Памятка по борьбе с потерями нефти и нефтепродуктов, страница 7

Рис. 18. Схема пенокамеры.

1  — пепослив пенокамеры; 2 — диффузор; 3 — диаф­рагма;   4  --  прижимное  кольцо; 5 — крышка  пенока­меры;6 —  патрубок   с   фланцем   (крепление   пенокамеры);  7  — отбойный  козырек.

Пропуски паров  нефтепродуктов:

1 -    через   дефектную   диафрагму;   2 — из-под крышки пенокамеры.

Рис. 19. Следите за уровнем жидкости в гидрозатворе УДУ.  Отсутствие жидкости повлечет к  по­паданию паров в полость показывающего прибора и их потерям через имеющиеся неплотности.

Рис. 20. Неправильно затянутые болты или плохо поставленная   прокладка   могут   послужить   при­чиной   появления  течи   нефтепродукта во фланце люк-лаза.

64. Сифонный кран может служить одним из источников потерь нефтепродуктов за счет утечек, наиболее вероятной причиной утечек может быть плохо набитый сальник или не­притертые поверхности пробки  (см. рис. 21).

Рис. 21. Сифонный кран — один из возможных источ­ников  потерь нефтепродукта,  причиной  их может слу­жить плохо набитый сальник или непритертые поверх­ности пробки.

65. При спуске подтоварной воды из резер­вуаров нельзя допускать утечек нефтепродук­та вместе с водой. Этого легко достигнуть ви­зуальным осмотром пробы воды, периодически отбираемой в стеклянный цилиндр (см. рис. 22).

Рис. 22. Визуальный осмотр пробы воды, периодически отбираемой в стеклянный цилиндр, на отсутствие нефтепродукта.

66. В резервуарах с понтонами необходимо периодически проверять степень насыщенно­сти парами бензинов воздушного простран­ства над понтоном. Высокая концентрация па­ров (выше 10%) указывает на имеющуюся неисправность понтона: плохое состояние уплотняющего затвора или повреждение ков­ра. Концентрацию паров бензина определяют на газоанализаторе типа ГХП/3 м (Орса Фи­ллера); в качестве поглотителя в приборе ис­пользуют керосин.

Б. Трубопроводы

67.  Основным условием к снижению   и уст­ранению потерь нефтепродуктов на трубопро­водах является создание герметичности в раз­личных соединениях труб, запорной   арматуре на задвижках и в насосах (см. рис. 23).

Рис. 23. При осмотре запорной арматуры в  первую

очередь обращают внимание на плотность фланцевых

соединений,   на правильность   набивки   сальников и

плотность  резьбовых  соединений.

68.  Для уплотнения фланцев и других   соединений применяются прокладочные материа­лы, обладающие достаточной упругостью, плотностью и устойчивостью. Для изготовле­ния прокладок рекомендуется применять бензостойкий паронит, специально подготовлен­ный картон, а для люков — полихлорвинило­вый пластикат.

69. Уплотнение  сальников рекомендуется производить набивкой из асбестового шнура, предварительно пропитанного безводным гли­церином в смеси с серебристым графитом.

70.  Аварийные замазкиприменяются в виде временного средства, предупреждающего вы­ход паров через неплотности в кровле или для ликвидации  небольших подтеков в трубопрово­дах илистенках тары. Вкачестве замазок при­меняются эпоксидная смола, герметика и др.

Замазка наносится на обезжиренную по­верхность, очищенную до металлического блес­ка, жесткой кистью или шпателем. Неболь­шие отверстия и щели размером до 50 мм за­мазывают втри-четыре слоя без пластырей и заплаток, более крупные, площадью 10—20 см², заделывают пластырями и заплатками или пробками. Существуют и другие способы при­готовления замазок. О способе их приготовле­ния смотри «Правила технической эксплуата­ции резервуаров».  ,

71.  После ремонта запорная арматура   дол­жна подвергаться опрессовке или испытанию наливом керосина на одну ее сторону при за­крытых щечках, клапане или пробке.

Испытание повторяется после многократно­го открытия-закрытия запорного устройства.