Внутренняя полость - резервуар
Cтраница 2
Поступившее на монтаж оборудование смазочных систем необходимо разобрать, удалить смазку, заложенную на заводе-изготовителе, удалить коррозию, промыть керосином, смазать минеральным маслом и собрать. Для обтирки внутренних полостей резервуаров, насосов и другого оборудования применяются только салфетки. Совершенно не разрешается применять хлопчатобумажные концы, так как ворс забивает маслопровод и фильтры, нарушает работу насосов и автоматических питателей. [16]
После окончания работы установка должна быть вымыта. Особое внимание необходимо уделить при этом внутренней полости резервуара. [17]
На каждом резервуаре ( см. табл. 29) через переключающий трехходовой кран устанавливают два или четыре предохранительных клапана. Переключающий кран всегда должен обеспечивать полное одновременное сообщение с внутренней полостью резервуара двух ( рис. 62) или четырех ( рис. 63) предохранительных клапанов. [18]
 |
Схема циркуляции и охлаждения пропана и бутана. [19] |
Описанная система рассчитана на полное предотвращение утечек пропана и бутана, даже при температурных неблагоприятных условиях, которые характерны для Кувейта в летнее время. При температуре на солнце летом до 76 7 С перепад температур между окружающей средой и внутренней полостью резервуара составляет 104 4 С. [20]
Устройство приводится в действие при падении давления сжатого газа в побудительной системе. Для этой цели побудительная сеть связана с магистральным трубопроводом через дроссель большого сопротивления и подключена к пневмоприводу стопора затвора, пневмоприводу побудителя гидравлического клапана и спринклеру, расположенному во внутренней полости резервуара и выполняющему роль автоматического пожарного извещателя. Между сухотрубопроводом и растворопроводом установлен быстродействующий клапан, надмембранная полость которого через дроссель большого сопротивления связана с напорным трубопроводом. На отводе напорного трубопровода установлен нормально открытый вентиль с подпружиненным мембранным пневмоприводом. [21]
Торцовые уплотнения имеют много конструктивных типов, появившихся, во-первых, в связи с постепенным совершенствованием конструкций, во-вторых, в связи с многообразными условиями эксплуатации. Конструкции уплотнений начнем рассматривать с простейшего типа ( рис. 69, а), в котором уплотняющим элементом является торец бурта вала 1, контактирующий с торцом корпуса резервуара и уплотняющий внутреннюю полость резервуара. Практически такое уплотнение удовлетворительно работать не может по следующим причинам: 1) между уплотненными поверхностями может быть большой зазор из-за грубой обработки, волнистости и перекоса торцов; 2) стык может раскрываться за счет осевых перемещений и деформаций вала и корпуса; 3) износ торцов не компенсируется автоматически осевым смещением вала; 4) невозможно выбрать материалы трущейся пары, обеспечивающие длительную работу; 5) невозможно обработать торцы с требуемой высокой точностью. Следовательно, рационально спроектированное торцовое уплотнение должно быть отдельным узлом машины ( рис. 69, б), в котором основные уплотняющие элементы ( диски 5 и 6) изготовлены с требуемой степенью точности из наиболее износостойких материалов. Наиболее распространены торцовые уплотнения с вращающейся головкой, расположенной внутри резервуара. Такие уплотнения применяют, когда давление внутри резервуара превышает наружное давление и жидкость может вытекать по торцу уплотнения в направлении к центру. При этом центробежные силы препятствуют утечке под действием перепада давления. [22]
В этой конструкции внутренняя полость резервуара имеет гладкую поверхность, наложение вертикального вибрационного воздействия на которую позволяет интенсивно разгружать резервуар с влажной ( 3 - 5 %) порошкообразной глиной. [23]
Установку резервуаров и прокладку газопроводов производят после проверки глубины заложения, предусмотренной проектом. Перед засыпкой проверяют качество изоляции на сплошность покрытия, диэлектрическую прочность, отсутствие электрического контакта между металлом и грунтом. В процессе монтажа внутренние полости резервуаров и газопроводов очищают от грязи и окалины. Перед засыпкой резервуары заземляют и устанавливают контрольные трубки на подземных газопроводах. Затем подземный газопровод испытывают на прочность и плотность. Качество сварных стыков проверяют физическими методами контроля. [24]
 |
Оснащение нефте. [25] |
На рис. 211 показана аппаратура для автоматической откачки нефти из нефтесборника. С наружной части резервуара смонтирована вертикальная труба. Вверху труба соединена с внутренней полостью резервуара на высоте, соответствующей верхнему предельному уровню, а внизу - на уровне, не доходящем до нижнего предельного уровня. [26]
Клапаны соединяют с резервуаром при помощи трехходового крана КТС-100-25 или КТС-150-16. Из-за необходимости периодической проверки и регулировки предохранительных клапанов и снятия их с резервуаров число клапанов удваивают, а перед ними устанавливают трехходовые краны. На каждом резервуаре через переключающий трехходовой кран подключают два или четыре предохранительных клапана. Трехходовой кран должен обеспечивать одновременное полное сообщение двух или четырех предохранительных клапанов с внутренней полостью резервуара. [27]
Замораживание ведется с помощью хладагента, нагнетаемого по трубам, опущенным в грунт. Образующееся между двумя замороженными кольцами внутреннее кольцо представляет собой стенки будущего резервуара. Сверху это кольцо закрывается слоем бетона, после чего начинается его замораживание, а также замораживание горизонтального пласта, залегающего между верхним и нижним днищами предварительно замороженных колец. Таким образом достигается предварительное напряжение стенок и днища резервуара. После этого производится экскавация внутренней полости резервуара и он перекрывается куполообразной железобетонной крышей. [28]
Вентиль и задвижка служат для слива топлива из резервуара. Хлопушка предназначена для перекрытия приемно-раздаточной трубы в случае повреждения вентиля или внешней части трубы. Через замерный люк опускают рулетку для определения уровня топлива в цистерне или пробоотборник при взятии пробы топлива. Пробоотборник обычно устанавливают на крышке горловины резервуара. Вентиляционная труба предназначена для соединения внутренней полости резервуара с полостью огневого предохранителя, который служит для предупреждения попадания внутрь резервуара искр и пламени. На верхний фланец предохранителя устанавливают дыхательный клапан. Клапан предназначен для автоматического поддержания необходимого давления и разрежения в резервуаре. Он автоматически открывается для впуска воздуха в резервуар при выдаче топлива или для выпуска воздуха и смеси паров с воздухом при заливке топлива или при испарении его от повышения температуры наружного воздуха. [29]
Каждый пропуск ОУ и ВИП должен быть согласован с ЦДП, а у диспетчера ТДП должны быть утвержденные главным инженером РНУ ( ОАО МН) инструкции по пропуску снарядов. Движение снарядов по линейной части контролируется датчиками контроля прохождения ОУ и ВИП с выводом информации на автоматизированное рабочее место ( АРМ) диспетчера РДП и ТДП, а также по данным информации бригады сопровождения. В случае отсутствия сопровождения службами эксплуатации контроль движения ВИП осуществляется расчетным путем, данные которых предоставляются диспетчером РДП. Информация о продвижении снарядов заносится диспетчером ТДП в журнал Учета продвижения средств очистки и диагностики. Скорость продвижения снарядов диагностики контролируется диспетчером ТДП через диспетчера РДП на всем протяжении прохождения от камеры пуска до камеры приема ОУ и ВИП. С целью недопущения ухудшения качества транспортируемой нефти продукты очистки внутренней полости нефтепровода необходимо принимать через камеру приема СОД в подготовленный для этой цели резервуар с ближайшим сроком вывода в ремонт с зачисткой внутренней полости резервуара. [30]
Страницы: 1 2