Технологический расчет газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ЗАДАНИЕ

Годовая производительность, млрд. м3/год 50

Протяженность газопровода, км 600

Давление, МПа

Рабочее 7,5

в начале газопровода 5,7

Температура газа в начале газопровода, ?С

Tmax 40

Tmin -2

Месторождение природного газа Бованенковское



1. Определение оптимальных параметров МГ

Одной из главных задач технологического расчета МГ является определение его оптимальных параметров.

Расчет начинают с выбора конкурирующих диаметров. По заданной годовой пропускной способности (QГ) и принятому рабочему давлению (рраб) по таблице 1 выбираем ориентировочное значение диаметра газопровода

Таблица 1. Ориентировочные значения диаметра газопровода

DУ, мм	Годовая производительность QГ, млрд.м3/год
	рраб= 5,5 МПа	рраб = 7,5 МПа
500	1,6-2,0	2,2-2,7
600	2,6-3,2	3,4-4,1
700	3,8-4,5	4,9-6,0
800	5,2-6,4	6,9-8,4
1000	9,2-11,2	12,1-14,8
1200	14,6-17,8	19,3-23,5
1400	21,5-26,4	28,4-34,7

По условию, годовая производительность составляет 50 млрд. м3/год с рраб = 7,5 МПа. Выбираем двухниточный газопровод с годовой производительностью по 25 млрд. м3/год, DУ = 1420 мм.

Затем, в целях сравнения выбирают параметры, ближайший больший и ближайший меньший к выбранному диаметру газопровода. В результате, подбирается три конкурирующих между собой варианта технологического обустройства МГ.

Если в качестве среднего подберется вариант с газопровода диаметром 1420 мм, то вариант с ближайшим большим диаметром к выбранному, в качестве третьего конкурирующего, не подбирается.



2. Выбор основного оборудования КС, определение числа КС и расстояния между ними

Подбор основного перекачивающего оборудования производится исходя из суточной производительности МГ. Суточная производительность МГ Q (млн. м3/сут) определяется по формуле:

(1)

где: Кнд - коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания;

Кэт - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием высоких температур окружающей среды;

Кро - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ.

QКС - годовая производительность, млрд. м3/год;

- количество суток работы трубопровода в год;

Оценочные значения коэффициента надежности Кнд определяем по таблице 2.

Таблица 2 - Оценочные коэффициенты надежности газопроводов

Длина газопровода, км	Газопроводы, Кнд	Двухниточные системы газопроводов, Кнд	Три и более нитки, Кнд
500	0,99	0,99	0,99
1000	0,98	0,98	0,99
1500	0,97	0,98	0,99
2000	0,96	0,97	0,98
2500	0,95	0,97	0,98
3000	0,94	0,96	0,97

Принимаем Кнд=0,98.

Значения остальных коэффициентов, входящих в формулу (1), принимают следующими:

Кро = 0,98 - для базовых и распределительных газопроводов;

Кэт = 1,0 - для газопроводов менее 1000 км.

QКС.Р = 142, 63 млн.м3/сутки

Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата.

Газоперекачивающее оборудование выбираем исходя из суточной производительности и принятого рабочего давления. При этом желательно, чтобы zi=QКС.Р/QН - число нагнетателей было ближе к целому числу. Здесь QН - номинальная подача нагнетателя, приведенная к стандартным физическим условиям.

Выбираем нагнетатель марки ГПА-Ц-16, тип привода НК-16СТ, тип компрессора НЦ-16/76-1,44

4,8 (2)

Принимаем 5 нагнетателей.

Определение толщины стенки МГ.

Расчет толщины стенки МГ производится в соответствии со СНиП 2.05.06-85:

, (3)

где np - коэффициент надежности по нагрузке;

рН - рабочее давление в трубопроводе;

Dн - наружний диаметр трубы;

R1 - расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

Расчётное сопротивление, определяется по формуле:

, (4)

где R1н - минимальное значение временного сопротивления металла труб в зависимости от выбранного класса прочности;

m - коэффициент условий работы трубопровода;

k1 - коэффициент безопасности по материалу;

kн - коэффициент надёжности.

Для К60 R1н = 588 МПа;

Для транспортировки природного газа диаметром 1220 мм и более категории III магистральных трубопроводов значение коэффициента m = 0.9;

Для сварных труб из нормализованной и горячекатаной низколегированной стали, изготовленных двусторонней электродуговой сваркой и прошедших 100%-ый контроль сварных соединений неразрушающими методами k1 = 1,47.

kн = 1,1 (для DУ = 1420 мм);

kн = 1,05 (для DУ = 1220 мм);

Расчетное сопротивление для DУ = 1220 мм

R1 = = 342,9 МПа

Расчетное сопротивление для DУ = 1420 мм

R1 = = 327,3 МПа

Толщина стенки для DУ = 1220 мм

? = = 14,34 мм

Принимаем ?=16 мм.

