Эксплуатация магистрального газопровода

Курсовой проект

магистральный газопровод нагнетатель газоперкачивающий

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.

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. Подача газа потребителям осуществляется по магистральным газопроводам различного диаметра. При движении газа из-за различного рода гидравлических сопротивлений по длине трубопровода происходит падение его давления, что приводит к снижению пропускной способности газопровода. Поэтому транспортировать газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и обеспечения его оптимального давления в трубопроводе по трассе газопровода устанавливаются компрессорные станции (КС).

Современная компрессорная станция — это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспортировке природного газа. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода.

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 газопроводов и изменение параметров работы при постоянной производительности. В этих условиях приходится решать следующие задачи: определение технологически возможной производительности магистрального газопровода, выбор оптимальной схемы работы при заданной производительности, определение параметров работы при максимальной загрузке, оценка соответствия установленного оборудования условиям работы магистрального газопровода, разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы.

1. Исходная информация для расчетов

Параметры технологической схемы МГ:

  • газопровод однониточный
  • длины участков: L 1 =110 км, L 2 =180 км.

Внутренний диаметр D=1400 мм.

10 стр., 4765 слов

Восстановительные и ремонтные работы на газопроводе

... работ как при выполнении аварийно-восстановительных работ, так и при капитальном ремонте газопроводов. Статистические данные доказывают тот факт, что после выполнения капитального ремонта участков газопровода аварийность на этих участках ... их стенки для ремонта других участков газопровода. Схема седьмая. Выборочный ремонт участка магистрального газопровода. Специальными приборами (например, ...

Рабочее давление Р 1 =7,35 МПа.

Давление перед первой станцией Р н =4,0 МПа.

Давление в конце МГ Р к =5,0 МПа.

Температура газа на входе в первую КС равна Т н =Т 0 .

ГПА типа ГПА-Ц-16 (3+1) схема соединения параллельная

Тип

N H e , кВт

T H 3 , К

n H , мин-1

n max , мин-1

n min , мин-1

з H e

k t

k N

з м

ГПА-Ц-16

16000

288

4900

5565

3975

0,29

2,8

0,95

0,993

центробежный нагнетатель ГПА-Ц-16/76 [1]

Тип

z ПР

R ПР , Дж/(кг К)

Т ПР , К

ГПА-Ц-16/76

0,901

505,8

288

Пылеуловители типа ГП-144 в количестве 5 штук.

Район прохождения трассы МГ — Сургут.

Среднемесячная температура грунта на глубине заложения трубопровода в июле Т 0 =6,8 о С;

Среднемесячная температура воздуха в июле Т а =13 о С;

Эквивалентная шероховатость труб К Е =0,03.

Коэффициент гидравлической эффективности участков Е=0,95.

Потери давления во входном коллекторе (приложение 8 [7]) КС Д Р в =0,12 МПа.

Потери давления в выходном коллекторе (приложение 8 [7]) КС Д Р н =0,11 МПа.

Относительная плотность газа Д=0,56.

2. Расчет производительности МГ в ИЮЛЕ месяце

2.1 Расчёт КС №1

2.1.1 Расчёт физических свойств на входе нагнетателя

Физические свойства газа необходимы при выполнении гидравлического и теплового расчетов газопровода. С этой целью требуются значения плотности, вязкости, удельной теплоемкости и коэффициента Джоуля-Томсона при различных давлениях и температурах.

Физические свойства рассчитываем при условиях входа в нагнетатель по [1], стр.13. Базовой величиной является плотность газа при стандартных условиях: Т=273,15К и Р=0,1013 МПа.

Учитывая, что относительная плотность газа определяется соотношением

(2.1)

Плотность газа при стандартных условиях определится следующей зависимостью

(2.2)

где , плотность газа и воздуха;

плотность газа и воздуха при стандартных условиях.

Принимаем относительную плотность по [3], табл.1.1.

Плотность газа при любых значениях давления и температуры определяется из уравнения состояния газа

(2.3)

где Р — давление газа на входе в нагнетатель, Па;

V = 1 / удельный объем газа, м3 /кг;

Т температура газа на входе в нагнетатель, К;

R газовая постоянная, Дж / (кг К),

(2.4)

Температуру газа на входе в нагнетатель Т н по заданию принимаем равной Т 0 =279,8 К.

