3 4 5 6 7 Следующая ⇒