Марка Датчика Уровня Молока В Резервуаре

Правила Правила технической эксплуатации резервуаров АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ» ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ 2. АКЦИОНЕРНОЕ. ОБЩЕСТВО «НК «РОСНЕФТЬ» УТВЕРЖДЕНО ОАО «НК «Роснефть» 2. Правила технической. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЗЕРВУАРАМ 2. Классификация резервуаров. Резервуары с защитной и с.

Требования к оборудованию и. Техническое обслуживание. Требования к территории.

ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ. ОПЕРАЦИЙ ПО ПРИЕМУ, ХРАНЕНИЮ И ОТПУСКУ НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ 4. ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ЗАЧИСТКА. РЕЗЕРВУАРОВ 5. ЗАЩИТА РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИ 5. Защита резервуаров от. Защита резервуаров от.

Протекторная защита. Защита от коррозии наружной. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ. ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ 6. Промышленная безопасность 6.

Пожарная безопасность 6. Требования охраны труда 6. Молниезащита резервуаров и. Охрана окружающей среды 7. ДОКУМЕНТАЦИЯ НА ЭКСПЛУАТАЦИЮ.

В нижней части резервуара имеются перемешивающее устройство, датчик нижнего уровня молока, опоры. Резервуар наполняется и освобождается. Резервуар для хранения молока (емкость для хранения, нагрева и имеются перемешивающее устройство, датчик нижнего уровня молока, опоры. Резервуары марок В2-ОМГ-10 и Г6-ОМГ-25 горизонтальные, сосуды из.

Поступил запрос на измерение уровня молока в приемном танке. Сложность в том, что есть пена. Я недавно устанавливал датчик уровня LMP 808, так он почему то поработал немного и умер. В нижней части резервуара располагается перемешивающее устройство, датчик нижнего уровня молока, опоры. Резервуар наполняется и&nbsp.

Устройство позволяет простейшими средствами с погрешностью не более 5 л или 0,5% измерять объем молока в резервуаре в диапазоне 500 8000 л. В танках-охладителях молока Kryos фирмы Westfalia Surge Верхний 8 и средний 9 датчики уровня связаны с отключающим и подключающим. Поэтому уровень молока в резервуаре 1 начинает понижаться.

РЕЗЕРВУАРОВ Часть II. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО.

СОСТОЯНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ 1. Общие требования 1. Обследование. металлоконструкций резервуара 1. Обследование сварных. Обследование состояния. Проверка состояния основания. Оперативное диагностирование.

ОХРАНА ТРУДА ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ. И КОМПЛЕКСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ РЕЗЕРВУАРОВ 3. ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО. ЗАКЛЮЧЕНИЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОБСЛЕДОВАНИЯ 3.

По результатам обследования. ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНЫХ. РАБОТ 4. 1. Общие положения 4. Подготовительные работы 4. Ремонт металлоконструкций 4. Ремонт основания и. Ремонт резервуаров с.

Ремонт резервуаров без. Ремонт резервуаров с двойной. Ремонт (бандажирование). Ремонт металлических и.

ППУ) понтонов и теплоизоляции 5. ОБОРУДОВАНИЕ, МЕХАНИЗМЫ И. МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА РЕЗЕРВУАРОВ 6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РЕМОНТНЫХ. РАБОТ, ИСПЫТАНИЯ И ВВОД РЕЗЕРВУАРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ 7. ОХРАНА ТРУДА И ТРЕБОВАНИЯ.

ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РЕМОНТЕ РЕЗЕРВУАРА 8. КАРТЫ ПРИМЕРНЫХ ИСПРАВЛЕНИЙ. ДЕФЕКТОВ В СТАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРАХ Приложение 1 ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ. РАЗРАБОТКЕ РУКОВОДСТВА Приложение 2 ПАСПОРТ стального вертикального. Приложение 3 ЖУРНАЛ ОСМОТРА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И.

АРМАТУРЫ РЕЗЕРВУАРА Приложение 4 НАРЯД- ДОПУСК на выполнение работ. Приложение 5 Предельно допустимые концентрации вредных.

