Численные значения коэффициентов, используемых в РД «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»

Таблица А1

№ п/п	Наименование коэффициента	Значение в РД
	Поправочный коэффициент к величине критического кавитационного запаса в зависимости от типа насоса и ротора (Ψ)	Тип насоса Тип ротора Q = 0,5 Qном Q = 0,7 Qном Q = Qном Q = 1,25 Qном НМ 2500-230 1,0 1,0 0,75 0,7 НМ 3600-230 1,0 1,0 0,8 0,8 НМ 7000-210 1,0 1,0 1,0 1,0 НМ 10000-210 1,0 1,0 0,85 1,04
	Коэффициент запаса для величины допустимого кавитационного запаса насоса (R')	R' = 1,25
	Требуемый запас времени работы участка трубопровода при расчете емкости РП (τпс)	Тип насосной станции с емкостью Нефтепровод Нефтепродуктопровод Головная насосная станция 2,0-3,0 2,0-3,0 Промежуточная насосная станция смежных эксплуатационных участков или при перераспределении потоков 0,3-0,5 0 (нет РП) Промежуточная насосная станция при выполнении приемо-сдаточных операций 1,0-1,5 ≥ 1,0

 

		Продолжение таблицы А1
	Коэффициент использования полезной емкости резервуара по отношению к строительному номиналу (η)	Тип резервуара Для нефтепровода согласно РД 153-39.4-113-01 Для нефтепродуктопровода согласно СО 03-04-АКТНП-014-2004 РВС-1000 с понтоном - 0,70 РВС-1000 без понтона - 0,83 РВС-3000 с понтоном - 0,65 РВС-3000 без понтона - 0,81 РВС-5000 с понтоном 0,76 0,70 РВС-5000 без понтона 0,79 0,84 РВС-10000 с понтоном 0,76 0,74 РВС-10000 без понтона 0,79 0,85 РВС-20000 с понтоном 0,79 0,74 РВС-20000 без понтона 0,82 0,85 Вертикальный стальной 50-100 тыс.м^3 с понтоном 0,79 - Вертикальный стальной 20-100 тыс.м^3 с плавающей крышей 0,83 - Железобетонный заглубленный 10-30 тыс.м^3 (существующие) 0,79 -
	Коэффициент неравномерности работы трубопровода (k)	Тип насосной станции Нефтепровод Нефтепродуктопровод Однониточный трубопровод от пункта добычи к системе МН 1,10 - Параллельные трубопроводы образующие систему 1,05 1,15-1,20 Однониточный нефтепровод, соединяющий систему 1,07 Однониточный нефтепровод от системы МН к НПЗ 1,07 -
	Коэффициент неравномерности реализации нефтепродуктов (Kр)	Kр = 2,0 (Kр = 1,0 для нефти)
	Коэффициент неравномерности подачи партий нефтепродукта (цистерн) (Kм)	Kм = 1,1-1,3

 

		Продолжение таблицы А1
	Коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов (Kн)	Характеристика районов потребления Коэффициент неравномерности потребления нефтепродуктов Все виды топлива Масла, смазки Промышленные города 1,0 1,3 Промышленные районы 1,1 1,5 Промышленность потребляет 70 % 1,2 1,8 Промышленность потребляет 30 % 1,5 2,0 Сельскохозяйственные районы 1,7 2,5
	Транспортный цикл поставок нефтепродукта (Тц)	Расстояние до поставщика, км Транспортный цикл поставок, сутки Расстояние до поставщика, км Транспортный цикл поставок, сутки
	Норма страхового запаса нефтепродукта (Vi^СТ)	Вид нефтебазы Норма страхового запаса от общего запаса, % Нефтебазы, расположенные в средних и южных областях Европейской части (от южной границы до 60° с. ш.) до 20 % Нефтебазы, расположенные в северных областях Европейской части, Сибири, Урала, Дальнего Востока до 50 % Нефтебазы с потребностью менее 1,0 тыс. т/год 0 %
	Коэффициент сортности (в зависимости от числа нефтепродуктов) (Kc)	Kc =1,0-1,05
	Коэффициент занятости причала (Кзан)	Кзан = 0,45-0,5
	Коэффициент, учитывающий частичное использование емкости, предназначенной для суточной отгрузки (kс)	kс = 0,8

 

		Продолжение таблицы А1
	Коэффициент неравномерности суточной отгрузки, вызываемой нерегулярностью подхода танкеров (Ксн), Коэффициент месячной неравномерности прибытия судов (Кмн), Коэффициент спроса внешней торговли (Кспр)	Порт Новороссийск Туапсе Ксн Кмн Кспр Ксн Кмн Кспр Мазут 2,01 1,6 1,15 2,01 1,06 1,15 Мот. топливо 2,01 1,6 1,15 - - - Дизтопливо - - - 2,56 2,7 1,6 2,2 1,15 Автобензин - - - 3,0 1,3 1,18 Авиабензин - - - - - - Авиакеросин - - - - - - Порт Москальво Находка Ксн Кмн Кспр Ксн Кмн Кспр Мазут - - - - - - Мот. топливо - - - - - - Дизтопливо - - - 3,0 1,4 1,2 Автобензин 3,0 1,4 1,2 3,0 1,4 1,2 Авиабензин 3,0 1,4 1,2 3,0 1,4 1,2 Авиакеросин - - - - - - Примечание - В числителе указаны коэффициенты для транспортных операций, в знаменателе - для каботажных операций.
	Коэффициент неравномерности загрузки насосов, обусловленный очередностью подключения цистерн под налив (К)	К = 1,0-1,5
	Коэффициент для приближенного расчета объема смеси в зависимости от длины трубопровода (kL)	kL = 0,005-0,01
	Коэффициент запаса, учитывающий возможное увеличение объема смеси за счет вынужденных остановок трубопровода или изменения режимов перекачки (n)	n = 1,1-1,2

