Cтраница 2
Если по трубопроводу на протяжении всей его эксплуатации транспортируется продукция одного, относительно хорошо изученного нефтедобывающего района, желаемую годовую пропускную способность трубопровода можно определить, исходя из плана добычи нефти. [16]
Продолжительность строительства головных НПС устанавливается с учетом сооружения на этих станциях резервуарных парков общей вместимостью до 50 тыс. ( при годовой пропускной способности станции до 13 млн. т) и до 100 тыс. м3 ( при годовой пропускной способности станции до 28 млн. т); промежуточных НПС, совмещенных с наливными пунктами и резервуарными парками, принимается равной установленным для головных НПС. [17]
В 1932 г. началось строительство другого трубопровода - Гу-рьев - Орск - диаметром 12 дюймов и протяженностью 708 7 км с годовой пропускной способностью 1 2 млн. тонн нефти. На нем предполагалось построить семь перекачивающих станций. [18]
Изложенная методика доведена до конкретных рабочих программ для ЭВМ и была использована при решении ряда задач оптимизации резервуарных парков нефтебаз с годовой пропускной способностью 600 - 2 400 тыс. м3 в условиях южной климатической зоны СССР. [19]
В 1932 г. началось строительство другого трубопровода - Гу-рьев - Орск - диаметром 12 дюймов и протяженностью 708 7 км с годовой пропускной способностью 1 2 млн. тонн нефти. На нем предполагалось построить семь перекачивающих станций. [20]
Департамент транспорта, учета и качества нефти ОАО АК Транснефть разрабатывает график транспортировки нефти на следующий год ( приложение 10) с учетом максимально возможной годовой пропускной способности нефтепроводов и в срок до 22 сентября направляет его в ОАО МН. [21]
В 1931 г. началось строительство самого крупного нефтепро-дуктопровода Армавир-Трудовая диаметром 12 Дюймов, протяженностью 454 7 км с двумя перекачивающими станциями и с годовой пропускной способностью 1 5 млн. тонн. [22]
В 1931 г. началось строительство самого крупного нефтепро-дуктопровода Армавир-Трудовая диаметром 12 дюймов, протяженностью 454 7 км с двумя перекачивающими станциями и с годовой пропускной способностью 1 5 млн. тонн. [23]
В 1931 году началось строительство самого крупного нефтепродуктопро-вода Армавир-Трудовая, диаметром 12 дюймов, протяженностью 454 7 км с двумя перекачивающими станциями и с годовой пропускной способностью 1 5 млн тонн. [24]
Компоненты вектора ограничений: А - максимально возможный объем поставок светлых нефтепродуктов / - м поставщиком; Лф - фиктивный потребитель; Qp, Sk-максимальна возможная годовая пропускная способность соответственно р-й нефтебазы и k - ro филиала; 5 / - величина спроса / - го потребителя на светлые нефтепродукты. [25]
В 1931 году началось строительство самого крупного нефтепродукте провода Армавир-Трудовая, диаметром 12 дюймов, протяженностью 454 7 км с двумя перекачивающими станциями и с годовой пропускной способностью 1 5 млн тонн. [26]
Компоненты вектора ограничений: At - максимально возможный объем поставок всех видов нефтепродуктов г - м постав щиком; Аф - фиктивный потребитель; Qp, Sk - максимально возможная годовая пропускная способность соответственно р-н нефтебазы и k - ro филиала; В г - величина спроса / - го потребителя в г-и нефтепродукте. [27]
Продолжительность строительства головных НПС устанавливается с учетом сооружения на этих станциях резервуарных парков общей вместимостью до 50 тыс. ( при годовой пропускной способности станции до 13 млн. т) и до 100 тыс. м3 ( при годовой пропускной способности станции до 28 млн. т); промежуточных НПС, совмещенных с наливными пунктами и резервуарными парками, принимается равной установленным для головных НПС. [28]
Например, приведенные затраты на 1 т распределяемого сжиженного газа для ГРС годовой пропускной способностью 3 0 тыс. т при транспортировке газа в баллонах емкостью 50 л на расстояние 30 км примерно равны приведенным затратам для ГРС годовой пропускной способностью 12 0 тыс. т при транспорте баллонов на расстояние 200 км. [29]
Рассмотрим сеть, состоящую из А узлов, в которой Лг - ( а) - множество узлов, связанных с узлом i эксплуатируемыми газопроводами, направленными в узел /; Ai ( g) - то же для сооружаемых газопроводов; В; - потребность в газе г - го узла, млрд. м3; Qij ( a) - максимально допустимая годовая пропускная способность / / - го участка сети эксплуатируемых газопроводов, млрд. м3; Xi - максимальная годовая добыча / - го газодобывающего района ( месторождения), млрд. м3; Х - объем добычи газа г - го газодобывающего района, млрд. м3; Л ( а) - множество участков эксплуатируемой газотранспортной сети; A ( g) - множество участков сооружаемой сети; A ( h) - множество месторождений в узлах сети; Qa ( a) - поток газа на i / - м участке сети эксплуатируемых газопроводов, млрд. м3; Qa ( g) - то же для / / - го участка сети сооружаемых газопроводов; 1ц ( а) - длина / / - го участка сети эксплуатируемых газопроводов, тыс. км; l j ( g) - длина / / - го участка сети сооружаемых газопроводов, тыс. км; CD ( а) - удельные эксплуатационные затраты на транспорт газа по эксплуатируемым газопроводам диаметром D на расстояние 1 тыс. км ( за вычетом реновационных отчислений), млн. руб / ( млрд. м3 - тыс. км); SD ( g) - удельные приведенные затраты на транспорт газа по сооружаемым газопроводам диаметром D на расстояние 1 тыс. км. [30]