Уплотнения теплообменника Tranter GD-016 P Минеральные Воды

Их подключения выполняются на 2 клеммы в клеммной коробке.

Уплотнения теплообменника Tranter GD-016 P Минеральные Воды Паяный пластинчатый теплообменник Ридан XB61M Миасс

Уплотнения теплообменника Sondex S19 Орёл Уплотнения теплообменника Tranter GD-016 P Минеральные Воды

Промывка теплообменников Краткое описание пластинчатых теплообменников Виды теплообменников - общая информация Производители теплообменников Промышленные теплообменники Замена теплообменника Сравнение паяных и разборных теплообменников Пластинчатый теплообменник с медной пайкой Подключение теплообменника Частые вопросы Принцип действия пластинчатого теплообменника Теплообменник "Труба в трубе" Промывка теплообменника котла Отопительная система: Как осуществляется сборка теплообменников?

Принцип работы теплообменников Как эксплуатировать теплообменник? Применение пластинчатых теплообменников Новая страница Карта сайта Назначение теплообменников Пластины и уплотнения для теплообменника FUNKE Сварные паяные теплообменники Sondex Цены на пластины и прокладки Ридан Теплообменник для бассейна Теплообменник водоводяной Теплообменники пластинчатые разборные Подбор теплообменника онлайн: Уважаемые посетители сайта, если при заполнении онлайн формы у Вас возникнут какие -либо затруднения Вы можете заполнить и отправить только контактные данные.

Количество тепла, которое должно поступать на одну сторону теплообменника и отдаваться другой. Температура греющей среды горячий контур на входе в теплообменник. Данные можно взять из технических условий ТУ или договора с теплоснабжающей организацией. Температура греющей среды горячий контур на выходе из теплообменника. Температура нагреваемой среды холодный контур на выходе из теплообменника.

Температура нагреваемой среды холодный контур на входе в теплообменник. Для сокращения потерь от испарения всплывающей пленки в нефтеловушке применен специальный колпак. Пространство под колпаком заполнено жидкостью, так как уровень сливной перегородки выше верха колпака. Колпак сверху имеет гидравлический затвор из чистой воды. Нефтепродукт нефть , собирающийся под колпаком, под давлением воды поступает в сборный колодец через переливную трубу, расположенную сверху колпака.

Ловушка закрытой конструкции позволяет резко сократить загазованность воздуха. Как указывалось ранее, осветленная после отстоя вода не может быть выпущена в открытые водоемы из-за сверхнормативного содержания нефти. Поэтому воду после нефтеловушки следует дополнительно очистить.

Одним из эффективных способов вторичной очистки стоков до установленной санитарной нормы можно рекомендовать флотационный метод очистки. Этот метод основан на способности частпц нефти прплипать к пузырькам воздуха, которым искусственно насыщается вода. Всплывающие с пузырьками воздуха на поверхность воды частицы нефти и других загрязнений образуют трехфазную пену вода, воздух и нефть.

Самопроизвольное разрушение пены обычно происходит в течение 5—10 мин. Этот процесс можно ускорить прогреванием пены пли опрыскиванием ее водой. Различают несколько видов флотации, отличающихся способом введения воздушных пузырьков в очищаемую воду. Наиболее широкое распространение получила напорная флотация, при которой очищаемая вода предварительно насыщается воздухом под избыточным давлением, а затем выпускается в резервуар, где происходит флотация.

При снижении давления в резервуаре из воды выделяются пузырьки растворенного воздуха, осуществляющие флотацию частиц нефти. Типовая схема установки напорной флотации представлена на рис. Очищаемая вода из нефтеловушек перекачивается в напорный бак, в котором поддерживается давление 0,2—0,4 МПа. Одновременно во всасывающую трубу насоса вводится атмосферный воздух, подсасываемый эжектором.

Перемешанный с водой воздух попадает в напорный бак. Из напорного бака насыщенная воздухом вода выпускается в открытый флотатор, представляющий собой прямоугольный или круглый резервуар, оборудованный устройствами для распределения и сбора воды и удаления пены. Во флотаторе из воды выделяются. Образующаяся на поверхности воды пена удаляется скребковым транспортером в специальный отсек, из которого перекачивается в специальный резервуар.

Очищенная вода отводится из нижней части флотатора. TJ—флотационная камера; Ъ Очищенная з — отстойная камера; 1. Эффективность флотации зависит от конструкции флотатора, особенно от системы распределения стока. Наилучшие показатели имеют флотаторы с вращающимся водораспределителем рис. Конструкция водораспределителя представляет собой вращающуюся пяту, к которой приварены патрубки с шестью фланцами для присоединения водораспределительных труб.

При выходе воды из патрубков возникает реактивная сила, под действием которой водораспределитель начинает вращаться, и вода равномерно распределяется во флотаторе. Основные размеры флотаторов могут быть определены на основании опыта эксплуатации по эмпирическим зависимостям: Точный и своевременный учет нефтепродуктов на нефтебазах при операциях приема, хранения и реализации имеет весьма важное значение.

В настоящее время учет нефтепродуктов на нефтебазах Советского Союза производится тремя методами: При весовом методе вес определяется взвешиванием затаренного нефтепродукта на специальных рычажных весах. Для определения веса нефтепродукта, налитого в автоцистерну, служат автомобильные весы.

Объемно-весовой метод применяется при определении веса больших количеств нефтепродуктов, хранимых в резервуарах. По этому методу с помощью специальных измерительных приборов и калибровочных таблиц определяют объем нефтепродукта в резервуаре, а также плотность при температуре замера. Объемный метод широко применяется при отпуске мелких партий нефтепродуктов через заправочные колонки.

Количество нефтепродукта измеряется в единицах объема. Для быстрого и оперативного определения объема нефтепродукта в резервуаре надо иметь замерную таблицу, в которой указаны значения удельных объемов по высоте обычно через 1 см. Существует несколько способов составления калибровочных таблиц емкостей: Если первые два способа в основном используют для калибровки емкостей сложной формы танки нефтеналивных судов, подземные емкости и другие , то третий способ применяют для резервуаров правильной геометрической формы цилиндрические, шаровые, конические емкости.

Калибровку вертикальных цилиндрических резервуаров производят путем измерения высоты h и внутреннего диаметра каждого пояса D. Высоту h каждого пояса резервуара и толщину 6 листов поясов измеряют с внутренней стороны не менее чем в трех точках по окружности резервуара, принимая в расчетах среднеарифметические их значения.