Примем атмосферное давление Р а = 0,1 МПа, тогда давление газа перед КС Р н =4,1 МПа.

Давление газа на входе в нагнетатель Р принимаем по заданию с учетом потери давления во входном коллекторе.

z — коэффициент сжимаемости (сверх сжимаемости) газа, показывающий отношение объема реального газа к объему идеального газа.

В условиях МГ сжимаемость реального газа больше сжимаемости идеального газа и поэтому коэффициент сжимаемости всегда меньше единицы. Повышение давления и снижение температуры сопровождается уменьшением коэффициента сжимаемости газа.

С достаточной для инженерных расчетов точностью коэффициент сжимаемости газа можно определить с помощью зависимости:

(2.5)

функция, учитывающая влияние температуры,

(2.6)

где Р пр= Р /Р кр приведенное давление газа;

Т пр= Т / Т КР приведенная температура газа;

где Р кр критическое давление газа, МПа;

Т кр — критическая температура газа, К.

Р, Т — значения давления и температуры газа.

Р КР и Т КР — критические значения давления и температуры газа, характеризующие возможность перехода газа в жидкость.

Критические значения давления и температуры газа выражаются через плотность газа при стандартных условиях

(2.7)

(2.8)

Значения Т пр пр и z находим для условий входа (Р =3,98 МПа, Т =279,8 К) в нагнетатель

Для определения динамической вязкости газа ОНТП рекомендуется следующая формула:

Удельная теплоемкость и коэффициент Джоуля-Томсона описываются эмпирическими зависимостями:

(2.10)

(2.11)

где С р — удельная теплоемкость газа, КДж / (кг ? град);

Т — температура газа. К;

Р — давление газа, МПа;

D i коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

2.1.2 Расчёт степени сжатия

Давление является основным параметром, по которому контролируется режим работы трубопровода.

Т.к. ГПА-Ц-16 являются полнонапорными, то число ступеней степени сжатия КС будет равна единице. Выбираем схему расположения ГПА — параллельной.

Степень сжатия станции по [1], стр.15 составит:

(2.12)

Учитывая потери во входном и выходном коллекторах, степень сжатия должна быть более высокой:

(2.13)

где Р н потери давления в выходном коллекторе КС.

Р а — потери давления в аппаратах воздушного охлаждения. Принимаем по [1], приложение 3: Р н =0,11 МПа, Р а =0,0588 МПа.

Располагаемую мощность ГПА-Ц-16 находим из [1], стр.64:

(2.14)

где номинальная мощность ГТУ, КВт. Принимаем по [1], прил.4

  • коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ.
  • коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;
  • коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов;
  • коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы. Коэффициент принимается равным 1 при отсутствии противообледенительной системы и при температуре на входе осевого компрессора выше 5 °C. При прочих условиях можно принять = 0,9;
  • расчетное давление наружного воздуха

и — расчетная и номинальная температура воздуха на входе в ГПА, К

(2.15)

где — средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К.

  • поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ.

Принимаем по [1] след. величины: =0,95 (прил.4); =2,8; =0,985; =1; =0,0989532 (прил.9); =288К; =5К.

принимаем по [3] равную 286 К.

=14292 кВт

Т.к. значение располагаемой мощности не превышает значение номинальной более, чем на 15% ( N p e =14292 < 1,15N H e =17600 КВт), то принимаем полученное значение располагаемой мощности N p e =14292 КВт.

Из газодинамической характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16 (Приложение 1) для получения оптимальной степени сжатия на выходе КС принимаем минимальной приведённую производительность Q min =330 м3 /сут, которая соответствует безпомпажному режиму работы.

По условию удалённости режима работы нагнетателя от границы помпажа ([1]):

(2.16)

где -минимальное значение из приведенной характеристики. Принимаем

  • реальное значение приведенной производительности, м 3 /мин.

С учетом условия (2.16) принимаем

=1,1=1,1*330=363м 3 /сут.

Из [1], стр.15 потребляемая мощность n D определяется из уравнения:

(2.17)

где — внутренняя мощность нагнетателя, кВт;

  • механический кпд ГТУ. По [1],прил.4 принимаем =0,99.

Из условия ([1],стр.15) принимаем . Тогда:

(2.18)

Найдем отношение фактической частоты n к номинальной частоте вращения ротора нагнетателя n н при из уравнения внутренней мощности нагнетателя :

(2.19)

где — приведенная мощность нагнетателя, КВт. Для =363 м 3 /сут из газодинамической характеристики = 367 КВт;

  • плотность газа при условиях входа в нагнетатель, кг/м 3 .

