Контрольная работа по "Ремонту ГНП и ГПХ"

УФИМСКИЙ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

ДОМАШНЯЯ КОНТРОЛЬНАЯ  РАБОТА

ПО ремонт гнп и гнх

ВАРИАНТ 10

   

 

 

 

 

Выполнил студент

Заочного отделения

Хайруллин Марат

Мавлавиевич

Группа 5-ЭНН

Специальность 130502

Проверила :

Устинова Роза Хазиахметовна

 

 

 

 

 

Дата отправки в колледж:

Дата регистрации колледжем:

 

 

 

Вариант 10

 

 

 

1. Подготовка трубопровода к весеннему периоду.

 

 

2. Ликвидация свищей.

 

 

3. Эксплуатация резервуарного оборудования.

 

 

4. Порядок замера уровня в ж/д цистернах.

 

 

5. Сдача отремонтированного участка в эксплуатацию.

 

 

6. Контроль качества ремонтных работ резервуаров.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1) Подготовка трубопровода к весеннему периоду.

 

 

 В плане мероприятий по подготовке объектов и сооружений линейной части МН к весенним паводкам должны быть предусмотрены:

- подготовка аварийной  техники;

- проверка запорной арматуры  с опробованием на полное открытие  и закрытие в местном и дистанционном  режимах;

- создание временных опорных  пунктов в труднодоступных местах  трассы нефтепровода, оснащенных  необходимой техникой, материалами  и инструментами;

- создание необходимых  запасов горюче-смазочных материалов;

- проверка и, при необходимости,  устройство водоотводов и водопропусков;

- очистка водопропускных, водоотводящих и других сооружений  от наносов снега и льда;

- восстановление защитных  сооружений и проведение противопожарных  мероприятий;

- восстановление нагорных  водоотводных каналов и водопропускных  устройств;

- проверка и ремонт  ледорезов в местах возможных  заторов льда;

- обрубка льда в урезах  рек над подводными переходами (при необходимости);

- ремонт лежневых дорог;

- подготовка средств передвижения  по воде и средств сбора  нефти с водной поверхности;

- размещение дежурных  постов на особо ответственных  участках для своевременного  обнаружения угрозы повреждения  нефтепровода и его сооружений, организация связи и другие  мероприятия, направленные на  обеспечение бесперебойной работы  нефтепровода во время паводка;

- организация взаимодействия  с районными, областными и республиканскими  противопаводковыми комиссиями.

 

 

 

 

 

 

2)Ликвидация свищей.

 

 

 Ликвидация аварий  нефтепровода может быть выполнена  методами постоянного или временного  ремонта.

К постоянным методам относится  вырезка катушки или участка  нефтепровода с повреждением и вварка новой катушки или секции трубы, заварка свищей с установкой "чопиков" (металлических пробок), приварка патрубков  с заглушками.

В качестве временного метода аварийного ремонта могут быть применены  на срок не более одного месяца установка  необжимной приварной муфты, муфты  с коническими переходами, галтельные муфты, с обязательной последующей  заменой их с применением методов  постоянного ремонта.

 Восстановление аварийного  участка нефтепровода путем вырезки  и замены на новый проводится  при:

- наличии на трубопроводе  сквозной трещины в сварном  шве и в основном металле  трубы;

- разрыве кольцевого монтажного  шва;

- разрыве продольного  сварного шва или металла трубы.

 Ремонт нефтепровода  путем вырезки и замены разрушенного  участка на новый проводится  с обеспечением безопасных условий  выполнения сварочно-монтажных работ  (остановки перекачки нефти, закрытия  линейных задвижек, уборки разлитой  нефти на месте повреждения,  герметизации внутренней полости  нефтепровода).

При замене поврежденных участков ввариваемые катушки должны соответствовать  следующим требованиям:

- катушки должны быть  изготовлены из труб, прошедших  гидравлические испытания давлением,  величина которого должна быть  не ниже давления, вызывающего  в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативного предела  текучести (заводское испытательное  давление) в соответствии со СНиП 2.05.06-85*;

- труба, из которой  изготовлена катушка должна быть  подвергнута дефектоскопии металла  и сварных швов, не должна иметь дефекты в виде трещин, закатов, расслоений, вмятин, задиров и рисок на поверхности катушки;

- катушки должны иметь  маркировку, паспорт и сертификат на трубу, из которой они изготовлены.

Технология ремонта методом  замены участка должна соответствовать  требованиям СНиП III-42-80*, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативным документов.