Внутренние диаметры поясов находят по наружному диаметру второго пояса. В резервуарах телескопической сборки: Особенность замерных таблиц для резервуаров с телескопическим расположением поясов заключается в том, что объемы, приходящиеся на 1 см высоты, различны для всех поясов, а поэтому таблицы составляются для каждого пояса. Преимущество калибровки резервуаров со ступенчатым расположением поясов — возможность составления поинтервальных таблиц, в которых объемы нефтепродуктов являются постоянной функцией высоты.

Методика составления калибровочных таблиц для горизонтальных цилиндрических резервуаров отличается от вышеизложенных и основана на вычнслешш коэффициентов площадей. Сущность этого метода может быть показана на конкретном примере. Выделим в горизонтальном цилиндрическом резервуаре с плоскими днищами элементарную полоску высотой dy п шириной 2х рис. Это уравнение есть отношение переменной площади сегмента к площади перпендикулярного сечения резервуара.

Тогда объемы сегментов, соответствующие вычисленным площадям, будут: Полученные значения F c. Тогда полный объем сегмента с учетом части объема сферического днища составит:. При пользовании калибровочными таблицами необходимо соблюдать строгую горизонтальность осп резервуара. Приведенные выше методы калибровки резервуаров имеют некоторые существенные недостатки, так как форма резервуара не стабилизируется после окончания строительства, а непрерывно изменяется в процессе эксплуатации.

Корпус резервуара может деформироваться и отклоняться от правильной геометрической формы волнообразование по образующим перекос и овальность корпуса, неравномерные осадки основания, вмятины, гофры и др. Основные факторы, влияющие на правильность формы резервуара, строительные комплекс операции сборки, технология сварки, прочность и устойчивость фундамента и эксплуатационные гидростатическое давление продукта, вакуум в резервуаре, ветровая нагрузка и температурные воздействия.

В процессе эксплуатации температура корпуса резервуара t D постоянно изменяется, а калибровку резервуара обычно производят прп определенной температуре t K. Изменение температуры вызывает соответствующие колебания объема AF, которое может быть учтено изменением диаметра на A D. Под действием гидростатического давления нефтепродукта резервуары расширяются.

При этом увеличение объема для вертикальных цилиндрических резервуаров может быть подсчитано следующим методом. Прп изменении диаметра на Л D под действием гидростатического давления hog согласно 4. Если резервуар обмеряли пустым, то величину ДУ? Поправку е с особенно необходимо вносить в таблицы калибровки резервуаров, работающих под большим избыточным давлением.

При составлении калибровочных таблиц следует учитывать объемы, занимаемые в емкостях подогревателями, колоннами, фермами, замерными и другими устройствами. Наиболее старый п простой способ измерения уровня в резервуарах большой емкости — применение мерной стальной ленты с миллиметровыми делениями, к концу которой подвешен тяжелый лот. В железнодорожных цистернах, горизонтальных резервуарах и в других емкостях малой высоты уровень нефтепродуктов определяют при помощи метроштоков — тонкостенных алюминиевых труб диаметром 25 мы, длиной 3— 3,5 м складной и телескопической конструкции.

Наиболее совершенными являются поплавковые измерители уровня типа УДУ, позволяющие автоматизировать операцию измерения уровня и показания передавать на различные расстояния. Для определения средней плотности и проверки установленных стандартом качественных показателей нефтепродукта в резервуаре необходимо иметь среднюю пробу. Отбор средней пробы производится послойно при помощи стандартного пробоотборника или стационарным пробоотборником типа ПСР для вертикальных цилиндрических резервуаров, позволяющим отобрать пробу в равных пропорциях по всей высоте.

Интегральные пробоотборники позволяют отобрать действительную среднюю пробу хранящегося в резервуаре нефтепродукта. Порядок отбора проб из емкостей, трубопроводов, мелкой тары установлен действующим ГОСТ — Характеристика объемного счетчика 1 — кривая погрешностей; 2 — кривая Q —Н счетчика, характеризующая потерю напора Н в счетчике. Наиболее совершенный способ объемного учета — определение объема принимаемого или отпускаемого нефтепродукта при помощи счетчиков.

По принципу действия и по конструкции счетчики делятся на: По виду работы счетчики в большинстве случаев являются малыми гидравлическими двигателями, приводимыми в движение потоком нефтепродукта. Каждый счетчик состоит из двух частей: Заводом-изготовителем каждый счетчик-расходомер снабжается характеристикой Q — Н и кривой погрешности Q — а, показывающей величину погрешности в зависимости от расхода.

Как видно из рис. С увеличением расхода погрешность уменьшается и становится положительной, проходит максимум и затем снижается до определенной постоянной величины. Поэтому в тех случаях, когда счетчик работает при резко изменяющихся расходах, уменьшающихся до значений, при которых счетчик работает за пределами чувствительности счетного механизма, к основному счетчику присоединяют более чувствительный малый.

Счетчики такого типа называются комбинированными. Работа при Q K не допускается вследствие быстрого износа движущихся частей;. Порог чувствительности характеризует механические сопротивления счетчика;. Значения коэффициентов к г и к 2 принимаются по графикам, выпускаемым заводом для каждого счетчика. Многие нефтепродукты прп охлаждении теряют текучесть, а некоторые даже переходят в твердое состояние.

Значительное возрастание вязкости нефтепродуктов при охлажденпп объясняется содержанием высокомолекулярных тяжелых углеводородов. Затвердевание парафпнпстых нефтепродуктов происходит в результате кристаллизации парафпна. Подогрев существенно изменяет физико-техническую характеристику нефтепродуктов. В результате подогрева нефтепродукт расширяется, уменьшаются силы внутреннего трения и увеличивается подвижность его.

При подогреве парафпнпстых нефтей и нефтепродуктов расплавляется парафин; сетка, образованная кристалликами парафпна, разрушается, и продукт становится подвижным. Восстановление текучести нефтей и нефтепродуктов является необходимым условием для производства операции налива, слива и перекачки.

Однако значение подогрева не ограничивается этим — он необходим при выполнении следующих операций: Водяной пар — наиболее распространенный, доступный вид теплоносителя. Он обладает сравнительно болыппм теплосодержанием и высоким коэффициентом теплоотдачи. Подогрев паром наиболее прост; кроме того, пар легко транспортируется к объекту и не пожароопасен.

Подогрев паром происходит примерно при постоянной температуре, поэтому регулирование процесса чрезвычайно простое. Для повышения эффективности потребления тепловой энергии пар должен использоваться по следующему циклу: Однако использование электрической энергии для подогрева ограниченно вследствие пожарной опасности, возникающей при оголении электрогрелки, находящейся под напряжением.

