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.
|
|
2.2. Виды отложений В полости магистральных нефтепроводов могут быть Посторонние предметы, попавшие при строительстве, например, грунт, камни и др Скопления воды Скопления газа Отложения парафина. Посторонние предметы остаются в полости нефтепровода при некачественной его очистке в процессе строительства и сдачи в эксплуатацию. Скопления воды и газа имеют место в полости нефтепровода из-за неполного удаления их в процессе испытания и пуска нефтепровода в эксплуатацию. Образование скопления воды происходит также за счет выделения ее из транспортируемой нефти. Скопление воды образуется при скоростях потока нефти ниже критической, которая определяется по формуле 2 1 sin B H ср g v k ⎛ ⎞ ρ π − ⋅ α ⎜ ⎟ ρ ⎝ ⎠ = λ , (5.9) где q – ускорение силы тяжести, мс D внутренний диаметр нефтепроводам угол наклона к горизонту восходящего участка трубопровода, град В, Н – плотность воды и нефти, кг/м 3 ; λ – коэффициент гидравлического сопротивления 0,3164 Dv λ = ; (5.10) 192 k – Безразмерный коэффициент. ( ) ( ) ( ) 0,363 0,332 0,363 0,1 sin H E v k v = α , (5.11) где н, в – коэффициенты кинематической вязкости нефти и воды, мс. Для реальных магистральных нефтепроводов критическая скорость находится в интервале 0,8 – 1,0 мс. При выделении из транспортируемой нефти растворенных газов может происходить образование скоплений. Средняя скорость перекачки нефти, при которой полный вынос газов, определяется из выражения кр (5.12) ( ) 0,39 0,36 0,33 0,225 Г, где Г – коэффициент кинематической вязкости газам с Парафиновые отложения представляют собой многокомпонентную углеводородную смесь, находящуюся в твердой фазе. В зависимости от состава и содержания твердых углеводородов прочность отложений существенно отличается. Образование отложений является результатом двух процессов закрепления частиц на стенках труби отрыва их потоком жидкости. В зависимости от интенсивности этих процессов может иметь место парафиниза- ция, размыв или состояние динамического равновесия. В свою очередь, величина интенсивности парафинизации зависит от – физико-химических свойств нефти температуры потока гидродинамических условий перекачки. Парафиновые отложения по длине нефтепровода распределяются неравномерно. Максимальное количество отложений обычно наблюдается на участках, где температура потока нефти находится в пределах 20 – 28 С. 2.3. Способы и средства удаления отложений из магистрального трубопровода Удаление посторонних предметов, оставшихся в полости после строительства, производится калибровочными аппаратами или очистными устройствами, снабженными в передней части жесткими калибрующими дисками. Удаление скоплений воды и газа из нефтепровода осуществляется через дренажные устройства потоком перекачиваемой нефти механическими средствами. Дренажное устройство устанавливается на нефтепроводе в местах регулярного скопления воды и газа. При этом необходимо иметь ввиду, что наибольшее количество воды скапливается в нижней части восходящего участка, а газа – в его верхней части. Вода дренируется преимущественно вовремя остановок нефтепровода. Вода через дренажные устройства спускается в специальные пруды- отстойники, нефть из которых закачивается обратно в магистральный нефтепровод. Газ через дренажные устройства выпускается в атмосферу. Для нефтепроводов, проходящих посильно пересеченной местности, этот способ малоэффективен. При наличии условий вынос скоплений воды и газа из нефтепровода может быть осуществлен увеличением скорости перекачки выше выносной. Для удаления воды из параллельных ниток необходимо проводить регулярную промывку их потоком нефти поочередным закрытием задвижек на каждой из ниток. Эффективным способом удаления скоплений воды и газа из полости магистральных нефтепроводов является их вытеснение с помощью разделителей различного типа и очистных устройств. Разделители и очистные устройства при движении должны достаточно плотно перекрывать сечение нефтепровода на всем протяжении очищаемого участка. Удаление парафиновых отложений производится с помощью механических средств очистки. В качестве средств удаления парафиновых отложений используются эластичные разделители различной конструкции (сферические, цилиндрические и манжетные – скребки-разделители, имеющие очистные элементы – щеточно-скребковые устройства. Применение этих средств в каждом конкретном случае определяется в зависимости от конструкции нефтепровода и физико-механических свойств парафиновых отложений. Применение химических, физических или иных способов удаления парафинистых отложений, воды газа из магистрального нефтепровода должно согласовываться с ВНИИСПТнефть, как главной научно- исследовательской организацией поданному вопросу. 