Тепловые режимы магистральных газопроводов

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Р~ФТИ И Г АЗА им. И.М.ГУБКИНА

Кафедра термодинамики и тепловых двигателей

М.М. Шпотаковский

ТЕПЛОВЫЕ РЕЖИМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Доnущено Учебно-методи'-!еским объединением вузов Российской Федерации по нефтегазовому образованию в качестве у'-!ебногс

no·

собия для подготовки бакалавров и маrис-:-ров по направлению

!30500

P•>.~•I

KC-n-

ТО'I·

11• 1

на

рис.

1.3;

потери давпения газа во входных коммуникацивх с. . ..:-п, т.е. на участке

-

трубопровода между узлом подключения

KC-n

КС, и компрессорным цехом (КЦ)

между точками

KC-n,-

к ЛУ, предшествующему этой

11• 1 и 2t.1 на

при проектировании и реконструкции КС потери давленка согласно рекомендаци11м работы

[ 19] (табл. 1.1 ), а при

рис.

1.3:

6.J1....., оnредспякrrся

необходимости эти nоте­

ри уточняются по данным эксплуатации КС.

Таблица Нормативные потери давления газа в трубопроводной обвязке КС Избы-

1.1

[ 19}

Потери давления газа на КС, МПа:

точное

Всего

давле-

в том числе:

ние в

на всасывании

Газо-

при одиосту-

при двухсту-

при односту-

nри двухсту-

на нагие-

про во-

пенчатой

пеичатой

пенчатой

nенчатой

танин

де,МПа

о•tистке газа

очистке газа

очистке газа

очистке газа

5,40 7,35

0,15 0,23 0,26

9,81

2.1.

0,20 0,30 0,34

Телтература газа после его

ка 31• 1 на рис.

1.3) рассчитывается

0,08 0,12 0,13 компрrширования

0,13 0,19 0,21 на

KC-n

0,07 0,11 0,13 tО) этот коэффициент равен

1), а при сжатии (anp.N -

_ _ _ _K_!-An+l)

Рис.l .4. Темпер81)'рныА режим подземного учасrха маrисtрапьноrо rазопровода. t- температура газа(-); р- давnение rаза (-); х- длина; КС -компрес.сорнu СТ8ИШU1; (n-2), ... ,(n+l) -номер КС; ММfП"' - многолетнемерзпыll просадочныll грунт; L -длина линеlноrо участка (ЛУ) трубоnровода между сосе11НИми КС; ИНдексы: вх -вход, вс- всасы~е. махе- мuсималыrwА, д- допусntМwА, гр- грунт, и- нача­ по, к

-

конеu, км

-

компримироваиие, ох

-

охпаждеине;

-+ -

иanpUJieниe nерекаЧЮI rаза

29

3.

Нарушение услово

(1.13)

nри экспnуатации трубопровода привоАИТ к

частичной ипн nопной закуnорки трубопровода гн.цратными пробкамн, что м~ жет стать причиной нарушено режима работы МГ ми

ero аварии со всеми

вы­

текающими отсюда nоследствиАМи. Поэтому темnературу точки росы дn• rаза 1т.р на ра311ИЧИЫХ участхах трубопровода следует периодически yroЧIIJI'l'L, п~ водя аиапиз nроб газа в химических лабораториц КС.

1.4. Особенносnt теnловых режимов маrистрапьных газоnроводов больших диаметров

Если темnература rаэа nосле

комnрнмироваии• на КС-п рассматри­

ero

ваемого ТУ tllllt,.1 (точха 31.,• на рис.l.З) меньше максимапьноА ~устнмоА тем­ nературы nерекачиваемоrо газа 1~ (1~~~~t~~ 1 линейной части МГ

< t-J, то условие вадеJ~Q~оitработы

( 1.11) не нарушаетсв и поэтому газ после наrнетатеае.А n~.

даете• непосредственно в трубопровод (точкИ 4 0), что имеет место nри '•>

r.,1"1, то темnература

газа

/11

увеличивается от ЛУ к ЛУ. Теnловые режимы МГ, nри которых темnература газа t., в наnравленин его

'

перекачки уменtиюется или 11е изменяется (6t·ГУ ~ 0), характерны для МГ дна-

31 метром меньше

1220 мм. Такой характер

изменения температуры газа на техно­

логических учаспсак МГ небольших диаметров объисю•ютс• тем, Что уменьше­ ние температуры газа, в частности, на ЛУ между

KC-n и KC-(n+l) l!.IJIY по абсо­

лютной величине не меньше увеличения температуры газа при ваиии на

ero компримиро­

KC-n l!.t ...: (1.19)

Увеличение температуры газа

r. в направлении ero перекачки (l!.tyy > О)

характерно дпа МГ больших диаметров:

1220

и

1420

мм. Такой характер иэме­

нениа температуры газа на технологических участках МГ бо.tьших диаметров

обьясиаетсs тем, что уменьшение температуры газа, а частности, на ЛУ -трубо­ провода между

KC-n и KC-(n+l) &пу по абсопютиоА ВСJJНчиие, ках правило,

меньше увеличени• температуры газа при

ero компримированиtl.иа KC-n & ..: (1.20)

Это значит, что, если перекачиваемый газ не охл'аждать поспе компри­ мированиа на КС и перед подачей

ero

в трубопровод боАьшоzо диаметра, то

температура газа на входе ЛУ тахоrо трубопровода

r., увиичива~~сь от участка к

участку в направлении перекачки газа, может превысить максимапьную до­

пуСТJtмую темnературу газа tmax.A: (t.

= r"-"~. 1) > t/UXJ..

Позтому во избежание на­

рушения условия надежной работы линейной части МГ

( 1.11) газ на КС необхо­

димо омаждать до температуры 10 ., меньшей темnературы

t-.,.: t.,. < t-...

Таким образом, выполнение ycлofiUR (1.1 1) JIВЛ.IIeтcl первой и необходшюй :юдачей охпаждекиа газа, ставшеrо в настоящее врема обюатиьнЫАf техноло­

гическим nроцессом, обесnечивающим надежную работу JlllltelнoA части МГ бапьших диаметров, а. значит, и виrо газоnровода.

