Транснефть верхняя волга успешно провела диагностику резервуаров для нефти и нефтепродуктов

Новости

Ростехнадзор обновил Руководство по безопасности Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Новый документ утвержден приказом Ростехнадзора от 23 августа 2023 г. № 305.

Приказ от 31 марта 2016 г. № 136, утвердивший прежнее аналогичное Руководство, признан утратившим силу.

Цель разработки Руководства

Руководство разработано в целях содействия соблюдению требований федеральных норм и правил в области промышленной безопасности Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов, утверждённых приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. № 529.

Содержание Руководства

Руководство содержит рекомендации по выполнению работ по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов и к системам мониторинга технического состояния несущих конструкций указанных резервуаров.

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

Порядок диагностирования

Руководство содержит рекомендации по порядку диагностирования антикоррозионных покрытий, защите от статического электричества и электрохимической защите.

Применение Руководства

Руководство применяется при диагностировании резервуаров для нефти и нефтепродуктов, а также при работе с системами мониторинга технического состояния несущих конструкций резервуаров.

Рекомендации по проведению диагностирования

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

Частота диагностирования

Для резервуаров с различным сроком эксплуатации предусмотрены разные частоты проведения диагностирования:

• Для резервуаров сроком эксплуатации до 20 лет: частичное техническое диагностирование раз в 10 лет, а полное – не реже чем через 10 лет после ввода в эксплуатацию или после частичного диагностирования.

• Для резервуаров сроком эксплуатации более 20 лет: частичное техническое диагностирование раз в 5 лет и полное – не реже чем каждые 10 лет.

Исключения

Для резервуаров, оснащенных системами мониторинга технического состояния, необходимость частичного технического диагностирования может быть исключена.

Проведение внепланового диагностирования

В случае выявления дефектов, требующих вывода резервуара в ремонт, а также при чрезвычайных ситуациях рекомендуется проводить внеплановое полное техническое диагностирование.

Итоги

Руководство содержит необходимые рекомендации для обеспечения безопасности эксплуатации сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

Приложение

В Приложении можно найти дополнительные рекомендации по диагностированию антикоррозионных покрытий, защите от статического электричества и электрохимической защите.

• Частичное техническое диагностирование – не реже одного раза в 4 года;
• Полное техническое диагностирование – не реже одного раза в 8 лет.

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

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

• Визуальный осмотр наружной поверхности;
• Внутренний осмотр;
• Измерение толщины стенок;
• Оценка состояния фундамента;
• Проверка состояния лотков сброса;
• Проверка состояния системы катодной защиты.

Руководством также предложены две типовые программы, на основе которых разрабатывается индивидуальная программа по техническому диагностированию резервуаров:

• Программа частичного технического диагностирования;
• Программа полного технического диагностирования.

Данные полученные по результатам технического диагностирования резервуара, служат основанием для оценки его технического состояния и разработки рекомендаций по его безопасной эксплуатации.

По результатам работ в соответствии с индивидуальной программой, на основании актов и протоколов проведения работ, испытаний составляется таблица сводной дефектной ведомости.

Также в Руководстве приведены рекомендации по расчету остаточного ресурса безопасной эксплуатации резервуара. Не рекомендуется эксплуатация резервуара, если хотя бы один из элементов его конструкции перешел в предельное состояние.

При определении предельного состояния элементов конструкции резервуара рекомендуется учитывать расчеты:

• Напряжений;
• Деформаций;
• Неустойчивости;
• Усталостной прочности.

Результаты технического диагностирования рекомендуется оформлять в виде технического отчета и приложений к нему. К техническому отчету могут быть приложены материалы:

• Фотографии;
• Схемы;
• Графики;
• Таблицы.

Руководством рекомендовано в техническом отчете приводить результаты оценки ремонтопригодности резервуара и рекомендации по выполнению ремонтных работ или выводу его из эксплуатации. Оформленный технический отчет рекомендуется утверждать руководителем диагностической организации и подписывать исполнителями.

Помимо прочего, в Руководстве содержатся рекомендации к системам мониторинга технического состояния несущих конструкций резервуаров. Резервуары оснащаются ими с целью повышения безопасности эксплуатации.

Решение об оснащении резервуара системами мониторинга принимает собственник объекта, а ее вид, состав и возможность установки определяет специализированная организация.

Новое Руководство Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов применяется с 23 августа 2023 года. Общий объем обследованных емкостей составил 292,5 тыс. кубометров.

Москва, 5 окт – ИА Neftegaz.RU. В течение 9 месяцев 2023 г. Транснефть-Верхняя Волга провела диагностику 27 резервуаров для нефти и нефтепродуктов объемом от 20 до 30 тыс. м3. Об этом сообщила пресс-служба компании.

Мониторинг состояния резервуаров на объектах Транснефть

Мероприятия были проведены на производственных объектах Горьковского и Рязанского районных нефтепроводных управлений, а также Володарского районного нефтепродуктопроводного управления. Общий объем обследованных емкостей составил 292,5 тыс. м3. Эти работы были выполнены в рамках программы диагностики резервуарных емкостей, реализуемой компанией. Главная цель программы – обеспечение эффективной и безопасной эксплуатации объектов Транснефть.

