Методические указания 0701.00.000 МУ Методические указания. Обследование резервуаров вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 куб. м периодическое и после истечения срока службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации.

СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ

 СПКТБ "НЕФТЕГАЗМАШ"

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

Обследование резервуаров вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м

периодическое и после истечения срока службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации

0701.00.000 МУ

СОГЛАСОВАНО

Начальник Управления Тюменского округа Госгортехнадзора России Э.Д.Бушмакин

Главный механик ОАО "Юганскнефтегаз" Ю.И.Соломко

Главный инженер СПКТБ "Нефтегазмаш" Ф.А.Гирфанов

УТВЕРЖДАЮ

Главный инженер ОАО "Юганскнефтегаз" В.А.Пальцев

"Методические указания по обследованию резервуаров вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м

как периодического, так и после истечения срока службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации (в дальнейшем - "Методические указания") разработаны СПКТБ "Нефтегазмаш" в соответствии с техническим заданием ТЗ 39.0-645-2001, утверждённым Главным инженером ОАО "Юганскнефтегаз".

Нормативный срок службы - 20 лет, при условии соблюдения правил эксплуатации и мероприятий по техническому обследованию, обслуживанию и ремонту (РД 08-95-95).

Требования проведения обследования, приведённые в методических указаниях, распространяются на стальные сварные цилиндрические резервуары вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м

(далее резервуары), предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов на участках добычи нефти и газа, а также для хранения подтоварной воды в очистных сооружениях.

В процессе эксплуатации резервуары подвергаются действию агрессивных сред, значительных механических напряжений, низких температур окружающего воздуха, резких изменений температур, вибрациям.

В результате указанных воздействий элементы резервуара снижают свою химическую стойкость и механическую прочность с образованием различных дефектов и отклонений.

Обследование резервуаров и устранение выявленных дефектов и отклонений при проведении технического обслуживания и ремонта повышает надёжность работы резервуаров при дальнейшей эксплуатации.

Своевременная и качественная оценка технического состояния и устранение выявленных дефектов повышает срок службы резервуаров. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщин стенок отдельных элементов, геометрической формы и размеров.

Данные технического обследования резервуара служат основанием для разработки рекомендаций по его безопасной эксплуатации. Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, днища, настила и несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) или всего резервуара производится на основании детального рассмотрения результатов технического диагностирования с учетом всех факторов, снижающих его надёжность при эксплуатации.

Настоящие "Методические указания" разработаны в соответствии с РД 08-95-95 "Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов", утверждённым Госгортехнадзором России 25 июля 1995 г. и "Правилами технической эксплуатации резервуаров и инструкцией по их ремонту", утверждёнными 26 декабря 1986 г.

Характеризующими эксплуатационную надёжность резервуаров при техническом обследовании приняты критерии: работоспособность, безотказность работы, долговечность резервуара и его элементов, ремонтопригодность элементов резервуара.

      1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Назначение

1.1.1 "Методические указания" являются руководящим документом для инженерно-технических работников и предназначены для применения при обследовании технического состояния резервуаров вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м

при техническом освидетельствовании с целью определения ресурса, возможности продления сроков эксплуатации.

1.2 Область применения

1.2.1 "Методические указания" распространяются на резервуары вместимостью 1000, 2000, 5000, 10000 м

, эксплуатируемые на предприятиях ОАО "Юганскнефтегаз".

1.2.2 "Методические указания" не отменяют требования нормативно-технической документации по обследованию и освидетельствованию резервуаров

=1000, 2000, 5000, 10000 м

.

1.2.3 "Методические указания" предусматривают порядок оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих обследований, либо необходимости проведения ремонта или исключения их из эксплуатации.

1.3 Периодичность проведения обследования

"Методические указания" включают в себя два уровня обследования резервуаров:

- частичное;

- полное.

1.4 Работы устанавливаются в объёме частичного и полного обследований.

1.4.1 Частичное обследование, с целью предварительной оценки технического состояния, производится без вывода резервуаров из технологического процесса (отключением), а также без их опорожнения и очистки.

1.4.2 Полное обследование резервуаров производится с выводом их из эксплуатации, опорожнением, дегазацией и очисткой.

1.5. Работы по обследованию проводятся специально подготовленным и аттестованным персоналом как организациями, имеющими соответствующие лицензии Госгортехнадзора России, так и организациями, владельцами резервуаров (при наличии у них условий, удовлетворяющих требованиям настоящих "Методических указаний").

1.6 Проверка технического состояния осуществляется комиссией, которая назначается приказом руководителя предприятия, являющегося владельцем резервуаров. Комиссию возглавляет главный инженер или его заместитель, а в её состав должны входить представители ремонтно-механических служб, служб главного механика, техники безопасности и охраны труда, диагностики (неразрушающего контроля). При необходимости в состав комиссии включаются представители завода-изготовителя и территориального органа Госгортехнадзора России.

1.7 Если контроль неразрушающими методами проводится приглашенными специалистами, то они тоже включаются в состав комиссии.

1.8 Допускается проведение полного обследования на одном резервуаре-представителе выборочно из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет, в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, применённые материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации); на остальных резервуарах этой группы проводится обследование. Возможно частичное обследование опорожненных резервуаров с внутренней стороны, если они снаружи покрыты изоляцией.

      2 ОРГАНИЗАЦИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ

2.1 Цель обследования

2.1.1 Обследованию с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации как периодическому, так и после срока службы подвергаются резервуары в работоспособном состоянии, выведенные из производственного процесса.

2.2 Форма приказа

2.2.1 Обследование резервуаров проводится комиссией, созданной приказом предприятия, эксплуатирующего резервуары.

В приказе должны быть указаны: дата вывода оборудования из эксплуатации для проведения обследования, сроки проведения, состав комиссии.

Рекомендуемая форма приказа приведена в приложении А.

2.3 Состав комиссии

2.3.1 В состав комиссии должны входить:

- лица, ответственные за безопасность эксплуатации обследуемых резервуаров;

- специалисты по проведению обследования;

- представитель предприятия-изготовителя (при необходимости);

- представитель разработчика (при необходимости).

