Акт готовности резервуара к проведению 2 страница

Форма исходных данных о резервуаре, необходимых для проведения частичной технической диагностики

Исходные данные о резервуаре, необходимые для проведения частичной технической диагностики

Объект
Договор №	от		Заказчик

Тип резервуара		Дата приемки резервуара

Номер резервуара			ЛПДС (НПС)

Диаметр		Высота

Оснащение резервуара (ПК, понтон, купольная крыша)

Режим работы
Цикличность нагружения резервуара (термин – в соответствии с РД-23.020.00-КТН-079-09, пункт 1.2.1)
Максимальная допустимая производительность заполнения резервуара
Максимальная допустимая производительность опорожнения резервуара
Сведения о хранимом продукте (плотность, класс по ГОСТ Р 51858)
Максимальный уровень взлива по проектной документации
Верхний аварийный уровень взлива по технологической карте резервуарного парка
Максимальный уровень взлива за последний год

Прочие
Сведения о материале стенки, плит покрытия, колонн, днища по сертификату (класс (марка) бетона, класс арматуры)
Даты и сведения о монтажах, ремонтах и авариях
Даты и сведения о проводимых ранее диагностических работах
Даты и сведения о проводимых испытаниях

Интенсивность сейсмического воздействия в баллах
Повторяемость сейсмического воздействия
Сейсмичность площадки строительства (категория групп грунтов – I, II, III по ГОСТ 25100)

Расположение и планово-высотная отметка репера на территории ЛПДС (НПС)
Возможность подъезда передвижной лаборатории к объекту (не далее 30,0 м)
Наличие электропитания для подключения передвижной лаборатории (380/220 В ± 5 %) не далее 100 м от передвижной лаборатории

Начальник отдела эксплуатации ОСТ ________________ ______________________

Форма акта готовности резервуара к проведению частичной технической диагностики

Акт готовности резервуара к проведению частичной технической диагностики

председатель комиссии _______________________________________________________

представитель службы резервуарного парка _____________________________________

представитель пожарной охраны ____________________________________________

представитель диагностирующей организации ____________________________________

зачистку сварных швов ПК _____________________________________________________

для проведения частичной технической диагностики и проверку проведения подготовительных работ. Результаты проверки приведены в таблице В.1.

№	Наименование работ	Отметка о выполнении (выполнено/не выполнено)	Примечание
	Проверка работоспособности дыхательной арматуры
	Приборы и устройства, фиксирующие уровень нефти в резервуаре, исправны
	Двусторонняя связь персонала исполнителя с оператором, контролирующего процесс нагружения резервуара, представлена

Окончание таблицы В.1
№	Наименование работ	Отметка о выполнении (выполнено/не выполнено)	Примечание
	Плавающая крыша (ПК) подготовлена к выполнению технической диагностики с зачисткой до металла околошовной зоны сварных швов не менее 12 см в обе стороны от сварного шва с шероховатостью не ниже Rz 40* по ГОСТ 2789
	Установка передвижной лаборатории на расстоянии не более 30 м от резервуара
	Источник переменного тока 380/10 кВт на расстоянии не более 100 м от передвижной лаборатории обеспечен
* Для ЖБРПК(резервуар с плавающей крышей).

Председатель комиссии _______________________________________________________

представитель службы резервуарного парка _____________________________________

представитель пожарной охраны ____________________________________________

представитель диагностирующей организации ____________________________________

зачистку сварных швов ПК _____________________________________________________

№ п/п	Наименование конструкции (элемента)	Номер дефекта	Наименование дефекта	Параметры дефекта	Расположение, координаты дефекта

Перечень нормативной и технической документации

1 Федеральный закон от 30.12.2009 № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

2 Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

3 Постановление Правительства Российской Федерации от 25.12.1998 №1540
«О применении технических устройств на опасных производственных объектах».

4 ГОСТ 2.501-88 Единая система конструкторской документации. Правила учёта и хранения.

5 ГОСТ 12.1.001-89 Система стандартов безопасности труда. Ультразвук. Общие требования безопасности.

6 ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

7 ГОСТ 12.1.010-76 Система стандартов безопасности труда. Взрывобезопасность. Общие требования.

8 ГОСТ 12.4.059-89 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Ограждения предохранительные инвентарные. Общие технические условия.

9 ГОСТ 12.4.107-82 Система стандартов безопасности труда. Строительство. Канаты страховочные. Общие технические требования.

10 ГОСТ 25.506-85 Расчёты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.

11 ГОСТ 1497-84 Металлы. Методы испытания на растяжение.

12 ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

13 ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод.

14 ГОСТ 7564-97 Прокат. Общие правила отбора проб, заготовок и образцов для механических и технологических испытаний.

15 ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытаний на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах.

16 ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

17 ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

18 ГОСТ 22690-88 Бетоны. Определение прочности механическими методами неразрушающего контроля.

19 ГОСТ 22904-93 Конструкции железобетонные. Магнитный метод определения толщины защитного слоя бетона и расположения арматуры.

20 ГОСТ 23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров.

21 ГОСТ 24258-88 Средства подмащивания. Общие технические условия.

22 ГОСТ 26266-90 Контроль неразрушающий. Преобразователи ультразвуковые. Общие технические требования.

23 ГОСТ 27321-87 Леса стоечные приставные для строительно-монтажных работ. Технические условия.

24 ГОСТ 28012-89 Подмости передвижные сборно-разборные. Технические условия.

25 ГОСТ 28570-90 Бетоны. Методы определения прочности по образцам, отобранным из конструкций.

26 ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

27 СП 2.6.1.799-99 Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности.

29 СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

30 СНиП 3.03.01-87 Несущие и ограждающие конструкции.

31 СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования.

33 ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.

34 ПБ 03-372-00 Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля.

35 ПБ 03-440-02 Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля.

36 ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

37 ПБ 09-560-03 Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов.

38 ПБ 10-382-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов.

39 ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

40 ПОТ Р М-012-2000 Межотраслевые правила по охране труда при работе на высоте.

41 ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150.00) Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.

42 РД 03-298-99 Положение о порядке утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности.

