Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБЩЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
Институт Транспорта
Кафедра: ПЭНХ
Курсовой проект
По дисциплине: Проектирование и эксплуатация МГ.
На тему: Эксплуатация МГ.
Якименко А.Н.
Проверил: доцент, к.т.н.
Зубарев В.Г.
Тюмень 2006
Содержание расчетно-пояснительной записки
Введение………………………………………………………………………………4
1. Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце……………………………………………………………………………………..5
2. Оценка возможности и места образования гидратов.……………………..……….15
3. Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы МГ……..18
Список использованной литературы ………………………………………………….19
Введение
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до потребителей газа. Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет упругой энергии, приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его сжатии.
Приобретенная газом энергия в последующем расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.
Компрессорные станции являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех капиталовложений в системы транспорта газа и 60% всех эксплуатационных затрат по этим системам.
Надежность и экономичность транспорта в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и проспектов развития районов расположения станций.
В процессе эксплуатации МГ решаются следующие основные задачи:
- обеспечение безопасной работы оборудования и газопровода в целом;
- реализация заданной (плановой) или технически возможной производительности;
- выбор технологической схемы и режима работы обеспечивающих оптимальную работу МГ.
1.Расчёт режима работы МГ в августе месяце.
Расчет режима работы 1-ой КС.
Расчет состоит в определении мощности N, потребляемой каждой компрессорной машиной, и мощности Nер, развиваемой приводящим ее приводом.
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства:
N ≤ Nер
Экономичность – при Рн = Р1н и следующих условиях:
для КС с центробежными нагнетателями при Та=284,4 К > 273 К
hпол > 0,8; 0,9Nер ≤ N ≤ Nер;
где Рн – давление на выходе КС; Р1н – номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе станции; hпол – политропический к.п.д., определяемый по приведенной характеристике нагнетателя; Та – средняя температура наружного воздуха в августе месяце в городе Надым.
Расчёт располагаемой мощности ГТУ.
Располагаемая мощность ГТУ, приводящий центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условия работы установки по формуле:
где Nен - номинальная мощность ГТУ, кВт; kн - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ; kt - коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха; kоб - коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы; kу - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов; Ра - расчётное давления наружного воздуха, МПа; Тз и Тзн - расчётная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К.
Тз = Та + δ Та = 284,4 + 5 = 289,4 К.
где δ Та = 5 К.
Расчет режима работы центробежных нагнетателей.
На компрессорной станции, оборудованной центробежными нагнетателями, имеет место одноступенчатое сжатие. Расчет режима работы такой станции проводится по одной ступени сжатия. Результаты расчета справедливы для всех параллельно работающих нагнетателей, составляющие единую ступень сжатия.
Расчет режима работы нагнетателей первой ступени сжатия.
1.Определение параметров газа на входе нагнетателей первой ступени сжатия:
ТВ1=ТВХ; РВ1=РВХ – DРВХ;
где ТВ1 и ТВХ – температура газа на входе нагнетателей первой ступени и на входе КС, К; РВ1 и РВХ – давление газа на входе нагнетателей и КС, МПа; DРВХ – потери давления во входных технологических коммуникациях КС = 0,12 (из приложения «Проектирование и эксплуатация компрессорных станций» Перевощиков С.И.)
ТВ1=ТВХ=273 К; РВ1=4,8 - 0,12=4,68 МПа.
Плотность газа находится по формуле:
rст = Drвоз;
где rвоз – воздуха при стандартных условиях (20 0С и 760 мм.рт.ст.), кг/м3; D - относительная плотность газа по воздуху (принимается rвоз=1,205 кг/м3 и D=0,561).
rст=1,2050,561=0,676 кг/м3.
Газовая постоянная, транспортируемого газа:
R=287/D;
R=287/0,561=511,59 Дж/кгК.
2.Расчет характеристик газа при условиях на входе в нагнетатели:
rВ1= РВ1106/(Z1RТВ1);
где R – газовая постоянная, транспортируемого газа, Дж/кгК; rВ1 – плотность газа при условиях всасывания, кг/м3; Z1 – коэффициент сжимаемости газа при условиях всасывания (принимается по номограмме Z1=0,890!!!!!!РИСУНОК!!!!!!).
3.Определение объемной производительности нагнетателя в м3/мин.
где Qv – производительность нагнетателя, м3/мин; Q – производительность КС, м3/сут; принимаем Q =120 млн. м3/сут; n – количество параллельно работающих нагнетателей.
