методичка. Поляков методичка по оформлению. Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска
 Скачать 3.37 Mb.
|
|
Объем резервуара по строительному номиналу [19] – объем, равный про- изведению площади днища на высоту стенки резервуара. Объемы резервуаров по строительному номиналу приведены в Таблице № 5.1.3 [22]. Таблица № 5.1.3. Объем резервуаров по строительному номиналу и их основные геометрические характеристики. № Резервуар Тип Диаметр Высота Строительный [м] стенки, объем, [м] [м 3 ] 1 РВС 5000 22.8 11.94 4875 2 10000 34.2 11.94 10968 3 5000 22.8 11.94 4875 4 10000 34.2 11.94 10968 5 РВСП 20000 45.6 11.94 19500 6 30000 45.6 17.91 29249 7 50000 60.7 18.00 52088 8 РВСПК 50000 60.7 18.10 52377 РВС – резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей. РВСП – резервуар вертикальный стальной с понтоном. РВСПК – резервуар вертикальный стальной с купольной крышей из алюминиевых сплавов. Полезный объем резервуара определяется по нормативным верхним и нижним уровням, рассчитываемым по времени, необходимому для выполне- ния оперативных действий. Количество резервуаровв составе РП должно быть не менее 2 штук без учета резервуаров аварийного сброса. Прием нефти аварийного сброса дол- жен осуществляться в отдельные резервуары, не задействованные в техноло- гических операциях транспортировки нефти. Объем РП (V РП ) насосной станции при перекачке монопродукта опре- деляется по формуле [7] V РП = ПС q СУТ = ПС 350 10 9 G , (5.1.1) где ПС – требуемый запас времени работы участка трубопровода, [сут], (Таблица № 5.1.4); – коэффициент использования полезной емкости резер- вуара по отношению к строительному номиналу, определяется согласно Таб- лице № 5.1.5; q СУТ – суточная производительность трубопровода, [м 3 сут -1 ]; – плотность перекачиваемой жидкости, [кг м -3 ]; G – пропускная способность трубопровода, [млн.тонн год -1 ]. Монопродукт [7] – один сорт нефти или нефтепродукта, перекачивае- мый по трубопроводу. Таблица № 5.1.4. Значение требуемого запаса времени работы участка трубопровода ПС Тип насосной станции с емкостью Нефтепровод Продуктопровод 103 Головная насосная станция 2.0 3.0 2.0 3.0 Промежуточная НС смежных ЭУ или при распределении потоков 0.3 0.5 0 (нет РП) Промежуточная НС при выполнении приемно-сдаточных операций 1.0 1.5 1.0 Таблица № 5.1.5. Значение коэффициента использования полезной емкости резервуара Тип резервуара Для Для нефтепровода продуктопровода РВС-1000 с понтоном - 0.70 РВС-1000 без понтона - 0.83 РВС-3000 с понтоном - 0.65 РВС-3000 без понтона - 0.81 РВС-5000 с понтоном 0.76 0.70 РВС-5000 без понтона 0.79 0.84 РВС-10000 с понтоном 0.76 0.74 РВС-10000 без понтона 0.79 0.85 РВС-20000 с понтоном 0.79 0.74 РВС-20000 без понтона 0.82 0.85 Вертикальный стальной 50 100 тыс.м 3 с понтоном 0.79 - Вертикальный стальной 20 100 тыс.м 3 с плавающей крышей 0.83 - Железобетонный заглубленный 50 100 тыс.м 3 (существующие) 0.79 - Конечным пунктом МН или пунктом назначения может быть морской терминал (пункт перевалки на морские суда). Пункт проектируемого маги- стрального нефтепровода конечный [19] – нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком этого или другого нефтепровода, предприятие нефте- переработки, нефтехимии, пункты перевалки на другие виды транспорта (железная дорога, морские и речные суда). Пункт назначения [8] – конеч- ный приемо-сдаточный пункт маршрута транспортировки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу. Требуемая емкость РП нефтяных морских терминалов определяется по формуле V РП = 1 8400 10 9 G t m V , (5.1.2) где V – максимальный суммарный объем одновременно наливаемых тан- керов, [м 3 ]; – коэффициент использования полезной емкости резервуара по отношению к строительному номиналу (Таблица № 5.1.5); G – пропускная способность трубопровода, [млн.