43 РД 03-420-01 Инструкция по техническому обследованию железобетонных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

44 РД 03-606-03 Инструкция по визуальному и измерительному контролю.

45 РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз. ОАО «АК «Транснефть».

46 РД-03.120.10-КТН-038-07 Требования к подрядным организациям в системе ОАО «АК «Транснефть».

47 РД-23.020.00-КТН-184-10 Правила антикоррозионной защиты резервуаров для хранения нефти и светлых нефтепродуктов.

48 РД-13.100.00-КТН-225-06 Система организации работ по охране труда на нефтепроводном транспорте.

49 РД-13.100.00-КТН-306-09 Система организации работ по промышленной безопасности на нефтепроводном транспорте.

50 РД-13.220.00-КТН-575-06 Правила пожарной безопасности на объектах МН ОАО «АК «Транснефть» и дочерних акционерных обществ.

51 РД-19.100.00-КТН-062-10 Правила технической диагностики и освидетельствования механо-технологического оборудования. Методики технического диагностирования механо-технологического оборудования.

52 РД-23.020.01-КТН-207-10 Руководство по ремонту железобетонных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 1000-30000 куб. м.

53 РД-23.040.00-КТН-387-07 Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС.

54 ОР-03.180.00-КТН-222-09 Порядок организации обучения и проверки знаний работников организаций системы «Транснефть» по вопросам промышленной, пожарной безопасности и охраны труда.

55 ОР-13.02-45.21.30-КТН-002-1-03 Регламент по проектированию и эксплуатации комплексной системы защиты резервуарных парков нефтеперекачивающих станций и нефтебаз ОАО «АК «Транснефть» от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения.

56 ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03 Регламент организации огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности на взрывопожароопасных и пожароопасных объектах предприятий системы ОАО «АК «Транснефть» и оформления нарядов-допусков на их подготовку и проведение.

57 ОР-23.020.00-КТН-278-09 Регламент вывода из эксплуатации, проведения диагностики, капитального ремонта (реконструкции) резервуаров и ввода в эксплуатацию.

58 ОР-91.200.00-КТН-284-09 Табель технической оснащенности лабораторий контроля качества и служб технического надзора на объектах строительства ОАО «АК «Транснефть».

Приложение Б
(обязательное)
Форма технического задания на проведение полной технической диагностики железобетонного резервуара [†]

на проведение полной технической диагностики железобетонного резервуара

ЖБР (П, ПА, ПК)- ___________ № ____, ЛПДС (НПС) ________________________

Название документа	Номер страницы	Количество листов
Техническое задание на проведение полной технической диагностики
Приложение А (обязательное) Объём работ, выполняемых при полной технической диагностики конструкций резервуара
Приложение Б (обязательное) Форма исходных данных о резервуаре, необходимых для проведения полной технической диагностики
Приложение В (обязательное) Форма Акта готовности резервуара к проведению полной технической диагностики
Приложение Г (обязательное) Форма таблицы с указанием срока безопасной эксплуатации конструкций резервуара с дефектами
Приложение Д (обязательное) Форма таблицы дефектной ведомости
Приложение Е (обязательное) Форма таблицы с результатами определения технического состояния конструкций резервуара в соответствии с критериями отбраковки согласно (указать обозначение и наименование настоящего документа)
Приложение Ж (обязательное) Перечень нормативной и технической документации

1 Наименование объекта

ЖБР (П, ПА, ПК)- _______________ № ____, ЛПДС (НПС) ___________________________ (название) (объем) (местоположение) УМН (РНУ)___________________, ОСТ ______________________ (принадлежность)

2 Географическое положение объекта

Область ___________________________ район ______________________________________ Ближайший населенный пункт ____________________________________________

3 Основание для проведения работ

3.1 Пункт _____ приложения ______ утверждённой Комплексной программы по диагностике, техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов магистрального нефтепрвода. 3.2 Договор №___________ от «____» ____________ 20__ г.

4 Заказчик

ОСТ _________________

5 Подрядная организация

Организация согласно договору на диагностику

6 Требования к подрядной организации, проводящей техническую диагностику

6.1 Работы по полной технической диагностике железобетонных резервуаров выполняются организациями, для которых такой вид деятельности предусмотрен уставом. 6.2 Диагностическая организация должна иметь: - лицензии на осуществление видов деятельности согласно Федеральному закону от 08.08.2001 № 128-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности»; - свидетельство об аттестации лаборатории неразрушающего контроля на проведение соответствующих видов (методов) контроля на объектах нефтяной и газовой промышленности; - нормативную и техническую документацию по технической диагностике; - утвержденные в установленном порядке методики, по которым проводятся работы по технической диагностике; - средства измерений, средства контроля и оборудование, необходимые для выполнения в полном объеме работ, предусмотренных настоящим документом; - необходимые средства и техническое оснащение, обеспечивающее доступ персонала для проведения работ по полной технической диагностике в любой точке резервуара; - обученных и аттестованных в соответствии с ПБ 03-440-02 и ОР-03.120.00-КТН-071-09 экспертов и специалистов. 6.3 Лаборатория неразрушающего контроля организации, выполняющей работы по полной технической диагностике резервуаров, должна быть аттестована в соответствии с ПБ 03-372-00. Оснащение лаборатории неразрушающего контроля должно соответствовать ОР-91.200.00-КТН-284-09

7 Вид работ

Полная техническая диагностика

8 Стадийность выполнения работ

Порядок выполнения работ - выполнение технического диагностирования в соответствии с ________________________________________________, ОР-23.020.00-КТН-278-09; (указать обозначение и наименование настоящего документа) - разработка технического отчёта по результатам полной технической диагностики; - разработка заключения экспертизы промышленной безопасности

9 Объем работ, выполняемых при технической диагностике

9.1 Объем работ, выполняемых на объекте при проведении полной технической диагностики, – в соответствии с приложением А. 9.2 По результатам полной технической диагностики оформляется технический отчёт и заключение экспертизы промышленной безопасности

10 Сроки выполнения работ

Продолжительность работ: а) начало работ ___________, окончание работ _____________; ^{(число, месяц, год) (число, месяц, год)} б) выдача технического отчёта по результатам полной технической диагностики и заключения экспертизы промышленной безопасности _________________ (число, месяц, год)

11 Исходные данные об объекте

11.1 Исходные данные о резервуаре, необходимые для проведения полной технической диагностики, – в соответствии с приложением Б. 11.2 До начала работ по диагностике оформляется акт о готовности резервуара в соответствии с приложением В.

