Стр. 3
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9
них отбирают пробы. Каждую пробу делят на две части: одна - на
случай арбитражного анализа, другая - для контрольного анализа.
172. Нефтепродукты, которые выдаются в мелкой таре или
отгружаются в автоцистерны, не анализируются, если на каждую партию,
подлежащую отгрузке, имеется паспорт качества со сроком давности, не
превышающим установленного, и если отсутствуют признаки ухудшения
качества нефтепродуктов.
При отгрузке нефтепродуктов со склада паспорт качества выдается
получателю по его требованию.
173. При отгрузке авиационных бензинов и топлива для реактивных
двигателей железнодорожным транспортом паспорта о качестве во всех
случаях должны быть приложены к накладной на каждую цистерну.
174. Паспорт качества заполняется по показателям стандартов
(ТУ) на нефтепродукт. Значения показателей, не определяемых
лабораторией организации, проставляются по паспорту поставщика,
выданному при поставке нефтепродукта на склад нефтепродуктов.
ГЛАВА 13
ЛАБОРАТОРНЫЙ КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
175. На складах нефтепродуктов контроль качества нефтепродуктов
проводится в лабораториях, аттестованных в соответствии с
требованиями нормативных актов Республики Беларусь в объеме
приемо-сдаточных и контрольных анализов, с выдачей паспорта качества
нефтепродукта.
176. Лаборанты, выполняющие анализ нефтепродуктов, должны иметь
соответствующую теоретическую и практическую подготовку,
обеспечивающую квалифицированное проведение анализов
нефтепродуктов.
177. Контрольный анализ нефтепродуктов проводится:
при длительном хранении бензина и топлива для реактивных
двигателей - не реже одного раза в 6 месяцев;
при хранении дизельного топлива и масел - один раз в год;
после закачки новой партии нефтепродукта в резервуар - не позже
24 часов после закачки нефтепродукта.
178. При приеме нефтепродукта обязательно проведение анализа в
объеме требований стандартов в следующих случаях:
цистерны не имеют пломб или пломбы неисправны;
цистерны опломбированы не на станции отправления, а на
промежуточной станции;
номера цистерн не совпадают с номерами, указанными в документах
отправителя;
нефтепродукты поступили в неисправной таре или с нарушенной
заводской упаковкой;
нефтепродукты прибыли без паспорта;
по данным контрольного анализа или по данным паспорта
отправителя обнаружено несоответствие качества нефтепродукта
требованиям стандартов (ТУ);
паспорт на поступивший нефтепродукт заполнен не по всем
показателям, предусмотренным стандартом (ТУ).
179. Учет результатов анализа (качества) нефтепродуктов ведется
в журнале анализов нефтепродуктов.
ГЛАВА 14
ВОССТАНОВЛЕНИЕ КАЧЕСТВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
180. Показатели качества нефтепродуктов, имеющих отклонения от
стандартов (ТУ), могут быть восстановлены путем:
отстаивания, фильтрования, сепарации и осушки;
смешения с нефтепродуктом той же марки, имеющим запас качества
по данному показателю.
181. У топлива могут быть исправлены октановое число,
фракционный состав, плотность, вязкость, температура вспышки в
закрытом тигле, содержание фактических смол, серы, механических
примесей и воды.
182. У масел могут быть исправлены вязкость, температура
вспышки, кислотное число, плотность, содержание механических
примесей и воды.
183. Обезвоживание нефтепродуктов достигается путем отстаивания
в резервуарах. Дизельное топливо и мазут для ускорения обезвоживания
нагревают до 40-50°С, а масла - до 60-80°С в резервуарах,
оборудованных паровыми змеевиками или электроподогревателями.
При обезвоживании нефтепродуктов вода, скапливающаяся в нижней
части резервуара, подлежит удалению.
184. Механические примеси из нефтепродуктов удаляются путем их
отстоя с последующей перекачкой через фильтр в чистый резервуар.
185. До проведения работ по смешению нефтепродуктов
необходимо:
провести анализ нефтепродуктов, подлежащих смешению;
установить расчетным путем количество каждого компонента в
смеси продуктов;
проверить правильность расчета путем анализа в лаборатории;
подготовить тару (резервуары), средства перекачки и другое
оборудование.
