Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров. Оборудование резервуаров для нефти


Оборудование резервуаров для светлых нефтепродуктов

ТОП 10:

 

На резервуарах устанавливается:

• оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров исниже­ние потерь нефти;

• оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

• противопожарное оборудование;

• приборы контроля и сигнализации.

На рисунке 1.3 представлено оборудование резервуаров предназначенных для хранения светлых продуктов.

Рис. 1.3. Оборудование резервуара РВС:

1 - световой люк; 2 -вентиляционный патрубок; 3 - дыхательный клапан; 4 - огневой предохранитель; 5 - замерный люк; 6 - уровнемер; 7 - люк-лаз; 8 - водопускной кран; 9 - хлопушка; 10 - приемо-раздаточный патрубок; 11 - перепускное устройство; 12 - управление хлопушкой; 13 - крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по отношению к оси лестницы; 14 - предохранительный клапан; 15 - лестница

 

Дыхательная арматура

 

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохрани­тельные клапаны. Назначение дыхательной арматуры состоит в следующем: при заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы этого не произош­ло, на резервуарах установлены дыхательные и предохранительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давление в газовом пространстве достигнет 2000 Па, предел срабатывания вторых - на 5-10% выше, они страху­ют дыхательные клапаны.

Дыхательные клапаны (рис. 1.4) устанавливают на резервуарах с маловяз­кими нефтепродуктами для поддержания в газовом пространстве расчетного давления и вакуума [1,2].

Основные данные о дыхательных клапанах типа НДКМ и КПГ приведены в табл. 1.2.

Рис. 1.4. Дыхательный клапан КД-2:

1 - корпус; 2 - направляющий стержень; 3 - тарелка вакуума; 4 - откидная крышка; 5 - седло; 6 - вертикальная ось; 7 - седло; 8-тарелка давления; 9-фланец; 10-сетка; 11-рычаг; 12-маховик; 13-откидной болт.

 

Таблица 1.2

Основные данные дыхательных клапанов типов НДКМ и КПГ

Параметры НДКМ 150 НДКМ 200 НДКМ 250 НДКМ 350 КПГ 150 КПГ 200 КПГ 250 КПГ 350
Диаметр патрубка, м 0,15 0,20 0,25 0,35 0,15 0,20 0,25 0,35
Давление срабатывания, Па 1470—1568 1960,1776
Вакуум срабатывания, Па: - для стальных вертикальных ре­зервуаров - для железобетонных резервуаров 176-196   637 - 686 245—294   294-392 и 882—981
Расход воздуха, м3/с: - для стальных вертикальных ре­зервуаров - для железобетонных резервуаров - при вакууме 246—392Па - при вакууме 981Па   0,138   0,250     - -   0,250   0,360     - -   0,418   0,694     - -   0,832   1,390     - -   -   -     0,138 0,250   -   -     0,250 0,360   -   -     0,418 0,750   -   -     0,750 1,390
Объем жидкости в гидравлическом затворе, м3         0,016 0,016 0,025 0,035
Габаритные размеры (диаметр и вы­сота), м 0,46x0,7 0,51x0,7 0,64x0,8 0,85x1,0 0 7x1,2 0,76x1,3 0,9x1,3 0,9x1,3
Масса клапана, кг

 

 

Дыхательный клапан состоит из корпуса, внутри которого находятся седла и тарелки, образующие два затвора:

• для работы на давление;

• для работы на вакуум.

При работе клапана тарелки переносятся по направляющим штокам. В слу­чае повышения давления верхняя тарелка затвора поднимается и часть паро -воздушной смеси выходит через клапан в атмосферу, при этом давление в ре­зервуаре уменьшается до расчетного.

Когда из резервуара откачиваются нефтепродукты, образуется вакуум и нижняя тарелка поднимается, в резервуар поступает атмосферный воздух и ра­бочее давление восстанавливается.

Массу тарелок клапана можно увеличивать дополнительными шайбами, со­относительно увеличивается рабочее давление и вакуум.

Для предотвращения коррозии и искрообразования при подъеме и опуска­нии тарелки изготавливают из цветных металлов или из специальных пласт­масс.

Рекомендуется поверхности тарелок и седел покрывать фторопластовой пленкой толщиной 0,2-0,3 мм. Использование фторопласта обеспечивает нор­мальную работу клапанов в зимнее время (исключает примерзание тарелок) [11].

Необходимый размер клапанов определяется расчетом в зависимости от ра­бочих условий, пропускной способности ПРП, насосного оборудования и т.д.

В настоящее время на резервуарах установлены клапаны типа СМДК и НДКМ, отличающиеся большой пропускной способностью по сравнению с клапанами типа КД или ДК.

Дыхательные клапаны рассчитаны на повышение давления в газовом про­странстве резервуара до 0,2 кПа и вакуум до 0,02 кПа.

Дыхательная арматура защищает резервуары от смятия при снижении дав­ления в них при опорожнении, либо при уменьшении температуры в газовом пространстве. Как только вакуум достигает допустимой величины, открывают­ся дыхательные клапаны; в газовое пространство резервуаров поступает атмо­сферный воздух.

Клапаны дыхательные КДСА-1500

Клапаны дыхательные КДСА-1500 (рис.1.5) предназначены для поддер­жания давления в газовом пространстве резервуаров в заданных пределах и герметизации газового пространства резервуаров с целью сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения и снижения загрязнения атмосферы их парами.

