РД 39-30-1268-85. Методика нормирования расхода электроэнергии на транспорт нефти

.
Наименование документа:РД 39-30-1268-85
Тип документа:РД(Руководящий документ)
Статус документа:Действует
Название:Методика нормирования расхода электроэнергии на транспорт нефти
Область применения:Методика является руководящим документом при нормировании расхода электроэнергии на транспорт нефти по магистральным нефтепроводам на всех уровнях планирования.
Краткое содержание:

1 Введение

2 Общие положения

3 Методические вопросы разработки нормативных коэффициентов

4 Методика расчета индивидуальных и групповых норм

5 Пример расчета групповых норм (условий)

6 Справочные материалы

Приложение

Комментарий:Вводится впервые
Дата добавления в базу:01.09.2013
Дата актуализации:01.12.2013
Дата введение:01.01.1986
Доступно сейчас для просмотра:100% текста. Полная версия документа.
Организации:
.

МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

СОГЛАСОВАНО

Заместитель директора
НИИПиН при Госплане CССР

_______________ А.С. Хрящев

«28» января 1985 г.

 

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель Министра
нефтяной промышленности

_____________ В.И. Игревский

«20» марта 1985 г.

МЕТОДИКА
НОРМИРОВАНИЯ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА ТРАНСПОРТ НЕФТИ

РД 39-30-1268-85

 

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Главное управление по транспортированию и поставкам нефти

 

Начальник Главтранснефти

В.Д. Черняев

Ответственные исполнители:

 

Начальник службы главного энергетика

С.С. Дынин

Старой инженер СУПЛАВ, к.т.н.

В.И. Голосовкер

 

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Технического управления

Ю.Н. Байдиков

Начальник Управления главного энергетика

Н.П. Космынин

 

1985 год

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной

промышленности от 5.11.85 № 634

Срок введения установлен с 01.01.86

Срок действия до

Методика является руководящим документом при нормировании расхода электроэнергии на транспорт нефти по магистральным нефтепроводам на всех уровнях планирования.

Настоящая методика разработана Голосовкером В.И., Дыниным С.С., Сафоновым Н.А., Тигашовым М.А. (Главтранснефть МНП, Матвиенко Л.Г., Шевченко Л.А. (НИИПиН при Госплане СССР).

1. ВВЕДЕНИЕ

Предприятия нефтепроводного транспорта являются значительными потребителями электроэнергии - они расходуют примерно 1,8 % электроэнергии от общего электропотребления промышленностью, строительством и транспортом. В связи с этим вопросы учета и нормирования расхода энергии в нефтепроводном транспорте приобретают все большую актуальность.

Госплан СССР ежегодно устанавливает Министерству нефтяной промышленности норму расхода электроэнергии на транспорт нефти.

Накопленный на предприятиях нефтепроводного транспорта опыт планирования расхода электроэнергии, существующий контроль и учет ее потребления позволяет перейти к научно обоснованному нормированию по всем уровням планирования.

Настоящая методика предназначена для расчета норм расхода электроэнергии на транспорт нефти для текущих и пятилетних планов по министерству, по управлениям магистральными нефтепроводами, по районным и территориальным нефтепроводным управлениям.

2. Общие положения

Нормирование расхода электрической энергии на транспорт нефти - это установление плановой меры ее потребления.

Основной задачей нормирования является применение в производстве и планировании технически и экономически обоснованных прогрессивных норм расхода электроэнергии в целях наиболее эффективного ее использования и осуществления режима экономки.

В состав основных показателей, которые применяются при нормировании расхода электроэнергии на транспорт нефти, включаются групповые нормы и нормативные коэффициенты.

Норма расхода электроэнергии на транспорт нефти - это плановая величина потребления электроэнергии на единицу транспортной работы; она измеряется в киловатт-часах на 1000 тонно-километров грузооборота (кВт · ч/1000 ткм).

Норма расхода электроэнергии на транспорт нефти учитывают расходы на основные и вспомогательные технологические процессы, вспомогательные нужды производства, а также технически необходимые потери энергии в сетях и преобразователях.