РАЗДЕЛ V
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ
ГЛАВА 15
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
186. На складах нефтепродуктов эксплуатируются сооружения и
оборудование, предназначенные для проведения операций по приему,
хранению и отпуску нефтепродуктов.
187. При эксплуатации складов нефтепродуктов сооружения и
оборудование должны соответствовать требованиям технических
нормативных актов и находиться в исправном состоянии.
Запрещается эксплуатация сооружений, оборудования, механизмов и
инструмента в неисправном состоянии, а также при нагрузках и
давлении выше паспортных.
188. Эксплуатация, техническое обслуживание и ремонт сооружений
и оборудования на складах нефтепродуктов должны осуществляться в
соответствии с требованиями технических нормативных актов на эти
сооружения и оборудование, правил пожарной безопасности системы
противопожарного нормирования и стандартизации, настоящих Правил и
других технических нормативных актов.
189. Для применяемого в технологическом процессе основного
оборудования заводом-изготовителем (проектной организацией) должен
устанавливаться допустимый срок службы (ресурс), а для трубопроводов
и арматуры - расчетный срок эксплуатации, что должно отражаться в
проектной документации и технических паспортах.
190. Пуск в эксплуатацию модернизированного или вновь
смонтированного оборудования осуществляется комиссией после проверки
соответствия его проекту и требованиям инструкций
завода-изготовителя на монтаж и эксплуатацию оборудования.
191. При обнаружении в процессе технического
освидетельствования, монтажа или эксплуатации несоответствия
оборудования требованиям технических нормативных актов такое
оборудование не должно быть допущено к эксплуатации.
192. Изменения в конструкцию оборудования могут быть внесены
только на основании проектной документации.
ГЛАВА 16
ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ
193. Руководством организации должен быть установлен постоянный
контроль за техническим состоянием строительных конструкций
производственных зданий и сооружений. Особое внимание необходимо
уделить несущим частям конструкций, подверженным динамическим
нагрузкам, перекрытиям и фундаментам, два раза в год производить
осмотр зданий и сооружений с составлением актов.
194. При обнаружении повреждений и неисправностей в зданиях и
сооружениях должны быть приняты меры к предотвращению
распространения повреждений и их устранению.
195. На складе нефтепродуктов должен быть заведен журнал
осмотров и ремонта сооружений и зданий. Форма журнала приведена
согласно приложению 5.
Записи в журнале производятся ответственным за исправное
состояние сооружений и зданий.
196. Металлические конструкции в целях защиты от коррозии
необходимо периодически окрашивать. Деревянные конструкции
необходимо покрывать или пропитывать антисептиком и обеспечивать их
огнестойкость согласно классу пожароопасности помещения.
197. За осадкой фундаментов наиболее ответственных зданий и
сооружений (резервуаров, насосных, эстакад, водонапорных башен,
котельных, дымовых труб и других) необходимо установить постоянный
контроль.
198. На складах нефтепродуктов должно быть смонтировано
согласно проекту внутреннее и наружное (в том числе охранное)
освещение. Охранное освещение должно монтироваться раздельно от сети
наружного освещения.
199. Для пешеходного движения по территории склада
нефтепродуктов должны быть устроены тротуары шириной не менее 0,75
м.
200. Подземные технологические трубопроводы, сети водопровода,
канализации и теплоснабжения, кабельные и другие коммуникации,
сооружения и колодцы должны иметь на поверхности земли указатели с
соответствующей привязкой.
201. Ответственность за техническую эксплуатацию территории,
сооружений, отдельных цехов и участков склада нефтепродуктов несут
их руководители согласно приказу руководителя организации.
ГЛАВА 17
РЕЗЕРВУАРЫ
202. При проектировании, строительстве, реконструкции и
модернизации резервуарных парков складов нефтепродуктов необходимо
соблюдать требования, изложенные в СНБ 3.02.01-98.
203. Эксплуатация и техническое обслуживание резервуаров,
ремонт и приемка новых резервуаров должны осуществляться в
соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации
резервуаров и инструкции по их ремонту, утвержденных Государственным
комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами 26 декабря 1986 г.