 

Технические характеристики

 

Наименование параметров Обозначение клапана
КДСА-1500/200 КДСА-1500/250 КДСА- 1500/350
Диаметр условного прохода, мм
Пропускная способность в комплекте с огневым предохранителем, м3/ч, не менее
Рабочее давление, Па (мм вод. ст.), не бо­лее 1765±10
Рабочий вакуум, Па (мм вод. ст.), не бо­лее 245-20 (25-2)
Температурный диапазон работы, °С от минус 60 до плюс 40
Габаритные размеры, мм, не более:  
длина
ширина
высота (без диска отражения)
Масса, кг, не более

 

 

Рис. 1.5. Клапан дыхательный КДСА-1500

 

Клапан дыхательный закрытого типа КДЗТ

Клапан дыхательный закрытого исполнения КДЗТ-50 предназначен для герметизации газового пространства резервуаров для хранения бензинов и под­держания давления в этом пространстве в заданных пределах. Выход воздуха из клапана и вход воздуха при обратном движении производится через один вы­ходной патрубок, соединенный с системой, исключающей выход паров продук­та в атмосферу.

Клапан является комплектующим изделием резервуаров для хранения бензинов и устанавливается на монтажном патрубке резервуара (рис.1.6).

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапан изготовлен в исполнении УХЛ и У, категория размещения I по ГОСТ 15150-69.

Условное обозначение клапана с условным проходом 50 мм: КДЗТ-50, ТУ 3689-015-00217633-97

Технические характеристики:

Наименование параметров Величина пара­метров
Проход условный, мм
Пропускная способность, мЗ/ч,
Давление срабатывания, Па, (мм вод. ст.) 800+25 (80+2,5)
Вакуум срабатывания, Па (мм вод. ст.) 250+25 (25+2,5)
Рабочее давление, Па, (мм вод. ст.), не более 1000 (100)
Рабочий вакуум, Па, (мм вод. ст.), не более 350 (35)
Масса, кг, не более 10,5
Срок службы, лет, не менее

 

 

Рис. 1.6. Клапан дыхательный закрытого типа КДЗТ

Клапан дыхательный закрытого типа КДЗТ-50М, КДЗТ-100М, КДЗТ-150М

Клапан дыхательный закрытого типа КДЗТ (рис. 1.7) предназначен для герметизации газового пространства резервуаров для хранения спиртов, бензи­нов и дизельного топлива и поддержания давления в этом пространстве в за­данных пределах. Выдох газа из клапана и вдох при обратном движении произ­водится через одно выходное отверстие, соединенное фланцем с системой, ис­ключающей выход паров продукта в атмосферу.

Клапан является комплектующим изделием резервуаров для хранения спиртов, бензинов и дизельного топлива и устанавливается на монтажном пат­рубке резервуара.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапан изготовлен в исполнении УХЛ и У, категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69.

Условное обозначение клапана с условным проходом 50 мм: КДЗТ-50М У ТУ 3689-015-00217633-97

КДЗТ - клапан дыхательный закрытого типа

50 - условный проход, мм

М - вариант модификации

У - климатическое исполнение.

 

Технические характеристики:

 

  КДЗТ-50М КДЗТ-100М КДЗТ-150М
Проход условный, мм
Пропускная способность, мЗ/ч
Давление срабатывания, Па (мм вод. ст.) 800+25 (80 +2,5) 800 (80) 2000 (200)
Вакуум срабатывания, Па (мм вод. ст.) 250+25 (25+2,5) 250 (25) 350 (35)
Рабочее давление, Па (мм вод. ст.) 1000(100) 1000(100) 2000 (200)
Рабочий вакуум, Па (мм вод. ст.) 350(35) 350 (35) 350(35)
Масса, кг, не более 3,5
Срок службы, лет, не менее

 

 

Рис. 1.7. КДЗТ-50М

 

Клапаны совмещенные механические дыхательные СМДК

Совмещенные механические дыхательные клапаны с предохранителем огневым (рис.1.8) предназначены для регулирования давления в газовом про­странстве вертикальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов и защиты от проникновения пламени и искр внутрь резервуара.

Технические характеристики

 

 

Наименование параметров Обозначение клапана
СМДК-50ЧА СМДК-100АА
Диаметр условного прохода, мм
Пропускная способность, м3/ч 25-100
Вакуум срабатывания в пределах, мм вод. ст. 20-25 20-25
Давление срабатывания в пределах, мм вод. ст.:    
без груза 20-25 20-25
Габаритные размеры, не более:    
длина
ширина
высота
Масса, кг, не более 12,0 19,4

 

Рис. 1.8. Клапаны совмещенные механические дыхательные СМДК

Предохранительные клапаны резервуаров.

На случай выхода из строя дыхательного клапана или нарушения техноло­гического режима во избежание разрушения резервуара от повышения давле­ния или вакуума на каждом резервуаре обязательно устанавливают специаль­ный предохранительный клапан, дублирующий работу дыхательного клапана.

Для этого широко применяют гидравлические предохранительные клапа­ны типа КПС для резервуаров на давление до 1960 Па (рис. 1.9). Основным элементом таких клапанов является гидравлический затвор, образованный за­литой на дно корпуса 3 незамерзающей и слабо испаряющейся жидкостью (трансформаторным маслом) и колпаком 4.