194 2.4. Периодичность очистки магистрального нефтепровода Периодическая очистка магистральных нефтепроводов производится с целью поддержания пропускной способности и снижения затратна перекачку. Очередная очистка нефтепровода производится при снижении его пропускной способности не более чем на 3 %. Снижение пропускной способности нефтепроводов определяется расчетом по фактическим данным его работы. Периодичность очистки нефтепроводов определяется отдельно для каждого его участка между перекачивающими станциями. 2.5. Производство работ по очистке нефтепровода Требования к нефтепроводу Для запуска и приема очистного устройства нефтепровод оборудуется на головной насосной станции камерой пуска, на промежуточных – камерами приема, пуска или пропуска, наконечном пункте – камерой приема очистного устройства. Лупинги и вторые нитки переходов протяженностью более чем 3 км. Также оборудуются камерами пуска и приема очистных сооружений. Расстояние между камерами пуска и приема очистного сооружения не должно превышать 300 км. Для контроля движения очистных устройств устанавливаются сигнализаторы их прохождения на камерах пуска и приема очистных устройств на магистрали после приемной и выкидной линии промежуточных станций, не оборудованных камерами на крупных водных переходах и на сложных участках трассы. На камерах приема и пуска очистных устройств и линейной части трубопровода должны быть установлены манометры. Резервуары НПС и конечного пункта нефтепровода должны быть оборудованы средствами размыва и предотвращения осадка, например, системой размыва и предотвращения накопления парафинистого осадка. Линейные задвижки должны быть равнопроходного сечения с нефтепроводом и быть исправными. Подготовка нефтепровода к проведению очистки Перед организацией регулярной очистки нефтепровода производится предварительная очистка с целью удаления посторонних предметов из его полости и выявления дефектов при монтаже. Предварительная очистка проводится с обязательной остановкой промежуточных насосных станций в период пропуска или приема очистного устройства. При наличии большого количества отложений в трубопроводе для предварительной очистки применяются очистные устройства с перетеканием жидкости через уплотнительные элементы во избежание возможностей его закупорки. Например, СМР, ГРВС и полиэтиленовый манжетный разделитель. После предварительной очистки и устранения обнаруженных дефектов трубопровод должен обеспечивать беспрепятственный пропуск очистных устройств. Предварительная очистка нефтепровода оформляется соответствующим актом, и результаты ее заносятся в паспорт и журнал нефтепровода. По результатам предварительной очистки оценивается возможность пропуска по трубопроводу различных очистных устройств, эффективность очистки, определяется характер отложений и выбирается очистное устройство для периодической очистки. Выбранное устройство должно обеспечивать полное удаление отложений из трубопровода. При первой очистке, а также при значительных перерывах в очистке, до запуска очистного устройства проверяется исправность, легкость открытия и закрытия и полное открытие линейных задвижек, а также камер пуска, приема и пропуска очистных устройств. Все неисправности должны быть устранены. Организация очистки График очистки трубопроводов по участкам составляется районным нефтепроводным управлением, утверждается УМН и передается всем НПС. Контроль за выполнением графика осуществляется отделом эксплуатации УМН. Ответственными за организацию и проведение работ по запуску, контролю движения и приему