32 Важно отме-пm.. что вnервые проблема тепловых режимов МГ привnекnа к себе внимание специалистов после провсденЮI в

1965

и

1967+1968

годах

ВНИИГАЗом совместно с СРЕДАЗНИИГАЗом и кафедрой термодинамики и

тепловых двигателей МИНХ и ГП им. И.М. Губкина комплексных исследова­ иitй южиого участка МГ ссБухара- Уршш от КС-0 до КС-7, основной задачеR которых

" ...

быnо определение тепловых режимов газопроводов больших диа­

метров, nроложеиных в различных 1t11иматнчесхих зонах С1р8НЫ, а на основе

полученных данных да-чи"

[29}.

-

оценка фактических значений коэффициентов теплопере­

Эти нсследоваии• nроводились в .сuзи с тем, что на линейных уча­

стках трубопровода в направnении

ar

КС-0 до КС-7 наблюдалось увеличение

уровиа темnератур газа.

При охлаждении газа

(KC-n)-(KC-(n+1)) /:Uyy

на

КС-п

изменение

его темnературы

на ТУ

между сечениАМи, расnоложенными на входе в КС-п и

KC-(n+1) (между точками 11.,1 и 1 1".н

на рис.

или рис.

1.3

1.4), nри охлаждении

газа на KC-n onpcдenJIIeтcJII следующим образом:

(1.21) Уменьшение температуры газа при

нии

(1.21)

(между точками

ero охлаждении

5(R1 и 61,.1 на

рис.

1.3

на КС-п 6t".1"1 в соотноше­

и рис.

1.4)

рассчитывается по

формуле

-

-

[

I:UOX(n) - ,OX(•J- ,....")-

zoТ"..z

z.,. 1,

;

(1.22.1)

zм. 2 - коэффициент сжимаемости дпв газа при средних на ЛУ давлении и

температурах соответсrвенно Т.., 1 и Т"..z.

В качестВе примера рассчитаем относитепьное увеличение пропускной способности ЛУ трубопровода днаметром

1420

мм при рабочих (избыточных)

даВЛениях газа 8 начале и 8 конце этого ЛУ, равных соответственно

7,36 и

S,20 МПа. При уменьшении средней температуры газа Т., например, с SO ос до 20 °С относитепьное увеличение nponycxнoi способности составит 7,4 о/о (z., уменьшаете:• на

4,S %).

СрединА темп относНТСJ\ьного увепичениа пропусхиоi

сnоеобиости составит при этом

0,3 о/о на одни градус: уменьшениа т•• Иэ приме­

ра спедует, что охпurдсние rаза в дивnаэонс иэменсниа его тсмпсратуры, харах-

34 терном для транспорта газа, не позволяет существенно увеличить пропусккую

способность МГ. Таким образом, охлаждение транспортируемого газа позволяет, во-пер-

вьiХ, реализовать технологическое условие

( 1.11 ),

обесnечивающее надежную

эксплуатацию линейной части МГ, и, во-вf!!орых, оптимизировать тещювой ре­ жимМГ.

1.5. Оптимизаuия теплового режt~ма магистрального газопровода как один из путей энергосбережения при транспорте природного газа

1.5.1. Методика оптимизаuии теплового режима магистрального газоnровода

Успех решения любой инженерной задачи nрое11.-тирования, реконструк­

ции и эксплуатации МГ будет обеспечен, если эта задача решается как технико-эконо.11ическая.

Эффективность работы МГ большого днаметра зависят от многих факто­ ров, в том числе, от температурного (теплового) режшtа МГ. Этот режим сле­ дует признать основньщ "технолоntческнм" фактором по nричине особенности свойств трансnортируемого продукта

-

nриродного газа. Однако отмеченное не

уменьшает значимость дpyntx факторов, определяющих режим работы МГ. Расчетный теnловой режим МГ реализуется путгАt охлаждения перекачи­ ваемого газа на КС, nосколЬI\")' только с помощью охлаждения газа можно опе­ ративно и существенно воздействовать на указанный режим работы газоnрово­ да.

35 Задача охлаждения газа имеет два аспекта: технический и экономический, который и рассматривается в настоящем разделе.

Как следует из разделов

1.3

и

1.4,

при проектировании и реконструкции

МГ сначала надо решить вопрос о необходимости охлаждения газа на КС с це­ лью реализации условия надежной работы трубопровода

( 1.11),

что является

техническим (технологическим) аспектом задачи охлаждения газа. В случае ус­

тановления необходимоСти охлаждать газа на КС, следует решить вопрос о це­ лесообразности оптимизации теплового режима МГ, что яВЛJ1етс11 экономиче­ ским аспектом задачи охлаждения газа, которому в настоящее время не уделяет­ ся должного внимания.

Важно отметить, что впервые охлаждение газа рассмотрено в исследова­ ниях специалистов ВНИИГаза и кафедры термодинамики и тепловых двигате­

лей минх и

m им. И.М.Губкина При решении оптимизационных задач 1р3ИС­

ПОJУГ3 больших потоков газа. Итоговые результаты этих исследований опубли­ кованы в работе

[9],

в которой отмечено, что

"...

при транспорте больших пото­

ков газа одним из рациональных путей повышени11 эффективноСти 11вnяетс11 ох­ лаждение

... ".

Результаты технико-экономичесхих расчетов

"...

дают возмож­

ность рационально выбрать оеttовные параметры (диаметр, рабочее давление,

типоразмер

l

-

(1.27.1)

продолжительность работы ГГПА в течение периода времени Туу,

ч/Туу; Г..".. 11 - часовой расход топливного газа (в м3/ч), рассчитываемый по фор­ муле

[19]

(1.27.2)

Г... 11".. 11

-

номинальный расход топливного газа в газотурбинной установке

(ПУ)

с учетом

поправки

на допуски

н

техническое

состо11ние,

м 3/ч;

nr.l'(n+ll- количество рабочих ГГПА; Nr",..,n+l>- мощность, затрачиваемая на ком-

39 nримированке газа во всех ГГПА, кВт; Nc.>tl.п+l\ -

эффеJсrивнu коминапьиu

мощность одной ГГУ, кВт; Тщn+ll- номинаnьнu темnература воздуха на входе в ГГУ (в К), nрикимаемu oornacкo nасnортным данным дn11 П'У иnи техниче­ ским условиям; Tl(n+IJ- расчетнu темnература воздуха на входе в П'У (в К), оп­ ределяемu из сооткошеиИJI

(1.27.3) Т....цп+IJ - cpeДНJIJI температура воздуха, определяеМВJI по справочным данным; поnравка на изменчивость климатических данных и местный nодоrрев

t:.T. -

воздуха на входе в ГfУ, прииимаемu равной

5 К согласно

рекомендациiМ ра­

боты [19];Рб- среднее барометрическое давnение воздуха (в мм ределяемое по справочным данным;

Q,...

pr. ст.), оп­

QJI(п+ll- низшая рабочая теплота сго­

рания топливного газа (в кДж/м ) соответственно нормативная (34500 кДж/м3 ) и 3

расчетная, определяемu дnя данного состава газа.