2.4 Организация проведения работ по техническому обследованию возлагается на владельца резервуаров.

Владелец резервуаров обязан представить всю необходимую техническую и технологическую документацию организации, выполняющей обследование.

2.5 Работы по техническому обследованию выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом, которые располагают необходимыми средствами технического обследования, нормативно-технической документацией на контроль и оценку конструкций, а также имеют обученных и аттестованных в установленном порядке специалистов.

2.6 Организации, выполняющие работы по техническому обследованию резервуаров, должны иметь разрешение (лицензию) на проведение таких работ, получаемое в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке.

2.7 Специалисты по техническому обследованию резервуаров должны быть аттестованы по этому виду работ организацией, имеющей лицензию Госгортехнадзора России.

2.8 Аппаратура и средства, применяемые при обследовании резервуаров, должны позволять надёжно выявлять недопустимые дефекты.

      3 ОСНОВНЫЕ РАБОТЫ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ

3.1 При обследовании резервуаров выполняются следующие виды работ:

- подготовку резервуаров к обследованию;

- аналитические исследования;

- натурное обследование;

- сравнение фактических показателей технического состояния составных частей резервуаров с приведёнными показателями предельного состояния;

- составление технического заключения по результатам обследования.

3.2 Своевременная и качественная оценка технического состояния резервуаров и устранения выявленных дефектов и отклонений повышает надёжность работы резервуаров при дальнейшей эксплуатации. Оценка общего технического состояния устанавливается на стадии проведения полного или частичного обследования резервуаров.

Проведение ремонтных работ проводится на основании результатов технического обследования резервуаров.

Вывод о возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения ремонта (списания) устанавливается путём сравнения фактических показателей с приведёнными далее критериями предельного состояния резервуаров.

На выполненные при обследовании резервуаров работы, организации, их проводившие, составляют документацию (акты, протоколы, заключения), на основании которой оформляется заключение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации резервуара, необходимости их ремонта или списания.

3.3 Оценка технического состояния резервуаров предусматривает содержание и последовательность этапов проведения работ в целях:

- установление возможности безопасной эксплуатации;

- определение остаточного ресурса безопасной эксплуатации в случае обнаружения дефектов или повреждения отдельных конструктивных элементов.

Нормативный расчетный срок службы устанавливается проектом или заводом-изготовителем и указывается в нормативно-технической документации, паспорте или инструкции по эксплуатации. При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока, он принимается равным 20 годам.

      4 ПОДГОТОВКА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ

4.1 Подготовка резервуаров к обследованию

4.1.1 Частичное обследование с целью предварительной оценки технического состояния резервуара производится без вывода резервуаров из технологического процесса (отключением), а также без его опорожнения и очистки.

4.1.2 Полное обследование резервуаров производится с выводом их из эксплуатации, опорожнением, дегазацией и очисткой.

Предъявляемые к обследованию резервуары должны быть в работоспособном, укомплектованном состоянии, очищенные от грязи, пыли и ржавчины.

4.1.3 Покраска резервуаров перед обследованием не допускается.

4.1.4 Должен быть обеспечен доступ к контролируемым сборочным единицам и деталям резервуаров.

4.1.5 Применяемые при обследовании инструменты, оборудование и контрольно-измерительные приборы должны быть в исправном состоянии и иметь документацию.

4.1.6 Предприятие-владелец резервуаров обязано обеспечить условия для безопасного проведения работ комиссии, обеспечить необходимой документацией, инструкциями, приборами и оборудованием.

4.1.7 Обследование резервуаров рекомендуется проводить в светлое время суток.

4.2 Частичное обследование

4.2.1 Частичное наружное обследование резервуаров проводится не реже одного раза в пять лет, отработавших расчетный срок - не реже одного раза в четыре года и включает в себя следующие этапы:

- ознакомление с эксплуатационно-технологической документацией резервуара (паспорт и др.);

- сбор информации о работе резервуара у эксплуатационного персонала;

- сбор информации о выполнении ремонтов и исправлении дефектов, выявленных в период эксплуатации.

Анализ конструктивных особенностей резервуара и имеющейся информации по технологии изготовления, монтажа, ремонта или реконструкции; анализ условий эксплуатации, определение наиболее нагруженных, работающих в наиболее тяжелых и сложных условиях элементов резервуара.

Программа выполнения частичного обследования должна включать:

- визуальный осмотр всех конструкций с наружной стороны;

- измерение толщины поясов стенки, выступающих окрайков днища и настилов кровли;

- измерение геометрической формы стенки и нивелирование наружного контура днища;

- проверка состояния основания и отмостки;

- установление возможности эксплуатации резервуара с выдачей соответствующего заключения.

4.3 Полное обследование

4.3.1 Полное обследование резервуара предусматривает выполнение следующих этапов работ:

- анализ эксплуатационно-технической документации (аналитические исследования);

- визуальный осмотр всех конструкций резервуара, включая сварные соединения;

- измерение фактических толщин элементов резервуара;

- измерение геометрической формы стенки и нивелирование днища;

- контроль сварных соединений стенки неразрушающими методами (при необходимости) по результатам визуального осмотра;

- исследования химического состава, механических свойств металлов и сварных соединений их структуры (при необходимости);

- проверку состояния основания и отмостки;

- проверочные расчеты конструкции резервуаров (при необходимости);

- анализ результатов диагностирования.

Полное обследование проводится не реже одного раза в десять лет и резервуаров, отработавших расчетный срок службы, - не реже одного раза в восемь лет.

Оценка остаточного ресурса работы металла проводится с учетом скорости коррозии в местах уменьшения толщин элементов, изменения механических свойств металла или сварных соединений, объёма и характера циклических нагружений, работы резервуара при отрицательных температурах.

Оценка остаточного ресурса согласовывается со специализированной организацией. При выявлении в результате обследования различных недопустимых дефектов производится определение объёма и методов восстановительного ремонта резервуара с последующим контролем качества выполненных работ и гидравлическим испытанием. В случае экономической или технической нецелесообразности ремонта даётся заключение об исключении резервуара из эксплуатации.