В зависимости от объекта формирования нормы расхода подразделяются на индивидуальные и групповые.

Индивидуальные нормы формируются по технологическим объектам - нефтепроводам.

Групповые нормы устанавливаются по хозяйственным объектам данного уровня планирования.

Индивидуальная норма расхода электроэнергии на транспорт нефти - это плановая величина потребления электроэнергии на единицу транспортной работы нефтепровода как объекта с законченным технологическим процессом.

Под нефтепроводом понимается один или несколько параллельных трубопроводов с насосными станциями и общими резервуарными парками в начале и (или) в конце трубопроводов.

Индивидуальные нормы определяются для каждого нефтепровода, исходя из планируемых условий эксплуатации. По нефтеперекачивающим станциям устанавливаются индивидуальные нормы, определенные для нефтепровода, так как насосные станции представляют собой подразделения внутри нефтепровода. По головным насосным станциям, работающим на два и более нефтепроводов, рассчитывается средневзвешенная норма.

Индивидуальные нормы служат для расчета групповых норм. Основой для расчета индивидуальных норм являются нормативные коэффициенты. В состав нормативных коэффициентов входят: нормативные коэффициенты полезного действия насосных агрегатов, устанавливаемые по типам насосных агрегатов и по нефтепроводам; нормативные коэффициенты использования трубопроводов, устанавливаемые по нефтепроводам;

Нормативные коэффициенты полезного действия по типам насосных агрегатов и нормативные коэффициенты использования трубопроводов по нефтепроводам устанавливаются как отраслевые централизованно при однозначно определенных, примерно средних, условиях эксплуатации нефтеперекачивающих станций и линейной части нефтепроводов.

Нормативные коэффициенты полезного действия насосных агрегатов по нефтепроводам разрабатываются в составе показателей планов, исходя из нормативных отраслевых коэффициентов полезного действия насосных агрегатов, устанавливаемых по типам насосных агрегатов.

Срок действия отраслевых нормативных коэффициентов насосных агрегатов и использования трубопроводов не устанавливается. Они пересматриваются периодически по мере ввода новых типов насосных агрегатов, и совершенствования технологии очистки трубопроводов от парафина, воды и газовоздушных пробок.

Групповая норма расхода электроэнергии на транспорт нефти - это плановый показатель потребления электроэнергии хозяйственным объектом на единицу транспортной работы в планируемых условиях производства.

Групповые нормы расхода электроэнергии на транспорт нефти служат для определения планируемого потребления электроэнергии, а также оценки эффективности ее использования.

Групповые нормы устанавливаются по следующим уровням планирования:

- Министерству (по Главтранснефти);

- управлениям магистральными нефтепроводами;

- районным и территориальным нефтепроводным управлениям;

По периоду действия групповые и индивидуальные нормы подразделяются на годовые и квартальные.

Групповые нормы расхода электроэнергии на транспорт нефти утверждаются вышестоящей организацией.

Выполнение установленных норм является необходимым условием при материальном стимулировании за экономию электроэнергии.

3. МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ РАЗРАБОТКИ НОРМАТИВНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ

Нормативный коэффициент полезного действия насосного агрегата - это отношение выполняемой агрегатом работы сжатия к плановым затратам электроэнергии.

К плановым затратам электроэнергии относятся:

затраты на основной и вспомогательный технологические процессы - работу силового привода насоса, пуск и остановку насоса, связанные с текущими ремонтами; на вспомогательные нужды насосных станций - освещение, вентиляцию привод вспомогательных механизмов, обдув электродвигателей; на технически неизбежные потери электроэнергии в сетях и преобразователях.

Отраслевые нормативные коэффициенты полезного действия по типам насосных агрегатов установлены централизованно при номинальных значениях производительности (приложение II). Они определяются по формуле:

ηагр. = ηнас.(Qн) · ηдв. · ηвс..                                            (1)

где ηнас.(Qн) - КПД насоса при номинальной производительности;

ηдв. - КЦД двигателя, принимается постоянным для каждого типа двигателя;

ηвс. - потери в сетях и преобразователях и на вспомогательные нужды.