4.Определение потребной частоты вращения ротора нагнетателя.
Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота вращения его ротора должна быть равной или близкой nн; принимаем n = 4800 об/мин.
5.Определение приведенной производительности нагнетателя:
Qпр =QVnн/n
Qпр =370,064900/4800 =381,85 м3/мин.
6.Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнетателя:
где Zпр, Rпр, Тпр – параметры газа с приведенной характеристики;
Zпр = 0,895; Rпр = 508 Дж/(кгК); Тпр = 288 К.
7. Определение степени сжатия нагнетателя Е, относительной приведенной внутренней мощности нагнетателей (Ni/rн)пр и политропического КПД hпол по приведенной характеристике нагнетателя.
(Ni/rн)пр = 353; hпол = 0,81.
8. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа.
Нагнетателю гарантируется беспомпажная работа при соблюдении неравенства:
;
где – значение Qпр из приведенной характеристики (=312);
9. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем:
Ni = (Ni/rн)прrВ1(n/nн)3пр
Ni = 35337,651,053 =13385,36 кВт.
10.Определение потребной мощности для привода нагнетателя:
N = Ni/(0,95hM);
где hM - механический к.п.д. нагнетателя, для газотурбинных ГПА принимается равным 0,98.
N =13385,36 /(0,950,98) =14377,4 кВт;
Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства:
N ≤ Nер,
14377,4 ≤14580, проверка выполняется;
для КС с центробежными нагнетателями при Та=284,4 К > 273 К
hпол > 0,8; 0,9Nер ≤ N ≤ Nер;
0,914580=1312214377,414580, проверка выполняется.
11. Расчет параметров газа на выходе нагнетателей первой ступени.
ТН1=Т В1E0,235/ ; РН1=РВ1 Е;
где ТН1 и РН1 – давление и температура газа на выходе нагнетателей, К и МПа соответственно; hпол = 0,81.
ТН1=2731,530,235/0,81 =308,8 К; РН1=4,681,53=7,39 МПа.
;
где и- соответственно давление и температура газа на выходе нагнетателей, МПа и К;
- потери давления в коммуникациях на выходе КС.
следует принимать по нормативным данным, = 0,12 МПа;
-номинальное давление на выходе КС или требуемое давление на выходе
станции (при недогрузке газопровода), МПа;
- допустимая температура из условия сохранения прочности и устойчивости трубопровода и изоляции, 333 К;
= 7,35 + 0,12 =7,47 МПа,
7,39 7,47 МПа проверка по прочности нагнетателя выполняется.
308,8<333 К проверка выполняется.
12. Расчёт температуры после АВО.
,
где Q0- теплосъём, мВт;
n2- количество АВО работающих с двумя вентиляторами;
n1-количество АВО работающих с одним вентилятором;
n0- количество АВО с выключенными вентиляторами;
К2=1,0; К1=0,55; К0=0,18- коэффициенты тепловой эффективности работы;
M - массовый расход газа КС, кг/сек.;
,
,
где ТН1 и РН1 – давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, К и МПа соответственно.
,
Массовый расход газа через один АВО равен:
n - число работающих АВО;
Теплосъём АВО 2АВГ-75 С равен :
,
Расчёт температуры при всех работающих вентиляторов в августе месяце:
,
.
13. Определение числа рабочих пылеуловителей.
Рассмотрим ГП 144
Потребное количество пылеуловителей циклонного типа определяется следующим образом. Первоначально уточняется рабочее давление пылеуловителя (оно равно давлению газа на входе КС).
Рвх=4,8+0,12=4,92 МПа; РН =4,92 МПа.
По характеристике пылеуловителя определяются его минимально и максимально допустимые производительности Q.max и Q.min:
Q.max =19,7 млн.м3/сут; Q.min =14,8 млн.м3/сут.
При отличии плотности транспортируемого газа при стандартных условиях от 0,75 кг/м3 полученные значения Q.max и Q.min корректируются:
Коэффициент изменения производительности пылеуловителей равен 0,91, тогда выполняем поправку
Q.max =19,7+0,91=20,61 млн.м3/сут; Q.min =14,8+0,91=15,71 млн.м3/сут.
По уточненным значениям производительностей определяется потребное число пылеуловителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов, нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности Q.max, а при работе всех аппаратов – не выходила за пределы минимальной производительности Q.min.
