Основное и вспомогательное оборудование НПС. Правила эксплуатации

Содержание

 

Введение…………………………………………………………………………...3

1 Состав сооружений НПС……………………………………………………....3

2 Основное и вспомогательное  оборудование НПС. Правила эксплуатации……………………………………………………………………......6

2.1. Характеристика основного и  вспомогательного оборудования………..…6

9. Техническое обслуживание, диагностика  и ремонт насоса

НМ 10000 – 210…………………………………………………………………..23

10. Техническое обслуживание и ремонт  магистральных насосов

Общие положения……………………………………………………………….25

10.1 Оценка работоспособности насосов по параметрическим критериям…32

11. Нормативы технического обслуживания  и ремонта………………………36

Список используемой литературы……………………………………….……..38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

На современном этапе развития экономики  трубопроводный транспорт, являясь важнейшей составной частью транспортной системы России, играет значительную роль в обеспечении народного  хозяйства топливно-энергетическими  ресурсами. Экономическая эффективность и надежность доставки нефти  из районов добычи в районы переработки являются основными критериями оценки функционирования  трубопроводного транспорта. Отказы на магистральных  нефтепроводах (МН) приводят к полному или частичному прекращению перекачки, нарушают нормальную работу промыслов, нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз. Аварии на МН, сопровождающиеся разливами нефти, наносят значительный ущерб окружающей среде, способны привести к взрывам и пожарам с катастрофическими последствиям. По этой причине обеспечение надежной  работы МН  является одной из основных задач при эксплуатации. Современные условия работы трубопроводного транспорта нефти характеризуется естественным старением   основных фондов,  повышением требований к их экологической безопасности  и  необходимостью поддержания энергомеханического оборудования в надежном, работоспособном состоянии для бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям. В настоящее время для снижения отказов энергомеханического оборудования и обеспечения  безопасной эксплуатации  системы нефтепроводов потребовало выработки комплексного подхода, который, с одной стороны, обеспечил бы  повышение надежности, качества выполнения ремонтных работ, а с другой – привел бы к  снижению их удельной стоимости.

Цель курсовой является изучения основных аспектов устройства и эксплуатации подпорного насоса.

В связи с поставленной целью выделяются следующие задачи: изучить технологическую характеристику подпорного насоса, разобраться в устройстве насоса, назначении и в особенностях его эксплуатации на НПС.

 

1 Состав сооружений НПС

 

        Нефтеперекачивающая станция представляет собой комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по магистральному нефтепроводу . На промежуточной НПС осуществляется повышение давления в магистральном нефтепроводе. В состав НПС входят: насосные с магистральными насосными агрегатами, технологические трубопроводы, система водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, нефтеснабжения, автоматики, телемеханики, связи, вентиляции, маслоснабжения, производственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты. Технологическая схема насосной станции представлена на рисунке 1.

 

Рисунок 1 - Технологическая схема насосной станции

I – узел пуска-прима (УПСС); II – Фильтры грязеуловители; III устройство гашения ударной волны; IV емкость сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V – насосная; VI – помещение регулятора давления; VII – насосная внутренней перекачки; VIII- подземная емкость.

В состав технологических трубопроводов входят внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, фильтры-грязеуловители.

Технологическая схема трубопроводов обеспечивает предотвращение смешения, загрязнения, обводнения и потерь нефти. Диаметры технологических трубопроводов обеспечивает максимальную производительность перекачки нефти. Во избежание гидравлического удара и аварии на трубопроводах вся запорная арматура открывается и закрывается плавно. Все оборудование помещено в местах, удобных и легкодоступных для управления и обслуживания.

Фильтры-грязеуловители предназначены для очистки потока нефти от крупных механических примесей. Расположены на открытой площадке НПС.

Устройство сглаживания волн давления АРКРОН-1000 предназначено для сглаживания волн давления и предотвращения гидравлического удара. Излишки нефти при этом сбрасываются в емкость сброса ударной волны объемом 200 м3.

Регуляторы давления предназначены для регулирования давления в технологических трубопроводах путем дросселирования через регулирующую заслонку.

Блок наружных насосов 12НА-9´4 предназначен для откачки нефти из емкости сбора утечек объемом 28 м3 в емкости сброса ударной волны или во всасывающий трубопровод насосов ЦНС-60-330. Расположен блок погружных насосов на открытой площадке.

Блок насосов ЦНС-60-330 предназначен для закачки нефти из емкостей сброса ударной волны или емкости сбора утечек во всасывающий трубопровод основных насосов. Расположен блок насосов ЦНС-60-330 в помещении насосного зала общего укрытия магистральных насосных агрегатов.