При разработке коэффициентов полезного действия (нормативных) были использованы паспортные характеристики насоса и нагрузочные характеристики двигателя по всем режимам загрузки, а также опытные характеристики, построенные по индивидуальным испытаниям с учетом опыта эксплуатации насосных агрегатов передовыми предприятиями отрасли.

КПД насосных агрегатов ηагр. для однониточного нефтепровода равен нормативному коэффициенту, установленному для соответствующих насосных агрегатов. При существенном отклонении производительности насосов от номинальной производительности (при Q < 0,7Qн и Q > 1,2Qн) допускается, исходя из средних за ряд лет и с учетом прогнозируемых значений производительности, КПД насоса в формуле (1) принимать равным паспортному при плановой производительности.

КПД насосных агрегатов для многониточного нефтепровода определяется, исходя из отраслевых нормативных коэффициентов полезного действия насосных агрегатов по формуле:

                                                (2)

где ηагр.i - нормативный коэффициент полезного действия насосных агрегатов, установленных на нефтеперекачивающих станциях i-ой нитки нефтепровода

pi - коэффициент, характеризующий производительность i-ой нитки нефтепровода;

m - число параллельных ниток.

Коэффициент, характеризующий распределение производительности по параллельным ниткам определяется по формуле:

                                                           (3)

где di - внутренний диаметр i-ой нитки нефтепровода, м;

 - приведенный диаметр нефтепровода, м;

Расчетные формулы здесь и далее даны для турбулентного режима движения жидкости в зоне гидравлически гладких труб, так как практически все нефтепроводы СССР работают в указанной области.

Нормативный коэффициент использования трубопровода - это отношение теоретической работы перемещения потока к нормативной работе перемещения нефти по реальному нефтепроводу.

Величина коэффициента использования трубопровода ηтр. рассчитывается по формуле:

                                                        (4)

где ηтеор. - теоретический напор между входом и выходом трубопровода, м;

Р - нормативный перепад давлений между входом и выходом трубопровода, кг/м2;

DZ - разность геодезических отметок высот конца и начала трубопровода, м;

g - объемный вес нефти, кг/м3;

Теоретический напор определяется по следующей формуле:

                                                    (5)

где L - длина трубопровода, м;

d - внутренний диаметр трубопровода, м;

V - скорость потока, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

Нормативный перепад давлений Р, входящий в формулу (4), определяется опытным методом на нормально очищенном трубопроводе.

Отраслевые нормативные коэффициенты использования трубопроводов по нефтепроводам установлены централизованно (приложение II).

При разработке нормативных коэффициентов использования трубопроводов базой являлись опытные данные, полученные на действующих магистральных нефтепроводах. На первом этапе разработки были установлены коэффициенты использования трубопроводов для каждого стандартного диаметра труб с учетом достигнутых прогрессивных показателей эксплуатации.

На втором этапе - были установлены нормативные коэффициенты использования трубопроводов по нефтепроводам с учетом фактических условий эксплуатации каждого нефтепровода.

Нормативный коэффициент ηтр. для однониточного нефтепровода, как правило, равен коэффициенту, установленному для соответствующего стандартного диаметра труб. В отдельных случаях с учетом фактических условий эксплуатации нормативный коэффициент по нефтепроводу уменьшен.

Нормативный коэффициент ηтр. для многониточных нефтепроводов определяется, исходя из коэффициентов, установленных для стандартных диаметров труб, по формуле:

                                                          (6)

4. методика расчета ИНДИВИДУАЛЬНЫХ и ГРУпПовых норм

Индивидуальные нормы расхода электроэнергии разрабатываются для каждого нефтепровода, исходя из нормативных коэффициентов, весовой скорости потока и характеристики нефтепровода, учитывающей его геометрические параметры и физические свойства перекачиваемой нефти.