При повышении давления внутри резервуара жидкость гидравлического затвора вытесняется из внутреннего кольцевого пространства во внешнее до тех пор, пока уровень не понизится до нижнего зубчатого обреза колпака. По­сле этого газо-воздушная смесь будет прорываться (барботировать) в атмосфе­ру. При вакууме в резервуаре жидкость гидравлического затвора вытесняется во внутреннее кольцевое пространство. Для уменьшения уноса жидкости с про­ходящими газами к крышке 7 и трубе 5 крепят отбойные козырьки.

 

 

 

Рис. 1.9. Предохранительный гидравлический клапан типа КПС

 

Воронка 8 служит для залива рабочей жидкости, а сливная трубка 2 — для ограничения нижнего уровня жидкости при заливе. Контролируют уровень жидкости щупом 5, а сливают ее через отверстие, перекрываемое пробкой 1. Клапан устанавливают на фланец огневого предохранителя и с помощью рас­тяжек 6дополнительно крепят к корпусу резервуара.

Основные данные клапанов типа КПС приведены в табл. 1.3. Чтобы гидрав­лический клапан не работал вместе с механическим, его устанавливают на по­вышенные (5—10%) давление и вакуум. Гидравлические клапаны следует устанавливать по уровню строго горизонтально, иначе они будут работать с по­ниженными вакуумом и давлением вследствие стока жидкости на одну сторону клапана.

 

Таблица 1.3

Основные данные клапанов типа КПС

Показатели КПС-100 КПС-150 КПС-200 КПС-250 КПС-350
Пропускная способность, м3/ч
Масса, кг:  
клапана 28,5 50,0 97,6 183,0 370,0
жидкости (масла) в клапане

 

Диски-отражатели

 

Эффективным средством сокращения потерь нефтепродуктов от "больших" ДЬ1ханий являются диски-отражатели (рис. 1.10), устанавливаемые под дыха­тельными клапанами резервуаров [2, 3].

Направление движения, поступающего через дыхательный клапан воздуха, писком - отражателем изменяется с вертикального на почти горизонтальное, поэтому в первую очередь из резервуара вытесняется паро-воздушная смесь с меньшей концентрацией нефтепродуктов.

Диск-отражатель состоит из круглого составного листа, изготовленного из листового металла толщиной 1-2 мм. Части листа соединены между собой на шарнирах, что позволяет складывать лист при вводе его в резервуар через мон­тажный патрубок дыхательного клапана. Для нормальной работы диска-отражателя необходимо обеспечить, чтобы диск при монтаже был расположен концентрично с горизонтальным сечением монтажного патрубка.

Сокращение потерь достигает 20-25 %. Снижению потерь нефтепродуктов от испарения может способствовать ряд организационных мероприятий:

 

  1. Хранение нефтепродуктов в резервуарах большой вместимости.
Емкость резервуара, м3
Годовые потери, % 5,75 5.0 4,25 3,25 2,75

 

Из этих данных следует, что при хранении бензина в резервуарах емкостью 10000 м3 потери сокращаются более чем в два раза.

2.Сокращение внутризаводских перекачек, т.к. потери возрастают с увели­чением коэффициента оборачиваемости. Поэтому перекачивать легкоиспаряющиеся нефтепродукты из резервуара в резервуар можно только при крайней не­обходимости.

3.Хранение легкоиспаряющихся жидкостей и особенно бензинов в резер­вуарах, заполненных на 95-97%. Потери от малых дыханий в значительной ме­ре зависят от величины заполнения резервуара.

4.Наполнения резервуаров, не включенных в газо-уравнительную систему Целесообразно производить с небольшой производительностью в ночное время, когда температура в газовом пространстве резервуара понижается.

5.Хранение легкоиспаряющихся нефтепродуктов в резервуаре спец. конст­рукции (с понтоном, плавающей крышей, а также с газо-уравнительной систе­мой).

 

 

Рис. 1.10. Диск-отражатель:

 

1 - дыхательный клапан; 2 - огневой предохранитель; 3 - монтажный патрубок; 4 - диск-отражатель.

Размеры Н и Б в зависимости от габаритов дыхательных клапанов приведены в табл.1.4.

Таблица 1.4

Размеры диска отражателя

 

infopedia.su

Оборудование резервуаров для светлых нефтепродуктов

    I. Оборудование для резервуаров со светлыми нефтепродуктами, нефтью и дизельным топливом. [c.286]

    Прогрев дыхательной арматуры исследован в связи с экспериментальным определением минимальной интенсивности облучения для обоснования пожарных разрывов между резервуарами. При этом исходили из условия, что при пожаре концентрация паров в резервуарах находится в пределах воспламенения. Наиболее опасным элементом оборудования резервуаров для светлых нефтепродуктов, нагрев которого до критической температуры мо- [c.120]

    Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов оснащаются комплектом оборудования, арматуры и гарнитуры. Схема расположения оборудования на резервуарах для светлых нефтепродуктов, сырой нефти и дизельного топлива приведена на рис. 10.8, а для темных нефтепродуктов и масел на рис. 10.9. [c.488]

    В сырой нефти имеются легкие фракции способные активно испаряться. Поэтому резервуары для сырой нефти снабжают комплектом оборудования, которое предусмотрено для резервуаров светлых нефтепродуктов. [c.82]

    Оборудование Темные нефтепродукты н светлые тнпа дизтоплива резервуары со щитовой кровлей Светлые нефтепродукты типа керосина резервуары со щитовой кровлей Светлые нефтепродукты типа бензина резервуа РЫ с ПОНТО ном [c.502]

    Оборудование резервуаров может быть разделено на две группы Для нефти и светлых нефтепродуктов, для темных нефтепродуктов и продуктов масляного производства. Схема расположения этого оборудования на резервуарах для нефти и светлых нефтепродуктов показана на рис. 43. [c.84]