Магистральные насосные агрегаты предназначены для осуществления перекачки нефти.

 

2 Основное и вспомогательное оборудование НПС.

Правила эксплуатации.

 

        К основному  оборудованию относятся магистральные  насосы и их привод, а к вспомогательному – оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, канализации, водоснабжения и т.д.

В качестве основных насосов используются центробежные насосы, которые отвечают следующим требованиям:

• большие подачи при сравнительно высоких напорах;
• долговременность и надежность непрерывной работы;
• простота конструкции и технического обслуживания;
• компактность;
• экономичность.

На НПС  в качестве основных насосов установлены четыре насоса НМ-10000-210. Насосы серии НМ-10000-210 – горизонтальные, одноступенчатые спирального типа с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу.

В качестве подпорных насосов  используются насосы типа НПВ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Подпорный насос

 

Перед основным насосом чаще всего на производстве ставят подпорный насос. Его назначение – создавать необходимое давление на входе в основной насос. Чтоб обеспечить ему нормальные условия всасывания.

Допускаемый кавитационный запас ∆ получают на основе снятия кавитационных характеристик и приводят в паспортах или каталогах. Пределы изменения ∆ для основных насосов от 18 до 80 м, для подпорных насосов от 2- х до 6 м. Такой малый кавитационный запас насосов позволяет им осуществлять нормальное всасывание из резервуарных парков НПС. На входе эти насосы дают давления, больше допускаемого давления основных насосов. Обороты подпорных насосов 1000 или 1500 об/мин.

В целях уменьшения капитальных затрат на строительство зданий подпорных насосных станций (цехов) в последнее время устанавливают вертикальные подпорные насосы (рисунок 2) в открытом исполнении.

Рисунок 2 – Подпорный вертикальный насос типа НПВ

1 – стакан; 2 – спиральный корпус; 3 – нагнетательные патрубки; 4, 7 – напорные патрубки; 5, 20 – крестовины; 6,19 – подшипники скольжения; 8 –  напорная крышка; 9 – втулка; 10 – радиально – упорный подшипник; 11 – электродвигатель; 12 – торцевое уплотнение; 13 – вал; 14, 18 – подводы; 15, 17 – предвключенные колеса; 16 – рабочее колесо.

Конструктивно этот насос, расположенный в нижний части стакана 1, сходен с насосом НМП. Он также имеет рабочее колесо 16, предвключенные колеса 15, 17, вал 13, спиральный корпус. Нагнетательные патрубки 3, подводы 14, 18.

На верхний фланец насоса 11 устанавливается электродвигатель, соединяемый с помощью муфты с валом насоса. Нефть входит в стакан по всасывающему патрубку 21, выходит по напорным патрубкам 4,7. Весь вал вращается на подшипниках скольжения 6, 19, опираясь на крестовины 20, 5. Напорные патрубки конструктивно переходят в напорную крышку 8.

Подшипник 10 радиально – упорный. Он воспринимает нагрузку от вала двигателя. В месте выхода вала 13 из напорной крышки устанавливается торцевые уплотнения 12. Стакан 1 герметичный, он эксплуатируется под абсолютным давлением (0,05…0,1) МПа. Он опускается в колодец глубиной 3- 4 м. Это позволяет увеличить подпор на выходе в НПВ.

Рисунок 4 – Характеристика подпорного насоса НПВ 1250–60

Марка насоса читается так: «НПВ 1250–60» – насос магистральный подпорный вертикальный на оптимальную подачу 1250 м3/ч и напор Но = 60 м. Насосы НПВ изготовляют на подачи от 150 до 5000 м3/ч и напором от 60 до 120 м. Эти насосы допускают как последовательную, так и параллельную схему (чаще параллельно). Кавитационный запас насосов НПВ в пределах 2…5 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 Техническое обслуживание, диагностика и ремонт насоса

НПВ

           Своевременное и качественное  техническое обслуживание и ремонт  оборудования производится для поддержания и восстановления его исправности и работоспособности.

Объемы и сроки проведения ремонтов определяются положениями о техническом обслуживании и ремонте, инструкциями заводов-изготовителей.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования НПС осуществляется в соответствии с действующими положениями о планово-предупредительном ремонте (ППР).

Перед сдачей в ремонт оборудование с соответствующими технологическими коммуникациями должно быть очищено от пыли, масла, грязи. Подходы к оборудованию, а также рабочее место для ремонта или демонтажа должны быть освобождены от посторонних предметов и подготовлены для укладки деталей и узлов оборудования.

