Page 21 - 4699

3
С – вартість спорудження 1 м резервуарної ємності із
р
врахуванням вартості технологічних мереж (див. рисунок 1.1);
V – сумарний об’єм резервуарної ємності, яка необхідна
p
для забезпечення нормальної роботи нафтопроводу

V  2   2 3  n  e 1  3,0  5 , 0 Q доб , (1.25)
p

де n – кількість експлуатаційних ділянок, на які діляться на-
e
фтопроводи протяжністю більше 800 км;
Q доб – плановий добовий об’єм перекачування нафти тру-
бопроводом, що визначається за формулою

K M
n
Q доб   , (1.26)
N
де K – коефіцієнт, що враховує можливість перерозподілу
п
потоків у процесі експлуатації;
N – розрахункове число днів роботи нафтопроводу протягом
року;
 – розрахункова густина нафти.
I ст – коефіцієнт індексації, що враховує зміни цін на обла-
днання, матеріали, виконання будівельно-монтажних робіт
при спорудженні насосних станцій і резервуарних парків.
Зведений корегувальний коефіцієнт k визначають за
зв
формулою
k зв  k т k , (1.27)
p

де k – поправка, що враховує топографічні умови прокла-
т
дання трубопроводу;
k – регіональний коефіцієнт, що враховує ступінь освоєн-
p
ня району. Для території України k p  , 0 99 .
Таблиці 1.5 і 1.6 містять значення K і N згідно з чин-
п
ними нормами технологічного проектування нафтопроводів
(ВНТП 2-86).
Значення коефіцієнта k залежно від умов проходження
m
траси і діаметра трубопроводу наведені в таблиці 1.7.

19