    Дыхательный клапан (рис. 10. 15) является ответственным видом резервуарного оборудования. Он устанавливается на вертикальных резервуарах для светлых нефтепродуктов. Клапан предназначается для выпуска воздуха с парами нефти или нефтепродуктов при их закачке в резервуар и ввода воздуха внутрь резервуара в момент откачки из него нефти или нефтепродуктов. Кроме того, он обеспечивает малые дыхания резервуара, вызываемые изменением температуры окружающего воздуха или барометрического давления. [c.493]

    Резервуары, их типы и количество определяются в зависимости от сорта нефтепродукта, объема резервуара и необходимой скорости закачки и откачки продукта. На рис. 142 и 143 показано расположение оборудования резервуаров емкостью 5000 для хранения светлых и темных нефтепродуктов. Резервуары всех размеров имеют пробоотборники и измерители уровня. [c.380]

    Оборудование действующих резервуарных парков для хранения нефти и светлых нефтепродуктов одного наименования системами улавливания испаряющихся паров нефтепродуктов. Системы улавливания состоят из уравнительных трубопроводов, отходящих от каждого резервуара, и общего коллектора, соединенного с газосборником. Испарившиеся пары продукта собираются в газосборнике, емкость которого зависит от единичной емкости и числа резервуаров в одном парке и графика их оборачиваемости. При опорожнении резервуаров за счет разрежения в них поступают пары из газосборника, т, е. исключаются потери от дыханий . [c.118]

    Обычно в канализацию попадают сырая и обессоленная нефть (подтоварная вода из резервуаров, дегидраторов ЭЛОУ, стоки сливных эстакад и насосов, перекачивающих нефть) и светлые нефтепродукты (дренаж колонн, газосепараторов, отработанные реагенты, стоки насосных агрегатов, подготовка аппаратов и оборудования к ремонту). Плотность нефтепродуктов, сбрасываемых в канализацию, обычно колеблется в пре -делах 0,740-0,820 кг/л, а плотность ловушечного продукта не бывает ниже 0,780 кг/л и колеблется в пределах 0,800- [c.55]

    Альбом V. Оборудование резервуара для светлых нефтепродуктов. [c.103]

    К классу В-1а относятся помещения, в которых взрывоопасные концентрации смеси горючих паров и газов с воздухом могут образоваться только в результате аварии или неисправности с технологическим оборудованием (например, при повреждении насоса или трубопровода с нефтепродуктами). Сюда же входят помещения насосных перекачки светлых нефтепродуктов и сырой нефти, помещения с резервуарами для нефтепродуктов (сырьевые, промежуточные, товарные), смешения нефтепродуктов, тарного хранения и приемно-контрольных пунктов для тары из-под светлых нефтепродуктов. Из помещений с наличием горючих газов к классу В-1а относятся машинные залы газовых компрессоров и газовых турбин, газосепараторов, установки осушки и очистки газов, пункты редуцирования, операторные газораспределительных станций, помещения газораспределительных пунктов и помещения для хранения баллонов сжатых и сжиженных газов. К классу В-1 а принадлежат также помещения узлов задвижек на трубопроводах для газа, сырой нефти и светлых нефтепродуктов. [c.6]

    Оборудование предприятий нефтехимии и нефтепереработки рабо-тг1ет в условиях действия механических напряжений, высоких температур, природных и технологических коррозионно-активных сред, инициирующих возникновение и накопление повреждений, приводящих со временем к нарушению его работоспособности. Преобладающая часть парка оборудования нефтепереработки имеет поверхностный контакт с рабочей средой, эксплуатируется в очень жестких режимах -- в условиях действия высоких давлений и температур. Современные технологические процессы ориентированы на углубление переработки нефтяного сырья. Увеличение выхода светлых нефтепродуктов связано с повышением роли деструктивных процессов переработки нефти, что в свою очередь ведет к интенсификации технологических процессов и усложнению конструкции оборудования. В последние годы в переработку вовлекаются все большие объемы нефтей с повьппенным содержанием сероводорода, минеральных солей и газоконденсатов с высоким содержанием агрессивных компонентов. Это обстоятельство значительно усложняет условия эксплуатации оборудования, вызывая интенсивное развитие различных коррозиошак процессов. Коррозионная активность технологических сред является одним из основных факторов, снижающих надежность металлических конструкций и способствующих зарождению трещин [4]. Агрессивное воздействие рабочих сред обусловлено обводненностью нефти, наличием в ней кислых компонентов, сернистых и хлористых соединений, а так же применением в процессе подготовки и переработки коррозионно-активных реагентов. Как показали результаты диагностирования 59 резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов (годы постройки 1975 - 80, объем резервуаров 20 ООО м ), при суммарном содержании в нефти воды, хлора и серы более 3 % коррозионное растрескивание имело место во всех резервуарах, эксплуа-тировавпшхся более 15 лет [3]. Особую опасность представляет разрушение оборудования в условиях действия водородосодержащих и водородо-вьщеляющих сред. [c.7]

    Один из важнейших элементов оборудования резервуаров для светлых нефтепродуктов — предохранительный клапан (гидравлический) (рис.. 44) — устанавливают в комплексе с дыхательным и огневым. Он рассчитан на большее давление (210 мм вод. ст.) и разрежение (30 мм вод. ст.), чем дыхательный (механический), и вступает в работу в том случае, если дыхательный клапан по каким-либо причинам не срабатывает. [c.84]

