CC BY
24ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.691.4
А.С. Дидковская, к.т.н., доцент кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов», Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: didal@gubkin.ru; М.В. Лурье, д.т.н., профессор кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов», Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (Москва, Россия), e-mail: Lurie254@gubkin.ru
Моделирование остановки (выбега) нефтеперекачивающей станции
В процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов не исключены экстренные остановки нефтеперекачивающих станций (НПС), происходящие вследствие внезапного отключения подачи электроэнергии или по каким-либо иным причинам. В подобных случаях перекачка нефти прекращается не сразу, а в течение некоторого времени, называемого временем выбега. При остановке станции давление в линии всасывания увеличивается, давление в линии нагнетания уменьшается, как уменьшаются расход перекачки и дифференциальный напор НПС. Возникшие изменения распространяются в виде волн вниз и вверх по течению, вызывая значительные колебания давления в трубопроводе. Поскольку колебания давления представляют существенную угрозу для целостности труб линейной части нефтепровода, то пренебрегать периодом времени выбега, которое может составлять от 15 до 45 с, нельзя. В ряде случаев перед НПС устанавливают различные системы защиты, в том числе системы сглаживания волн давления (ССВД), реагирующие главным образом на скорость увеличения давления [1]. Если эта скорость превышает некоторое заданное значение, происходит частичный отвод нефти из трубопровода в специальную резервуарную емкость. Вот почему интерес представляют скорость увеличения давления перед НПС и продолжительность процесса выбега. Несмотря на то, что выбег насосов в разные годы изучался многими исследователями [2, 3], окончательный ответ на вопрос о продолжительности процесса и о параметрах, от которых зависит она, а также о методе расчета этих параметров оставался открытым. Настоящая работа ставит задачу восполнить этот пробел.
Ключевые слова: нефтепровод, нефтеперекачивающая станция, насосный агрегат, режим выбега, момент инерции, угловая скорость, время выбега, численный расчет.
A.S. Didkovskaya, Gubkin Russian State Oil and Gas University (Moscow, Russia), PhD, associate professor of the Design and operation of oil and gas pipelines Department, e-mail: didal@gubkin.ru; M.V. Lurie, Gubkin Russian State Oil and Gas University (Moscow, Russia), PhD, professor of the Design and operation of oil and gas pipelines Department, e-mail: lurie254@gubkin.ru
Modeling of pump station stoppage mode
The article discusses modeling of oil pump stations (OPS) stoppage mode happening during oil transporting pipeline operation. In cases of stopping, the transfer of oil does not stop immediately, it ceases gradually within a specified period of time called pump stoppage duration. In the process of station stoppage pressure in the suction line increases, pressure in the discharge line decreases, as the differential pressure of the pump and flow rate increase too. Caused changes propagate as waves move upstream and downstream of the pipeline, causing significant fluctuations in pressure. Since these fluctuations represent a significant threat to the integrity of the oil pipeline, the period of stoppage mode, which can range from 15 to 45 s, cannot be neglected. In some cases, different protection systems are installed upstream of the PS, including the pipeline surge relief systems (PSRS) reacting mainly on the rate of pressure increase [1]. If this speed exceeds a predetermined value, it forces the valve to open and allows oil to be discharged from the pipeline into a drain tank. That is why pressure increase rate in front of the pump station and the stoppage mode duration are considered to be in area of interest. Despite the fact that stoppage mode has been studied by many researchers at different times [2, 3], a definitive answer to the question of the duration of the process and the parameters that affect it, as well as the method of calculation of these parameters remained open. The article sets the task to fill this gap.
Keywords: oil pipeline, pump station, pump stoppage, pressure, head, flow rate, angular velocity, moment of inertia, modeling, stoppage duration, numerical calculation.
90
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION, STORAGE AND REFINING
В нашей предыдущей работе [4] были подробно исследованы особенности пуска насосов НПС из состояния покоя. В данной работе рассматривается в некотором смысле обратный процесс - остановка, или, как его еще называют, выбег насосов НПС магистрального нефтепровода.
