УМКД ГНП. УМКД, НПС, МиО ГНП , Kovalenko_2005_1. Учебнометодический комплекс для студентов специальности 170 05 01 Проектирование, сооружение и эксплуатация
 Скачать 6.46 Mb.
|
|
3. Материалы, использованные в процессе обучения и контроля 3.1. Материалы к лекциям План лекций. Лекция 1 – организация эксплуатации резервуаров и резервуарных парков – резервуарные парки НПС; – приемка резервуаров в эксплуатацию – технологическая карта – режим эксплуатации резервуаров. Лекция 2 – оборудование резервуаров – оборудование стальных резервуаров – расчет гидравлического клапана – устройство и принцип действия предохранительных клапанов – подбор дыхательных клапанов для стальных резервуаров – устройство и принцип действия дыхательных клапанов. Лекция 3 – молниезащита – система защиты резервуаров от коррозии – очистка резервуара – комплекс технических мероприятий по подготовке и проведению испытаний резервуаров. 3.2. Задания для практических занятий Потери нефтепродукта от большого дыхания Большие дыхания – потери нефтепродукта и нефти от испарения при заполнении резервуара. Потери нефтепродукта от большого дыхания рассчитываются по формуле В.И. Черникина: 2 1 2 у зак б д н г у у зак Р Р Р G V V Р Р Р ⎡ ⎤ ⎛ ⎞ − = − ⋅ ρ ⎢ ⎥ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ − ⎢ ⎥ ⎝ ⎠ ⎣ ⎦ (3.7) где н объем закачиваемого в резервуар нефтепродукта г объем газового пространства (ГП) резервуара перед закачкой нефтепродукта Р абсолютное давление ГП в конце закачки Р = Р а + Р КД ; Р – абсолютное давление ГП вначале закачки Р 1 =Р а – Р КД – если закачка начинается ночью Р 1 =Р а – если днем Р а – атмосферное давление Р КВ , Р КД установки клапанов соответственно вакуума и давления у – плотность паров нефтепродукта Г у у Г Р М RТ ρ = , (3.8) где Р Г , Т Г – абсолютное давление и температура в ГП; R – универсальная газовая постоянная, 8314 R = Дж/(кмоль·К); М у – молярная масса паров нефтепродуктов, кг/кмоль: – для бензинов М у = 60,9 – 0,306Т НК + 0,001 Т 2 НК (3.9) – для нефти М у = 0,0043 (Т НК – 61) 1,7 (3.10) Т НК – температура начала кипения нефтепродукта (нефти, К Р у.зак – среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в процессе заполнения резервуара у зак зак ср Р С Р = ⋅ ; (3.11) С зак.ср – средняя концентрация углеводородов в ПВС, вытесняемой из резервуара при его заполнении. Величина С зак.ср определяется с учетом донасыщения ГП входе операций, предшествующих заполнению. Независимо от вида технологической операции (опорожнение, простой или заполнение резервуара) концентрация углеводородов в его ГП находится методом последовательных приближений последующему алгоритму 1) задают среднюю (за операцию) концентрацию С ср углеводородов в ГП; 2) вычисляют кинематическую вязкость паровоздушной смеси ν и коэффициент диффузии паров нефтепродукта М при этой концентрации и средней температуре процесса Т 142 3) вычисляют полный поток массы J и общую массу у испаряющегося нефтепродукта 4) находят массовую Си объемную С концентрации углеводородов в ГП к концу рассматриваемой технологической операции, а затем и расчетное значение средней объемной концентрации углеводородов в ГП в течение данной операции С ср.расч Необходимо добиться равенства величин С ср и С ср.