Толщина стенки для DУ = 1420 мм

? = = 17,46 мм

Принимаем ?=17,5 мм.

После определения толщины стенки на ряде участков газопровода необходимо выполнить проверку на прочность исходя из возможности существования осевых сжимающих напряжений. Осевые напряжения в трубопроводе, определяют по формуле

(5)

где ? - коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали ?=12?10-6 1/?С;

Е - модуль упругости металла (для стали Е=2,06?105 МПа);

?t - расчётный температурный перепад, равный разности между температурой укладки трубопровода и максимальной/минимальной температурой стенки трубопровода(принимаем ?t = 10?С );

- Коэффициент поперечной деформации Пуассона в стадии работы металла ( = 0,3);

Dвн - внутренний диаметр трубопровода, мм:

Внутренний диаметр для DУ = 1220 мм

Dвн= Dн- 2•?=1220- 2?16=1188 мм.

Внутренний диаметр для DУ = 1420 мм

Dвн= Dн- 2•?=1420- 2?18=1384 мм.

Осевые напряжения в трубопроводе



Далее проверяем прочность подземного трубопровода по условию:

(6)

где ?2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, принимаемый при ?прN ? 0, равный 1.

Для DУ = 1220 мм

159,36 МПа < 342,9 МПа

Для DУ = 1420 мм

171,02 МПа < 327,3 МПа

Условия прочности выполняются

Расчет теплофизических свойств транспортируемого газа.

Таблица 3 Состав месторождения и общая характеристика компонентов

Состав газа	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	CO2	N2
Процентное содержание компонентов аi, %	99,0	0,028	0,007	0,003	0,063	0,899
Молярная масса компонентов Мi, кг/моль	16,04	30,07	44,09	58,12	44,01	28,02
Критическая температура Тi, ?К	190,68	305,75	372	425,17	304,26	126,26
Критическое давление рi, МПа	4,52	4,88	4,34	3,75	7,28	3,45

Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая постоянная, критические температура и давление, относительная плотность газа по воздуху. Расчет данных параметров может быть выполнен на основании норм технологического проектирования [0].

Молярную массу природного газа M, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава по формуле

компрессорный станция газ теплофизический



(7)

где хi - концентрация i-го компонента газа, доли ед.;

Mi - молярная масса i-го компонента газа

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ, , кг/м3, при стандартных условиях (Рс = 0,1013 МПа и Тс = 293,15 К) вычисляют по формуле:

c = 103 · MPc / R Tc Zc (8)

где R = 8,31451 кДж/кмоль·К - универсальная газовая постоянная;

Zс - коэффициент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.

Относительную плотность природного газа по воздуху определяют по формуле

(9)

где в = 1,20445 кг/м3 - плотность воздуха при стандартных условиях.

Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К, Z, вычисляют по формуле:

(10)



где,

,

; ,

,

;

Ркрi, Ткрi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси.

Коэффициент сжимаемости природных газов

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ:

Относительная плотность природного газа по воздуху

Динамическую вязкость природных газов, , Па·с, при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К вычисляют по формуле:

(11)

Где 0 = (1,81 + 5,95 Тпр) · 10-6,

,

,

.

Динамическая вязкость природных газов

Определение расстояния между КС

Определим расстояние между КС МГ исходя из формулы пропускной способности МГ:

(12)

Выражая значение расстояния между КС получим.



(13)

Pн - давление в начале газопровода;

Pк - давление в конце газопровода;

Тср - средняя по длине участка газопровода температура газа;

Zcp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа,

Zср = f (рСТ, ТСР);

? - коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода;

d - внутренний диаметр трубы;

- относительная плотность газа по воздуху;

Для определения расстояния между КС можно принять ориентировочное значение средней температуры:

, (14)

где Т0 - температура окружающей среды на глубине заложения газопровода;

ТН - температура газа на входе в линейный участок, которую можно принять равной 303-313 К.

Давление в начале газопровода определяется по формуле:

рН = рНАГ - ?рВЫХ, (15)

где ?рВЫХ - потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части МГ ?рВЫХ =0,07 [1];

МПа

Давление в конце участка газопровода

(16)

где ?рВС - потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа ?рВС =0,12.