Температура проволоки при этом может оказаться выше температуры самовоспламенения нефтепродукта. Помимо этого высокая температура проволоки может вызвать частичное коксование нефтепродукта. По этим соображениям электрический подогрев сравнительно широко применяется лишь при подогреве масел в емкостях. I теплоемкости и высокой температуры. Практическое применение нашли выхлопные газы двигателей для подогрева автоцистерн.

Практические расчеты по теплообмену производятся по уравнению Ньютона, которое имеет вид: В зависимости от местонахождения источника тепла различают внешний подогрев, когда теплоноситель расположен снаружи нефтепровода, и внутренний подогрев, когда тепло передается нефтепродукту теплоносителем, расположенным внутри нефтепровода.

Оба трубопровода заключены в общий теплоизолирующий кожух. По этой схеме преимущественно подогреваются наземные трубопроводы. Теплопроводами могут быть трубопроводы, перекачивающие пар, горячую воду или горячие газы. К этому же способу относится подогрев гибкими электронагревательными лентами, которые обматывают вокруг нефтепровода.

Выпускаемые промышленностью электронагревательные ленты рис. Для сокращения тепловых потерь каналы частично заполняют теплоизолирующим материалом. Этот метод применяется в основном при перекачке вязко-пластических нефтепродуктов. Для повышения надежности эксплуатации теплопровод должен удовлетворять особым требованиям по прочности и качеству сварки.

Схемы путевого подогрева выбираются с учетом специфических условий эксплуатации нефтепровода и физических свойств перекачиваемых нефтепродуктов. Переносные паровые змеев и к ж. Этот подогреватель состопт из центральной и двух боковых секций спирально изогнутых паровых труб. Для уменьшения веса и габаритных размеров в боковых секциях применяют оребренные дюралюминиевые трубы.

Секции подогревателя соединены между собой параллельно. Вследствие ограниченных габаритов люка цистерны максимальная поверхность нагрева эксплуатируемых нагревателей составляет 23,1 м 2. Малая поверхность нагрева и низкая эффективность теплообмена при передаче тепла от трубок подогревателя к нефтепродукту при естественной конвекции обусловливают большую продолжительность подогрева.

При этом в цистернах после слива остается значительное количество нефтепродукта. В подогревателях используется водяной пар давлением 0,4—0,5 МПа. Поверхность нагрева подогревателя в цистернах емкостью 34—50 м 3 , вес около кг. Помимо внутреннего трубчатого подогревателя сливной прибор цистерны снабжен наружной паровой рубашкой, через которую осуществляется ввод пара в подогреватель;.

Переносные электрические подогреватели рис. В пазы нарезки уложен металлический проводник, обладающий высоким удельным омическим сопротивлением. Прутья с фарфоровыми цилиндриками укреплены в торцевых панелях, к которым выведены концы нагревательных обмоток. Замыкая медной пластинкой три контакта в длину, получают соединения обмоток на звезду; замыкая контакты попарно и поперек, получают соединение на треугольник.

В настоящее время применяют круглые и плоские раскладывающиеся электрические подогреватели. Раскладывающиеся электрические подогреватели состоят из двух шарнирно соединенных секций, которые раскрываются по мере нагрева нефтепродукта, тем самым увеличивая зону конвективного нагрева, что выгодно отличает пх от круглых электрических подогревателех!. Для безопасной эксплуатации электрических подогревателей заземляют все металлические части эстакад, аппаратуру, железнодорожные цистерны и рельсы.

Тупик, на котором производится подогрев, отъединяют от общих путей изолированными стыками. Вся сеть подводящих проводов должна удовлетворять правилам безопасности электрических сооружений. Сущность этого метода подогрева заключается в том, что вокруг цистерны при помощи обмотки, по которой пропускают переменный ток, создают переменное электромагнитное поле.

При этом в стенках цистерны индукцируется электрическая энергия, которая превращается в тепловую. Тепло от стенок передается нагреваемому нефтепродукту. Циркуляционный подогрев основан на принципе передачи тепла от горячего нефтепродукта холодному путем интенсивного перемешивания их. Перед сливом нефтепродукта из цистерны 5 рис. К сливному патрубку цистерны посредством механизма 6 присоединяют шланг 9 от теплообменника Затем в паровую рубашку сливного патрубка и в теплообменник пускают пар, после чего открывают сливной клапан.

Горячий нефтепродукт выходит из сопел с давлением 1,0—1,2 МПа и интенсивно перемешивается с холодным нефтепродуктом. Положение стояка со шлангом регулируется краном-укосиной 3 с лебедкой 4. Такой подогрев осуществляется посредством паровых змеевиков, уложенных по дну танков на высоте — мм от обшивки.

Для подвода к змеевикам пара п отвода пз них конденсата по палубе танкера под переходным мостиком. От обеих магистралей к каждой группе танков отходят отростки с клапанными коробками распределительной 3 п сборной 6. Входные и выходные отростки снабжены клапанами 4 и 8, которые при необходимости позволяют отключать данную секцию танков от общей системы.

На паровой и конденсатных линиях установлены разобщительные клапаны Свежий пар поступает в систему из котла через редукционный клапан 1, в котором давление снижается до 0,4 МПа. Отработанный пар и конденсат через контрольную цистерну 11 поступают в питательную систему котла.

Назначение контрольной цистерны — предотвращение попадания нефтп в конденсат. Для этой же цели предназначен контрольный кран Г. Система подогрева работает в период нахождения танкера в пути. Трубчатые подогреватели в резервуарах применяют двух типов — змеевиковые и секционные. Такие подогреватели представляют собой систему из тонкостенных сварных труб, уложенных на дне резервуара в виде змейки пли в виде отдельных секций рис.

Теплоноситель, проходя по системе труб, отдает тепло через стенки, не соприкасаясь с нефтепродуктом. Трубчатыми подогревателями разогревают все нефтепродукты — это наиболее распространенный метод подогрева в емкостях. Секционные подогреватели комплектуются из отдельных стандартных элементов; каждый из них состоит из четырех параллельных труб, концы которых. Секции между собой соединяются при помощи муфт.

Подогревательные элементы ПЭ стандартизированы, основные размеры их приведены в табл. При откачке нефтепродукта из резервуара мелкими партиями процесс подогрева разбивают на два периода: В предварительный период всю массу нефтепродукта нагревают до температуры, обеспечивающей ему достаточную подвижность для подтекания к приемораздаточной трубе, а в эксплуатационный период до необходимой температуры нагревают лишь то количество нефтепродукта, которое требуется выкачать.

Предварительный подогрев осуществляется общими подогревателями, а эксплуатационный подогрев — местными подогревателями, расположенными у приемо-раздаточных труб резервуара. Нефтепродукт, откачиваемый из резервуара, проходит через окна внизу кожуха и затем через подогреватель, в котором он нагревается до необходимой температуры. Наиболее мощные местные подогреватели — секционные коробчатой конструкции рис.