    Один из важнейших элементов оборудования резервуаров для светлых нефтепродуктов — предохранительный (гидравлический) клапан [c.52]

    Схема расположения оборудования на назем(ных резервуарах (с любыми днищами), предназначенных для хранения Светлых нефтепродуктов, сырой нефти и дизельного топлива, приведена на рис. 17. [c.107]

    Резервуары оборудованы стандартным оборудованием, применяемым для светлых нефтепродуктов предохранительными и дыхательными клапанами, огневыми предохранителями, герметическим прибором для замера уровня и др. Резервуары для хранения бензола имеют, кроме того, внутренние змеевики. Остальные резервуары не обогреваются. [c.351]

    Резервуары для темных нефтепродуктов имеют в основном то же оборудование, что и резервуары для светлых нефтепродуктов, но имеются следующие отличия  [c.80]

    Помимо перечисленного оборудования, устанавливаемого на крыше и пюкнем поясе резервуаров, резервуары оборудуются поплавковыми указателями уровня, пенными камерами на случай тушеяия поя ара в резервуарах пеной и при необходимости обогревающими змеевиками и внутренними шарнирными трубами для откачки продукта с разного уровня. При назначении резервуаров для хранения светлых нефтепродуктов вентиляционный патрубок на крыше заглушается и дыхание резервуара происходит через дыхательный и предохранительный клапаны. На резервуарах для темных нефтепродуктов дыхательный и предохранительный клапаны не ставятся, а дыхание происходит через вентиляционный патрубок. Дыхательный механический клапан ставится для уменьшения потерь нефтепродукта при испарении. Он открывается при повышении давления в воздушном пространстве резервуара на 30 мм вод. ст. протпЕ атмосферного давления и закрывается при уменьшении давления па 20 мм вод. ст. [c.422]

    Для вертикальных резервуаров перечень и место установки оборудования регламелтируются ГОСТ 3746—47 Схемы расположения оборудования . ГОСТ предусматривает две схемы расположения оборудования на вертикальных наземных резервуарах для светлых нефтепродуктов (ЛВЖ) и для темных нефтепродуктов и масел (ГЖ). [c.130]

    Резервуар состоит из днища, лежащего на песчаном основании, цилиндрического корпуса и покрытия. Покрытие опирается, как правило, на стенки корпуса, а для резервуаров больших емкостей — на дополнительную стойку, устанавливаемую в центре резервуара. Все элементы резервуара изготавливают на специализированных заводах корпус и днище — в виде плоских полотнищ, сворачиваемых в рулоны, покрытие — в виде щитов. Резервуары для хранения нефтехимических продуктов оснащаются комплектом резервуарного оборудования, арматуры, количество и размеры которых зависят от емкости резервуара и вида продукта. На рис. 219 показаны схема резервуара для хранения светлых нефтепродуктов и расположение резервуарного оборудования. В нижний пояс корпуса резервуара ввариваются приемо-раздаточ-ные патрубки, через которые заполняется резервуар продуктом и откачивается. С наружной стороны к патрубкам присоединяются арматура и трубопроводы, с внутренней стороны хлопушка (клапан) 14, которая служит для дополнительной защиты от возможной утечки продукта из резервуара при неисправном трубопроводе или задвижке. Управление хлопушкой предназначено для открывания ее крышки во время отбора продукта из резервуара (рис. 220). [c.346]

    Схема расположения оборудования на подземных резервуарах, пред- назначанных для хране1ния светлых нефтепродуктов, сырой нефти и дизельного топлива, приведена на рис. 18. [c.107]

    Коррозионная активность высокосернистых мазутов значительно меньше, чем многих светлых сернистых нефтепродуктов. Заметная коррозия наблюдается в подогревателях топливных резервуаров, а иногда и в мазутоподогревателях, предназначенных для подогрева топлива перед раснылнванием. Необходимо, однако, отметить, что на отечественных электростанциях при применении высокосернистых мазутов не наблюдалось значительных коррозионных повреждений трубопроводов, резервуаров или другого оборудования мазутного. хозяйства. [c.49]

chem21.info

Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССЙИСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

Кафедра  «Транспорт и хранение нефти и газа»

 

 

Отчет по учебной практике №1

КЛУШ.074416.О63

 

 

Выполнила студентка  гр. МТ-07-03                                   Баянова.М.Р.

Руководитель практики                                                         Исламгалиева Л.Ф.

 

Уфа 2007

 Исламгалеева Л.Ф. ипронрптиииамоавлрмирашлдтииИсламгалееваИсламгалеева  
  Записка пояснительная
КЛУШ. 074416. О63 ПЗ  
                                                          Содержание

 

Введение ________________________________________________________ 3

 

1 Макеты _______________________________________________________4-22

 

1.1 «Нефтеперекачивающая станция»_______________________________4-6 

 

1.2 «Резервуар» _________________________________________________6-12         

 

1.3 «Задвижка» _________________________________________________12-14

 

1.4 «Ремонт участка трубопровода» ________________________________15-16

 

2 Музей геологии и полезных ископаемых Республики Башкортостан____19-20

 

3 Музей Государственного унитарного предприятия «Институт проблем    

транспорта энергоресурсов»_____________________________________21-22

 

4 Приёмо-сдаточный пункт «Уфа »__________________________________23-

 

5 Центр очистки и диагностики трубопроводов «Семигорье» ___________27-30

 

7 Заключение_____________________________________________________37

 

8 Список литературы_______________________________________________38

 

 

Введение.