      5 АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

5.1 Аналитические исследования проводят с целью ознакомления комиссии с эксплуатационной документацией и условиями работы резервуаров.

5.2 Исследованию подлежат информационные материалы:

- технический паспорт резервуаров, включающий: год выпуска, год ввода в эксплуатацию, количество проведённых капитальных ремонтов, характер и объём проведённых ремонтов, данные о технических освидетельствованиях;

- все виды имеющейся эксплуатационной документации, содержащей данные о конструктивных особенностях резервуаров, проведённых ранее обследованиях и осмотрах;

- сведения о наработке;

- документация, отражающая условия работы (соответствие рабочих нагрузок, температуры, давления, среды и т.д.);

- длительность простоев и режимы эксплуатации оборудования;

- документация, содержащая данные об осмотрах и обследованиях резервуаров;

- чертежи, расчеты и технические условия на проведение ремонта с указанием сведений о материалах вновь установленных деталей и применяемых сварочных материалов.

5.3 С целью анализа конструктивных особенностей технологии изготовления и монтажа, а также условий эксплуатации резервуара является определение наиболее напряженных зон в элементах конструкции, возможных механизмов оборудования дефектов в материале при эксплуатации и мест их локализации, а также составление (уточнение) программы технического диагностирования.

5.4 На конструктивной схеме резервуара отмечают элементы (участки) конструкции, которые представляются наиболее предрасположенными к разрушению.

При этом первоочередное внимание следует уделять:

- сварным соединениям в вертикальных монтажных стыках стенки в пересечениях вертикальных и горизонтальных швов в I-III - и поясах стенки (считая снизу) сварного шва между стенкой и днищем, сварных швов приварки люков и врезок в нижние пояса резервуаров;

- местам стенки у нижнего шва, соединяющего стенку с днищем;

- местам присоединения трубопроводов, в том числе передающим вибрационные нагрузки;

- участкам стенки, имеющим выпучины или вмятины и отклонения образующих от вертикали (в пределах или за пределами допусков);

- участкам конструкций, наиболее подверженных коррозии: нижнего пояса и двух верхних поясов стенки, днища, настила и несущих элементов крыши, понтонов и плавающих крыш.

5.5 По данным эксплуатационной документации определяют длительность эксплуатации элементов резервуаров в условиях, отличающихся от проектных, анализируют обстоятельства и причины аварийных случаев и определяют участки конструкций, которые могли подвергнуться негативному воздействию.

5.6 На основе анализа ремонтной документации уточняют представления о наиболее слабых участках конструкции, интенсивности развития дефектов, возможном изменении механических характеристик материала.

5.7 По результатам аналитических исследований составляется:

- перечень проанализированной документации;

- эскизы и таблицы составных частей с имевшими место поломками и отказами;

- базу данных по техническим параметрам в виде таблиц.

5.8 Результаты анализа документации и обследования фиксируются в техническом заключении (приложение Б).

      6 МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

6.1 При проведении работ по обследованию резервуаров применяются различные подъёмно-транспортные механизмы, электрические приборы и машины, аппаратура с использованием различных источников энергии (ультразвуковых колебаний, рентгеновских лучей, радиоволн, электрических сигналов), которые требуют повышенную внимательность, соблюдение мер безопасности труда.

6.2 С целью обеспечения безопасного проведения работ, работники, занятые обследованием резервуаров, должны знать и выполнять требования стандартов, инструкций и правил по технике безопасности труда, действующие на данном предприятии.

6.3 К работам по обследованию резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение, прошедшие инструктаж по технике безопасности и должны пройти профессионально-техническую подготовку на производстве.

6.4 Производственный инструктаж по технике безопасности на рабочем месте проводит руководитель работ.

6.5 Результаты и дата проведения инструктажа по технике безопасности заносятся в журнал учета проведения инструктажа.

6.6 Лица, привлекаемые к работам по обследованию, должны иметь индивидуальный план мероприятий с указанием цели, объёма работ и зон обследования.

6.7 Время проведения обследования должно быть согласовано с лицом (организацией), ответственным за исправное состояние и эксплуатацию оборудования.

6.8 Помещение и рабочее место, предназначенное для обследования, должны обеспечивать нормальные условия труда исполнителю работ и соответствовать требованиям охраны труда.

6.9 Обследование резервуаров при его проведении на месте эксплуатации (вне помещений) производится в светлое время суток.

6.10 Не допускается присутствие посторонних лиц на месте проведения работ.

      7 НАТУРНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ

7.1 При проведении натурного обследования необходимо провести следующие работы:

- визуальный осмотр, содержащий внешний осмотр с внутренней и наружной сторон, внешний осмотр понтона и плавающей крышки резервуара;

- измерение толщин стенок, кровли, понтона и плавающей крышки резервуара;

- измерение геометрической формы стенок и нивелирование наружного контура днища;

- контроль сварных соединений неразрушающими методами контроля;

- проверка состояния основания и отмостки;

- механические испытания и металлографические исследования металла и сварных соединений;

- химический анализ металла (при необходимости);

- измерение расстояний между понтоном, плавающей крышей и стеной резервуара;

- проверочные расчеты конструкций на прочность и устойчивость;

- анализ состояния резервуара, разработка рекомендаций по дальнейшей эксплуатации и ремонту или исключения из эксплуатации.

7.2 При проведении натурного обследования (с установлением дефектов) сборочные единицы и детали разделяются на:

а) годные;

б) подлежащие ремонту;

в) негодные, не подлежащие восстановлению.

7.3 При проведении визуального осмотра проверяют общее состояние деталей, наличие деформаций, трещин, представляющих возможную опасность последующего усталостного и хрупкого разрушения:

- состояние основного металла стенки, днища, настила, понтона;

- трещин в основном металле;

- трещин в сварных швах и околошовной зоне;

- местных механических повреждений (разрывов, вырубок, изломов);

- расслоений основного металла;

- местных коррозионных повреждений;

- дефектов сварных швов;

- шелушения краски;

- подтёков металла.