ГОСТ 1. 2. 1. 0. 05- 8. Приложение 6 РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗМЕРЕНИЯ ТОЛЩИН ЭЛЕМЕНТОВ. РЕЗЕРВУАРА Приложение 7 ИНСТРУКЦИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ. СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНТОНОВ Приложение 8 МЕТОДИКА ИНФРАКРАСНОЙ СПЕКТРОСКОПИИ Приложение 9 МЕТОДИКА КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ С. ПОМОЩЬЮ ПРОНИКАЮЩИХ ЛУЧЕЙ Приложение 1.

МЕТОДИКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ. СОЕДИНЕНИЙ Приложение 1. ОБСЛЕДОВАНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ МЕТОДОМ. АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ Приложение 1. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕЛИЧИНЫ. НЕРАВНОМЕРНОЙ ОСАДКИ ДНИЩА И УКЛОНА ОТМОСТКИ Приложение 1. МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ.

ГЕРМЕТИЧНОСТИ ДНИЩ РЕЗЕРВУАРОВ Приложение 1. Обязательное Акт о готовности проведения. Приложение 1. 5 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РЕМОНТУ РЕЗЕРВУАРОВ В. УСЛОВИЯХ ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ ТЕМПЕРАТУР Приложение 1. ТРЕБОВАНИЯ ОХРАНЫ ТРУДА ПРИ РАБОТЕ С. СОСТАВАМИ НА ОСНОВЕ ЭПОКСИДНЫХ СМОЛ Приложение 1. ФОРМА АКТА ПРИЕМКИ.

РЕЗЕРВУАРА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ПОСЛЕ РЕМОНТА Часть I. Правила технической эксплуатации стальных. Настоящие правила устанавливают основные требования. ОАО НК «Роснефть». Настоящие Правила являются.

Правил технической эксплуатации. Госкомнефтепродуктом СССР. Правила переработаны согласно требованиям законодательных актов. Правительства РФ, новых государственных стандартов, строительных. Руководство предприятий должно.

Общие вопросы приема, обучения и допуска к работе по. Федеральным Законом РФ «О. Общими. правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических. ПБ. 0. 9- 1. 70- 9. ГОСТ. 1. 2. 0. 0. Организация обучения безопасности труда. Требования пожарной.

Правилами пожарной безопасности в. Российской Федерации» ППБ 0. Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий. ВППБ. 0. 1- 0. 1- 9. Типовой инструкцией по организации безопасного проведения. РД. 0. 9- 3. 64- 0.

Межотраслевыми. правилами по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных. Правилами. Полный перечень документов. Правил приведен в Приложении.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РЕЗЕРВУАРАМ 2. Каждый эксплуатирующийся. На понтон должен быть оформлен. Для каждого резервуара должна быть определена базовая. Базовую высоту проверяют: - ежегодно в летнее время; - после зачистки резервуара; - после капитального ремонта. К измерительному люку. Табличку изготавливают из.

Устанавливают табличку после первичной поверки и меняют. Резервуар после окончания. Калибровка резервуара проводится также. Межповерочный интервал для всех типов. Результаты поверки резервуара. Градуированные резервуары. Резервуары подразделяются на.

В качестве основных типов. Вертикальные стальные. Горизонтальные надземные и подземные резервуары, рассчитанные на избыточное давление 0,0. МПа при. конических днищах и 0,0. МПа - при плоских днищах объемом: 3, 5, 1. Новые типы резервуаров.

ПР 5. 0. 2. 0. 09- 9. ГСП. В зависимости от объема и. Класс I - особо опасные резервуары: объемами. Класс II - резервуары повышенной опасности. Класс III - опасные резервуары.

Типы, основные размеры. ГОСТ. 1. 70. 32- 7. Горизонтальные резервуары можно располагать на поверхности или под. Горизонтальные резервуары.

Выбор резервуара для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям ГОСТ. На каждом резервуаре должна. ОГНЕОПАСНО» (на уровне шестого пояса), а также должны быть указаны следующие сведения: - порядковый номер резервуара (на. Н», «С». «В» (у сифонного крана); - значение базовой высоты (внизу. С. понтоном». Допускается не наносить на. ОГНЕОПАСНО», если. Для сокращения потерь.

Плавающие крыши применяются. Па включительно. В процессе эксплуатации не должно. Плавающая крыша должна. Понтоны применяются в.

Резервуары с понтоном. Конструкция понтона должна.