Коэффициент гидравлического сопротивления ? определяется по формуле

(17)

где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый для новых труб в соответствии с рекомендациями [0] равным 0,95.

Коэффициент сопротивления трению для характерного для магистральных трубопроводов режима квадратичного сопротивления определяется по формуле

, (18)

где kЭ - эквивалентная шероховатость труб; для труб без внутреннего гладкостного покрытия принимается равной 0,03 мм, а для труб с внутренним гладкостным покрытием - 0,01 мм;

DВН - внутренний диаметр газопровода, м;

Re - число Рейнольдса, которое определяется по формуле:

(19)

где q - производительность газопровода, млн м3/сут;

DВН - внутренний диаметр газопровода, м;

? - коэффициент динамической вязкости, Па·с.

для DУ = 1220 мм

для DУ = 1420 мм

Среднее давление в газопроводе можно определить по формуле

. (20)

Вычислив расстояния между КС по формуле (13), определяем требуемое число КС:

. (21)

для DУ = 1220 мм

Дальнейший расчет данного диаметра не целесообразен, т.к. расстояние между компрессорными станциями должно быть не менее 50 км.

для DУ = 1420 мм



3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя КС

Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя КС производится с целью определения давления и температуры газа в конце рассматриваемого участка.

Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из формулы расхода (12) при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые определяются методом последовательных приближений.

. (22)

Уточненный расчет участка газопровода выполняется в следующем порядке:

1) в качестве первого приближения значения принимаются ? и ZСР, найденные из предварительного определения расстояния между КС. Значение ТСР определяется по формуле (14);

2) по формуле (22) определяется в первом приближении значение рК;

3) определяется уточненное среднее давление рСР по формуле (20);

4) по формулам (10) с учетом средних значений давления и температуры определяются средние приведенные давление рПР и температура ТПР.

5) удельная теплоемкость газа Ср (кДж/(кг·К)) определяется в соответствии с п.18.6.7. [2] формуле:

(23)

(24)

где,

Получаем:

кДж/(кг·К)

6) коэффициент Джоуля-Томсона Di (К/МПа) вычисляется по формуле (п. 18.6.8. [2])



(25)

где,

Получаем:

7) средняя температура газа рассчитывается по формуле

(26)

где а - коэффициент Шухова рассчитываемый по формуле

(27)

где КСР - средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, КСР =1,75 Вт/(м2·К);

q - пропускная способность подводного газопровода, млн.м3/сут;

? - плотность по воздуху.

284,02 К

8) коэффициент сжимаемости ZСР определяется по формуле (10);

9) коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле (11)

10) число Рейнольдса вычисляется по формуле (19);

11) коэффициент сопротивления трению ?ТР и коэффициент гидравлического сопротивления ? вычисляются по формулам (17) и (18);

12) определяем конечное давление во втором приближении по формуле (22);

13) полученный результат отличается от предыдущего приближения менее, чем на 5 % Результат удовлетворяет требованиям точности расчетов, переходим к следующему пункту;

14) уточняется среднее давление по формуле (20);

15) определяется конечная температура газа

. (28)

На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода заканчивается.

Значение коэффициента теплопередачи от газа в окружающую среду КСР в выражении (27) для подземных газопроводов (без тепловой изоляции), следует определять по формулам п.18.6.13 [2].

, (29)

(30)

(31)

(32)

где, dн - наружный диаметр газопровода без изоляции, мм;

dиз - наружный диаметр изолированного газопровода, мм;

?сн - толщина снежного покрова, принимаем 0,050 м;

h0 - глубина заложения оси трубы (расстояние от поверхности насыпи до оси трубы), принимаем 1,7 м;

- коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/м2К

?гр - коэффициент теплопроводности грунта, Вт/мК,

При отрицательных температурах грунта значение коэффициента теплопроводности должно приниматься для грунта в мерзлом состоянии ?м принимаем 2,1;

?сн - коэффициент теплопроводности снежного покрова, принимаемый в зависимости от состояния снега. Может быть принят: снег свежевыпавший - 0,1 Вт/м·К; снег уплотненный - 0,35 Вт/м·К; снег тающий - 0,64 Вт/м·К.

- термическое сопротивление изоляции трубопровода, м2К/ВТ,

?из - коэффициент теплопроводности изоляции, может быть принят 0,25 Вт/м·К,

?в - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2·К,

(33)

где, - среднегодовая скорость ветра принимаем 5,4 м/с;

Коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду

4. Расчет режима работы КС

Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления ?, политропического коэффициента полезного действия ?ПОЛ и относительной внутренней мощности кВт/ата, от объемной производительности по условиям всаса и относительной коммерческой производительности (млн.ст.м3/сут)/ата при различных значениях относительных оборотов .

n, nном - соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Рабочие параметры ГПА могут быть определены по методике ВНИИГАЗа (рис. 1).