расч Основные параметры паровоздушной смеси и паров нефтепродукта вычисляются по формулам молярная масса ПВС (кг/кмоль) М ПВС = М у · С ср + М в · ( 1 – С ср ) ; (3.12) плотность ПВС (кг/м 3 ) – по формуле (3.8), в которую вместо М у надо подставить М ПВС , или как аддивную величину ( ) 1 ПВС у ср в ср С С ρ = ρ ⋅ + ρ ⋅ − ; кинематическая вязкость ПВС (мс) 6 10 1 0,1 14,1 0,0225 3,61 ПВС ср С Т Т − ν = + ⋅ − − ; (3.13) коэффициент диффузии паров (м 2 /ч) М м м D а в Т (3.14) концентрация насыщенных паров (доли) ГС (3.15) где МВ – молярная масса воздуха, М в = 29 кг/кмоль; а м , в м – эмпирические коэффициенты (табл. 3.7) Таблица 3.7 Значения коэффициентов а м , в м Углеводородная жидкость а м , м 2 /ч мм 2(чград) Авиационные бензины –0,0965 0,000435 Автомобильные бензины –0,1170 0,000503 Нефти Башкирии –0,0587 0,000251 Нефть арланская –0,0476 0,000200 Нефти Западной Сибири –0,0111 0,000139 Нефти Татарии –0,0171 0,000139 Р – давление насыщенных паров нефтепродукта при рассматриваемых температуре и соотношении фаз (311 ) 1.22 ( / ) b T s R n ж Р P e F V V − − = ⋅ ⋅ ⋅ (3.16) 143 P R – давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду (T R = 311 K; соотношение паровой и жидкой фаз = 4); b s – эмпирический коэффициент (табл. 3.8); F (п / ж) – поправка, учитывающая влияние соотношение фаз на давление насыщения (табл. 3.8) Таблица 3.8 Рекомендуемые величины b s и F (п / ж) Выражение для расчета F (п / ж) Углеводородная жидкость b s , К при (п / ж ≤ 4 при (п / ж) > 4 Авиационный бензин 0,0325 1,38 – 0,25 (п / ж 0,81 + 0,486 (п / ж – 0,68 Автомобильный бензин 0,0340 1,41 – 0,25 (п / ж 1,15 – 0,063 (п / ж Нефть 0,0250 1,70 – 0,35 (п / ж 1,70 – 0,35 (п / ж Давление насыщенных паров по Рейду для автобензинов не должно превышать для Б – 45 400 Па для Б и Б – 48 000 Па для летних автобензинов А, А, Аи, Аи максимально возможная величина P R – 6 700 Па для зимних – не более 93 300 Па летние автобензины Аи Аи -92 имеют P R ≤ 80 000 Па – нефтей P R ≤ 66 700 Па. При отсутствии данных о величине P R рекомендуется принимать величину равной для автобензинов – 57 000 Па, для авиабензинов – 65 000 Па, для нефтей – 25 000…45 000 Па (обратно пропорционально их плотности. Интенсивность процесса испарения нефтепродуктов в резервуарах характеризуется величиной полного потока массы испаряющегося вещества, которое показывает, сколько килограммов нефтепродукта испаряется с единицы его поверхности в единицу времени. Этот процесс пока изучен только для автобензинов. Для расчета величины J используются следующие критериальные уравнения, справедливые для резервуаров типа РВС: при неподвижном хранении бензина 3 0,403 0.0932 2,17 пр ∆π ⋅ ; (3.17) при опорожнении резервуаров ( ) 3 0.197 0,569 1 7,45 10 Re от пр ср Kt Kt Sc − = ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ ; (3.18) – при заполнении резервуаров ( ) 0.087 1.327 0.655. 1 1,34 Re зак пр Kt Kt Sc Dp Fr − ⎡ ⎤ = ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⎣ ⎦ , (3.19) где Kt – безразмерный критерий подобия, характеризующий интенсивность испарения бензинов 2 пвс пвс б пвс м у в М Т J Kt D g М Т (3.20) Т в , Т б – абсолютные температуры соответственно воздуха и бензина ∆π – модуль движущей силы процесса испарения 1 s ср s С С С − ∆π = − ; (3.21) где Sc – число Шмидта; Re – среднее число Рейнольдса, характеризующее скорость омывания поверхности бензина воздухом при опорожнении резервуаров Fe·Re – параметр подобия, характеризующий интенсивность перемешивания бензина в резервуаре при его заполнении. Величины Sc, Re ср и Fe·Re рассчитываются последующим зависимостям 3 ;Re 0,788 ; Re пвс э х ср к м пвс пвс Ud W Sc N Fr D g ν = = ⋅ ⋅ = ν ν , (3.22) где U – средняя скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефтепродукта 0 14.4 / 3.56 r H U U r ⎛ ⎞ ≈ ⋅ + ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ ; (3.23) где U 0 – начальная скорость струи воздуха у поверхности откачиваемого нефтепродукта ( ) 2 0 / от к U Q r N = π ⋅ ; (3.24) r – радиус монтажного патрубка от – расход откачки нефтепродукта к – число дыхательных клапанов, установленных на резервуаре э – диаметр круга, эквивалентного площади поверхности бензина, омываемого струей воздуха при входе в резервуар э (3.25) 145 Н г – средняя высота ГП за время опорожнения W x – характерная скорость перемешивания нефтепродукта в резервуаре при закачке бензина 2 1 4 зак х р б зак W W D H V = π ⋅ + , (3.26) зак – скорость бензина кинематической вязкостью ν в приемном патрубке резервуара зак – часовой объем закачки бензина в резервуар D p , б – соответственно диаметр резервуара и средний уровень бензина в нем в процессе заполнения. Массовая концентрация углеводородов Св ГП резервуара к моменту окончания различных технологических операций вычисляется по формулам – при неподвижном хранении нефтепродукта (простое резервуара) 0 уо у пр хр пвс у пр m m С m m + ∆ = + ∆ ; (3.27) – при опорожнении резервуара 0 уо у от от пвс у от в m m С m m m + ∆ = + ∆ + ∆ ; (3.28) – при заполнении резервуара 0 уо у зак пвс ср зак зак пвс у зак пвс m m m C С m m m + ∆ − ∆ ⋅ = + ∆ − ∆ , (3.29) где m уо , m пвс0 – масса соответственно углеводородов и ПВС в ГП резервуара вначале технологической операции у – масса углеводородов, испарившихся в газовое пространство за время технологической операции τ у р m J F ∆ = ⋅ ⋅ τ ; (3.30) Fp – площадь зеркала бензина в резервуаре в – масса подсасываемого в резервуар воздуха в в от от m Q ∆ ≅ ρ ⋅ ⋅ τ ; (3.31) пвс m ∆ – масса ПВС, вытесненной из ГП резервуара при его заполнении пвс пвс н m V ≅ ρ ⋅ ; (3.32) ср зак С – средняя массовая концентрация углеводородов в ГП в процессе заполнения резервуара. Для пересчета объемной концентрации углеводородов в массовую и наоборот, следует пользоваться формулами ; у пвс пвс у M М С СМ (а) или, с учетом формулы (3.12) ( ) ( ) ; 1 СМ iiCiiСiiCiiС М C M ⋅ = = + ⋅ − − ⋅ − , (3.33) где М – отношение молярной массы паров нефтепродукта к молярной массе воздуха, / у в М М М = Для приближенной оценки потерь от больших дыханий” можно воспользоваться методикой НИИ Транснефть. Она достаточно точна, но позволяет обойтись без итераций. В этом случае среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в процессе заполнения резервуара находится по формуле у sз s С Р Р С ∆ = ⋅ , (3.34) где Р sз – давление насыщенных паров нефтепродукта при условиях заполнения ∆С/Сs – средняя относительная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара при его заполнении 1 1 2 2 Г s Г s s С Н С С С Н С С ∆ ∆ ∆ = + + ; (3.35) Н Г1 , Н Г2 – высота газового пространства в резервуаре соответственно дои после выкачки нефтепродукта ∆С 1 /С s – прирост средней относительной концентрации в газовом пространстве резервуара при его заполнении за время выкачки от нефтепродукта ∆С 2 /С s – зато же время простоя с пр Высота газового пространства резервуара с высотами стенки Н р и конуса крыши Н к при уровне заполнения Н ж составляет 3 к г р ж Н Н Н Н = − + (а) Величина ∆С 1 /Сs зависит от типа резервуара, количества дыхательных клапанов N k , скорости подсасываемого воздуха в них U 0 и продолжительности откачки от