 Одиночные дефекты  в виде сквозных отверстий  (свищей) диаметром до 12 мм могут  быть устранены забивкой стальных  пробок ("чопиков") и обваркой. Для обеспечения плотности "чопики" изготавливаются диаметром до 12 мм конической формы с уклоном  поверхности не более 1:10. "Чопик"  не должен препятствовать прохождению  очистных и внутритрубных инспекционных  снарядов и выступать внутрь  трубы не более, чем на 5 мм.

"Чопик" забивают  до полного устранения течи, после  чего наружную выступающую часть  обваривают электросваркой с  формированием на поверхности  трубы усиления высотой не  более 3 мм, с шириной обварки  4-5 мм по периметру "чопика". "Чопики" должны изготавливаться  из низкоуглеродистых сталей  Ст3, 10 согласно ГОСТ 11050.

Не допускается устанавливать  более одного "чопика" по периметру  поперечного сечения нефтепровода. Расстояние между "чопиками" по продольной оси нефтепровода должно быть не менее 0,5 м.

Схема монтажа "чопика" приведена в приложении Е.

 Повреждения типа сквозных  коррозионных свищ или несанкционированные  врезки, могут ремонтироваться приваркой  патрубков с заглушками.

 При ремонте повреждений  временными методами для прекращения  течи нефти из нефтепровода  могут применяться накладные  элементы с уплотняющей прокладкой  прижатой к поверхности трубы  при помощи наружных центраторов,  прижимных хомутов, струбцин, домкратов,  с последующей обваркой накладных  элементов и установкой на  них муфт временного ремонта.

 При ремонте повреждений  путем применения ремонтных муфт  и приваркой патрубков с заглушками  технология их монтажа, применяемые  материалы, контроль качества  работ должны соответствовать требованиям "Технологии сварочно-монтажных работ по установки ремонтных конструкций на действующие магистральные нефтепроводы ОАО "АК "Транснефть".

 При выполнении АВР,  для опорожнения нефтепровода  и закачки собранной нефти,  в нефтепровод врезаются отводы  с задвижками ДУ 100-200, Ру 64.

Количество отводов с  задвижкой определяется в зависимости  от объема освобождаемого нефтепровода.

Присоединяемый узел отвода, его конструктивные элементы должны быть выбраны и смонтированы с  учетом диаметров отвода и магистрали, возможных нагрузок на МП и соответствовать  требованиям нормативных документов.

 При выполнении АВР  применяемые оборудование, арматура, материалы труб, муфт, усиливающих  элементов, соединительных деталей  нефтепроводов, технология сборки  и сварки должны соответствовать  требованиям СНиП 2.05.06-85*, СНиП III-42-80*, ТУ 102-488-95, ВСН 006-89, ВСН 012-88 и других нормативных документов.

Аварии и аварийные  утечки на линейных задвижках ликвидируются:

- в сальниковых устройствах  - донабивкой уплотнений сальниковых  камер с помощью специальных  приспособлений, после остановки  перекачки при отсутствии избыточного  давления в нефтепроводе;

- во фланцевых соединениях  (между крышкой и корпусом задвижки, на байпасах) - заменой прокладок,  с остановкой перекачки нефти  и, при необходимости, с опорожнением  участка нефтепровода;

- при разгерметизации  корпуса задвижки либо потере  работоспособности запорного устройства - заменой задвижки на новую  путем остановки перекачки нефти  по нефтепроводу, опорожнением участка  нефтепровода от нефти, вырезки  дефектной задвижки и монтажом  новой задвижки.

 

 

 

 

 

 

 

3) Эксплуатация резервуарного оборудования.

 

 

 Перечень оборудования  и конструктивных элементов, устанавливаемых  на резервуарах, представлен в  таблице 1.

 Выбор конкретного  оснащения резервуаров, расположения  оборудования и конструктивных  элементов определяется проектной  документацией.

При капитальном ремонте:

- хлопуши исключаются,  вместо них устанавливаются внутренние  приемораздаточные устройства;

демонтируются трубные стационарные системы размыва с последующей  установкой винтовых устройств;

- при оборудовании резервуаров  понтонами, плавающими крышами  дыхательная арматура заменяется  на вентиляционные патрубки;

- плавающие крыши и  понтоны оборудуются опорными  стойками регулируемой высоты  с установкой на них дополнительных  патрубков в эксплуатационном  положении.

 Дыхательная арматура  должна включать дыхательный  и предохранительный клапаны,  вентиляционные патрубки.