204. Основания резервуаров следует защищать от размыва
атмосферными водами, обеспечивать беспрепятственный их отвод с
площадки резервуарного парка или от отдельно стоящего резервуара к
устройствам канализации. Недопустимо погружение нижней части
резервуара в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуара.
Разность отметок диаметрально противоположных точек днища
эксплуатируемых резервуаров не должна превышать 150 мм.
Откос основания резервуара должен быть покрыт несгораемым
материалом.
205. Внутри обвалования резервуарного парка размещение задвижек
не допускается, кроме запорных, установленных непосредственно у
резервуара и предназначенных для обслуживания данного резервуара.
Колодцы и камеру управления задвижками следует располагать с внешней
стороны обвалования.
206. Приемка нового резервуара в эксплуатацию после монтажа
осуществляется комиссией в установленном порядке.
207. Герметичность всех швов днища проверяют с помощью
вакуум-камеры, а швов других частей резервуара - керосином.
При необходимости следует применять контроль сварных соединений
просвечиванием, проникающим излучением или ультразвуковой
дефектоскопией.
208. Приемку резервуаров в эксплуатацию проводят после
испытания резервуаров на герметичность и прочность с полностью
установленным на них оборудованием, внешнего осмотра и установления
соответствия представленной исполнительной документации требованиям
проекта.
209. Обнаруженные при внешнем осмотре дефекты необходимо
устранить до проведения испытаний элементов резервуара на
герметичность посредством вырубки и выплавки соответствующих
участков швов с последующей сваркой.
Подчеканка сварных соединений не допускается.
210. Испытание резервуаров на герметичность должно проводиться
заполнением их водой до высоты, предусмотренной проектом.
211. Перед проведением гидравлических испытаний резервуаров
необходимо выполнить работы по устройству ливневой канализации.
Перед началом наполнения резервуара с колодца ливневой канализации
следует снять крышки, а вокруг колодца соорудить ограждение.
212. Персонал, принимающий участие в проведении гидравлических
испытаний, должен пройти инструктаж. На время испытаний
устанавливается граница опасной зоны с радиусом не менее двух
диаметров резервуара, внутри которой не допускается нахождение
людей, не связанных с испытаниями. Лица, проводящие гидравлические
испытания, в период заполнения резервуара водой должны находиться
вне опасной зоны.
213. Если давление или вакуум превышают допустимые, осмотр
резервуара разрешается не ранее чем через 10 мин после достижения
установленных испытательных нагрузок. Контрольные приборы должны
устанавливаться вне опасной зоны или в надежных укрытиях.
214. При обнаружении течи из-под края днища через контрольные
трубки, при появлении мокрых пятен на поверхности отмостки испытание
прекращают, сливают воду и устраняют причину течи. При обнаружении
трещин в швах поясов корпуса испытания прекращают и воду сливают на
один пояс ниже при обнаружении трещин в поясах 1-4; до пояса 5 - при
обнаружении трещин в поясе 6 и выше.
215. Гидравлические испытания рекомендуется проводить при
температуре окружающего воздуха 5°С и выше. При необходимости
проведения испытаний в зимнее время должны быть приняты меры по
предотвращению замерзания воды в трубах и задвижек, а также
обмерзания стенок резервуара. Резервуар считается выдержавшим
гидравлическое испытание, если в процессе испытания и по истечении
24 часов на поверхности корпуса резервуара или по краям днища не
появится течь и уровень не будет снижаться.
216. Испытания резервуаров на прочность проводят только на
расчетную гидравлическую нагрузку. При испытании резервуаров низкого
давления принимается размер избыточного давления на 25%, а вакуум на
50% больше проектной величины, если в проекте нет других указаний.
Продолжительность нагрузки 30 мин.
217. При приемке из монтажа резервуаров с металлическими или
синтетическими понтонами необходимо проверить:
величину зазора между стенкой резервуара и бортом понтона и
плотность прилегания кольцевого затвора, затворов направляющих труб,
труб ручного замера уровня, сниженного пробоотборника и центральной
стойки;
состояние швов и материалов ковра (непровары, разрывы, трещины,
посторонние включения, расслоение и вздутие не допускаются);
состояние коробов, поплавков;
наличие крепления заземления;
крепление секций затвора с кольцом жесткости;
наличие защиты от статического электричества;
работоспособность конструкции затвора;
работоспособность дренажных устройств;
работоспособность уровнемера, пробоотборника.