Индивидуальные нормы рассчитываются по формуле:

                                         (7)

где ηагр.н - нормативный коэффициент полезного действия насосных агрегатов;

ηтр.н - нормативный коэффициент использования трубопровода;

kэ - эксплуатационный коэффициент:

U - весовая скорость потока, т/м2 · ч;

D - характеристика нефтепровода, учитывающая его геометрические параметры и физические свойства перекачиваемой нефти, кВт · ч ·м · 14/4 · 47/4/ тыс. ткм · т7/4.

Весовая скорость потока определяется по формуле:

                                                         (8)

где А - планируемый грузооборот, ткм;

 - объем нефтепровода, тыс. м3;

dпр. - приведенный диаметр нефтепровода, м;

L - длина нефтепровода, км;

Т - планируемое время работы, ч.

Плановое рабочее время на квартал Tкв. определяется из соотношения:

                                                           (9)

где T'кв., T'г - календарное время квартала и года, ч;

Tг - годовое плановое рабочее время в соответствии с Нормами технологического проектирования, ч.

При существенном отклонении фактического времени работы нефтепровода Tф.г от планового, устанавливаемого нормами (при Tф.г < 0,9Tг), допускается, исходя из средних значений времени работы за ряд лет и с учетом прогнозируемых объемов перекачки нефти, в формуле (9) вместо Tг использовать расчетное время работы нефтепровода на планируемый период.

Эксплуатационный коэффициент Кэ учитывает отклонение планируемых условий эксплуатации от принятых при расчете нормативных коэффициентов ηагр.н и ηтр.н, включая также экономию электроэнергии от проведения организационно-технических мероприятий. Эксплуатационный коэффициент зависит от фактического уровня эксплуатации насосно-силового оборудования и линейной части нефтепровода, от степени загрузки и равномерности работы нефтепроводов.

Эксплуатационный коэффициент определяется расчетно-аналитическим и расчетно-статистическим методами на основе данных о фактических значениях коэффициента полезного действия нефтепровода за ряд лет. Фактическое значение эксплуатационного коэффициента за отчетный период рассчитывается по формуле:

                                                  (10)

где ηагр.н, ηтр.н - нормативные коэффициенты по данному нефтепроводу;

ηфакт - фактический коэффициент полезного действия нефтепровода.

Коэффициент полезного действия нефтепровода есть отношение полезной энергии на трение, необходимой для равномерной транспортировки заданного объема нефти по чистому нефтепроводу, к фактически израсходованной энергии на трение при перекачке того же объема нефти за плановый период.

Величина Д рассчитывается по формуле:

                                       (11)

где ξ - коэффициент, учитывающий потери напора вследствие разности геодезических отметок конца и начала нефтепровода, наличия перевальной точки по трассе нефтепровода или попутного приема (сдачи) нефти;

Lр, L - расчетная и полная длина нефтепровода, м;

ν - кинематическая вязкость нефти, см2/с.

Величина коэффициента ξ определяется из выражения

                                           (12)

где hтеор. - теоретические потери напора при плановой производительности, определяемые по формуле (5), м;

ηтр - нормативный коэффициент использования трубопровода;

DZ - геодезическая разность отметок высот конца и начала нефтепровода, м;

hпер. - потери напора, обусловленные наличием перевальной точки между нефтеперекачивающими станциями, м;

hпр - напор в трубопроводе в точке попутного приема (сдачи) нефти, м;

 - отношение количества принимаемой (сдаваемой) нефти к количеству перекачиваемой нефти по нефтепроводу.

При попутной сдаче нефти слагаемое khпр формулы (12) учитывается со знаком «плюс», при попутном приеме нефти - вычитывается.

Отношение Lр/L учитывает специфику расчета норм расхода электроэнергии для нефтепровода с перевальными точками. Если перевальная точка находится на последнем перегоне нефтепровода, то расчетная длина нефтепровода Lр равна расстоянию от начала нефтепровода до перевальной точки. Соответственно и разность отметок высот определяется как разность между отметками высоты перевала и начала нефтепровода.

Если перевальная точка находится между перекачивающими станциями нефтепровода, то расчетная длина нефтепровода Lр равна расстоянию от начала до конца нефтепровода за вычетом длины участков, на которых имеет место безнапорное движение жидкости.