 Марки дыхательных  клапанов и их технические  характеристики приведены в Приложении  В.

 Суммарная пропускная  способность дыхательных клапанов  определяется в зависимости от  максимальной подачи нефти при  заполнении (или опорожнении) резервуара  с учетом температурного расширения  паровоздушной смеси.

Таблица 1 - Оборудование и  конструктивные элементы резервуаров

Наименование  оборудования	Наличие в резервуаре
	РВС	РВСП	РВСПК	ЖБР
1	2	3	4	5
Дыхательный клапан	+			+
Предохранительный клапан	+			+
Вентиляционный патрубок		+	+
Огневой предохранитель	+	+	+	+
Приемо-раздаточное устройство				+
Приемо-раздаточный патрубок*)	+	+	+
Пеногенератор	+	+	+	-
Система подслойного пенотушения	+	+	+	+
Компенсирующая система  приемо-раздаточных патрубков	+	+	+	+
Пробоотборник	+	+	+	+
Водоспуск с плавающей  крыши			+
Система орошения резервуара	+	+	+	-
Кран сифонный	+	+	+
Система размыва осадка	+	+	+	+
Погружной насос (для откачки  остатков нефти и подтоварной  воды)				+
Люки	+	+	+	+
Уровнемер	+	+	+	+
Приборы контроля, сигнализации, защиты	+	+	+	+
*) Приемо-раздаточный патрубок с хлопушей на РВС следует заменить приемо-раздаточным устройством с поворотной заслонкой

 Марки предохранительных  клапанов и их технические  характеристики приведены в Приложении  В.

 Суммарная пропускная  способность предохранительных  клапанов, устанавливаемых на одном  резервуаре, должна быть не меньше, чем дыхательных клапанов.

 Предохранительный клапан  настраивается на повышенное  давление и пониженный вакуум  на (5-10 %) по сравнению с дыхательным.  Предохранительный гидравлический  клапан должен быть залит незамерзающей  слабоиспаряющейся жидкостью, которая  образует гидравлический затвор.

 Дыхательные и предохранительные  клапана типа НКДМ, КПГ, СМДК, КПР  следует заменить на универсальные  клапана типа КДС.

Замена предохранительных  клапанов КПГ и КПР проводится только с одновременной заменой  дыхательных клапанов.

 Универсальные клапаны  КДС, КДС-2 работают как в режиме  дыхательного, так и предохранительного  клапана.

Описание и технические  характеристики клапанов КДС и КДС-2 представлены в Приложении В.

 Огневые предохранители (огнепреградители, далее по тексту  огневые предохранители) устанавливаются  под дыхательными и предохранительными  клапанами. При температуре наружного  воздуха ниже 0 °С в осенне-зимний период огневые предохранители необходимо демонтировать.

Марки огневых предохранителей  и их технические характеристики представлены в Приложении В.

 Тип устанавливаемой  дыхательной арматуры определяется  в зависимости от конструкции  крыши резервуара и давления  насыщенных паров хранимой нефти:

- на резервуарах со  стационарной крышей (без понтона)  при давлении насыщенных паров  хранимой нефти ниже 26,6 кПа (200 мм рт. ст.) должны быть установлены  вентиляционные патрубки с огневыми  предохранителями;

- на резервуарах со  стационарной крышей (без понтона)  при давлении насыщенных паров  хранимой нефти свыше 26,6 кПа  (200 мм рт. ст.) должны быть установлены  дыхательные и предохранительные  клапаны с огневыми предохранителями;

- на резервуарах с плавающей  крышей (или понтоном) должны быть  установлены вентиляционные патрубки  с огневыми предохранителями.

Выбор исполнения дыхательной  арматуры осуществляется согласно ГОСТ 15150 в зависимости от климатической зоны (по ГОСТ 16350).

 На приемо-раздаточном  патрубке резервуаров должны  предусматриваться компенсирующие  системы для снижения усилий, передаваемых технологическими  трубопроводами на резервуар.

 Резервуар должен быть  оборудован отсекающими коренными  задвижками.

 Резервуары должны  быть оборудованы средствами  отбора проб. Для отвода ливневых  вод с плавающей крыши применяется  водоспуск.

 Для предотвращения  образования донных отложений  и их размыва должна быть  предусмотрена система размыва  или другое специальное оборудование, имеющее необходимые разрешительные  документы на их применение.