Понтон должен в состоянии. Н). которые перемешаются в любом направлении; при этом понтон не должен. В резервуаре с понтоном. При первом заполнении. После чего ввести резервуар в эксплуатацию. Запрещается эксплуатация. Резервуары с защитной и с двойной стенкой.

Резервуары с защитной стенкой. Резервуары с защитной. ПБ. 0. 3- 3. 81- 0. Правилами устройства вертикальных цилиндрических стальных. Резервуары с защитной. Основной резервуар может. Защитный резервуар выполняется в.

При наличии. на защитном резервуаре атмосферного козырька, перекрывающего межстенное. Высота стенки защитного. Диаметр защитного резервуара должен. При этом ширина межстенного. Доступ в межстенное пространство. Днище основного резервуара. Для лучшего. контроля возможных протечек нефтепродукта днище основного резервуара может.

Уклон днищ резервуаров с защитной. Для обслуживания. Через переходные площадки обеспечивается доступ на кровлю. При размещении резервуаров. СНи. П 2. 1. 1. 0. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы», при этом за диаметр.

Резервуары с защитной стенкой не. Испытания резервуаров с.

Гидравлическое испытание защитного. По результатам испытаний должны. Резервуары с двойной стенкой. Стальные двустенные. Жидкость (этиленгликоль) должна удовлетворять одновременно следующим требованиям; плотность ее должна. Конструкция резервуаров. Периодический контроль.

Испытания должны проводиться путем создания. Жидкостью должно быть заполнено все.

Межстенное пространство должно. Возможность. образования воздушного пространства при увеличении плотности жидкости за счет. Дыхательный патрубок межстенного пространства должен быть. Непрерывный контроль. Величина избыточного давления инертного.

МПа. Для предотвращения повышения. МПа необходимо предусматривать предохранительный клапан. При разгерметизации системы срабатывает световая и звуковая сигнализация и. Резервуары для. нефтепродуктов должны сохранять герметичность в течение не менее 1. Конструкция резервуаров. Запорная арматура.

Крышки, заглушки и соединения. Требования к оборудованию и автоматизации. Каждый резервуар должен быть. В паспорте на резервуар. Резервуары оборудуются в соответствии с проектами. Для стальных вертикальных. Горизонтальные резервуары.

Для контроля давления в резервуарах. Резервуары, которые в.

Не допускается установка. В резервуарах для хранения. Диаметр диска выбирают, исходя из. Приборы контроля уровня. В резервуарах с плавающей крышей или. При отсутствии сигнализаторов.

Для проникновения внутрь. Люки- лазы должны иметь условный. Для осмотра внутреннего. Средства автоматики.

КИП), применяемые в. Основной задачей автоматизации.

Эксплуатация средств. КИП резервуарных парков магистральных. Правилам технической и. РД. 1. 53- 1. 12. ТНП- 0. 28- 9. 7. Резервуары для. нефтепродуктов рекомендуется оснащать следующими типами приборов и средствами.

Средства автоматики. КИП должны эксплуатироваться в соответствии с техническими. Все средства измерений должны быть внесены в Государственный. СИ и иметь сертификат об утверждении типа согласно ПР. ГСП. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств. Перед вводом в эксплуатацию.

Все импортные приборы и. Разрешение Госгортехнадзора России на их применение. России, все взрывозащищенные приборы. Госстандарта России. Перед началом смены. КИП, проверить. наличие и осмотреть первичные средства пожаротушения, инструменты, мелкие запасные части и вспомогательные материалы. Работы по. техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП.

Госстандарта России. Техническое обслуживание и. Техническое обслуживание и.

Планово- предупредительных. График ППР утверждает главный. Капитальный ремонт средств. После капитального ремонта средства. КИП должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к новому. Для обеспечения единства и.

Госстандарта. Поверка осуществляется органами Государственной. ГМС) в соответствии с ПР 5. ГСИ Порядок проведения поверки средств измерений». При нарушениях в работе. Техническое обслуживание резервуаров и.

Техническое обслуживание. Правил и результатов осмотров, с учетом условий эксплуатации.

Технический надзор за эксплуатацией. Профилактический осмотр резервуаров и оборудования должен. Таблица 1 Сроки. текущего обслуживания оборудования резервуаров. При температуре окружающего воздуха ниже - 3. В таких случаях осмотр и очистку клапанов. Предохранительный (гидравлический) клапан В.