При отсутствии паспортных данных показатели Г ., 11 ,... 1 ~о Ne,ll(п+ll и ТII,JI(п+ll дnя ГГУ следует принимать согласно рекомендациям работы Мощность

[19].

N,....._,.. 11 (в кВт) в формуле (1.27.2) рассчитывается следующим

образом:

_ {!. N.r,D(n+l)- L...

i•l ТJ

где ГР

-

N•J(n+l)

(1.27.4)

.... C,.lll(,...llt H'J,DI(,...I)t

W~t1t ~'" с...,...," Стv) заамиr от lllf!WWf101IIJ'Pftl OZJUJЖt)eнu

ZtDa

на

КС-п t..".. хоторu, • OCIItНIНOAI, и ~т nNIUD80i pacrar ~

42 мого ТУ. Так, наnример, при уменьшении темnературы охлаждения газа на КС-11 t."ц. 1 (ot.щnl О)

nоказатели работы ТУ

(KC-n)-(KC-(n+l)) uз.меняются

следующим образом (здесь н в дальнейшем символ "о" обозначает бесконечно малое изменение nоказателя):

1) увеличиваются

на

KC-n:

1.1) рабочая мощность электроnриводов рабочих вентилnоров в УВОГ Nox(nl:

oN.*1 > О; 1.2) энергозатраты на охлаждение газа Wox(nl (!iWox(n\ >О) и их стоимость Cox(nl: оС.,1 • 1 >О;

2) уменьщаются темnературы 2.1)

газа:

в начале ЛУ трубоnровода между К С-п и КС-(п+ 1)

t. (ot., < 0),

nричем

уменьшение этой темnературы nримимается в расчетах равным уменьшению

темnературы luц11 1: Оlн = Oluxtll);

2.2)

в конце указанногоЛУ

r. (!it. О;

KC-(n+ l ):

4.1) стеnень сжатия газа E(n•ll (Etn•ll = (ркщnн) 1PIIC(n+IJ)) (oE(n•ll . т.е. в формуле (1.32.5) r,

=100%, 'т • r

2 •

О. При

nереходе от факт~ срtЮн~ тennoвoro режи111а расс1118Тр11ваемо-

ss Табтща

1.4

Результаты раечета энерrстнчес:хой н эхоиоwичес:хоА эффехтнвности оnтиNИзации тeмnepln')'pИoro режима техиоJЮПIЧес:коrо учаспса

(КС-1НКС-2) nри rаэотурбннном и эпехтричес:хом приводах ЦБН газа на КС-2 и раэпичных ценах на энерrоносИТСJJи

Значение ПOuзaтeJIJI

Единица Среднегодовые nоказатели

1

•'

Задача

измеренu

ПОхаэатеJd

1

2

3

2

3

4

5

Охлаждение 1р1U1спортируемоrо Г83а на КС-1

Цена эпехтроэиергии

l..t-P(II Изменеина температур ох-

лаждеииа газа dT'*lll и газа на входе в ЛУ трубопро-

вода dТм (АТ. =АТ..(11) Изменеине рабочей мощности рабочих эпехтроприводов веНТIIЛJIТОров в УВОГ AN'*(I)

Изменение расхода эпехтроэнергии в УВОГ

AW.ща 1

S6 Продолжение табл.

2

1

4

3

1.4

5

Изменение стоимости элек-

троэнерrии АСох~ 1 ~о расходу-

4,86

млн.рубJгод

0,06

емойвУВОГ Компримирование транспортируемого газа на КС-2

-

Вид энерrопривода ГПА

газотур-

электри-

rазотур-

бинный

ческий

бинный

Цена природного газа ~1)

рубJ( 1ОООм')

912

-

13,8

Цена электроэнергии l..t.t21

рубJ(кВт·ч)

-

0,96

-

Изменение температуры га-

за на входе в ЦБН АТ.ц2 1

к (о/о)

-12,4 (-4,2)

Изменение степени СЖ8ТИJI

газа в ЦБН А2( 21

-

(о/о)

-0,028 (-2,3)

И3МСИение мощности ЦБН газа с приводом

ar:

-

rаэовых турбин Ыlrtz'/.

-

электродвигателей Ыl-..z 1

кВт

-4308

-

-4308

-

..-4492

-

млн.м3/rод

-11,27

-

-11,27

(кВт·ч}lrод

-

-40,7·106

-

Изменение расхода:

-

топливного газа в

ГГПА6Г12 1 ;

-

электроэнергии в

ЭГПААJJ\21

S7 Продолжение табл.

2

1 Изменение стоимости:

-

4

5

-10,28

-

-0,16

-

-39,07

-

мли.рубJгод

природного газа для

ГГПА

-

1.4

3

6.CI(2J;

элеюроэиерrии Д/IJI

ЭГПА6.~2>

Показатели r,>анспорта газа по ТУ (КС-1)-(КС-2) Изменение стоимости энергозатрат на перекачку газа

по ТУ при оснащении КС-2:

млн.рубJгод

-5,42

-

-0,10

-

-34,21

-

-

7,5

7,8

7,5

-

-1,1

-7,0

-2,7

- ГГПА 6-С •.ТУ; -

ЭГПА 6-С.,уу

Коэффициент энерrетической эффективности оптимизации ТР ТУ

(KC-I)-(KC2)

.... .,.

к.

Коэффициент экономической эффективности оптимизации ТР ТУ (КС-1 )-(КС2)

к.

...... •> знак"-" указывает на уменьшение nоказател11, а отсутствие знака, т.е. nоложительное значение nоказателя,

-

на его увеличение.