(2.20)

где давление (абсолютное) газа на входе нагнетателя;

  • температура газа на входе нагнетателя;
  • коэффициент сжимаемости газа при условиях входа в нагнетатель;
  • Из (2.19):

Проделав все расчеты ранее, в целях экономии места, мы принимаем .

(2.21)

Из [1], прил.4 n н = 4900 об/мин;

  • фактическая частота оборотов ротора нагнетателя.

Приведенную частоту вращения рабочего колеса ЦН находим из:

(2.22)

где приведенные параметры нагнетателя. Из газодинамической характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16 (приложение 1).

Приведенную степень сжатия ЦН определяем при = 330 м 3 /сут., степень сжатия принимаем по приведенной характеристики нагнетателя при и она равна .

(2.23)

где политропический КПД нагнетателя, который находим из газодинамической характеристике при = 330 млн.м 3 /сут.:

К — показатель адиабаты сжатия. По [1],стр.16 К=1,31.

Из (2.13) находим давление на выходе из КС:

(2.24)

Коммерческую производительность ЦН определим из уравнения производительности ЦН при стандартных условиях ([1], стр.17):

(2.25)

Из уравнения (2.25):

(2.26)

Производительность при стандартных условияхбудет определяться как:

(2.27)

Т.к. количество рабочих ГПА n =3 (по заданию) а схема расположения — параллельно, то коммерческая производительность станции будет определяться как:

(2.28)

Расход топливного газа можно определить по формуле:

, (2.29)

где N дв — потребляемая мощность двигателя, кВт;

  • кпд двигателя;

Газ, поступающий на КС с температурой Т н , при компримировании нагревается до температуры Т 1 :

(2.30)

2.1.3 Расчет АВО

Газ, поступающий на КС с температурой , при компримировании нагревается до температуры :

Станция оборудована АВО, то:

, (2.31)

где — теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, Вт;

Т 1 -температура газа при выходе из КЦ:

Т а -температура окружающего воздуха:

Т -температура с учетом поправочного коэффициента:

К (2.32)

Т 2 -температура в АВ:

К (2.33)

Т- средняя температура в АВО:

, (2.34)

(2.35)

Массовый расход 1-ой АВО:

(2.36)

где n-число АВО.

Массовый расход всех АВО:

(2.37)

  • коэффициенты тепловой эффективности АВО при 1,2 и 0 работающих вентиляторах;
  • количество АВО, работающих с 2,1 и 0 вентиляторов;
  • массовый расход газа через все АВО, кг/с;
  • теплоемкость газа при условиях АВО, Дж/(кг град)

Для АВО 2АВГ-75с Q 0 можно определить из следующей зависимости

, (2.38)

где Q 0 — теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, кВт;

  • температура воздуха, К;
  • массовый расход одного АВО, кг/с.

Значения коэффициентов k A2 ,и определяются по результатам эксплуатации АВО. В первом приближении можно принять =0,55-0,60, =0,18-0,20.

Количество работающих вентиляторов для реализации заданной температуры на выходе КС определяется из (2.41).

Принимая во внимание, что при регулировании температуры сначала отключают поочередно по одному вентилятору на всех АВО и только после этого начинают отключение вторых, в сумме уравнения (2.41) никогда не будет больше двух слагаемых. Для определения схемы работы удобно воспользоваться величиной среднего коэффициента эффективности:

, (2.39)

где — количество работающих на КС АВО.

В зависимости от величины возможны следующие варианты:

;

;

;

К

Таблица 1

Параметры КС № 1

Параметр

Значение

Р н , МПа

4,1

Т н , К

279,8

Т 3 , К

286

, кВт

14292

Р в , МПа

3,98

с в.ст , кг/м 3

1,205

с ст , кг/м 3

0,6748

R, Дж / (кг К)

510,714

Р кр , МПа

4,64

Т кр , К

193,55

Р пр , МПа

0,857

Т пр , К

1,44

?

0,233

z

0,911

з, Па*с

11

С р , кДж/(кг*К)

2,55

D i , К/МПа

4,3

, кг/м 3

30,5

Q ТГ , млн. м3 /сут.

0,327

Q ст , млн. м3 /сут.

