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
PAGE 5
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра ''Проектирование и эксплуатация
нефтегазопроводов и хранилищ''
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
ПО ДИСЦИПЛИНЕ: Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов
НА ТЕМУ: Проект газопровода Уренгой-Сургут
Выполнил: студент группы
НТХ-03-1 Бариев А.К.
Проверил: доцент, к.т.н.
Дудин
Оценка______________
Подпись_____________
Тюмень, 2007
Задание на проектирование
АННОТАЦИЯ
Пояснительной записка к курсовому проекту Уренгой-Сургут состоит из следующих разделов: введение, определение исходных данных, определение числа КС и их расстановка по трассе МГ, определение количества газоперекачиваищих агрегатов, АВО и ПУ, расчет режима работы МГ, приложение. Всего в записке: 1 графический рисунок, в составе приложения, 5 таблиц. Объем пояснительной записки состовляет 25 лисов формата А4.
Содержание
Трубопроводный транспорт является одним из наиболее экономичных, а в случае транспорта газообразных веществ - единственным видом транспорта. С другой стороны, это один из самых капитало- и металлоемких видов транспорта. Будучи при нормальной работе экологически чистым, он может нанести невосполнимый ущерб природе при авариях. Отсюда понятно внимание, уделяемое вопросам надежности и эффективности работы магистральных трубопроводов при их проектировании и эксплуатации.
Перемещение районов добычи газа в восточные регионы страны привело к резкому увеличению протяженности магистральных газопроводов (МГ).
Более 90% газа добывается в Тюменской области. В тоже время потребляется он в основном в Европейской части страны, что обуславливает необходимость транспорта больших объемов газа на расстояния несколько тысяч километров. Увеличение объемов транспорта вызывало рост диаметров газопроводов, что привело к снижению удельных энерго и метало затрат и как результат снижению более чем в два раза себестоимости транспорта газа. Максимальное значение диаметра достигло 1420 мм, и дальнейшее увеличение считается нецелесообразным. Пропускная способность МГ диаметром 1420 мм составляет 90 - 100 млрд.м3 газа в год. До диаметра 1020 мм, газопроводы имеют рабочее давление 5,45 МПа. Газопроводы диаметром 1220 мм, и 1420 мм, эксплуатируются с давлением 7,36 МПа.
Эффективность работы зависит от технического состояния объектов и оборудования и рациональности их использования. Фактические условия работы трубопроводов отличаются от проектных. Так, производительность зависит как от возможности добычи нефти и газа, так и от потребности в них. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования станций, что предопределяет изменение пропускной способности нефти- и газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.
1. Длина г/п Уренгой-Сургут.
По физической карте Российской Федерации принимаем L= 520 км.
Выбор трассы был произведен с учетом наличия параллельно идущих вблизи проектируемого г/п железной и автомобильной дорог, что значительно будет облегчать доставку строительных материалов, а также техническое обслуживание и ремонт г/п при эксплуатации.
2. Характеристика природного газа.
По проектируемому г/п будет транспортироваться газ Уренгойского месторождения (самотлор) с относительной плотностью по воздуху (при 20оС) и удельной теплотой сгорания (при 20оС)
3. Среднегодовые температуры грунта на глубине заложения оси т/п и температуры воздуха в крайних точках, проектируемого г/п [1]:
4. Механические свойства металла труб.
Для проектируемого г/п, внутренний диаметр которого 1400 мм, согласно [2] принимаем спиральношовные трубы, изготовленные на Волжском трубном заводе из спокойной низколегированной стали 10Г2ФБ без термического упрочнения с временным сопротивлением разрыву 590 МПа.
Плотность газа при стандартных условиях Т=273,15К и Р=0,1013 МПа:
(2.1)
где - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;
- плотность воздуха при стандартных условиях, =1,205кг/м3;
- относительная плотность газа.
Газовая постоянная:
(2.2)
где - относительная плотность газа.