При количестве пылеуловителей:
n=4. Тогда Q=QКС/n=120/4=30 ,что не входит в пределы; если один отключаем, то Q = 40 не входит в интервал.
n=5. Тогда Q=QКС/n =120/5=24, что не входит в интервал; если один отключаем, то при n=4, Q =30 не входит в интервал.
n=6. Тогда Q=QКС/n=120/6=20, что входит в интервал, если один отключим, то при n=5, Q=24, не входит в интервал.
n=7. Тогда Q=QКС/n=120/7=17,143, что входит в интервал, если один отключим, то при n=6, Q=20, не входит в интервал.
Из расчётов видно что если принимать количество пылеуловителей равным n=6, как было задано в начальных условиях, то очистка газа выполняться не будет, следовательно количество пылеуловителей примем равным n=7.
Расчет 1-го участка.
Основным расчетным уравнением для участка магистрального газопровода МГ является уравнение пропускной способности:
где Q – пропускная способность участка, ;
– давление в начале и в конце участка, МПа;
D – эквивалентный диаметр труб, м;
Z–коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в участке;
Т – средняя температура газа в участке, К;
l – длина участка, км;
λ – расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления.
Коэффициент сжимаемости Z и динамическая вязкость газа η определяются через приведенные значения температуры и давления:
=,
,
где и – приведенные давления и температура; и – давление, при котором определяются свойства и критическое давление газа; и – температура, при которой определяются свойства и критическая температура газа:
,
,
,
где ∆ примем равным 0,561.
Средние значения давления и температуры газа в участке:
Примем атмосферное давление Ра=0,1, тогда ;
Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим из уравнения:
,
где и – температура газа после АВО и в конце участка, К.
Примем =273К, =296,3К.
.
Для определения коэффициента сжимаемости и динамической вязкости газа рекомендуется использовать следующие зависимости:
Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томпсона газа
определяются из уравнений:
При полной загрузке МГ чаще всего работают в квадратичной зоне, в этом случае эквивалентная шероховатость труб равна 0,03 мм и формула для определения теоретического значения λ принимает вид:
,
где D- внутренний диаметр трубы, мм
.
При определении гидравлических сопротивлений учитывают возможность засорения трубопровода в процессе эксплуатации и наличие местных сопротивлений:
,
где Е – коэффициент эффективности работы участка, принимаемый при регулярной отчистке МГ равным 0,95.
Из уравнения пропускной способности МГ выражаем давление перед станцией №2, получим:
Температура газа в конце участка, перед станцией №2
k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2К),
М – массовая производительность газопровода, кг/с.
,
Примем k=1,5 Вт/(м2К) и найдем значение показателя a
Состояние внутренней полости участка газопровода характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности Е:
Расчёты режима работы 2-ой КС и 2-ого участка приведены в таблице №1 и в таблице №2, приведённых ниже.
Таблица №1
Расчет режима работы 2-ой КС
|
Nер,кВт |
14580 |
|
ТВ2,К |
273,1 |
|
РВ1,МПа |
4,68 |
|
,кг/м3 |
0,676 |
|
R, Дж/кгК |
511,59 |
|
Z2 |
0,893 |
|
rВ2, кг/м3 |
37,65 |
|
Qv, м3/мин |
370,06 |
|
Qпр, м3/мин |
381,85 |
|
(n/nн)пр |
1,05 |
|
E |
1,53 |
|
312 |
|
|
Qпр/ |
1,224 |
|
(Ni/rн)пр |
353 |
|
hпол |
0,81 |
|
Ni,кВт |
13385,36 |
|
N,кВт |
14377,4 |
|
N ≤ Nер |
14377,414580 |
|
0,9Nер ≤ N ≤ Nер |
1312214377,414580 |
|
ТН2,К |
308,8 |
|
РН2,Мпа |
7,39 |
|
308,8333 |
Таблица №2
Расчет 2-го участка
|
Ркр,МПа |
4,637 |
|
Ткр,К |
192,49 |
|
Рср,МПа |
5,25 |
|
Тср,К |
280,47 |
|
Рпр |
1,132 |
|
Тпр |
1,457 |
|
0,256 |
|
|
Z |
0,893 |
|
,Пас |
11,6810-6 |
|
Ср, |
2,56 |
|
Di, |
4,14 |
|
9,24510-3 |
|
|
0,0108 |
|
|
Рк,МПа |
2,0 |
|
,К |
273 |
|
,К |
280,48 |
3.Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы МГ.
Производительность (Q): производительность заданная в начале расчета Q=55,24 млн.м3/сут, соответствует установленному оборудованию , т.к. выполняется проверка по давлению в конце учсатка (Р=Рк), а также производительность находится в допустимом интервале (50-60) млн.м3/сут (по ОНТП 51-1-85).