 

		Продолжение таблицы А1
Сведения о коэффициентах, используемых в разделах 5.1, 5.2, 5.3, 5.5, 6.3, 14.1, 14.2, 14.3, 14.4, 14.5, 14.6 РД «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов»
	Потери мощности в подшипниках и уплотнениях насосных агрегатов	η=0.995
	Коэффициент запаса при расчете потребляемой мощности электроподогрева	1,05
	Коэффициент запаса, учитывающий возможные отклонения фактической характеристики насоса и режима его работы от расчетного режима при определении требуемой мощности электродвигателя	Кз=1,1
	Коэффициент, учитывающий возможное изменение состояния нефтепровода (уменьшение эффективного диаметра) и неравномерность перекачки при определении годового расхода электроэнергии	1,03
	Коэффициент температурного расширения, 1/K
	Эквивалентная шероховатость стенки нефтепровода, мм (для новых сварных труб)	∆ = 0,1 для новых сварных труб
	коэффициент , учитывающего переохлаждение конденсата до 100 ^оС	Давление пара, атм             Температура пара, ^оС             Коэффициент при До 20 ^оС 1,01 1,02 1,04 1,06 1,07 1,08 30 ^оС 1,01 1,02 1,04 1,06 1,08 1,09 40 ^оС 1,02 1,02 1,05 1,06 1,08 1,09

 

		Окончание таблицы А1
	Коэффициент , использующийся в расчете коэффициента теплоотдачи от стенок труб подогревателя к нефти	1,00 0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93
	Время безопасной остановки определяется по критерию минимальной температуры нефти, которая в течение времени остывания должна быть не меньше температуры застывания t3 плюс Δt	Δt = 3 ^оС.
	Минимальный избыточный напор в трубопроводе, гарантирующий течение нефти полным сечением (запас над перевальной точкой)	.
	Дополнительное термическое сопротивление	Для нефти , для нефтепродуктов

 

 

Библиография

[1] Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. Трубопроводный транспорт нефти и газа: учебник для ВУЗов - 2-е изд., М.:Недра, 1988. – 368 с.

[2] Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002

[3] Харламенко В.И., Голуб М.В. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов. М.: Недра, 1978

[4] Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1985

[5] Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. 3-е изд. М.: Машиностроение, 1992

[6] ВНТП 5-95 Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз). Волгоград: АО “Нефтепродуктпроект”, 1995

[7] СО 03-04-АКТНП-014-2004 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепродуктопроводов. Волгоград: ОАО “Институт Нефтепродуктпроект”, 2004

[8] Правила перевозки железнодорожным транспортом грузов наливом в вагоноцистернах и вагонах бункерного типа для перевозки нефтебитума

[9] ВУП СНЭ - 87. Ведомственные указания по проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов. Ленинград: НПО «Леннефтехим», 1987

[10] Зайцев Л.А. Регулирование режимов магистральных нефтепроводов. М: Недра, 1982

[11] СТ ЦКБА 040-2006 Арматура регулирующая. Методика выбора в системы автоматического регулирования

[12] Нечваль М.В., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам. - М.: Недра, 1976

[13] СО 06-16-АКТНП-003-2004. Инструкция по транспортированию нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» методом последовательной перекачки. М: ОАО «АК «Транснефтепродукт», 2004

[14] Sulzer pumps. Centrifugal pump handbook. Second edition 1998. Third edition 2004

[15] Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена. - М.: Машгиз, 1957

[16] Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. - Уфа: Гилем, 1999. - 464 с.

[17] МИ 2880-2004 Государственная система обеспечения единства измерений. Плотность нефти при учетно-расчетных операциях. Программа и таблицы приведения плотности нефти к заданной температуре и давлению

[18] Яблонский В.С., Новоселов В.Ф., Галеев В.Б., Закиров Г.З. Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепродуктопроводов. - М.: Недра, 1965

[19] Фукс Г. И. «Вязкость и пластичность нефтепродуктов». - М.: 1951

[20] Новоселов В.Ф., Муфтахов Е.М. «Технологический расчет нефтепроводов»: Учебное пособие. - Уфа: УГНТУ, 1996. - 43с.

[21] ИД.1-06-16-АКТНП-009-2007 Изменения и дополненияв стандарт организации СО-06-16-АКТНП-003-2004 «Инструкция по транспортированию нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам системы ОАО «АК «Транснефтепродукт» методом последовательной перекачки

[22] 1205–ОК Унификация технологических расчетов по магистральным трубопроводам для нефти и нефтепродуктов (г. Москва, 1979 г.)

 

[1]⁾ Формулы (14.1) и (14.3) справедливы для адиабатического процесса сжатия (расширения) нефти, исходя из того, что в случае насоса в тепло превращается вся подводимая к нему энергия (за исключением энергии, соответствующей напору насоса и потерь мощности в подшипниках и уплотнителях). В случае дросселирования предполагается, что в тепло превращается вся энергия, высвобождающаяся за счет снижения давления (для оценки максимально возможной величины увеличения температуры).