База книг в электронке для ЭНН УТЭК / трубопроводы / krets_v_g_shadrina_a_v_antropova_n_a_sooruzhenie_i_ekspluata
.pdf
9.2.4. Определим аналитическую зависимость напора, развиваемого насосом от его подачи
Hп в = h п в + aп в ∙ Q - bп в Q2 = 75,3 + 0·600 45·10-6·6002 = 59,1 м.
2.7.9.3. Пересчет характеристик основного и подпорного насосов с воды на вязкую жидкость
Основной магистральный насос
9.3.1. Определим кинематическую вязкость нефти
t = t / t = 0,159/781,77 = 2,03·10-4 м2/с = 2,03 Ст,
где |
|
|
|
|
|
е (tп.н tст ) = 95 ·10-3· 2,7 [ 0,025·( 0,5 20)]=158,6·10-3 Па·с. |
||||||||
|
|
|
|
t |
|
ст |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.3.2. Рассчитаем критическое значение вязкости перекачиваемой среды |
||||||||||
п. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n D2 |
|
|
|
|
|
2 |
|
-4 |
Re |
н |
|
|
к |
= [3000·0,44 ]/[60·2,03·10 ] = 47684, |
|||||||||
|
|
t |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Re |
п |
3,16 105 |
n 0,305 = 3,16·105·52,1-0,305 = 94613, |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
s |
|
|
|
||
где n |
|
3,65 |
n Qв опт |
nв с 0,5 |
= |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
s |
60 H |
|
n 0,75 |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
в опт |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к |
|
|
|
3,65· [(3000·[1168/2]0,5)/(60·[371,32/1]0,75)]=52,1. |
||||||||||||||
Reн Reп (47684 |
|
< |
94613), ( t |
п), следовательно, характеристики |
||||||||||
центробежного нагнетателя, построенные на воде, отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости, т.е. коэффициенты в уравнении:
Hм в опт hмв bмвQм в опт 2
пересчитываются.
Критическое значение вязкости нефти п, выше которого необходим пересчёт напорной характеристики рассчитывается по формуле:
п nDк2 
Reп = [3000·0,442]/[ 60·94613]=1,02·10-4 м2/с = 1,02 Ст.
9.3.3.Определим коэффициенты пересчета напора КН, подачи KQ и к.п.д. К насоса с воды на вязкую нефть:
КН =1 0,1281·lg[94613/47684] = 0,962;
121
KQ = 0,9621,5=0,943;
К = 1 0,37·lg[102214/47684] = 0,877,
где Reгр 0,224 105 ns0,384 = 0,224·105·52,10,384 = 102214, а 1,33 ns-0,326 = 1,33·52,1-0,326 = 0,37.
|
|
9.3.4. Определим аппроксимационные коэффициенты при работе насоса |
||||||||||||||||||
на высоковязкой нефти: |
|
|
||||||||||||||||||
hм |
KH hм в = 0,962·318,8 = 306,68; |
|
||||||||||||||||||
a |
|
а |
|
|
|
|
K |
H |
|
aм в |
= 0; |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
м |
м в |
|
|
|
KQ |
|
|
KH0,5 |
|
|
|
|
||||||||
b |
|
b |
|
|
|
|
KH |
|
bм в |
|
= [3,85·10-5]/[0,9622] = 4,16·10-5; |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
м |
м в |
|
|
|
KQ2 |
|
KH2 |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
c0 |
K c0в = 0,877·20,29·10-2 = 17,8·10-2; |
|
||||||||||||||||||
c |
|
c |
|
|
K |
= 10,36·10-4·[0,877/0,943] = 9,63·10-4; |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
1 |
1в |
|
|
KQ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
c2 |
c2в |
|
K |
= 44,35·10-8·[0,877/0,9432] = 43,75·10-8. |
||||||||||||||||
|
KQ2 |
|||||||||||||||||||
Н |
м опт |
h |
|
b |
|
Q2 |
= 306,68 4,16·10-6·12502 |
= 241,58 м при ам в = 0. |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
опт |
|
|
||||||
9.3.5. Определим подачу основного насоса в оптимальном режиме при работе на высоковязкой нефти:
Qм v опт c1в /(2c2в ) = [ 9,63·10-4]/[2·( 43,75·10-8)] = 1100,5 м3/ч.