Критические значения давления Ркр и температуры Ткр:
(2.3)
(2.4)
где - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3.
где РСР =Pн – среднее давление участка, МПа;
РКР – критическое значение давления газа, МПа;
ТСР =Тн – средняя температура участка, К;
ТКР – критическое значение температуры, К.
Тогда
Среднее значение коэффициент сжимаемости газа:
(2.5)
где - функция, учитывающая влияние температуры:
(2.6)
ТПР - приведенная температура газа;
РПР - приведенное давление газа.
Тогда
Динамическая вязкость газа:
(2.7)
где - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3;
ТПР - приведенная температура газа;
РПР - приведенное давление газа.
Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности Qп:
(2.8)
где - относительная плотность газа;
- динамическая вязкость газа, Па*с;
D – внутренний диаметр труб, м.
Необходимое условие Q>Qп, выполняется, следовательно, газ течет при квадратичном режиме.
Тогда при эквивалентной шероховатости труб kе=0,03 [1] мм определим теоретическое значение коэффициента гидравлического сопротивления :
(2.9)
где D – внутренний диаметр труб, мм.
Расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления, учитывающее наличие местных сопротивлений и засорение трубы :
(2.10)
где Е – коэффициент эффективности работы участка, принимаемый при регулярной очистке Е=0,95 [1].
Определим предварительное расстояние между КС из уравнения пропускной способности при давлении в начале участка Р1 и конце участка Р2 [1].
Длина участка:
(2.11)
где Q - пропускная способность участка, млн.м3/сут;
- абсолютное давление в начале и в конце участка, МПа;
D - внутренний диаметр газопровода, м;
Zср - коэффициент сжимаемости газа при среднем значении давления и температуры в участке;
Тср - средняя температура в участке, К;
- расчётное значение коэффициента гидравлического сопротивления;
- относительная плотность газа.
Длину конечного участка можно определить из соотношения:
(2.12)
где - длина конечного участка, км.
- абсолютное давление в конце МГ, МПа;
- коэффициент сжимаемости газа (средний на конечном участке МГ);
- средняя температура газа на конечном участке МГ, К.
Далее длины участков будут уточняться, поэтому вторым сомножителем можно пренебречь:
(2.13)
Показатель :
Теоретическое число КС:
(2.14)
где - длина МГ, км;
и - длина промежуточного и конечного участка, км.
Полученное число КС округляем в большую сторону до целого значения, т.к. пропускная способность при округлении в большую сторону возрастает, следовательно, заданную производительность можно будет реализовать при регулировании режимов работы КС: принимаем n=6.7≈7 шт.
Уточненная длина промежуточного участка:
(2.15)
Уточненная длина конечного участка:
(2.16)
где n - принятое число станций.
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ГПА, АВО, ПУ.
Определим количество ГПА, установленных на КС МГ:
n=Q/Qгпа, где
n-кол-во ГПА, установленных на КС.
Q-производительность МГ, млн м3/сут;
Qгпа- производительность ГПА типа ГТК-10-4, Qгпа =37,0 млн м3/сут.
Тогда
n=80/37,0=2,16, принимаем 3 агрегата+1 резервный, т.е. 4 ГПА на КС.
Определим количество АВО на КС:
nаво=Q/Qаво, где
nаво-количество аппаратов воздушного охлаждения на КС;
Q-производительность МГ, млн м3/сут;
Qаво-производительность АВО, млн м3/сут.
Массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с Маво=54кг/с [1], определим Qаво:
Qаво=24*3600*Маво/ ρст106, где
Qаво-производительность АВО, млн м3/сут.
Маво-массовая производительность АВО типа 2АВГ-75с, кг/с;
ρст-пл-ть газа.
Тогда
Qаво=24*3600*54/0,676*106=6,9млн м3/сут.
Рассчитаем количество АВО на КС:
nаво=70/6,9=10,1, принимаем 11 аппарата воздушного охлаждения газа.