48,08

Q наг , млн. м3 /сут.

16,13

Q в м3 /мин.

247,5

1,16

0,8

Р 1 , МПа

4,45

Т 1 , К

292,5

T1*

287,9

2.2 Расчёт участка

Зададимся давлением газа в конце участка:

Р 2 = 4,2 МПа.

Зададимся значением температуры газа в конце участка:

Т 2 = 284,45 К.

Зададимся также точностью определения температуры К и давления МПа.

Среднее давление газа на участке можно определить по формуле:

  • (2.40)

МПа.

Значение средней температуры газа в участке можно определить по формуле:

(2.41)

К.

Определяем коэффициент сжимаемости газа для средних значений давления и температуры:

Определяем динамическую вязкость газа по формуле (согласно [1]):

, (2.42)

где — динамическая вязкость газа, Па•с.

Определяем удельную теплоемкость газа по формуле (2.38) относительно средних значений давления и температуры газа в участке:

(2.43)

кДж/(кг•К).

Определяем коэффициент Джоуля-Томсона по формуле (согласно [1]):

(2.44)

где D i — коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа.

К/МПа.

Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности по формуле (согласно [1]):

, (2.45)

где Q п — переходная производительность газопровода, млн. м3 /сут.

млн. м 3 /сут.

Определяем коэффициент гидравлического сопротивления для квадратичного режима течения по формуле:

, (2.46)

где — коэффициент гидравлического сопротивления;

D — внутренний диаметр МГ, мм.

Определяем расчетное значение коэффициента гидравлического сопротивления по формуле:

, (2.47)

где Е — коэффициент гидравлической эффективности работы участка.

В соответствии с [2] принимаем Е =0,95 для газопровода, оборудованного узлами очистки.

Определяем давление в конце участка из уравнения пропускной способности:

  • (2.48)

МПа.

Определяем среднюю температуру в участке по формуле:

, (2.49)

где , 1/км;

k t — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 •К);

М — массовая производительность газопровода, кг/с.

Согласно [1] принимаем k t =1,5 Вт/(м2 •К).

Массовую производительность газопровода можно определить по формуле:

, (2.50)

1/км.

Оценим сходимость давления и температуры:

Как видно, сходимость средней температуры и давления удовлетворительная.

Данные последнего приближения приведены в табл. 2.

Таблица 2

Параметры участка № 1

Параметр

Значение

Р 1 , МПа

4,5

Т 1 , К

287,9

Р ср , Мпа

4,33

Т ср

285

Р кр , МПа

4,64

Т кр , К

193,55

Р пр , МПа

0,933

Т пр , К

1,47

?

0,25

z

0,91

з, Па*с

11,3

С р , кДж/(кг*К)

2,5

D i , К/МПа

4,22

0,008964

0,010429

P 21 ,МПа

3,65

T ср 1 , К

285

Р 2 , МПа

4,2

Т 2 , К

283,57

2.3 Расчёт КС №2

Давление газа на входе в нагнетатель Р принимаем с учетом потери давления во входном коллектор

Плотность газа при условиях входа в нагнетатель по (2.20), кг/м 3 :

Обороты ротора нагнетателя по (3.21):

Приведенную частоту вращения рабочего колеса ЦН находим из (2.22):

Приведенную степень сжатия ЦН определяем при = 330 млн.м 3 /сут.,

;

  • Развиваемую ЦН степень сжатиянаходим из[1],стр.17:

где политропический КПД нагнетателя, который находим из газодинамической характеристике при = 330 млн.м 3 /сут.:

Газ, поступающий на КС с температурой Т 2 , при компримировании нагревается до температуры Тн :

Таблица 3

Параметры КС № 2

Параметр

Значение

Р н , МПа

4,3

Т н , К

283,57

Т 3 , К

286

, кВт

14116

Р в , МПа

4,18

с в.ст , кг/м 3

1,205

с ст , кг/м 3

0,6748

R, Дж / (кг К)

510,714

Р кр , МПа

4,64

Т кр , К

193,55

Р пр , МПа

0,9

Т пр , К

1,46

?

0,246

z

0,911

з, Па*с

11,2

С р , кДж/(кг*К)

2,56

D i , К/МПа

4,16

, кг/м 3

31,64

Q ТГ , млн. м3 /сут.

0,32

Q ст , млн. м3 /сут.

47,7

Q наг , млн. м3 /сут.