тонн год -1 ]; – продолжительность непо- средственного налива танкеров за вычетом длительности начальной и конеч- 104 ной фаз со сниженной производительностью (менее производительности нефтепровода), [ч]; m – расчетная максимальная производительность 1-го шторма в районе терминала, [ч]; t – время между окончанием шторма и нача- лом непосредственного налива в танкер (включает время подхода к причалу, швартовки, шланговки, оформления документов), [ч]; – плотность нефти, [кг м -3 ]. В случаях, когда требуется отстой нефти в резервуарах и взятие проб, в формуле (5.1.2) принимается = 0. Пример № 5.1.1. Определение суммарного полезного объема резервуар- ного парка головной НПС. Для проектируемого в Пример № 2.1.1 нового магистрального нефте- провода секундная пропускная способность Q с определяется по (2.1.11) и равна Q с = 3600 8400 10 6 G k = 3600 95 849 8400 10 50 05 1 9 = 2.0426, [м 3 с -1 ]. Тогда часовая пропускная способность Q ч равна Q ч = Q с 3600 = 2.0426 3600 = 7353.40, [м 3 ч -1 ]. Суточная пропускная способность Q сут равна Q сут = Q ч 24 = 7353.40 24 = 176481.6, [м 3 сут -1 ]. Следовательно, суммарный полезный объем резервуарного парка голов- ной НПС должен быть от V РП = 176481.6 2 = 352963.2, [м 3 ], до V РП = 176481.6 3 = 529444.8, [м 3 ]. Для комплектации резервуарных парков выбираем резервуары РВСп- 50000 (вертикальные стальные на 50 [тыс.м 3 ] с понтоном). Коэффициент ис- пользования полезной емкости резервуара равен 0.79 (Таблица № 5.1.5). Тогда количество резервуаров, соответствующее трехсуточной пропускной способности равно 13.4 [шт]. На головной НПС устанавливаем число резер- вуаров, равное 13. 5.2.Способы увеличения пропускной способности МН. Увеличение пропускной способности – изменение уравнения баланса напоров. Повышение рабочего давления. Строительство лупингов. Увеличе- ние числа насосных станций. Применение противотурбулентных присадок. Изменение величины расхода нефтепровода – изменение диапазонов из- менения основных показателей магистрального нефтепровода. В §4.5 приведены методы изменения величины левой части уравнения баланса напоров – величины передаваемой нефти энергии – путем регулиро- вания работы насосов без изменения величины основного определяющего 105 показателя – проектной пропускной способности нефтепровода. Но при экс- плуатации МН может возникнуть необходимость изменения именно про- пускной способности нефтепровода. Как показано ранее, действующие нормы проектирования предусматри- вают разные варианты записи уравнения баланса напоров, например, (3.1.1), (4.1.3), (4.1.4), (4.3.1) (4.3.3). Но в любом случае в соответствии с (2.3.10) (2.3.12) и (3.3.9) изменение пропускной способности нефтепровода (например, увеличение пропускной способности – расширение МН (§1.2)) является следствием изменения уравнения баланса напоров: - левой части уравнения баланса напоров отдельно; - правой части уравнения баланса напоров отдельно; - комбинации изменения левой и правой частей уравнения баланса напо- ров. В соответствии с [20] при разработке мероприятий по увеличению про- пускной способности действующих МН рассматриваются следующие спосо- бы увеличения пропускной способности МН: - повышение рабочего давления на выходе НПС без замены участков (секций) труб линейной части МН (в случае если линейная часть МН облада- ет достаточной величиной несущей способности) – изменение левой части уравнения баланса напоров (увеличение передаваемой энергии); - повышение рабочего давления на выходе НПС путем замены участков (секций) труб линейной части МН с недостаточной величиной несущей спо- собности – изменение левой части уравнения баланса напоров (увеличение передаваемой энергии); - строительство лупингов – изменение правой части уравнения балан- са напоров (изменение сопротивления линейной части – снижение величины потери энергии); - увеличение числа насосных станций – изменение левой части уравне- ния баланса напоров (увеличение передаваемой энергии); - применение противотурбулентных присадок – изменение правой ча- сти уравнения баланса напоров (изменение режима течения и, следовательно, гидравлического уклона – снижение величины потери энергии); - комбинацию перечисленных способов. Диаметр лупинга следует принимать равным диаметру МН, а также с учетом перспективного развития (при замыкании лупинга в отдельный нефтепровод). В случае, когда протяженность лупинга имеет ограничения по условиям возможности его размещения по трассе МН, необходимо рассмат- ривать комбинированные способы увеличения пропускной способности МН. В начале и конце лупинга необходимо предусматривать узлы прие- ма/пуска средств очистки и диагностики (СОД). Эпюра рабочих давлений (рис.