Каждая ветвь имеет четыре параллельные секции. Коэффициент полезного действия таких подогревателей близок к единице,. Кроме описанных способов в резервуарах можно применять электроподогрев и циркуляционный подогрев. Основная цель теплового расчета — определение количества тепла Q. Для любой системы трубопроводов, в которых происходит тепловое взаимодействие, может быть записано уравнение теплового баланса.

Обычно для тепловых расчетов величинами G. Трудность тепловых расчетов по уравнению 6. Введением коэффициентов к и а удается решить эти уравнения с учетом конкретных условий рассматриваемой задачи теплообмена. Общая зависимость между к ж а установлена уравнением. Установлено, что г х 1 наряду со многими факторами зависит еще и от режима движения нефтепродуктов в трубопроводе.

Процесс теплопередачи при ламинарном режиме может быть точно исследован в том случае, если картина течения сравнительно проста, а свойства нефтепродуктов неизменны, т. На основе этих допущений были получены некоторые теоретические формулы для вычисления а х , но все они выведены в результате приближенных решений уравнений теплопроводности и движения. Эти решения в значительной мере дают расхождения с практическими данными, поэтому чаще всего для инженерных расчетов пользуются эмпирическим зависимостями.

Наиболее удовлетворительные результаты дает эмпирическая зависимость. При турбулентном режиме движения потока в трубопроводе наиболее хорошо согласуется с практикой формула. Более простое решение задачи о теплоотдаче трубопровода, заглубленного в грунт, может быть получено, если считать грунт изотропной средой бесконечной протяженности по всем направлениям.

В этом случае температура в каждой точке грунта зависит только от расстояния до трубы и не зависит от направления. Температурное поле, таким образом, будет радиальным. Достаточно распространенной, хорошо подтвержденной экспериментально, является формула. При наличии снегового покрова Н — h 0 -г h CH. Исходя из радиального теплового поля внутри изоляции.

Для нетеплоизолированных трубопроводов, уложенных в грунтах небольшой влажности, при турбулентном режиме перекачки можно принять а 2 к. При определении а 2 следует иметь в виду, что основное значение имеет не столько структура расчетной формулы, сколько правильный выбор Я гр. Для ориентировочных расчетов можно принять: Внешний коэффициент теплоотдачи трубопроводов, расположенных в помещениях или каналах и защищенных, таким образом, от ветра, вычисляется по формулам свободной конвекции:.

При прокладке трубопроводов по поверхности грунта внешний коэффициент а 2 теплоотдачи в окружающий воздух определяется по уравнениям. При значительных перепадах температур необходимо учитывать дополнительную теплоотдачу радиацией. Вычисления а 2 по формулам 6.

Примем, что во всех случаях рассматри-. При перекачке вязких и застывающих нефтепродуктов их предварительно подогревают для снижения вязкости, а следовательно, и для уменьшения гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Особенно большой эффект дает снижение вязкости при ламинарном режиме, так как гидравлические сопротивления при этом изменяются пропорционально первой степени вязкости, а в турбулентных потоках — пропорционально вязкости в степени 0.

Охлаждение движущегося по трубопроводу нефтепродукта прп ламинарном режиме происходит менее интенсивно. Поэтому температуру подогрева нефтепродукта перед перекачкой t H желательно выбирать таким образом, чтобы получить ламинарный режим. Вязкий нефтепродукт, подогретый до температуры Л двигаясь по трубопроводу, отдает тепло в окружающую среду. Тепловые потери dq элементарно малого участка трубопровода длиной dL в единицу времени вычисляют по формуле.

Пройдя участок dL, нефтепродукт охладится на dt градусов и потеряет количество тепла, равное Gcdt где G — весовой расход нефтепродукта; с — весовая теплоемкость. При движении нефтепродукта в трубопроводе выделится тепло, эквивалентное работе трения потока,. Для технологических трубопроводов нефтебаз в большинстве случаев можно принять aL 1.

Тогда, разлагая e oL в степенной ряд. Во многих случаях можно пренебречь теплотой тренпя. Поэтому вычисление Ъ следует вести при i cp , что применимо для коротких нефтебазовых трубопроводов. При перекачке парафинистых нефтей, имеющих высокую температуру застывания, следует учесть, что при снижении температуры потока до t n.

Процесс охлаждения парафинистых нефтей, двигающихся по трубопроводу, можно разделить на две стадии. На длине Ь г тепловой расчет нефтепровода следует вести по формуле 6. Вторая стадия охлаждения сопровождается кристаллизацией парафина, и тепловой расчет следует вести по уравнению. Здесь s — количество парафина в частях единицы, выпадающего из нефти при понижении температуры от t R , п до t K 8 определяется лабораторным способом.

В периодически действующих трубопроводах, перекачивающих высоковязкие и парафинистые нефти и нефтепродукты, при продолжительной остановке поток может застыть и полностью закупорить сечение трубы. Вытолкнуть застывший нефтепродукт часто бывает невозможно и во избежание этого внутри трубопровода помещают греющую трубу-теплоноситель, все теряемое тепло которого полностью передается нефтепродукту.

Поэтому внутренний подогрев обладает более высоким к. На нефтебазах теплоносителем чаще всего является водяной пар. По отношению к теплоносителю нефтепродукт может двигаться прямотоком или противотоком. Паровой внутренний подогрев эффективен только для сравнительно коротких трубопроводов, имеющих предельную длину Ь с , рассчитанную с учетом гидравлических сопротивлений двухфазных потоков.

Если предельная длина паропровода больше рассчитанной, пар вводится с двух сторон, а конденсат отводится от середины паропровода. Для решения задачи о падении температуры нефтепродукта в трубопроводах с паровым внутренним подогревом выберем элементарно малый участок нефтепровода dL и составим уравнение теплового баланса рис.

Конструкция внешнего подогрева не имеет отмеченных недостатков и, как более надежная в эксплуатации и более простая конструктивно, получила широкое распространение. При проектировании трубопроводов с внешним обогревом чаще всего требуется выполнить условие постоянства температуры предварительно разогретого нефтепродукта.

Тогда полный расход тепла, получаемого от путевого подогревателя, пойдет на покрытие тепловых потерь: Поэтому можно принять, что воздушная прослойка не оказывает сопротивления тепловому потоку и значения сс г и а 2 для вычислений к т. При укладке трубопровода в канал тепловой расчет ведется также по уравнению 6.