9.3.6. Определим максимальный к.п.д. основного насоса при работе на высоковязкой нефти:
м max c0 c1 Qм опт с2 Q2 опт = 17,8·10-2 + 9,63·10-4·1100,5
м
43,75·10-8·1100,52 = 0,708.
9.3.7.Напорная характеристика в оптимальном режиме:
Нопт h b Q2опт = 306,68 (4,16·10-5·1100,52) = 256,2 м.
Подпорный насос
122
9.3.8. Определим кинематическую вязкость нефти
t = t / t = 0,159/781,77 = 2,03·10-4 м2/с = 2,03 Ст,
где |
|
|
|
|
|
е (tп.н tст ) = 95 ·10-3· 2,7 [ 0,025·( 0,5 20)]=158,6·10-3 Па·с. |
||||||||
|
|
|
|
t |
|
ст |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
9.3.9. Рассчитаем критическое значение вязкости перекачиваемой среды |
||||||||||
п. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
n D2 |
|
|
|
|
|
2 |
|
-4 |
Re |
н |
|
|
к |
= [1485·0,445 ]/[60·2,03·10 ] = 24143, |
|||||||||
|
|
t |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Re |
п |
3,16 105 |
n 0,305 = 3,16·105·70,6-0,305 = 86258, |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
s |
|
|
|
||
где n |
|
3,65 |
n Qв опт |
nв с 0,5 |
= |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
s |
60 H |
|
n 0,75 |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
в опт |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к |
|
|
|
3,65· [(1485·[574,2/2]0,5)/(60·[60,46/1]0,75)]=70,6. |
||||||||||||||
Reн Reп (44000 |
|
< |
83480), ( t |
п), следовательно, характеристики |
||||||||||
центробежного нагнетателя, построенные на воде, отличаются от характеристик нагнетателя, работающего на более вязкой жидкости, то есть коэффициенты в уравнении:
Hп в hп в bп в Q2
пересчитываются.
Критическое значение вязкости нефти п, выше которого необходим пересчёт напорной характеристики рассчитывается по формуле:
п nDк2 
Reп = [1485·0,4452]/[ 60·86258]=0,57·10-4 м2/с = 0,57 Ст.
9.3.10.Определим коэффициенты пересчета напора КН, подачи KQ и к.п.д. К насоса с воды на вязкую нефть:
КН =1 0,1281·lg[86258/22278] = 0,924; KQ = 0,9241,5=0,888;
К = 1 0,332·lg[114865/22278] = 0,764,
где Reгр 0,224 105 ns0,384 = 0,224·105·70,60,384 = 114865, а 1,33 ns-0,326 = 1,33·70,6-0,326 = 0,332.
9.3.11. Определим аппроксимационные коэффициенты при работе насоса на высоковязкой нефти:
123
h п = 0,924·75,3 = 69,58; |
|
|
|
||||||||||||
a п = 0; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
b п = 45·10-6 ·[0,924]/[0,8882] = 52,73·10-6; |
|
|
|
||||||||||||
c |
|
|
K |
|
|
|
c |
0в |
= 0,764·9,15·10-2 = 6,99·10-2; |
|
|
||||
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
c |
|
c |
|
|
K |
= 24·10-4·[0,764/0,888] = 20,65·10-4; |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
1 |
|
1в |
|
|
KQ |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
c2в |
K |
|
|
|
|
|||||||
c2 |
|
|
= 209·10-8·[0,764/0,8882] = |
202,5·10-8. |
|
||||||||||
|
KQ2 |
|
|||||||||||||
H |
п |
= h |
п |
|
b |
п |
·Q2 = 69,58 52,73·10-6·6002 |
= 50,61 м при а |
= 0. |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
м в |
|
|||||||
9.3.12. Определим подачу основного насоса в оптимальном режиме при работе на высоковязкой нефти:
Qп опт c1в /(2c2в ) = [ 20,65·10-4]/[2·( 202,5·10-8)] = 509,9 м3/ч.
9.3.13.Определим максимальный к.п.д. основного насоса при работе на высоковязкой нефти:
ηп max = 6,99·10-2 + 20,65·10-4·509,9 202,5·10-8·509,92 = 0,59.