№ 4.2.1) при наличии лупинга должна строиться как с учетом работы лупинга, так и при его отключении для про- верки несущей способности линейной части МН. Расположение проектируемых лупингов преимущественно необходимо предусматривать в конце участка, а при наличии перевальной точки (§3.3) – 106 до перевальной точки. При отсутствии значимого роста величины давления по длине нефтепровода (рис.№ 3.2.1) расположение лупинга в конце участка приводит к меньшей нагрузке на трубу – меньшей величине напряжения тру- бы (4.2.15) и (4.2.16). Предлагаемые в [20] методы изменения величины основного определя- ющего количественного показателя S (расхода нефтепровода) (§1.1 и §2.1) – изменение диапазона его изменения (2.1.5). И в соответствии с (1.1.2) (1.1.4) изменение диапазона (2.1.5) достигается путем изменения диапазонов изме- нения нормируемых показателей – основных показателей магистрального нефтепровода [19] – (1.1.4). То есть, при изменении величины проектной пропускной способности нефтепровода необходимо выполнить всю последо- вательность действий, сформированную в Частях 2÷4. 5.3.Общая последовательность действий Технологического проектирования. Исходные данные, включаемые в задание на проектирование. Основные показатели магистрального нефтепровода при проектировании. Основанием для выполнения проектно-изыскательских работ является задание на проектирование (ЗП), которое разрабатывается заказчиком и пе- редается проектной организации [20]. Как указано в §1.3, стандартное ЗП представляет собой набор показате- лей, прежде всего, определяющих заданный объем перекачки G, расстояние перекачки L и свойства транспортируемой нефти. В соответствии с (2.1.1) (2.1.2) исходные данные, включаемые в Задание на проектирование [19,20], содержат: - наименование и место расположения начального и конечного пунктов магистрального трубопровода; - объемы перекачки нефти, млн. т/год, при полном развитии – массовый расход М (2.1.2); - характеристика нефти по кинематической вязкости при трех значени- ях температуры 0 [°С], 20 [°С], 50 [°С] и по плотности нефти для двух зна- чений температур 20 [°С] и 50 [°С]. Процесс проектирования сформирован в виде технологической цепочки последовательных бизнес-процессов (рис.№ 1.3.1). Первым бизнес- процессом является “Инженерные изыскания”. Результатом Инженерных изысканий (§1.3) являются, в частности, основные показатели магистраль- ного нефтепровода при его проектировании [19,20] (рис.№ 2.1.1): - длина нефтепровода (с учетом рельефа) L и z(x) – трасса нефтепровода и профиль сжатый; - температура окружающей нефтепровод среды Т. Вторым бизнес-процессом является “Проектирование”. Согласно §2.2 в рамках данного курса изучаем этап (рис.№ 1.1.1) общей технологической це- 107 почки проектирования “Технологическое проектирование” (рис.№ 2.2.1) – определяем варианты комбинаций значений основных показателей МН и до- пустимые диапазоны их изменения. Формирование набора и численных зна- чений основных показателей МН – одна из задач Технологического проекти- рования. Прежде всего, определяется проектная пропускная способность нефте- провода (2.1.6), (2.1.8), (2.1.11), Пример № 2.1.1. Проектная пропускная спо- собность нефтепровода определяется с учетом: - расчетной плотность нефти (2.1.10), Таблица № 2.1.3; - расчетной температуры нефти (§2.1); - коэффициента неравномерности перекачки (§2.1). В §2.3 показана необходимость определения потери напора на трение. Поэтому следующий шаг – определение расчетного значения кинематиче- ской вязкости транспортируемой нефти (2.3.9), Пример № 2.3.2. Определение значения кинематической вязкости нефти завершает этап подготовки к определению величины потери напора – правой части уравне- ния баланса напоров. Из вышесказанного формируем основные показатели МН при его проектировании [19,20], необходимые для завершенного этапа и перехода к определению величины потери напора: - проектная пропускная способность нефтепровода по участкам трассы; - длина нефтепровода (с учетом рельефа) – L и z(x); - расчетные значения плотности, вязкости и температуры перекачивае- мой нефти по участкам трассы – , и Т; - коэффициент неравномерности перекачки. Этап технологического проектирования – расчет потери напора (рис.