и рассчитывается 1 0 c от s С U С ∆ ≈ ψ ⋅ ⋅ τ (3.36) где с – коэффициент пропорциональности (табл. 3.9). Прирост средней относительной концентрации в ГП за время простоя прописывается выражением 2 2 c пр s С С βψ ∆ ≈ ψ ⋅ τ (3.37) где с, βψ – постоянные коэффициенты, величина которых зависит от состояния облачности при пасмурной погоде – с = 5,4 10 -4 ; βψ = 1,305; – при солнечной погоде – с = 2,61 10 -3 ; βψ = Расчеты показывают, что потери от больших дыханий” обратно пропорциональны расходу закачки. Сведения о величине расчетной производительности заполнения- опорожнения резервуаров, диаметре и числе приемораздаточных устройств приведены в табл. 3.10. Тип и количество дыхательных клапанов выбираются в соответствии сих характеристиками (табл. 3.11) и минимально необходимой пропускной способностью Q 0 (м 3 /ч), равной 2.71 0.026 0.114 { 0.22 0.114 p p p p Q V приQ V Q Q V при Q V ⋅ + ≥ = + ⋅ < (3.38) где Q – максимальная производительность закачки-выкачки, м 3 /ч; Vp – геометрический объем резервуара. Таблица 3.9 Величина с Дыхательные клапаны Тип резервуара тип количество с, с/(м·ч) РВС 100 РВС 200 РВС 300 РВС 400 РВС 700 РВС 1000 КД-100 КД-100 КД-100 КД-100 КД-150 КД-150 1 1 1 1 1 1 0,1380 0,0682 0,0500 0,0382 0,0414 0,0321 Окончание табл. 3.9 РВС 2000 РВС 5000 РВС 10000 РВС 20000 КД-200 КД-250 КД-250 КД-250 КД-200 КД-250 КД-250 КД-250 НДКМ-150 НДКМ-200 НДКМ-200 НДКМ-250 НДКМ-350 КД-200 КД-250 КД-250 КД-250 НДКМ-150 НДКМ-150 НДКМ-200 НДКМ-200 НДКМ-250 НДКМ-250 НДКМ-350 КД-250 НДКМ-200 НДКМ-200 НДКМ-250 НДКМ-250 НДКМ-350 НДКМ-350 НДКМ-200 НДКМ-250 НДКМ-350 НДКМ-350 1 2 3 4 1 2 3 4 1 1 2 1 1 1 2 3 4 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 1 2 2 2 1 2 0,0300 0,0520 0,0715 0,0880 0,0220 0,0360 0,0500 0,0600 0,0125 0,0134 0,0222 0,0136 0,0171 0,0155 0,0275 0,0360 0,0410 0,0077 0,0132 0,0089 0,0152 0,0104 0,0171 0,0143 0,0145 0,0045 0,0095 0,0320 0,0090 0,0059 0,0120 0,0048 0,0060 0,0040 0,0071 Таблица 3.10 Рекомендуемые величины производительности закачки-выкачки Приемораздаточные устройства Номинальный объем резервуарам условный диаметр, мм число Максимальная производительность закачки-выкачки, м 3 /ч 150 1 100 200 1 200 1 000 250 1 300 200 1 200 250 1 250 2 000 300 1 300 Окончание табл. 3.10 250 1 250 300 1 300 3 000 350 1 400 350 1 700 400 1 870 5 000 500 1 1300 400 2 1700 10 000 500 2 2600 20 000 700 2 4600 40 000 800 2 8500 Таблица 3.11 Сведения о дыхательных клапанах резервуаров Условия срабатывания Тип Ду, мм Пропускная способность не менее, м 3 /ч Избыточное давление, Па Вакуум, Па КД-50 50 15 - - КД-100 100 50 - - КД-150 150 100 - - КД250 250 300 - - КДС-1000 350 1000 2000 250 КДС-1500 500 1500 2000 250 КДС-3000 500 3000 2000 250 150 450 2000 250 200 750 2000 250 250 1000 2000 250 350 1300 2000 250 КДС2-1500 500 1500 2000 250 250 1100 2000 250 350 2400 2000 250 КДС2-3000 500 3000 2000 250 НДКМ-100 100 200 1600 160 НДКМ-150 150 500 1600 160 НДКМ-200 200 900 1600 160 НДКМ-250 250 1500 1600 200 НДКМ-350 350 3000 2000 200 СДКМ-50 50 25 2000 250 СДКМ-100 100 25 2000 250 СДКМ-150 150 142 2000 250 СДКМ-200 200 250 2000 250 СДКМ-250 250 300 2000 250 СДКМ-350 350 420 1900 250 Потери от малого дыхания Малые дыхания – потери нефтепродукта и нефти при неподвижном хранении. Потери нефтепродуктов от малого дыхания определяются по формуле Н.