12 Количество предоставляемых экземпляров «Отчёта по результатам полной технической диагностики»

Количество экземпляров и форма предоставления технического отчета следующая: - пять экземпляров на бумажном носителе; - два экземпляра в электронном виде на CD дисках; - текст и таблицы – Word, Excel; - эскизы и чертежи – AutoCAD; - приложения предоставляются в виде томов с утвержденными титульными листами, нумерация томов начинается с первой страницы

13 Требования к составу отчёта по результатам полной технической диагностики

Технический отчёт по результатам полной технической диагностики должен содержать разделы и подразделы, приведенные ниже. 1 ВВЕДЕНИЕ 1.1 Перечень работ. 1.2 Сроки проведения полной технической диагностики. 1.3 Данные о владельце резервуара. 1.4 Полное название диагностической организации, проводившей полную техническую диагностику. 2 ИНФОРМАЦИЯ О РЕЗЕРВУАРЕ 2.1 Место расположения резервуара (ОСТ, резервуарный парк). 2.2 Инвентарный номер. 2.3 Тип резервуара. 2.4 Технологический номер. 2.5 Номер проектной документации, по которой построен резервуар. 2.6 Разработчик рабочих чертежей. 2.7 Строительно-монтажная организация, построившая резервуар. 2.8 Дата начала монтажа. 2.9 Дата окончания монтажа. 2.10 Дата приёмки и ввода в эксплуатацию. 2.11 Высота стенки резервуара. 2.12 Диаметр резервуара. 2.13 Наличие плавающей крыши, понтона, купольной крыши 2.14 Режим работы (число циклов нагружения за последний год). 2.15 Проектная высота взлива. 2.16 Верхний аварийный уровень взлива. 2.17 Вид продукта (плотность, класс по ГОСТ Р 51858), хранимого в резервуаре. 2.18 Содержание серы в продукте. 2.19 Данные о материале, из которого изготовлены конструкции резервуара (стенка, днище, крыша, понтон). 2.20 Перечень оборудования, установленного на резервуаре. 2.21 Данные о сертификатах на элементы конструкций. 2.22 Документы о согласовании отступлений от проектной документации. 2.23 Данные о материалах, примененных при изготовлении, монтаже и ремонте резервуара. 2.24 Данные о молниезащите, защите от статического электричества. 2.25 Данные о результатах выполненного ранее контроля конструкций и соединительных стыков. 2.26 Данные о комплектности эксплуатационно-технической документации. 2.27 Данные о видах и датах аварий, отказов, количество и описание проведённых ремонтов. 3 Результаты контроля конструкций резервуара 4 результаты диагностики систем эхз, заземления и молниезащиты 5 ФОРМА ЗаключениЯ по результатам полной технической диагностики резервуара

Заключение по результатам полной технической диагностики железобетонного резервуара(наименование объекта в соответствии с пунктом 1 настоящего документа)
Наименование заключения	Содержание заключения
Возможность продления срока эксплуатации резервуара без выполнения ремонта	Имеется/Отсутствует (с указанием причин)
Срок и условия эксплуатации (при продлении срока эксплуатации без ремонта)	Срок (в годах) и условия эксплуатации (уровень взлива, давление (вакуум). Причины ограничений по сроку и условиям эксплуатации
Перечень дефектов, подлежащих устранению при выводе резервуара в ремонт, для обеспечения эксплуатации резервуара при проектном уровне взлива на срок от 1 до 10 лет
Необходимость проведения инженерно-геологических изысканий для обследования основания	Отсутствует / Имеется
Сроки проведения очередной технической диагностики	Оформляются в соответствии с таблицей 1

Таблица 1 – Перечень дефектов, подлежащих устранению при выводе резервуара в ремонт и сроки проведения следующей технической диагностики

№	Срок эксплу-атации после ремонта	Перечень дефек-тов, подлежащих устранению	Срок следующей частичной технической диагностики	Срок следующей полной технической диагностики

6 рекомендации по осуществлению ремонта резервуара Рекомендации по осуществлению ремонта в соответствии с РД-23.020.01-КТН-207-10 7 перечень используемого при диагностике оборудования 8 список использованных источников 9 ПРИЛОЖЕНИЯ К ЗАКЛЮЧЕНИЮ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПОЛНОЙ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ РЕЗЕРВУАРА 9.1 Отчёт по технической диагностике, оформленный в соответствии с пунктом 13 настоящего документа. 9.2 Отчёт по результатам инженерно-геологических изысканий (в случае их проведения). 9.3 Результаты расчёта срока безопасной эксплуатации конструкций резервуара с дефектами в соответствии с приложением Г. 9.4 Таблица с перечнем выявленных дефектов, оформленная в соответствии с приложением Д. 9.5 Результаты определения технического состояния конструкций резервуара – в соответствии с приложением Е

14 Перечень технических регламентов, национальных стандартов Российской Федерации, норм, стандартов организаций, соответствие которым должно быть обеспечено при проведении работ по технической диагностике

Перечень нормативной и технической документации установлен в приложении Ж

Объём работ, выполняемых при полной технической диагностике резервуара

Объём работ, выполняемых при полной технической диагностике резервуара, приведен в таблице А.1.