го ТУ к реально-оптШЮJ~ьному режиму в результате Вltllючениа ве~аторов в

УВОГ на КС-1

(An-..11111 =n,.pe 11.po0- n,.p~ 1 ~,t =25) рабочu мощность эnектроприво-

58 дов рабочих вентиляторов в УВОГ

Nox(l) увеличивается

расход злектроэнергии

приводах

= 5,06·106 (кВт·ч)/год,

4,86 млн. 1)

руб./год,

-

в

этих

что

см. табл.

в

W.".0 )

стоимостном

1.4. При

на

возрастает

на

кВт, а

8Wox(l) =

выражении 8Cox(l) составляет

этом:

температуры охлаждения газа на КС-1

Tox(l)

и газа на входе в ЛУ трубо­

провода между КС-1 и КС-2 т. (Т.= Т0,щ) уменьшаются на

2)

/}Nox!l) = 577,5

17,5 К или 5,6 %;

температуры газа в конце ЛУ трубопровода между КС-1 и КС-2 т. и на

входе в ЦБН газа на КС-2 ТОС! 21 (ТОС! 2 ) = Т.) уменьшаются на

12,4 К или 4,2 %;

3) мошность ЦБН газа на КС-2 уменьшается на //}N,.щl= 4308 кВт; 4) расход топпивного газа в ГГПА на КС-2 уменьшается

на

/8Гщl =

= 11,27 млн. м /год, что в стоимостном выражении 8С 112 ) составляет уменьше­ 3

ние на /8C 1121 I = 10,28 млн. руб./год;

5) стоимость энергозатрат на перекачку газа no ТУ (КС-1 )-(КС-2) уменьшает­

ся на \8Сг.ТУ 1 =5,42 млн. руб./год. Оптимизация теnлового режима ТУ (КС-1 }-(КС-2) в этой задаче является энергетичеСI\U и экономически эффективной, т.к.

к

18N..,(n+l) 1 18N,(2) 1 )II.QXID

w ~»Н.ох = 577,5 = 7,5 >> 1

- (-5,42) 4,86

к....а.--= (-11)Н..,.. значительно больше едИницы.

Важно также отметить, что оnтимизация теплового режима рассматри­ ваемого ТУ nри nрин.IIТОй цене электроэнергии на КС-1 явлаетса экономически

S9 эффективной при цене

газа

(как следует из условия

(1.40)),

превыwающей

862 рубJ( 1000 м ): 3

2·10 3

AW 6Г

1

o.a:(n)

Ц () •2·103

1 эn ....(11+1)

AW

o.a:(l)

\ .. ,... .... iW(2)

Ц

1

>(1)

=

в то время как цена газа в этой задаче составляет 912 pyбJ(IOOO м 3). Если бы задача N! были

посто.IIНными

1 решалась в 1991 и

равными

г., когда цены на электроэнергию и газ

соответственно

0,012

рубJ(кВт·ч)

и

13,8 руб1(1000 м1 (задача .Ni З в табл. 1.4), то при переходе от фактического среднегодо6ого теплового режима ТУ (КС-1ККС-2) к реально-оптимальному режиму:

1)

стоимость электроэнергии, перерасходуемой в УВОГ на КС-1, составила

бы АС..,. 0 >

=0,06 млн. рубJгод;

2) стоимость природного газа, сэкономленного в ГПlА на КС-2, составила бы 1АС,щ 1 = 0,16 мли. рубJгод;

3)

стоимость энергозатрат,

сэкономленных

при

перекачке

газа

по

ТУ

N! 1)

была

(КС-1 НКС-2) составила бы 1АСr,ТУ 1 =0,1 О млн. рубJгод. Оптимизация теnлового реJКИма в этой задаче (как и в задаче бы экономически эффекmutJНой, т.к.

АСТУ АС~.ТУ 1x.uQeRJe

~)

о6оротноЯ водьr в

~ptqruъиa« бассейне

Охла.цеШiе о6оротиоl! вод11 в

{};-:.tа:кден.ие

отжрытой градирне

:J~,•rЭHtiOЙ Гpaдloli)HC! -

е)

or

от Ш'

odopo-torof

---

ж)

воды в

Охлаждение оборотпой воды в

OxA~eiU\e о6оротво11

вент~торной градарве

венткплторной гр~рн~

1

tениых труб аппаратов воздушного

охлаждения: а) приваркое спиральное; б) накатное спиральное на моно­ металлической трубе; в) накатное спиральное на биметаплической трубе;

( ,•) + з))- навитое сnиральное на биметаплической трубе: г) 1-образное; о) завальцоваииое; е) L-ООразиое; ж) двойное L-образное; з) КIМ-образ­ ное.

Duv -

наружный диаметр оребрения;

dap -

внутренний диаметр ореб­

рения;

d, - внутренний диаметр трубы; hp- высота ребра; Ор - тол­ щина ребра; up- шаг между ребрами; h,- rлуби.на завальцовки леи­

ты из алюминиевого сплава в несущую трубу.

l-

стальное сnиральное оребреиие;

спиральное оребрение; зоитапьиая полка.

4-

2-

несущая труба;

3-

навитое спиральное оребренис;

иакатиое

5-

rори­

77 Монометаллические трубы изготавливаются с приварным (см. рис. и накатны.л1 (см. рис.

рис.

2.3, в)

2.3,

2.3,

а)

б) оребрением, а биметаллические- с накатным (см.

и навитым (см. рис.

2.3, г,

д, е, ж, з) оребрением.

Приварное спирш~ьное оребрение из углеродистой стали

применяется в стальных трубах

2 АВО для

при темnературе стенки трубы свыше

1 (см.

рис.

2.3,

а)

охлаждения высоковязких nродуктов

370 °С. Ребра привариваются по всему

периметру или через определенный интервал nри навивке их на несушую трубу

под натяжением. При этом интенсивность теnлопередачи в трубах не ухудшает­ ся. Однако несущая труба в этом случае не защищена от атмосферной коррозии. Д,ля охлаждения высоковязких nродуктов при температуре стенки трубы

меньше 285 °С применяются биметаллические трубы с накатным оребрением 3 из алюминиевого сплава АДl -см. рис.

2.3, в.

В секциях АВО, где дааление трансnортируемого газа достигает

7,45

МПа

(76 кгс/см ), исnользуются только биметаллические трубы, т. к. монометалличе­ 2

ские трубы из алюминиевых сплавов с накатным оребрением

3

(см. рис.

