Действующий резервуар
Cтраница 2
Каждый действующий резервуар должен быть оснащен комплектом оборудования и арматурой, предусмотренным проектом на его сооружение и соответствующим ГОСТом. [16]
Среди действующих резервуаров на нефтебазах имеется большое количество клепаных. [17]
 |
Схема установки центральной стойки. [18] |
Монтаж понтона в действующем резервуаре начинают после подготовки резервуара к сварочным работам и оформления соответствующих документов, например, в соответствии с прил. [19]
Основные сведения 6 действующем резервуаре заносят в паспорт: номер и тип, характеристика стали, из которой он сварен, толщина листов днища и его окрайкн, число поясов и толщина листов по ним, тип крыши и толщина листов, характеристика основания и данные о нивелировании его и окраски днища до и после гидравлического испытания, перечень и характеристика установленного оборудования, наименование проектной и строительной организации, даты начала и конца строительно-монтажных работ, испытания, ввода в эксплуатацию и составления паспорта, отклонения размеров резер-оуара от проектных и его калибровочная таблица. [20]
Снятие клапана на проверку с действующих резервуаров связано с большой затратой времени и эксплуатационными расходами. Для того чтобы не снимать клапан с резервуара, проверку его на срабатывание и настройку можно проводить с помощью специального приспособления ( рис. 65), которое используется следующим образом. Проверяют давление газа в резервуаре - по манометру 10, установленному на действующем резервуаре ( с точностью до 0 1 кгс / см2), с предохранительного клапана 8 снимают колпак и на шток клапана навинчивают муфту 7 для зацепления с приспособлением, после чего устанавливают приспособление. При этом необходимо строго соблюдать вертикальную центровку рабочего цилиндра с осью клапана. При подъеме цилиндра 5 вверх будет сжиматься пружина клапана, последний откроется и произойдет сброс газа. Если сумма давлений на обоих манометрах ( 1 и 10) будет в пределах 10 - 11 5 кгс / см2 и при этом клапан будет открываться, то можно считать, что клапан срабатывает при заданном давлении. Если предохранительный клапан не срабатывает в диапазоне 15 % от рабочего давления настройки, то его регулируют и снова проверяют при помощи приспособления. Если клапан не поддается проверке и настройке при помощи приспособления, то необходимо произвести его ревизию в условиях мастерской. При ревизии клапан, снятый с резервуара, проверяется на герметичность и заданное давление срабатывания на специальном стенде. [21]
Проведение временных огневых работ на действующих резервуарах без применения мер, исключающих возникновение пожара ( взрыва) запрещается. [22]
Поскольку очистка и окраска внутренней поверхности действующего резервуара сложны в технологическом отношении, целесообразно эти работы проводить при монтаже резервуара, до-сборки крыши. Тогда операции по подготовке и окраске поверхности и техническое обеспечение их ( установка лесов, оборудование специального освещения и вентиляции и др.) значительно упрощаются. [23]
С целью количественной оценки НДС стенки соседних действующих резервуаров от импульсного нагружения ударной волны проведены экспериментальные исследования в натурных условиях. [24]
Для уточнения были проведены экспе-именты на других действующих резервуарах. [25]
Тем не менее, порядка 50 % ныне действующих резервуаров имеют протекторную защиту. В соответствии с ГОСТ Р 51164 - 98 и отраслевыми инструкциями в случае отсутствия источников электроснабжения, все вновь вводимые резервуары и трубопроводы должны обеспечиваться протекторной защитой. [26]
При проведении плановых или контрольно-проверочных испытаний на действующем резервуаре, заполненном нефтью, при определении инерционности, выход пены фиксируется из напорного узла для промывки и испытания системы, задвижка которого находится в открытом состоянии. [27]
Испытания проводятся на вводимые в эксплуатацию или на действующие резервуары. [28]
Для борьбы с - коррозией на внутреннюю поверхность действующих резервуаров по рекомендации ЦНИПРа НГДУ Октябрьск-нефть была нанесена смесь из краски ХС717 ( 79 %), диметилгли-кольуретана ( 13 2 %), алюминиевой пудры ( 7 8 %) и растворителя, состоящего из 26 % ацетона, 12 % бутил ацетон а я 62 % толуола. [29]
При приемочных, плановых и контрольно-проверочных испытаниях на действующих резервуарах - проверка производится на одном из вводов, путем налива пены в мерную емкость V 10 л на крыше резервуара. [30]
Страницы: 1 2 3 4