очистных устройства также за регистрацию и достоверность результатов очистки являются работники РНУ, назначенные по приказу райуправления. Производственные инструкции по очистке обслуживаемых нефтепроводов должны быть разработаны в РНУ и утверждены УМН. В конструкциях определяется порядок и последовательность работ по пуску, контролю прохождения и приему очистных устройства также ответственные лица за выполнение конкретных работ. Пропуск очистных устройств допускается при рабочих скоростях потока выше 0,3 мс. Наилучшие условия очистки наблюдаются при скоростях до 2 мс. Переключения технологических линий при запуске, приеме и пропуске очистных устройств выполняется операторами НПС по указанию диспетчера районного управления. Диспетчер районного управления не менее, за сутки, телефонограммой извещает диспетчера УМН и руководство станций очищаемого участка трубопровода об очередном пропуске очистного устройства. Перед запуском очистного устройства необходимо Проверить готовность очистного устройства к пропуску в соответствии с инструкцией по его эксплуатации. Проверить исправность всех узлов и устройств камеры пуска очистного устройства, положение задвижек и сигнализатора. Проверить готовность участка нефтепровода к пропуску очистного устройства. Подготовить аварийную бригаду к срочному выезду для устранения возможных аварийных ситуаций. Дать телефонограмму о готовности к пропуску очистного устройства. Запуск очистного устройства Для запуска очистного устройства необходимо Освободить камеру от нефти. Открыть концевой затвор. Заложить очистное устройство в камеру. Закрыть концевой затвор. Медленно заполнить камеру нефтью, одновременно выпуская воздух через спускной кран. Закрыть задвижку, через которую велось заполнение камеры. После получения указания произвести запуск очистного устройства открыть задвижку 1, затем задвижку 2 и прикрыть задвижку 3. После срабатывания сигнализатора открыть задвижку 3 и закрыть задвижки 1 и 2. Схемы камер пуска, приема и пропуска очистного устройства Рис. 5.1. Принципиальная схема узла приема и пуска очистного устройства Рис. 5.2. Принципиальная схема узла пропуска очистного устройств Пропуск очистного устройства мимо промежуточных насосных станций Промежуточные станции на период пропуска очистного устройства, как правило, останавливаются во избежание попадания удаляемых отложений в технологические трубопроводы и насосы. Станция останавливается не менее чем за 2 часа до расчетного времени подхода очистного устройства. При этом открывают задвижки 6, 7 и закрывают задвижки 1, 5, 8, 9. Станцию включают в работу после прохождения очистного устройства мимо НПС. Для этого открывают задвижки 1, 5, 8, 9 и закрывают задвижки 6, 7. Пропуск очистного устройства возможен без остановки НПС, если удаляемые отложения не создают угрозы для нормальной эксплуатации технологического оборудования. При этом не менее чем через 2 часа до рассматриваемого времени прохождения очистного устройства к камере пуска необходимо открыть задвижки 1, 3, 5, 7; закрыть задвижки 2, 6, 8. После того как скребок пройдет задвижку 7 открыть задвижку 9 и закрыть задвижки 3, 5, 7. Затем необходимо вначале открыть задвижку 6, а потоми закрыть задвижку 1. После срабатывания сигнализаторов открыть задвижку 1, закрыть задвижки 2, 6. Прием очистного устройства При получении сообщения о запуске очистного устройства проверить исправность всех узлов и устройств камеры приема и заполнить ее нефтью. Не менее чем за два часа расчетного времени подхода очистного устройства к конечному пункту участка камеру подключить к магистрали открыть задвижки 7, 8 и закрыть задвижку 6. После того, как очистное устройство войдет в камеру, открыть задвижку 6 и отключить камеру от магистрали, закрыв задвижки 7, 8. Для извлечения очистного устройства из камеры освободить камеру от нефти открыть концевой затвор извлечь очистное устройство закрыть концевой затвор. Прием очистного устройства в камеру осуществляют, как правило, на пониженных режимах перекачки. Контроль движения очистного устройства Оператор головной станции участка районный диспетчер РНУ непрерывно контролируют движение очистного