2.3,

б)

рассчитаны на давление продукта в них до 1,57 МПа ( 16 кгсlсм 2 ). Несущие трубы биметаллических труб изготавливаются нз углеродистых (сталь

10, сталь 20), хромамолибденовых

стапей

(сталь Х5М, сталь Х8) и нержавеющих

(Xl8HIOT, Х17Н13М2Т), а оребрение- из алюминиевых сплавов. На­

пример, несущие трубы в АВО газа изготавливаются из сталей

1О

или

20,

а их

оребрение- из алюминиевых сплавов АДl или АДlМ.

Коэффициент > nозволяет осуществлять обмен информациеii между накоnителем на жест­ ком диске ПК (винчестером) и дискетоii, а активизация ние>>

-

n.

«Физическое удале­

удап.RТЬ фaiinы с исходными данными из архива.

При активизации п. «Расчет>> главного меню пользователю предоставлll­

етс.и возможность решать следующие задачи, nеречень которых образует меню второго уровня:

Расчет оптимального режима работы УОГ

(P.l)

Расчет температуры охлаждения rаза в УОГ

(Р.2)

Расчет количества АВО в составе УОГ

(Р.З)

Здесь и в дальнейшем nри описании программы курсивом в меню выделе­

ны оnтимизационные задачи. решение которых nредложено автором иасто.RЩеii работы. Кроме того, обозначения пунt..аов меню в скобках сnрава на экране мо­ нитора не высвечиваются. а приведсны дп.11 облеrчени1 описанИJ nроf11ВММЫ.

Пункт t <

'

Hltlll•

• fCtl-

JCtutJII

.. .

Ift / llo tl

11

Ttlltpa·

.... t

42,971

&rclat.CI '"

n-:•-

'

~·JCUUJ

"...

• Jtfl•

..

:

llt

415.~ _,..

"..,.

_.

$.11. . ;·-с:~--

123

Пример РАСЧЕТ

Жата рас1rта:

1CTABOBII

OIIAI!&BIЯ ГАЗА В6

2

IC

4-10-2003

ICIOJBUE JABBUE: ГааоаровоА:

X-I

loвaptccop••• сrавцм1: Вокrр Qtla ••• 1 T•n АВО: NuovoPiqnone PitJOA tlll DfPfA JCTIIOIXOм OJIIIAflll, •••• куб. 1 1 CJT ••• 95 D•отвост• rata ар• tTIIA&pтвvx JtiOtiiJ 1 lt 1 ху6. 1 ••• О.Ь78 lt6VT0110t llllfllt tll& DOtlt lltltTITtlti 1 ltt 1 lt, tl ,,, 75 Ttвntparypa rata 11 azoat • Jtt&IOIXJ oza&Jitllt 1 rpaa С ••• 50 51p01ttp11ftl01 llllfllf IOIAJ11 1 11 рт. СТ, ,,, 732 ftiDtpiTJpl IOIIJII 11 81011 1 JCTIJOIJf 0111111111 1 rp11 С ,,, -5,5 IOI111tTIO JtfiiOIItiiVI АВО ••• 16 lo••,rcrao 11вт•••торов • rcтa•o••~••vx аво 32

lo••,lcтao рабо,•z •во loэttaQitlf

...

ftll11ftiOt0 COCTOIIII

Сто•аост• JltaтpoJitpraв,

заа••••1

•.•

16

Pfli• 1

АВО

(18т

,,, 1 t ') ••• 0.96

'"''PtrP r••• •• поа• • tao.,..,. rc, ,,.. с ••• s PEЗJIЫATU РАСЧЕТА

TIIDipaтypa

Pat1tTIII

0111111111 raaa

tooтвtтct8Jtt

IIIIIIOi

IOI11fCT80 АВО, p160TII•• I t

loaa-

BOTIPI lilltlll rltl

'lttTIO ра601111 lfl• 8111'11111- 50 1 1111- 111111111TlllfOpOI 11 ltltl· 'ltlllll 11111 Ift• 1 JCTIIOJ• IITOpill ltltlllfO· TIIIТOplll ,.. J lt 101 аво

8680

8

14

2

о

Jtтa·

•

ltliмтo•-

lо•вос:т•

Сто•-

101 llllfllt r111 11 8110Jit 11

:tltaтpoa-

tост•

JtТIIOtll

IOIIt

arc 1 11. tl

30

,...

уста-

IOIIt

··-

ftlltpaTJPI 011111t· 111

0.17273

rpaa С

0.47273

PltiOI tlll ,,,,. JCTIIOIIJ Ollllltlll, •••• IJii. 1_/ tJT ••• 95 Pat1tTIII тttatpltJPI Dllllltlll rata 11 JIIIIOi IC, rp11 С ••• 14.7266

14.789

lrc/ct.tl

73.405

PIIOII pl60111

...,.....

topOI J JCfiiOI lt

pltiOIJ• tiO. Jltктpo-

Jltpr•• 1

,ста-

IOIIt

",,,.

llt

693

665.28

124

Пример РАСЧЕТ УСТАВОВ[И OIIAI4EBИЯ fАЗА

ВмА расч•та: Расчет оотмва1ьвоrо ревква работw 4ата расчета:

24-10-2003

Bi

3

[С

YOf

Врев• расчета:

10:5

ICI04RЫE 4ARRЫE: fазооровоа:

х-х

Еоворtссорваа ставцкя:

Qtia ••• 1 NuovoPignone Расхоа rara ntpta уставовком Вовtр

Тмо АВО:

111. rуб. 1 1 сут ••• ~5 rr 1 rуб. в ••• 0.678 lэбWTOЧIOt AllltИif Г181 DOCif IIГitTattltw 1 !ГС 1 11, Cl ,,, 75 4оDfстмкwе nотер• ~·•••••• raaa 1 АВО, xrc 1 re. cl ••• 0.15 Тtиоtратура raaa Xl IIOAt 1 JCTaiOIKJ OlliiAtiXI 1 rpla С,,, 70 Бapoвtтpwчtcrot aat~fИWt JOtayxa, 11 рт. ст •••• 732 ftKDtpaтypa J08Afll 11 IIOAt 1 JCTIIOitJ 01111Atl11 1 ГрiА С ,,, 30 [OIMЧfCTIO JCT!IOI3tiiWI АВО ••• 16 Ео1мчtство аtитwааtоров 1 уставоваtавwх АВО ••• 32 [oi•ЧtCTIO paбO,II 680 ,,, 16 [оэtt•~•tвт тtхвкчtсrоrо состо•••• А80 ••• 1 Стомкость эatrтpoэltprкx, руб. 1 (rВт t ,) ••• 0.96 зг"гwwаt т••а•ратура otaar••••• rata 1 rpaa С .•• 47 охаа1аевха,

П•отвост~ гага орк ставаартвwх усао•••х,

РЕЗУIЫАТН РАСЧЕТА

•

1

Ttaotpa-

lоа•чtстао АВО, ра6ота•••• е Е о .. -

,f(Т80

Ooтtpl

pi-

•• ...,.-

••••

···-

• 680

Pacro• Расхоа

11

r••• ''''' lalвttar• ••••• rtttltltt

1

11, C:l

0.1471'1 rуб.