7.3.1 При внешнем осмотре обязательной проверке подлежат:

- состояние основного металла стенки, кровли, днища, несущих элементов кровли, понтона и плавающей крышки, несоответствие геометрической формы и размеров швов, наличие трещин, непроваров, подрезов, пористости, свищей, коррозионных повреждений, прожогов, смещение кромок стыкуемых элементов;

- состояние уплотнения между понтоном и стенкой резервуара;

- местные деформации, вмятины и выпучины;

- размещение патрубков на стенке резервуара по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям в соответствии с требованиями проекта и норм;

- состояние сварных соединений конструкций резервуаров в соответствии с требованиями проектов, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов.

7.3.2 Осмотр поверхности основного металла рекомендуется производить с наружной, а затем с внутренней стороны резервуара в следующей последовательности:

- окрайки днища и нижняя часть первого пояса;

- наружная и внутренняя части первого и второго поясов, а затем третьего и четвёртого поясов, а затем третьего и четвёртого поясов;

- верхние пояса;

- места переменного уровня нефтепродуктов;

- настил и несущие элементы кровли.

7.3.3 На осматриваемой поверхности основного металла, предварительно очищенной от грязи и нефтепродуктов, выявляется наличие коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, неметаллических включений, закатов. Все выявленные дефекты подлежат измерению по глубине залегания, протяженности и в масштабе наносятся на эскизы.

7.3.4 Коррозионные повреждения подлежат разграничению по их виду на:

- равномерную коррозию (когда сплошная коррозия охватывает всю поверхность металла);

- местную (при охвате отдельных участков поверхности);

- язвенную, точечную и пятнистую в виде отдельных точечных и пятнистых язвенных поражений, в том числе сквозных.

7.4 Контроль сварных соединений посредством визуального осмотра производится на соответствие их требованиям проекта, стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов.

Визуальному осмотру и измерению геометрических размеров сварных швов подлежат все сварные соединения четырёх нижних поясов, включая упорный узел и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм, которые перед осмотром должны быть очищены от краски, грязи и нефтепродуктов.

Визуальный осмотр сварных швов, измерения их геометрических размеров с целью выявления наружных дефектов:

- несоответствия размеров швов требованиям проекта СНиП и стандартов;

- трещин всех видов и наплавлений;

- наплывов, подрезов, прожогов, незаваренных кратеров, непроваров, пористости;

- отсутствия плавных переходов от одного сечения к другому;

- несоответствия общих геометрических размеров сварного узла требованиям проекта.

При осмотре сварных швов окрайков днища необходимо установить качество сварки стыкуемых кромок по всему периметру, а также измерить расстояния между сварными швами окраек днища и вертикальными сварными швами первого пояса, которое должно быть не менее 200 мм.

7.5 При обнаружении дефектов для каждого дефектного участка необходимо выполнить:

- измерения для определения размеров участка и фактической величины прогиба;

- осмотр наружной и внутренней поверхности с дефектоскопией цветным методом зон повышенного напряжения;

- измерение толщины металла в месте максимальной стрелы прогиба или на дефектной поверхности по квадратной сетке с размером, назначенным лицом, производящим освидетельствование, и "здоровом" металле для сравнения результатов;

- измерение твёрдости металла с наружной и внутренней поверхности в зоне максимальной стрелы прогиба, а также на "здоровом" металле для сравнения результатов;

- проверку правильности геометрической формы корпуса с оценкой степени овальности;

- при необходимости исследования микроструктуры металла неразрушающим методом путём снятия оттисков на наружной или внутренней поверхности на дефектном и "здоровом" участке для сравнения;

- цветную или металлопорошковую дефектоскопию участков, на которых обнаружены поверхностные дефекты;

- ультразвуковой или радиационный контроль обнаруженных дефектов в металле;

- травление различными растворами.

7.6 Проведение контроля технических параметров и линейных размеров производится соответствующими приборами и измерительными инструментами, обеспечивающими необходимую точность замера определяемой характеристики. Результаты контроля оформляют ведомостью дефектов (приложение В).

7.7 Объём работ по измерениям толщин устанавливается на основании результатов визуального осмотра конструкций резервуара и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта.

Во всех случаях измерения следует проводить в местах наиболее поражённых коррозией.

7.7.1 Толщина нижних трёх поясов измеряется не менее чем по четырём диаметрально противоположным образующим в трёх точках по высоте пояса (низ, середина, верх). Толщина остальных поясов измеряется не менее чем по одной образующей (вдоль вахтной лестницы) также в трёх точках по высоте пояса.

7.7.2 Толщина листов днища и настила кровли измеряется по двум взаимно-перпендикулярным направлениям: проводится не менее трёх измерений на каждом листе.

7.7.3 В кровле, где имеется значительный коррозионный износ, вырезают отверстие размером 500x500 мм и измеряют сечения элементов несущих конструкций.

7.7.4 При измерении толщины листа в нескольких точках (не менее трёх) за его действительную толщину принимается средняя величина из всех измерений.

7.7.5 При измерении толщины нескольких листов в пределах одного пояса или любого другого элемента резервуара за действительную толщину данного элемента (пояса, окрайка, кровли или центральной части днища, центральной части понтона или плавающей крыши) принимается минимальная толщина отдельного листа.

7.7.6 Толщина листов понтона (плавающей крыши) измеряется на центральной части, а также коробах и рёбрах жесткости.

7.7.7 При обследовании новых резервуаров действительная толщина листов стенки резервуара заносится в паспорт с указанием координат мест измерения и при повторном обследовании измерения толщины выполняется в тех же точках.

7.8 Для выявления действительной геометрической формы резервуара измеряется величина отклонений образующих стенки на уровне верха каждого пояса от вертикали, проведённой из нижней точки первого пояса. Перед проведением работ по внешней поверхности стенки резервуара несмываемой краской или другими способами фиксируются с нанесением их на схему номера вертикальных стыков листов нижнего пояса. Рекомендуется нумеровать стыки по часовой стрелке, начиная от приёмо-раздаточных патрубков. Число вертикалей, вдоль которых измеряются отклонения, удобнее всего брать равным числу стыков нижнего пояса не менее чем через каждые 6 м по периметру резервуара.

7.8.1 Измерения отклонений, от вертикали образующих стенки, рекомендуется производить либо с помощью отвеса путём прямых измерений, либо при помощи теодолита.