Потери напора, обусловленные наличием перевальной точки между нефтеперекачивающими станциями, hneр. определяются при плановой производительности по графику гидравлических уклонов.

При наличии попутного приема (сдачи) нефти, а также при разветвлении параллельных ниток производительность нефтепровода изменяется по длине.

Такие нефтепроводы подразделяются на участки. Участком называется отрезок нефтепровода с неизменной производительностью.

Индивидуальные нормы для нефтепроводов, состоящих из нескольких участков, рассчитываются по формуле:

                              (13)

где m - количество участков нефтепровода.

Групповые нормы расхода электроэнергии на транспорт нефти разрабатываются на каждом уровне планирования, исходя из планируемых индивидуальных норм нефтепровода и планируемых грузооборотов.

Определение групповых норм расхода электроэнергии предусматривает:

- расчет индивидуальных норм нефтепровода H';

- расчет групповой нормы H по управлению;

                                               (14)

где H'i - индивидуальная норма i-го нефтепровода;

Ai - грузооборот i-го нефтепровода, ткм;

l - число нефтепроводов на данном уровне планирования.

По групповой норме расхода электроэнергии Н и планируемому грузообороту на каждом уровне планирования определяется расход энергии на планируемый период:

Е = Н · А, кВтч.                                                         (15)

5. ПРИМЕР РАСЧЕТА ГРУППОВЫХ НОРМ (УСЛОВИЙ)

Определить групповую норму расхода электроэнергии на транспорт нефти и расход электроэнергии на планируемый год для управления магистральными нефтепроводами, используя нормативные коэффициенты и плановые данные по работе нефтепроводов. Исходные данные и расчет приведены в формах №№ 1, 2, 3.

ПОРЯДОК РАСЧЕТА:

1. Определяем по нефтепроводам нормативный коэффициент полезного действия насосных агрегатов по уравнению (2) (форма № 1):

нефтепровод № 1

нефтепровод № 2

2. Определяем весовую скорость по уравнению (8), (форма № 2):

нефтепровод № 1

нефтепровод № 2

3. Определяем величину Д по уравнению (11), (форма № 2):

нефтепровод № 1

нефтепровод № 2

4. Определяем индивидуальные нормы расхода электроэнергии по уравнению (7) (форма № 2):

нефтепровод № 1

нефтепровод № 2

5. По уравнению (14), исходя из индивидуальных норм и планируемых грузооборотов по каждому нефтепроводу, определяем групповую норму расхода электроэнергии на транспорт нефти по Управлению на планируемый год (форма № 3):

6. По уравнению (15) определяем нормируемый расход электроэнергии на транспорт нефти по Управлению магистральными нефтепроводами:

E=14,89 · (5,4 + 1,39) · 1010 = 1010,9 млн. кВтч

Форма № 1*

___________

* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого года.

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ ПО НЕФТЕПРОВОДАМ УПРАВЛЕНИЯ ..........

На 19...... г. (пример условный)

НЕФТЕПРОВОД

Тип насоса

P1/P2

ηагр.1/ηагр.2

ηагр.

№ 1

HM-70000-210

0,380

0,838

0,839

НМ10000-210

0,620

0,840

 

24НД-14´1

0,589

0,806

0,800

16НД-10´1

0,411

0,792

Форма № 2*

___________

* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого года.


РАСЧЕТ
индивидуальных норм расхода электроэнергии по нефтепроводам Управления ..... на 19..... год (пример условный)

Нефтепровод

Справочные данные

Д,

Время работы, ч

Перекачка, т

Грузооборот, т

Весовая скорость, т/м2

Нормативные коэффициенты

Индивидуальная норма

Объемный вес нефти, кг/м3

Кинемат. вязкость, см2/с

Привед. диаметр, м

ξ

полезного действия насосных агрегатов

использов. трубопровод.

