Аналіз експлуатації газопроводу Шебелінка – Дніпропетровськ – Одеса на ділянці Шебелінка - Панютіно

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема

«Аналіз експлуатації газопроводу Шебелінка - Дніпропетровськ - Одеса на ділянці Шебелінка - Панютіно»

Вступ

Газотранспортна система України складається з щільної мережі газових комунікацій, що служать для подачі газу як внутрішнім споживачам, так і для транзиту в країни Західної Європи. Для транспортування природного газу по магістральним газопроводам на численних компресорних станціях, яких в Україні налічується 124, встановлено потужні газоперекачувальні агрегати, енергоносієм для яких, в більшості випадків, є транспортований природний газ. Тому на привід перекачувальних агрегатів витрачається 0,5 - 1,5% від об'єму транспортованого газу.

Основним керуючим елементом системи транспорту газу слід вважати компресорні станції (КС). Від режиму їх роботи і його зміни залежить в основному режим експлуатації всієї системи газопостачання. Для оперативного керування режимами роботи КС і з метою оптимізації режимів важливо знати області допустимих режимів і граничні області енергозатрат КС, а також реальний стан їх лінійної частини та обладнання, визначений діагностичними методами.

Перехідні режими роботи газопроводу супроводжуються значною та інтенсивною зміною тиску, яка порушує нормальну роботу газопроводу, а в деяких випадках призводить до його руйнування.

Різке збільшення або зменшення забору газу споживачами призводить до неусталеності його течії по трубопроводу, причому неусталені процеси внаслідок зміни густини газу можуть тривати годинами чи навіть добами. До аналогічних наслідків призводить зменшення або збільшення підкачки газу, раптове виключення або відключення компресорних станцій, відкриття чи за закриття засувок тощо.

Система трубопровідного транспорту газу України експлуатується вже більше 50 років, тому великого значення набувають питання підвищення надійності трубопроводів, які реалізуються шляхом розробки нових методів оптимізіції режимів роботи МГ, їх діагостики, обслуговування та ремонту.1. Характеристика і призначення газопроводу

Газопровід ШДО введено в експлуатацію в 1965 р.

Загальна довжина - 2822 км.

Діаметр газопроводу 1020 мм з товщиною стінки 12 мм

Робочий тиск (max) - 55 кгс/см².

Проектна продуктивність - 12 млрд.м³/рік.

Газопровід є одним з найстаріших у східному регіоні Украіни, але завдяки постійному обслуговуванню та реконструкції безаварійно та бесперервно експлуатується у складі виробничих активів УМГ «Харківтрансгаз».

Далі в курсовому проекті розглядається нова нитка газопроводу ШДО, яку ще називають ШДО-2, діаметром 1020мм.

Режим роботи газопроводу розглянемо по характерних та найбільш показових місяцях року, коли на дворі відносно-передбачувальна стала погода та конкретні температурні умови.

2. Характеристика основного і допоміжного обладнання КС

Компресорна станція призначена для компримування газу, що транспортується магістральним газопроводом. Як базова мною вибрана компресорна станція №3 Шебелинка, газопроводу ШДО.

До складу компресорної станції входить:

компресорний цех, в якому розміщені газоперекачувальні агрегати типу ГПА-Ц-6.3 в кількості 6-ти агрегатів;

технологічні установки: очистки і охолодження газу; охолодження масла і антифризу ГПА; підготовки газу паливного, пускового, імпульсного та для власних потреб;

склади: паливна - мастильних матеріалів; метанолу; устаткування, трубопроводів і арматури;

системи: енергопостачання і блискавказахисту; теплопостачання, опалення та вентиляції; виробниче - господарського та пожежного водопостачання;

технологічні комунікації з запірною арматурою;

адміністративно - побутові приміщення.

Перед компресорною станцією (схема представлена на листі №1) на лінійній частині магістрального газопроводу встановлено охоронний кран 19В. Пройшовши вказаний кран, газ поступає у вхідний колектор Ш 1000 мм і через кран №7 та пиловловлювачі з обв'язкою трубопроводів Ш 1000 мм на вході та Ш 700 мм на виході. В пиловловлювачах газ очищається і далі надходить до відцентрових нагнітачів з наступною обв'язкою кранів: кран № 1 - вхідний; кран № 2 - вихідний; кран №6 - антипомпажний; кран № 4 для заповнення контуру; кран № 5 - свічний. Обв'язка нагнітачів з газопроводом Ш 700 мм. У відцентровому нагнітачі газ компримується і направляється на установку автоматичного повітряного охолодження газу (АПО газу). Обв'язка газопроводів АПО газу становить: на вході - Ш 700 мм, на виході - Ш 1000 мм. Пройшовши АПО газ направляється у вихідний колектор Ш 1200 мм і через кран № 8 у магістральний газопровід. На виході КС - лінія магістрального газопроводу, встановлено охоронний кран 21В.