 В состав оборудования  резервуара входят замерный, световой  люки, люк-лаз и др. люки для  установки оборудования (количество  люков и их типы устанавливаются  проектом).

 Резервуары оснащаются  сигнализаторами аварийного максимального  и минимального уровней нефти,  и устройствами измерения уровня  нефти.

 

 

 

 

4)Порядок замера  уровня в ж/д цистернах.

 

 

 

Замер жидкости в цистернах определяется по таблицам калибровки железнодорожных цистерн исходя из типа цистерны и высоты налива.             Калибровочный тип цистерны обозначается металлическими цифрами, приваренными к боковой поверхности котла под номером цистерны. Для ясной видимости цифры окрашиваются в белый или черный цвет в зависимости от цвета окраски котла.             Высота налива определяется специальным измерительным прибором -- метрштоком.           Метршток представляет собой металлическую трубу 2 (рис. 1,а) диаметром 20--25 мм с длиной шкалы до 3500 мм. Цена наименьшего деления шкалы 1 мм.             Пятисантиметровые и дециметровые штрихи имеют числовое обозначение количества сантиметров, начиная от <0>. Штрихи, отмечающие целые метры, обозначены цифрами с буквой <м>, например <1 м>.             Нижний конец прибора имеет медный наконечник 1, а верхний-- металлическое кольцо 3 или серьгу.             Для замеров разрешается пользоваться и деревянными брусковыми метрштоками (рис. 1, б), изготовляемыми из дерева твердых пород. Размеры сечения бруса 4 должны быть: при квадратном сечении -- сторона квадрата 40--50 мм; при прямоугольном -- (3040) х (5060) мм. К деревянному брусу прикрепляется металлическая пластина 5 (толщиной не менее 1,5 мм, шириной 20--25 мм) со шкалой. Нижний конец деревянного метрштока армируется медным наконечником 6.             Метрштоки должны представляться в установленные сроки для проверки в областные, краевые или республиканские государственные контрольные лаборатории по измерительной технике.             Метршток должен тщательно предохраняться от искривления. Хранить его рекомендуется только вертикально в подвешенном положении.             Во время замера метршток плавно и строго вертикально опускается через люк колпака до самой нижней точки котла. При этом необходимо избегать резких ударов о дно цистерны и следить за тем, чтобы нижний конец метрштока не упирался в какую-либо выступающую деталь цистерны или в посторонний предмет и не попадал в углубление сливного прибора или поддона.             Опущенный до нормального положения метршток быстро, но плавно извлекается и по линии смачивания на нем определяется высота слива в сантиметрах. Отсчет должен производиться так чтобы линия смачивания была на уровне глаз производящего отсчет. Высота налива замеряется метрштоком в двух противоположных точках люка (колпака) по продольной осевой линии цистерны не менее двух раз в каждой точке. Расхождение между двумя отсчетами замера не должно превышать 0,5 см. В случае расхождения, превышающего 0,5 см, измерение повторяется. За действительную высоту налива принимается среднее арифметическое результатов замеров, произведенных в двух противоположных точках.             Полученный результат округляется до целого сантиметра, т.е. величина менее 0,5 см отбрасывается, а 0,5 см и более считается за целый сантиметр.             При измерении высоты налива светлых нефтепродуктов (бензина, лигроина, керосина) металлическим метрштоком рекомендуется шкалу прибора в границах предполагаемого отсчета натереть мелом и слегка протереть для лучшего определения линии смачивания.             По высоте налива в сантиметрах для каждого калибровочного типа по соответствующей таблице калибровки определяется объем налитой жидкости в кубических дециметрах (дм.куб).               Пример. Тип цистерны 72. Высота налива, определенная метрштоком, 274,6 см (2746 мм). Установить объем жидкости в цистерне.             Округляя до целого сантиметра, получим высоту налива 275 см. По таблице калибровки для цистерн типа 72 этой высоте налива соответствует объем, равный 69191 дм.куб.               От правильности замера высоты налива зависит точность определения объема, а значит, и веса груза в цистерне, поэтому на тщательность замера высоты налива должно быть обращено самое серьезное внимание.             Операции с метрштоком (погружение в жидкость, извлечение из цистерны и отсчет по линии смачивания) во избежание ошибок должны производиться тщательно.             При извлечении метрштока из цистерн, особенно после замера темных и тем более вязких нефтепродуктов, необходимо следить, чтобы продукт не разбрызгивался и не загрязнял цистерну снаружи. Извлеченный из цистерны метршток должен быть насухо протерт.             Большое влияние на точность определения высоты налива оказывает состояние замеряемой жидкости и ее поверхности. При наливе цистерн жидкость часто насыщается воздухом, а также на ее поверхности образуется слой пены. Из-за этого искажаются в сторону завышения результаты замеров. Поэтому замер высоты налива должен производиться после некоторого отстоя продукта при спокойной поверхности жидкости и отсутствии на ней пены.             Влияние слоя пены на определение уровня налива может быть исключено путем замера высоты налива при помощи очень простого приспособления, называемого пеноизолятором.