Таблица А.1 – Объём работ, выполняемых при полной технической диагностике резервуара

№	Наименование конструкции (элемента)	Работы, проводимые при полной диагностике	Объём проведения работ	Примечание
	Документация	Анализ технической документации	1 Проверка комплектности эксплуатационной и технической документации в соответствии с требованиями РД 153-39.4-078-01 и РД 03-420-01. 2 Проверка соответствия информации, отражённой в паспорте резервуара на соответствие исполнительной документации и требованиям норм и правил. 3 Сбор сведений о технических характеристиках резервуара, о материалах, применённых при строительстве, свойствах нефти, режимах эксплуатации. 4 Сбор сведений о технологии сварки и сварочных материалах, применённых при строительстве и ремонтах резервуара. 5 Сбор и анализ сведений о датах и результатах проведённых ранее технических диагностик, о видах и датах аварий, отказов, динамике геометрических отклонений элементов резервуара, о количестве и объёмах проведённых ремонтов
	Стенка	Обследование наружных поверхностей стен резервуаров с навитой предварительно напрягаемой кольцевой арматурой и без неё	1 Осмотр защитного слоя торкретбетона и предварительно напрягаемой кольцевой арматуры в четырех контрольных шурфах глубиной до 2,5 м каждый. Шурфы выполняются по периметру резервуара, причем один шурф – в плане в месте анкеровки навитой предварительно напряженной кольцевой арматуры (согласно проектным чертежам), другие три – в местах наибольшего количества дефектов стен. По результатам обследования этих шурфов решается вопрос о необходимости проведения обследования на большей глубине. 2 Обследование защитного слоя торкретбетона (торкретраствора) на предмет выявления в нем трещин, участков коррозии бетона, разрушений бетона, отслоений («бухчения») защитного слоя. При обнаружении трещин, имеющих ширину раскрытия более 0,3 мм, необходимо определить состояние арматуры и бетона путем вскрытия. Для выявления участков отслоившегося торкретного покрытия его простукивают деревянным молотком по всей площади очищенной поверхности. При наличии отслоений – звук дребезжащий или глухой, у прочного покрытия – звонкий. Толщина защитного слоя в местах отслоения определяется линейкой с точностью до 1 мм