При передаче демонтированного оборудования в ремонт на ЦБПО оно должно быть очищено от грязи нефти и парафина, при необходимости выполнена его пропарка. К оборудованию прилагается дефектный акт, подписанный главным инженером НПС, согласованный с руководителем соответствующей службы РНУ, паспорт и руководство по эксплуатации.

При выводе оборудования в ремонт паспорт (формуляр на соответствующее оборудование), акт сдачи оборудования в ремонт с результатами диагностического контроля в случае перехода к системе ТОР по фактическому техническому состоянию передается исполнителю ремонта – представителю ЦБПО (РМЗ) или участка  ремонта и наладки БПО РНУ.

При выводе в ремонт оборудования ответственным за подготовку  из числа ИТР выполняется комплекс мероприятий на основании наряда-допуска по отключению оборудования от технологии, сбросу давления и освобождению от нефти, снятия напряжения с электроприводов задвижек и электродвигателя. После выполнения подготовительных мероприятий оборудование передается исполнителю ремонта.

Вышедшее из ремонта оборудование НПС (без демонтажа) считается принятым в   эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения испытаний в рабочем режиме:  - после текущего ремонта – в течение 8 часов;

• после среднего и капитального ремонта – 72 часа.

Результаты ремонта отражаются в формуляре ( протоколе наладки оборудования), который заполняет ответственный из числа ИТР службы, проводящей ремонт. Протокол хранится совместно с паспортом на оборудование у начальника службы НПС.

При передаче отремонтированного  силами ЦБПО оборудования на

НПС, прилагается паспорт с заполненными результатами ремонта, входного и выходного контроля, гарантийным сроком эксплуатации. Паспорт заполняется работником службы ОТК ЦБПО , хранится у начальника службы НПС , эксплуатирующей  оборудование. Оборудование считается принятым после наработки 72 часов.

Ответственность за подготовку оборудования к передаче в ремонт возлагается на инженеров служб НПС.

Главный инженер НПС и ИТР, ответственный за эксплуатацию оборудования осуществляет контроль качества ремонта с применением методов и средств диагностики, а также контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненных ремонтных операциях.

Приемка оборудования из ремонта осуществляется заместителем начальника НПС (главным инженером НПС) у ответственного исполнителя ремонта. Оперативный персонал вводит оборудование в работу, по окончании

ремонтных работ и закрытия наряда-допуска ответственным за производство ремонтных работ.

Сдача в ремонт и приемка из ремонта оформляется актом и протоколом. В паспорт оборудования, подвергшегося одновременно с ремонтом модернизации, вносятся соответствующие изменения с указанием даты. В этом случае на оборудовании ниже заводского табличного маркера дополнительно устанавливается табличка с указанием новых параметров названия организации, выполнявшей модернизацию, дата. На ЦБПО (РМЗ) на отремонтированное оборудование составляется паспорт. Прием продукции от ЦБПО (РМЗ) осуществляется при наличии паспорта ремонтируемого оборудования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Техническое обслуживание и ремонт подпорных насосов

Общие положения

        Система технического  обслуживания и ремонта подпорных насосов предусматривает выполнение диагностических контролей, всех видов ремонтов выездными ремонтными и диагностическими бригадами БПО или ремонтными бригадами НПС (при предполагаемом малом объеме ремонта). Диагностический контроль осуществляется на работающих и выведенных из эксплуатации насосных агрегатах. Текущий ремонт не требует транспортировки узлов на БПО и осуществляется без вскрытия крышки насосов; средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом ротор заменяется новым или отремонтированным. Демонтированный ротор в сборе доставляется на БПО для дефектоскопии и ремонта. Капитальный ремонт насоса, как правило, выполняется силами БПО. Ремонт фундамента, демонтаж насоса производятся выездной ремонтной бригадой БПО. В случае прекращения производства ремонтных работ, связанных с разборкой насоса, на 8 и более часов (например, на ночь) крышка должна быть установлена на корпус насоса и закреплена. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены. Перед проведением технического обслуживания или выводом в ремонт на эксплуатируемом насосном агрегате (НА) необходимо замерить  вибрационные параметры согласно проконтролировать величину утечек в уплотнениях, герметичность вспомогательных  трубопроводов, давление и температуру масла, температуру подшипников и другие параметры, характеризующие исправность оборудования. Перед выводом насосного агрегата в ремонт замерить и оценить напор, мощность и КПД насосного агрегата. Результаты контроля представить ремонтной бригаде для целенаправленного выполнения технического обслуживания и ремонта. Подпорные насосные агрегаты, вводимые в эксплуатацию, подлежат обкатке в течение 8 часов после текущего ремонта и 72 часов после среднего и капитального ремонтов. При обкатке контролируются и фиксируются эксплуатационные параметры насосного агрегата, оцениваются их значения по сравнению с измеренными до вывода агрегата в ремонт и составляется заключение о качестве ремонта.