эксплуатац. коэффициент

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

1

852

0,15

1,425

1

1,03

0,14 · 10-5

8400

108

-

7466

0,839

0,950

1,15

12,26

2

861

0,20

0,974

1

1,00

0,235 · 10-5

8400

4,8 · 107

-

7668

0,800

0,920

1,25

25,1


Форма № 3*

___________

* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого года.

РАСЧЕТ ГРУППОВОЙ НОРМЫ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТРАНСПОРТ НЕФТИ ПО УПРАВЛЕНИЮ ................... НЕФТЕПРОВОДОВ НА 19______ г. (ПРИМЕР УСЛОВНЫЙ)

НЕФТЕПРОВОД

Индивидуальная норма, кВт.ч/тыс. ткм

Перекачка, тн

Длина нефтепровода или участка нефтепровод., км

Планируемый грузооборот, ткм

Групповая норма, квт.ч/тыс. ткм

 

2

3

4

5

6

1

12,26

108

540

5,4 · 1010

14,89

2

25,1

4,8 · 107

290

1,39 · 1010

 

Итого: групповая норма расхода электроэнергия на транспорт нефти

6. СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

1. Вывод формул (2) и (6).

В работах, посвященных проблеме оптимизации энергозатрат параллельных нефтепроводов, показано, что минимальные энергозатраты при перекачке заданного объема нефти обеспечиваются при равенстве потерь напора по параллельный ниткам:

                                                       (16)

где с - коэффициент, зависящий от длины трубопровода и физических свойств жидкости. Величину этого коэффициента принимаем одинаковой для всех параллельных ниток,

Qi - производительность i-ой нитки;

di - внутренний диаметр i-ой нитки.

Потери напора для нефтепровода в целом представим в виде:

                                                              (17)

где Q = ΣQi - суммарная производительность нефтепровода;

dпр2,74 = Σdi2,714 - приведенный диаметр нефтепровода в степени 2,714.

Из формул (16) и (17) получаем:

                                              (18)

где pi - коэффициент, характеризующий распределение производительностей по параллельным ниткам.

Вывод формулы (2) для расчета средневзвешенного коэффициента полезного действия насосного агрегата.

Средневзвешенный КПД насосных агрегатов определяется по формуле:

                                                (19)

где ηагр.i - КПД насосных агрегатов i-ой нитки;

Wi - энергозатраты i-ой нитки нефтепровода.

Величину Wi представим в виде:

                                                       (20)

Подставив (20) в (19) и учитывая, что Σpi = 1, получаем из (19):

                                                  (21)

Вывод формулы (6) для расчета средневзвешенного коэффициента использования трубопровода.

Средневзвешенный коэффициент использования трубопровода определяется по формуле:

                                                     (22)

где ηтр.i - коэффициент использования трубопровода для i-ой нитки;

Wт.i - теоретический (полезный) расход энергии по i-ой нитке

Теоретический расход энергии по i-ой нитке представим в виде:

W = pi · Q · h · g                                                          (23)

Представив (23) в (22), получаем:

ηтр. = Σpi · ηтр.i                                                         (24)

2. Вывод формулы (7) для расчета индивидуальной нормы расхода электроэнергии по нефтепроводу.

Индивидуальная норма расхода электроэнергия рассчитывается по формуле:

                                          (25)

где hп - полная потеря напора, м;

L - полная длина нефтепровода, м;

η - коэффициент полезного действия нефтепровода.

Величина коэффициента полезного действия нефтепровода в соответствии с формулой (10) определяется из соотношения:

                                                           (26)

Полная потеря напора определяется по формуле:

hп = hтеор. · ξ, м,                                                      (27)

где ξ - коэффициент, учитывающий потери напора вследствие разности отметок высот, наличия перевальных точек или попутного приема (сдачи) нефти по трассе нефтепровода.

Коэффициент ξ рассчитывается по формуле (12).

Теоретические потери напора на трение определяются по формуле:

                                                (28)

где λ = 0,3165Re-1/4 - коэффициент гидравлического сопротивления;

Lр - расчетная длине нефтепровода, м;

V - скорость потока, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/сек2;

dпр. - приведенный диаметр нефтепровода, м;

                                                      (29)

где ν - кинематическая вязкость, м2/с.