На відстані 700 м. Від КС розташований вузол підключення - на лінії проходження магістрального газопроводу.

В обв'язку вузла підключення входять кран № 7 - вхідного колектора та кран № 8 - вихідного колектора. Вказані крани служать для відключення КС від магістрального газопроводу при зупинці та в аварійних ситуаціях при можливому розриві газопроводу, пожежі тощо. Кран № 20 - відкривається при зупинці КС та закритті крану № 7 та крану № 8. Свічних кранів №№ 17, 18 - відкриваються для зтравлення контуру КЧС. Камери прийому очисних, калібровочних, діагностичних поршнів. Паливний газ, перед подачею в камеру згорання - осушується, редукується та підігрівається. Пусковий газ, перед подачею на турбодетандер осушується і редукується.

Основним обладнанням на КЦ-3 КС Шебелинського ЛВУМГ є газоперекачуючий агрегат типу ГПА-Ц-6.3 в кількості 6 штук. ГПА складається з осьового компресора, турбіни високого тиску, турбіни низького тиску, 6 камер згорання та допоміжних систем. ГПА служить для приводу повнонапірного відцентрового нагнітача.

До допоміжних систем входять:

пускова система;

паливна система;

система змащення і ущільнення;

система імпульсного газу;

масляна система;

система КВП та А;

електрична система;

система пожежегасіння.

Пускова система забезпечує виконання програми запуску двигуна на режим “Холостий хід”. Запуск автоматичний, з забезпеченням зупинки - запуску при виникненні неполадок. Для забезпечення надійності і безпечності перед запуском двигуна і в процесі роботи передбачено ряд захистів.

В пускову систему входять:

магістраль пускового газу з запірним краном і свічкою;

пускова турбіна;

кран пускового газу;

електромагнітний клапан;

фільтр пускового газу;

агрегат запалювання;

клапан управління муфтою пускової турбіни.

Пускова турбіна призначена для розкрутки ротора ОК і ТВТ при здійсненні запуску і холодної прокрутки двигуна.

Кран пускового газу - електропривідний, призначений для плавної подачі і відключення пускового газу на вхід пускової турбіни.

Електромагнітний клапан забезпечує подачу палива на запальники при запуску двигуна.

Паливна система агрегату призначена для забезпечення роботи двигуна газоподібному паливі. Забезпечує дозування паливного газу на робочі форсунки КЗ і автоматичне регулювання подачі палива на всіх режимах роботи.

Паливна система забезпечує нормальну зупинку ГПА і АЗ при спрацюванні захисних систем.

Всклад паливної системи входять:

дренажний кран;

стопорний кран;

дросельний кран;

автомат запуску;

агрегат регулювання;

електромагнітний клапан зливу;

задатчик обертів, а також аварійно - запірний клапан;

фільтр паливного газу;

сигналізатор тиску;

Дренажний кран призначений для подачі або відсіку паливного газу до форсунок і для управління автоматом запуску.

Стопорний кран призначений для подачі або відсіку паливного газу до форсунок і для управління автоматом запуску.

Дросельний клапан забезпечує плавне дозування палива в діапазоні від холостого ходу до початку роботи регулятора обертів.

Автомат запуску забезпечує подачу паливного газу до форсунок з моменту загорання і плавний вихід двигуна на режим холостого ходу.

Агрегат регулювання забезпечує підтримання заданої частоти обертання турбіни нагнітача.

Задатчик обертів забезпечує зміну частоти обертання турбіни нагнітача до номінального режиму.

Електромагнітний клапан зливу призначений для зменшення подачі палива в камеру згорання при підвищенні температури газу за турбіною високого тиску вище граничної, або при швидкому її рості в процесі запуску.

Клапан аварійно - запірний забезпечує миттєву зупинку двигуна при спрацюванні захисту по граничним обертам силової турбіни.

Сигналізатори тиску забезпечують захист двигуна по зменшенню тиску масла автоматики, зменшенню тиску паливного газу перед стопорним краном, збільшенні тиску паливного газу перед форсунками.