рис.2

П е н о и з о  л я т о р (рис.2) представляет собой тонкостенный металлический  конус 3 длиной около метра и диаметром  в широком конце 160 мм, в узком 60 мм. Узкий конец имеет донышко 1, которое может открываться ручкой рычага 2, помещенной у широкого края. Пеноизолятор погружают в цистерну с пенистой жидкостью узким концом вниз при закрытом донышке. Когда  закрытый конец прибора окажется ниже слоя пены, донышко открывают  рычагом, в результате чего полость  конуса заполняется продуктом без  пены. После этого метршток опускается в жидкость через пеноизолятор.             Пеноизолятор применяют при замере высоты налива маловязких жидкостей.                                          5)Сдача отремонтированного  участка в эксплуатацию.

 

 Сдача отремонтированного участка  МНПП Заказчику должна производиться  после его полной готовности (засыпки, обвалования или крепления, подключения  к МНПП, установки арматуры и приборов, восстановления средств ЭХЗ, пикетных и километражных указателей), проверки на прочность и герметичность, проведения контроля состояния изоляции методом  катодной поляризации.

 Приемка отремонтированного  участка МНПП осуществляется  приемочной комиссией, назначаемой  руководителем предприятия - Заказчика.

В состав приемочной комиссии входят; председатель комиссии - представитель  Заказчика (эксплуатирующей организации); члены комиссии: представители генерального Подрядчика и субподрядчиков; проектной  организации; трубопроводной инспекции  и технического надзора.

Порядок и продолжительность  работы приемочной комиссии определяется Заказчиком по согласованию с генеральным  Подрядчиком.

 При приемке в эксплуатацию  отремонтированного участка МНПП  комиссия должна руководствоваться  нормами, правилами, техническими  условиями и другими нормативными  документами, действующими в период  проектирования и выполнения  капитального ремонта.

 Запрещается приемка  в эксплуатацию отремонтированного  участка МНПП с недоделками,  препятствующими его безопасной  эксплуатации, с отступлением от  утвержденного проекта, без проверки  качества выполненных работ, а  также при отсутствии в полном  объеме приемо-сдаточной документации. МНПП, отремонтированный с заменой  труб, должен быть испытан на  прочность и проверен на герметичность.

 В процессе сдачи  отремонтированного участка Подрядчик  (РСУ) должен представить комиссии  комплект приемо-сдаточной документации, в состав которой входят:

- перечень организаций,  участвовавших в ремонте участка  МНПП, с указанием выполненных  ими работ и фамилий лиц,  непосредственно ответственных  за выполнение этих работ;

сертификаты, технические  паспорта и другие документы, удостоверяющие качество материала труб, конструкций  и деталей, примененных при проведении ремонтных работ;

- исполнительная проектная  документация - комплект рабочих  чертежей на ремонт предъявляемого  к приемке участка МНПП с  надписями о соответствии фактически  выполненных работ этим чертежам  или о внесенных в них изменениях, сделанными лицами, ответственными  за выполнение ремонтных работ;

- комплект исполнительной  производственной документации - акты  об освидетельствовании скрытых  работ и о промежуточной приемке  отдельных ответственных конструкций  (узлов линейной арматуры, приема  и пуска очистных устройств), журналы  производства работ, материалы  обследований и проверок в  процессе ремонтных работ надзорными  органами, акты об индивидуальных  испытаниях отремонтированных участков  в соответствии с Приложением Б. При необходимости могут быть представлены рекомендуемые документы согласно ВСН 012-88 [14].

 Акт приемки отремонтированного  участка МНПП в эксплуатацию, составленный по форме № 37 в соответствии сПриложением Б, подлежит утверждению руководителем предприятия - Заказчика (эксплуатирующей организации).

Датой ввода в эксплуатацию отремонтированного участка МНПП считается  дата подписания приемочной комиссией  акта его приемки.