Продолжение таблицы А.1
№	Наименование конструкции (элемента)	Работы, проводимые при полной диагностике	Объём проведения работ	Примечание
	Стенка	Обследование наружных поверхностей стен резервуаров с навитой предварительно напрягаемой кольцевой арматурой и без неё	3 Измерение глубины карбонизации бетона проводится на свежем сколе после нанесения 1 % раствора фенолфталеина в этиловом спирте: линейкой с погрешностью измерений 0,5 мм измеряют расстояние от поверхности бетона до границы слоя, окрашенного фенолфталеином в ярко-малиновый цвет. Полученная величина равна толщине нейтрализованного слоя бетона и чем она больше, тем меньше плотность бетона. Наличие агрессивных для стали хлор-ионов определяют качественно с помощью 1 % раствора азотнокислого серебра – по появлению белого налета. 4 Визуальное обнаружение признаков коррозии арматуры под защитным слоем – пятен ржавчины на поверхности бетона, трещин коррозионного характера, отслоений участков торкретбетона. 5 Определение прочности бетона механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690. Минимальное количество участков инструментальных измерений – по три в каждом шурфе; участки равномерно распределяются по высоте шурфа. 6 Визуальное определение числа оборванных стержней (проволок) и числа ослабленных стержней (проволок) кольцевой напрягаемой арматуры на вскрытых участках торкретбетона. Косвенным путем по количеству неработающих стержней оценивается степень снижения усилия предварительного обжатия бетона. 7 Вскрытие торкретбетона, количество участков вскрытия торкретбетона – один участок размером 100х100 мм на один отрытый шурф. При разрушении слоя торкретбетона или его «бухчении», наличии ржавых пятен разрушенный участок слоя торкретбетона в пределах шурфа должен быть вскрыт. 8 Обследование коррозионного состояния арматуры. Измерение диаметра арматуры, подверженной коррозии, и арматуры, незатронутой коррозией, производится в местах выполнения контрольных вскрытий защитного слоя торкретбетона. 9 Визуальное обследование состояния гидроизоляции – ее вида, сплошности, остаточной толщины, вида и размера дефектов. 10 Измерение толщины защитного слоя торкретбетона магнитным методом неразрушающего контроля согласно ГОСТ 22904. 11 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
	Стенка	Обследование стен изнутри резервуара	1 Выявление дефектов в виде силовых трещин, сколов бетона, неплотной, рыхлой, шелушащейся поверхности, участков плохо провибрированного бетона, оголения и коррозии арматуры. 2 При осмотре дополнительно обследуются: сборные стены – средние части стеновых панелей, стыки между панелями, монолитные стены – швы между участками бетонирования. 3 Инструментальное определение геометрических размеров сечений. 4 Обследование коррозионного состояния арматуры. 5 Определение глубины пропитки бетона нефтью (нефтепродуктом). Места отбора проб бетона для определения глубины проникновения нефти (нефтепродуктов) определяют визуально. Количество проб, отбираемых для исследований, – не менее трех в каждой зоне обследования. Глубину проникновения нефти, нефтепродуктов в бетон определяют линейкой с точностью до 1 м. Отбор проб для обследования производят сколом участков бетона, сверлением или бурением. 6 Определение прочности бетона стеновых панелей и стыков механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690 в нижней, средней и верхней части стеновых панелей. 7 Обследование мест стыков стеновых панелей. Выявление дефектов в виде трещин, сколов бетона, неплотной, рыхлой, шелушащейся поверхности, участков плохо провибрированного бетона, оголения и коррозии арматуры, разрушения или отслоения защитного торкретбетонного слоя. 8 Визуальный контроль стен на предмет установления мест протечек воды. 9 Контроль вертикальности стены – не реже, чем через 6 м по окружности резервуара. Для резервуара без плавающей крыши – с помощью отвеса, для резервуара с плавающей крышей – геодезическими методами. 10 В цилиндрических резервуарах производится измерительный контроль отклонения стенки от окружности. Измерения проводятся в горизонтальной плоскости по линии диаметра через каждые 30º. Для резервуара без плавающей крыши контроль проводится в нижней части резервуара. Для резервуара с плавающей крышей (понтоном) контроль проводится на трёх уровнях: в нижней, средней и верхней частях резервуара. 11 Обследование состояния имеющихся элементов усилений. 12 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.	РД «Правила технической диагностики резервуаров», РД 03-420-01
	Покрытие	Обследование покрытия снаружи резервуара	1 Сбор сведений о деформации покрытия в результате перелива нефти или из-за механических воздействий, сбор сведений производится при анализе эксплуатационной документации. 2 Осмотр покрытия после слива водяного экрана и очистки поверхности от ила. В случае наличия грунтовой засыпки на покрытии обследование проводится выборочно, расчищая для этого грунт в трех-четырех местах. При необходимости участки покрытия промываются водой, продуваются сжатым воздухом. 3 Инструментальное определение геометрических размеров сечений плит. 4 Нивелирование плит покрытия: - прогибы плит покрытия определяют по результатам нивелирования трёх контрольных точек – в опорных зонах плит и середине пролёта; - установка и привязка нивелира проводится вне конструкций покрытия резервуара на обваловании резервуара; - точность измерения прогибов должна быть не менее 1 мм; - предельно допустимые прогибы устанавливаются для плит и балок покрытия – 1/200 пролёта (но не более 30 мм); - результаты нивелирования оформляются документально (акты, заключения и пр.). 5 Определение прочности бетона плит (при наличии доступа к ним) механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690 в трех местах верхней сжатой зоны бетона – на опорах и в середине пролёта. В случае удовлетворительного состояния набетонки покрытия допускается определение прочности бетона плит изнутри резервуара. 6 Выявление дефектов (трещин, мест разрушений) на поверхности плит (при наличии доступа к ним). 7 Выявление дефектов (трещины, места разрушений) кольцевых и радиальных швов между плитами покрытия. 8 Оценку состояния гидроизоляции, цементной стяжки и других компонентов кровли на покрытии резервуара. 9 Обследование световых люков и люка-лаза на покрытии, толщинометрия металла крышек и обечаек люков, проверка состояния уплотняющих прокладок и верхнего слоя бетона вокруг люков. Состояние световых люков и люков-лазов проверяется на наличие коррозионных повреждений. Толщинометрия световых люков и люков-лазов проводится в наиболее прокорродировавших местах, но не менее чем в четырех точках по периметру. Толщинометрия крышек монтажных, световых люков и люков-лазов проводится в наиболее прокорродировавших местах, но не менее чем в трех точках. 10 Обследование состояния имеющихся элементов усилений
	Покрытие	Обследование покрытия снаружи резервуара	11 Проведение испытаний плит покрытия в соответствии с «Программой и методикой проведения работ по выборочному натурному нагружению плит покрытия в составе покрытия железобетонных резервуаров для хранения нефти ОАО «АК «Транснефть». При проведении испытаний плит в составе покрытия усиливающая стяжка не удаляется. 12 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