Система змащення двигуна призначена для змащення і охолодження опорних вузлів двигуна і коробки приводів.

Система включає в себе:

масляний бак;

масляний насос;

електронасос;

апарат АПО масла;

масляний фільтр;

захисні фільтри;

система трубопроводів;

Крім того в систему двигуна входять засоби контролю, захисту і автоматики, манометри, термометри, реле рівня масла в баці, сигналізатори тиску.

Масляний насос і електронасос в початковий період запуску ГПА працюють паралельно. Вони відбирають масло з масляного баку і подають його в загальну нагнітальну магістраль.

Відпрацьоване масло з масляних порожнин двигуна зливається через загальну трубу в масляний бак.

При зменшенні тиску масла до критичного сигналізатор тиску видає сигнал на аварійну зупинку ГПА.

Система змащення і ущільнення нагнітача забезпечує подачу масла до підшипників і на підпір ущільнення масло-газ.

При запуску ГПА вступає в роботу електронасос. При збільшенні обертів контуру низького тиску двигуна, підвищується тиск на виході відцентрового насоса. Коли тиск за насосом перевищує тиск за електронасосом електронасос відключається.

При зменшенні тиску на ущільненні масло-газ до 0,5 кгс/см², реле перепаду видає команду на аварійну зупинку ГПА.

Масляне господарство КЦ складається з індивідуальної системи змащування і ущільнення кожного ГПА і центральної системи подачі, регенерації і зберігання масла.

Для аварійного зливу масла передбачена підземна ємність. Аварійний злив масла із кожного агрегату передбачений дистанційно керованою засувкою з електроприводом.

Для періодичної очистки масла передбачаються дві маслоочисні установки.

Передпусковий підігрів масла передбачається подачею теплоносія - електричні тени, що знаходяться в рамі маслобаку.

Для запобігання ерозії та забруднення устаткування і трубопроводів на вході КС встановлено пиловловники. Очистка газу проводиться за рахунок відцентрових сил. Кількість пиловловників визначається виходячи з продуктивності КС, плюс один резервний. На листі №2 виконано креслення одного з пиловловлювачів, що використовуються на КС.

Після компримування газ необхідно охолоджувати, так як від високої температури ізоляція газопроводів може пошкодитися. Число АПО визначається гідравлічним і тепловим розрахунком газопроводу. Температура газу на виході АПО підтримується в межах 45^±2°С за допомогою електричних вентиляторів.

На КС передбачено ємності зберігання імпульсного газу. Імпульсним газом називають газ, що подається на управління кранами в обв'язці ГПА.

Газ в ємності знаходиться під робочим тиском і подається на управління кранами. У випадку аварійних ситуацій, наприклад при розриві газопроводу і різкому зниженні тиску, зворотній клапан на вході ємності закривається і ми маємо достатню кількість газу для управління кранами.

3. Характеристика примикаючої ділянки лінійної частини

Загальна довжина - 2822 км.

Діаметр газопроводу 1020 мм з товщиною стінки 12 мм

Робочий тиск (max) - 55 кгс/см².

Проектна продуктивність - 12 млрд.м³/рік.

Газопровід є одним з найстаріших у східному регіоні Украіни, але завдяки постійному обслуговуванню та реконструкції безаварійно та бесперервно експлуатується у складі виробничих активів УМГ «Харківтрансгаз».

В курсовому проекті розглядається нова нитка газопроводу ШДО, яку ще називають ШДО-2, діаметром 1020мм.

На ділянці газопроводу, яку було під'єднано на вихід КЦ-3 КС Шебелинка, на момент зняття режимних та технологічних параметрів не здійснювались відбори та підкачки газу до ГРС міст або окремих промислових споживачів.

4. Аналіз параметрів фактичних режимів сумісної роботи КС і лінійної частини

Баланс газу вимагає відповідності витрат газу з виходу КС і входу в трубопровід. Окрім того, температури послідовно-з”єднаних систем очистки, компремування, охолодження та транспорту мають бути також однакові (без перепадів) в кінці попереднього та на початку наступного пристрою, що можна також сказати про розподіл тиску вздовж ланцюга технологічних блоків.

Тиск газу та його температура відчутно змінюються на самій КС, тобто КС розглядається як активний елемент газотраспортної системи. Витрата газу також набуває зміни, по меньшій мірі, за рахунок витрати паливного газу і окремих його технологічних втрат.