 После окончания работы  приемочной комиссии приемо-сдаточная  документация передается Заказчику  и хранится вместе с документацией  на строительство МНПП

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6)Контроль качества  ремонтных работ резервуаров. 

Контроль выполненных  работ осуществляют:

а) внешним осмотром мест и элементов исправления в  процессе сборки, сварки резервуаров  с измерением сварных швов;

б) испытанием швов на герметичность;

в) проверкой сварных соединений рентгено- и гамма-просвечиванием или  другими физическими методами;

г) окончательным испытанием резервуара на прочность, устойчивость и герметичность.

Наружному осмотру подвергаются 100 % всех сварных соединений, выполненных  при ремонтных работах.

 В клепаных резервуарах  подвергаются проверке заклепочные  соединения в зонах, прилегающих  к ремонтируемому участку. Проверку  выполняют простукиванием легким  молотком по головкам заклепок (качественные заклепки не издают  дребезжащего звука), затем проверяют  герметичность вакуум-методом.

 Сварные соединения  по внешнему виду должны удовлетворять  требованиям ГОСТ 8713—79, ГОСТ 5264—80, СНиП III-18—75(см. пп. 1.3.12—1.3.19 части II настоящих Правил).

Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных  работ, подвергаются 100 %-ному контролю на герметичность вакуум-методом  или керосиновой пробой.

 Сварные стыковые и  нахлесточные соединения стенки, сваренные сплошным швом с  наружной стороны и прерывистым  с внутренней, проверяют на герметичность  путем обильного смачивания их  керосином. Контролируемую сторону  шва очищают от грязи и ржавчины  и окрашивают водной суспензией мела. Окрашенная поверхность должна просохнуть.

Шов смачивают керосином  посредством опрыскивания не менее  двух раз струёй под давлением  из краскопульта, бачка керосинореза или паяльной лампы. Допускается  протирать швы 2—3 раза тряпкой, обильно  смоченной керосином.

Сварные соединения стенки с днищем проверяют на герметичность  вакуумкамерой или керосином. В  последнем случае сварное соединение с внутренней стороны резервуара окрашивается водной суспензией мела или каолина и после ее высыхания  сварные соединения с наружной стороны  опрыскивают керосином. Шов обрабатывают керосином не менее двух раз с  перерывом 10 мин.

Испытания на герметичность  двусторонних нахлесточных сварных  соединений и стыковых швов, сваренных  на остающейся подкладке, осуществляются введением керосина под давлением 0,1—0,2 МПа в зазор между листами  или подкладкой планкой через  специально просверленные отверстия. Отверстия после проведения испытания  заваривают. Перед заваркой отверстия  пространство между листками должно быть продуто сжатым воздухом.

На поверхности, окрашенной меловым раствором, после смачивания керосином не должно появляться пятен  в течение 12 ч, а при температуре  ниже 0 °С — в течение 24 ч.

В зимних условиях для ускорения  процесса контроля разрешается смачивать  сварные соединения керосином, предварительно нагретым до температуры 60—70 °С, в этом случае процесс контроля герметичности  сокращается до 1 ч.

 Испытание на герметичность  сварных соединений днища резервуаров  проводится вакуум-методом.

Контролю вакуум-методом  подвергают сварные соединения днищ, центральной части плавающей  крыши и понтона (нахлесточные и угловые соединения). Контролируемый участок сварного соединения и основного металла шириной до 150 мм с обеих сторон от шва очищают от шлака, масла, грязи и пыли, смачивают индикаторным мыльным раствором (при положительной температуре) или раствором лакричного корня (при отрицательной температуре). Индикаторный раствор, нанесенный на шов, должен быть свободен от пузырьков воздуха. Водный раствор мыла должен применяться только при температуре не ниже —20 °С. Водный же экстракт лакричного корня представляет собой универсальный пенообразующий индикатор как в летнее, так и в зимнее время. Введение в него солей хлористого натрия или хлористого кальция позволяет вести работы по испытанию на герметичность при температуре наружного воздуха до —35 °С. Составы пенных индикаторов в зависимости от времени года приведены в разделе 3 (п. 3.3.8) настоящего Руководства.

На контролируемый участок  плотно устанавливают вакуум-камеру (рис. 5), которую подключают к вакуум-насосу.

Разрежение в камере должно составлять не менее 66,5 кПа для сварных  соединений листов толщиной 4 мм и не менее 80,0 кПа для соединений листов большей толщины. Перепад давления контролируют при помощи вакуум-манометра.