7.8.2 Измерения целесообразно проводить дважды: на заполненном и пустом резервуаре, с определения листов наибольших деформаций и выявления напряженно-деформационного состояния стенки под нагрузкой. При этом необходимо обращать особое внимание на местные выпучины и вмятины и проводить в этих местах дополнительные измерения, если дефекты не попадают на линию измерений.

7.8.3 Измерения проводятся не менее чем для 25% образующих с наибольшими отклонениями по результатам замера геометрической формы при сдаче резервуара в эксплуатацию. Если такие данные в эксплуатационно-технической документации отсутствуют, то измерения производятся в наиболее деформированных листах стенок по результатам визуального осмотра.

7.8.4 Неравномерность осадки основания определяется путём нивелирования наружного контура днища в точках, отстоящих друг от друга не более чем на 6 м (как правило, в точках, соответствующих вертикальным швам нижнего пояса).

7.8.5 Величины неравномерной осадки днища определяются нивелированием. При этом измеряются местные деформации днища и просадки резервуара, для оценки осадки оснований резервуаров за длительный период эксплуатации необходимо установить постоянные точки нивелирования и проводить привязку отметок точек нивелирования к постоянному реперу.

7.9 При контроле состояния основания и отмостки необходимо обратить внимание на:

- неплотное опирание днища резервуара на основание;

- наличие пустот вследствие размыва атмосферными осадками основания;

- погружение нижней части резервуаров в грунт и скопление дождевой воды по контуру резервуаров;

- наличие растительности на отмостке, примыкающей непосредственно к резервуару;

- трещины и выбоины в отмостке и кольцевом лотке;

- уклон отмостки, который не должен быть меньше 1:10.

7.10 При осмотре понтона (плавающей крыши) необходимо обратить внимание на:

- горизонтальность поверхности (перекос в одну сторону свидетельствует о негерметичности коробов и наличии в них продукта);

- плотность прилегания затворов к стенке резервуара, центральной стойке и кожуху пробоотборника;

- состояние сварных швов центральной части (мембрана) и сварных швов коробов;

- наличие выпучин и вмятин на центральной части;

- отклонение от вертикальности трубчатых опорных стоек, вертикального бортового листа коробов, трубчатых направляющих;

- техническое состояние затвора.

7.10.1 Контроль геометрических размеров и формы понтона (плавающей крыши) проводится путём измерений:

- радиуса понтона (плавающей крыши), измеренного от центра до наружной поверхности вертикального бортового листа;

- отклонений от вертикали нижних концов трубчатых стоек при опирании на них понтона;

- отклонений от вертикали направляющих;

- отклонений бортового листа короба от вертикали;

- зазоров между наружной поверхностью бортового листа и стенкой резервуара.

7.11 Перед контролем неразрушающими методами сварных соединений резервуар должен быть освобождён от продукта, зачищен и подготовлен к ведению работ.

7.11.1 Сварные швы четырёх нижних поясов стенки и днища должны быть очищены от окалины и других загрязнений.

7.11.2 Сварные швы предварительно должны подвергаться внешнему осмотру. В случае обнаружения подрезов, пор, незаваренных кратеров и других видимых дефектов, они подлежат устранению до просвечивания.

7.11.3 При обнаружении по внешнему осмотру трещин необходимо принять меры к обязательному определению их границ просвечиванием или любым другим доступным способом (засверловкой, шлифовкой, травлением, применением ультразвука).

7.11.4 Метод ультразвуковой дефектоскопии обеспечивает выявление внутренних и поверхностных дефектов в сварных швах и околошовной зоне основного металла углеродистых низколегированных конструкционных сталей без расшифровки характера выявленных дефектов по типам.

7.11.5 При ультразвуковом контроле определяются условная протяженность, глубина и координаты расположения дефекта.

7.11.6 Ультразвуковая дефектоскопия проводится только при положительных температурах от плюс 5 до плюс 55 °С. Если данные, полученные в результате контроля неразрушающими методами ставятся под сомнение, то окончательный контроль следует проводить путём металлографических исследований.

7.11.7 Механические испытания необходимо проводить при отсутствии данных о первоначальных механических свойствах основного металла и сварных соединений, значительных коррозионных повреждениях, появлениях трещин в различных местах корпуса и во всех других случаях, когда предполагаются ухудшение механических свойств, усталость при действии знакопеременных нагрузок, перегревы, действие чрезмерно высоких нагрузок.

7.11.8 Металлографические исследования проводятся в тех случаях, когда требуется определить причины снижений механических свойств основного металла и сварных соединений, появления трещин в различных элементах резервуара, а также характер и размеры коррозионных повреждений по сечению металла.

7.11.9 Химический анализ металла корпуса резервуара проводится в тех случаях, когда в паспорте на резервуар отсутствуют данные о марке материала, применённого при его строительстве.

7.11.9* Результаты механических испытаний металлографических исследований, химического анализа должны быть представлены в виде протоколов и приложены к паспорту резервуара.

7.12 Дефекты, определяемые методом неразрушающего контроля, и результаты толщинометрии фиксируются актом (приложение Г) в 2-х экземплярах, один из которых выдаётся комиссии, а другой остаётся в структурном подразделении, выполнившим контроль.

7.13 Все выявленные при визуальном осмотре и дефектоскопии данные, характеризующие техническое состояние основного металла, сварных швов, деформацию, коррозию, вертикальность корпуса должны быть сравнены с допускаемыми по действующим СНиП, ГОСТ и ТУ и настоящими МУ.

7.14 Расчет конструктивных элементов на прочность (в том числе с учетом сопротивления стали хрупкому разрушению) и устойчивость производится в случаях:

- отклонения фактических толщин от проектных;

- внесения, при сооружении, в конструкции изменений, не предусмотренных проектом;

- назначения сечений усиливающих элементов конструкций при разработке проектной документации на ремонт резервуара;

- оценки несущей способности конструкций с учетом реальной геометрической формы по результатам проведённых измерений.