Подставив значения λ и Re в формулу (28), получаем:

                                         (30)

Вместо скорости потока введем весовую скорость потока U, используя соотношение:

                                                       (31)

где g - объемный вес нефти, кг/м3.

Весовая скорость потока определяется по формуле (8).

Возвращаясь к формуле (27), с учетом (30) и (31) получаем:

                                  (32)

где коэффициент 10-1 учитывает изменение размерности кинематической вязкости на см2/с.

Подставив в формулу (25) значения коэффициента полезного действия нефтепровода - формула (26) - и полных потерь напора - формула (32), после преобразований получаем:

                                           (33)

где

ПРИЛОЖЕНИЕ № I

ФОРМЫ РАСЧЕТА ГРУППОВЫХ НОРМ

Форма № 1*

____________

* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого периода

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ ПО НЕФТЕПРОВОДАМ ................ НА 19...... год

Нефтепровод

Тип насоса

P1/Р2

ηarp.1/ηагр.2

ηагр.

№ 1

 

 

 

 

 

 

 

 

№ 2

 

 

 

 

 

 

 

 

Форма № 2*

___________

* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого периода


РАСЧЕТ
индивидуальных норм расхода электроэнергии по нефтепроводам управления ............................... на 19........ год

Нефтепровод

Справочные данные

Д1

Время работы (час)

Перекачка (т)

Грузооборот (ткм)

Весовая скорость (т/м2 · ч)

Нормативные коэф.

Эксплуатационный коэффициент

Индивидуальная норма

Объемный вес нефти (кг/м3)

Кинематическая вязкость (см2/сек)

Приведенный диаметр

ξ

Полезного действия насосных агрегатов

Использования трубопроводов

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

№ 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

№ 2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Форма № 3*

___________

* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого периода

РАСЧЕТ ГРУППОВОЙ НОРМЫ РАСХОДА. ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТРАНСПОРТ НЕФТИ ПО УПРАВЛЕНИЮ ................................. НА 19........ ГОД

Нефтепровод

Индивидуальная норма (кВтч/тыс. ткм)

Перекачка (т)

Длина нефтепровода или участка нефтепровода (км)

Планируемый грузооборот (ткм)

Грузовая норма (кВтч/тыс. ткм)

1

2

3

4

5

6

№ 1

 

 

 

 

 

№ 2

 

 

 

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ № II

ВРЕМЕННЫЕ НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

ВРЕМЕННЫЕ НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

ВРЕМЕННЫЕ НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

Тип насоса

ηагр.норм.

8 МБ-9´2

65,9

10Н-8´4

67,0

12Н-10´4

69,1

14H-12´2

69,1

8НД-10´5

65,9

10НД-10´2

78,4

12НД-11´2

79,3

16НД-10´1

79,2

20НД-12´1

80,1

24НД-14´1

80,6

32НД-20´1

80,6

№ G-300/460/100

78,8

G-300/450/100

80,7

24 DVS-D

81,5

НМ125-550

61,4

НМ180-500

64,2

НМ250-475

66,0

НМ360-460

73,7

НМ500-300

74,7

НМ710-280

76,5

НМ1250-260

74,1

НМ1800-240

77,3

НМ2500-230

80,5

НМ3600-230

81,7

НМ5000-210

82,7

НМ7000-210

83,8

НМ10000-210

84,0

НМ12500-210

82,2

ВРЕМЕННЫЕ НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

№№ п/п

УМН

Наименование нефтепровода

ηтр.н.

1

2

3

4

1.

Дружба

Куйбышев-Никольское

0,95

Высокое-Михалки

0,92

Полоцк-Вентспилс-Мажейкяй

0,92

Броды-Будковце

0,92

Никольское-Высокое

0,95

Михалки-Адамово

0,92

Высокое-Полоцк

0,92

Михалки-Броды

0,92

2.