устройства и постоянно следят за давлением вначале и конце участка по самопишущим манометрам. Местонахождение очистного устройства на данный момент времени и его нерасчетная скорость движения определяется, исходя из объема нефти, закачанной в трубопровод с момента запуска очистного устройства по калибровочной таблице нефтепровода. Фактическая скорость движения очистного устройства определяется повремени его прохождения контрольных точек, где установлены сигнализаторы (или контрольные посты АВС) Особо тщательный контроль движения очистного устройства организуется при предварительной очистке нефтепровода, так как не исключена возможность его остановки из-за заклинивания посторонними предметами. Для этого организуется специальная группа сопровождения. Время остановки очистного устройства определяется по диаграмме записи самопишущих манометров, установленных вначале и конце участка. Скачок давления на диаграмме соответствует времени остановки очистного устройства. Повремени определяется ориентировочное местоположение очистного устройства. Точное место остановки очистного устройства определяется по характерному шуму перетока нефти через очистное устройство или другими методами (например, применение радиоактивных изотопов. Регистрация и оценка результатов очистки Результаты очистки нефтепровода заносятся ответственным лицом в журнал. Результаты очистки оцениваются путем сравнения эффективных диаметров очищенного участка нефтепровода дои после пропуска очистного устройства. Качество очистки определяется сравнением эффективного диаметра с эквивалентным. Разница диаметров выше 1 % требует применения более эффективного очистного устройства и проведения повторной очистки. Степень увеличения пропускной способности нефтепровода в результате произведенной очистки определяется по формуле 0,75 1,75 2 1 1 100% эф эф D Q D ⎡ ⎤ ⎛ ⎞ ⎢ ⎥ ∆ = − ⋅ ⎜ ⎟ ⎢ ⎥ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ , (5.13) где эф – эффективный диаметр доочистки эф – эффективный диаметр после очистки. Степень снижения затрат электроэнергии на перекачку заданного объема нефти в результате произведенной очистки определяется выражением 1 100% эф эф D N D ⎡ ⎤ ⎛ ⎞ ⎢ ⎥ ∆ = − ⋅ ⎜ ⎟ ⎢ ⎥ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ . (5.14) При отличии эффективного диаметра дои после очистки более чем на 1 % межочистной период необходимо сократить. 2.6. Очистные устройства Устройства, применяемые для очистки магистральных нефтепроводов, по принципу удаления отложения в области применения можно подразделить на две группы 1. Устройства первой группы вытесняют отложения из трубопровода в процессе движения с помощью уплотнительных элементов. Уплотнительные элементы перекрывают сечения трубопровода, обеспечивая вынос отложений из полости и перепад давлений, необходимый для движения устройства. Полный контакт уплотнительных элементов со стенками трубопровода достигается за счет их упругой деформации и воздействия потока. Прижимаясь к стенкам трубопровода, уплотнительные элементы сдвигают, разрушают и выносят часть рыхлых пристенных отложений. К первой группе можно отнести разделители РШ, РМ-ПС, ОПР-М, с полиэтиленовыми манжетами и ГРВС. Они используются для удаления скопления воды, газов посторонних предметов и рыхлых парафинистых отложений. 200 2. Отличительной особенностью устройств второй группы является то, что они разрушают и полностью удаляют отложения со стенок труб. Для этого кроме уплотнительных элементов они снабжены специальными очистными элементами. В качестве очистных используются такие элементы (ножи, щетки и т. д, которые способны полностью очистить стенки труб от твердых парафинистых и других отложений. Прижатие очистных элементов к стенкам трубопровода, компенсация их износа осуществляется при помощи пружин. Благодаря наличию очистных и уплотнительных элементов, устройства второй группы в процессе движения полностью удаляют в трубопроводе все виды отложений. Поэтому универсальны в применении и обеспечивают высокое качество очистки. К этой группе относятся скребки различных конструкций. Наибольшее использование в практике трубопроводного транспорта получили щеточные