Определим количество ПУ на КС:
nпу=Q/Qпу, где
nпу-количество пылеуловителей на КС;
Q-производительность МГ, млн м3/сут;
Qпу-производительность ПУ, Qпу=18 млн м3/сут, [1].
Тогда
nпу=80/18=4,4, принимаем 5 пылеуловителей.
Проверим правильность принятого количества ПУ. В случае работы всех ПУ КС и в случае выхода из строя одного ПУ, производительность ПУ не должна выходить за пределы Qmax и Qmin.
В случае работы всех ПУ производительность одного ПУ будет равна:
Qпу, min=Qp/nпу, где
Qпу, min-производительность одного ПУ при работе всех ПУ на КС, млн м3/сут;
Qp- рабочая производительность одной нитки МГ, млн м3/сут;
nпу-принятое количество ПУ на КС.
Тогда
Qпу, min=80/5=16млн м3/сут, что не выходит за пределы Qmin=15,5млн м3/сут [1].
В случае выхода из строя одного ПУ, производительность одного ПУ будет равна:
Qпу,max =Qp/(nпу-1), где
Qпу, max-производительность одного ПУ при выходе из строя одного ПУ на КС, млн м3/сут;
Qp- рабочая производительность одной нитки МГ, млн м3/сут;
nпу-принятое количество ПУ на КС.
Тогда
Qпу, mах=80/(5-1)=20млн м3/сут, что не выходит за пределы Qmax=20млн м3/сут [1].
Таким образом количество ПУ на КС равно шести.
Задачей проектирования является выбор оптимального варианта работы газопровода. При этом регулирование работы всего оборудования и МГ в целом производится в допустимых пределах, определяемых их техническими характеристиками (допустимые значения давления и температуры, располагаемая мощность, допустимые значения частоты вращения и т.д.) [1].
Далее приведен расчета режима работы КС (на примере первой КС) и участка (также на примере первого участка).
Необходимые условиями для регулирования режима работы КС:
1. Мощность, потребляемая нагнетателем должна находиться в пределах располагаемой мощности привода, для предотвращения перегрузки ГПА по мощности [1]:
(4.1)
где - располагаемая мощность ГТУ, кВт;
- потребляемая мощность ГТУ, кВт.
2.Ддля предотвращения возможного разрушения труб и арматуры от повышенного давления, давление газа на выходе КС должно быть ;
3. для сохранения свойств изоляционного покрытия т/п, а также для предотвращения температурного расширения стали, температура газа на выходе КС не должна превышать 323 оК (50 оС);
4. Для предотвращения промерзания грунта вокруг г/п, температура газа на входе КС не должна быть ниже 273 оК (0 оС);
5. Приведенная производительность центробежного нагнетателя (ЦБН) должна быть больше ее минимального значения по помпажу как минимум на 10%;
6. Кпд ЦБН должен быть 0,8.
7. Значение располагаемой мощности не должно превышать номинальную мощность на 15 %. Если в результате расчета получена большая величина, то следует принимать:
(4.2)
Располагаемая мощность - это максимальная рабочая мощность на муфте нагнетателя (компрессора), которую может развивать привод в конкретных расчетных станционных условиях.
Располагаемую мощность ГТУ для привода ЦБН в зависимости от условий работы необходимо вычислять по формуле [2]:
(4.3)
где - номинальная мощность ГТУ, кВт;
- коэффициент, учитывающий допуски и техническое состояние ГТУ;
- коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;
- расчетная температура воздуха на входе ГТУ, К;
- номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К;
- коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы;
- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов;
- расчетное давление наружного воздуха, МПа.
Согласно [1] принимаем ; ; ; . Согласно [1] принимаем=1. Значение коэффициента при отсутствии технических данных по системе утилизации тепла принимаем равным 0,985 [1].