Рисунок 1 - Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике ВНИГАЗа

Порядок определения рабочих параметров следующий:

1) определяется требуемая степень сжатия

(34)



где рн, рк - соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.

2) Для выбранного компрессора определяется относительная коммерческая производительность (млн.ст.м3/сут)/ата. При этом для получения необходимой размерности следует значение давления в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

(млн.ст.м3/сут)/ата

3) Определяется удаленность от границы помпажа, которая должна составлять не менее 10%, по формуле:

(35)

При этом минимальное значение расхода определяется по характеристике нагнетателя, для чего точки пересечения горизонтальной линии, проведенной от требуемой степени сжатия и крайней левой восходящей линии политропного кпд опускается перпендикуляр на ось объемной производительности по условиям всаса.

4) По характеристике нагнетателя определяется объемная производительность по условиям всаса, для чего проводиться горизонтальная линия от оси относительной коммерческой производительности к оси объемной производительности нагнетателя.

5) По характеристике нагнетателя определяется относительная частота вращения путем нахождения точки пересечения известной степени сжатия и относительной коммерческой производительности.



6) Определяется частота вращения нагнетателя по формуле

об/мин (36)

7) По характеристике нагнетателя определяется политропный кпд ?пол путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних восходящих кривыми линиями кпд, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности.

?пол = 0,82

8) Определяется внутренняя мощность нагнетателя , кВт. Для этого по характеристике нагнетателя определяется относительная внутренняя мощность , кВт/ата путем интерполяции значений указанных на концах двух соседних наклонных прямых, между которым находиться точка пересечения степени сжатия и относительной коммерческой производительности. Далее определяется внутренняя мощность по формуле:

= 270 кВт/ата

кВт (37)

При этом для получения необходимой размерности (кВт) следует стоящее последним в формуле значение давления всаса в МПа умножить на 100 и разделить 9,80665.

9) Определяется эффективная мощность привода по формуле:

кВт (38)

где - механические кпд, который в случае отсутствия данных в учебных целях может приниматься равным 0,99;

10) Производится сравнение эффективной мощности и ее номинального значения . Должно выполняться условие ?.

15792 кВт < 16000 кВт

Условие выполняется.

11) определяется температура газа на выходе ЦН:

К (39)

где k - показатель адиабаты природного газа, k = 1,31.

5. Расчет расхода топливного газа

Расход топливного газа ГТУ, тыс.м3/ч, вычисляют по формуле

(40)

где - номинальный расход топливного газа;

КТГ - коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу) принимают равным 1,05[1].;

Nн - мощность, потребляемая ЦБН, принимаем 15,792 МВт;

Ta - расчетная температура атмосферного воздуха, К;

е - номинальный к.п.д. ГТУ принимают равным 0,274[1].;

QTC - теплота сгорания топливного газа, кДж/м3.

В качестве расчетной температуры Ta принимают среднюю температуру атмосферного воздуха расчетного периода (без поправок) .

Коэффициент обычно учитывается в составе КТГ, кроме особых случаев.

тыс.м3/ч

тыс.м3/ч

Потребление топливного газа КЦ, млн.м3 за расчетный период, вычисляют по формуле

(41)

где np - количество рабочих ГПА;

- время расчетного периода, ч.

млн.м3

6. Технико-экономический расчет

В целях настоящего курсового проекта, годовая прибыль, получаемая в результате эксплуатации МГ, может быть определена следующим образом:

Пр = Выр - Себ = Т·Q·L/100 - (?ЛКЛ + ?СТКСТ + СЭ), (42)

где Пр - годовой объем прибыли от транспорта газа, млн. руб.;

Выр - годовой объем выручки от оказания услуги по транспорту газа, млн.руб;

Себ - годовая себестоимость услуги по транспорту газа т.е. эксплуатационные затраты, млн.руб;

Т - тариф на транспорт газа по МГ, руб/(тыс. м3·на 100 км);

Q - годовая производительность МГ, млрд. м3;

?Л, ?СТ - коэффициент амортизационных отчислений соответственно, от линейной части МГ и от КС;

КЛ, КСТ - капитальные затраты на сооружение соответственно, линейной части МГ и КС, млн. руб;

СЭ - годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ, млн. руб;