9.3.14.Напорная характеристика в оптимальном режиме:
H п опт = 69,58 52,7·10-6·509,92 = 55,88 м.
|
|
|
|
Таблица 2.7.13 |
|
|
|
|
|
Режим |
Подача, м3/с |
|
Напор, м |
к.п.д. |
|
|
|
|
|
|
Магистральный насос |
|
||
номинальный |
1250 |
|
260 |
0,8 |
оптимальный на воде |
1168 |
|
266,28 |
0,81 |
оптимальный на нефти |
1100,5 |
|
256,2 |
0,708 |
|
Подпорный насос |
|
|
|
номинальный |
600 |
|
60 |
0,77 |
оптимальный на воде |
574,2 |
|
60,46 |
0,78 |
оптимальный на нефти |
509,9 |
|
55,88 |
0,59 |
2.7.9.4. Определение числа насосных станций
число Рейнольдса Re , характеризующее режим течения жидкости по трубопроводу:
124
Re |
4Q |
|
4G |
= |
|
4∙0,270 |
= 3335. |
|
|
|
3,14∙0,508∙2,03∙10−4 |
||||
π dвн t |
π dвн t |
|
|||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||
граничные значения Re : ReI |
, ReII . |
|
|||||
Примем для расчетов сварные стальные трубы после нескольких лет эксплуатации ( Kэ = 0,2)
ReI |
10 |
= |
10 |
·508 = 25400. |
|
|
|
0,2 |
|||
|
|
|
|
||
Так как 2320 Re 25400, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб и коэффициент гидравлического сопротивления
λравен λ 0,3164 = 0,3164 = 0,042.
Re0,25 7,599
потери напора на трение в нефтепроводе:
= |
2 |
= = 0,042 ∙ |
900∙103∙1,332 |
|
= 6715,45 м. |
|||||||||
вн2 |
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
0,508∙2∙9,8 |
|
|||||
гидравлический уклон i : |
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
2 |
|
|
2− |
|
6715,45 |
|
|
||
= |
= |
|
|
= |
|
|
= |
|
= 0,0075. |
|||||
|
вн2 |
5− |
|
3 |
|
|||||||||
|
|
|
|
вн |
|
|
900∙10 |
|
||||||
полные потери напора в трубопроводе, м: |
||||||||||||||
Примем для расчетов кп = 30 м. |
|
|||||||||||||
= 1,02 + |
+ э кп = 1,02·6715,45 + 900 + 2·30 = 7809,76 м. |
|||||||||||||
напор одной насосной станции:
ст = − вн = 3·256,2 – 15 = 753,6 м.
число насосных станций нс:
|
= |
1,02 +Δ + э( кп− п ) |
= |
1,02∙0,0075∙900∙103+900+2(30−55,88) |
= 10,26. |
||
|
− |
|
3∙256,2−15 |
||||
нс |
|
вн |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
9.5. Расстановка насосных станций по трассе нефтепровода
округление числа станций в сторону увеличения ( нс′ = 11)
Действительный напор одной станции:
′ |
= 1,02 +Δ + э( кп− п )=1,02∙0,0075∙900∙103+900+2(30−55,88) |
= |
||||||||||
ст |
|
|
|
|
|
|
нс′ |
|
|
11 |
|
|
703,02 м. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Действительный напор одного насоса: |
|
|||||||||||
′ |
|
|
′ |
+ |
вн |
|
|
|
|
|
|
|
= |
ст |
|
= |
703,02+15 |
= 239,34. |
|
||||||
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Проведем обрезку рабочего колеса насоса: |
|
|||||||||||
Q1 = 800 м3/ч = 0,22 м3/с; H |
= 306,68 – 4,16·10-5·8002 = 280,06 м. |
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
||
125
Q |
= 1200 м3/ч = 0,33 м3/с; H |
2 |
= 306,68 – 4,16·10-5·12002 = 246,78 м. |
|||||||||||||||||
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
1100,5 м3/ч = 0,3 м/с. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
м v опт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
′ |
|
|
′ |
(2 |
−2)+( − |
) 2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
2 |
|
2 |
|
||||||||
2 |
= √ |
|
|
2 |
1 |
1 |
2 |
опт |
= √ |
239,34∙(0,33 |
|
−0,22 |
|
)+(280,06−246,78)∙0,3 |
|
= 0,97. |
||||
2 |
|
|
|
1 2 |
−2 |
1 |
|
|
|
280,06∙0,332−246,78∙0,222 |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
2 |
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|||||
2′ = 0,97 ∙ 440 = 426,9 = 427 мм – новый диаметр ротора, то есть обрезаем рабочее колесо на 3 %.