Расчетную температуру воздуха на входе ГТУ необходимо вычислять по формуле:
(4.4)
где - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К;
- поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ.
Согласно [1] принимаем =5 К.
. Располагаемая мощность привода по формуле (4.3):
1.Расчет режима работы нагнетателя первой ступени сжатия.
Температура и давление газа на входе нагнетателя первой ступени сжатия:
, (4.5)
(4.6)
где - температура газа на входе в нагнетатель первой ступени, К;
- давление газа на входе в нагнетатель первой ступени, МПа;
- потери давления во входном коллекторе КС, МПа [1].
К,
МПа.
Плотность газа при условиях всасывания:
(4.7)
где - коэффициент сжимаемости газа при условии всасывания;
R – газовая постоянная, Дж/(кг К).
Коэффициент сжимаемости z=0,871
Тогда, плотность газа при условиях всасывания:
Производительность нагнетателя при условиях входа [11]:
(4.8)
где - производительность нагнетателя при условиях входа, м3/мин.;
- производительность одного нагнетателя при стандартных условиях, м3/сут:
(4.9)
где - производительность компрессорного цеха, м3/сут.:
(4.10)
где - производительность КС, млн.м3/сут.:
=80 млн.м3/сут.,
млн.м3/сут.,
м3/мин.
Приведенная производительность нагнетателя:
(4.11)
где - объемная производительность нагнетателя, м/мин;
- номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;
- фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.
Согласно [1] принимаем =4800 об/мин.
В соответствии с параметрами регулирования режима работы КС принимаем =4500 об/мин.
м3/мин.
Приведенное число оборотов ротора нагнетателя:
(4.12)
где - приведенная частота вращения ротора нагнетателя;
, , - приведенные параметры нагнетателя.
Согласно [2] принимаем ; 518 Дж/(кг К);288 К
Тогда
Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства:
(4.13)
где - минимальное значение из приведенной характеристики нагнетателя (прил.1).
Следовательно, условие безпомпажной работы нагнетателя выполняется.
По приведенной характеристике нагнетателя (прил.1) определяем:
Внутренняя мощность нагнетателя [11]:
(4.14)
кВт.
Потребляемая мощность нагнетателя [11]:
(4.15)
где - внутренняя мощность нагнетателя, кВт;
- механический КПД нагнетателя, =0,993 [2].
кВт.
Проверка условия (4.1):
условие соблюдается.
Давление и температура газа на выходе нагнетателя первой ступени сжатия:
, (4.16)
(4.17)
где - давление газа на выходе нагнетателя первой ступени сжатия, МПа;
- температура газа на выходе нагнетателя первой ступени сжатия, К;
- показатель адиабаты,
Тогда
МПа
К.
Давление на выходе КС [1]:
(4.18)
где - потери давления в выходном коллекторе КС, =0,12 МПа [1].
МПа.
Температура на выходе КС [1]:
К.
Входными параметрами для участка являются выходные параметры работающей КС.
Зададимся:
Определим физические свойства газа в участке г/п по методике, приведенной в разделе 2.1. Результаты расчета приведены в табл.1.
Таблица 1
Физические свойства газа в участке г/п
|
Параметры |
Значения |
|
,МПа |
6,25 |
|
,К |
275,7 |
|
1,397 |
|
|
1,432 |
|
|
0,225 |
|
|
0,850 |
|
|
,Па с |
12,0 |
|
,млн.м3/сут |
66,01 |
|
квадратичный |
|
|
0,00896 |
|
|
0,0104 |
Определим удельную теплоемкость газа:
(4.19)
где – среднее давление газа в участке, МПа;
- средняя температура газа в участке, К.
Коэффициент Джоуля-Томсона:
(4.20)
где - удельная теплоемкость газа, кДж/(кг град);
– среднее давление газа в участке, МПа;
- средняя температура газа в участке, К.