7.14.1 Расчеты на прочность и устойчивость при определении остаточного ресурса резервуара должны выполняться с учетом эксплуатационной нагрузки. Эксплуатация резервуара не допускается, когда по условиям прочности и устойчивости отдельные элементы конструкции не соответствуют расчетным эксплуатационным параметрам. В этом случае продление срока службы резервуара возможно при установлении пониженных эксплуатационных параметров или после проведения комплексных мероприятий по ремонту и усилению металлических конструкций резервуара.

7.15 На основе анализа результатов обследования определяется состояние резервуара. Оценка технического состояния резервуаров должна проводиться при наличии данных:

- поверочного расчета на прочность с учетом хрупкого разрушения, выполненного по результатам измерения толщин стенок обследуемого резервуара;

- фактических толщин листов поясов стенки, которые должны быть в пределах нормативных величин. Если толщины листов стенки резервуара ниже предельно допустимой минимальной толщины, то следует провести расчет на снижение предельного эксплуатационного уровня нефтепродукта;

- результатов проведённой дефектоскопии основного металла и сварных соединений;

- результатов проверки качества основного металла и сварных соединений. Механические свойства и химический состав основного металла и сварных соединений должен соответствовать указаниям проекта, требованиям стандартов и технических условий;

- результатов контроля состояния оснований резервуаров.

7.15.1 При обследовании наиболее часто встречаются дефекты и повреждения:

- трещины в окрайках днища по сварным соединениям и основному металлу;

- трещины в сварных соединениях полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;

- выпучины, вмятины и складки на днище;

- трещины в поясах стенки по сварным соединениям и основному металлу (в основном в нижних поясах);

- непровары.

      8 КРИТЕРИИ ПРЕДЕЛЬНЫХ СОСТОЯНИЙ

8.1 На основе результатов обследования определяется механическое состояние резервуара, составляется заключение с рекомендациями по дальнейшей эксплуатации, ремонту или исключению резервуара из эксплуатации.

Для резервуаров, отработавших установленный срок эксплуатации, определяется вероятный остаточный ресурс работоспособности.

Данные обследования служат основанием для оценки технического состояния резервуара.

Отбраковка отдельных элементов резервуара (стенки, днища, настила и несущих элементов кровли, понтона (плавающей крыши) или всего резервуара производится на основании детального рассмотрения результатов обследования с учетом всех факторов, снижающих его надёжность при эксплуатации.

Все выявленные при обследовании данные, характеризующие состояние основного металла, сварных соединений, деформацию, коррозию, геометрическую форму, уклон корпуса, должны быть сопоставлены с требованиями нормативно-технической документации и приведённых в "Методических указаниях" показателей критериев предельного состояния.

В случае выявления отклонений резервуар подлежит выводу из эксплуатации.

Все дефектные элементы резервуара, которые могут быть исправлены, должны быть отремонтированы с последующими испытаниями и проверкой.

8.2 Критерии предельного состояния

Предельно допустимый износ листов кровли, центральной части понтона (плавающей крыши), днища резервуара по результатам измерения наиболее изношенных частей, не должен превышать 50% от проектной величины.

Предельно допустимый износ несущих конструкций кровли (ферм, прогонов, балок, связей), а также окрайков днища и коробов понтона (плавающей крыши), не должен превышать 30% от проектной величины, если сохраняется их расчетная несущая способность.

Толщины отдельных листов стенки по результатам измерений в наиболее прокорродировавших местах, не должны быть меньше предельно допустимых толщин, определяемых расчетом на прочность и устойчивость.

8.2.1 В процессе эксплуатации изменения геометрической формы чаще всего происходят из-за неравномерной просадки днища, под воздействием вакуума, вибраций, а также некачественной подготовки основания.

Допустимые отклонения образующих стенок резервуара от вертикали приводятся в таблице 1.

Таблица 1 - Предельные отклонения от вертикали образующих стенок резервуаров (табл.20 СНиП 3.03.01-87)

Объём резервуара, м	Предельные отклонения от вертикали образующих стенки, мм
	Номера поясов
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	ХII
100-700	10	20	30	40	45	50	-	-	-	-	-	-
100-5000	15	25	35	45	55	60	65	70	75	80	-	-
10000	20	30	40	50	60	70	75	80	85	90	90	90
Примечания:     1. На уровне восьмого пояса резервуаров с понтонами или плавающими крышами для 20% образующих допускаются отклонения ±90 мм, для резервуаров других конструкций ±120 мм, на уровне остальных поясов допускаемое отклонение определяют с помощью интерполяции.     2. Предельные отклонения даны для стенок из листов шириной 1,5 м. В случае применения листов другой ширины предельные отклонения образующих стенки от вертикали на уровне всех промежуточных поясов следует определять интерполяцией.     3. Измерения следует производить для каждого пояса на расстоянии до 50 мм от верхнего горизонтального шва по вертикалям, расположенным в местах вертикальных швов стенки (в полистовых - нижнего пояса стенки).     4. Отклонения надлежит проверять не реже чем через 6 м по окружности резервуара.     5. Указанные в таблице отклонения должны удовлетворять 75% произведённых замеров по образующим. Для остальных 25% произведённых замеров допускаются предельные отклонения на 30% больше с учетом их местного характера.

8.2.2 Допустимые стрелы прогиба выпучин или вмятин на поверхности стенки вдоль образующей приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Допустимые стрелы прогиба выпучин или вмятин на поверхности стенки вдоль образующей

8.2.3 Предельные отклонения наружного контура днищ резервуаров приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Предельные отклонения наружного контура днищ резервуаров

Объём резервуара, м	Разность отметок наружного контура днища, мм				Способ определения  предельных отклонений
	При незаполненном резервуаре		При заполненном резервуаре
	Смежных точек на расстоянии 6 м	Любых других точек по периметру	Смежных точек на расстоянии 6 м	Любых других точек по периметру	-
1000	20	50	40	80	Инструментальный
2000
5000
10000	15	45	35	75

8.2.4 Предельно допустимая минимальная толщина отдельных листов резервуара, находящегося в эксплуатации, определяется по формуле:

;*

где:

- объёмный вес нефтепродукта, принимаемый равным 0,0009 кг/см

;

       

- расчетная высота столба жидкости в рассматриваемом сечении резервуара, равная расстоянию от максимального уровня наполнения до нижней кромки рассчитываемого пояса, см;

       

- величина, на которую следует уменьшить расчетную высоту столба жидкости для первого пояса и для верхних поясов с нахлёсточными кольцевыми швами;

- радиус резервуара, см;

       

- коэффициент перегрузки для жидкости,

=1,05-1,1;

*  - коэффициент перегрузки для газа,

=1,2;

       

- избыточное давление в газовом пространстве резервуара по проекту, кгс/см

;

- коэффициент условий работы,

=0,8-0,85;

       

- расчетное сопротивление стали в кгс/см

следует принимать по СНиП II-23-81.