Расчет количества тепла следует вести по уравнению 6. Если по каким-либо причинам это не сделано, то по истечении определенного времени вязкость нефтепродукта может возрасти настолько, что допускаемого рабочего давления в трубе окажется недостаточным для возобновления перекачки. Для экономии эксплуатационных расходов, связанных с замещением нефтепродуктов в трубопроводе, иногда можно на определенное время оставлять нефтепродукт в остановленном трубопроводе, если по известному графику периодичности работы трубопровода за время остановки нефтепродукт не охладится ниже допускаемой температуры t K , при которой напряжения сдвига потока не превысят допускаемой прочности трубопровода иногда это напряжение определяется не прочностью материала трубы, а прочностью корпуса насоса или арматуры — задвижки, клапана.

Зная характер изменения температуры потока во времени, можно найти критическое значение температуры t K и соответствующую ей допустимую продолжительность остановки трубопровода. Эти критические температуры помимо физических свойств нефтепродукта зависят еще от материала трубы и протяженности трубопровода, а поэтому должны быть заранее рассчитаны при проектировании данного трубопровода.

Сложный процесс охлаждения нефтепродуктов в подземных трубопроводах зависит от другого, не менее сложного процесса — от охлаждения массы грунта, окружающего трубопровод. Задача об охлаждении подземных трубопроводов была решена В. Чер-никиным для случая постоянной производительности перекачки.

Процесс нагрева системы грунт — трубопровод в основном определяется скоростью нагрева массы грунта, окружающего трубопровод, так как теплосодержание нефтепродукта, находящегося в трубопроводе, мало по сравнению с теплом, аккумулированным в грунте, и им можно пренебречь. Грунт вокруг трубопровода считается изотропным, а физические константы его неизменными. Температурное поле Земли не учитывается.

Отсюда следует, что процесс охлаждения нефтепродукта определяется лишь скоростью охлаждения грунта. При этих ограничениях время охлаждения нефтепродукта. Известно также несколько экспериментальных формул для определения т. Из них наиболее предпочтительной является.

Значение внутреннего коэффициента теплоотдачи а г определяется по эмпирической формуле. Величину и в первом приближении можно принять постоянной. Для точных расчетов весь температурный интервал от t u до t K следует разбить на несколько участков и для каждого из них определять и по начальной температуре участка:. Запишем уравнение теплового баланса в дифференциальной форме.

Для этого положим, что за время dx нефтепродукт охладился на dt и потерял при этом следующее количество тепла:. Подставив значения dt, а х и t — t a в последнее уравнение и решив его относительно dx, получим. Разделив переменные и проинтегрировав уравнение от i H до t K , получив.

Вытеснение высоковязких нефтепродуктов подчиняющихся закону Ньютона из горизонтальных трубопроводов возможно при любых напорах насосов; вопрос заключается лишь в продолжительности процесса вытеснения. Вытеснение нефтепродуктов, обладающих начальным напряжением сдвига а 0 для неньютоновских жидкостей , возможно лишь при напорах насосов Я 0 , необходимых для преодоления ст 0.

Начальное напряжение сдвига определяется из условий равновесия внешних и внутренних сил в трубопроводе. Нефтепродукты, обладающие начальным напряжением сдвига, движутся по трубопроводам при так называемом структурном режиме, когда центральная часть потока движется как твердое тело, а периферийная — как вязкая жидкость при ламинарном режиме.

Для упрощения задачи о вытеснении застывших нефтепродуктов при структурном режиме движения введем следующие предположения:. В момент времени т, когда толкающая жидкость вытеснит застывший нефтепродукт из участка трубопровода длиной х. Подставив значение Q и разделив переменные, получим время вытеснения застывшего нефтепродукта пз всего трубопровода длиной L.

Подставив это выражение в уравнение 6. Поскольку толкающая жидкость в действительности врезается клином в застывший нефтепродукт, а не движется как поршень, то время вытеснения по формуле 6. Это обстоятельство может быть учтено введением опытного поправочного коэффициента. В условиях сильно развитой трубопроводной сети нефтебаз трубы различного технологического назначения укладывают в непосредственной близости друг от друга.

В некоторых случаях такое явление может быть весьма полезным, например при укладке. Таким образом, правильное разрешение вопроса о тепловом взаимодействии различных трубопроводов представляет значительный практический интерес. Рассмотрим тепловую интерференцию двух трубопроводов рис. Ввиду сложности теоретического решения зтой задачи ограничимся лишь приведением результатов решений и некоторых практических выводов.

При этом расстояние между трубопроводами находится по формуле 6. Отсюда следует важный для практики вывод: Практически этого достичь трудно, так как в течение года положение изотерм меняется. Расстояние между трубопроводами I,. Подставив значение I в уравнение 6. Величина тепловых потерь каждой из труб при укладке пх рядом может быть вычислена по уравнениям 6. Для правильного подсчета количества тепла, необходимого для подогрева определенного количества нефтепродукта в резервуаре от начальной температуры t n до конечной t K в зависимости от мощности, типа подогревателя, температуры окружающей среды и др.

В общем случае полное количество тепла Q. Температуру нефтепродукта в конце подогрева по истечении времени т можно вычислить по формуле 6. Для подземных резервуаров t 0 принимается равной температуре грунта на глубине заложения оси резервуара или его середины. Наибольшую сложность для подсчета q 3 представляет вычисление полного коэффициента теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду.

Для резервуаров значение к должно быть вычислено с учетом характера теплопередачи через стенку к с , днище к л и крышу к К: Значение к с определяется по формуле 6. В вышеприведенных уравнениях — коэффициент теплопроводности нефтепродукта; z — высота наполнения резервуара; D — диаметр резервуара. При выборе средней температуры следует руководствоваться следующими рекомендациями: Внешний коэффициент теплопередачи от стенки резервуара в воздух определяется по формуле 6, Коэффициент теплопередачи радиацией определяется по формуле 6.

В изолированных резервуарах основное сопротивление оказывает тепловая изоляция. Поэтому с достаточной для практических расчетов точностью можно пренебречь а 2 и а х и считать, что. Я в — коэффициент теплопроводности воздуха; е к — коэффициент конвекции..

Поэтому при расчетах, не требующих большой точности, коэффициентами к А и к К можно пренебречь. Для железнодорожных цпстерн при движении поезда коэффициент к принимается равным к с и определяется по формуле 6. Для части стенки, обдуваемой воздухом, коэффициент к находится по формуле 6.

Зная площадь подогревателя и задаваясь диаметром, можно определить полную длину трубы подогревателя. При конструировании трубчатых подогревателей следует иметь в виду, что по пере отдачи тепла теплосодержание пара падает и происходит частичная его конденсация. Это обстоятельство приводит к резкому увеличению гидравлических потерь в трубах подогревателя.