11

111. ку6.

,1 е,•.+·

5. Рассчитывается средний коэффициент теплопередачи от газа к воздуху в секциях АВО kлвu.ф

(4.21)

где Fлuu. 1 -nоверхность теnлообмена одного АВО. Для получения более достоверных результатов исnытаний измерение не­ обходимых лараметров работы АВО на одном режиме выполняется несколько

раз. Кроме того, исnытания АВО проводятся nри различных режимах работы аnпарата, реализуемых за счет изл1енения:

1) расхода

газа через АВО путем изменения nроизводительности наmетате­

лей, nодающих газ в АВО, а также с nомощью отсечных или байnасиого кранов на трубоnроводной обвязке УОГ;

2) расхода

воздуха через АВО nyreм изменения угла установки лопастей вен­

тиляторов, а также количества рабочих вентиляторов в апnарате;

3) температуры газа на входе в

АВО nутем изменения nроизводительности

149 нагнетателей, nодающих газ в АВО, а также, nроводя исnытания в разное время года;

4) те;ипературы

воздуха на входе в АВО, что достигается nроведением исnы­

таний в разное время суток и года.

Для оценки эффективности охлаждения газа в АВО целесообразно ввести

показатель тепловой эффективности аппарата

Q;", представляющий собой от­

ношение фактического коnячества теплоты (теплосъема) Q 1 .Ф, передаввемой в

аппарате от газа к воздуху, к расчетному (теоретическому) теплосъему

Q1 [4]: (4.22)

Тепловая эффективность АВО измеряется в долях единицы или процен­ тах (после умножения правой части сооmошения

После преобразоввния формула

Q\,ф

(4.22)

1с р,т, Ф(t ~.и

nринимает вид

Ф) _

G -t _ .---Q G 1 cp,m(t~.и -tOJt)

Q

ш,

1

где

G 1 -массовый

изобарная

(4.22) на 100).

-t

г,и

-tOJt,ф

t,,."

(4.23)

-tOJt

расход газа через один АВО; ср.-.Ф• ер.-- средняя удельная

теплоемкость

газа

соответственно

фактическая

н

расчетная;

r.,.. -температура газа на входе в АВО; fох.Ф• tox -температура охлаждения газа в АВО соответственно фактическая н расчетная.

Теплоемкости газа Ср.m.Ф н Ср.т в соотношении

(4.23)

можно принять рав­

ными, сократив их. При этом поrрешность в определении показателя превышает

1,5

Q1

не

о/о. С учетом указанного допущения тепловая эффективность ап­

парата определяется как отношение фактического перепада температуры газа в

АВО Ьlлоо.ф (Ылво.ф

= (tr,u- fох,ф)) к расчетному Аtлво (Аtлоо = (tr,IX- lo,)): Q. = (Аtлоо.ф 1 Аtлво) .

(4.24)

150 Фактический перепад температуры газа в АВО Млво.Ф определяется по данным

измерений температур I,,IX и lох.ф при испытаниях аппарата, а теоретический пе­ репад 6tлво- nутем расчета температуры охлаждения газа в АВО

t...

Проведя теплотехнических испытаний АВО газа, можно также оценить степень загрязнения внутренней поверхности теплообменных труб аппарата,

характеризуемую фактическим термическим сопротивлением загрязнений этих труб

r,.., которое влияет на эффективность охлаждения газа в АВО. В результа­

те сопоставления фактического термического сопротивления загрязнений

определяемого из соотношения

Гг,ф = с его расчетным значением

(3.21):

1(

1

-;; k АВО,ф

r,,

r•.••

1 )

ljl

-

а.г,ф

-

а. •.ф

(4.25) '

которое, как правило, приводится в технической

документации на АВО, решается вопрос о необходимости чистки внутренней

поверхности труб в секциях АВО или о замене аппарата. Расшифровка обозна­

чений в формуле (4.25) приведсна в разделе 3.2. В качестве иллюстрации изложенного в табл.

4.1 лриведены результаты

испытаний АВО 2АВГ-75 на КС «Толыn7И» МГ «Челябинск-Петровск» [15]. Фактические локазатели одного из режимов работы АВО сопоставлены с рас­ четными показателями, оnределенными nри nараметрах (расходах, давлениях и температурах) газа и воздуха на входе в АВО. Расчетные локазатели определе­ ны по методике, изложенной в разделе

3.2. Следует отметить, что расчетные

показатели могут также определяться с помощью номограммы для расчета тем­

nературы охлаждения газа в АВО, если таковая имеется в составе технической документации на апnарат.

При исnытаниях аппарата 2АВГ-75 различие между количествами тепло-

ты, отданной газом Qr.l.ф и лолученной воздухом Q...... составило 4,2 %, что

151 Таблица4.1

РезульТ1ПЫ теnлотехнических исnытаний аnпарата воздушноrо охлаждения трансnортируемого газа 2АВГ-75 на КС «Тольятти» Размерность

Значение nоказателя

Показатели

показателя

Фактическое

Расчетное

1

2

3

4

Результаты измерений показателей работы АВО Показания дифференциального

n4

манометра по шкале расхода

%

50,6

кгс/см 2

71,63

"С(К)

25,3 (298,45)

кгс/см 2

71,86

Избыточное давление газа перед диафрагмой р...,. Температура газа nеред диаф-

рагмой

r. (TJ

Избыточное давление газа на входе Рг.ах.и

Избыточное давпение газа на

кrс/см 2

выходе Рг....х.н

1 Температура газа на входе lг,u.

•с

Температура газа на выходе

•с

r.....,

-

71,63 45,8

-

25,3

Барометрическое давление воз-

i духарб t.,....