скребки ШС, ЩСР, ЩСН. Шаровые резиновые разделители РШ Разделители РШ представляют собой полый толстостенный шар 1, изготовленный из бензомаслостойкой резины. В оболочку разделителя запрессована металлическая или пластмассовая обойма 2, служащая для установки обратного клапана, который предназначен для заполнения внутренней полости разделителя рабочей жидкостью. Особенностью РШ является эластичность, которая позволяет ему легко преодолевать всевозможные препятствия в трубопроводе крутые повороты, задвижки с меньшим проходным сечением, суженные участки трубопровода и т. д. Наличие только одной контактной поверхности не всегда обеспечивает достаточного плотного перекрытия сечения трубопровода. Эффективность очистки зависит от ширины контактного кольца, которая определяется избыточным объемом рабочей жидкости, закачанной в разделитель. Таблица 5.1 Техническая характеристика разделителей РШ Типоразмеры Показатели РШ-250 РШ-300 РШ-350 РШ-500 РШ-700 РШ-800 РШ-1000 Первоначальный диаметр разделителя, мм 249 297 351 458 69 790 985 Максимальный диаметр разделителя, мм 285 340 400 540 780 880 1000 Окончание табл. 5.1. Максимальная ширина контактного кольца, образуемого со стенкой трубопровода, мм 80 90 100 120 150 230 80 Допустимое избыточное давление внутри разделителя после первого заполнения, кг/см 2 3 3 3 3 3 3 3 Вес незаполненного разделителя в сборе с обратным клапаном, кг 7,40 14,2 24,4 60,5 130 205 4 Рабочая жидкость летом – вода, зимой – антифриз. Рис. 5.3. Шаровой резиновый разделитель РШ Очистные поршни разделители ОПР-М Поршень состоит из свободно расположенных на полом металлическом корпусе 1 кольцевых уплотнительных элементов 2, например, авиационных или автомобильных покрышек. Таблица 5.2 Техническая характеристика ОПР-М Типоразмер Диаметр D, мм Длинна L, мм Масса, кг ОПР-М-300 325 500 25 ОПР-М-500 570 785 60 ОПР-М-700 770 1130 105 ОПР-М-800 840 1254 179 ОПР-М-1000 1050 1470 281 ОПР-М-1400 1450 1950 639 Рис. 5.4. Очистной поршень разделить ОПР-М Разделители манжетные РМ-ПС Разделитель РМ-ПС, предназначен для очистки трубопроводов переменного диаметра или имеющих сужения. Разделитель состоит из металлического корпуса 1, на котором крепятся резиновые манжеты 2 при помощи втулок 3. Таблица 5.3 Техническая характеристика разделителей РМ-ПС Условный диаметр очищаемого трубопровода, мм Диаметр разделителя, мм После заправки в трубопровод Типоразмер max min Дозаправки в трубопровод Длина L, мм Масса, кг РМ-ПС 700/500 700 500 770 700 500 1119 165 РМ-ПС 800/700 800 700 865 800 700 1157 220 РМ-ПС 100/800 1000 800 1050 1000 800 1240 355 РМ-ПС 1200/1000 1200 1000 1260 1300 1000 1560 522 РМ-ПС 1400/1200 1400 1200 1450 1400 1200 1722 763 Рис. 5.5. Разделитель манжетный РМ-ПС Разделители с полиэтиленовыми манжетами Разделитель состоит из полого металлического корпуса 1 и укрепленных на нем трех полиэтиленовых манжет. Разделители отличаются небольшим весом и жесткостью манжет. Манжеты недостаточно пластичны и износостойки, что приводит по мере их износа к нарушению плотного контакта со стенками трубы. Другим недостатком является хрупкость манжет, обусловленная изменением физико-механических свойств полиэтилена в условиях минусовых температурили при длительном хранении. Таблица 5.4 Техническая характеристика полиэтиленовых манжетных разделителей Условный диаметр, мм Показатели 800 1000 1200 Допустимый радиус изгиба трубопровода не менее, м 35 50 60 Габаритные размеры Диаметр D, мм 600 1000 1200 Длина L, мм 1550 1840 2100 Масса, кг 180 348 580 Рис. 5.6. Разделитель с полиэтиленовыми манжетами Скребки ГРВС Гибкие размывающие вращающиеся скребки (ГРВС) разработаны и изготавливаются управлением магистральных нефтепроводов Дружба для трубопроводов диаметром от 500 до 1200 мм. Скребок состоит из эластичных уплотнительных манжет 1, гибкого стержня 2 с натяжным устройством и распорных втулок 3. манжеты имеют отверстия, направленные под углом к продольной оси трубопровода. Струи перекачиваемой жидкости, выходящие из отверстий манжет, производят размыв и перемешивание рыхлых отложений, а также сообщают некоторый вращающий момент скребку в целом. За счет гибкого