ення; 3 - патрубок; 4 - захисна діафрагма; 5 - поворотна рукоятка; 6 - корковий кран
Вогневі запобіжники встановлюють між резервуаром і дихальним або запобіжним клапаном. Вони запобігають проникненню полум'я або іскри в газовий простір резервуара. Вогневої запобіжник складається з литого корпусу з фланцями, всередині якого міститься касета з нержавіючого металу (фольги), що утворює канали малого діаметру.
Принцип дії вогневого запобіжника полягає в тому, що полум'я, потрапляючи в систему каналів малого перерізу, дробиться на окремі дрібні потоки. Поверхня зіткнення полум'я з запобіжником збільшується, зростає тепловіддача стінок каналів, і полум'я гасне.
Для спуску з резервуара підтоварної води застосовується сифонний кран, що представляє собою трубу (рис. 9), пропущену через сальник всередину резервуара. За допомогою спеціальної рукоятки сифонний кран можна встановлювати в робоче положення - вигнутий кінець труби знаходиться у днища резервуара і тиском стовпа нафтопродукту вода, що випала з нього і скупчилася на дні, буде витіснятися з резервуара. Для приведення в неробочий стан трубу повертають горизонтально або вертикально вгору. Вода з труби видаляється випуском частини нафтопродукту. Від пошкоджень і атмосферних опадів сифонний кран захищений спеціальним кожухом.
Для виміру рівня й відбору проб нафтопродуктів резервуари в даний час оснащують поплавковими дистанційними рівнемірами УДУ-5 і зниженими пробовідбірниками ПСР. Поплавок рівнеміра УДУ-5 переміщається вгору і вниз разом з рівнем продукту в резервуарі. Стрічка, до кінця якої прикріплений поплавок, виведена назовні, на стінку резервуара; другий її кінець намотаний на барабан, розміщений в камері, закріпленої на стінці резервуару на висоті близько 1,5 м від основи резервуара. Оператор через віконце камери може зчитувати по стрічці свої рівні продукту у резервуарі. Ці свідчення з допомогою пристроїв телевимірювання можна передавати на відстань.
В
Рис. 10. Обладнання резервуара для темних нафтопродуктів і масел:
1 - Вертикальний патрубок;
2 - підйомна труба
Знижений пробовідбірник дозволяє відбирати середню по висоті пробу продукту, що знаходиться в резервуарі.
При зберіганні нафтопродуктів III і IV класів на відпускних трубопроводах всередині резервуара встановлюють підйомні труби, що дозволяють забирати нафтопродукт з верхніх шарів резервуара, де він має найбільшу температуру і найбільш чисте, оскільки бруд і вода, осідаючи під дією сили тяжіння, збираються в нижніх шарах (рис. 10). Підйомні труби повертаються на шарнірах. Якщо підняти лебідкою кінець труби вище рівня нафтопродукту, запобігають витоку з резервуара при пошкодженні відпускних трубопроводів або їх засувок, тобто підйомна труба виконує роль хлопавки.
Палаючий в резервуарі нафтопродукт можна погасити за допомогою піни, яка ізолює поверхню нафтопродукту від кисню повітря. Піна вводиться в резервуар через пенокамери, монтовані в верхньому поясі резервуара (рис. 11). Подається під тиском по трубах 1 з пенореактівних установок піна розриває мембрану 2 з промасленого картону або листового свинцю, встановлену в камері 3 для попередження витоку бензинових парів, надходить на поверхню нафтопродукту і припиняє горіння. Число пенокамер, що встановлюються на резервуарі, залежить від його діаметра; на кожні 8 - 10 м довжини кола резервуара ставиться по одній пенокамере. В останні роки резервуари обладнають камерами для повітряно-механічної піни, відмінними від наведеної на рис. 11. p> У верхній точці покрівлі резервуарів (Рис. 12), призначених для зберігання темних нафтопродуктів і масел, встановлюється вентиляційний патрубок (див. рис.12) для повідомлення газового простору резервуара з атмосферою. Поперечний переріз патрубка затягнуте сіткою з розміром вічок 0,5 - 0,7 мм. Зверху патрубок закритий знімним ковпаком. Діаметр вентиляційного патрубка 150-250 мм. br/>В
Рис. 11. Пенокамера:
1 - пенопроводи; 2 - мембрана; 3 - корпус камери, 4 - кришка корпусу, 5 - пенослів; 6 - направляючий козирок; 7 - верхній пояс резервуара
В
Рис. 12. Вентиляційний патрубок:
1 - опорний фланець; 2 - труба; 3 - лапа; 4, 10 - болти, 5 - сітка; 6 - кришка труби; 7 - кришка ковпака; 8 - обичайка ковпака; 9 - хомути
1.4 Технічне обслуговування резервуарів
Технічне обстеження резервуарів виконується Відділом технічного нагляду згідно В«Графіка технічного обстеження резервуарів В», затвердженого головним інженером ТПП В«КогалимнафтогазВ». Часткове технічне обстеження виконується не рідше одного разу на п'ять років, повне технічне обстеження - один раз на десять років.
Основне устаткування та арматура резервуара повинні піддаватися профілактичним оглядам згідно В«Календарного графіку В»затвердженого головним інженером НГВУ. Результати огляду та обслуговування повинні бути записані до журналу огляду ...
