Математическая модель и методика расчета тепло и массообменных процессов в нефтяных резервуарах

Тип работы:
Реферат
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Е.В. Кузнецов
МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА ТЕПЛО — И МАССООБМЕННЫХ ПРОЦЕССОВ В НЕФТЯНЫ1ХРЕЗЕРВУАРАХ
Рассмотрена математическая модель и методика расчета тепло- и массообменных процессов в нефтяных резервуарах. Выявлены изменения параметров нефтепродуктов при разных режимах работы нефтебазы. Приведена методика прогнозирования потерь нефтепродуктов, расчета параметров перекачки в трубопроводах и тепломассопереноса в резервуарах. Ключевые слова: математическая модель, нефтебаза, прогнозирование потерь нефтепродуктов, изменение параметров нефтепродуктов, деление на контрольные объемы, диффузионный поток, испарение нефтепродуктов.
щ ш ри хранении нефтепродуктов в резервуаре нефтебазы изме-
-Л.Ж. няются следующие параметры: уровень (вследствие испарения, изменения температуры и плотности) — температура (вследствие суточных колебаний температуры окружающей среды либо подогрева нефти в холодный период) — плотность (вследствие испарения легких фракций) — давление в газовом пространстве (при повышении давления в ГП до давления, на которое настроен ДК, происходит «малое дыхание» [насыщение паров нефти в газовом пространстве и последующий выдох их через дыхательный клапан]). При отпуске нефти изменяются следующие параметры: уменьшается уровень нефти (до минимально допустимого значения) — температура- плотность (вследствие испарения) — давление в газовом пространстве (следует отметить, что выкачивание нефти из резервуара сопровождается всасыванием воздуха. Вследствие испарения продукта увеличивается давление в ГП, при достижении давления в ГП величины, на которую настроен ДК, происходит «обратный выдох»). При перекачке нефти через резервуар возможны режимы, когда массовый расход М1 нефти, закачиваемой в резервуар, равен расходу М2 нефти, отпускаемой из резервуара (режим перекачки через резервуар). При этом может изменяться температура нефти в резервуаре, так как температура закачиваемой нефти может отличаться от температуры нефти в резервуаре.
В резервуарах происходят процессы тепломассопереноса, среди которых — испарение нефти с поверхности в газовое пространство.
Интенсивность переноса массы паров, выделяющихся из нефти в резервуаре, существенно отличается от процесса испарения нефти в открытых пространствах, так как парциальное давление фракций в газовом пространстве герметичного резервуара асимптотически стремится по времени к давлениям насыщения. Разность концентрации паров вблизи поверхности и вдали от нее постепенно уменьшается, что приводит к уменьшению скорости массопереноса и установлению в ряде случаев динамического равновесия между жидкостью и парами. Явление осложняется тем, что нефтепродукт является многокомпонентной средой с переменным по времени и пространству составом. В жидкой фазе имеются растворенные газовые компоненты, которые выделяются при изменении внешних условий. Многие исследователи справедливо подчеркивают приближенность известных математических моделей испарения и дегазации нефти. Однако для создания современных имитационных моделей все же приходится разрабатывать и уточнять математические модели процессов массопереноса в резервуарах. По существу, происходит процесс накопления информации, а получаемые эмпирические и полу-эмпирические (основанные на законах сохранения и законах теп-ломассопереноса) модели должны дополняться и уточняться по мере накопления новых опытных данных, полученных в модельных и натурных условиях.
Полный удельный поток пара от поверхности при испарении нефти в резервуаре представляет собой сумму молекулярного диффузионного потока тдиф, стефановского потока тстеф и потока пара из-за конвективного движения тши:
Конвективный тепловой поток пара через единицу поверхности определяется законом Ныотона-Рихмана:
сельта- Тпов, Т — температуры в поверхностном слое нефти и в газовом пространстве. При свободной конвекции
171 Никона '- '-биф 1стеф
(1)
где, а =
а =------- - коэффициент теплопередачи- № - критерий Нус-
N4 = с1 (Ог Рг)"1
где Gr и Рг — критерии Грасгофа и Прандтля При вынужденной конвекции
т — с2 Re"1 Рг «2 (4)
где Яе и Рг — критерии Рейнольдса и Прандтля
Средняя по площади конвективная скорость определяется по
формуле
— 9коне = Д'-» '-^ (Т -Т)
конв, _ ~ *гюв 1 /
р-С"1 1р-Ср1 (5)
Поток пара из-за конвективного движения равен
^ 'Л /'-Г п
тКОт Р'-^КОНв / п гр (пов '- ?)