Н. Костантинова ( ) ( ) min max max min ln a кв мд г а кв P P P T G V P P P T ⎡ ⎤ − − = σ ⋅ ⋅ ⎢ ⎥ + − ⎣ ⎦ , (3.39) где σ – среднее массовое содержание паров нефтепродукта в ПВС, вытесняемой из резервуара ( ) ( ) max min max min у г г Р Р М R T T + σ = + , (3.40) г – объем ГП резервуара P min , P max – соответственно минимальное и максимальное парциальные давления паров нефтепродукта в ГП резервуара в течение суток г, г – минимальная и максимальная температуры ГП резервуара в течение суток. Расчет величин г, г выполняется по формулам min min max max ; г п ср г г п ср г Т T T T = + θ = + θ , (3.41) где Т п.ср – средняя температура нефтепродукта в резервуаре, которую с достаточной точностью можно принимать равной средней температуре воздуха г, г – избыточные температуры ГП, отсчитываемые от средней температуры нефтепродукта ( ) min max min max , 0 , 0 ; 1 1 ст ст г г н п н н п г г г г F m F F m F θ θ θ = θ = α λ α + + α α + λ α , (3.42) где ст, ст – минимальная и максимальная температуры стенки резервуара, отчитываемые от средней температуры нефтепродукта F – площадь поверхности, ограничивающей ГП резервуара (часть боковой стенки и крыши г, п – коэффициенты теплоотдачи в ночное время соответственно от стенки резервуара к ПВС и от ПВС к поверхности нефтепродукта г, п – тоже для дневного времени m 0 расчетный параметр дна коэффициент температуропроводности нефтепродукта рас, (3.44) λ, с р , ρ – соответственно коэффициент теплопроводности, теплоемкость и плотность нефтепродукта при температуре Т п.ср ; дн – продолжительность дня. Максимальную и минимальную избыточные температуры стенки резервуара определяют по формулам , , min max min max , , ; b н b ст p cm н г b ст п b ст п р г F g F F F α θ + α θ θ = + α θ = α + α α + α + α , (3.45) где α’ b , α b – коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в ночное и дневное время их вычисляют как сумму коэффициентов теплоотдачи конвекцией α bk ( α’ bk ) и излучением л (л q – количество тепла, получаемого в полдень за счет солнечной радиации и отнесенного км стенки, ограничивающей ГП резервуара α’ ст.п , α ст.п – приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к нефтепродукту соответственно в ночное и дневное время. , , , , ; 1 н п г п ст п ст п п п о н н п н г г гонг) р, р – коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту соответственно в ночное и дневное время. Количество тепла, получаемого 1 м стенки, ограничивающей ГП резервуара, за счет солнечной радиации 0 г ε , (3.47) где с – степень черноты внешней поверхности резервуара – для окрашенного белой краской с = 0,16; – новой алюминиевой краской с = 0,33; – алюминиевой краской, подвергшейся воздействию атмосферы, с – для неокрашенного стального резервуара с F o – площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень для резервуаров типа РВС н − ϕ + ψ − ϕ , (3.48) 152 F b , н – площади проекций поверхности стенок и кровли, ограничивающих ГП резервуара, соответственно на вертикальную и горизонтальные плоскости ψ – географическая широта места установки резервуара ϕ – расчетное склонение Солнца в рассматриваемый период i o – интенсивность солнечной радиации на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень (Вт/м 2 ) ( ) 1357 1 1 cos o o K i = − γ + γ ψ − ϕ , (3.49) K o – коэффициент, учитывающий состояние облачности – при безоблачном небе Ко = 1; – при облачности 50% Ко – при сплошной облачности Ко γ – коэффициент прозрачности атмосферы, γ = 0,7…0,8. При усредненных расчетах за длительные периоды времени следует руководствоваться данными о числе дней с разной облачностью. Расчетное склонение Солнца ϕ (в градусах) находится по одной из формул ( ) ( ) 1,.55 2 3 2 2,12 3 23,0 2,56 10 при 55,6 0,92 2,59 при 90 273 23,0 1,39 10 при 273 365 Д Д Д Д Д Д Д N N N N N N N − − − ⎧ − + ⋅ − ≤ ⎪ ⎪ ϕ = − + − ⋅ ⋅ ≤ ≤ ⎨ ⎪ − + ⋅ − ≤ ≤ ⎪ ⎩ , (3.50) где Д – количество суток до рассматриваемого дня, включая его, сначала года. При выборе коэффициентов теплоотдачи α’ ρ , α ρ , г, гр, р можно воспользоваться рекомендациями Н.