Следует отметить, что ранее в работе [3] вопрос о времени выбега нефтеперекачивающей станции, как и вопрос о скорости увеличения давления в линии ее всасывания, уже рассматривался. Однако он был решен неправильно, поскольку в основу теории было положено принципиально неверное утверждение, что дифференциальный напор НПС в период выбега уменьшается как квадрат числа оборотов насосных агрегатов, а расход - как его первая степень. В действительности такое правило относится лишь к перестройке характеристик центробежных насосов при разном числе оборотов. Это правило определяет соответствие точек насосных характеристик при их перестройке по закону подобия, но никак не динамическое изменение дифференциального напора и расхода в переходном процессе в конкретном трубопроводе. Вот почему результаты работы [3] ожидаемо дали зависимость времени выбега и скорости увеличения давления на входе НПС исключительно от характеристик установленных насосов, но не от режима перекачки. Если бы принятое утверждение было справедливо, то расход жидкости через нефтеперекачивающую станцию в конце процесса выбега стал бы равным нулю (ибо к нулю стремится число оборотов), что в действительности не имеет места. В момент времени, когда дифференциальный напор НПС становится равным нулю, расход жидкости через станцию отличается от нуля - он определяется параметрами переходного процесса, происходящего в смежных участках трубопровода. Таким образом, в настоящей работе показывается, что продолжительность выбега НПС не является индивидуальной характеристикой НПС и установленных на ней насосов, она зависит также от режима, в котором работает нефтепровод,
то есть от начальных значений расхода нефти, скорости перекачки и гидравлического уклона.
Доказывается, что возможны два случая: первый, когда выбег НПС заканчивается открытием обратных клапанов на байпасных линиях насосов (этот случай в практике встречается наиболее часто), причем число оборотов нефтеперекачивающих агрегатов остается отличным от нуля, т.е. роторы этих агрегатов продолжают вращаться; и второй, когда закрывается обратный клапан, установленный непосредственно после НПС. В первом случае равным нулю становится дифференциальный напор станции (в то время как расход нефти отличен от нуля), во втором равным нулю оказывается расход нефти, тогда как дифференциальный напор, развиваемый НПС, еще велик.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Рассмотрим остановку центробежных насосов НПС при внезапном отключении электроэнергии. При отключении питания исчезает момент М
эл.дв.
электродвижущих сил, поэтому выбег НПС можно моделировать условием Мэл дв =0 в дифференциальном уравнении вращения роторов насосных установок, имеющем вид
J^=M ALN
dt . ^-Я"-. T| ю "ex-
вида ДH=a-bQ2, где а, Ь - коэффициенты аппроксимации. Тогда при изменяющейся частоте со^) вращения эта характеристика имеет вид ДН=а.ю2-Ь02, где ш=со^)/ю0 - относительная частота вращения. В терминах давлений и скоростей (и-Др) характеристика НПС имеет вид: Др=рдДН=эда.(ю2-Ь002/а.т52), где г5=)/и0 -безразмерная скорость жидкости; 00, о)0 - начальный расход и скорость жидкости соответственно. С учетом этих обозначений дифференциальное уравнение (1) можно представить в следующей безразмерной форме:
с1ш2 ( 2 ЬС>2 Л , м
Здесь введено безразмерное время т^Д0, где
0 рдаО/л
характерный масштаб времени, а также коэффициент
М ю„
_мех._0_
pgaQp/л
где 3 - суммарный момент инерции всех последовательно соединенных насосов НПС; ю - частота вращения (ю =2яп/60.с-1, п - число оборотов в мин.); Др - дифференциальное давление станции; 0 - объемный расход; т) - КПД; Ммех - суммарный момент механических сил сопротивления всех насосов, включенных на НПС; t - время. Гидравлическую (0-Н) характеристику НПС при номинальной частоте ю0 вращения роторов насосных агрегатов (для многих насосов серии НМ ю0 «315.с-1) допустимо аппроксимировать параболой
механического трения на валу роторов, равный отношению мощности Ммехю0 сил механического трения к характерной мощности рда00^т| НПС, £=0,03^0,05. Масштаб ^ времени вводится из условия равенства кинетической энергии (1) 3о>02/2 вращающихся роторов характерной работе рдаОц/ц.^ НПС за время Например, для НПС, оборудованной двумя насосами НМ 2500-230 (а^282 м, 3^200 кг.м2), соединенными последовательно и транспортирующими нефть р=870 кг/м3, получаем следующее значение (3). Поскольку дифференциальное уравнение (2) содержит две неизвестные функции ш(т) и и(т), необходимо установить связь между ними.