С 1 по 16 июля  группа МТ-07-03 проходила первую ознакомительную практику.

Основная цель  практики - ознакомление с объектами нефтегазовой отрасли, их работой и функциями (транспортировка, хранение, распределение, сбыт, контроль качества и учета газа, нефти и нефтепродуктов), изучение оборудования и средств, использующихся для обеспечения бесперебойной работы нефтегазовых предприятий, а также ознакомление с научными учреждениями, и занимающиеся проблемами, возникающие при работе объектов нефтегазовой промышленности, такие как эксплуатация, ремонт, демонтаж, защита окружающей среды, автоматизация производства.

 За время практики мы побывали на таких предприятиях, как ПСП «Уфа», Институт проблем транспорта энергоресурсов, Центр очистки и диагностики трубопроводов «Семигорье». Кроме этого мы изучали макеты нефтеперекачивающей станции, задвижек, резервуара, ремонта участка труборпровода.

   

 

КЛУШ. 074416. О63 ПЗ  

 

 

КЛУШ. 074416. О63 ПЗ  
1.1  Нефтеперекачивающие станции.

Основные функции:

- хранение;

- отстаивание от примесей;

- повышение давления;

- перекачка на расстояние до 200 км.

 В состав НПС входят:

 1. здание магистральной насосной.

 2. подпорная насосная.

 3. здание маслосистемы.

 4. резервуар для хранения масел.

 5. фильтры, грязеуловители.

 6. узел регулирования.

 7. узел с предохранительными устройствами.

 8. стальной вертикальный резервуар объёмом 5000 м3

 9. стальной вертикальный резервуар объёмом 20000 м3

10. операторная.

11. резервуар противопожарного запаса воды.

12. насосная станция пожаротушения.

13. помещение с электроприводами, задвижками.

14. насосная станция оборотного снабжения.

15. служебно-бытовой корпус с узлом связи.

16. антенная мачта.

17. топливно-запорный пункт.

18. насосная станция хозяйственно-питьевого водоснабжения

19. здание котельной.

20. резервуар для хранения топлива при котельной.

21. резервуар для хранения дизельного топлива.

22. станция биологической очистки сточных вод.

23. резервуар статического отстоя.

КЛУШ. 074416. О63 ПЗ  
24. сборник уловленной нефти.

25. площадка для подсушивания осадка.

26. открытое распределительное устройство.

27. узел приёма-спуска.

  Различают два вида нефтеперекачивающих станций: головные и промежуточные.

  Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, смешения или разделения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод.

  Головная НПС включает в себя подпорную насосную, площадку фильтров и счетчиков, магистральную насосную, площадку регуляторов давления, площадку пуска скребков и резервуарный парк. Нефть с промысла направляется на площадку счетчиков и фильтров, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а затем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля её количества. Далее она направляется в резервуарный парк, где производится ее отстаивание от воды и механических примесей, а также осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в трубопровод используются подпорная и магистральная насосные. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков (с целью оперативного учета), а также площадку регуляторов давления (с целью установления в магистральном нефтепроводе требуемого расхода). Площадка пуска скребков служит для запуска в нефтепровод очистных устройств.

Головная НПС располагается вблизи нефтепромыслов.

    Промежуточные НПС служат для восполнения энергии, затраченной потоком на преодоление сил трения, с целью обеспечения дальнейшей перекачки

КЛУШ. 074416. О63 ПЗ  
нефти. Промежуточные НПС размещают по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50…200 км).

    Промежуточная НПС включает в себя магистральную насосную, площадку с фильтрами-грязеуловителями. Нефть, поступающая из магистрального трубопровода, сначала проходит через фильтры-грязеуловители, затем приобретает в насосах энергию, необходимую для дальнейшей перекачки, и после регулирования давления на площадке с регулирующими клапанами закачивается в следующий участок магистрального нефтепровода.

Кроме технологических сооружений на головной и промежуточной НПС имеются механическая мастерская, понизительная электроподстанция, котельная, пожарная часть, объекты водоснабжения и водоотведения, подсобные и административные помещения.

КЛУШ. 074416. О63. ПЗ
1.2  РЕЗЕРВУАРЫ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ.

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов служат:

 - для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах

участков транспортной цепи;

 - для  учета нефти;

 - для  достижения требуемого качества нефти;

 

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются на главной НПС, на границах эксплуатационных участков, в местах подкачки нефти с ближайших месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Резервуарные парки ГНПС предназначены для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приёма нефти при аварийных или плановых остановках перекачки. Резервуарные парки на НПС сооружают в случаях, если эти станции находятся в пунктах подкачки нефти или местах разветвления (соединения) трубопроводов. Резервуарным парком в конце магистрального нефтепровода является либо сырьевой парк НПЗ, либо резервуары крупной перевалочной нефтебазы или пункта налива.

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. В системе магистральных нефтепроводов применяют вертикальные и горизонтальные стальные, а также железобетонные резервуары.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары бывают трех типов:

- со стационарной крышей;

- с плавающей крышкой;

- с понтоном;

КЛУШ. 074416. О63. ПЗ
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей являются наиболее распространенными. Они предоставляют собой цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5-6 м, толщиной 4-25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или в стык.

Щитовая кровля опирается на фермы и на центральную стойку. Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды.

Резервуары типа РВС сооружаются объемом от 100 до 50000 кубометров. Они рассчитаны на избыточное давление 2000 Па и вакуум 200 Па.

 

 

рис.1.3 Вертикальный стальной цилиндрический резервуар со стационарной крышей

1-корпус; 2-щитовая кровля; 3-центральная стойка; 4-шахтная лестница;   

5 - днище.

КЛУШ. 074416. О63. ПЗ
  Для сокращения потерь нефти от испарения вертикальные цилиндрические резервуары оснащают понтонами или плавающими крышами.

  Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с пла­вающей крышей(типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 1.2). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструк­ции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 12.21): дисковая, однослойная с кольцевым коробом, одно­слойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двухслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пус­тотелые короба, обеспечивающие плавучесть, 

 

 

Рис. 1.4. Вертикальный стальной цилиндрический резервуар с    

Плавающей крышей

1- уплотняющий затвор; 2-крышка; 3-шарнирная лестница; 4- предохранительный клапан;5- дренажная система; 6- труба; 7- стойки; 8- люк.

 

Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам: дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двухслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и менее надежны т.к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее – к ее потоплению. Двухслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т.к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки.

Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.

КЛУШ. 074416. 063 ПЗ
С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100-400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплотняющих затворов  различных конструкций.

 Чтобы плавающая крыша не вращалась вокруг своей оси, в резервуаре устанавливают вертикальные направляющие 6 из труб, которые одновременно служат для размещения устройства измерения уровня и отбора проб нефти.

В крайнем нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки 7, расположенные равномерно по окружности крыши. Высота опорных стоек равна 1,8 м, что позволяет рабочим проникать внутрь резервуара и выполнять необходимые работы.

Недостатком резервуаров с плавающей крышей является возможность ее заклинивания вследствие неравномерности снежного покрова. Застывшая нефть забивает отверстия перфорации пробоотборника.

Оборудование резервуаров.

На резервуарах устанавливаются:

-оборудование, обеспечивающее надёжную работу резервуаров и снижение   

 потерь нефти (нефтепродукта)

-оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

-противопожарное оборудование;

-приборы контроля и сигнализации;

 

Оборудование для обеспечения надежной работы резервуаров и снижения потерь нефти.

К этой группе оборудования относятся:

– дыхательная арматура (дыхательные и предохранительные клапаны)

 Используется для предотвращения взрыва при повышении температуры и соответственно давления. Сначала открываются дыхательные клапаны, потом срабатывают предохранительные. Также они защищают резервуары от смятия при понижении давлении и сокращают потери нефти при её испарении.

Сейчас в резервуарах устанавливаются дыхательные клапаны типов НДКМ (Непримерзающий мембранный дыхательный клапан) и КДС (Клапан дыхательный северного исполнения).

– приемо-раздаточные патрубки с хлопушкой служат для приёма и откачки нефти из резервуаров. Хлопушки на концах приёмно-сдаточных патрубков предотвращают утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек.

– средства защиты от внутренней коррозии;

Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое удаление воды через сифонный кран  и монтируют протекторы на днище резервуара. Сейчас используются магниевые протекторы типа ПМР.

– оборудование для подогрева нефти.

При транспортировке высоковязких и высокозастывающих нефтей резервуары оборудуются средствами подогрева. В основном применяют секционные подогреватели, где в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар или горячая вода. Секции подогревателя устанавливаются с уклоном по ходу движения теплоносителя.

 

КЛУШ. 074416. 063 ПЗ  
Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров.

К этой группе относятся: люк-лаз, люк замерный, люк световой, лестница.

Люк-лаз  размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.), и извлекаются донные отложения при ручной зачистке. Люк замерный служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Люк световой  предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремонте и зачистке. Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара. Лестница  служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные.

studopedia.net

Оборудование для безопасной эксплуатации резервуаров СТО 0048-2005

12.1 Технологическое оборудование

12.1.1 Количество приемо-раздаточных устройств следует определять по максимальной производительности заполнения и опорожнения резервуара.

Максимальная производительность заполнения (опорожнения) резервуара с плавающей крышей или понтоном ограничивается допустимой скоростью перемещения плавающей крыши (понтона), которая не должна превышать 6 м/час.

Скорость заполнения (опорожнения) резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности устанавливаемых на резервуаре дыхательных, предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

12.1.2 Дыхательная аппаратура должна устанавливаться на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае - в виде вентиляционных патрубков.

12.1.3 Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам:

- пропускная способность клапана по внутреннему давлению, м3/час

Q = 2,71M1 + 0,026×V;

- пропускная способность клапана по вакууму, м3/час

Q = M1 + 0,22×V;

- пропускная способность вентиляционного патрубка, м3/час

Q = M1 + 0,02×V

или

Q = М2 + 0,22×V,

что больше,

где M1 - производительность залива продукта в резервуар, м3/час;

М2 - производительность слива продукта из резервуара, м3/час;

V - полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м3.

Примечания

1 Не допускается изменение производительности приемо-раздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях.

2 Минимальное количество вентиляционных патрубков резервуаров с понтоном указано в пп. 5.7.16.

3 Предохранительные клапаны должны быть отрегулированы на повышенные (на 5¸10%) величины внутреннего давления и вакуума, чтобы предохранительные клапаны поработали вместе с дыхательными.

12.1.4 Дыхательные и предохранительные клапаны должны устанавливаться совместно с огневыми предохранителями, обеспечивающими защиту от проникновения пламени в резервуар в течение заданного промежутка времени.

Для уменьшения потерь от испарения продукта под дыхательным клапаном рекомендуется устанавливать диск-отражатель, входящий в комплект клапана.