Обследование плит покрытия изнутри резервуара	1 Визуальный контроль плит и балок на предмет выявления дефектов в виде трещин, сколов бетона, неплотной, рыхлой, шелушащейся поверхности, сквозных отверстий; ржавых, масляных пятен, мест протекания и замачивания бетона, трещин коррозионного характера, оголения и коррозии арматуры с изображением их на эскизах. 2 Инструментальное определение геометрических размеров сечений плит. 3 Выявление дефектов кольцевых и радиальных швов между плитами покрытия. 4 Определение прочности бетона плит (при наличии доступа к ним только снизу) механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690 в трёх местах – на опорах и в середине пролёта. 5 Контроль величины защитного слоя бетона продольной рабочей арматуры магнитным методом неразрушающего контроля согласно ГОСТ 22904 и методами ВИК в местах вскрытия арматуры в опорной части и в середине пролета плит покрытия; обследование коррозионного состояния арматуры. 6 Измерение прогиба плит покрытия (при наличии доступа к ним только снизу) по контрольным точкам геодезическими методами либо методами визуально-измерительного контроля. Прогиб плоских плит покрытия измеряют по трём точкам по оси плиты – на опорах и в середине пролёта. Прогиб ребристых плит покрытия измеряют по трём точкам в каждом ребре плиты – на опорах и в середине пролёта; за окончательный прогиб принимают среднее арифметическое значение измеренных величин. 7 Контроль достаточности величины зоны опирания плит на балки: при смещении плит и балок с опор конструкции на 20 – 30 см и более проводят измерение площади опирания плит и балок. 8 Осмотр мест опирания плит покрытия на стеновые панели по периметру резервуара и на центральную плиту либо капитель центральной колонны резервуара. 9 Обследование состояния имеющихся элементов усилений. 10 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
	Покрытие	Обследование плит покрытия изнутри резервуара	11 Выявление дефектов в виде трещин, сколов бетона, неплотной, рыхлой, шелушащейся поверхности, сквозных отверстий; ржавых, масляных пятен, мест протекания и замачивания бетона, трещин коррозионного характера, оголения и коррозии арматуры. Дополнительно обследуются верхняя сжатая и нижняя растянутая зоны балок в середине пролёта и опорных частях
Обследование балок покрытия резервуара	1 Инструментальное определение геометрических размеров сечений балок. 2 Определение прочности бетона балок механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690 в трёх местах верхней сжатой части – на опорах и в середине пролёта. 3 Контроль величины защитного слоя бетона продольной рабочей арматуры магнитным методом неразрушающего контроля согласно ГОСТ 22904 и измерительными методами в местах вскрытия арматуры в опорной части и в середине пролета балок. 4 Обследование коррозионного состояния арматуры. 5 Измерение прогиба балок покрытия резервуара по контрольным точкам геодезическими методами либо методами ВИК. Прогиб балок покрытия измеряют в случае визуального обнаружения их значительного провисания, сверхнормативной ширины раскрытия трещин в середине пролета и трещин в опорных частях балок. 6 Контроль величины зоны опирания балок на колонны. 7 Обследование состояния имеющихся элементов усилений. 8 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
	Несущие конструкции	Обследование колонн резервуара	1 Выявление дефектов в виде силовых (продольных, наклонных и поперечных) трещин и трещин коррозионного характера, сколов бетона, неплотной, рыхлой, шелушащейся поверхности, участков плохо провибрированного бетона, оголения и коррозии арматуры; обязательные места осмотра и выявления дефектов – места опирания балок на колонну, участки консолей (уширений), ствол колонны в верхней, средней и нижней частях. 2 Инструментальное определение геометрических размеров сечений. 3 Определение прочности бетона колонн механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690 в трёх местах – верхней, нижней и средней. 4 Контроль величины защитного слоя бетона продольной рабочей арматуры магнитным методом неразрушающего контроля согласно ГОСТ 22904 и измерительными методами в местах вскрытий арматуры. 5 Проверка наличия арматуры в колоннах и ригелях. 6 Обследование коррозионного состояния арматуры
	Несущие конструкции	Обследование колонн резервуара	7 Определение глубины пропитки бетона нефтью (нефтепродуктом). Места отбора проб бетона для определения глубины проникновения нефти (нефтепродуктов) определяют визуально. Количество проб, отбираемых для исследований – не менее трех в каждой зоне обследования. Глубину проникновения нефти (нефтепродуктов) в бетон определяют линейкой с точностью до 1 мм. Отбор проб для обследования производят сколом участков бетона, сверлением или бурением. 8 Определение отклонения колонн от вертикали. 9 Обследование состояния имеющихся элементов усилений. 10 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
Обследование фундаментов под колонны резервуара	1 Выявление дефектов в виде силовых трещин, сколов бетона, неплотной, рыхлой, шелушащейся поверхности, участков плохо провибрированного бетона, оголения и коррозии арматуры, некачественной заделки стыка колонны с фундаментом. Особое внимание при осмотре должно быть уделено стыку колонны с фундаментом. 2 Инструментальное определение геометрических размеров сечений. 3 Определение прочности бетона механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690. 4 Обследование коррозионного состояния арматуры. 5 Определение глубины пропитки бетона нефтью (нефтепродуктом). Места отбора проб бетона для определения глубины проникновения нефти (нефтепродуктов) определяют визуально. Количество проб, отбираемых для исследований, – не менее трех в каждой зоне обследования. Глубину проникновения нефти, нефтепродуктов в бетон определяют линейкой с точностью до 1 мм. Отбор проб для обследования производят сколом участков бетона, сверлением или бурением. 6 Обследование состояния имеющихся элементов усилений. 7 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
	Днище	Обследование днища резервуара	1 Выявление дефектов днища (набетонки днища) в виде трещин, сколов и разрушений бетона, изломов, отверстий. 2 Определение величины неравномерной осадки (пучения) днища (набетонки днища) нивелированием по контрольным точкам: - контрольные точки нивелирования днища назначают у каждой колонны (справа от колонны), в средней части шага колонн в радиальном направлении и по окружности (через 6 м), проходящей по оси приямка резервуара. Стоянка нивелира назначается в центре днища; - по результатам нивелирования строят карты с указанием уклона днища в радиальных направлениях и по окружности, проходящей по оси приямка резервуара. Сток подтоварной воды должен быть обеспечен в сторону приямка
	Днище	Обследование днища резервуара	- результаты нивелирования днища по контрольным точкам у каждой колонны используются для контроля величины неравномерной осадки (пучения) днища; - результаты нивелирования оформляются документально (акты, заключения и пр.). 3 Определение глубины пропитки днища (набетонки днища) нефтью (нефтепродуктом). Места отбора проб бетона для определения глубины проникновения нефти (нефтепродуктов) определяют визуально. Количество проб, отбираемых для исследований – не менее трех в каждой зоне обследования. Глубину проникновения нефти (нефтепродуктов) в бетон определяют линейкой с точностью до 1 мм. Отбор проб для обследования производят сколом участков бетона, сверлением или бурением. 4 Определение прочности бетона днища (набетонки) механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690. 5 Обследование днища на предмет установления мест протечек воды. 6 Обследование монолитных угловых участков сопряжения днища со стенкой на предмет выявления дефектов, определения прочности бетона механическими методами неразрушающего контроля по ГОСТ 22690, определения глубины пропитки нефтью (нефтепродуктом). Места отбора проб бетона для определения глубины проникновения нефти (нефтепродуктов) определяют визуально. Количество проб отбираемых для исследований – не менее трех в каждой зоне обследования. Глубину проникновения нефти (нефтепродуктов) в бетон определяют линейкой с точностью до 1 мм. Отбор проб для обследования производят сколом участков бетона, сверлением или бурением. 7 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
