главнаяреклама на сайтезаработоксотрудничество Библиотека Revolution
 
 
Сколько стоит заказать работу?   Искать с помощью Google и Яндекса
 



Технологический расчет магистрального нефтепровода

Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.

Рубрика: Производство и технологии
Вид: курсовая работа
Язык: русский
Дата добавления: 26.06.2010
Размер файла: 129,7 K

Полная информация о работе Полная информация о работе
Скачать работу можно здесь Скачать работу можно здесь

рекомендуем


Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже.

Название работы:
E-mail (не обязательно):
Ваше имя или ник:
Файл:


Cтуденты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны

Подобные работы


1. Технологический расчет магистрального нефтепровода
Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.
курсовая работа [1,2 M], добавлена 21.02.2014

2. Проектирование магистрального нефтепровода производительностью 4,5 млн.т/год
Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.
курсовая работа [146,7 K], добавлена 12.12.2013

3. Проект замены изоляции на подводном переходе магистрального нефтепровода Куйбышев-Тихорецк через реку Волга
Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода. Разработка траншеи и проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе. Испытание отремонтированных участков.
курсовая работа [784,3 K], добавлена 24.09.2014

4. Технология ремонта участка "Терновка-Красноармейская" магистрального трубопровода "Куйбышев-Лисичанск" с заменой коррозионных секций
Анализ современного состояния нефтепроводного транспорта России. Общая характеристика трассы нефтепровода "Куйбышев-Лисичанск". Проведение комплексной диагностики линейной части магистрального нефтепровода. Принципиальные схемы электрических дренажей.
дипломная работа [2,3 M], добавлена 23.01.2012

5. Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино"
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение. Расчет толщины стенки нефтепровода. Проверка прочности и устойчивости трубопровода.
курсовая работа [179,7 K], добавлена 29.08.2010

6. Технологический расчет магистрального газопровода
Определение оптимальных параметров магистрального газопровода: выбор типа газоперекачивающих агрегатов, нагнетателей; расчет количества компрессорных станций, их расстановка по трассе, режим работы; гидравлический и тепловой расчет линейных участков.
курсовая работа [398,9 K], добавлена 27.06.2013

7. Проектирование магистрального нефтепровода на участке Пурпе-Самотлор
Особенности формирования системы магистральных нефтепроводов на территории бывшего СССР. Анализ трассы проектируемого нефтепровода "Пурпе-Самотлор", оценка его годовой производительности. Принципы расстановки перекачивающих станций по трассе нефтепровода.
курсовая работа [934,0 K], добавлена 26.12.2010

8. Технологический расчет нефтепровода
Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.
курсовая работа [859,1 K], добавлена 04.03.2014

9. Проектирование Головной НПС эксплуатационного участка
Выбор трубы, насосов, их роторов и электродвигателей для Головной нефтеперекачивающей станции (НПС) магистрального нефтепровода. Выбор оборудования узлов НПС, регулирование режимов ее работы. Технологическая схема НПС. Описание процесса перекачки нефти.
курсовая работа [1,1 M], добавлена 27.06.2013

10. Проектирование резервуарного парка нефтеперекачивающей станции
Разработка технического проекта головной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода. Обоснование технического решения резервуарного парка станции и выбор магистрального насоса. Расчет кавитационного запаса станции и условия экологии проекта.
контрольная работа [1,8 M], добавлена 08.09.2014


Другие документы, подобные Технологический расчет магистрального нефтепровода


Министерство образования и науки РТ

Альметьевский государственный нефтяной институт

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине:

«Проектирование газонефтепроводов»

на тему:

«Технологический расчёт магистрального нефтепровода»

2009

Содержание

1. Введение

2. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

2.1 Определение диаметра трубопровода

2.2 Выбор насосного оборудования

2.3 Определение толщины стенки трубопровода

3. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций

6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода

7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода

8. Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода

Вывод

Список используемой литературы

1. Введение

В современных условиях нефть и нефтепродукты являются массовыми грузами, в связи, с чем вся система транспорта призвана обеспечивать бесперебойную доставку их на нефтеперерабатывающие, нефтехимические заводы и с заводов или с месторождений до потребителей в минимальные сроки, наиболее дешевым способом, без порчи их в пути и с наименьшими потерями. Поэтому роль трубопроводного транспорта в системе нефтяной и газовой промышленности чрезвычайно велика. Для нефти трубопроводный транспорт является основным видом транспорта в нашей стране.

Современные магистральные трубопроводы представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих насосных станций большой мощности с необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями.

Рассматривая систему трубопроводного транспорта нефти, следует отметить, что ей присущи основные особенности, характерные для больших систем энергетики. К ним относятся взаимосвязь с другими отраслями промышленности, территориальная распределенность, сложность, непрерывность развития и обновления, инерционность и непрерывность функционирования, многоцелевой характер и неравномерность процессов приема и сдачи нефти.

На современном этапе при проектировании систем трубопроводного транспорта нефти необходимо обеспечивать техническую осуществимость в сочетании с передовыми технологиями, экологическую безопасность и экономическую эффективность, а также высокую надежность при эксплуатации, что требует, в свою очередь, высококвалифицированных специалистов в области проектирования, сооружения и эксплуатации магистральных нефтепроводов и хранилищ.

Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляется модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных трубопроводов.

2. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода

Расчет ведем в соответствии с [6].

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов a и b по формулам (3.1.7) и (3.1.8)

b = = -4,441;

a = lglg(44,4+ 0,8) +4,441·lg273=11,037.

Из формулы (3.1.5) вычисляем расчетную кинематическую вязкость при температуре 272 К по формуле (3.1.6)

;

По формуле (3.1.4) находим температурную поправку

Расчетная плотность нефти будет определяться по формуле (3.1.3)

2.1 Определение диаметра трубопровода

Расчетную часовую пропускную способность нефтепровода определяем по формуле (3.2.1)

Внутренний диаметр нефтепровода вычисляем по формуле (3.3.1), подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки (рис.3.3.1)

По вычисленному значению внутреннего диаметра, из стандартного ряда принимаем диаметр нефтепровода - 1020 мм.

2.2 Выбор насосного оборудования

В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбираем магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия (3.2.2)

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 5000-210 и подпорный насос НПВ 5000-120.

Напор магистрального насоса () составит по формуле (3.2.3)

,

напор подпорного насоса () составит

Далее рассчитываем рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле(3.2.3)

Условие (3.2.4) выполняется, т.е. 4,45МПа<6,4МПа.

2.3 Определение толщины стенки трубопровода

По приложению 1 выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Волжского трубного завода по ВТЗ ТУ 1104-138100-357-02-96 из стали марки 17Г1С (временное сопротивление стали на разрыв увр=510МПа, ут=363 МПа, коэффициент надежности по материалу k1=1,4). Перекачку предполагаем вести по системе «из насоса в насос», то np= 1,15; так как Dн= 1020>1000 мм, то kн = 1,05.

Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.2)

Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле (3.4.1)

д = =8,2 мм.

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной 9,5 мм.

Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам (3.4.7) и (3.4.8):

(+) =

(-) =

Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, =88,4 град.

Рассчитаем продольные осевые напряжения упрN по формуле (3.4.5)

упрN = - 1,2·10-5·2,06·105·88,4+0,3 = -139,3 МПа.

где внутренний диаметр определяем по формуле (3.4.6)

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент по формуле (3.4.4)

Ш1= = 0,69.

Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3)

д == 11,7 мм.

Таким образом, принимаем толщину стенки 12 мм.

3. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (3.5.1).

Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле (3.5.3)

194,9 МПа.

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле (3.5.2), так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения

0,53.

Следовательно,

МПа.

Так как МПа, то условие прочности (3.5.1) трубопровода выполняется.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям (3.5.4) и (3.5.5).

Вычисляем комплекс

где R2н= ут=363 МПа.

Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления по формуле (3.5.7)

185,6 МПа.

Вычисляем коэффициент по формуле (3.5.8)

=0,62.

Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле (3.5.6), принимая минимальный радиус изгиба 1000 м

185,6<273,1 - условие (3.5.5) выполняется.

МПа>МПа - условие (3.5.4) не выполняется.

Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение (3.5.9)

м.

Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам (3.5.11) и (3.5.12)

МН,

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (3.5.17)

Н/м;

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (3.5.18)

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (3.5.19)

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16)

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15)

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14)

Определяем сопротивление вертикальным перемещения отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам (3.5.20), (3.5.21)

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле (3.5.13)

Следовательно

МН

Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22)

Следовательно

МН.

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10) обеспечена

15,97МН<17,64MH; 15,97<101,7MH.

Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем

По графику рисунок 3.5.1 находим =22.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам (3.5.23), (3.5.24)

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)

Условие устойчивости криволинейных участков не выполнено. Поэтому необходимо увеличить минимальный радиус упруго изгиба

Откуда

4. Определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2)

=1,57 м3/с;

Определяем режим течения

Так как Re>2300 режим течения жидкости турбулентный.

Определяем относительную шероховатость труб при =0,05 мм (таблица 3.6.2) и первое переходное число Ренольдса по формуле (3.6.6)

Так как Re< Re1, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1)

Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7)

Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Нкп = 40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9)

Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11)

м.

Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13)

Если округлить число НПС в меньшую сторону (10 станции), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14)

м.

5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих станций.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 1. для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 4800 до 6000 с шагом 200 .

Таблица 1 - Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Расход

Q,

Напор

насосов

Характеристика

трубопровода

Характеристика

нефтеперекачивающих станций

Hм, м

Нп, м

с пост.

диам.

с лупин-

гом

20

27

28

29

30

4800

163,157

97,66

3169,865

2983,085

3458,47

4600,57

4763,73

4926,89

5090,048

5000

157,65

95,7

3399,068

3198,456

3344,4

4447,95

4605,6

4763,25

4920,9

5200

151,917

93,66

3635,252

3420,387

3225,67

4289,09

4441,01

4592,93

4744,848

5400

145,960

91,54

3878,350

3648,815

3102,28

4124,01

4269,97

4415,93

4561,892

5600

139,778

89,34

4128,296

3883,677

2974,24

3952,69

4092,47

4232,25

4372,032

5800

133,371

87,06

4385,028

4124,917

2841,55

3775,15

3908,52

4041,89

4175,268

6000

126,74

84,7

4648,487

4372,477

2704,2

3591,38

3718,12

3844,86

3971,6

График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции показан в приложении 1.

Точка пересечения характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станций (n=9) подтверждает правильность определения длины лупинга, так как Qм=Q=5660 .

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n=10, m=3 рабочая точка переместиться в точку М2, а расход соответствует Q2=5708 . Если на каждой НПС отключить по одному насосу n=10, m=2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью Q1=4965 .

Так как выполняется условие Q1<Q<Q2, по формуле (3.6.17) рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2

6. Расстановка станций по трассе магистрального нефтепровода

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n=10 и Q2=5708 . Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным 5 и на втором - 5.

Гидравлический уклон при максимальной производительности составляет i=0,00457.

Напоры развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2 равны

,

Расчетный напор станции составит:

м.

Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l=100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет ac равен м и отложим его в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bc и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений.

Результаты расстановки станций приведены в таблице 2.

Таблица 2 - расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.

Нефтеперекачивающая

станция

Высотная отметка zi, м

Расстояние от начала нефтепровода, км

Длина линейного участка li, км

ГНПС-1

195,94

0

90

НПС-2

194,20

90

89

НПС-3

192,90

179

88

НПС-4

192,74

267

87,5

НПС-5

193,51

354,5

98

НПС-6

194,23

452,5

86,5

НПС-7

194,33

539

87,5

НПС-8

194,29

626,5

90

НПС-9

194,33

716,5

89,5

НПС-10

193,9

806

94

КП

190,65

900

-

7. Расчет эксплуатационных режимов магистрального нефтепровода

Графический метод

Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на первом эксплуатационном участке протяженностью 452,5 км.

Построим суммарную совмещенную характеристику линейных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 6000 , определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных двух участках нефтепровода.

Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Результаты гидравлического расчета участков нефтепровода и напорных характеристик насосов.

Расход Q, мі/ч

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Скорость течения v, м/с

0,35

0,71

1,06

1,41

1,77

2,12

Число Ренольдса Re

7403,215

14806,43

22209,64

29612,86

37016,07

44419,29

Коэффициент гидравлического сопротивления

0,0341

0,0287

0,0259

0,0241

0,0228

0,0218

Гидравлический уклон

0,00022

0,00073

0,00148

0,00245

0,00362

0,00498

Напор магистрального насоса, Нмн, м

225,1

216,7

202,6

182,9

157,7

126,7

Напор подпорного насоса, Нпн, м

119,7

116,7

111,7

104,7

95,7

84,7

Потери напора на участке Н, м

1-участок

18,1

65,1

134,2

223,2

330,7

455,6

2-участок

38,25

131,72

269,15

446,13

659,88

908,37

3 участок

58,83009

198,258

403,245

667,237

986,066

1356,727

4 участок

79,09205

264,213

536,377

886,883

1310,198

1802,330

5 участок

140,6938

376,991

724,393

1171,795

1712,134

2340,314

Напор развиваемый насосами,

Н=Нпн+ kмнHмн

Kмн=0

119,7

116,7

111,7

104,7

95,7

84,7

kмн=1

344,8

333,4

314,3

287,6

253,4

211,4

kмн=2

569,9

550,0

516,9

470,6

411,0

338,2

kмн=3

795,0

766,7

719,5

653,5

568,7

464,9

kмн=4

1020,1

983,3

922,1

836,5

726,3

591,7

kмн=5

1245,2

1200,0

1124,8

1019,4

884,0

718,4

kмн=6

1470,2

1416,7

1327,4

1202,3

1041,6

845,1

kмн=7

1695,33

1633,32

1529,97

1385,28

1199,25

971,88

kмн=8

1920,42

1849,98

1732,58

1568,22

1356,9

1098,62

kмн=9

2145,51

2066,64

1935,19

1751,16

1514,55

1225,36

kмн=10

2370,6

2283,3

2137,8

1934,1

1672,2

1352,1

kмн=11

2595,69

2499,96

2340,41

2117,04

1829,85

1478,84

kмн=12

2820,78

2716,62

2543,02

2299,98

1987,5

1605,58

kмн=13

3045,87

2933,28

2745,63

2482,92

2145,15

1732,32

kмн=14

3270,96

3149,94

2948,24

2665,86

2302,8

1859,06

kмн=15

3496,05

3366,6

3150,85

2848,8

2460,45

1985,8

Совмещенная характеристика участков нефтепровода и характеристика НПС показана в приложении 2.

Из совмещенной характеристики (приложение 2) найдем значения подпоров на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего трем работающим магистральным насосам на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3), производительность перекачки определяется пересечение характеристики нефтепровода 2 и суммарной характеристики НПС при kм=15, и соответствует значению Q=5708. Подпор на головной НПС-1 равен отрезку ab, а напор на ее выходе равен отрезку ad. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно определить разность отрезков ad и ac, то есть из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке. Величины отрезков, соответствующих подпорам и напорам НПС приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Напоры и подпоры нефтеперекачивающих станций на режиме 3-3.

Нефтеперекачивающая станция

Количество работающих магистральных насосов

Обозначение отрезка

подпор на входе НПС

напор на выходе НПС

ГНПС-1

3

90,5

500

НПС-2

3

83,3

496

НПС-3

3

85

492

НПС-4

3

81

496

НПС-5

3

81,3

495

Численный метод

Рассмотрим режим перекачки с тремя работающими магистральными насосами на каждой НПС (режим 3-3-3-3-3). Производительность нефтепровода на этом режиме определим из решения уравнения 3.7.1.

Определяем максимально допустимый напор на выходе из насосных станций по формуле 3.7.6:

и допустимый кавитационный запас на входе в основные насосы по формуле (3.7.7):

С учетом потерь напора в обвязке насосных станций примем:

По формуле (3.7.3) определяем напор, развиваемый основными магистральными насосами головной нефтеперекачивающей станции:

м.

Напор на выходе ГНПС-1 определяем по формуле:

По формуле (3.7.4) определяем подпор на входе НПС-2:

Определяем напор на выходе НПС-2:

м.

Определяем подпор на входе НПС-3:

Определяем напор на выходе НПС-3:

м.

Определяем подпор на входе НПС-4:

Определяем напор на выходе НПС-4:

м.

Определяем подпор на входе НПС-5:

Определяем напор на выходе НПС-5:

м.

В таблице 5 приведены результаты расчетов подпоров и напоров нефтеперекачивающих станций при различном количестве работающих насосов и их комбинациях.

Таблица 5 - Напоры подпоры нефтеперекачивающих станций при различных числах работающих насосов и комбинаций их включения.

Реж.