218. Если при изготовлении или монтаже понтона были допущены
отступления от проекта или рекомендаций организации-разработчика,
приемку следует производить в присутствии представителя
организации-разработчика.
219. Гидравлические испытания резервуаров с понтонами
(плавающими крышами) необходимо проводить до установки уплотняющих
затворов. При этом необходимо в резервуарах с плавающими крышами
наблюдать за работой подвижной лестницы, дренажного устройства и
другого оборудования. Скорость подъема (опускания) понтона или
плавающей крыши при гидравлических испытаниях не должна превышать
эксплуатационную. В начальный период наполнения резервуара водой
необходимо следить через люк-лаз за подъемом понтона. Движение
понтона (плавающей крыши) должно быть плавное, без рывков, шума и
попадания жидкости на поверхность понтона.
220. Эксплуатация и обслуживание понтонов производятся в
соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями
по их эксплуатации.
221. Производительность наполнения и опорожнения резервуара не
должна превышать суммарную пропускную способность установленных на
резервуаре дыхательных, а также предохранительных клапанов или
вентиляционных патрубков.
222. При наполнении и опорожнении резервуаров с понтонами или
плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или
плавающей крыши не должна превышать 6 м/ч. Допустимая скорость
подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в
технической документации на понтон.
Скорость подъема уровня нефтепродукта до нижней плоскости
понтона из пенополиуретана при заполнении пустого резервуара не
должна превышать 3,5 м/ч.
223. Эксплуатируемые на складах нефтепродуктов резервуары
подразделяются на вертикальные стальные цилиндрические и
горизонтальные стальные цилиндрические, а также на:
типовые вертикальные стальные цилиндрические резервуары
вместимостью от 100 до 20000 куб.м со стационарной крышей,
рассчитанные на избыточное давление 0,002 МПа;
с понтоном или плавающей крышей без давления.
224. Горизонтальные надземные и подземные резервуары рассчитаны
на избыточное давление 0,07 МПа при конических днищах и 0,04 МПа -
при плоских днищах.
225. Каждый эксплуатирующийся резервуар должен:
соответствовать типовому проекту, иметь технический паспорт;
быть постоянно оснащен полным комплектом оборудования,
предусмотренным типовым проектом;
иметь порядковый номер, четко написанный на корпусе согласно
технологической схеме резервуарного парка;
иметь номер заглубленного резервуара, указанный на специально
установленной табличке.
226. На каждый резервуар должна быть составлена технологическая
карта согласно приложению 6.
227. Для каждого резервуара должна быть определена базовая
высота (высотный трафарет), то есть расстояние по вертикали от днища
резервуара до верхнего края замерного люка или замерной трубы в
постоянной точке измерения. Величину базовой высоты следует
проверять ежегодно и оформлять актом.
228. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары должны
быть оснащены следующим оборудованием:
дыхательными клапанами;
предохранительными клапанами;
огневыми предохранителями;
приборами контроля;
противопожарным оборудованием;
приемо-раздаточными патрубками;
вентиляционными патрубками;
сифонным водоспускным краном;
хлопушками;
люками-лазами;
люками световыми;
люками замерными;
устройством по отводу статического электричества.
229. Дыхательная арматура, установленная на крыше резервуара,
должна быть отрегулирована на проектное давление, а правильность ее
работы проверена в соответствии с инструкциями по эксплуатации и
паспортами.
230. Запрещается отогревать огнем арматуру резервуара в случае
замерзания. Для этой цели могут быть применены водяной пар или
горячая вода.