Значения тарифа на транспорт газа, капитальных затрат, стоимости электроэнергии и газа, заработной платы постоянно меняются и зависят от множества факторов (уровня конкуренции и инфляции, устойчивости развития экономики, наличия договоренности по поставкам газа и др). В учебных целях рекомендуется принимать:

Т = 0,6 - для внутриреспубликанских поставок газа, $/(тыс. м3·100 км);

Т = 1,7 - для транзитных поставок газа, $/(тыс. м3·100 км);

Q - годовая производительность МГ задается преподавателем в качестве исходных данных;

?Л = 0,035-0,040, ?СТ = 0,09 - 0,10

Капитальные и эксплуатационные затраты в значительной мере зависят от региона, по которому проходит МГ, и топографических условий трассы:

КЛ = сл · L · kр · kТ, (43)

КСТ = сст · n· kр · kТ, (44)

сл - стоимость строительства одного километра трубопровода (прил. 1) [1] принимаем 38,939 млрд. руб/км;

L - длина МГ;

n - количество КС на МГ;

kр - районный коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ;

kТ - топографический коэффициент удорожания строительства и эксплуатации МГ.

Для Республики Беларусь:

1) значения районного коэффициента везде одинаковы и равны единице;

2) топографический коэффициент:

- равнинно-холмистый участок: и для линейного участка и для КС - 1;

- болотистый участок: - линейная часть - 1,7;

- КС - 1,07;

- водные преграды: - русловая часть - 4,8;

- пойменная часть - 2,0.

Стоимость строительства одной КС может быть найдена по следующей зависимости:

сст = k0 + ki · i, (45)

где k0 - стоимость строительства одной КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 38,1 млрд. руб;

ki - стоимость строительства одной КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 9,7 млрд. руб;

i - количество ГПА, установленных на КС.

Капитальные и эксплуатационные затраты:

Годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ представлен затратами, приходящимися на годовой объем топливного газа или электроэнергии, в зависимости от типа устанавливаемых на КС ГПА и годовым объемом заработной платы работников КС.

СЭ = Эл + Эст + Sтг (Sэл) = (сэл · L · kр · kТ) + (сэст · n · kр · kТ) + Sтг (Sэл), (46)

где Эл, Эст - соответственно, эксплуатационные расходы на линейную часть и КС, млн. руб;

сэл - эксплуатационные затраты, приходящиеся на 1 км. МГ (прил. 1) [1] принимаем 1,752 млрд. руб;

сэст - стоимость эксплуатации одной КС, млн.руб.:

сэст = э0 + эi · i, (47)

где э0 - стоимость эксплуатации одной КС, не зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 5,5 млрд. руб;

эi - стоимость эксплуатации одной КС, зависящая от числа ГПА (прил. 2) [1] принимаем 4,5 млрд. руб.

В зависимости от типа ГПА в технологическом процессе транспорта газа может использоваться топливный газ, электроэнергия или и то, и другое.

Стоимость топливного газа определяется зависимостью

Sтг = Qтг · стг (48)

где Qтг - расход топливного газа за анализируемый период;

стг - цена топливного газа, стг = 2358,69 руб/млн.м3 [4].

0,00062 млрд.руб

Стоимость электроэнергии определяется в зависимости от величины заявленной мощности силовых установок и количества потребленной электроэнергии.

Если заявленная мощность превышает 750 кВт, то стоимость электроэнергии рассчитывается по двухставочному тарифу

Sэл = сэл1 · Nз · n + сэл2 · N · T, (49)

где Nз - заявленная мощность КС, кВт;

n - количество месяцев в анализируемом периоде;

N - потребляемая электродвигателями КС мощность;

Т - продолжительность анализируемого периода, час.

Цена электроэнергии:

за заявленную мощность сэл1 = 64926,6 руб/(кВт·мес):

за потребленную электроэнергию сэл2 = 603,3 руб/кВт·час

Годовой размер эксплуатационных затрат на обслуживание МГ:

Годовая прибыль:

Окончательное решение об эффективности того или иного варианта технологического обустройства МГ принимается на основе расчета коэффициента абсолютной эффективности.

Оптимальному решению со стороны эксплуатирующей организации соответствует максимальная величина показателя (коэффициента) абсолютной эффективности.



? = Пр/(КЛ + КСТ), (50)



Список использованных источников

1. Методические указания для курсового проектирования по дисциплине «Трубопроводный транспорт и хранение газа». - Н. 2014

2. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных трубопроводов. - М. 2006

3. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. М.: Стройиздат, 1985.

Размещено на Allbest.ur