РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ СВАРНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ"

УТВЕРЖДЕНО приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 23 августа 2023 г. N 305

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности "Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов" (далее - Руководство) разработано в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов", утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 529.

2. Руководство содержит рекомендации по выполнению работ по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров (далее - резервуар) для нефти и нефтепродуктов и к системам мониторинга технического состояния несущих конструкций (далее - СМ) указанных резервуаров для обеспечения промышленной безопасности и не является нормативным правовым актом.

3. Руководство распространяется на резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей (далее - РВС), резервуары вертикальные стальные со стационарной крышей и понтоном (далее - РВСП), резервуары вертикальные стальные с купольной крышей и понтоном из алюминиевых сплавов (далее - РВСПА), резервуары вертикальные стальные с плавающей крышей (далее - РВСПК) объемом от 0,1 до 50 тыс.м, предназначенные для хранения нефти и нефтепродуктов, резервуары вертикальные стальные с теплоизоляцией, резервуары вертикальные стальные с защитной стенкой, расположенные в районах с сейсмичностью не выше 9 баллов включительно по шкале MSK-64.

Руководство применяется также при диагностировании резервуаров для хранения пластовой и пожарной воды, нефтесодержащих стоков.

Руководство содержит рекомендации по порядку диагностирования антикоррозионных покрытий (далее - АКП), защите от статического электричества и электрохимической защиты (далее - ЭХЗ).

4. Руководство не распространяется на следующие типы резервуаров:

резервуары с рабочим избыточным давлением свыше 3,0 кПа и рабочим вакуумом более 0,25 кПа;

изотермические резервуары;

горизонтальные резервуары;

баки-аккумуляторы;

резервуары для агрессивных химических продуктов.

5. Организации, осуществляющие техническое диагностирование резервуаров, разрабатывающие проектную документацию на их ремонт и реконструкцию или являющиеся заказчиками технического диагностирования, ремонта, реконструкции резервуаров, могут использовать иные способы и методы (в том числе неразрушающего контроля) дополнительно к тем, которые указаны в Руководстве.

II. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПЕРИОДИЧНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

6. В период эксплуатации рекомендуется проводить в плановом порядке частичное и полное техническое диагностирование резервуаров.

Внеплановое полное техническое диагностирование рекомендуется проводить в случае выявления дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, а также последствий стихийных бедствий (природные явления) и террористических актов.

7. Максимальные сроки проведения повторного технического диагностирования рекомендованы пунктом 8 Руководства. Срок дальнейшей безопасной эксплуатации резервуара по окончании установленного проектного срока эксплуатации определяется на основании экспертизы промышленной безопасности, выполняемой по результатам технического диагностирования, либо в проектной документации на капитальный ремонт, реконструкцию резервуаров.

В мероприятиях по обеспечению безопасной эксплуатации резервуара может быть предусмотрено снижение уровня взлива или проведение ремонта по восстановлению несущей способности конструкций.

8. Рекомендуемая периодичность проведения технического диагностирования резервуаров составляет:

для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации до 20 лет включительно:

частичное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после ввода в эксплуатацию, последнего технического диагностирования или ремонта;

полное техническое диагностирование проводится не реже чем один раз после ввода в эксплуатацию или через 10 лет после частичного технического диагностирования;

для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, удовлетворяющих требованиям к длительной безопасной эксплуатации при сроке эксплуатации более 20 лет:

частичное техническое диагностирование проводится один раз в 5 лет после последнего технического диагностирования или ремонта;

полное техническое диагностирование проводится один раз в 10 лет после последнего ремонта или через 5 лет после частичного технического диагностирования;

для резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК, оснащенных СМ, имеющей в составе не менее трех подсистем, одной из которых является подсистема контроля параметров акустической эмиссии, допускается не проводить частичное техническое диагностирование.

Для остальных резервуаров при сроке эксплуатации более 20 лет:

частичное техническое диагностирование - не реже одного раза в 4 года;

полное техническое диагностирование - не реже одного раза в 8 лет.