стержня и эластичных манжет устройства способно перемещаться в трубопроводах, имеющих практически любой радиус кривизны. Техническая характеристика скребков ГРВС D – внутренний диаметр трубопровода. Длина распорных втулок – 0,5 D. Число манжет – 4 – 5 шт. Сечение отверстий – 400 мм. Количество отверстий – 6 – 8 шт. Угол наклона отверстий – 45 0 – 60 Расстояние от края манжет до отверстий – 30 – 60 мм. Рис. 5.7. Гибкий размывающий вращающийся скребок ГРВС Скребки ЩС Щеточный скребок состоит из центрального вала 1, на котором установлены уплотнительные манжеты 2, пружины 3, подвижные муфты 4 со щеткодержателями 5 и щетками 6. Очистка стенок трубопровода осуществляется двумя рядами щеток из проволочного ворса. С целью перекрытия всего периметра трубы задний ряд щеток смещен относительно переднего. Необходимая сила прижатия щеток к очищаемой поверхности создается пружинами. Конструкция узла прижатия щеток и коническая форма манжет обеспечивают прохождение сужений и компенсацию износа в процессе очистки. Таблица 5.5 Техническая характеристика скребков ЩС Показатели ЩС-300 ЩС-350 ЩС-500 Диаметр очищаемого трубопровода, мм 325 377 530 Допускаемое местное сужение трубопровода, мм, не менее 260 290 400 Допустимый радиус изгиба трубопроводам, не менее 1,5 1,5 1,5 Допустимый угол между слоями труб косых стыков, гр, не менее 165 165 160 Габаритные размеры. Длина, мм 1055 1075 1500 Диаметр, мм 300 400 600 Масса, кг 90 95 170 Рис. 5.8. Скребок ЩС Скребки ЩПС Щеточный скребок переменного диаметра (ЩПС) состоит из полого цилиндрического корпуса 1, двух рядов щеток закрепленных на корпусе рычагами и 4, стаканов 5, 6, пружин 7, регулировочного стрежня 8, манжет 9 щитка 10. Щитки прижимаются к стенкам трубопровода с помощью пружин. Рычаги вместе с основанием щетки и корпусом образуют шарнирный параллелограмм. Такая система обеспечивает большее перемещение щеток и постоянную параллельность стенкам трубопровода. Поэтому скребки ЩСП могут успешно применятся для очистки трубопроводов как постоянного, таки переменного диаметра, а также трубопроводов, имеющих значительные сужения (неравнопроходную линейную арматуру) и крутые повороты. Многолетний опыт эксплуатации показала надежность этих скребков в работе и обеспечение высокого качества очистки. Таблица 5.6 Техническая характеристика скребков ЩСП Типоразмеры Показатели 200 – 250 250 – 300 350 – 500 500 – 700 700 – 800 Максимальный внутренний диаметр очищаемого трубопровода D 1 , мм 270 375 525 715 810 Минимальный внутренний диаметр очищаемого трубопровода D 2 , мм 200 250 350 500 700 Допустимые радиусы изгиба При минимальном диаметре мне менее 2 3 5 6 8 При максимальном диаметре мне менее 2 2 3 3 5 Допустимый угол между боями труб косых стыков При минимальном диаметре, гр, не менее 170 170 172 170 170 При максимальном диаметре, гр, не менее 135 135 130 125 125 Допустимое местное сужение трубопровода, мм, не менее 180 230 330 4701 640 Габаритные размеры Диаметр, мм 275 380 540 740 840 Длина, мм 800 920 1270 1800 1800 Масса, кг 50 55 110 270 300 Рис. 5.9. Скребок ЩСП Скребки СМР Скребок многоцелевой рессорный состоит из корпуса 1, манжет 2, рессор 3, щеткодержателей 4, щеток 5 и щитка 6. Рессоры служат для крепления щеткодержателей со щетками к корпусу, одновременно обеспечивая их радиальное перемещение и прижатие к стенкам трубопровода. Это значительно упрощает конструкцию и снижает вес скребков, что имеет большое значение для очистных устройств большого диаметра. Но рессоры создают небольшое радиальное перемещение щитков. Поэтому скребки СМР могу применяться для очистки трубопроводов, сваренных из труб одного диаметра, не имеющих значительных сужений и крутых поворотов. Таблица 5.7 Техническая характеристика скребков СМР Типоразмеры Показатели 820 1020 1220 Номинальный диаметр очищаемого трубопровода, мм 820 1020 1220 Допустимое местное сужение трубопровода, мм, не менее 750 950 1150 Допустимый радиус изгиба трубопроводам, не менее 5 5 10 Допустимый угол между осями труб косых стыков, гр, не менее 165 155 165 Габаритные размеры Диаметр, мм 825 1030 1235 Длина. мм 1400 1520 1780 Масса, кг 350 450 600 Рис. 5.10. Скребок СМР |