1 ¦ СР1 (6)
Удельный поток паров с поверхности нефти за счет конвективного движения может определяться также с использованием числа Шервуда:
БК =
?& gt- ,
где Рк — коэффициент конвективного массопереноса, по формуле И. П. Бударова:
коне ~ Яс 7 { ~ ?*) •
К! •I (7)
При свободной конвекции, закрытом дыхательном клапане и неподвижной поверхности нефти число Шервуда определяется из критериального уравнения:
^ = к'-а}вгп18сщ (8)
где к = 1,3 при Т, юе & gt- 7! /с 0,7 при Т1юе & lt- Т.
СгРг & lt- 500, Д/ = 1,18, п} =¦ т.] = 0,125-
бгРг & gt- 500, а/ = 0,54, П} - Ш} - 0,25. (9)
При вынужденной конвекции, когда через дыхательный клапан в
— Gв
резервуар втекает воздух со средней скоростью ---------------, вытека-
Р'-Рв

ет паровоздушная смесь со скоростью и --------------, или изменяется
F Рг
ОН
(Іг число Шервуда
уровень нефти в резервуаре со скоростью определяется критериальным уравнением
81гк=к-а2КеП2 Бст2 (10)
Для расчета процесса испарения при опорожнении резервуаров Ф. Ф. Абузовой предложены значения параметров:
}27 / -4,79
а 2 -0,02
А-
1ср
— п2 = 0,84- т2 = - 3,08.
(її)
Для расчета процессов испарения при заполнении резервуаров Хабибулиной С. С. рекомендованы значения
(ТУ V
а2 =0,995
Р
К1 г
и_
п
0,0009
Ї п2 = 0,698- т2 — - 0,343
(12)
Наиболее универсальная зависимость для расчета числа Sh при неизотермическом испарении нефти предложена В. А. Мартюшовой [16]:
(р X4−43
5Н = 1,44−10~3 Ке0'-81 Яс~1& gt-45 -г- (.1 + вг)0'-26
(13)
При использовании аналогии между процессами теплообмена и массообмена полагают равными числа ^ и Sh
Сумма диффузионного потока пара от поверхности и стефа-новского потока за счет компенсационного движения при диффузии воздуха к поверхности определяется по соотношению:
ЪРП
*Пдиф 1стеф 1 Р-СЯП у
Рп*
М.
(14)
где В — коэффициент диффузии- у гп — приведенная плот-
ность паров- М" - масса паров в объеме Угп- газового пространства
Рп
резервуара- Р — массовая доля паров в смеси- м?* - скорость
компенсационного стефановского движения.
Скорость м& gt-* определяется из соотношения
тв + и*р '-Се-0
и- - … Р
& lt->-У (15)
са+с" = и
¦-И ¦ - П -7 -ч
Учитывая равенства: У У, получаем из (14):
?& gt- а
та- Ор[ 1 + ^'-
ЭС"
/
(16)
Или, произведя преобразования в (16), получаем уравнение типа Максвелла-Стефана [26, 84]:
ОРг ,
т =¦-------1п-
КТг1 Рг~К (17)
где 1 — характерная толщина слоя где происходят изменения Р от Р до 0- Rn — газовая постоянная паров- Рг, Р, Р- давления паровоздушной смеси, паров и насыщения.
Из формулы (17) следует приближенная зависимость:
т=/в'-(Р1-Р), 18)
Таким образом, суммарный поток паров с поверхности на режиме перекачки нефти через резервуар Ь=сопз1 давление насыщенных паров и параметр массообмена Р зависят от интенсивности перекачки:
Р^Р^Р+1М-10−6Кш177
0 — {1,0 -0,605 • кш°'584)/Г.