12.1.5 Для удаления подтоварной воды резервуары для нефти и нефтепродуктов должны оснащаться сифонными кранами, устанавливаемыми в первом поясе.

12.1.6 Резервуары для хранения нефти при необходимости должны оснащаться устройствами для предотвращения накопления осадка (винтовые перемешивающие устройства, системы размыва).

12.2 Контрольно-измерительные приборы и автоматика

12.2.1 Резервуары с учетом характеристик хранимого продукта рекомендуется оснащать:

  • приборами местного и дистанционного измерения уровня и температуры;
  • сигнализаторами верхнего аварийного, верхнего и нижнего предельных уровней;
  • устройством отбора средней пробы;
  • пожарными извещателями (резервуары для нефти и нефтепродуктов).

12.2.2 Приборы контроля уровня должны обеспечивать оперативный контроль уровня продукта (местный или дистанционный). Максимальный уровень продукта должен контролироваться сигнализаторами уровня (минимум два), передающими сигнал на отключение насосного оборудования. В резервуарах с плавающей крышей или понтоном следует устанавливать на равных расстояниях не менее трех сигнализаторов уровня, работающих параллельно.

12.2.3 При отсутствии сигнализаторов максимального уровня должны быть предусмотрены переливные устройства, соединенные с резервной емкостью или сливным трубопроводом, исключающие превышение уровня залива продукта сверх проектного.

12.2.4 Для резервуаров для нефти и нефтепродуктов средства обнаружения пожара (пожарные извещатели) необходимо устанавливать:

  • на резервуарах РВС и РВСП - на стенке, рядом с пеногенераторами и равномерно по периметру резервуара;
  • на резервуарах РВСПК - на конструкции для пеногенераторов или равномерно по периметру на расстоянии не более 25 м независимо от применяемых средств пожаротушения.

12.3 Устройства пожарной безопасности на резервуарах для нефти и нефтепродуктов

12.3.1 Устройства пожарной безопасности подразделяются на устройства пенного тушения и устройства охлаждения резервуаров.

12.3.2 Устройства пенного тушения должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 в составе стационарных автоматических или передвижных установок пожаротушения.

Устройства пенного тушения состоят из генераторов пены, трубопроводов для подачи раствора пенообразователя, площадок обслуживания генераторов пены. Генераторы пены должны устанавливаться в верхнем поясе стенки резервуаров со стационарной крышей или на кронштейнах выше стенки для резервуаров с плавающей крышей.

При креплении трубопроводов к стенке резервуаров должны учитываться перемещения стенки и конструктивные требования согласно п. 5.12.

Для удержания гасительной пены в зоне уплотняющего затвора резервуаров с понтоном или плавающей крыши по периметру понтонов или плавающих крыш должен быть установлен кольцевой барьер, верхняя кромка которого превышает верхнюю отметку уплотняющего затвора минимум на 200 мм.

12.3.3 Устройства охлаждения (стационарные установки охлаждения) должны устанавливаться на резервуарах в соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93.

Устройства охлаждения состоят из верхнего горизонтального кольца орошения - оросительного трубопровода с устройствами распыления воды (перфорация, спринклерные или дренчерные головки), сухих стояков и нижнего кольцевого трубопровода, соединяющих кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода.

Кольцевые трубопроводы должны опираться на приваренные к стенке резервуара кронштейны. Крепление трубопроводов осуществляется на хомутах или болтовых скобах.

12.3.4 Предпочтительно использовать систему подслойного пожаротушения.

12.4 Устройства молниезащиты резервуаров

12.4.1 Устройства молниезащиты резервуаров должны быть запроектированы согласно требованиям СО-153-34.21.122-2003.

12.4.2 По устройству молниезащиты резервуары относятся ко II категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов по трубопроводам.

12.4.3 Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50 м по периметру стенки, но не менее двух в диаметрально противоположных точках. Соединения токоотводов и заземлителей должны выполняться на сварке. Допускается присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45 мм с резьбовым отверстием M16. Каждое соединение (стенка-токоотвод-заземлитель) должно иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом.

Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката с размерами в сечении не менее указанных в таблице 12.1.

Таблица 12.1

Форма сечения токоотводов и заземлителей Наименьшие размеры стальных токоотводов и заземлителей, расположенных снаружи, на воздухе в земле
Круглые стержни диаметром, мм 6 10
Тросы диаметром, мм 6 -
Полосовая сталь: - сечением, мм2; - толщиной, мм; 48 4 160 4
Угловая сталь: - сечением, мм2; - толщиной, мм - - 160 4
Трубы с толщиной стенки, мм 2.5 -

12.4.4 Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами). В зону защиты молниеприемников должно входить пространство над каждой единицей дыхательной аппаратуры, ограниченное полушарием радиусом 5 м.

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготавливают из круглых стержней или труб с поперечным сечением не менее 100 мм2. Крепление молниеприемника к резервуару (к верхнему поясу стенки или к стационарной крыше) должно осуществляться на сварке. Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят.

12.4.5 В проекте «Оборудование резервуара» раздел «Молниезащита», должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условии налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания (за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности).

Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже находящегося в нем остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должны подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши). Дальнейшее заполнение резервуара должно производиться со скоростью потока жидкости в падающем трубопроводе не превышающей следующей величины:

где V - скорость потока, м/с;

d - внутренний диаметр трубопровода, м.

< назад / к содержанию / вперед >

ngirf.ru