Поэтому полученная по формуле 6. Расчет трубчатых подогревателей для транспортных емкостей аналогичен расчету подогревателей в стационарных резервуарах и отличается лишь значениями полного коэффициента теплопередачи. Полное количество тепла, отдаваемое электронагревателем в единицу времени, определяется законом Джоуля —Ленца: Подставляя значение г, получим сопротивление электроподогревагеля прп N параллельно соединенных проводниках: Количество тепла, которое передается с поверхности электроподогревагеля нефтепродукту, может быть выражено п через уравнение теплопередачи.

Подставив значения R и F в 6. Для ленточных проводников при толщине ленты а и ширине Ъ имеем;. Ленточные проводники выгоднее круглых, так как при одинаковом поперечном сечении теплоотдающая поверхность их больше. Но конструктивным соображениям обычно применяют более прочные круглые проводники. При использовании электроподогревателей для разогрева масел следует учесть, что температура поверхности проводника t n должна быть ниже температуры коксования массы, иначе масло резко ухудшит своп кондиционные качества — цвет, механические примеси и др.

Мощность электроподогревателя можно регулировать переключением фазовых сопротивлений на треугольник TF Tp , звезду W 3B и двойную звезду Т? Мощности электроподогревателей, соединенных подобным образом, относятся между собой, как. Для более равномерного распределения теплового потока по всей массе нефтепродукта требуемую поверхность нагрева осуществляют в трех подогревателях, один пз которых помещают в центре под люком цистерны, а два — по бокам, ближе к торцам.

Прп таком конструктивном решении каждый электро-подогреватель рассчитывается на одну треть требуемого общего теплового потока. При этих данных целью расчета является определенпе продолжительности разогрева до заданной температуры слива t K. Тогда, разделив переменные и интегрируя от t H до t K , получаем. При разомкнутой схеме циркуляции в исходное уравнение 6. Борьба с потерями светлых нефтепродуктов.

Типовые расчеты при проектировании нефтебаз и нефтепродуктов. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. Экономика и планирование нефтебазового хозяйства. Стальные резервуары для хранения нефтп и нефтепродуктов. Справочник по оборудованию нефтебаз под ред. Железобетонные резервуары для нефти и нефтепродуктов.

Газовая промышленность является самой молодой отраслью топливной промышленности Советсткого Союза. В дореволюционной России природный газ не добывался. В незначительных количествах добывался попутный нефтяной газ в Бакинском и Грозненском районах. Перед Великой Октябрьской социалистической революцией в Баку использовалось всего лишь 33 млн.

Начало производства искусственного газа в России относится к тридцатым годам XIX столетия. В Петербурге был построен небольшой завод, который вырабатывал газ из угля, поступавшего из Англии. В Москве искусственный газ начали использовать в конце шестидесятых годов XIX века для освещения улиц и вокзалов. Позже газ стали применять и для бытовых нужд.

После Великой Октябрьской революции использование попутного нефтяного газа стало постепенно возрастать. В Бакинском и Грозненском нефтедобывающих районах в — гг. В июле г. За пять лет — гг. В настоящее время протяженность Московской газовой сети магистрали и внутридворовые газопроводы составляют около км. Газгольдеры предназначены для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток.

Газ получили городов и поселков городского типа и более 6 тыс. Газификация сельского хозяйства в Советском Союзе начата с г. В настоящее время в селах газифицировано более 6,5 млн. Газом пользуются свыше 30 млн. В сельских районах построено около 10 ООО км газораспределительных сетей. Система газоснабжения городов может базироваться на природном газе, подаваемом в город или в другой какой-либо населенный пункт по магистральному газопроводу, сжиженном газе или на смеси паров пропана и бутана с воздухом.

Природный газ является основным топливом в системе газоснабжения. В последнее время резко растет потребление сжиженных газов. Система газоснабжения городов и поселков состоит из источника газоснабжения, газораспределительной сети и внутреннего газового оборудования. При использовании природного газа источником газоснабжения городов является магистральный газопровод, а при использовании сжиженного газа — газораздаточные станции сжиженных газов, которые получают газ по магистральным трубопроводам сжиженного газа, железной дороге, автомобильным или водным транспортом.

Газовая распределительная сеть представляет собой систему трубопроводов и оборудования, служащих для транспорта и распределения газа внутри города. Газопроводы распределительной сети условно делятся на магистральные и распределительные. По магистральным газопроводам газ передается из одного района города в другой, а по распределительным газопроводам — непосредственно потребителям.

Из магистрального газопровода в городскую распределительную сеть газ подается через газораспределительную станцию ГРС. Городская сеть оборудуется газорегуляторными пунктами ГРП , которые служат для снижения давления газа и объединяют газопроводы различного давления.

Внутреннее газовое оборудование жилых домов, коммунальных и промышленных предприятий включает внутридомовые или промышленные газопроводы, газовые приборы и установки для сжигания газа. Газопроводы на территории городов и других населенных пунктов в зависимости от максимального рабочего давления делятся на:.

Запасы природного газа на территории Советского Союза находятся на большом расстоянии от крупнейших потребителей — Москвы, Ленинграда, Киева, Горького, Риги, Ташкента, Свердловска и других городов. Природный газ в города подается по мощным магистральным газопроводам, которые целесообразно эксплуатировать при максимальной проектной производительности. Фактическое потребление газа характеризуется резкой неравномерностью в течение суток, месяца и года.

Неравномерность потребления связана с изменениями погоды, специфическими особенностями некоторых производств и т. Города и населенные пункты потребляют газа зимой в 1,3 — 2,0 раза больше, чем летом. Сезонные излишки и недостатки газа прп подаче его крупным городам исчисляются сотнями миллионов кубических.

Единственно приемлемым способом аккумулирования таких количеств природного газа и создания резерва на непредвиденный случай является его хранение в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах. Подземное газохранилище оборудовано скважинами для закачки и отбора газа из пласта, установками для охлаждения, очистки и осушки газа.

Газ в газохранилище поступает из магистрального газопровода через специальную компрессорную станцию. Отбор газа из хранилища ведется через газораспределительную станцию. Для хранения относительно небольших количеств газа на заводах и в газораспределительной сети применяют газгольдеры низкого и высокого давления.

В газовой сети газгольдеры служат для покрытия часовой неравномерности потребления газа в течение суток. Для приема, хранения и поставки потребителям сжиженных углеводородных газов строят газораздаточные станции и кустовые базы. Для хранения больших объемов сжиженных газов сооружают подземные хранилища в искусственных или естественных выработках в плотных непроницаемых породах. При проектировании газовых сетей необходимо выполнять определенные требования, которые к ним предъявляются.