(19)
Параметр массообмена, учитывающий диффузионный и стефа-новский механизмы переноса массы из объема, занятого нефтью, в газовое пространство резервуара имеет вид:
{3'- = --
1 Р* Р* (20) Нестационарное поле концентраций нефтяных паров в резервуаре без учета конвективного перемешивания определяем по Ф. Ф, Абузовой из уравнения сохранения массы с учетом закона Фика и поправки Стефана:
эс=^эг 1
дг ду1-С)ду (21)
где С = -Р — концентрация нефтяных паров в паровоздушной Рг
смеси- рг — плотность паровоздушной смеси- р — плотность нефтяных паров- у — линейная координата от поверхности нефти вертикально вверх. Граничным условием для уравнения (21) является С (0,0=Ся (22)
где С6. — концентрация нефтяных паров на границе фаз.
Начальное условие задается в момент времени t = 0 в виде С (у, 0) = 0. (23)
При численном расчете параметра С6. начальное распределение концентраций и коэффициент диффузии могут быть переменными.
Масса пара, накопленная в контрольном объеме (вследствие увеличения или уменьшения) резервуара высотой Ду за промежуток времени
/I/ *-(л+7) ж.{ Л ^
^ 1 1, равна:
ёМ1п) = Р-р& lt-"->-0-Лг
1 Ь у (24)
В процессе насыщения газового пространства за счет механизма диффузии и стефановского массопереноса нефтяными парами можно выделить две стадии. На первой стадии происходит проникновение паров в газовое пространство. При этом парциальное давление и концентрация паров под кровлей резервуара в начальный момент времени равны нулю, и в случае открытия дыхательного клапана в окружающую среду выходит чистый воздух. На второй фазе насыщения происходит изменение концентрации по всей высоте ГП. Ф. Ф, Абузо-вой показано, что распределение концентраций в ГП может быть аппроксимировано зависимостью
С = С,+ ауп (25)
где п=2. 0, параметры, а и в находятся из уравнения (23) в зависимости от времени Г& gt-0 отдельно для первой стадии:
С = с X2
12 В { (26)
И второй стадии
с, а с,
Н-к-у
Н-Н
1 — ехр
+ -
Ш
(н-к)2
с, — ехр
1−1-
Н -А
2 Л
Дя-л)2
Из приближенных решений для изменения концентрации паров по времени и газовому пространству C = C (t, y) следуют соотношения для параметров массопереноса:
-безразмерное время F '-0 =
тельность t первой стадии:
г-'- & gt--С,
— высота проникновения паров в ГП:
характеризующее дли-
(28)
(29)
где F0 =
(Н — h)2
— текущее везразмерное время
— средняя по высоте проникновения паров концентрация:
«_ ^ срх _ 1
Ч 3 (30)
— концентрация паров на любом уровне:
С = -^ = ^-у2
С, '-
— средняя по высоте ГП концентрация паров:
С —ср — ^ /- V
(31)
(32)
— количество нефти, испарившейся с поверхности за время t в
пределах 0& lt-4 & lt-4'-
№ я
1 ?± исп о */
3 * (33)
— количество нефти, испарившейся с поверхности к концу первой стадии
Д/ - РгС^гп 1 1 исл о
3 (34)
— концентрация нефтяных паров при t & lt-t'-
с=±41~Л-
С, I Н-11
2, 1 — ехрЗ (Р0 -Р0) Г т------------------------
С — ехрЗ (1'0 — Г-0)
1−1-
Н-к
(35)
— средняя по высоте газового пространства резервуара концентрация
У 2(1-ехрЗ (Р0-Ро))Л
Ср
1 +
-5 -у С, — ехрЗ (Г0~Г0)) (36)
— концентрация смеси, выходящей через дыхательный клапан
— КЛ
* ^ (37)
— количество нефтяных паров, накопленных в ГП резервуара
за время /7
М, а к ~ Р ' ' Сер
— масса нефти, испарившейся с поверхности нефти за проме-
жуток времени от мисп =2Р-Уг,
/, до ?,=?,+ Аг
1ехрЗ (Р02-}& lt-0)-С,
-№---------------~7----1 — (г 02 ~ Г 01 /
з ехрЗ (Р01 — Р0) — С,
(39)
Влияние динамического воздействия на процесс испарения при закачке нефти и опорожнении резервуара может быть учтено следующим образом.
Концентрация насыщенных паров с учетом влияния параметра К$а (2. 18) определяется по уравнению
где R, Rг — газовые постоянные нефтяных паров паровоздушной смеси.