№ 3.3.3) – начинается с выбора трех конкурирующих вариантов наружного диаметра D н (Предварительный расчет) по величине пропускной способности в соответствии с Таблицей № 3.2.1 (Пример № 3.2.1). Для каждого из конкурирующих вариантов наружного диаметра D н находим величину потери напора (§3.3, Пример № 3.3.1) по следующей по- следовательности действий: - определение значения гидравлического уклона i; - определение наличия перевальных точек по условию (3.3.3); - определение расчетной длины нефтепровода по (3.3.4); - расчет потери напора (3.3.14). Следующий этап Предварительного расчета – определение левой части уравнения баланса напоров – начинается с выбора проектного рабочего дав- ления на выходе НПС (Таблица № 4.1.1). По (4.1.5) определяем максималь- ный напор в линии нагнетания НПС и по формуле (4.1.4) находим количе- ство НПС (Пример № 4.1.1) для каждого из вариантов наружного диаметра (рис.№ 4.1.8). Для каждого из вариантов найденных основных показателей МН – наружного диаметра трубы D н и количества НПС n – выполняем расчет вы- бранного (§2.2) коммерческого показателя S i . По минимальному значению 108 коммерческого показателя (рис.№ 4.1.8) определяем значения основных по- казателей МН (4.1.6). Нахождение значения основных показателей МН (4.1.6) завершает этап Предварительного расчета и позволяет перейти к нахождению толщины стенки трубы. Определение номинальной толщины стенки трубы н (Пример № 4.2.1) позволяет определить (Пример № 4.2.2) и построить несущую спо- собность трубы (рис.№ 4.2.1). Из вышесказанного следует необходимость включения в состав основных показателей МН при его проектировании [19,20] значений наружного диаметра D н и номинальной толщины стенки трубы н по участкам трассы нефтепровода. Определение номинальной толщины стенки трубы н требует проведе- ния следующего этапа Технологического проектирования – Уточненного расчета с учетом найденной толщины стенки трубы н (§4.3). В рамках Уточ- ненного расчета определяются (рис.№ 4.3.4): - величина потери напора и число НПС; - требуемый напор на выходе МНС (4.3.1)÷(4.3.3) Н ст ; - дифференциальный напор насоса (4.3.5) Н нас Найденное значение требуемого напора (H ст ), заданная производитель- ность трубопровода (Q раб ) определяют выбор насосов (§4.4) и последующую расстановку НПС по длине нефтепровода (рис.№ 4.4.2). Этапом, завершающим Уточненный расчет, является регулирование ра- боты нефтепроводной системы, в частности, регулированием работы насо- сов (§4.5). Из вышесказанного следует необходимость включения в состав основ- ных показателей МН при его проектировании [19,20] (рис.№ 4.4.2) следу- ющих показателей: - количество и места расположения НПС с емкостью и промежуточных нефтеперекачивающих станций, допустимое рабочее давление на выходе НПС, проходящее давление на НПС по этапам развития; - технические характеристики насосного оборудования; - построение эпюры рабочих давлений в графическом виде на сжатом профиле; - эпюры несущей способности трубопровода. Заканчивается этап Технологического проектирования определением ха- рактеристик технологического участка (§5.1) – суммарного полезного объема резервуарного парка НПС и длины технологического участка (Пример № 5.1.1). Следовательно, в состав основных показателей МН при его проек- тировании [19,20] включаются границы и протяженность технологических участков, количество и вместимость резервуарных парков. Таким образом, решена обозначенная в §2.2 главная задача Технологи- ческого проектирования – определена комбинация значений основных пока- зателей МН и допустимые диапазоны их изменения. 