ДИНАМИКА ПРОЦЕССА
Рассмотрим подробней динамику изменения линии гидравлического уклона вблизи нефтеперекачивающей
t„=,
JcV/2
0,5-(2-200)-кг-м2-0,85-(315)г-с"!
° Q -рда/т|
0,б9б-м3/с-870-кг/м3-9,81-м-с2-(2-282)-м
=5,035-с
(3)
Ссылка для цитирования (for references):
Дидковская А.С., Лурье М.В. Моделирование остановки (выбега) нефтеперекачивающей станции // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 90-95. Didkovskaya A.S., Lurie M.V. Modeling of pump station stoppage mode (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 8. P. 90-95.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
91
ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
®
i,~(MI<b\
Mirj
«f-2-Я -> W
et X = +ct
----Х- +—
2 2
всасывание нагнетание
Absorption Boosting
ференциальное давление Др и скорость и нефти на НПС.
Получим еще одно уравнение для связи этих величин. Из уравнений
Дp=pga.(ю2-bQ02/a.я)2) и Др0=рда.(1^02/а)
имеем соотношение для изменения дифференциального напора НПС:
Рис. 1. Схема процесса выбега НПС
Fig. 1. Diagram of oil booster station rundown process
Др = ¡^-(^-lK,
(6)
станции при ее внезапном отключении (рис. 1).
Обратимся к плоскости переменных (хД). Из уравнений на характеристиках АМ и ВМ соответственно положительного и отрицательного наклонов (см., например, [5]) имеем:
р+рси=р_с4/2+рси0-рд- х_|(]|х)с1х,
рн-рси=р+с4/2-рси0+рд-
где рв, рн - давления в линиях всасывания и нагнетания НПС в момент времени t соответственно. Отсюда имеем:
ЛР=Рн00-РВ00=2РФо- 1>о)+
+(Р
+ct/2 "-ct/2-
Учитывая, что
)+2pg. J i(x,t)dx.
+ct/2'
ct/2'
=рн0-рдуу и
et
' 2,
=pB0+pgi<
где 10 - гидравлический уклон в стационарном режиме работы; рв0,рн0 - начальные значения давлений в линии всасывания и нагнетания НПС соответственно, получаем:
Др=-2рси0(1-и)+Др0-
где Др0=рн°-рв° - значение начального дифференциального давления НПС.
Р9У^
Разделив обе части этого уравнения на Др0 , получим:
Др0 ^ Др0 ^ А 10
где Др =Др/Др0 - безразмерное дифференциальное давление НПС в произвольный момент времени. Предположив далее, что 1/10^)2/а)02= в2, представим полученное уравнение в упрощенном виде: или
где рда/Др0>1. Поскольку Др >0, то должно выполняться неравенство
Комбинируя уравнения (5) и (6), получаем уравнение, связывающее ш2 и и: Др/ ' Дро * '
Др=1-
2Р<Л,, „ч P91"0ctQ
,pgiocto
Ар.