754

мм рт. ст.

Температуры воздуха на входе

Измерены в

•с

8

точках вход-

ных сечений nатрубков воз-j душного траJ>.-та АВО

l

рис.4.1

- см.,

\52 Продолжение табл.

1

2

3

Температуры воздуха на выходе

4

Измерены в •с

r~...wx.i

4.1

126 точках

-

выходных

сечений сек-

Скорости воздуха на выходе

-

цийАВО-

м/с

Wв,awx.i

см. рис.

4.1

Угол установки лопастей венти-

15

градус

ляторов

Результаты расчетов показателей работы АВО Абсолютное давление газа перед

кгс/см 2

72,55

-

0,887

q, ..•-r•• ;

м 3/ч

267526

массовый Мг.сr.•

кг/ч

диафрагмой р. Коэффициент сжимаемости для газа

z, при давлении р4 и темпе-

ратуре

r.

Расход газа при стандартных условиях:

-объемный

-

кrс/см

Потери давления газа 6flлoo

Среднее абсолютное давление rазар,

...,

Темnература газа на выходе

tr,....,.

180312 1

0,23

0,18

(кПа)

(22,56)

(17,65)

кгс/см'

71,75

71,77

(МПа)

(7,04)

(7,04)

•с

25,3

26,4

1

!

i 1

!

153 Продолжение табл.

1 Средняя температура газа

t.""

(Т•..,)

4.1

2

3

4

ос

35,6

36,1

(К)

(308,75)

(309,25)

Дж!( кг· К)

2727

2722

м/с

3,44

-

м'/ч

863165

820000

Средняя изобарная теплоемкость для газа

Cp.r""

Средняя скорость воздуха на выходеw,,..,,

Объемный расход воздуха V~, 1 Температура воздуха на входе

t •.ax

ос

17,3

Температура воздуха на выходе lr,awx

ос

27,8

26,9

кr/t.t

1,164

-

Дж!( кг· К)

1003

1003

МВ т

2,800

-

МВ т

2,687

%

4,2

-

МВ т

2,744

2,651

Плотность воздуха на выходе Pa,ewx

Средняя изобарная теплоемкость воздуха ер,.""

;1 Количество теплоты Q.•1, от-

i данной газом \ Количество теплоты Q..1, полу-

iченной воздухом

! Различие между Qг.l и Q~,1 ' ! Среднее количество переданной

1

[ теплоты Q1..,

\54 Продолжение табл.

1

2

3

4

к

12,3

13,4

-

0,859

0,899

к

10,6

12,0

Вт/(м2 ·К)

27,3

22,2

кВт

38,6

39,2

4.1

Среднелогарифмический температурный напор при противото-

ке 8nрот Поправочный коэффициент на схему движения газа и воздуха

Еы

Средний температурный напор

е

..

Средний коэффициент теплопе-

редачи от газа к воздуху kАво Средняя мощность, потребляемая электроприводом вентиля-

тора

свидетельствует о достаточной точности проведения испытаний АВО и досто­

верности полученных результатов: средний коэффициенттеплопередачи от газа 2

к воздуху (27,3 Вт/(м ·К)), характеризующий интенсивность пе~дачи теплоты

в АВО, больше расчетного (22,2 Вт/(м ·К)) на 23 %; средний температурный 1

напор лоты

на

(10,6

(2,744

3,5 %,

(26,4

К) меньше расчетиого МВт),

(12,0

К) на

nереданной в аппарате,

11,7 %;

больше

а температура охлаждения газа в АВО

"С) на

0,4 %.

В табл.

4.1

среднее количество теп­ расчетиого

(25,3

(2,651

МВт)

°С) меньше расчетной

прнведены также такие важные показатели рабо­

ты АВО, как потери давления газа в АВО (0,23 кrclcti), nревыщающие расчет­ ные (0,18 кrс/см 2 ) на 27,8 %, и cpeдiOIJI мощность электропривода вентилiТОр8 АВО

(38,6 кВт), которая меньше расчетной (39,2

кВт) на

1,5 %.

155 Потери дамении газа в аппарате д!JАвО.ф можно определить как разность

дамений Рг.-х.и.Ф и Рr.аwх.и.Ф (6J>АВО,ф

=Рr.ах.и.ф- Рr.аwх,и,ф). измеренных образцовыми

манометрами соответственно М 1 и М2 или с помощью лабораторного диффе­ ренциального манометра ДМ!, которому следует отдать предпочтение, рис.

-

см.

4.1. То, что значения ук~QШ~иых в таблице

4.1

показателей работы АВО явля­

ются более высокими по сравнению с расчетными значениями, объясняется от­

сутствием 'загрязнений на теnлообменных поверхностих АВО, т.к. аппарат до испытаний не эксплуатировался.

156 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРА ТУРЫ

l.

Алиеs Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Д. и др.ТрубопроводныА транс­

порт нефти и газа: Учебник для вузов.- М.: Недра,

2.

1988.-368 с.

Апостолоs А.А., Бикчентай Р.Н., Бойко А.М. и др.Энергосбережение в

трубопроводном транспорте газа- М.: Нефть и газ,

2000. - 176 с.

3. Бикчентай Р.Н., Козаченко А.Н., Поршаков Б.П., ШпотаковскиА М.М. Влияние температуры транспортируемого газа на топливно-энергетические за­ траты КС

11 Газовая

промышлеююсть.

- 1991. - N2 2. -

С.

19-21.

4. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М. Оценка эффективности работы сис­ тем воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях магистрального

газопровода Средняя Азия

- Центр // Реф.сб. Информнефтегазстроя «Проехти­

рование и строительство трубопроводов и газонефтепромысповых сооруже­

ний)),

5.

1979. - .N! 12. -

С.

8-11.

Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Паикратов В.С. Оптимизационные

расчеты установок воздушного охлаждения газа в АРМ диспетчера КС 11 Обз. информ.: Сер. Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышлен­ ности.- М.: ИРЦ Газпром,

1993.-35 с.

6. Бикчеитай Р.Н., Шлотаковский М.М., Третьяков В.В. Оnтимизации работы установок воздушного охлаждении nриродного газа ность.-

7.

//

Газовая промыwлен­

1994.- .N"2 9.- с. 8-10.

Васильев Ю.Н., Марголин Г.А. Системы охлаждения компрессорных и

нефтеперекачивающих станций. -М.: Недра,

1977.- 222 с.