28,6

Q в м3 /мин.

423,5

1,36

0,8

Р 1 , МПа

5,54

Т 1 , К

311

T1*

293,45

2.4 Расчёт участка

Принимаем значения давления и температуры в начале участка равными значениям на выходе из КС2 Р 1 = 5,54 МПа и Т 1 * = 293,45 К.

Параметр газа в конце участка (180 км) Рк и Тк расчитываеться методом последовательных приближений. Результаты расчёта приведены табл.4.

Таблица 4

Параметры участка № 2

Параметр

Значение

Р 1 , МПа

5,54

Т 1 , К

293,45

Р ср , Мпа

5,3

Т ср

287

Р кр , МПа

4,637

Т кр , К

193,55

Р пр , МПа

1,14

Т пр , К

1,48

?

0,258

z

0,893

з, Па*с

11,7

С р , кДж/(кг*К)

2,58

D i , К/МПа

4

0,008964

0,010429

P 21 ,МПа

5,1

T ср1, К

287

Р 2 , МПа

5,1

Т 2 , К

283,82

Оценим сходимость при новых значениях давления и температуры:

Сходимость удовлетворительная.

Окончательно принимаем P к =5,1 МПа, Тк =283,82 К.

3. Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы МГ

3.1 Оценка соответствия ГПА

Оценка соответствия ГПА производится по мощности, потребляемой нагнетателями и их кпд.

3.1.1 Оценка ГПА по мощности

Интенсивность

, (3.1)

Для ГПА КС № 1 коэффициент k И составляет:

Для ГПА КС № 2 коэффициент k И составляет:

3.1.2 Оценка ГПА по кпд

Экономичность использования газоперекачивающих агрегатов характеризуется коэффициентом k з [1]:

, (3.2)

где з max — максимальный КПД нагнетателя.

По приведенной характеристики нагнетателя 370-18-1 (прил.1) принимаем з max = 0,85.

Для ГПА КС № 1 значение коэффициента k з составляет:

Для ГПА КС № 2 значение коэффициента k з составляет:

Полученные значения коэффициента k з говорят о том, что на обеих КС ГПА работают с максимальным кпд.

3.2 Оценка соответствия ПУ

Оценка соответствия режима работы ПУ условиям работы МГ производится по диапазону их рабочих производительностей.

По характеристике пылеуловителя определяется рабочий диапазон его производительностей (за рабочее давление принимается давление на входе в КС), при этом, если необходимо, вводятся соответствующие поправки на плотность газа. Считается, что пылеуловитель работает в нормальном режиме, если его производительность не выходит за границы рабочего диапазона. Однако, расчет следует вести с учетом возможности отключения одного пылеуловителя. Производительность одного ПУ Q 1ПУ определяется по формуле:

(3.3)

где n ПУ. раб — число рабочих пылеуловителей.

В приложении 2 приведена характеристика ПУ типа ГП-144. Согласно прил. 2 принимаем коэффициент изменения производительности ПУ = 0,98.

Так как рабочий диапазон ПУ зависит от рабочего давления, то для разных КС он будет различным.

Кроме того, производительности КС отличаются на величину топливного газа первой станции, следовательно, производительности ПУ также будут различными для разных КС.

3.2.1 Оценка эффективности работы ПУ для КС № 1

По прил. 2 определяем минимальную и максимальную производительность ПУ при рабочем давлении Р = 4,45 МПа

= 14 млн. м 3 /сут.,

= 17,5 млн. м 3 /сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ:

млн. м 3 /сут.,

млн. м 3 /сут.

При 5-ти включенных ПУ производительность каждого по (3.3) составит:

млн. м 3 /сут.

Полученное значение не входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 1 необходимо уменьшить число ПУ.

млн. м 3 /сут.

Полученное значение входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 1 окончательно принимаем количество рабочих ПУ равное 3 шт.

3.2.2 Оценка эффективности работы ПУ для КС № 2

По прил. 2 определяем минимальную и максимальную производительность ПУ при рабочем давлении Р = 5,5 МПа.

= 16,5 млн. м 3 /сут.,

= 21 млн. м 3 /сут.

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности ПУ

млн. м 3 /сут.,

млн. м 3 /сут.

При 5-ти включенных ПУ производительность каждого по (3.3) составит:

млн. м 3 /сут.