Построим график совместной работы нефтепровода и всех НПС. Определим графически рабочую точку системы.
Таблица 2.7.14 Данные для построения графика совместной работы НПС и МНП
Q, м3/ч |
Характеристика |
|
|
Характеристика нефтеперекачивающих станций |
|
||||||
|
трубопровода |
|
|
|
= э п + н |
|
|
|
|||
|
|
2− |
|
при количестве основных насосов н на всех станциях |
|||||||
|
= 1,02 |
|
+ |
||||||||
|
5− |
||||||||||
|
|
вн |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ + э кп, м |
|
28 |
|
29 |
30 |
|
31 |
|
32 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
400 |
2398,4 |
|
8523,0 |
|
8823,0 |
9123,0 |
|
9423 |
|
9723,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
600 |
3884,4 |
|
8268,9 |
|
8560,6 |
8852,3 |
|
9144,0 |
|
9435,7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
800 |
5798,1 |
|
7913,2 |
|
8193,3 |
8473,3 |
|
8753,4 |
|
9033,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1000 |
8109,4 |
|
7455,9 |
|
7721,0 |
7986,1 |
|
8251,2 |
|
8516,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1200 |
10800,4 |
|
6897,0 |
|
7143,8 |
7390,6 |
|
7637,4 |
|
7884,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1400 |
13842,3 |
|
6236,5 |
|
6461,6 |
6686,8 |
|
6911,9 |
|
7137,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
126
Рис. 2.7.5. Совмещенная характеристика нефтепровода и насосных станций
При количестве работающих насосов н = 28, 29, 30, 31, 32 производительность нефтепровода составляет соответственно 954, 976, 991, 1010, 1028 м3/ч. При этом проектная производительность нефтепровода обеспечивается при работе на станциях 29 насосов. Выберем следующую схему включения насосов на насосных станциях: 3–3–3–3–3–3–3–3–3–2.
Выполним расстановку насосных станций по трассе нефтепровода, с округлением числа станций в большую сторону.
127
128
Таблица 2.7.15 Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков
нефтепровода
Нефтеперекачивающая |
Высотная |
Расстояние от |
Длина |
станция |
отметка zi, м |
начала |
линейного |
|
|
нефтепровода, |
участка li, км |
|
|
км |
|
ГНПС-1 |
50,0 |
0 |
80,0 |
НПС-2 |
175,0 |
80,0 |
85,0 |
НПС-3 |
250,0 |
165,0 |
90,0 |
НПС-4 |
287,5 |
255,0 |
95,0 |
НПС-5 |
300,0 |
350,0 |
75,0 |
НПС-6 |
425,0 |
425,0 |
75,0 |
НПС-7 |
587,5 |
500,0 |
100,0 |
НПС-8 |
600,0 |
600 |
80,0 |
НПС-9 |
712,5 |
680 |
75,0 |
НПС-10 |
837,5 |
755,0 |
85,0 |
НПС-11 |
887,5 |
840,0 |
60,0 |
КП |
950,0 |
900 |
- |
2.7.9.6. Расчет некоторых технико-экономических показателей работы нефтепроводного предприятия
№ п/п |
Наименование |
Ед. изм. |
Рассчитанное |
|
показателя |
|
значение |
1. |
Объем |
млн т·км |
45 190,4 |
|
транспортной |
|
|
|
работы |
|
|
2. |
Тарифная выручка |
млн руб. |
3366,7 |
3. |
Себестоимость |
руб./т·км |
6,3 |
|
единицы |
|
|
|
транспортной |
|
|
|
работы |
|
|
4. |
Затраты на |
млн руб. |
2847,0 |
|
перекачку нефти |
|
|
5. |
Себестоимость |
руб./т |
56,7 |
|
перекачки 1 т |
|
|
|
нефти |
|
|
6. |
Прибыль от |
млн руб. |
519,7 |
129
реализации
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз
Таблица П1.1
Рабочее |
Наружный |
Номинальная |
Характеристики материала |
Коэффициент |
Поставщик |
||||
давление, |
диаметр, мм |
толщина стенки, |
|
труб |
|
|
|
надежности по |
труб, №№ |
МПа |
|
мм |
Марка |
вр , |
|
т |
, |
материалу, K1 |
технических |
|
|
|
стали |
|
условий |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
МПа |
МПа |
|
|
||
5,4…7,4 |
1220 |
10; 11; 12; 13; 14; |
08ГБЮ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ-14-3Р- |
||
|
|
15; 16 |
|
|
|
|
|
|
03-94 |
|
|
10; 11; 12; 13; 14; |
09ГБЮ |
550 |
380 |
|
|
||
|
|
15; 16 |
|
|
|
|
|
|
|
5,4…7,4 |
1220 |
10; 11; 12; 13; 14; |
12ГСБ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ-14-3Р- |
||
|
|
15; 16 |
|
|
|
|
|
|
04-94 |
|
|
10; 11; 12; 13; 14; |
12ГСБ |
550 |
380 |
|
|
||
|
|
15; 16 |
|
|
|
|
|
|
|
6,3 |
1020 |
12,5; 12,9; 15,5; 16 |
13Г1С-У |
540 |
390 |
1,47 |
ЧТЗ, ТУ-14-3- |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1698-90 |
6,3 |
1020 |
11,4 |
13Г1С-У |
540 |
390 |
1,34 |
НМТЗ, ТУ-14- |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3-1424-86 |
6,3 |
1020 |
11; 11,5; 12 |
17Г1С |
510 |
363 |
1,4 |
ВТЗ, ТУ1104- |
||
5,4 |
1020 |
9,5; 10; 10,5 |
17Г1С |
510 |
363 |
|
138100-357-02- |
||
5,4 |
1020 |
8; 8,5; 9 |
К60 |
588 |
441 |
|
96 |
||
5,4…7,5 |
820 |
8; 9; 10; 11; 12 |
13Г2АФ |
530 |
363 |
1,47 |
ЧТЗ, ТУ-14-25- |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
86 |
5,4…7,5 |
820 |
8,5; 9,2; 10,6; 11,4 |
17ГС |
510 |
353 |
1,47 |
ЧТЗ, ТУ-14-3- |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1270-84 |
5,4…7,4 |
820 |
9; 10; 11; 12; 13; |
12ГСБ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ-14-3P- |
||
|
|
14 |
|
|
|
|
|
|
04-94 |
7,4 |
720 |
7,3; 8,7; 10,8; 12; |
K60 |
589 |
461 |
1,34 |
ВМЗ, ТУ-14- |
||
|
|
14; 16; 20 |
|
|
|
|
|
|
3Р-01-93 |
5,4…7,4 |
720 |
8; 9; 10; 11; 12; 13; |
08ГБЮ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ-14-3P- |
||
|
|
14 |
|
|
|
|
|
|
03-94 |
5,4…7,4 |
720 |
7,5; 8,1; 9,3; 10; |
17ГС |
510 |
353 |
1,47 |
ЧТЗ, ТУ-14-3- |
||
|
|
11; 12 |
|
|
|
|
|
|
1270-84 |
5,4…7,4 |
630 |
8; 9; 10; 11; 12 |
12Г2С |
490 |
343 |
1,4 |
ХТЗ, ТУ-322-8- |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10-95 |
5,4…7,4 |
530 |
8; 9; 10 |
13ГС |
510 |
353 |
1,34 |
ХТЗ, ТУ-322-8- |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
10-95 |
7,4 |
530 |
7; 7,5; 8; 9; 10 |
17ГС |
510 |
353 |
1,47 |
ЧТЗ, ТУ-14-3- |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1270-84 |
7,4 |
530 |
7,1; 8,8; 10; 12; 14; |
- |
529 |
392 |
1,34 |
ВМЗ, ТУ-14- |
||
|
|
16 |
|
|
|
|
|
|
3Р-01-93 |
5,4…7,4 |
530 |
7; 8; 9; 10; 11; 12; |
8ГБЮ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ-14-3P- |
||
|
|
13; 14 |
|
|
|
|
|
|
03-94 |
5,4…7,4 |
530 |
7; 8; 9; 10; 11; 12; |
12ГСБ |
510 |
350 |
1,4 |
ЧТЗ, ТУ-14-3P- |
||
|
|
13; 14 |
|
|
|
|
|
|
04-94 |
Примечание. ЧТЗ – Челябинский трубный завод; НМТЗ – Новомосковский трубный завод; ВТЗ – Волжский трубный завод; ХТЗ – Харцызский трубный завод; ВМЗ – Выксунский металлургический завод
130