После обкатки определяются базовые характеристики (напорные, энергетические, виброакустические), коэффициент полезного действия, температура подшипников с указанием режима работы (подачи, напора и давления на входе) и сравниваются со значениями, при которых допускается ввод НА в эксплуатацию Новые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода или (по возможности) на режимах, близких к номинальной подаче насоса.

         Контроль  работоспособности насосных агрегатов  осуществляется при проведении диагностических контролей (оперативного, планового, непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям, а также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей, оцениваемому при выводе насосов из эксплуатации. По результатам диагностических контролей принимается решение о выводе насосов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или их дальнейшей эксплуатации.

            Оперативный диагностический контроль  основных насосных агрегатов осуществляется оператором каждые два часа визуально по показаниям контрольно-измерительной аппаратуры, установленной в операторной (аппаратура контроля вибрации, температуры, давления, подачи, утечек, силы тока и пр.).

Периодичность, форма и объем регистрируемых параметров должны быть определены нормативными документами с учетом возможной ручной, автоматизированной или смешанной системы регистрации информации.

Оценка вибрации насосов осуществляется по контрольно-сигнальной виброаппаратуре (КСА). Регистрация величины вибрации производится не менее одного раза в смену по каждой контролируемой точке при установившемся режиме. При отсутствии КСА дежурный персонал производит измерения переносными виброметрами.

В качестве измеряемого и нормируемого параметра вибрации устанавливается среднее квадратическое значение (СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот 10-1000 Гц.

Измерение значений виброскорости осуществляется в вертикальном направлении на каждой подшипниковой опоре. При этом регистрируется соответствующий режим работы насоса - подача и давление на входе.

           Периодичность планового диагностического контроля определяется по наработке на отказ наиболее слабого звена.

При наработке, соответствующей наработке слабого звена, насосного агрегат выводят из эксплуатации для проведения диагностического контроля данного звена и оценки технического состояния других деталей, доступных для осмотра.

Перед остановкой определяют эксплуатационные параметры НА при установившемся режиме перекачки для оценки его работоспособности и определения необходимости какого-либо ремонта.

Во время планового диагностического контроля с выводом из эксплуатации насоса производятся все операции, выполняемые при техническом обслуживании.

            Неплановый диагностический контроль  проводится с целью определения неисправности насоса в следующих случаях:

- при резком изменении параметрических  характеристик НА, не связанном  с изменением режима перекачки;

-если интенсивность вибрации, приведенная  к номинальному режиму перекачки, в любой из контролируемых точек превысила 6,0 Мм/с для основных магистральных и подпорных насосов или величину, равную 0,9 от предельно допустимого значения - для вспомогательных насосов.

-если интенсивность вибрации  превысила базовое значение о 2 раза;

если интенсивность вибрации на лапах корпуса насоса превыcила1,8 мм/с;

-если при установившемся режиме  перекачки происходит внезапное  изменение вибрации на 2 мм/с от любого предшествующего измеренного уровня виброскорости на подшипниковой опоре;

-если уровень шума насоса  изменился на 6 дБА относительно  базового значения;

-если температура подшипников изменилась на 10 °С относительно базового значения в определенных климатических условиях (зима, лето).

 В объем непланового диагностического контроля входят работы планового диагностического контроля, а также, в зависимости от результатов оперативного диагностического контроля и характера отклонений измеряемых величин:

-проверка центровки агрегата;

-осмотр и оценка технического  состояния муфты, соединяющей валы  насоса и двигателя;

-снятие крышки узла радиально-упорного  подшипника и контроль степени затяжки гайки, состояния деталей подшипников, контровочного кольца и их посадки;

-демонтаж и осмотр деталей  торцовых уплотнений;

-измерение и анализ спектральных  составляющих виброскорость в  точках, не предусмотренных плановым  диагностическим контролем, с целью определения причин повышенной вибрации (корпус насоса, всасывающий и напорный патрубки, лапы насоса и головки фундаментных болтов и пр.), построение контурных виброхарактеристик.

            Все насосные агрегаты должны  быть оснащены контрольно-сигнальной виброаппаратурой (КСА) с возможностью контроля текущих параметров вибрации, автоматической предупредительной сигнализацией и автоматическим отключением при предельно допустимом значении вибрации.

До установки контрольно-сигнальных средств контроль и измерение величины вибрации осуществляются портативными (переносными) средствами виброметрии, которые должны быть на каждой НПС

Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливаются обязательно на каждой подшипниковой опоре основного для контроля вибрации в вертикальном направлении.

При наличии многоканальной виброаппаратуры рекомендуется дополнительно устанавливать датчики для контроля вибрации в горизонтально-поперечном и осевом направлениях каждого подшипникового узла.

Вертикальная составляющая вибрации измеряется на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша. Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации измеряются на уровне оси вала насоса против середин длины опорного вкладыша. Вибрация всех элементов крепления насоса к фундаменту изменяется и контролируется в вертикальном направлении.

Средства контроля вибрации и методы вибродиагностики должны обеспечивать решение следующих задач:

-своевременное обнаружение возникающих дефектов составных частей оборудования и предотвращение его аварийных отказов;

-определение объема ремонтных  работ и рациональное их планирование;

-корректировка значений межремонтных  интервалов и прогнозирование  остаточного ресурса составных частей оборудования по его фактическому техническому состоянию;

-проверка работоспособности оборудования  после монтажа, модернизации ремонта, определение оптимальных режимов работы оборудования.

Для проведения диагностических контролей используется виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации (типа ВВМ-337Н), шумомеры с возможностью измерения составных составляющих (ВШВ-003), приборы, позволяющие определять техническое состояние подшипников качения (ИСП-1В) или аналогичные им, но с большими функциональными •возможностями отечественного или зарубежного производства.

            Общая оценка технического состояния  по вибрации (производится в соответствии с нормами вибрации насосов (Таблица 1).

После монтажа нового или отремонтированного насоса, проведения ремонта, замены муфты, установки рабочего колеса ,другого  типоразмера производятся измерения и фиксируются базовыеые значения вибрации, температуры и шума. При этом, если режим работы насосного агрегата лежит в диапазоне подач (0,8-1,2) Q hom. насос допускается к эксплуатации при интенсивности вибрации на подшипниковых узлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных болтов (лапах корпуса) - не более 1,0 мм/с. В противном случае считается, что насос неисправен или его монтаж выполнен некачественно. Необходимо установить причины повышенной вибрации и устранить их.

При режимах перекачки отличных от номинального и интенсивности вибрации насоса при этом свыше 7,1 до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных насосов ограничивается до замены рабочих колес насосов на колеса соответствующей подачи.

Таблица 1 - Нормы вибрации насосов

Величина среднего квадратичного значения виброскорости мм/с	Оценка вибросостояния насоса	Оценка длительности эксплуатации
До 2,8	Отлично	Длительная
Свыше 2,8 до 4,5	Хорошо	Длительная
Свыше 4,5 до 7,1 (для нормальных режимов)	Удовлетворительно,необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов отличных от наминального)	Удовлетворительно	Длительная
Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов отличных от наминального)	Удовлетворительно,необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 11,2	Недопустимо	Недопустимо

 

 

 

 

 

6 Оценка работоспособности насосов

        После монтажа  и пуска в эксплуатацию нового  насосного агрегата или насосного агрегата после ремонта необходимо для всех насосов определить рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с паспортными. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения на 4% и более, а КПД насоса более 3% в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата , запорной арматуры, вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса , некачественного выполнения литья и механической обработки. В случае значительного отличия базовых значений характеристик от паспортных необходимо производить доводку насосного агрегата с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнением ее с паспортной.

В процессе эксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствие износа деталей и узлов. Наиболее распространенной и значимой причиной ухудшения характеристик насоса в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса.

Причины отличия текущих характеристик насосных агрегатов от базовых те же, что и базовых от заводских паспортных, за исключением причин, связанных с литьем и механической обработкой про точной части насоса.

Таблица 2 - Причины деформаций характеристик насосов

Описание деформаций характеристик	Возможные причины
Напор и КПД ниже, мощность без изменения	Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса. Увеличенная шероховатость проточной части корпуса насоса. Колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса. Работа насоса в режиме кавитации.

 

Продолжение таблицы 2

Напор и мощность  ниже, КПД изменения	Уменьшенный наружный диаметр рабочего колеса. Скорость вращения ниже номинальной. Искажение отливки рабочего колеса.
Напор без изменений, мощность выше, КПД ниже	Дефекты подшипниковых узлов и их сборки. Расцентровка насоса и электродвигателя. Прогиб вала. Перезатянуто торцовое уплотнение. Деформация корпуса насоса из-за дополнительных напряжений от всасывающего и напорного патрубков. Повышенные механические потери.
Напорная характеристика более полога, величина максимального КПД смещается в сторону больших подач	Увеличенная площадь спирального отвода.
Напорная характеристика более крутая, величина максимального КПД смещается в сторону меньших подач	Площади спирального отвода уменьшены по сравнению с расчетными.