Клапан может быть совмещен с огневым предохранителем.

Рис. 2.10. Обратный клапан.

1 - корпус; 2 - тарелки; 3 - сетка; 4 - гнезда.

Таблица 2.5 Технические характеристики обратных клапанов ПОКАЗАТЕЛИ Марка клапана М-9134 АЗТ.5-800-801 Место установки клапана Нижний конец Крышка горловины   всасывающей трубы резервуара Тип клапана 2-х тарелочный Однотарелочный Условный диаметр, мм Материал   фильтрующего элемента Латунная сетка Гофрированная Габаритные размеры, мм   нержавеющая лента Высота Диаметр . Масса, кг 14,4

ДЫХАТЕЛЬНЫЙ КЛАПАНприменяется для автоматического поддержания заданных рабочих величин давления и разрежения внутри резервуара при приеме и выдаче горючего и малых дыханиях.

Он снижает выброс паровгорючего в окружающее воздушное пространство, предотвращает разрушение резервуара.

При повышении давления в резервуаре выше расчетного,паровоздушная смесь через клапан выходит в атмосферу.

При разрежении ниже допускаемого, атмосферный воздух через клапан поступает в газовое пространство резервуара.

Промышленность выпускает совмещенные механические дыхательные клапаны (СМДК) - рис. 2.11 и пневмоклапаны предохранительные реверсивные (ППР) - рис. 2.12. Их характеристики представлены в табл.2.6.

Параметры	Марка клапана
СМДК-50	смдк-юо	ППР-50	ППР-40
Диаметр условного прохода, мм
Пропускная способность, м3/ч		25-100
Масса, кг			2,2	1,5
Давление срабатывания, МПа	0,002-0,02	0,002-0,02	0,04	0,04
Разрежение срабатывания, МПа	0,002-0,003	0,002-0,003	0,01	0,01

Клапан СМДК для поддержания избыточного давления и вакуума имеет тарельчатого типа запорные устройства, которые перемещаются по направляющим стержням. При избыточном давлении срабатывает клапан давления, а при избыточном разрежении - клапан вакуума.

Клапан ППР представляет собой двойную реверсивную конструкцию, обеспечивающую высокую пропускную способность паровоздушной смеси при сливе (наливе) резервуара. При изменении давления в резервуаре от расчетного открывается соответствующий клапан и, сжимая тарировочную пружину, выравнивает давление в резервуаре с атмосферным.

ГОРЛОВИНЫ РЕЗЕРВУАРОВ плотно закрывают крышками на прокладках из листовой маслобензостойкой резины марки Б по ГОСТ 7338.

При отсутствии такой резины прокладки могут быть изготовлены из:

- паронита толщиной 3...4 мм для бензина;

- паронита или картона, пропитанного горячей олифой и, после просушки, промазанного с обеих сторон горячим столярным клеем с добавлением небольшого количества белил - для дизельного топлива;

- картона, размоченного в горячей воде и пропитанного жидким столярным клеем для масла.

В целях повышения герметичности резервуары, выпускаемые с 1979 года, имеют утолщенные фланцы горловин, патрубков и крышек с уплотнительным соединением типа «шип-паз». До 1979 г. резервуары выпускались с плоскими уплотнениями.

Замерный люк резервуара должен быть постоянно закрыт крышкой на прокладке и опломбирован.

Он открываетсятолько при замере уровня и отборе проб горючего.

Резервуарыимеют внутреннее защитное покрытие (оцинкованы).

Наружные поверхности резервуаров и оборудования должны быть окрашены. Лакокрасочные материалы согласуются между предприятием-изготовителем и потребителем.

Неокрашенные детали (крепежные изделия и т. п.) должны быть законсервированы.

Резервуары должны иметь закрепленные на видном месте металлические таблички, где указаны:

- предприятие-изготовитель;

^:- тип резервуара;

- номер по системе нумерации предприятия-изготовителя;

- год и месяц изготовления;

- рабочее давление;

- номинальный объем; 7

- масса резервуара.

42.Гидростатический метод измерений нефтепродуктов.

Как уже было сказано, гидростатический (пьезометрический) метод относится к косвенному методу.

При применении гидростатического метода измеряют величину гидростатического давления столба нефтепродукта,определяют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерения, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение свободного падения:

Массу отпущенного (принятого) продукта - при использовании гидростатического метода можно определять по двум вариантам: как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции (используя вышеизложенный метод); как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен нефтепродукт, деленное на местное ускорение силы тяжести.

Для определения массы нефтепродукта в резервуаре необходима аппаратура коммерческого гидростатического учета, погрешность которой не должна превышать 0,5 %. Такая погрешность складывается из погрешностей преобразования, передачи измерения гидростатического давления и калибровки резервуара.

Для определения средней площади сечения части резервуара- металлической измерительной рулеткой или уровнемером измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.

Величина гидростатического давления зависит от высоты столба жидкости над измерительным прибором и от плотности этой жидкости.

Измерение гидростатического давления в резервуаре осуществляются различными способами:

- манометром или датчиком давления, которые подключаются к резервуару на высоте, равной нижнему предельному значению уровня;

- дифференциальным манометром, который подключается к резервуару на высоте, равной нижнему предельному значению уровня, и к газовому пространству над жидкостью;

- измерением давления воздуха, прокачиваемого по трубке, опущенной в жидкость на фиксированное расстояние.