8. Вихирев Р.И. Газовая промыwленность: состояние и nерсnективы. Роль ученых ГАНГ имени И.Мiубкина и ИПНГ в реализации кадровой и научноА

политики в отрасли // Докn. на совм. засед. Ученого Совета ГАНГ им.

157

И.М. Губкина и ИПНГ РАН и Гаскомвуза РФ, 23дек. 1994 г.- М.: ГАНГ им И.М. Губкина,

9.

1995. - 30 с.

Карпов С.В., Галиуллин З.Т., Ходаиович И.Е. и др. Транспорт больших

потоков газа с учетом тепловых режимов газапроводов и охлаждения газа на

КС

11 Газовая промышлениость. - 1972. - .N2 5. -

10.

С.

14-17.

Климеяко А.П., Каневец Г.Е. Расчет теплообменных аппаратов на Зllек­

тронных вычислительных машинах. - М.-Л.: Энергия, 1966. - 270 с.

11.

Козаченко А.Н. Энергопривод компрессорных станций: Учебное посо­

бие.- М.: Нефть и газ,

12.

Концепция энерrосбережения в ОАО «Газпром» на

ИРЦ Газпром,

13.

1995.- 114 с. 2001-2010 rr.-

М.:

2001.-66 с.

Крылов Г.В., Матвеев А.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И. Эксплуатация

газопроводов Западной Сибири. -Л.: Недра,

1985.- 288 с.

14. Кунтыш В.Б., Кузнецов Н.М. Тепловой и аэродинамический расчеты аребренных теплообменников воздушного охлаждения.- СПб.: Энергоатомиз­ дат,

1992. - 280 с.

15.

Марголин Г.А., Карпов С.В., Бикчентай Р.Н. и др. Новый аппарат воз­

душного охлаждения

16.

Методика

ВНИИГ АЗ,

11 Газовая промышленность.- 1984.- .N"! 3.- С. 26-27.

расчета

аппаратов

охлаждения

-

М.:

и аэродинамического расчета аппаратов воздушного

охлаждения.- М.: ВНИИНЕФТЕМАШ,

1982.- 98 с.

Методика теплового и аэродинамического расчета аnпаратов воздушного

охлаждения производства ОАО «Пенэхиммаш». -М.:

2003.-21 19.

газа.

1982. - 32 с.

17. Методика теплового

18.

воздушного

000

НПК «Кедр-80»,

с.

онm

51-1-85.

Общесоюзные нормы технологического проепироваиия.

Магистральные трубопроводы. Ч.l. Газоnроводы: Утв. М-вом газ. пром-сти

158

1.01.86.- м., 1985.-220 с. 20.

Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носкова А.А. Примеры и задачи по курсу

процессов и аnпаратов химической 'tехнопоrии. 10-е изд., перераб.- Л.: Химия,

21.

1 Под

ред. Романкова П.Г.

-

1987.-576 с.

Поршаков Б.П., БикчентаА Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопе­

редача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности): Учебник для вузов.- М.: Недра,

22.

Правила

28-64.

1987.-349 с.

Измерение расхода ЖИДJСостей, газов и паров стандарт­

ными диафрагмами и соплами. -М.: Государственный комитет стандартов, мер

и измерительных приборов при СМ СССР,

23.

Свидетельство об официальной

N!! 2004610071. ной станции

24.

Шпотаковский. -М.: Роспатент,

2.05.06-85.

Вассермаи и др.- М.: Недра,

ТУ

nа АВГБ.

27.

ЭВМ

1.01.86 11

Гос­

1985.-52 с.

Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации при­

родных газов: Справочное пособие

26.

для

5.01.2004 г.

Магистральные трубопроводы.- Введ.

строй СССР.- М.: ЦИТП Госстроя СССР,

25.

программы

Расчет установки воздушного охлаждения газа на компрессор­

1 М.М.

СНиП

1964.- 148 с.

регистрации

ТУ

106.6055.00.000 -

Введ.

Загорученко, Р.Н. БикчентаА, А.А.

1980.- 320 с.

ТУ. Аппараты воздушного охлаждения блочного ти­

3.0 1.02. -

106.6090.00.000

1 В.А.

Пенза: ОАО «ПензхиммаuD>,

2002. - 31

с.

ТУ. Аппараты воздушного охлаждения малопоточ­

ные камерные типа АВМК.

-

Введ.

3.01.02. -

Пенза: ОАО «Пензхиммаш)),

2002.-28 с. 28.

Фарфоравекий Б.С., Фарфоравекий В.Б. Охладители циркуляционной во­

ды тепловых электростанций.- Л.: Энергия,

29.

1972.- 112 с.

Ходаиович И.Е., Кривошеин Б.Л., БикчентаА Р.Н. Тепловые режимы ма­

гистральных газопроводов.- М.: Недра,

1971.-216 с.

159

30.

Шлотаковский М.М. Охлаждение 1рансnортируемого природного газа на

компрессорных стаици.их магистральных газоnроводов: Методические указа­

НИJI.- М.: Государствеинах ахадемИJI нефти и газа,

31

Шлотаковский М.М. Энерrосбережение при трубопрово,цном транспорте

nриродного газа 11 ГазоваJI nромыuшенность.

32.

- 1998. - N2 11. -С. 19-21.

Шлотаковский М.М. Энергосбережение nри эксплуатации газопровода

большого диаме"Iра 11 Газо88JI промыuшенность.

33.

1991.-60 с.

- 2004. - .N! 3.- С. 49-51.

Шпотаковский М.М., Бикчентай Р.Н. Расчет системы охлаждеНИJI при­

родиого газа на компрессорных стаицИJIХ магистральных газопроводов

11 Экс­

пресс-информации: Сер. Трансnорт, хранение и испот.зование газа в народном хозяйстве.- М.: МИНГАЗПРОМ.

1976.- N9 6.- С. 3-5.

160

Шnатакоаский Михаил Михайлович

ТЕПЛОВЫЕ РЕЖИМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Учебное nособие

Сводный тематический nлан

Подnисано в nечать

Объем-

2004 - 2005 r.r. Формат 60х90/16

r.

Тираж

10 уч.- изд. л.

Заказ .N! S ~,t

Отдел оnеративной nолиграфии РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

117917,

Москва, Ленинский nросnект,

65

- 100 экз.