l(l-D)-
ДРо
, PC1)o AP/2
и -
где и(ст) - безразмерный расход жидкости в точках характеристики КМ (рис. 1), причем т5(-1)=1 и и(0)= в(т). Квадрат безразмерной скорости и(ст), входящей под знак интеграла в уравнении (4), заранее неизвестен и может быть рассчитан только в процессе полного решения задачи с учетом взаимодействия трубопровода и НПС, поэтому для его вычисления в слагаемом, учитывающем гидравлическое сопротивление, требуются дополнительные допущения. Поскольку с2=1, если о =-1, и Т)2= т52(т), если ст =0, причем известно, что при отключении НПС скорость жидкости быстро уменьшается, то в качестве основного допущения можно принять и2(ст)= 152(т) вдоль всей характеристики КМ (рис. 1). Тогда уравнение (4) упрощается
Др=1-^-г>)-^.(1-*).г. (5) к Др0 Др0 ' w
Таким образом, имеем одно алгебраическое уравнение, связывающее диф-
рси0 ^pgipCt,
Ар„
, (4) 1+1 ДРо
Так как первый и второй коэффициенты этого квадратного уравнения положительны (^>1), то сумма его корней отрицательна, следовательно, если положительный корень существует, то он представляется выражением (7). Для выполнения условия и >0 числитель дроби в (7) должен быть неотрицательным, в противном случае закроется обратный клапан, который установлен непосредственно после НПС с целью предотвращения обратного течения нефти через насосы станции. Таким образом, формула (7) устанавливает связь между функциями ш(т) и и(т), и задача сводится к решению дифференциального уравнения (2) с начальным условием ш2(0)=1 относительно безразмерной функции ю2(т). Связь скорости с(т) жидкости, перетекающей через НПС, с частотой ю вращения насосных роторов дается выражением (7), а дифференциальное давление Др станции - выражением (7) (6). Решение уравнения (2) строится до тех пор, пока выполняется система неравенств
92
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION, STORAGE AND REFINING
4; t pcv0 pgi0ct \ i1 Др/21 Др0 У
(8)
Первое из неравенств этой системы означает, что и >0, ибо в противном случае закрывается станционный обратный клапан. Второе условие означает, что Др>0, ибо в случае нарушения этого условия открываются обратные клапаны,установленные на байпасах насосов, и жидкость следует транзитом через НПС.
МЕТОД РЕШЕНИЯ
Численное решение системы (2, 8) можно осуществить любым стандартным методом интегрирования обыкновенных дифференциальных уравнений, например, методом Рунге - Кутта или более простым методом ломаных Эйлера. В последнем используется разностная схема
ю2(т)= ю2(т-Дт^(т-Дт).Дт ,
(9)
?=Р9а<а * * Др0
р к =pgiocto
^ Др,/2' 4 Др0 •
"а ^ ОоРда/л'
однако только четыре из них независимы, поэтому введем новые независимые безразмерные параметры:
^ а 00рда/г|'
параметры, характеризующие насосы
, _^з_2соо „ ЛЛ<*0
^г да'^- а '
параметры, характеризующие режим
Имеют место равенства
"Mi
Hi
Рис. 2. Расчет параметров выбега НПС в случае, в котором станционный обратный клапан остается открытым
Fig. 2. Oil booster station rundown parameters calculation in case when the station check valve remains opened
где F=-в(ш2-bQ2(/a.l52)-£Vб?; Дт - шаг счета; в большинстве случаев достаточно взять Дт =10-3. Рассматриваемая задача содержит пять безразмерных параметров:
с начальным условием ю2(0)=1, где и связана с ш равенством (11). При этом дифференциальное давление Др НПС определяется выражением
_ со2-ц-и2
Др=^,—-—.
1-Н,
(12)
В новых параметрах задача формулируется следующим образом. Требуется решить дифференциальное уравнение
(10)
Иными словами, требуется найти функцию ш2(т)= ш2(т, р2, р3, £) безразмерного времени т, содержащую четыре независимых параметра |1, р2, р3, С, причем должны выполняться ограничительные условия (8):
ш2+(|1+|2-1)+|3^ > 0, означающее, что и > 0, т.е. что скорость жидкости, проходящей через НПС, неотрицательна, ибо при нарушении этого условия закрывается станционный обратный клапанов2 > р^и2 означающее, что дифференциальное давление Др > 0, ибо при нарушении этого условия обратные клапаны на байпасах насосов открываются, и жидкость следует транзитом через НПС.