Н. Константинова: , 2 2 5,3 Вт/(м ч град Вт/(м ч град Вт/(м ч град), п п г bk α = α = ⋅ ⋅ α = ⋅ ⋅ α = ⋅ а остальные коэффициенты могут быть рассчитаны по формулам вида 2 0 1 2 i a a q a q α α α α = + + ; (3.51) 0 1 j bср b b T α α α = + , (3.52) где а α0 … а α2 , b α0 , b α1 – эмпирические коэффициенты, принимаемые по табл. 3.12. Таблица 3.12 Величины эмпирических коэффициентов в формулах 3.50, 3.51 Коэффициенты Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м 2 ·К) а 10 а 10 ар- р- - - –9,19 4,59 л 8,07 –6,09 - - л- - - –3,90 3,78 кг- Минимальное парциальное давление углеводородов в ГП резервуара Р определяется по формуле 3.16 при Т г = Т гmin . Максимальная же величина парциального давления Р находится как ( ) * max хр а кд Р C P P = ⋅ + (3.53) где С хр – объемная концентрация углеводородов в ГП к концу периода роста парциального давления (см. потери от больших дыханий”) Ориентировочно величину Р можно рассчитать по формуле max min P P P ∂ = + τ ∂τ , (3.54) где P ∂ τ ∂τ – почасовой рост парциального давления в ГП, Па/ч ( ) 1,25 0,25 17,25 у р п ср г P R M D T H ∂ θ ≈ ∂τ , (3.55) θ – температурный напор, К ( ) ( ) { } ( ) 29,1 cos 0,333ln 3cos 1 0,0008 5,5 1,49 ψ − ϕ − ψ − ϕ + − ⎡ ⎤ ⎣ ⎦ θ = + + ψ − ϕ , (3.56) τ – продолжительность роста парциального давления в ГП, ч 0,5 дн = τ + ; (3.57) дн – продолжительность дня в часах дн = − ϕ⋅ ψ . (3.58) Потери от обратного выдоха и от вентиляции газового пространства Потери от обратного выдоха возникают вследствие донасыщения ГП после опорожнения резервуара. Их величина находится ( ) * * * * 1 ln 1 а кд г от о в от пр п ср пр Р Р V C G C C RT C ⎛ ⎞ + − = + − ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ − ⎝ ⎠ , (3.59) где г – объем ГП резервуара * * , от пр С С – объемная концентрация паров нефтепродукта в ГП к моменту окончания соответственно опорожнения резервуара и простоя. Величина Спр не может превышать С sпр Потери от вентиляции ГП обусловлены наличием в кровле или верхней части стенки резервуара двух или нескольких отверстий, расположенных на разных уровнях. При этом вследствие разности плотностей воздуха и паровоздушной смеси образуется газовый сифон с расходом ( ) ( ) 2 у в n вент p p в у в ghc Q f c ρ − ρ = µ ρ + ρ − ρ , (3.60) где n p µ – коэффициент расхода при истечении ПВС; f p – площадь отверстия, расположенного ниже h – расстояние между отверстиями по вертикали c – средняя концентрация углеводородов в ГП. Потери нефтепродукта от вентиляции ГП в течение времени τ вент вент у вент вент G ср Задания 1. Устройство и принцип действия предохранительного клапана КПС-100 (рис. 3.9). 2. Устройство и принцип действия предохранительного клапана КПГ рис. 3.10). 3. Устройство и принцип действия дыхательного клапана КД-2 рис. 3.11). 4. Устройство и принцип действия дыхательного клапана НДКМ рис. 3.12). 5. Устройство и принцип действия дыхательного клапана ДКМ-150 рис. 3.13). 6. Устройство и принцип действия дыхательного клапана КДС-1500 рис. 3.14) |