Толщины отдельных листов стенки резервуара по измерениям в наиболее коррозионных листах не должны быть меньше указанных в таблице 4.

Таблица 4 - Минимальные толщины стенки резервуара

Составная часть (сбор.ед.)	Деталь	Критерий предельного состояния										Способ определ. предельн. состояния
		Качест- венный	Количественный
			Объём ёмкости, м	Предельная минимальная толщина листов по поясам, мм
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1. Стенка	Лист (из стали кл. С38/23)	-	1000   2000	5,5	5,0	4,0	3,5	3,0	3,0	2,0	2,0	Инструментальный
			5000	7,8	6,8	5,9	4,8	3,8	2,7	2,0	2,0
			10000	10,5	10,0	8,5	7,0	5,5	4,0	3,0	3,0
2. Стенка	Лист из стали 09Г2С сваренной автом. сваркой	-	1000   2000	4,3	4,2	3,8	3,2	2,8	2,0	2,0	2,0
			5000	6,0	5,3	4,5	3,8	3,5	3,0	2,5	2,5
			10000	9,0	8,0	7,0	6,0	4,8	4,0	4,0	4,0
3. Трубопроводы и перепускные устройства	Трубы, отводы, патрубки и т.д.	Утонение стенок	Не более 10% от первоначальной толщины									Инструментальный

8.2.5 Предельно допустимый износ листов понтона по измерениям наиболее изношенных участков не должен превышать 50% от проектной величины для центральной части, а для короба - 30% от проектной величины.

По фактической толщине листов данного пояса производится поверочный расчет на прочность с учетом хрупкого разрушения в соответствии со СНиП II-23-81 по формуле:

;*

где:

- наибольшее растягивающее напряжение, определяемое по формуле;

       

- коэффициент, принимаемый по таблице 84 СНиП II-23-81;

- расчетное сопротивление стали растяжению по временному сопротивлению;

=1,3 (СНиП II-23-81);

* - фактическая толщина стенки рассчитываемого пояса.

Предел прочности сварных соединений должен быть не менее предела прочности основного металла.

8.2.6 К дефектам геометрической формы резервуара относятся: вмятины, выпучины, эллиптичность, неравномерная осадка и другие нарушения геометрической формы резервуара, имеющие недопустимые отклонения от установленных норм и технических требований, снижающие прочность и устойчивость резервуара.

8.3 Требования на дефектацию деталей и сборочных единиц общего назначения

8.3.1 Дефектация резьбовых деталей общего назначения

На резьбе деталей (гайки, болты, шпильки и т.д.) не должно быть смятий, забоин, выкрашиваний.

Резьбовые детали подлежат отбраковке в случае обнаружения:

- срыва боле двух ниток резьбы;

- износа резьбы (более 20% длины резьбовой части);

- наличия остаточного удлинения (болтов, шпилек) более 0,003

(

- длина детали);

- деформации (погнутости) стержней болтов, шпилек более 0,25 мм на 150 мм длины;

- износа и смятий граней головок болтов и гаек более 0,05

(

- размер под ключ).

8.3.2 Контроль резьбы проводится наружным осмотром резьбовыми калибрами (пробками, кольцами), шагомером, мерителями линейных размеров (микрометром, штангенциркулем), обеспечивающими необходимую точность измерения.

8.4 Дефектация уплотнений и прокладок

Все неметаллические уплотнения и прокладки подлежат замене.

8.5 Дефектация пружин

На пружинах не допускаются деформация, трещины, надломы. Отклонения от перпендикулярности опорных торцев пружины к оси не должно превышать 3,0 мм на 100,0 мм длины пружины. Неравномерность шага витков пружины не должна превышать 20% от номинального шага.

8.6 Дефектация стопорных и пружинных шайб

Стопорные шайбы не должны иметь трещин, надрывов в месте перегиба.

Пружинные шайбы должны быть упругими.

Нормальный развод шайбы равен двойной её толщине, допускаемый - полуторной.

8.7 Дефектация шпоночных соединений

Шпоночные пазы и шпонки не должны иметь смятий, выкрашивания кромок.

Посадка, предусмотренная в шпоночном соединении, должна быть на пазу вала с натягом 0,01-0,03 мм, по пазу насаживаемой детали - с зазором 0,01-0,04 мм.

8.8 Дефектация подшипников качения

Порядок контроля подшипников должен быть следующим:

а) осмотр, проверка на шум и лёгкость вращения;

б) измерение радиального и осевого зазора.

При наружном осмотре подшипников выявляются:

- трещины или выкрашивание металла на кольцах и телах качения;

- цвета побежалости;

- выбоины и отпечатки (лунки) на беговых дорожках колец;

- глубокая коррозия, шелушение металла;

- чешуйчатые отслоения, раковины, глубокие риски и забоины на беговых дорожках колец и телах качения;

- неравномерный износ беговых дорожек;

- забоины, вмятины, разломы и трещины на сепараторе.

8.4.6.1* Подшипники качения, имеющие трещины, выкрашивание беговых дорожек колец свыше 20% рабочей поверхности, повреждение борта внутренних колец подлежат замене.

8.4.6.2* Проверку на лёгкость вращения производят, вращая наружное кольцо и удерживая внутреннее.

Наружное кольцо годного подшипника должно вращаться легко, без заметных местных притормаживаний и заеданий, останавливаться плавно, без рывков и стуков.

При вращении кольца должен быть слышен глухой шипящий звук. Резкий металлический или дребезжащий звук не допускается.