Следовательно, с учетом формул (39) и (40) масса нефти, испарившейся с поверхности за счет молекулярной диффузии и стефанов-ского массопереноса, определяется по уравнению за промежуток времени
1} & lt- I & lt- 12 + лг
(41)
Таким образом, полный поток массы с поверхности нефти за период времени tI& lt-t & lt-:2 с учетом конвективного перемешивания диффузии и стефановского потока в соответствии с соотношениями (1), (7) и (41) имеет вид
Ми-Л'-8а, .
& lt-гм»" = + Ш
{Н-к)СрТ (42)
где dM'- - поток массы, определяемый по уравнению (41) — sq — параметр, учитывающий неаддитивность различных механизмов испарения, принимаемый в данной модели равным единице.
Уравнение баланса энергии в объеме резервуара, занятом парами нефти, записывается в виде
ттЕ) ^
[н0~к) — сгрг • - + & lt-2гРгСгТ -& lt-2вреСвТа = q}+q2+q3
Уравнение баланса энергии в объеме, занятом нефтью, имеет вид
сіТ
--ЬрнСп ~ ~ йуРпСнЪ = -& lt-?.? + 44 ~ СЬ
(44)
где ql, q2, q3, q4, q5 — мощность тепловых потоков, соответственно, через потолочное перекрытие резервуара, через боковые стенки части резервуара, занятого паровоздушной смесью, через границу между нефтью и паром, между окружающей средой и продуктом через боковые стенки резервуара, через днище резервуара
с1 = Р"кх (Та — Т),
(45)
где Dp — диаметр резервуара, м- h — высота уровня нефти в резервуаре, м- рн — плотность нефти, кг/м3 — к1, к2, к4, ^ коэффициенты теплопередачи через соответствующие стенки, определенные по известным
Г | 1 ГТ1 ГТ1 ГТ7Ш ^
а Т, 1 т 1р и -температуры окружающей среды, паровоздушной смеси в ГП, нефти в резервуаре, грунта, нефти, поступающей в резервуар.
В частном случае закрытого дыхательного клапана, при отсутствии подачи и откачки нефти Q2 = 0, Ов = 0, Q1 = 0, О2 = 0.
Методика расчета параметров нефти в резервуарах и трубопроводах, нефтяных паров и воздуха в резервуарах имеет комплексный характер, так как объединяет расчеты в различных объектах и учитывает взаимосвязь процессов массопереноса и теплопереноса. Для расчета применяется единый метод контрольного объема. В трубопроводах контрольные объемы фиксируются. В каждом из резервуаров выделяются два изменяющихся во времени контрольных объема: Vн -занятый нефтью и Угп — занятый паровоздушной смесью.
Модель процессов в трубопроводах позволяет последовательно рассчитать скорость движения, давление и температуру. Весь объем трубопровода разбивается на контрольные объемы.
Граничные условия задаются в начальном сечении х = 0:
V = Vo (0,t), р = ро (О^), Т=То (0^). (50)
Начальные условия задаются в начальный момент времени / = 0:
V = v (x, 0), р = р (х, 0), Т =т (х, 0). (51)
Задаются геометрические размеры участков трубопровода (длины участков 1!, диаметры di, 1=1, 2,…, Ы) коэффициенты местных сопротивлений Sj (]=1, 2, …, N0), внешние воздействия: напор в насосах в зависимости от объемных расходов Н = Н0 + аО& quot-- отборы и подачи нефти по длине трубопровода, температура грунта, геофизические отметки трубопроводов.
Приведенная в предыдущем разделе физико-математи-ческая модель нестационарных процессов, происходящих в резервуаре,
позволила разработать следующую методику расчета взаимосвязанных явлений массопереноса и теплопереноса.
В качестве начальных данных в момент времени t = 0 задаются:
— масса нефти в резервуаре Мн = Мн0 (0), кг-
— масса паров нефти в газовом пространстве М=М0 (0), кг-
— масса воздуха в газовом пространстве Мв = Мео (0), кг-
— температура нефти Тн = Тн0(0), К-
— температура поверхности нефти Тпов = Тпов0(0), К-
— температура паровоздушной смеси Тг = Тг0(0), К-
— прогнозируемая температура окружающей среды Т (), К-
— атмосферное давление (окружающей среды) Ра, Па.