9. Для обеспечения длительной безопасной эксплуатации резервуаров рекомендуется применять следующие технические решения:

стопроцентный неразрушающий контроль с применением радиографического контроля (далее - РК) или ультразвукового контроля (далее - УЗК) сварных швов стенки и окрайки днища при строительстве резервуара (с обязательным наличием заключений по неразрушающему контролю);

наличие антикоррозионной защиты внутренней поверхности с использованием лакокрасочных материалов со сроком службы не менее 20 лет и (или) припуском на локальную и общую коррозию стенки, днища, крыши, понтона, плавающей крыши, рассчитанным на 20 лет;

обеспечение средствами ЭХЗ защитного потенциала в процессе эксплуатации на резервуаре и технологических трубопроводах.

10. Для обеспечения проведения мониторинга герметичности днища в конструкции резервуара могут применяться следующие технические решения:

в основании резервуара рекомендуется устанавливать систему контроля протечек с использованием гибких мембран;

применять конструкции двойного днища;

применять конструкции днища, позволяющие осуществлять контроль за его техническим состоянием и герметичностью;

применяются другие конструкции днища, обеспечивающие проведение мониторинга герметичности.

11. Периодический контроль технического состояния резервуара проводится работниками эксплуатирующей организации в соответствии с разработанной эксплуатационной документацией.

Периодический контроль технического состояния резервуара включает внешний осмотр поверхности резервуара для обнаружения утечек, повреждений стенки, признаков осадки основания, состояния отмостки, осмотр понтона через смотровые люки, осмотр плавающей крыши, защитных лакокрасочных покрытий и оборудования. Результаты внешнего осмотра заносятся в эксплуатационную документацию.

12. Для однотипных резервуаров РВС, РВСП, РВСПА, РВСПК одного резервуарного парка допускается проведение полного технического диагностирования на одном резервуаре-представителе, выбранном из группы одинаковых резервуаров, работающих в пределах расчетного срока службы, но не более 20 лет в одинаковых условиях (одинаковые конструкции, примененные материалы, технология сооружения, продолжительность и условия эксплуатации), принимающих продукт одного класса в соответствии с ГОСТ 1510-2022 "Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение", введённым в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23 июня 2022 г. N 518-ст, ГОСТ 28576-90 (ИСО 8681-86) "Нефтепродукты и смазочные материалы. Общая классификация. Обозначение классов", введённым в действие постановлением Госстандарта СССР от 14 июня 1990 г. N 1557, ГОСТ Р 51858-2002* "Национальный стандарт Российской Федерации. Нефть. Общие технические условия", утверждённым и введённым в действие приказом Росстандарта от 1 октября 2020 г. N 726-ст.

________________

* Вероятно, ошибка оригинала. Следует читать: ГОСТ Р 51858-2020. - Примечание изготовителя базы данных.

На остальных резервуарах этой группы проводится частичное техническое диагностирование.

13. Если по результатам полного технического диагностирования резервуара-представителя, выбранного из группы одинаковых резервуаров, не требуется вывод этого резервуара из эксплуатации до очередного технического диагностирования, то все резервуары данной группы, на которых не обнаружены недопустимые дефекты по результатам частичного технического диагностирования, признаются годными к эксплуатации, и для них устанавливается срок следующего технического диагностирования.

14. При обнаружении в металлоконструкциях резервуара-представителя, выбранного из группы одинаковых резервуаров, недопустимых дефектов, требующих вывода резервуара из эксплуатации, все остальные резервуары группы подлежат полному техническому диагностированию. В этом случае в программе полного технического диагностирования остальных резервуаров группы следует учитывать объем работ, выполненный при их частичном техническом диагностировании.

III. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ, СРЕДСТВАМ И ОБЪЕКТУ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

15. Работы по техническому диагностированию производятся с разрешения руководства организации, осуществляющей эксплуатацию резервуара. Разрешение на производство работ по техническому диагностированию оформляется в письменной форме.

16. Частичное техническое диагностирование резервуара осуществляется с наружной стороны без вывода его из эксплуатации.

