Внутренняя поверхность - резервуар
Cтраница 2
Внутренние поверхности резервуаров и технологического оборудования должны обеспечивать сохранность кондиционных и эксплуатационных качеств и чистоту перевозимых нефтепродуктов и сжиженных газов. [16]
 |
Конструкция резервуара с кабиной топливозаправщиков средней и большей вместимости. [17] |
Внутренняя поверхность резервуара, а также все оборудование, находящееся внутри его, для предотвращения от коррозии металлизированы цинком. [18]
Внутреннюю поверхность резервуара емкостью 4 м3 с квадратным основанием, открытого сверху, нужно покрыть оловом. [19]
Окрашивать внутренние поверхности резервуаров, цистерн, сантехкабин следует с помощью пистолетов-распылителей, не дающих туманообразования, и при постоянной принудительной вентиляции. [20]
Разрушение внутренней поверхности резервуара под влиянием закачиваемой в него нефти и отделяемой от нефти минерализованной ( пластовой) воды зависит от их агрессивных свойств. Развитие коррозии металла ( например, днища резервуара) в пластовой воде в присутствии сероводорода во многом определяется образованием макропар типа железо - сульфид железа, в которых первое является анодом и интенсивно разрушается. [21]
Осмотр внутренней поверхности резервуара, несущей конструкции покрытия и понтона, а также средний и капитальный ремонты резервуара, находящегося в эксплуатации, производят только после полного его освобождения от продукта, отсоединения от всех трубопроводов, установки заглушек, зачистки, промывки, пропарки, полной дегазации и взятия анализа воздушной среды на токсичность. [22]
Очистка внутренней поверхности резервуаров от пирофорных отложений и продуктов коррозии должна проводиться регулярно по графику, утвержденному главным инженером или руководителем объекта. [23]
 |
Торкретирование внутренней поверхности резервуара. [24] |
На внутренней поверхности резервуара слоем торкретбетона покрывают только участки замоноличенных стыков. [25]
На внутренней поверхности резервуаров выделяют три основные зоны коррозионного воздействия среды: нижнюю, включая днище, среднюю и верхнюю с кровлей. Коррозия указанных зон резервуара протекает по-разному и зависит от назначения и режима их работы ( частота заполнения и опорожнения, колебание уровня налива жидкости, поддержание уровня раздела фаз), температуры среды, стойкости эмульсии и других факторов. [26]
На внутренней поверхности резервуара имеются три указателя уровня 6, которые находятся в одной плоскости и служат отметкой для измерения объема жидкости и контроля вертикального положения прибора. Правильным считается положение, когда все три указателя уровня 6 будут едва видны над поверхностью жидкости. В нижней части сосудов имеется сточное отверстие 8 для слива испытуемой жидкости, которое закрывается стержнем 2, проходящим через крышку 4 прибора. Для приема сливаемой жидкости имеется измерительная колба 9 с двумя отметками: одна - на объеме - 100 мл, другая - 200 мл. [27]
Часть внутренней поверхности резервуара может быть покрыта слоем электрической изоляции. [28]
Осмотр внутренней поверхности резервуара, несущих конструкций покрытия и понтона, а также средний и капитальный ремонты резервуара, находившегося в эксплуатации, проводится только после полного его освобождения от нефти или нефтепродуктов, отсоединения от всех трубопроводов, установки заглушек с указателем хвостовиком, зачистки, промывки, пропарки, полной дегазации и взятия анализа воздушной среды на токсичность. [29]
Защищенность внутренней поверхности резервуаров при протекторно. Защита считается обеспеченной, если ревность потенциалов ЕЗШц1 - 0 8581 пою. [30]
Страницы: 1 2 3 4