109 ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ. На основе Унифицированной постановки технической задачи сформули- рован принцип формирования общей технологии проектирования сложных технологических процессов и систем как принципиальное решение задач, сформулированных в Унифицированной постановке. На выбранной методической основе – Унифицированной постановке технической задачи – доказана возможность формирования и сформирована технология проектирования МН – главная Цель учебной дисциплины “Мето- ды и нормы проектирования” магистерских Программ. Приведена формализация общей технологической цепочки проектирова- ния в виде иерархической системы этапов проектирования, уровней принятия решения и управления и выбран этап проектирования – Технологическое проектирование – для изучения в рамках учебного пособия. Математически обоснована и сформирована последовательность вычис- лений в рамках Технологического проектирования. Сформирован набор и определены диапазоны изменения следующих нормируемых показателей (основных показателей МН): - проектная пропускная способность нефтепровода; - наружный диаметр и толщины стенки трубы; - рабочее давления на выходе НПС и число НПС; - суммарный требуемый дифференциальный напор магистральных насо- сов и дифференциальный напор одного магистрального насоса; - требуемые характеристики насосных агрегатов; - суммарный полезный объем резервуарных парков. Представлен принцип решения отдельной самостоятельной задачи – определение отличия той или иной технологии проектирования. В учебном пособии решена главная задача Технологического проектиро- вания – определение комбинации значений основных показателей МН и до- пустимых диапазонов их изменения. Формирование общей технологии проектирования технологических процессов и технических систем и ее приложение к конкретному примеру технологического процесса трубопроводного транспорта нефти – общетех- ническая и учебно-методическая ценность данного учебного пособия. 110 Литература. 1.Антонова А.Е., Поляков В.А. О расчете стоимости магистральных нефтепроводов //НТС “Магистральные и промысловые трубопроводы: про- ектирование, строительство, эксплуатация, ремонт”, № 4, 2005. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2005 г. - с.13-17. 2.Бурдун Г.Д. Справочник по Международной системе единиц. -М.: Из- дательство стандартов, 1977. – 232 с. 3.ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. 4.ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта тех- ники. Термины и определения. 5.ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения. 6.ГОСТ Р 54382-2011. Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования. –М.: Стандар- тинформ, 2012. – 270 с. 7.ГОСТ Р 55435-2013. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Ос- новные понятия. –М.: ООО “НИИ ТНН”, 2013. – 38 с. 8.ГОСТ Р 57512-2017. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения. –М.: ФГУП “СТАНДАРТИНФОРМ”, 2017. – 20 с. 9.Ленин В.И. Философские тетради. – Полн. собр. соч., т.29, с.318. 10.ОР-03.100.50-КТН-110-12. Порядок формирования плана ПИР, выда- чи заданий на проектирование, разработки и экспертизы проектной докумен- тации для строительства, технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов организаций системы “Транснефть”. –М.: ОАО “АК “Транснефть”, 2012. – 273 с. 11.ОР-03.100.50-КТН-156-17. Магистральный трубопроводный транс- порт нефти и нефтепродуктов. Порядок выдачи заданий на проектирование, разработки и экспертизы проектной и рабочей документации для строитель- ства, технического перевооружения, реконструкции, капитального ремонта и ликвидации объектов организаций системы “Транснефть”. –М.: АО “Гипро- трубопровод”, 2017. – 341 с. 12.Поляков В.А. Основы технической диагностики: курс лекций: Учеб. пособие. – М.: ИНФРА–М, 2012. – 118 с. 13.Поляков В.А. Подводные переходы трубопроводов. Расчет, оценка и управление напряженно-деформированным состоянием трубы: Учебное по- собие [Электронный ресурс]. –М., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губ- кина, 2018. – 93 с. – http://elib.gubkin.ru/content/22973. 