17. Временный вывод резервуара из эксплуатации для проведения его полного технического диагностирования осуществляется по плану, утвержденному руководителем организации, осуществляющей эксплуатацию резервуара.

В случае аварийной ситуации вывод резервуара из эксплуатации осуществляется по письменному распоряжению руководителя организации, осуществляющей эксплуатацию резервуара.

18. Работы по выводу из эксплуатации и очистке резервуара выполняются в соответствии с проектом производства работ. Проект производства работ утверждается главным инженером организации, осуществляющей эксплуатацию резервуара, и согласовывается с пожарной охраной объекта.

19. При временном выводе резервуара из эксплуатации для проведения полного технического диагностирования рекомендуется выполнять следующие работы:

дренирование подтоварной воды;

депарафинизация трубопроводов системы подслойного пожаротушения (при наличии);

отключение с установкой заглушки газоуравнительной системы (при наличии);

отключение электропривода системы размыва донных отложений (при наличии);

откачка нефти (нефтепродукта) из резервуара;

закрытие технологических задвижек на приемо-раздаточных патрубках;

проверка герметичности задвижек;

отключение электропитания электроприводов задвижек;

размещение предупреждающих плакатов в местах возможного доступа к открытию задвижек (электропривод, штурвал, ключи и кнопки управления);

установка заглушек на фланцевых соединениях трубопроводов приемо-раздаточных патрубков резервуара и линии аварийного сброса (для резервуаров, обеспечивающих прием аварийного сброса нефти, нефтепродукта);

отключение системы автоматики и телемеханики резервуара (кроме системы пожаротушения);

зачистка резервуара;

утверждение главным инженером организации, осуществляющей эксплуатацию резервуара, акта о готовности резервуара к проведению технического диагностирования.

20. Наружные и внутренние поверхности элементов резервуара, подлежащих техническому диагностированию, подвергаются очистке от загрязнений и остатков нефтепродуктов. Качество подготовки поверхностей элементов резервуара определяется на основании применяемого метода технического диагностирования.

Для подготовки внутренней поверхности резервуара к техническому диагностированию рекомендуется проводить следующие работы:

предварительная дегазация путем принудительной или естественной вентиляции (аэрации) резервуара;

откачка жидких фракций донных отложений после пропарки резервуара или размыва отложений водой;

пропарка (при необходимости);

удаление из резервуара механических примесей и мойка внутренней поверхности резервуара;

контроль степени зачистки внутренних поверхностей резервуара;

контроль проб воздуха из атмосферы резервуара.

21. Для обеспечения работы диагностической аппаратуры и осветительных приборов, не имеющих автономных источников питания, предусматривается подключение к сетям электроснабжения.

IV. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ РЕЗЕРВУАРА

22. Техническое диагностирование резервуара (группы резервуаров с одинаковыми сроками эксплуатации, работающих в одинаковых условиях) производится по индивидуальной программе, разрабатываемой на основе типовых программ частичного или полного технического диагностирования.

Типовая программа частичного технического диагностирования резервуара приведена в приложении N 1 к Руководству.

Типовая программа полного технического диагностирования резервуара приведена в приложении N 2 к Руководству.

23. Индивидуальная программа разрабатывается подрядной организацией, производящей техническое диагностирование, на основе технического задания, выданного эксплуатирующей организацией. При разработке учитываются конкретные особенности конструкции, технологии изготовления и монтажа, условия эксплуатации резервуара, история аварий и повреждений, а также изменения, внесенные в конструкцию резервуара в результате проведенных работ по ремонту или реконструкции (по результатам анализа технической и эксплуатационной документации).

24. Индивидуальная программа может быть изменена, если в процессе технического диагностирования будет установлена необходимость выполнения работ по диагностированию конструкций, не включенных в указанную программу, или использованные методы технического диагностирования не в полной мере обеспечивают получение точных и объективных результатов. Решение об изменении индивидуальной программы согласовывается с руководителем эксплуатирующей организации.