2-[Ю2+(ц1+М2-1)+Ц3-Т] 1) ~ . -
+ _1_bQ2o+2cT)0_l_pgbQ20+2pcu0-pga_pcTJ0-Ap0/2 1 2 а да рда рда/2 '
ИССЛЕДОВАНИЕ
Учитывая тождество (13), констатируем возможность двух принципиально различных случаев:
1. |1+|2-1>0. Это означает, что
т.е. «ударный» (по Н.Е. Жуковскому) скачок рси0 давления больше или равен половине начального значения Др0 дифференциального давления НПС. При этом условии скорость и > 0 при всех т, станционный обратный клапан не закрывается, а время выбега НПС определяется вторым условием ш2> р^и2, т.е. равно времени, за которое дифференциальное давление Др НПС становится равным 0;
2. р1+р2-1<0. Это означает, что
рсг>„ Др„
¿-£<1 или ра,в<-Ь
(11) (13)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
93
ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА
т.е. «ударный» скачок рсг)0 давления меньше половины начального значения Др0дифференциального давления НПС. При этом условии скорость т5(т) в некоторый момент времени может стать равной 0, станционный обратный клапан может закрыться и время выбега равно времени, за которое нарушается хотя бы одно из неравенств системы (8). Если гидравлическое сопротивление не учитывается, т.е. 10=0 и, следовательно, ц3=0, то обязательно существует момент времени т„ в который ю2 =1-(ц1+ц2). В этот момент времени г5(т,)=0 и станционный обратный клапан закроется. Если же гидравлическое сопротивление
учитывается, т.е. ц3>0, то условие ш2 + М3^-(1-М1-ц2)=0 может как выполняться, так и не выполняться.
АНАЛИЗ ЧИСЛЕННЫХ РАСЧЕТОВ
Расчеты осуществлялись согласно задаче (10-12). На рисунке 2 представлены параметры выбега НПС, оснащенной двумя насосами НМ 2500230 (а=282 м, Ь=0,792.10-5 м/(м3/ч)2, ^=200 кг.м2, п0=3000 об./мин. или ю0=315.с-1, N„=2000 кВт, г|=0,85), соединенными последовательно, перекачивающими нефть с плотностью р=870 кг/м3 в трубопроводе с внутренним диаметром d=700 мм, с расходом
Q0=2507 м3/ч («0,696 м3/с), «0=1,81 м/с, так что начальный гидравлический уклон 10 составляет 4,08.10-3; Др0=3,964 МПа. В этом случае параметры, определяющие решение, принимают следующие значения: ц1=0,177; ц2=0,696; М3=0,039; £=0,040; t0=5,035 с. Характерные особенности этого случая состоят в том, что обратный клапан, установленный после станции, в процессе выбега все время остается открытым, т.е. перетекание нефти через станцию не прекращается (и >0 при всех Ц. Иными словами, расход нефти сначала уменьшается, а затем начинает возрастать. Выбег НПС заканчивается в момент времени, когда дифференциальное давление Др станции становится равным нулю и открываются обратные клапаны, установленные на байпасных линиях насосов. Время выбега в рассмотренном примере составляет 5,035.10«50 с; частота вращения роторов уменьшается от 3000 до 3000.0,13«390 об./мин. Скорость dp ^/(й увеличения давления в линии всасывания составляет в начале выбега 0,35.3,964/5,035«0,28 МПа/с (см. рис. 2 вверху справа) и примерно через 20 с (т«4) уменьшается в 10 раз. Это может означать, что ССВД, будь такая система установлена перед НПС, проработала бы не более 20 с, а в действительности еще меньше. На рисунке 3 показана динамика изменения линий гидравлического уклона в трубопроводе при отключении НПС. Результаты решения полномасштабной задачи о переходном процессе в нефтепроводе с промежуточной станцией при отключении последней показывают высокую степень сходимости точного и приближенного решений в отношении продолжительности выбега НПС. На рисунке 4 представлены результаты расчета параметров выбега НПС для случая, параметры которого приведены выше, однако начальный гидравлический уклон 10 в этот раз был в 6 раз меньше,: 10=0,7-10-3, т.е. ц3=Ю,0065. Характерные особенности этого случая состоят в том, что расход нефти через НПС в конце выбега (т«11) становится равным 0 (и =0), в то время как дифференциальное давление Др на станции еще не равно 0 (Др =Ю,07). Как не равна 0 и частота вращения ю «0,24 насосных
0113»567»9]0 1|*
Рис. 4. Расчет параметров выбега НПС в случае, в котором станционный обратный клапан закрывается
Fig. 4. Oil booster station rundown parameters calculation in case when the station check valve is closing
94
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION, STORAGE AND REFINING
роторов. В этот момент закрывается обратный клапан, установленный после станции, и области трубопровода до и после НПС на некоторое время изолируются друг от друга.