Але на виході з КС до входу в газопровід витрата газу не міняється, чого не можна сказати про температуру газу. Температура газу після компремування може сильно зростати, тому її зменшують штучним охолодженням в апаратах повітрянного охолодження (АПО) газу.

АПО газу, як елемент КС, також забирає частину теплової енергії газу, хоча потребують зовнішнього живлення електричним струмом.

Треба підкреслити, що всі параметри загальної системи - КС - газопровід режимно та технологічно пов”язані між собою, їх треба розглядати обов”язково як одноособно, так і параметрично-сумісно.

газопровід обладнання розрахунок ділянка

5. Розрахунок фізичних властивостей газу

Склад газу:

Метан - 95,46%; етан - 1,42%; пропан - 0,73%; бутан - 0,93%; азот - 0,75%; вугл.газ - 0,71%.

Молекулярна маса суміші газу обчислюється за формулою:

де м_і - молекулярна маса і-го компоненту;

r_i - об'ємна частка і-го компоненту.

Молекулярні маси компонентів газу становлять:

метан - 16,04 кг/кмоль; етан - 30,07 кг/кмоль; пропан - 44,09 кг/кмоль; бутан - 58,12 кг/кмоль; ; азот - 28,02 кг/кмоль; вугл.газ - 44,02 кг/кмоль .

м_сум=0,9546·16,04+0,0142·30,07+0,0073·44,09+0,0093·58,12+0,00775·28,02+ 0,0071·44,02=17,107 кг/моль

Відносна густина газу за повітрям обчислюється наступним чином:

де м_пов - відносна густитна повітря, яка дорівнює:

м_пов =28,96 кг/моль

Густина газу при нормальних умовах:

с=с_{н пов}·Д

де с_пов - густина повітря, яка рівна 1,293 кг/м³

с=1,293·0,591=0,764 кг/м³.

Густина газу при стандартних умовах:

с_ст=с_{ст пов}·Д

де с _пов - густина повітря, яка рівна 1,205 кг/м³;

с=1,205·0,591=0,712

Визначаємо газову постійну:

де R_пов - газова постійна сухого повітр, Дж/кгК

5.4 Термобаричний розрахунок примикаючої ділянки газопроводу

Вихідні дані для розрахунку:

об'ємна витрата газу на ділянці газопроводу 34.5 млн.м³/добу;

температура газу початкова: 40є;

середня температура ґрунту: 10є;

загальна довжина ділянки газопроводу: 59 км;

тиск на виході з КС Кременчук: 53 кгс/см²;

діаметр газопроводу: 1000мм;

товщина стінки труби: 14мм.

Визначаємо масову витрату газу на ділянці:

М=13,95·Д·Q

де Д - відносна густина газу по повітрю;

Q - об'ємна витрата газу, млн.м³/добу.

М=13,95·0,591·31=255.58 кг/с

Визначаємо кінцеву температуру на ділянці:

де t_гр - середня температура ґрунту, єС;

t_п - початкова температура газу на ділянці МГ, єС;

де k - коефіцієнт теплопередачі,1.6;

D - внутрішній діаметр газопроводу, м;

L - загальна довжина ділянки МГ, м;

С_р - теплоємність газу, Дж/кг·К;

t_k=10+(40-10)·e^-0.527=27.517єC

Визначаємо середню температуру на ділянці МГ:



Визначаємо число Рейнольца газу:

де з - динамічна в'язкість газу, Па·с;

Визначаємо коефіцієнт гідравлічного опору ділянки МГ:

де k - абсолютна гідравлічна шорсткість, мм

Визначаємо кінцевий тиск на ділянці МГ розв'язавши рівняння:

де z - коефіцієнт стисливості газу, який в першому наближенні приймаємо 0,9;

R - газова постійна, Дж/кг·К;

Визначаємо середній тиск на ділянці МГ:

Визначаємо коефіцієнт стисливості газу:

Визначаємо коефіцієнт А в другому наближенні:

Визначаємо кінцевий тиск у другому наближенні:

Результати розрахунку:

кінцевий тиск на ділянці МГ між КС-3 Шеблинка та Панютинським ПЗГ становить 4,2 МПа;

кінцева температура на ділянці МГ між КС-3 Шеблинка та Панютинським ПЗГ становить 27єС.

5.2 Визначення параметрів математичної моделі нагнітача

Для математичного моделювання гарактеристик ГПА використовуються графічні зведені газодинамічні характеристики І типу.