Задаются геометрические параметры резервуара:
— высота Н = Нпр м-
— диаметр резервуара Dp м-
— теплофизические свойства нефти, нефтяных паров и воздуха-
— высота взлива нефти Ь м-
— число монтажных патрубков с действующими дыхательными клапанами К и их диаметры dп, м-
коэффициент расхода при истечении паровоздушной смеси и воздуха через дыхательные клапаны цж-
— прогнозируемый временной градиент закачки нефти в резервуар О (), м3/с и откачки нефти О2 (0, м3/с-
— температура нефти, закачиваемой в резервуар Т1(0.
Ввиду нестационарности процесса расчет строится для последовательных отрезков времени:
лагается, что в пределах каждого временного шага параметры не меняются по времени. Методика расчета основана на расчетной
процедуре, когда по известным параметрам
м м (п}, м (п+1}, тіп+1 & gt-, ті"-/, г! п& gt- = т& lt-п)
* в } п * нов «г с учетом всех суще-
ствующих для данной задачи тепловых и массовых воздействий вычисляются параметры в момент времени /п+11 =/п + А Ґ.
Методика расчета и прогнозирования выбросов и потерь нефти включает в себя следующие основные алгоритмические этапы:
1. Подготовка исходных данных и вычисление по известным формулам внешних воздействий на нефть, проходящую через контрольный объем
По-
(Vп, 1шр, 1'-, 1, Е Ц, Ер, Е'-, ОвН) в период t1& lt- =t& lt- =t2.
2. Скорость движения нефти при выходе из контрольных объемов (из формулы 3. 2), выделенных в пределах трубопроводной системы:
, 1, г ¦'-Г
2& quot- 52
3. Давление нефти при выходе из контрольных объемов (из формулы 3. 5), выделенных в пределах трубопроводной системы
и (п+1)2 _ (п+1)2 _
_Л-----_JW& lt- + ?(Z- _ Z2) _ тр _ * вн + J +?
4. Температура нефти при выходе из контрольных объемов (из формулы 3. 8), выделенных в пределах трубопроводной системы:
у (п+1) _гр (п+1) + Е + ?р + ?, t
2н ^ '-ад с- ад ск си
5. Уточнение теплофизических свойств нефти при температуре
(п 4-i.) rr (п) t'-T'-i п) ,^1 n-i-i), гр (п^-})
Г ___+/2 ______±ii______. с Q л
1 ср ^ 4 '--, н*Нн*У], н
6. Масса нефти, подведенной в резервуар за время A t:
лм*,& quot-*п = Q, p"At, где Q, & gt-<-0
7. Масса нефти, отпущенной из резервуара за время A t:
(n+i)
ЛМ2 — = 02/_& gt-«zlr, где Q2 & gt-0
8. Критерий KSl,
^ = йгР. н&- • где Q-2 — 0
9. Давление насыщенных паров нефти в статических условиях
Р[& quot->- = Psl ехр (в (гЦ& gt-Т,))
где Psl — давление насыщенных паров нефти при температуре Тпов =Tl, в — параметр, характеризующий свойства нефти.
10. Давление насыщенных паров с учетом динамических воздействий при подводе и отводе нефти (3. 29):
11. Плотность паров нефти в газовом пространстве резервуара:
Плотность насыщенных паров нефти:
Р
J s
(п)
RT
13. Плотность паровоздушной смеси в контрольном объеме
V ¦
v гп •
(П)_М& lt-"->- + М& lt-еп>-
Рг у (п)
v гп
и парциальное давление паров в ГП:
14. Давление паровоздушной смеси в объеме Vrn:
15. Концентрация насыщенных паров в газовом пространст-
ве резервуара:
см1Лп)
¦Я2 — ,/ ,•& gt-
Иг
16. Безразмерный параметр времени, характеризующий длительность t'- первой фазы испарения:
0 12
17. Безразмерные параметры времени:
F (n, Dtf& quot->- FlMl)
& quot- (H-hf 0 (H-hf
18. Масса нефти, испарившейся с поверхности нефти за счет
р ^ fjl ^ rp f
молекулярной диффузии и стефановского потока, если Л? —0, то: при другом случае:
ЛМ^' =2//& quot-Ч?'-(р°|| 51)-(Гог-Го,) 3 ехрЗ{Р01 -Р0)-С & gt-
19. Число Грасгофа:
г, т е (н-1 $г& lt-?-т*"->-)
'- IV2
20. Число Рейнольдса:
/и?.