	Элементы вторичной защиты	Обследование элементов вторичной защиты (облицовок и окраски) панелей стен, колонн, фундаментов и днища резервуара (включается в ТЗ при наличии)	1 Визуальное обследование облицовок с оценкой сплошности материала листов и стыков, зон отслоений, коррозии, состояния элементов крепежа. 2 Инструментальное обследование металла и сварных соединений облицовки резервуара. 3 Проверку соответствия расположения врезок в облицовку ЖБР (П, ПК) требованиям проектной документации. 4 Толщинометрию облицовки: - объём работ по измерению толщин облицовки устанавливается на основании результатов визуального осмотра и в зависимости от длительности эксплуатации и агрессивности хранимого продукта. Во всех случаях измерения следует проводить в местах, наиболее пораженных коррозией; - толщина вертикальных листов облицовки измеряется не менее чем по четырём диаметрально противоположным образующим в трех точках по высоте листа (низ, середина, верх)
	Элементы вторичной защиты	Обследование элементов вторичной защиты (облицовок и окраски) панелей стен, колонн, фундаментов и днища резервуара (включается в ТЗ при наличии)	- толщина листов соединительных накладок вертикальных листов измеряется не менее чем в двух точках на каждом листе; - толщина соединительных листов между вертикальными листами облицовки и листами днища измеряется не менее чем в трех точках на каждом листе; - толщина листов днища измеряется по двум взаимно перпендикулярным диаметральным направлениям, проводится не менее чем в трех точках на каждом; - в резервуарах с понтоном толщина листов понтона измеряется на центральной части, а также коробах и ребрах жесткости. 5 Неразрушающий контроль сварных соединений облицовки резервуара УЗК. Необходимость и объем проведения этого вида работ устанавливается по результатам визуального контроля. 6 Контроль на непроницаемость всех сварных соединений облицовки днища резервуара методом вакуумирования. Необходимость и объём проведения контроля на непроницаемость устанавливается по результатам визуального контроля. В случае установления негерметичности резервуара (появление продукта вне резервуара) или наличия продукта под металлическим днищем резервуара проводится контроль облицовки днища резервуара методом вакуумирования в объеме 100 %. 7 Обследование окрасок с визуальной оценкой сплошности покрытий, участков повреждений, вздутий, отслоений от бетона. 8 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
Обследование внутренней металлической облицовки (включается в ТЗ при наличии)	1 Перед проведением работ по контролю внутренней металлической облицовки собирают следующие сведения: - данные по изготовлению и монтажу металлической облицовки – номер проектной документации, монтажная организация, дата изготовления и монтажа, отступления от проектной документации в процессе сооружения, виды и результаты испытаний; - сведения о металле, толщина листов по сертификату; - сведения о технологии сварки и сварочных материалах; - данные о режиме эксплуатации резервуара и виде хранимых в нем продуктов; - данные о проведенной ранее технической диагностике с заключениями о техническом состоянии и рекомендациями по дальнейшей эксплуатации или ремонту; - данные о проведенных ремонтах. 2 Анализ конструктивных особенностей технологии изготовления и монтажа, а также условий эксплуатации облицовки резервуара проводят для определения наиболее напряженных зон в элементах конструкции, возможных механизмов образования дефектов в материалах при эксплуатации и мест их локализации, а также уточнения программы технической диагностики
	Элементы вторичной защиты	Обследование внутренней металлической облицовки (включается в ТЗ при наличии)	3 На конструктивной схеме облицовки выявляют элементы (участки) конструкции, которые представляются наиболее предрасположенными к разрушению. При этом дополнительному контролю подлежат: - сварные соединения в вертикальных монтажных стыках стенки, в пересечении вертикальных и горизонтальных швов в I-III поясах стенки; сварной шов между стенкой и днищем, сварные швы врезок в нижние пояса облицовки; - места соединения стенки с днищем; - места присоединения трубопроводов, в том числе, передающих вибрационные нагрузки; - участки стенки, имеющие местные выпучины или вмятины и отклонения образующих от вертикали; - участки конструкции, наиболее подверженные коррозии: нижний пояс и два верхних пояса стенки, днище; - облицовка колонн, места присоединения колонн к днищу. 4 По данным эксплуатационной документации определяется длительность эксплуатации элементов резервуара в условиях, отличающихся от проектных, проводится анализ обстоятельств и причин аварийных случаев и определяются участки конструкций, которые могли подвергаться негативному воздействию. 5 По записям в ремонтном журнале отмечают на конструктивной схеме элементы конструкций резервуара, подвергнутые ремонту, в том числе с применением сварки. На основе анализа ремонтной документации уточняются представления о наиболее слабых участках конструкции, интенсивность развития дефектов, возможные изменения механических характеристик материала. 6 При визуальном контроле внутренней поверхности облицовки, предварительно очищенной от грязи, нефти и нефтепродуктов, обязательной проверке подлежат: - состояние основного металла стенки, днища облицовки с установлением наличия коррозионных повреждений, царапин, задиров, трещин, прожогов, оплавлений, вырывов, расслоений, металлических включений, закатов и пр.; - общие и местные деформации, вмятины, выпучины на конструкциях; - размещение патрубков на стенке облицовки по отношению к вертикальным и горизонтальным сварным соединениям в соответствии с требованиями проектной документации; - состояние сварных соединений конструкции облицовки в соответствии с требованиями проектной документации, СНиП 3.03.01-87, действующих стандартов на соответствующие виды сварки и типы сварных швов
	Элементы вторичной защиты	Обследование внутренней металлической облицовки (включается в ТЗ при наличии)	ВИК подлежат все сварные соединения облицовки и прилегающие к ним зоны основного металла на расстоянии не менее 20 мм от шва. 7 Определение толщины металла производится ультразвуковыми толщиномерами, позволяющими измерять толщину в интервале от 0,6 до 50,0 мм с точностью 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от минус 10°С до плюс 40°С
	Места вводов ПРП	Обследование места ввода приемо-раздаточных патрубков	1 Обследование места ввода проводится через проходной канал. При отсутствии проходного канала необходимо отрывать вертикальный или наклонный шурф в грунтовой обсыпке резервуара. 2 Обследование очищенного от загрязнений места ввода патрубков на предмет определения мест утечки нефти (нефтепродукта). При наличии утечек следует оценивать глубину пропитки бетона нефтью (нефтепродуктом). 3 Обследование железобетонных конструктивных элементов проходного канала, выявление дефектов и повреждений. 4 Толщинометрия ПРП. В первую очередь следует производить измерение толщины металла ПРП в местах резкого изменения направления движения жидкости (тройники, отводы). Измерение можно производить как при заполненных жидкостью, так и незаполненных патрубках. Измерения проводят в четырех точках сечения трубы с шагом 1 м. 5 УЗК всех сварных швов ПРП и компенсаторов. 6 Обследование состояния бетонных опор и креплений трубопроводов ПРП. 7 Контроль состояния строительных конструкций камеры управления резервуаром и проходных каналов. 8 Составление дефектной ведомости, эскизов, дефектных карт, актов и др.