Тричленний поліном типу y=a+b*x+c*x^2 достатньо добре наближає модель до реальної кривої, а якщо взяти три точки та значення параметрів, то можливо знайти необхідні коефіцієнти а,в,с та в подальшому використовувати аналітичну модель замість графічних даних.

Візьмемо дані з характеристик для ГПА-Ц 6.3 та покажемо в таблиці 5.4

Таблиця 5.4 - Вихідні дані для розрахунку математичних моделей

Витрата			Ступінь стиску	Приведена потужність		Коеф. кор. дії
Q1=	150	куб.м./хв.	E1=	1,53	N1=	203	кВт/кг*куб.м.	к.к.д1=	0,79
Q2=	200	куб.м./хв.	E2=	1,45	N2=	220	кВт/кг*куб.м.	к.к.д2=	0,82
Q3=	250	куб.м./хв.	E3=	1,22	N3=	195	кВт/кг*куб.м.	к.к.д3=	0,58

Для отримання коефіцієнтів для ступеня підвищення тиску скористаємся формулами

с₁=(y₁-2y₂+y₃)/2(x₂-x₁)^2

b₁=(y₂-y₁)/(x₂-x₁)

a₁=y₁-bx₁-cx₁^2

Зробимо підстановку

с₁=(1.53-2*1.45+1.22)/2(50)^2=-3*10^(-5)

b₁=(1.45-1.53)/(50)= 8.9*10^(-3)

a₁=1.53-8.9*10^(-3)*150+3*10^(-5)*150^2= 0.87

Аналогічно розраховуємо коефіціенти математичної моделі для опису політропічного ККД :

С2=К3= -0,000054

В2=К2=0,0195

А2=К1=-0,92.

Далі - для зведеної відносної внутріщньої потужності:

С3=С₃ = -0.0084

B3=C₂ =3.28

A3= C₁= -100

Результати розрахунків зручно показати у вигляді загальної таблиці

Таблиця Рузультати розрахунку математичної моделі нагнітача

A=	0,87		c1=	-100	k1=	-0,92
B=	0,0089		c2=	3,28	k2=	0,0195
C=	-0,00003		c3=	-0,0084	k3=	-0,000054

5.3 Розрахунок режиму роботи КС.

Вихідні дані для розрахунку:

продуктивність КС: 31 млн.м³/добу;

тиск на вході: 4 ат;

температура газу на вході: 20єС;

відносна густина газу: 0,562;

відношення n_ф/n_н = 1.

Максимальний тиск на виході нанітача - 53 кг·с/см²

Максимальна потужність - 6300 кВт.

Приймаємо R_зв=508,16 Дж/кг·К; t_зв=293 К; z_зв=0,9.

Визначаємо коефіцієнт стисливості газу за умов всмоктування:

де Р_вх - тиск газу на вході в КС, ат;

Д - відносна густина газу по повітрю;

Т_вс - температура газу на вході в КС, К.

Визначаємо густину газу за умов всмоктування:

кг/м³

Визначаємо об'ємну витрату газу за умов всмоктування:

де _ст - густина газа за стандартних умов

Визначаємо зведену об'ємну витрату газу :

де n_н і n_ф -відповідно номінальні і фактичні оберти нагнітача, об/хв.

Визначаємо зведену об'ємну витрату газу на один ГПА враховуючи умову, що зведена об'ємна витрата газу на один ГПА повинна знаходитись у межах робочої зони відцентрового нагнітача згідно його гафічної зведеної характеристики.

де n - кількість ГПА, що знаходяться в роботі.

В нашому випадку приймемо рівним 3.

Визначимо ступінь підвищення тиску для номінальних обертів:

де А,В,С - коефіцієнт математичної моделі кривої залежності ступеня підвищення тиску від зведеної витрати;

Е_н=0.87+8.910^-353.746 -310^-553.746²=1.262

Визначимо зведені оберти нанагнітача:

де z_зв - зведений коефіцієнт стисливості газу;

R_зв - звдена газова стала, Дж/кгК;

Т_зв - зведена температура газу, К.

Визначаємо ступінь підвищення тиску при фактичних обертах нагнітача:

де k - показник адіабати, який приймаємо 1,31

Визначаємо тиск на виході нагнітача:

Р_вих=_вихР_вх (5.9)

Р_вих=1,25440=50.16 ат

Ми отримали тиск менший за 53 ат, тому вважаємо ре жим нормальним.

Визначаємо політропічний ККД:

де k₁, k₂, k₃, - коефіцієнти матеметичної моделі кривої залежності політропічного ККД від зведеної витрати.