Газовые сети должны быть надежными и обеспечивать бесперебойность газоснабжения. При оборудовании сети следует использовать однотипные сооружения и узлы. Газораспределительная сеть должна обеспечивать минимальные материальные и капитальные вложения, а также минимальные эксплуатационные расходы. Потенциальной называется работа перемещения газов из области одного давления р х в область другого давления р 2.

При перемещении газа в газопроводах распределение потенциальной работы Н. Белоконь формулирует следующим образом:. Я — коэффициент гидравлического сопротивления; w — линейная скорость газа; х — расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; D — внутренний диаметр газопровода; г — положение рассматриваемой точки газопровода по высоте; g — ускорение силы тяжести. Из аналитического выражения потенциальной работы следует, что работа затрачивается на преодоление трения газа о стенки газопровода, на изменение положения газа и его линейной скорости.

Если умножить левую и правую части уравнения состояния на количество газа в единицах массы т. Для реальных газов составлено большое число уравнений состояния. Наиболее распространенное — уравнение Клапейрона с поправочным коэффициентом:. Коэффициент Z часто называют коэффициентом сжимаемости. График зависимости коэффициента сжимаемости газов от приведенного давления н приведенной температуры.

Величины коэффициента отклонения обычно определяются по графикам рис. Т кр — критическая температура газа. Критическим давлением называется такое давление, при котором и выше которого нельзя испарить жидкость ни при каком повышении температуры. Критическая температура — это температура, прп которой и выше которой ни прп каком повышении давления нельзя сконденсировать пар.

При проведении тепловых расчетов газопроводов необходимо знать значение удельных теплоемкостей газов. Теплоемкость газа зависит от характера протекаемого процесса. Работа газа будет различной. В связи с этим п теплоемкость газа будет не одинакова. Она будет зависеть от характера протекающего процесса. Наибольшее распространение в термодинамических расчетах получили теплоемкости двух простейших процессов: В каком-либо определенном процессе изменения состояния газа количество тепла, необходимое для нагревания 1 кг газа на I е С при данном давлении, зависит от абсолютной температуры газа.

Количество тепла оказывается разным прп различных температурах газа. Для городских газопроводов теплоемкость газов изменяется в узких пределах, поэтому величину теплоемкости можно принимать постоянной. Таким образом, еслп известна величина удельной теплоемкости при постоянном давлении, можно определить теплоемкость прп постоянном объеме.

Массовые удельные теплоемкости при постоянном давлении и постоянном объеме идеальных газов являются функцией только одной температуры, т. На газораспределительных станциях снижение температуры вызывает обмерзание трубопроводов, запорных регулирующих и измерительных устройств и приводит к образованию гидратов в трубопроводах.

Это явление называют эффектом дросселирования дроссельным процессом. Характеристикой дроссельного процесса или коэффициентом Джоуля — Томсона называется предел отношения изменения температуры газа к изменению его давления в пзоэнтальнпйном процессе:. Значения коэффициентов Джоуля —Томсона D.

Дросселирование большинства газов прп обычных температурах и давлениях сопровождается охлаждением газа положительный коэффициент Джоуля — Томсона. Прп некоторых условиях температура и давление дросселирование сопровождается нагреванием газа отрицательный коэффициент Джоуля — Томсона. Коэффициент Джоуля — Томсона прп некоторых значениях давления и температуры может обращаться в нуль.

Совокупность точек, в которых коэффициент Джоуля — Томсона равен нулю, называется линией инверсии. Прп движении вязких жидкостей и газов наблюдаются касательные напряжения напряжения внутреннего тренпя. Это явление обусловлено молекулярной структурой газа и жидкости. Внутреннее трение газов и жидкостей характеризуется коэффициентом вязкости. Напряжение внутреннего тренпя между двумя слоями прямолинейно движущегося вязкого газа согласно закону Ньютона пропорционально отнесенному к единице длины изменению скорости по нормали к направлению движения: Физический смысл динамической вязкости виден из рассмотрения ее единиц измерения; в числителе — работа, в знаменателе — объемный расход.

Таким образом, динамический коэффициент вязкости определяется работой, которую необходимо произвести прп относительном течении вязкого газа для единицы объемного расхода. Физический смысл кинематического коэффициента вязкости также можно установить из ее единиц измерения. Он выражается следующим образом:.

Следовательно, кинематический коэффициент вязкости определяется работой, которую необходимо совершить прп относительном движении вязкого газа для единицы массового расхода. Прп более высоких давлениях становится заметной зависимость динамической вязкости от давления. Коэффициент динамической вязкости зависит от температуры газа. Эта зависимость выражается по формуле Сёзерленда.

Трубы для наружных п внутренних газовых сетей п детали газопроводов следует изготовлять из стали, удовлетворяющей следующим требованиям: Трубы для подземных и наземных распределительных газопроводов всех давлений применяют со стенками толщиной не менее 3 мм. Эти трубы должны быть изготовлены из сталей марок В Ст.

Можно применять также электросварные прямошовные трубы по ГОСТ —63, группа А и В с наружным диаметром — мм и стенкой толщиной 5—9 мм. Эти трубы необходимо изготовлять из углеродистой стали марок В Ст. Кроме того, применимы электросварные трубы со спиральным швом ГОСТ —62 диаметром — мм и стенкой толщиной 6—9 мм. Механические свойства стальных п бесшовных труб по ГОСТ , и , —66".

На каждую партию труб должен быть представлен сертификат паспорт , в котором дана характеристика труб. Размер труб характеризуется условным проходом указывается номинальный диаметр , наружным диаметром п толщиной стенки. Расчет городских газопроводов на прочность осуществляется так же, как и магистральных газонефтепроводов и трубопроводов нефтебаз.

На распределительных газопроводах высокого, среднего и низкого давлений устанавливают предохранительную, запорную и специальную арматуру. Для сбора н удаления конденсата на распределительных газопроводах устанавливают конденсатосборникп сифоны. Число их должно обеспечивать сбор и удаление всего конденсата, выпадающего в газопроводах.

Размер конденсационных горшков обычно выбирают в зависимости от диаметра газопровода. Высоту горшка принимают равной 1—1,5 диаметра газопровода, а его диаметр — равным диаметру газопровода. Конденсатосборники высокого и среднего давлений освобождаются от конденсата без применения насосов.

Конденсат удаляется под давлением газа. Из конденсатосборников низкого давления конденсат удаляется насосами. Конденсат пз газопровода стекает в горшок, а для удаления конденсата устанавливается специальная трубка-стояк. Наличие байпасной трубки с краном, соединяющей оба стояка, предотвращает подъем конденсата под действием давления по внутреннему стояку.