	Основание резервуара	Контроль осадки резервуара	1 Нивелирование контрольных точек должно проводиться в абсолютных отметках, нивелирный ход должен быть проложен от постоянного репера или стенной марки. 2 Привязку отметок точек нивелирования проводят к постоянному реперу. 3 Схему расположения и привязки контрольных точек на покрытии резервуара, а также результаты нивелирования контрольных точек заносят в журнал регистрации нивелирных отметок. 4 Контрольные точки устанавливают в центре покрытия и через каждые 12 – 15 м по краю покрытия над стенкой – для цилиндрических резервуаров. 5 Контрольные точки устанавливают на покрытии над смежными колоннами – для прямоугольных резервуаров. 6 Обход контрольных точек должен проводиться по часовой стрелке. 7 Контрольные точки должны быть отмечены краской красного цвета с указанием номера точки
	Основание резервуара	Контроль осадки резервуара	8 Неравномерность осадки покрытия (основания) резервуаров должна быть не выше допустимых пределов: - для цилиндрических резервуаров между центральной точкой покрытия и точками покрытия над стенкой – 0,0006×R, но не более 25 мм, где R – радиус резервуара, м; - для прямоугольных резервуаров между точками над смежными колоннами – 0,0008×L, но не более 5 мм, где L – расстояние между смежными колоннами, м. 9 Результаты нивелирования оформляются документально (акты, заключения и пр.)
	Резервуар	Контроль герметичности резервуара	Контроль герметичности резервуара проводится следующими способами: - бурением скважин в грунте по периметру резервуара с целью обнаружения пропитанного нефтью (нефтепродуктами) грунта; одна из контрольных скважин выполняется в районе места ввода нефтепровода (нефтепродуктопровода); - осмотром грунта обвалования резервуара; - осмотром грунта в контрольных шурфах по периметру резервуара на предмет выявления протечек нефти, нефтепродукта; - осмотром дренажных колодцев и контрольных трубок
	Технологичес-кие трубопроводы	Контроль технологических трубопроводов	Контроль технологических трубопроводов проводится в соответствии с РД-23.040.00-КТН-387-07 и другими действующими на момент проведения технической диагностики нормативными документами
	Монтажные и световые люки, люк-лазы на покрытии	Контроль состояния монтажных и световых люков, люка-лаза на покрытии	При контроле монтажных, световых люков и люка-лаза на покрытии определяется глубина коррозии металла крышек и обечаек люков, состояние антикоррозионного покрытия, состояние уплотняющих прокладок и верхнего слоя бетона вокруг люков
	Металлоконст-рукции – лестницы, площадки, эстакады и др.	Контроль состояния металлоконструкций - лестниц, площадок, эстакад и др.	При контроле лестниц, площадок, эстакад необходимо: - проконтролировать узлы креплений и места опирания лестниц, площадок, эстакад на резервуаре; - проконтролировать целостность элементов и узлов металлоконструкций; - определить степень коррозии металлоконструкций; - определить процент утраты антикоррозионного покрытия металлоконструкций
	Отмостка	Контроль состояния отмостки снаружи по периметру резервуара	Осмотр отмостки по периметру резервуара, наличие поперечных трещин, изломов, провалов, трещины между отмосткой и стенкой вокруг резервуара, обеспечение уклона отмостки для отвода воды от стенки резервуара
	Водоотводная система	Контроль состояния водоотводных лотков	Осмотр водоотводных лотков борта резервуара для отвода или слива воды с покрытия
Контроль водоотводных систем	1 Осмотр водоотводной железобетонной канавы по периметру резервуара на наличие трещин, разрушений, провалов, обеспечение уклона, установленного в проектной документации, в сторону водоотводной системы или дренажного колодца. 2 Осмотр водоотводных систем (канав, труб, лотков и др.) на обеспечение проектного уклона, установленного в проектной документации, для отвода воды от резервуаров
	Дренажные колодцы	Контроль дренажных колодцев	Осмотр дренажных колодцев на предмет отвода воды и выявления следов утечек нефти (нефтепродуктов)
	Грунтовая обсыпка	Контроль состояния грунтовой обсыпки	Осмотр грунтовой обсыпки обвалования резервуаров, соблюдение правильности выполнения откосов, наличие вымоин, провалов, оползней
	Заземление, молниезащита, защита от статического электричества	Контроль заземляющих устройств, молниезащиты и защиты от статического электричества	Контроль заземляющих устройств, молниезащиты и защиты от статического электричества проводится на соответствие их требованиям ОР-13.02-45.21.30-КТН-002-1-03
	Купольная крыша из алюминиевых сплавов
18.1	Опорное кольцо	ВИК	Демонтаж узловых колпаков и восьми карт обшивки нижнего пояса купольной крыши для проведения ВИК с ветрового кольца. При проведении последующих диагностик проводить ВИК необследованных сегментов опорного кольца в доступных местах. Проверка соответствия размеров опорного кольца проектной документации. Измерения толщины опорного кольца в доступных местах по трём точкам на каждом сегменте (по краям и в середине)
18.1	Опорное кольцо	Нивелирование и определение пространственных координат, внутреннего радиуса	Нивелирование опорного кольца проводится после частичного демонтажа понтона в его центральной части или под люк-лазом (технологическим люком), в случае если демонтаж листов настила понтона не производился. При этом должна быть обеспечена видимость опорного кольца по всему периметру резервуара. Привязка отметок производится к опорным кронштейнам. Запрещается определять внутренний радиус опорного кольца делением диаметра пополам
18.2	Сварные швы сегментов опорного кольца	ВИК	Проверка соответствия размеров сварных соединений опорного кольца проектной документации
УЗК	Выявление недопустимых в соответствии с (указать обозначение и наименование настоящего документа) дефектов во всех сварных швах подлежащих контролю
18.3	Опорные кронштейны	ВИК	Демонтаж узловых колпаков и восьми карт обшивки нижнего пояса купольной крыши для проведения ВИК с ветрового кольца. При проведении последующих диагностик проводить ВИК необследованных опорных кронштейнов. Проверка соответствия размеров опорных кронштейнов и сварных соединений (сварные швы приварки проушин кронштейна к плите кронштейна, сварной шов приварки плиты кронштейна к опорному кольцу) проектной документации. Определение размеров опорного кронштейна и оси опорного кронштейна. Измерение толщины проушин и плиты опорного кронштейна, проверка наличия шплинтов и шайб на оси. Четыре кронштейна – 100 %, восемь кронштейнов – в доступных местах
18.4	Сварные швы опорных кронштейнов и опорного кольца	ВИК	1 Проверка наличия (отсутствия): - трещин и поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации; - коррозионного износа поверхностей. 2 При измерительном контроле состояния сварных соединений определяют размеры (длину, ширину и глубину) дефектов
18.5	Нержавеющая сетка на кольцевом продухе купола	Осмотр	Визуальное выявление механических повреждений и загрязнений ячеек сетки
18.6	Стержни (алюминиевые профили)	Осмотр

⇐ Предыдущая 26 27 28 293031 32 33 34 35 Следующая ⇒

Поделиться с друзьями:

Дата добавления: 2015-06-04; Просмотров: 1483; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет