Порядок вычислений.

Координаты места утечки в случае повреждения линейной части магистрального трубопровода можно определить и расчетным путем из уравнения баланса давлений

, (1)

где Р₁, Р₂ – давление соответственно в начале и конце участка трубопровода;

r – плотность перекачиваемой жидкости;

g – ускорение свободного падения;

L_У – длина участка;

х – расстояние от начала участка до места утечки;

z – разность геодезических отметок конца и начала участка трубопровода.

Решая (1) относительно х, найдем расстояние до места повреждения трубопровода

. (2)

Величины i_1
иP₁ известны по предыдущим расчетам. В качестве пункта «С» принимается начальный пункт, в качестве пункта «С+1» принимается конечный пункт (см. рис.). Соответственно, на перпендикуляр напора в начале трассы откладывается напор, образуемый насосными агрегатами всех НПС.

Расчет давления P₁ = B₁ (ситуация «нефтепровод без протечки») определяется по формулам (3) и (4):

h_к=Р₂/(ρg)_,(3)

откуда

Р₂ = h_к ρ g_,(4)

h_к - требуемый конечный напор, то есть напор в конце трубопровода, необходимый по условиям перекачки, м где Р₂ – требуемое конечное давление, то есть давление в конце трубопровода, необходимое по условиям перекачки, Па ρ – плотность нефти или нефтепродукта, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м/с² .

Вспомним, что гидравлический уклон, i определяется по формуле:

, где D – внутренний диаметр трубы [м]; w – средняя скорость течения нефти по трубопроводу [м/с];  – коэффициент гидравлического сопротивления.

Литература

Караев М.А., Азизов А.Г., Рагимов А.М., Рзаева Г.Г. Работа центробежных насосов на вязких жидкостях / Учебное пособие. Баку, 2005. – С.175
Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела – Уфа. ООО "ДзайнПолиграфСервис», 2005.- 528 с.
Коршак А. А., Коробков Г.Е, Обеспечение надежной работы магистральных нефтепродуктопроводов: Учеб. пособие. — Уфа: УНИ, 1993. —148 с.
СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.– 52 с.

Приложение 1. Кинематическая вязкость сахалинских нефтей в зависимости от температуры, сСт (мм2/с)

Температура ˚С	Нефть
Температура ˚С	Эхабинская товарная	Колендо	Тунгусская	Нельма	Кыдыланьи	Мухто, пласт ЖЗ	Мухто, пласт И
20	7,70	11,46	4,47	16,64	5,87	6,87	5,66
30	5,79	8,42	3,48	7,84	4,47	5,22	4,39
40	4,55	6,95	2,92	6,21	3,66	4,26	3,67
50	3,64	5,73	2,48	4,80	2,92	3,43	2,98

Плотность сахалинских нефтей в зависимости от температуры, кг/м3

Температура ˚С	Нефть
Температура ˚С	Эхабинская товарная	Колендо	Тунгусская	Нельма	Кыдыланьи	Мухто, пласт ЖЗ	Мухто, пласт И
20	869,5	872,4	861,4	880,9	864,1	870,2	843,9
30	862,6	865,7	854,6	874,3	857,2	863,5	836,8
40	856,2	859,0	847,7	867,7	850,3	856,8	829,7
50	849,3	852,3	840,8	861,1	843,4	850,0	822,5

Приложение 2. Технические характеристики нефтяных магистральных и подпорных насосов

Типоразмер насоса	Исполнения ротора	Число ступеней	Номинальный режим									Диаметр рабочего колеса D₂, мм		Ширина лопатки рабочего колеса b₂, мм		Коэффициент быстроходности n_s		Диаметр входного патрубка d_вх., мм
			Подача Q			Напор Н, м		Допустимый кавитационный запас Δh_доп.в., м		Частота вращения n, об/с (об/мин)
			м³/ч	м³/с
НМ 1250-260	1,0	1	1250	0,347	250		20		50(3000)		440		26		73		353
	0,7	1	900	0,25	265				50(3000)		418		26		59		353
НМ 2500-230	1,0	1	2500	0,694	230		32		50(3000)		430		36,2		109		512
	0,7	1	1800	0,5	225						405		38		95		512
	0,5	1	1250	0,347	225						425		26		79		512
НМ 3600-230	1,0	1	3600	1,0	240		40		50(3000)		450		41		127		512
	0,7	1	2500	0,694	245						430		43		104		512
	0,5	1	1800	0,5	230						450		29		93		512
НМ 5000-210	1,0	1	5000	1,389	210		42		50(3000)		450		70		165		610
	0,7	1	3500	0,972	220						470		72		134		610
	0,5	1	2500	0,694	210						430		70		117		610
НМ 7000-210	1,0	1	7000	1,944	210		52		50(3000)		475		61		196		610
	0,7	1	5000	1,389	205						475		49		168		610
	0,5	1	3500	0,972	210						467		52		138		610
НМ10000-210	1,0	1	10000	2,778	210		65		50(3000)		495		66		234		990
	0,7	1	7000	1,944	200						505		57		203		990
	0,5	1	5000	1,389	210						475		58		165		990
НПВ1250-60	1	1	1250	0,347	60		2,2		25(1500)		495		23		105,8		408
НПВ2500-80	1	1	2500	0,694	80		3,2		25(1500)		530		29		120,6		800
НПВ3600-90	1	1	3600	1,0	90		4,8		25(1500)		610		30		132,5		1000
НПВ5000-120	1	1	5000	1,389	120		5,0		25(1500)		640		48		125,8		1000