Число насосов

Комбинация включения

Расход

ГНПС1

НПС-1

НПС-3

НПС-4

НПС-5

Еуд,

Нпн1, м

Ннпс1, м

Нпн2, м

Ннпс2, м

Нпн3, м

Ннпс3, м

Нпн4, м

Ннпс4, м

Нпн5, м

Ннпс5, м

кВт/ч

1

15

3

3

3

3

3

5708

88,1

497,2

79,8

488,8

75,6

484,7

75,0

484,0

75,8

484,8

5,207

2

14

3

3

3

3

2

5573

89,6

511,5

111,3

533,2

137,0

558,9

166,0

587,9

196,4

477,6

5,053

3

3

3

3

2

3

5573

89,6

511,5

111,3

533,2

137,0

558,9

166,0

447,3

55,7

477,6

5,053

4

3

3

2

3

3

5573

89,6

511,5

111,3

533,2

137,0

418,3

25,4

447,3

55,7

477,6

5

3

2

3

3

3

5573

89,6

511,5

111,3

392,6

-3,6

418,3

25,4

447,3

55,7

477,6

6

2

3

3

3

3

5573

89,6

370,9

-29,3

392,6

-3,6

418,3

25,4

447,3

55,7

477,6

7

13

3

3

3

3

1

5439

91,1

525,4

142,0

576,3

196,7

631,0

254,6

688,9

313,6

458,4

4,876

8

3

3

3

1

3

5439

91,1

525,4

142,0

576,3

196,7

631,0

254,6

399,3

24,1

458,4

4,876

9

3

3

1

3

3

5439

91,1

525,4

142,0

576,3

196,7

341,5

-35,0

399,3

24,1

458,4

10

3

1

3

3

3

5439

91,1

525,4

142,0

286,8

-92,8

341,5

-35,0

399,3

24,1

458,4

11

1

3

3

3

3

5439

91,1

235,9

-147,6

286,8

-92,8

341,5

-35,0

399,3

24,1

458,4

12

12

3

3

3

2

1

5280

92,8

541,5

177,6

626,2

265,9

714,6

357,2

656,3

300,0

449,6

4,706

13

3

3

2

1

3

5280

92,8

541,5

177,6

626,2

265,9

565,0

207,6

357,2

0,9

449,6

14

3

2

1

3

3

5280

92,8

541,5

177,6

476,7

116,3

265,9

-91,5

357,2

0,9

449,6

15

2

1

3

3

3

5280

92,8

391,9

28,0

177,6

-182,8

265,9

-91,5

357,2

0,9

449,6

16

11

3

3

3

1

1

5121

94,5

557,1

212,2

674,8

333,3

796,0

457,2

611,4

273,6

427,8

17

3

3

1

1

3

5121

94,5

557,1

212,2

674,8

333,3

487,5

148,8

303,0

-34,8

427,8

18

3

1

1

3

3

5121

94,5

557,1

212,2

366,4

24,9

179,1

-159,7

303,0

-34,8

427,8

19

1

1

3

3

3

5121

94,5

248,7

-96,2

58,0

-283,5

179,1

-159,7

303,0

-34,8

427,8

20

10

3

2

2

2

1

4951

96,2

573,2

248,2

566,3

244,4

562,5

243,2

561,2

242,7

401,8

4,303

21

2

2

2

1

3

4951

96,2

414,2

89,2

407,3

85,4

403,5

84,1

243,2

-75,3

401,8

22

2

2

1

3

2

4951

96,2

414,2

89,2

407,3

85,4

244,4

-74,9

402,2

83,7

401,8

23

2

1

3

2

2

4951

96,2

414,2

89,2

248,2

-73,6

403,5

84,1

402,2

83,7

401,8

24

2

2

2

2

2

4951

96,2

414,2

89,2

407,3

85,4

403,5

84,1

402,2

83,7

401,8

4,303

25

9

3

3

1

1

1

4756

98,1

591,1

288,3

781,3

481,4

645,7

348,1

512,4

215,6

379,9

4,091

26

1

3

3

1

1

4756

98,1

262,4

-40,4

452,6

152,7

645,7

348,1

512,4

215,6

379,9

27

1

1

3

3

1

4756

98,1

262,4

-40,4

123,9

-176,0

317,1

19,4

512,4

215,6

379,9

28

1

1

1

3

3

4756

98,1

262,4

-40,4

123,9

-176,0

-11,6

-309,3

183,8

-113,1

379,9

29

8

2

2

2

1

1

4548

100,0

439,6

159,7

499,2

222,0

561,6

286,3

456,1

181,5

351,3

3,859

30

1

1

2

2

2

4548

100,0

269,8

-10,1

159,7

-117,5

222,0

-53,2

286,3

11,8

351,3

31

1

2

2

2

1

4548

100,0

269,8

-10,1

329,4

52,2

391,8

116,6

456,1

181,5

351,3

32

1

2

1

2

2

4548

100,0

269,8

-10,1

329,4

52,2

222,0

-53,2

286,3

11,8

351,3

33

2

1

2

2

1

4548

100,0

439,6

159,7

329,4

52,2

391,8

116,6

456,1

181,5

351,3

3,859

34

7

2

2

2

1

0

4292

102,3

454,6

201,8

554,1

303,7

656,0

407,3

583,5

335,3

335,3

3,635

35

1

2

2

2

0

4292

102,3

278,4

25,7

377,9

127,6

479,9

231,2

583,5

335,3

335,3

3,635

36

2

2

1

0

2

4292

102,3

454,6

201,8

554,1

303,7

479,9

231,2

231,2

-17,0

335,3

37

2

2

0

1

2

4292

102,3

454,6

201,8

554,1

303,7

303,7

55,0

231,2

-17,0

335,3

38

6

читать дальше >>>

Поcмотреть текст работы Поcмотреть полный текст
Скачать работу можно здесь Скачать работу "Технологический расчет магистрального нефтепровода" можно здесь
Сколько стоит?

Рекомендуем!

база знанийглобальная сеть рефератов