Мощность (Nре): При номинальных значениях параметров системы охлаждения двигателя располагаемая мощность синхронного электродвигателя равна номинальной мощности. Nen = Nер=12500 кВт.
мощность для привода нагнетателя: N=12370,6 кВт. Возможность транспорта газа в заданном количестве существует при соблюдении неравенства:
N ≤ Nер, 12370,6 ≤12500, данная мощность, потребляемая нагнетателем, соответствует условию работы КС и МГ.
КПД (hпол): политропический к.п.д. нагнетателя принимается равным не ниже 0,8 (по ОНТП), поэтому данный hпол=0,85 соответствует условию работы КС и МГ.
Характеристика циклонного пылеуловителя ГП 144.00.000
2.4. Оптимизация температурного режима газопровода
Основной причиной установки АВО на КС является необходимость обеспечения сохранности антикоррозионной изоляции и устойчивости трубопровода. С другой стороны, охлаждение приводит к снижению средней температуры газа в участке, что сопровождается снижением гидравлического сопротивления и, как следствие, повышением пропускной способно сти участка или при неизменной производительности снижением затрат энергии. Снижение средней температуры на 3-4 градуса приводит к повышению пропускной способности на 1%. Следовательно, охлаждение газа является достаточно эффективным способом повышения экономичности работы МГ.
Оптимизация температурного режима МГ может рассматриваться в двух аспектах:
- оборудование КС установками охлаждения газа;
- выбор оптимального числа работающих вентиляторов на установленных АВО.
Установка новых АВО приводит к повышению стоимости основных фондов КС. Доля АВО в стоимости станции составляет (3-4)% . Охлаждение газа приведет к снижению затрат мощности ГПА на его транспорт и, как следствие, к снижению стоимости энергии на перемещение газа по участку. В АВО газ охлаждается воздухом, подаваемым вентиляторами с приводом от электродвигателей, что увеличивает затраты электроэнергии на КС.
Увеличение суммарной стоимости затрат энергии на транспорт газа по участку однозначно свидетельствует о нецелесообразности оборудова ния КС аппаратами воздушного охлаждения.
При снижение затрат энергии целесообразность оборудования КС АВО оценивается сроком окупаемости дополнительных капиталовложений:
, (2.3)
где КА - капитальные затраты на дооборудованние КС;
S1 и S2 - стоимость энергии до и после дооборудованния КС;
Для случая оборудования КС газотурбинными перекачивающими агрегатами энергозатраты представлены топливным газом и электроэнергией:
, (2.4)
где QT – расход топливного газа (2.19), тыс.м3;
СТ – стоимость топливного газа, руб/тыс м3;
СЕ – стоимость электроэнергии, руб/кВт час;
АЕ - затраты электроэнергии на охлаждение газа, кВт час:
, (2.5)
пв - количество работающих вентиляторов на всех АВО, при ко тором обеспечивается оптимальное значение температуры T1;
NВ - мощность, потребляемая одним электродвигателем, вращаю щим вентилятор, кВт;
Тb - время работы вентиляторов, час.
Температура газа на выходе КС и средняя температура газа в участке определяются уравнениями (1.59) и (1.61).
Оптимальная температура газа на выходе КС и соответствующая ей схема работы АВО определяются минимумом затрат энергии (2.4).
Газ, поступающий на КС с температурой Т2, при компримирование нагревается до температуры ТН:
. (2.6)
На МГ малого диаметра температура на выходе станции Т1 равняется ТН. Если станция оборудована АВО, то в этом случае
, (2.7)
где Q0 - теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, Вт;
, , - коэффициенты тепловой эффективности АВО при 1,2 и 0 работающих вентиляторах;
п2, п1, п0 - количество АВО, работающих с 2,1 и 0 вентиляторов;
G - массовый расход газа через все АВО, кг/с;
СРт - теплоемкость газа при условиях АВО, Дж/(кг ? град) при
, (2.8)
здесь Т1-температура газа на выходе КС (АВО).
Теплосъем Q0 удобно определять по номограммам теплового расчета АВО в зависимости от G1 и (Тн – ТА) . Для АВО 2АВГ-75с Q0 можно определить из зависимости:
, (2.9)
где Q0 – теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, кВт;
ТА – температура воздуха, К;
G1 - массовый расход одного АВО, кг/с.