_п=-0,92+0,019553.746-5,410^-553.747²=-0.028

Визначаємо температуру газу на виході нагнітача:

Визначаємо зведену відносну внутрішню потужність:

де С₁, С₂, С₃, - коефіцієнти матеметичної моделі кривої залежності зведеної відносної внутрішньої потужністі від зведеної витрати газу.

Визначимо внутрішню потужність нагнітача за формулою:

N_i=284,38552.0220,986³=5997кВт

Визначимо ефективну потужність на валу нагнітача за формулою:

N_e=N_i+N_M

де N_M - втрати потужності на механічне тертя, 100 кВт.

N_e=5997+100=6097 кВт.

Таким чином, нами розраховано:

необхідну кількість ГПА n=3;

тиск газу на виході з нагнітача Р_вих=50.16 МПа;

температуру газу на виході з нагнітача Т_вих=302.26 К;

ефективну потужність на валу нагнітача N_e=6097 кВт.

6. Розрахунок процесу охолодження газу АПО

Згідно п. 5.3-5.5 необхідно охолодити газ на 8⁰С

Для розрахунків візьмемо температуру і тиск повітря кінця травня 2003 року, а саме 22оС, та 733 мм. рт. ст.

Аналіз результатів показує, що достатьно 2-х апаратів повітряного охолодження типу для зниження температури газу перед входом в газопровід від 48^оС до 40-42^о-С.

Таким чином, згідно всіх попередніх розрахунків КС, АПО та газопровід працюють послідовно та узгоджено за температою, тиском та витратою газу.

6 1 Розрахунок процесу охолодження газу АПО

Для розрахунку складних теплотехнічних комплексів обладнання АПО застосуємо обчислювальну техніку та програму APO4.bas, яку розроблено в ІФНТУНГ під керівництвом професора Касперовича В. К.

Згідно п. 5.3-5.5 необхідно охолодити газ на 8⁰С

Для розрахунків візьмемо температуру і тиск повітря кінця травня 2003 року, а саме 22оС, та 733 мм. рт. ст.

Текст програми наведено в додатку Д, а результати роботи програми в Додатку Ж.

Аналіз результатів показує, що достатьно 2-х апаратів повітряного охолодження типу для зниження температури газу перед входом в газопровід від 48^оС до 40-42^о-С.

Таким чином, згідно всіх попередніх розрахунків КС, АПО та газопровід працюють послідовно та узгоджено за температою, тиском та витратою газу.

Висновки

В даному курсовому проекті мною описана характеристика КЦ-3 Шебелинського ЛВУМГ, газопроводу ШДО із прилегаючою ділянкою газопроводу; характеристика основного і допоміжного обладнання КС.

Проведено розрахунок фізико-термодинамічних характеристик газу; гідравлічний і тепловий розрахунок ділянки газопроводу; розрахунок режиму роботи КС.

Початковий розрахунок режиму роботи КС проводився для номінальних обертів нагнітача. Але тиск на виході нагнітача виявився більшим за максимально допустиме значення, що недопустимо при роботі КС. Для зниження тиску на виході КС необхідно зменшити оберти. В результаті ручного розрахунку та розрахунку з використанням ЕОМ з'ясувалося, що зменшення необхідно виконувати на 800-1000 об/хв.

Перелік посилань на джерела

Касперович В.К. Трубопровідний трансорт газу. - Ів. Франківськ 1999.

Деточкин А.В. Спутник газовика. - М.Недра 1978.

3. Розгонюк В.В., Руднік А.А., Коломєєв В.М. та інші. Довідник працівника газотранспортного підприємства. - К.: Росток, 2001.- 876 с.

4. Руднік А.А., Коломєєв В.М., Розгонюк В.В., та інші. Експлуатація і технічне обслуговування газорозподільних станцій магістральних газопроводів. Довідник. - К.: Росток, 2003.- 563 с.

5.Сладков С. П. Автоматизация и телемеханизация газового хозяйства.Москва;Стройиздат, 1977.

6. Розгонюк В. В., Л. А. Хачикян та інш. Експлуатаційникові газонафтового комплексу. - К.: Росток, 1998.

7. СТП 320.30019801.033-2001 Правила технічної експлуатації газорозподільних станцій магістральних газопроводів.

8. СТП 320.30019801.018-2000 Правила технічної експлуатації магістральних газопроводів.

Размещено на Allbest.ru