Западной и Северо-Западной Сибири

Вагай-Омск

0,92

Шаим-Конда

0,94

Ю. Балык-Торгили

0,97

Торгили-Юргамьш

0,97

Ю. Балык-Вагай

0,92

Каркатеевы-Конда

0,97

Конда-Платина

0,97

Тюмень-Юргамыш

0,94

Н. Вартовск-Сургут

0,92

Н. Вартовск-Ю. Балык

0,97

Урьевские-IV-Ю. Балык

0,90

Конда-Тюмень

0,80

3.

Северо-западный МНП

Альметьевск-Куйбышев Æ 800

0,92

Альметьевск-Куйбышев Æ 1000

0,92

Платина-Пермь

0,97

Пермь-Лазарево

0,92

Ромашкино-Лопатино

0,94

Альметьевск-Горький Æ 1000

0,80

Альметьевск-Горький Æ 800

0,90

Альметьевок-Куйбышев III Æ 800

0,80

Пермь-Альметьевск

0,80

4.

Урало-сибирскими мнп

Юргамыш-Уфа (ТОН-2)

0,92

Черкассы-Нурлино (НКК)

0,97

Юргамыш-Бавлы Æ 500

0,90

Омск-Юргамыш (ТОН-1, 2)

0,85

Салават-Орск

0,94

Юргамыш-Уфа (УБКУА; НКК)

0,97

Шкапово-Ишимбай

0,80

Калтасы-Чекмагуш

0,92

Языково-Салават

0,80

Нурлино-Субханкулово

0,90

5.

Верхне-волжскими МНП

Горький-Ярославль

0,92

Ярославль-Кириши

0,92

Горький-Рязань II

0,94

Лазарево-Горький

0,92

Рязань-Москва

0,94

Горький-Рязань I

0,85

Горький-Коромыслово

0,92

Коромыслово-Полоцк

0,92

Ярославль-Москва

0,92

6.

Приволжскими МНП

Куйбышев-Тихорецк

0,92

Куйбышев-Лисичанск

0,97

Субханкулово-Куйбышев

0,97

Бугуруслан-Сызрань

0,94

Гурьев-Куйбышев

0,92

Бавлы-Куйбышев

0,92

7.

Туркменскими МНП

Котур-Тепе-Красноводск

0,80

8.

Черноморскими МНП

Тихорецк-Новороссийск Æ 800

0,92

Тихорецк-Крымская Æ 500

0,94

Тихорецк-Туапсе

0,80

9.

Северо-кавказскими МНП

Лисичанск-Тихорецк

0,85

Тихорецк-Вознесенка

0,80

10.

Приднепровскими МНП

Кременчуг-Снигиревка

0,92

Лисичанск-Кременчуг

0,92

Никольское-Кременчуг

0,92

Снигиревка-Одесса

0,92

11.

Транссибирскими МНП

Ачинск-Ангарск Æ 700, 1000

0,80

А.Судженск-Ачинск Æ 700, 1000

0,80

Омск-Павлодар

0,80

А.Судженск-Омск

0,92

Омск-Москаленки

0,80

12.

Восточно-казахстанскими МНП

Павлодар-Чимкент

0,80

13.

Северными МНП

Уса-Ухта

0,92

Ухта-Ярославль

0,92

14.

Центральной Сибири

Александровское-А.Судженск

0,90

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение. 1

2. Общие положения. 2

3. Методические вопросы разработки нормативных коэффициентов. 3

4. Методика расчета индивидуальных и групповых норм.. 5

5. Пример расчета групповых норм (условий) 7

6. Справочные материалы.. 10

Приложение № i. Формы расчета групповых норм.. 12

Приложение № ii. Временные нормативные коэффициенты насосных агрегатов. 14

 

.
Помните!
Вся полученная прибыль с сайта идет на развитие проекта, оплату услуг хостинг-провайдера, еженедельные обновления базы данных СНИПов, улучшение предоставлямых сервисов и услуг портала.
Скачайте «РД 39-30-1268-85. Методика нормирования расхода электроэнергии на транспорт нефти» и внесите свой малый вклад в развитие сайта!