Значения коэффициентов kA2, и определяются по результа там эксплуатации АВО. В первом приближении можно принять = 0,55—0,60, = 0,18—0,20.
Количество работающих вентиляторов для реализации заданной тем пературы на выходе КС определяется из (2.7). Принимая во внимание, что при регулировании температуры сначала отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого начинают отключение вто рых, в сумме уравнения (2.7) никогда не будет больше двух слагаемых. Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего коэффициента эффективности:
, (2.10)
где п - количество работающих на КС АВО.
В зависимости от величины kСР возможны следующие варианты:
Схема работы АВО определяется из условия минимума затрат электроэнергии для обеспечения оптимальной температуры газа за КС. Не рекомендуется принимать температуру на выходе КС более 50° С.
В соответствии с (1.60) температура газа стремится к температуре окружающей среды. С учетом дроссельного эффекта (1.59) температура газа в конце участка будет меньше температуры окружающей среды. При температуре грунта близкой к 0°С температура газа может быть отрицательной, что вызовет промерзание грунта вокруг труб и приведет к появлению дополнительных деформаций трубопровода. Рекомендуется ограничивать температуру газа в конце участка Т2 = 271—273 К, что приводит к ограничению температуры газа на выходе КС. Если МГ проложен в многолетнемерзлых грунтах, то температура газа в конце участка может быть равной температуре грунта. Минимальная температура на выходе КС определяется из (1.59).Список используемой литературы
1. Перевощиков С.И. “Проектирование и эксплуатация Компрессорных станций”. Методические указания по курсовому проектированию.
2. Перевощиков С.И. “Проектирование и эксплуатация Компрессорных станций”. Приложение к методическим указаниям по курсовому проектированию.
3. Деточенко А.В. “Спутник газовика”, М., Недра, 1978.
4. “Трубопроводный транспорт нефти и газа” Под ред. проф. Юфина В.А.,
М., Недра, 1978
5. Новоселов В.Ф. “Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
газопроводов”, Учебное пособие, М., Недра, 1982
6. Алиев Р.А. “Трубопроводный транспорт нефти и газа”, Учебник для вузов,
М., Недра, 19887.
7. ОНТП 51-1-85.
8. Альбом характеристик центробежных нагнетателей. М. Мингазпром, 1985.
9. Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы: Учебное пособие Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.
10. Земенков Ю.Д. “Эксплуатация магистральных газопроводов”, учебное пособие , 2-ое изд., переработ. и доп., Тюмень: Издательство “Вектор Бук”, 2003. – 528 с.
Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце
.
3
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце
.
4
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Определение технически возможной производительности газопровода в августе месяце
.
2
Лист
ата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
НТХ-02-3
9
Листов
Лит.
Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце
Земенков Ю.Д.
Утв.
Н. Контр.
Зубарев В.Г.
Пров.
Якименко А.Н.
Разраб.
Эксплуатация МГ
1
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце
.
5
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Утв.
Н. Контр.
Зубарев В.Г.
Пров.
Якименко А.Н.
Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце
.
6
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Разраб.
Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце
.
8
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Эксплуатация МГ
1
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце
.
9
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Определение технически возможной производительности газопровода в апреле месяце
.
7
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Земенков Ю.Д.
Введение
Лит.
Листов
1
НТХ-02-3
Изм.
Лист
№ докум.
Подп.
Дата
Лист
1
Эксплуатация МГ
Разраб.
Комольцев А.А
Пров.
Зубарев В.Г.
Н. Контр.
Утв.
Земенков Ю.Д.
Содержание
Лит.
Листов
1
НТХ-02-2
Изм.
Лист
№ докум.
Подп.
Дата
Лист
1
Эксплуатация МГ
Разраб.
Якименко А.Н.
Пров.
Зубарев В.Г.
Н. Контр.
Утв.
Земенков Ю.Д.
Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы МГ
Лит.
Листов
1
НТХ-02-3
Изм.
Лист
№ докум.
Подп.
Дата
Лист
1
Эксплуатация МГ
Разраб.
Комольцев А.А
Пров.
Зубарев В.Г.
Н. Контр.
Утв.
Земенков Ю.Д.
Графическая часть
Лит.
Листов
1
НТХ-02-2
Изм.
Лист
№ докум.
Подп.
Дата
Лист
1
Эксплуатация МГ
Разраб.
Комольцев А.А А.А.
Пров.
Зубарев В.Г.
Н. Контр.
Утв.
Земенков Ю.Д.
Список используемой литературы
Лит.
Листов
1
НТХ-02-2