где V и I вычисляются в зависимости от вида вынужденного движения (п. 3. 2) — vH- изменение уровня при наливе и отпуске нефти, истечение паровоздушной смеси или воздуха через дыхательный клапан.
21. Безразмерный коэффициент массоотдачи для нефти (3. 23):
ри (п){ -4,43)
= 1,4 -10~3 Не0,81 Зс1−45, (1 + Сг)°-25
к рг& lt- п) '- '-
22. Масса нефти, испарившейся за счет конвективного движения в ГП:
=-----^-(Р1п)-Р (п))
(Н-к)КТ (п}
Масса нефти в резервуаре в момент времени t = 11:
,.. (п + -) (п + -) (п±) (/!±)
М (нп+ } ~м[п} +ЛМ1 2 ~ЛМ2 2 -№'- 2 -ЛМКоив2
24. Объем, занимаемый нефтью в момент времени t = ^п+1& gt-:
дд («+/)
¦и (1+1) _у (п)М-н
«» — Т& lt-п)
м
и
25. Высота взлива нефти в резервуаре: у (I
]г (п+1) Ум
л1У
26. Объем газового пространства в момент t = I1& quot- 11:
^ М «- м-*1
27. Повторное вычисление параметров по п. 11 — 27 с учетом
«уп+!
новых значении гп
28. Вычисления тепловых потоков qu q2, q4, qs по формулам (45) -(49) и использование известных обобщенных опытных данных о коэффициентах теплопередачи).
29. Вычисление температуры нефти в резервуаре в момент
времени // А/ из уравнения (44):
ТШІ=ТМ + ** ійГ~г)РнС^і -О. *& quot-'Р"С"ТП-д3 + д4-а5]
лО 1 г р"С»
30. Расход воздуха через дыхательный клапан, если клапан открыт и
Ра& gt-Рг
& gt-, 2 «± т]
4
і
Ра-Р& gt- 2
С"+|& gt- рв 1
п+1& gt- = т'-п1 ±
31. Расход паровоздушной смеси через дыхательный клапан, если дыхательный клапан открыт и Рг& gt- =Ра:
і -& gt- I ^)
птг-» т1пУ (рг 2 ~Ра& gt-
«г ~ Пг л !
4 (п+ ,
Рг 2
32. Вычисление температуры паровоздушной смеси в ГП в момент времени ^& quot-производится по уравнению (25):
4Л (
Ю2(Н ~к{л& gt-ргСг)
33. Повторение вычислений параметров по п.п. 9 — 32 с учетом уточненных значений Тн и Т.
34. Повторение расчетов по п.п. 1−33 для всех контрольных объемов.
35. Повторение расчетов по п.п. 1 — 34 для расчетного периода времени 0 & lt- = і& lt- = Т, где Т- временной горизонт прогнозирования.
Характерной особенностью, разработанной в данной модели процессов в резервуаре, является одновременный учет потоков тепла с закачиваемой и отбираемой из резервуара нефтью, с потоками воздуха и паровоздушной смеси через дыхательные клапаны, тепловых потоков через корпус резервуара и через поверхность нефти, потоков массы нефти через патрубки, потоков паров нефти при ис-
парении и истечении в атмосферу, а также потоков воздуха через дыхательный клапан.
Таким образом, рассматриваемая физико-математическая модель описывает процессы большого дыхания, обратного выдоха, малого дыхания и др. с учетом взаимосвязи процессов тепломассо-переноса, параметров технологических режимов и влияния окружающей среды
------------------------------------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Смоленцев В. М. Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов: автореферат, Тюмень
2003.
2. Кулагин А. В. Прогнозирование и сокращение потерь бензинов от испарения в из горизонтальных подземных резервуаров АЗС. Автореферат УГНТУ. Уфа-2003
3. Кулагин А. В., Коршак А. А. Разработка методик расчета и сокращения потерь бензина из резервуаров автозаправочных станций // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы научно-методической конференции. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. -С. 196. Ш
— Коротко об авторе ------------------------------------------
Кузнецов Е. В. — аспирант кафедры АСУ, e-mail: k-i-w@mail. ru Московский государственный горный университет,
Moscow State Mining University, Russia, ud@msmu. ru
A

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой