Типовой проект 704-1-255с.92 «Резервуар стальной вертикальный цилиндрический для хранения мазута емкостью 1000 м3». Типовой проект 704-1-255с.92 «Альбом 5. Основные положения по монтажу теплоизоляционных конструкций». Вертикальный цилиндрический резервуар для мазута применяется в котельных.Типовой проект 704-1-249с.92 представляет документацию по оборудованию. Данный раздел содержит описание процесса монтажа резервуара в . Резервуар вертикальный стальной РВС - емкость для хранения, приема, откачки и измерения объема нефтепродуктов, газов или воды; проектирование, изготовление, монтаж. Звонки по России бесплатно Чтобы рассчитать стоимость и заказать Типовые проекты вертикальных резервуаров в Группе. ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ. РЕЗЕРВУАРОВДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХГОСКОМНЕФТЕПРОДУКТА СССР1. Краткие. сведения о резервуарах. Резервуары предназначены для. Резервуары - мера вместимости со. Элементы резервуаров в эксплуатационных. Безопасная работа резервуаров. Правил; соблюдения в процессе эксплуатации. Правил. Общие требования к стальным резервуарам. Стальные резервуары для хранения. Вертикальные, цилиндрические. В зависимости от условий эксплуатации и вида хранимого. Горизонтальные цилиндрические. Резервуары эксплуатируются в. Выбор того или иного типа. ГОСТ. 1. 51. 0- 8. II, Прил. 3) и быть обоснован технико- экономическими. Для хранения бензинов и нефти с. ![]() ![]() ![]() Допускается хранить бензины и нефти в. МПа. Не допускается хранить авиационные бензины в. Защитные покрытия (понтоны, плавающие. Стальные резервуары должны. Прил. В отдельных случаях допускается. С 1. 98. 6 г. 2 приведены оптимальные. Каждый действующий резервуар. ![]() Плазменная резка металла. Среди преимуществ изготовления резервуаров по Типовым проектам можно назвать следующие. Типовые проекты КМ КМД ВНИИПИ. Саратовский резервуарный завод изготавливает вертикальные и горизонтальные резервуары как по Типовым . Типовой проект 704-1-249с.92 Резервуар стальной вертикальный цилиндрический для хранения мазута емкостью 100 куб. Основные положения по монтажу теплоизоляционных конструкций.pdf ТП 704-1-249 с.92. Нефть и нефтепродукты следует. Допускается до 0. Стальные горизонтальные. ГОСТ. 1. 70. 32- 7. ГОСТ 8. 3. 46- 7. II, Прил. 2, 5. 4). Места расположения опор и колец, их число. Допускаемые отклонения от основных. Резервуары вместимостью до 8 куб. Резервуары и защитные кожухи к. Внутренние поверхности резервуаров. В резервуарах, предназначенных для. Наружные поверхности резервуаров и. Применяемые для этого. Неокрашиваемые детали (крепежные изделия. Все фланцевые соединения в. По согласованию с потребителем. Прокладки для резервуаров под. Б. по ГОСТ 7. 33. II, Прил. 5. 5). Прокладки фланцевых соединений для. П- 2. 03. 5Т. 1. 1. Элементы резервуаров (горловина. Горизонтальные резервуары. Трубы для подвода и вывода. Горизонтальные резервуары можно. Подземные резервуары перед. Резервуары должны иметь уровни. Требования к основаниям и фундаментам. При выборе площадок для. Для. этого следует ознакомиться с изысканиями, проведенными при сооружении. Окончательно основание и. При строительстве резервуаров на вечномерзлых грунтах. Работы по устройству оснований и. СНи. П 3. 0. 2. 0. II, Прил. Основание резервуара следует. Недопустимо погружение нижней части. Откос основания должен быть. При хранении в резервуаре этилированного бензина. В условиях Крайнего Севера откос основания выполняется по. Материалы для. резервуарных конструкций. При строительстве и ремонте. Для сооружения резервуара. Качество и марка стали должны соответствовать. По состоянию поверхности листовая. ГОСТ 1. 46. 37- 7. ГОСТ. 1. 92. 82- 7. II, Прил. Химический состав, механические. Таблица 1. 2. 1. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ МАРОК СТАЛИ. В понтонах, плавающих крышах. Эти материалы должны также удовлетворять. Защита. металлоконструкций от коррозии. Коррозия стальных металлических. К основным методам защиты. Выбор того или иного метода защиты. При выборе лакокрасочного покрытия. Это покрытие должно удовлетворять. Выполнение работ по защите. Указаниях по защите резервуаров от коррозии настоящих Правил (Прил. Оборудование. резервуаров. На вертикальные, цилиндрические. ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для. Горизонтальные резервуары могут быть. Марка, тип оборудования и. Исполнение, категория условий. ГОСТ 1. 51. 50- 6. ГОСТ 1. 63. 50- 8. II. Прил. Требования по устойчивости к. ГОСТ 1. 51. 50- 6. II, Прил. Дыхательная арматура вертикальных. ГОСТ 2. 30. 97- 7. Прил. По. устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды клапаны. V размещения 1 по ГОСТ 1. ГОСТ 1. 63. 50- 8. II, Прил. Для контроля давления в резервуаре. Резервуары, которые в холодный. Не допускается установка. В резервуарах, хранящих нефть и. Эффективность. дисков- отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска Д и расстояния от. Н. Диаметр диска выбирают конструктивно из. Размеры Н и Д в зависимости от габаритов. Для тушения пожара на резервуарах. СНи. П II- 1. 06- 7. Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий. Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. Патрубки приемораздаточные и. ГОСТов (часть II, Прил. Вязкие нефтепродукты должны. Конструкции подогревателей. В основном рекомендуется использовать. Подогреватели предназначены для. Подогреватели должны обеспечивать. В резервуарах проводят общий. Выбор способа подогрева зависит от. За расчетную температуру окружающего. Электроподогрев общим способом. При этом подогревают весь объем. Местный способ электроподогрева. Объем камеры. принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта. Вязкие нефтепродукты при объеме. Комбинированный способ. Комбинированный способ целесообразно применять при. Промежуточный резервуар заполняют по. Для ускорения заполнения диаметр. Промежуточный. резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара. Объем промежуточных резервуаров. Электрооборудование, аппараты и. ГОСТ 1. 2. 2. 0. 20- 7. Правил технической эксплуатации нефтебаз (Прил. Автоматика и. КИП1. Резервуары для нефти и. Для измерения массы, уровня и. В типовых проектахвертикальных резервуаров для. СУУЗ). предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижним уровнямив резервуарах. Для автоматизации выполнения. СУУЗ- 1, контролирующие. СУУЗ- 2, оснащенные двумя. СУУЗ- 3, которые отличаются. СУУЗ- 2 наличием третьего датчика, устанавливаемого на 2. СУУЗ- 1. Р, предназначенные. Допускается. применение других средств автоматизации, которые по техническим характеристикам. Сигнализатор максимального. В резервуарах с плавающей крышей. В резервуарах, предназначенных для. На трубопроводах откачки подтоварной воды. Перфорированные трубы. КИП, должны иметь отверстия. В резервуарах должен быть. ГОСТ 2. 51. 7- 8. II, Прил. Система автоматического. СНи. П II- 1. 06- 7. II, Прил. При реконструкции и модернизации. Контрольно- измерительные системы. Приемка новых. резервуаров в эксплуатацию. Монтаж вновь построенного. Примечание. Монтаж неметаллических. Техническая документация на синтетические. Приемку нового резервуара после. До начала испытаний организации. СНи. П III- 1. 8- 7. II, Прил. Для резервуаров с понтоном. В технической. документации на понтон должна быть указана его масса. Для защитных покрытий из. Перед гидравлическими испытаниями. Отклонения геометрических размеров формы. СНи. П III- 1. 8- 7. Таблица 1. 6. 1. ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ ПРИ МОНТАЖЕ КОНСТРУКЦИЙ. РЕЗЕРВУАРОВ. Нижняя часть наружного. Таблица 1. 6. 2. ДОПУСТИМЫЕ ОТКЛОНЕНИЯ (В ММ)НАРУЖНОГО КОНТУРА ДНИЩА ОТ ГОРИЗОНТАЛИ. Измерения проводятся для. Проверка отклонений проводится не реже. Для 2. 0% образующих (по которым. На уровне остальных поясов допускаемое. При определении отклонений учитывается. Предельные отклонения даны для стенок. В случае применения листов другой ширины предельные. Таблица 1. 6. 4. ДОПУСТИМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ВЫПУЧИН ИЛИ ВМЯТИННА ПОВЕРХНОСТИ СТЕНКИ ВДОЛЬ ОБРАЗУЮЩЕЙ, +/- ММ. Периметр наружной стенки понтона. Отклонение от вертикали наружной. Горизонтальность верхней кромки наружной. Вертикальность направляющих стоек. Ось направляющей стойки должна. Зазоры между верхней кромкой. Результаты. измерений сопоставляют с проектными данными. Вертикальные сварные швы первого. В резервуарах вместимостью 1. При полистовой сборке стенки. Врезка и приварка патрубков. Усилительные воротники резервуарного. Герметичность всех швов днища. Длина снимка должна быть не менее. Взамен просвечивания сварных соединений. По внешнему виду швы сварных соединений. В конструкциях, воспринимающих динамические нагрузки. Отклонения геометрических швов. ГОСТ 5. 26. 4- 8. ГОСТ. 8. 71. 3- 7. ГОСТ 1. 47. 71- 7. Прил. При приемке из монтажа. ПСР и центральной стойки; состояние швов и материалов ковра. Требования при. испытании резервуаровна герметичность и прочность. Приемку резервуаров в эксплуатацию. Перед проведением гидравлических. Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации. При проведении гидравлических. Весь персонал, принимающий участие. На все время испытаний устанавливается. Лица, проводящие гидравлические испытания. Испытание резервуаров на. Во время повышения давления или. Контрольные приборы. При отсутствии гибкого участка. Резервуары с металлическими или. Указаниях по изготовлению. ВСН 3. 11- 8. 1, а также. Испытания резервуаров на прочность. При испытании резервуаров. При обнаружении течи из- под края. При появлении трещин в сварных швах стенки испытания прекращают и воду. I до IV; до пояса V при обнаружении трещин в. VI и выше. 1. 7. 1. Гидравлические испытания. При. необходимости проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по. Герметичность кровли. При этом необходимо. U- образного манометра, так как давление может. В процессе испытания сварные соединения необходимо смачивать снаружи. Примечание. Избыточное давление можно. Гидравлические испытания. ВСН. 3. 11- 8. 1 до установки уплотняющих затворов. При этом в резервуарах с плавающими. Скорость подъема (опускания) понтона или. В начальный период наполнения резервуара. Движение понтона. Резервуары вместимостью до 2. Резервуар считается. Горизонтальные заглубленные. Промышленные сооружения. Нормы проектирования). Основные. положения по обеспечениюнадежности резервуаров в эксплуатации. Надежность резервуаров - свойство. Оценка уровня надежности. СНи. П III- 1. 8- 7. II, Прил. 3. 3) и Руководством по. РД (Прил. Порядок и методы контроля. ГОСТ 2. 7. 4. 01- 8. СТ СЭВ 4. 49. 2- 8. II. Прил. Критериями, характеризующими. Для. поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные. Вероятность безотказной работы служит количественным. Показателем. долговечности может служить ресурс или срок службы; ремонтопригодность элементов резервуаров. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют. Основными факторами. Своевременная и качественная. Такую оценку можно получить только на основании. Требования к. территории резервуарного парка. Устройство, взаимное расположение. СНи. П II- 1. 06- 7. Правил технической эксплуатации нефтебаз. Резервуарные парки складов нефти и. При размещении резервуарных парков нефти и нефтепродуктов на. Указанные мероприятия должны. Обвалование резервуаров должно. СНи. П. II- 1. 06- 7. Правил пожарной безопасности при эксплуатации предприятий. Госкомнефтепродукта СССР (часть II, Прил. При строительстве и реконструкции. Задвижки. устанавливаемые на подводящих трубопроводах резервуаров для нефтепродуктов с.
0 Comments
Leave a Reply. |
Details
AuthorWrite something about yourself. No need to be fancy, just an overview. Archives
December 2016
Categories |