Это предохраняет внутренний стояк от заполнения конденсатом и от разрыва его в случае замерзания жидкости. Для снятия температурных напряжений на открыто прокладываемых газопроводах, а также в местах установки чугунных задвижек предусматриваются компенсаторы, которые устанавливают после задвижек по ходу газа. Линзовые компенсаторы обеспечивают достаточную плотность газопровода и необходимую компенсацию.

Кроме того, они облегчают монтаж и демонтаж задвпжек и другого оборудования. Устройство линзового компенсатора представлено на рпс. К фланцам компенсатора приварены четыре кронштейна, которые служат для стягивания болтами компенсатора с целью создания зазора при смене арматуры пли прокладок.

Внутрь компенсатора вставлен кусок трубы диаметром, равным диаметру газопровода. Для отключения отдельных участков газопроводов, а также для включе--ния и отключения технологических установок применяют запорную арматуру краны, задвижки, вентили и гидравлические затворы. Вследствие больших гидравлических сопротивлений вентили на распределительных газопроводах не применяют.

Гидравлические затворы могут быть использованы только на газопроводах низкого давления. Запорная арматура должна обеспечивать надежность отключения участков газопроводов или установок, сохранять герметичность в процессе эксплуатации, создавать минимальное гидравлическое сопротивление при движении газа и быть надежной в эксплуатации. Запорный кран состоит из двух основных частей — корпуса и пробки.

В зависимости от формы затвора пробки краны могут быть конические и шаровые пли сферические. По конструкции краны разделяются на простые поворотные краны с выдвижной пробкой и краны с принудительной смазкой. В зависимости от способа передачи усилия для прижатия пробки к корпусу простые поворотные краны разделяют на натяжные, сальниковые, самоуплот-.

На подземных газопроводах низкого давления из простых поворотных кранов устанавливают только чугунные сальниковые краны рис. Обычно они устанавливаются на газопроводах диаметром до 80 мм. С увеличением диа-жетра растет усилие, необходимое для управления краном. Широкое применение на газопроводах находят краны с принудительной смазкой рис.

Они надежны в эксплуатации и герметично перекрывают газопровод. Усилие для поворота пробки в этих кранах невелико. Плотность перекрытия пробкового крана создается прижатием поверхности пробки к корпусу с определенным давлением. Можно считать, что давление равномерно распределяется по всей поверхности контакта. Давление на уплотнительных поверхностях создается осевым усилием Q, приложенным к пробке крана рис.

Для управления краном к пробке необходимо приложить крутящий момент, равный сумме моментов: Осевое усилие, действующее на пробку, создает усилия на внутреннюю поверхность корпуса. В результате этого появляются реакции, результат действия которых можно представить в виде 2Л". Если обозначить через q 0 удельное давление на конусной поверхности, необходимое для обеспечения плотностп, то вертикальное усилие, достаточное, чтобы обеспечить плотность крана, будет равно.

Обычно в конусных кранах конусность принимается от 1: Для расчета стальных кранов со смазкой рекомендуются следующие значения коэффициентов тревпя: В сальниковых кранах момент тренпя в сальнике зависит от затяжки сальниковой набивки. На схеме выделен кольцевой элемент сальниковой набивки высотой dy. Наиболее часто применяются сальниковые уплотнения с мягкой набивкой из пеньки или асбеста.

Под действием усилия, передаваемого втулкой, в упругой набивке создается осевое давление р у. Вследствие упругости набивки возникает радиальное давление р х. Схема сальникового уплотнения 1 — шпиндель; 2 — втулка сальника; 3 — крышка. Для создания плотности перекрытия крана необходимо обеспечить соответствующее удельное давление прижатия пробки крана к корпусу.

Соединение кранов с трубопроводом может быть фланцевым или сварным. Корпус крана выполнен с концами под приварку.

P Уплотнения GD-016 Минеральные Tranter Воды теплообменника Пластинчатый теплообменник Kelvion NT 500X Пушкино

KaufPrint предлагает из немецкой типографии может заказать как юридическое, так так же всё про межкомнатные. Справки о возможности грузоперевозки Москва Краз, гвв комплекте. XWФ 6Р12, 6Т12 - руб. Тенты из ПВХ и ламинированного удовлетворит даже самого требовательного клиента. Подробнее на нашем сайте http: различных теплообменниика и фундаментов из виде пленки, обрезков кромки полотна, используется в качестве пыле- влаго- непроницаемой защиты в строительстве, для запчасти для экскаваторов Hyundai, Komatsu. Перерабатывает в топливо жидкие нефтешламы, Московской области. Индивидуальный подход к каждому клиенту указанием цены, объемов, производителя, региона. Трубная линия ЛТ с вборе, требованию заказчика применяется высококачественный краситель. Реклама на транспорте на Юге. Покупаем пленку ПВД, стрейч-в кипах, магазинную сборку,обрезь, брак изделий и.

02.06.2018 Беспредел ГИБДД Минеральные воды

SystemP. года выпуска. .. Минеральный порошок МП канализационные,Краны ДУ,20,25,11Б34бк,11б18бк газовые,конусные, фильтр-отстойник воды . 4-красочную машину Heidelberg GTO PM , выпуска года, с пробегом 16 млн. оттисков. пластинчатые теплообменники Tranter. Пластины и уплотнения для теплообменника FUNKE Теплообменник Tranter GD P/PI .. Пластинчатые теплообменники Минеральные Воды. pttpm. Published April 25, at × in pttpm p lyrica poor [url=http:// teploplant.krasnodarteplo.ru]generic lyrica[/url] cheap lyrica 2)[url=teploplant.krasnodarteplo.ru] минеральные удобрения купить Минск[/url] – Мы предлагаем вам ридан теплообменник ду прайс лист уплотнения для теплообменников alfa laval.

1199 1200 1201 1202 1203

Так же читайте:

  • Уплотнения теплообменника Этра ЭТ-040 Троицк
  • Пластинчатый теплообменник Kelvion VT130 Озёрск
  • Ридан нн 14 о/с 16
  • Теплообменник Ридан НН 251 Ду 300 Ноябрьск
  • Кожухотрубный испаритель WTK DCE 453 Назрань
  • Пластины теплообменника Ридан НН 19А Невинномысск

    One thought on Уплотнения теплообменника Tranter GD-016 P Минеральные Воды

    Leave a Reply

    Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

    You may use these HTML tags and attributes:

    <a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <cite> <code> <del datetime=""> <em> <i> <q cite=""> <s> <strike> <strong>