В заключение следует отметить, что все приведенные рассуждения верны, строго говоря, только для относительно равнинных участков трубопровода, а также для случая, когда в процессе останов-
ки НПС в трубопроводе не возникают самотечные участки и отраженные от близлежащих вершин профиля волны не возвращаются к НПС и не влияют на режим выбега станции.
Литература:
1. Федосеев М.Н., Лурье М.В., Арбузов Н.С. Математическое моделирование работы систем сглаживания волн давления // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 6. С. 28-34.
2. Полянская Л.В. Исследование нестационарных процессов при изменении режима работы нефтепроводов с центробежными насосами. Дисс. канд. техн. наук. МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1965. 141 с.
3. Вязунов Е.В. Приближенный метод построения зависимости давления всасывания от времени после отключения насосной станции // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1966. № 2. С. 14-16.
4. Дидковская А.С., Лурье М.В. Моделирование процесса пуска насосов промежуточной нефтеперекачивающей станции // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 3. С. 118-122.
5. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. 456 с.
References:
1. Fedoseyev M.N., Lurie M.V., Arbuzov N.S. Matematicheskoe modelirovanie raboty sistem sglazhivanija voln davlenija [Mathematical modelling of pipeline surge relief systems operation]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 6. P. 28-34.
2. Polyanskaya L.V. Issledovanie nestacionarnyh processovpriizmeneniirezhima raboty nefteprovodovs centrobezhnyminasosami. Diss. kand. tehn. nauk. [Non-steady processes study at oil pipelines with centrifugal pumps operation mode changing. Thesis of Candidate of Science (Engineering)]. Gubkin Moscow Institute of the Petrochemical and Gas Industry, 1965. 141 pp.
3. Vyazunov Ye.V. Priblizhennyj metod postroenija zavisimosti davlenija vsasyvanija ot vremeni posle otkljuchenija nasosnoj stancii [Approximate method of plotting suction pressure and time after the pump station shut-off dependence]. Transport i hranenie nefti i nefteproduktov = Oil and oil products transportation and storage, 1966, No. 2. P. 14-16.
4. Didkovskaya A.S., Lurie M.V. Modelirovanie processa puska nasosov promezhutochnoj nefteperekachivajushhej stancii [Modelling of the intermediate oil booster station pumps start process]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 3. P. 118-122.
5. Lurie M.V. Matematicheskoe modelirovanie processov truboprovodnogo transporta nefti, nefteproduktov igaza [Mathematic modeling of processes of oil, oil products and gas pipeline transportation]. Moscow: Publishing Center of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2012. 456 pp.
котутеко
^^ www.komitex.ru
v л^Л Ii
•a « §
ПРОИЗВОДИТЕЛЬ НЕТКАНЫХ МАТЕРИАЛОВ В РОССИИ
Нетканые полотна:
- для фильтрации воздуха и газов;
- для фильтрации технических жидкостей;
- для производства кабельной продукции;
- геотекстильные полотна Геоком для строительства дорог и обустройства нефтяных, газовых
и других месторождений.
1
Р
ж
КГ<
ш
г
г
ОАО "Комитекс"
167981 г. Сыктывкар, ул. 2-ая Промышленная, 10 тел. (8212) 286-546, 286-513, 286-547; факс 286-560 market@komitex.ru