8.9 Определение длительности межремонтного цикла

8.9.1 Определение длительности межремонтного цикла резервуаров устанавливается в зависимости от фактической скорости коррозии элементов конструкции резервуара, с учетом фактической толщины её стенки и особенности эксплуатации резервуара.

8.9.2 Текущий ремонт проводят не реже одного раза за полугодие.

Выполнение текущего ремонта рекомендуется проводить в следующие сроки, в зависимости от скорости коррозии:

- один раз в год, если скорость коррозии составляет менее 0,5 мм/год;

- один раз в шесть лет, при скорости коррозии менее 0,1 мм/год;

- капитальный ремонт выполняется по мере необходимости, при износе основных элементов конструкции до значений отбраковочных размеров (менее допускаемой минимальной толщины).

      9 ПОРЯДОК ПРОДЛЕНИЯ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ

9.1 Результаты обследования служат основанием для установления возможности дальнейшей эксплуатации резервуаров свыше расчетного (или нормативного) срока службы.

9.3* В случае установления комиссией отклонений резервуаров от паспортных технических характеристик и показателей предельного состояния, приведённого в картах обследования настоящей методики, оборудование подлежит выводу из эксплуатации.

9.4 Сборочные единицы и детали, подлежащие ремонту, должны быть восстановлены с проведением последующего контроля на соответствие техническим требованиям.

9.5 Срок продления эксплуатации резервуаров сверхустановленного срока службы определяется из соответствия техническим требованиям, исходя из структуры ремонтных циклов, длительности межремонтных периодов (система технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта) с учетом нагрузки эксплуатируемых резервуаров в действующей технологической схеме и характера последствий, которые могут возникнуть в связи с неисправностью резервуаров в результате износа отдельных сборочных единиц и деталей, и продлевается до следующей установленной даты очередного обследования.

Срок продления эксплуатации резервуаров устанавливается утверждённым актом (приложение Д).

9.6 Акт о продлении срока службы резервуаров в 3-х экземплярах с установленным сроком дальнейшей эксплуатации подписывается всеми членами комиссии, согласовывается с региональным органом Госгортехнадзора России и утверждается главным инженером предприятия.

Один экземпляр акта о продлении срока службы с приложенными к нему документами по определению технического состояния хранится в организации, проводившей обследование.

Второй экземпляр акта о продлении срока службы с приложенными к нему актами комиссии, определяющими техническое состояние резервуаров, передаётся владельцу резервуаров.

Третий экземпляр акта о продлении срока службы прикладывается к техническому паспорту резервуаров.

9.7 На основании акта в паспорте на резервуаре делается отметка о продлении срока эксплуатации за подписью председателя комиссии, заверенной печатью структурной единицы, проводившей обследование оборудования.

9.8 Для резервуаров с истекшим сроком службы рекомендуется сокращение циклов ремонтов и технического обслуживания, предусмотренных "Системой технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта".

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(рекомендуемое)

 ПРИКАЗ

N ________________                                                         от "____" _______________ 200 г.

О создании комиссии по обследованию резервуаров

Для проведения обследования технического состояния резервуаров с истекшим сроком службы с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации, на основании "Методических указаний" 0701.00.000 МУ

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Создать комиссию для обследования резервуаров с истекшим сроком службы в следующем составе:

2. Комиссии провести обследование согласно приведённому перечню

Таблица - Перечень оборудования, подлежащего обследованию

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(рекомендуемое)

 ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАКЛЮЧЕНИЕ

После выполнения работ (ремонтов) по п.2 резервуары могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации при соответствии технических показателей паспортным характеристикам до последующего повторного обследования.     

Повторное обследование в объёме "Методических указаний по проведению обследования резервуаров =2000, 5000, 10000 м с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации сверхнормативного срока" 0701.00.000 МУ произвести
								месяц, год
Председатель
		личная подпись				расшифровка подписи
Члены комиссии
			личная подпись				расшифровка подписи
Приложение:	1. Перечень проанализированной документации.   2. Ведомость дефектов.   3. Акт результатов неразрушающего контроля (дефектоскопии).   4. Выписка из паспорта оборудования о ранее проведённых осмотрах.   5. База данных по техническим параметрам.

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(рекомендуемое)

 ВЕДОМОСТЬ ДЕФЕКТОВ

* При заполнении графы 3, кроме описания дефекта, проставить номер из классификации повреждений, приведённых ниже:

1. Неустранимые, требующие списания оборудования, замены целых сборочных единиц или изменения геометрических параметров;

2. Устранимые дефекты, допускающие эксплуатацию оборудования после выполнения ремонтных работ;

3. Не влияющие на работоспособность оборудования и оставленные без исправления.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(рекомендуемое)

 АКТ

результатов неразрушающего контроля (дефектоскопии)

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(рекомендуемое)

УТВЕРЖДАЮ  

                                                                                        Главный инженер

 АКТ

определения годности к дальнейшей эксплуатации

Город (пос.) ___________________                                от "____" _______________ 200  г.

Комиссия по обследованию оборудования с истекшим сроком службы, назначенная приказом N _______ от _____________________ 200 г., с целью определения пригодности оборудования к дальнейшей эксплуатации, произвела обследование технического состояния перечисленного ранее оборудования.

Обследование проводилось согласно "Методических указаний по проведению обследования резервуаров

=2000, 5000, 10000 м

с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации" 0701.00.000 МУ, разработанных СПКТБ "Нефтегазмаш".

Комиссия считает:

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

 ВЕДОМОСТЬ

результатов анализа химического состава металла

Заключение:

"____" _______________ 200  г.

Лаборант

Начальник лаборатории

М.П.

________________

* Место отбора проб может быть указано на отдельном эскизе или чертеже

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

(полное наименование предприятия)

Составили настоящий акт о проверке технического состояния металлоконструкций оборудования

Заводской номер                            дата выпуска

Инвентарный номер

Результаты устранения дефектов

В результате проверки и выполнения работ по устранению дефектов комиссия считает, что металлоконструкция  оборудования

ПРИЛОЖЕНИЕ З

 ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОЧНЫХ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ И ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