231. Основное оборудование и арматура, установленные на
резервуаре, должны подвергаться профилактическому осмотру в
следующие сроки:
дыхательный клапан - не реже двух раз в месяц в теплое время
года и не реже одного раза в 10 дней при отрицательной температуре
окружающего воздуха;
предохранительный гидравлический клапан - не реже двух раз в
месяц в теплое время года и не реже одного раза в 10 дней при
отрицательной температуре окружающего воздуха;
огневой предохранитель - при положительной температуре воздуха
один раз в месяц, а при отрицательной - один раз в 10 дней;
вентиляционный патрубок - один раз в месяц;
пенокамеры и пеногенераторы - один раз в месяц;
прибор для измерения уровня и отбора средней пробы,
ограничитель уровня - не реже одного раза в месяц;
приемо-раздаточные патрубки - каждый раз при приеме-отпуске, но
не реже двух раз в месяц;
перепускное устройство на приемо-раздаточном патрубке - каждый
раз при приеме-отпуске, но не реже двух раз в месяц;
задвижки (запорные) - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже
двух раз в месяц;
люк замерный, люк световой - при каждом пользовании, но не реже
одного раза в месяц (люки световые без вскрытия);
сифонный кран - каждый раз при приеме-отпуске, но не реже двух
раз в месяц.
Результаты осмотра и устраненные неисправности оборудования и
арматуры резервуаров заносят в журнал осмотра оборудования и
арматуры согласно приложению 7.
232. Для обеспечения нормальной работы дыхательных клапанов в
зимний период года необходимо регулярно очищать их от инея во
избежание примерзания тарелок к седлам и перекрытия сечения клапана.
В таких случаях осмотр и очистку клапанов необходимо производить
через 3-4 дня, а иногда и чаще в зависимости от минимальной
температуры окружающего воздуха и условий эксплуатации.
233. Резервуары, которые в холодный период года заполняются
нефтепродуктами с температурой выше 0°С, следует оснащать
непримерзающими дыхательными клапанами.
234. Специальные средства для сокращения потерь нефтепродуктов
должны применяться в соответствии с проектной документацией и на
основе технико-экономического обоснования.
235. Металлические резервуары необходимо периодически
зачищать:
не менее двух раз в год - для реактивного топлива, авиационных
бензинов, авиационных масел и их компонентов, прямогонных бензинов;
не менее одного раза в год - для присадок к смазочным маслам и
масел с присадками;
не менее одного раза в два года - для масел без присадок,
автомобильных бензинов, дизельного топлива, парафинов и других
аналогичных им по свойствам нефтепродуктов.
Резервуары для мазутов, моторного топлива и других аналогичных
по свойствам нефтепродуктов необходимо зачищать по мере
необходимости, определяемой условиями сохранения их качества,
надежной эксплуатации резервуаров и оборудования.
236. Резервуары зачищают также при необходимости:
смены сорта хранящегося нефтепродукта;
освобождения от пирофорных отложений, высоковязких осадков с
наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;
очередного или внеочередного ремонта, а также при проведении
полной комплексной дефектоскопии.
237. Зачистку резервуаров от остатков нефтепродуктов
рекомендуется производить механизированным способом с применением
специальных средств и устройств, которые должны отвечать требованиям
безопасности.
238. Зачистка резервуаров должна выполняться в соответствии с
Инструкцией по организации безопасного проведения работ по зачистке
резервуаров от остатков нефтепродуктов, разработанной на основании
Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных
работ, утвержденной Госгортехнадзором СССР 20 февраля 1985 г., и
утвержденной руководителем организации.
239. На производство зачистных работ оформляется наряд-допуск
на выполнение газоопасных работ по установленной форме согласно
приложению 8.
К наряду-допуску должны быть приложены схемы обвязки и
установки зачистного оборудования, утвержденные руководством
организации по согласованию с аварийно-спасательной службой.
240. В зависимости от выполняемых работ концентрацию паров
нефтепродуктов в резервуаре необходимо обеспечить в соответствии с
ГОСТ 12.1.005-88 "Система стандартов безопасности труда. Общие
санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны" (далее -
ГОСТ 12.1.005-88):
не более 0,1 г/куб.м - для резервуаров из-под бензинов перед их
ремонтом с применением огневых работ и другими работами, связанными
с пребыванием работников в резервуаре без защитных средств органов
дыхания и спецодежды;
не более 2,0 г/куб.м (5% НПВ) - при выполнении огневых работ
без пребывания работников внутри резервуара;
не более 8,0 г/куб.м (20% НПВ) - для резервуаров из-под светлых
нефтепродуктов перед их осмотром, ремонтом (без применения огневых
работ), окрашиванием, градуировкой с доступом работников внутрь
резервуара в защитных средствах;
не более 12,5 г/куб.м (50% НПВ) - при выполнении указанных
работ без доступа работников внутрь резервуара.
Огневые работы должны проводиться в соответствии с требованиями
Правил пожарной безопасности и техники безопасности при проведении
огневых работ на предприятиях Республики Беларусь, утвержденных
Главным управлением пожарной охраны Министерства внутренних дел
Республики Беларусь 31 июля 1992 г. и Госпроматомнадзором Республики
Беларусь 28 июля 1992 г.
Допуск работников в резервуар для выполнения зачистных работ
производится только в средствах защиты органов дыхания и
спецодежде.
241. Бригада может приступить к работе внутри резервуара в
присутствии ответственного лица только после получения акта
готовности резервуара к зачистным работам и при оформленном
наряде-допуске.
Перед допуском рабочих в резервуар производится контрольный
анализ воздуха на содержание в нем паров нефтепродуктов и других
газов. Результаты анализа оформляются справкой по форме согласно
приложению 9 и заносятся в журнал учета анализов концентрации паров
углеводородов и других газов по форме согласно приложению 10.
242. По окончании зачистных работ составляется акт на
выполненную зачистку резервуара по форме согласно приложению 11.
243. Работы по антикоррозионной защите наружной и внутренней
поверхности резервуаров выполняются в соответствии со специальными
инструкциями по нанесению защитных покрытий. В качестве
антикоррозийных покрытий внутренней поверхности резервуаров с
нефтепродуктами применяются эмали марок XC-717, ХС-5132, ХС-928. В
качестве атмосферостойких покрытий наружных поверхностей резервуаров
применяются эмали марок ПФ-5135, ПФ-115 (белая), ЭФ-5144, АК-М02,
AK-194, МС-17 (серая), АС-115 или аналогичные.
244. Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат
периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их
технического состояния в соответствии с требованиями Руководства по
обследованию и дефектоскопии вертикальных стальных резервуаров,
утвержденного Министерством нефтяной промышленности СССР и
Государственным комитетом СССР по обеспечению нефтепродуктами 18
апреля 1985 г. Обследование и дефектоскопию резервуаров выполняют
специализированные организации, имеющие разрешение на выполнение
этих работ.
245. По результатам обследования и комплексной дефектоскопии
составляется заключение о техническом состоянии резервуара, его
пригодности к ремонту и условиях дальнейшей эксплуатации. В
заключении должны быть даны предложения по ремонту резервуара.
Выводы и предложения должны быть четкими и конкретными, не
допускающими двоякого толкования.
246. Организация, подготовка и техническое выполнение ремонтных
работ резервуаров должны выполняться в соответствии с Правилами
технической эксплуатации резервуаров и инструкциями по их ремонту.
ГЛАВА 18
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ
247. В состав технологических трубопроводов входят
внутрискладские трубопроводы, соединительные детали трубопроводов,
запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и
контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.
248. Допускается эксплуатировать сборно-разборные трубопроводы
со специальными стыковыми соединительными приспособлениями, а также
трубопроводы из негорючих материалов (стеклопластиков),
обеспечивающих необходимую механическую, химическую и температурную
стойкость и не влияющих на качество перекачиваемых нефтепродуктов.
При этом должны быть предусмотрены специальные устройства для отвода
статического электричества.
249. Запорная, регулирующая, предохранительная арматура должна
размещаться в местах, удобных и легкодоступных для управления и
обслуживания, согласно проекту.
Коренные задвижки резервуаров должны быть стальными независимо
от хранимого нефтепродукта и устанавливаться непосредственно у
резервуара.
250. Запорная арматура, для открытия которой требуются
Страницы:
Стр.1 |
Стр.2 |
Стр.3 |
Стр.4 |
Стр.5 |
Стр.6 |
Стр.7 |
Стр.8 |
Стр.9
|