Средняя температура газа в участке [8]:
(4.21)
где - температура грунта, К;
- коэффициент, характеризующий интенсивность снижения температуры газа по длине участка:
, (4.22)
где k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 К) [3];
М – массовая производительность г/п, кг/с.
(4.23)
кг/с.
Тогда
, 1/км.
К.
Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и температуры:
К.
Сходимость средней температуры удовлетворительная.
Температуру газа в начале участка можно определить по формуле:
=284,7К
Температура газа в конце участка [1]:
(4.25)
К.
В конце участка газ имеет следующие параметры: Т1=284,7 К и Т2=273,1 К . Эти параметры являются входными параметрами газа на следующей КС №2,3,4,5,6. Дальнейшие расчеты выполняются аналогично приведенному выше расчету.
Окончательные результаты приведены: в табл.2 – для КС№1; в табл.3 – для участка №1; в табл.4 – для КС№6; в табл.5 – для конечного участка №7;
Таблица 2
Параметры работы КС №1
|
Параметры |
Ступени сжатия |
|
|
I |
I I |
|
|
,млн.м3/сут. |
80 |
|
|
, МПа |
5,1 |
|
|
, МПа |
4,98 |
|
|
, К |
273 |
|
|
, К |
271,4 |
|
|
,кВт |
11207,42 |
|
|
1,147 |
||
|
1,418 |
||
|
0,871 |
||
|
0,211 |
||
|
, кг/м3 |
43,7 |
|
|
, млн.м3/сут. |
0,354 |
|
|
, млн.м3/сут. |
80 |
|
|
, млн.м3/сут. |
26,67 |
|
|
, м3/мин |
358,4 |
|
|
, об/мин |
4800 |
Продолжение табл.2
|
I |
I I |
|
, об/мин |
4500 |
|
, об/мин |
0,95 |
|
, м3/мин |
290 |
|
1,34 |
|
|
ИСТИНА |
|
|
0,82 |
|
|
1,238 |
|
|
, |
220 |
|
,кВт |
9133 |
|
,кВт |
9681 |
|
, МПа |
6,37 |
|
,К |
297 |
|
,К |
284,7 |
|
,МПа |
6,25 |
Таблица 3
Параметры работы участка №1
|
Параметры ,млн.м3/сут. |
Значение |
|
80 |
|
|
, К |
284,7 |
|
,МПа |
6,25 |
|
, км |
67,27 |
|
, МПа |
5,28 |
|
. К |
276,9 |
|
0,853 |
|
|
,Па с |
12,0 |
|
, кДж/(кг К) |
2,79 |
|
, К/МПа |
4,0 |
|
,млн.м3/сут |
66,12 |
|
0,00896 |
|
|
0,0104 |
|
|
, МПа |
5,1 |
|
, К |
273,1 |
Таблица 4
Параметры работы КС №6
|
Параметры |
Ступени сжатия |
|
|
I |
I I |
|
|
1 |
2 |
|
|
,млн.м3/сут. |
80 |
|
|
, МПа |
5,1 |
|
|
, МПа |
4,98 |
|
|
, К |
273 |
|
|
, К |
271,4 |
|
|
,кВт |
11207 |
|
|
1,083 |
||
|
1,418 |
||
|
0,880 |
||
|
0,217 |
||
|
, кг/м3 |
40,9 |
|
|
, млн.м3/сут. |
0,411 |
|
|
, млн.м3/сут. |
80 |
|
|
, млн.м3/сут. |
26,67 |
|
|
, м3/мин |
383 |
|
|
, об/мин |
4800 |
|
|
, об/мин |
4600 |
|
|
, об/мин |
1 |
|
|
, м3/мин |
292 |
|
|
1,31 |
||
|
ИСТИНА |
||
|
0,83 |
||
|
1,25 |
||
|
, |
382,3 |
|
|
,кВт |
9179 |
|
|
,кВт |
9278 |
|
|
, МПа |
6,09 |
|
|
,К |
301,0 |
|
|
,К |
281 |
|
|
,МПа |
6,0 |
Таблица 5
Параметры работы конечного участка №5
|
Параметры |
Значение |
|
,млн.м3/сут. |
80 |
|
, К |
281 |
|
,МПа |
6,0 |
|
, км |
116,38 |
|
, МПа |
4,10 |
|
. К |
275,7 |
|
0,859 |
|
|
,Па с |
11,8 |
|
, кДж/(кг К) |
2,76 |
|
, К/МПа |
4,0 |
|
,млн.м3/сут |
65,03 |
|
0,00896 |
|
|
0,0104 |
|
|
, МПа |
2,1 |
|
, К |
272,2 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ЛИТЕРАТУРА
Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.