Полученное значение входит в заданный интервал. Возможно, на КС № 2 необходимо уменьшить число ПУ.

Полученное значение входит в заданный интервал. Следовательно, на КС № 2 окончательно принимаем количество рабочих ПУ равное 3 шт.

Заключение

В данной курсовой работе была определена максимальная технологически возможная производительность магистрального газопровода ( Q = 48 млн.м3 /сут) по средствам расчета компрессорных станции и участков газопровода. При этом были использованы все возможности регулирования режима работы МГ.

Оценка соответствия оборудования магистрального газопровода условиям его работы показала, что на обеих КС, ГПА типа ГПА-Ц-16 работают с полной загрузкой, но следует отметить, что на обеих КС они работают с практически максимальным кпд. Также оценка соответствия оборудования показала, что пылеуловители типа ГП-144 работают с большой недогрузкой, следовательно, мы уменьшили количество пылеуловителей на каждой КС в их рабочем диапазоне, и установленный тип пылеуловителей в количестве 3 штук на КС1 и 3 штук на КС2, полностью удовлетворяет условиям работы магистрального газопровода.

Список использованной литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovoy/ekspluatatsiya-mejposelkovyih-gazoprovodov-vyisokogo-davleniya/

1. Эксплуатация газопроводов: метод. указ. по выполнению курсо-вой работы по дисциплине «Эксплуатация газопроводов» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело всех форм обучения / сост. С. М. Чекардовский, С. М. Дудин; Тюменский индустриальный университет. Тюмень: Издательский центр БИК, ТИУ, 2016. 20 с.

2. Эксплуатация газопроводов: метод. указ. по организации самостоятельной работы и изучению курса по дисциплине «Эксплуатация газопроводов» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело всех форм обучения / сост. С.М. Чекардовский, С.М. Дудин; Тюменский индустриальный университет. Тюмень: Издательский центр БИК, ТИУ, 2016. 15 с.

3. Эксплуатация магистральных газопроводов [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / Под ред. Ю.Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. 3-е изд., перераб. и доп. Тюмень: Вектор Бук, 2009. 528 с.

4. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности. (Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов) [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля: в 2 т. / Г. Г. Васильев [и др.] ; общ. ред. Ю. Д. Земенкова. М.: Инфра-Инженерия. (Библиотека нефтегазодобытчика и его подрядчика (service)) (Познай новые технологии).

Загл., сост. каталогизатором: Справочник мастера по эксплуатации оборудования газовых объектов. Т. 1. 2008. 606 с.

5. Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля: в 2 т. Т. 1 / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. Тюмень: Вектор Бук, 2008. 380 с

6. Техника и технологические процессы при транспорте энергоресурсов [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля: в 2 т. Т. 2 / ТюмГНГУ ; ред. Ю. Д. Земенков. Тюмень: Вектор Бук, 2008. 320 с.

7. Компрессоры и компрессорные станции магистральных газопроводов. Устройство и работа компрессорных машин [Текст]: Учебное пособие / ред. Ю. Д. Земенков. Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2011. 154 с.

8. Устройство и эксплуатация газотурбинных установок [Текст]: Учебное пособие / ред. Ю. Д. Земенков. Тюмень: Издательство «Нефтегазовый университет», 2011. 418 с.

9. Энергомеханическое оборудование перекачивающих станций нефтепродуктопроводов [Текст]: учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 131000 «Нефтегазовое дело» / Ю. Д. Земенков [и др.] ; под ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. 404 с.

10. Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Объекты и режимы работы [Текст]: учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 «Нефтегазовое дело» / В. О. Некрасов [и др.]; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. 282 с.

11. Эксплуатация магистральных и технологических нефтегазопроводов. Распределение и учет [Текст]: учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению подготовки специалистов 130500 «Нефтегазовое дело» / С. Ю. Подорожников [и др.]; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова ; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. 370 с.

12. Тепломасообменное оборудование и тепловые процессы в системах транспорта и хранения нефти и газа [Текст]: учебник для студентов образовательных организаций высшего образования, обучающихся по направлению подготовки магистратуры «Нефтегазовое дело» / Ю.Д. Земенков [и др.] ; ред. Ю. Д. Земенков ; ТюмГНГУ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. 175 с.

Приложение 1

Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-16/76 (ГПА-Ц-16)

Приложение 2

Характеристика циклонного пылеуловителя ГП-144.