14.Поляков В.А. Функциональный анализ при проектировании техниче- ских систем //Тезисы докладов VI Всесоюзной научно-технической конфе- ренции "Роль молодых конструкторов и исследователей химического маши- ностроения в реализации целевых программ, направленных на ускорение научно-технического прогресса в отрасли". - М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1988, с.240-241. 111 15.Поляков В.А., Шестаков Р.А. К вопросу обеспечения точности изме- рений системы обнаружения утечек в нефтепроводе //Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, № 4 (20), 2015. – с.76- 79. 16.Поляков В.А., Шестаков Р.А. Расширение параметрических методов обнаружения утечек и несанкционированных врезок на магистральных нефтепроводах //Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, № 3 (23), 2016. – с.57-59. 17.Поляков В.А., Шестаков Р.А. Системный подход к проектированию трубопроводов: Учебное пособие [Электронный ресурс]. –М., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2018. – 99 с. – http://elib.gubkin.ru/content/22990. 18.РД-23.040.00-КТН-110-07. Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования. –М: ОАО “АК “Транснефть”, 2007. 19.РД-24.040.00-КТН-062-14. Магистральный трубопроводный транс- порт нефти и нефтепродуктов. Магистральные нефтепроводы. Нормы проек- тирования. – М.: ОАО «АК «Транснефть», 2014. – 165 с. 20.РД-24.040.00-КТН-062-14 с Изм. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования (редакция с изменением № 2 от 21.09.2016). –М.: ОАО «АК «Транснефть», 2016. – 169 с. 21.РД-75.200.00-КТН-012-14. Магистральный трубопроводный транс- порт нефти и нефтепродуктов. Переходы магистральных трубопроводов че- рез водные преграды. Нормы проектирования. –М.: ОАО “АК “Транснефть”, 2014. – 120 с. 22.РД-91.200.00-КТН-175-13 с Изм. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Нефтеперекачивающие станции. Нормы проектирования. –М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. – 226 с. 23.РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования маги- стральных нефтепроводов. –М: ОАО “АК “Транснефть”, 2002. – 44 с. 24.РД Унифицированные технологические расчеты объектов маги- стральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. –М: ОАО “АК “Транс- нефть”, 2009. 25.Седов Л.И. Механика сплошной среды. Т.I. -М.: Наука, 1976. – 536 с. 26.Строительные нормы и правила (СНиП) 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы /Госстрой СССР. –М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. – 52 с. 27.Строительные нормы и правила (СНиП) 2.05.06-85 . Магистральные трубопроводы /Минстрой России.- М.: ГУП ЦПП, 1997. – 60 с. 28.СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85 . –М.: Росстандарт, 2012. 29.СТО-220-ГТП-15. Порядок проведения внутренней экспертизы зада- ний на проектирование, проектной, рабочей документации, материалов ин- женерных изысканий. –М.: ПАО “Транснефть”, 2015. – 113 с. 112 30.Трубопроводный транспорт нефти: Учеб. Для вузов /Г.Г.Васильев, Г.Е.Коробков, М.В.Лурье и др.: в 2 т. Т.1; Под ред. С.М.Вайнштока. – М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2000. – 407 с. 113 Учебное издание. Вадим Алексеевич Поляков МЕТОДЫ И НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ. Электронный ресурс. Сдано в электронную публикацию 13.09.2019. Объем – 113 с. УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ВАДИМ АЛЕКСЕЕВИЧ ПОЛЯКОВ МЕТОДЫ И НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ. В авторской редакции Сведения о программном обеспечении, которое использовано для создания электронного издания: Microsoft Word - набор, вёрстка текста, генерация PDF https://www.microsoft.com/ Техническая обработка и подготовка материалов выполнены авторами Подписано к использованию: 05.12.2019; Объём издания: 3,4 Мб; Тираж: 50 экз.; Комплектация издания: 1 CD-ROM; Запись на физический носитель: Белоусов А.В., belousov.a@gubkin.ru 119991, Город Москва, проспект Ленинский, дом 65, корпус 1, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, учебно-методическое управление (900) |