2. Волков М.М., Михеев А.А., Конев К.А. «Справочник работника газовой промышленности» М: Недра, 1989.
3. Общесоюзные нормы технологического проектирования. «Магистральные трубопроводы» Часть 1. Газопроводы.
4. «Эксплуатация магистральных газопроводов» (второе издание перераб. и доп.). Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова.- Тюмень, «Вектор Бук», 2003.-528с.
5. Земенков Ю.Д. Хойрыш Г.А. Методические указания к практическим занятиями и контрольным работам по дисциплине «Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов». Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.-28с.
3
НТХ-03-1
Листов
Лит.
Расчёт физических свойств газа
Утверд.
Н. Контр.
Дудин С.М.
Консультации
Дудин С.М.
Провер.
Бариев А.К.
Разраб.
Проект газопровода
1
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
зм.
3
НТХ-03-1
Листов
Листов
Лит.
Определение исходных даных
Утверд.
Н. Контр.
Дудин С.М.
Консультации
Дудин С.М.
Провер.
Бариев А.К.
Разраб.
Проект газопровода
1
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет физических свойств газа
2
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет физических свойств газа
.
3
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
2
Определение количества ГПА, АВО, ПУ.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
1
Проект газопровода
Разраб.
Бариев А.К.
Провер.
Дудин С.М.
Консультации
Дудин С.М.
Н. Контр.
Утверд.
Расчет режима работы МГ
Лит.
НТХ-03-1
Листов
1
2
НТХ-03-1
Листов
Расчет физических свойств газа
.
2
Лист
Дата
Подп.
№ докум.
Лист
Изм.
2
НТХ-03-1
Листов
Лит.
Определение числа КС и их расстановка
Утверд.
Н. Контр.
Дудин С.М.
Консультации
Дудин С.М.
Провер.
Бариев А.К.
Разраб.
Проект газопровода
1
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Лит.
Определение числа КС, АВО, ПУ.
Утверд.
Н. Контр.
Дудин С.М.
Консультации
Дудин С.М.
Провер.
Бариев А.К.
Разраб.
Проект газопровода
1
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
1
НТХ-03-1
Листов
Лит.
Расчет располагаемой мощности привода
Утверд.
Н. Контр.
Дудин С.М.
Консультации
Дудин С.М.
Провер.
Бариев А.К.
Разраб.
Проект газопровода
1
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
4
НТХ-03-1
Листов
Лит.
Расчет компрессорного цеха
Утверд.
Н. Контр.
Дудин С.М.
Консультации
Дудин С.М.
Провер.
Бариев А.К.
Разраб.
Проект газопровода
1
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет компрессорного цеха
2
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет компрессорного цеха
3
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет компрессорного цеха
4
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
6
НТХ-03-1
Листов
Лит.
Расчет линейного участка
Утверд.
Н. Контр.
Дудин С.М.
Консультации
Дудин С.М.
Провер.
Бариев А.К.
Разраб.
Проект газопровода
1
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет линейного участка.
2
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет линейного участка.
3
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Определение количества ГПА, АВО и ПУ.
2
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет линейного участка.
5
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет линейного участка.
4
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Расчет линейного участка.
6
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.