Диагностика резервуаров

Резервуары используются для технологического хранения нефти и нефтепродуктов, которые транспортируются по магистральным нефтепродуктопроводам, таким как Горький – Ярославль, Новки – Рязань, Кольцевой магистральный нефтепродуктопровод вокруг г. Москва, а также нефтепроводы Сургут – Полоцк и Горький – Новки. Для проверки состояния резервуаров использовалось высокотехнологичное диагностическое оборудование со средствами ультразвукового и акустико-эмиссионного контроля. Была выполнена диагностика сварных соединений, металлоконструкций и вспомогательных коммуникаций.

Мониторинг в 2023 году

В 2023 году на линейной производственно-диспетчерской станции Староликеево был проведен мониторинг купольных алюминиевых крыш двух резервуаров для хранения нефти. Это обследование подтвердило, что резервуары находятся в нормативном состоянии, не имеют дефектов, которые могли бы повлиять на их безопасную эксплуатацию. Всего в 2023 году планируется обследование 31 резервуара на производственных объектах Транснефть-Верхняя Волга. Регулярные обследования состояния производственных мощностей позволяют поддерживать высокий уровень надежности системы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.

Включение мониторинга резервуаров в ФНП

Положение распространяется и на вертикальные цилиндрические стальные сварные резервуары вместимостью от 100 до 50000 м3, используемые для хранения нефти и нефтепродуктов в зависимости от их физико-химического состава, конструктивного и климатического исполнения, взрывоопасности. При подготовке этого документа были использованы результаты расследования экологической катастрофы в Норильске, произошедшей 29 мая 2020 года, а также материалы внеплановых проверок анализа технического состояния нефтяных резервуаров в Арктической зоне.

29 мая 2020 года на территории ТЭЦ Норильского промышленного района Красноярского края произошла разгерметизация стального цилиндрического вертикального резервуара с дизельным топливом. В результате разлива нефтепродукта более 15 тысяч тонн ГСМ попали в акватории рек Далдыкан и Амбарная, 6 тысяч тонн — в грунт. Правительством Красноярского года в Норильске и на Таймыре был введен режим ЧС федерального значения.

Авария на ТЭЦ-3: уроки и рекомендации по безопасной эксплуатации резервуаров

Впоследствии Росприроднадзор оценил ущерб, нанесенный экологии в результате этой крупнейшей аварии в 148 миллиардов рублей. На ликвидацию ЧП (только прямые затраты) владельцем резервуара было затрачено 11,5 млрд рублей. По решению Арбитражного суда Красноярского края в феврале 2021 года виновные в экологической катастрофе выплатили сумму компенсации ущерба в 146,2 млрд рублей.

Причины аварии

Согласно заключению госорганов РФ, а также крупной международной компании, проводивших расследование аварии, непосредственной ее причиной стало оседание основания резервуара (вследствие оттаивания многолетнемерзлых грунтов), что привело к деформациям выработавшего свой ресурс объекта и далее – к разрушению корпуса резервуара.

Недостатки в системе мониторинга

По информации Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор), с 2016 года надзорное ведомство не получало данных о критическом техническом состоянии резервуара. Объект был выведен владельцем на ремонт, что лишило Ростехнадзор возможности проверки объекта. Основное внимание в документе уделено обеспечению безопасной эксплуатации резервуаров нефтепродуктов.

Рекомендации по безопасной эксплуатации

Первое представление об автоматизированном мониторинге технического состояния нефтяных резервуаров появляется в разделе, посвященном резервуарным паркам. Обязательное наличие определенных технических решений, включающих контрольно-измерительные приборы, необходимо закладывать на этапе разработки проектной документации в зависимости от типа емкостей и условий их хранения.

Осмотр и диагностирование

Правила подчеркивают необходимость обеспечения осмотра и диагностирования технического состояния резервуаров в соответствии с требованиями организации-изготовителя, указанными в технической документации.

Таким образом, внедрение автоматизированных систем непрерывного мониторинга состояния резервуаров, а также регулярные осмотры и диагностирование – важные шаги для обеспечения безопасной эксплуатации нефтяных резервуаров.

В документе не конкретизируются параметры, порядок и алгоритмы «осмотра и диагностирования» (что считать ключевыми данными, позволяющими делать вывод о «здоровье» объекта, целесообразности его дальнейшей эксплуатации или наоборот, о полной выработке ресурса и его критическом состоянии, сигнализирующем о необходимости вывода резервуара из эксплуатации). Не дает четких рекомендаций владельцам резервуарных парков и их ИТ-подрядчикам по организации контроля объектов и положение Правил о том, что за осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение.

— Резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта и выведен из эксплуатации при недопустимой неравномерной осадке, как указывает документ (Какую именно осадку считать недопустимой?);

— Результаты контроля технического состояния резервуара должны отражаться в журнале (эксплуатационном паспорте) резервуара (какие именно контрольные данные и с какой частотой нужно заносить в журнал объекта?);

— В первые 4 года после ввода резервуара в эксплуатацию (или до полной стабилизации осадки основания) необходимо ежегодно проводить нивелирование окрайки днища в абсолютных отметках, не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 метров.

В этой связи можно попытаться получить более точную методическую информацию по задачам и алгоритмам обследования и диагностирования резервуаров из другого положения надзорного ведомства: — РД 08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», утвержденное постановлением Госгортехнадзора России от 25.07.95 N 38 (введен в действие с 01.09.95).

В основу оценки технического состояния резервуаров, как указывает этот специальный нормативный документ по диагностике резервуаров, положена цель безаварийной эксплуатации указанных опасных производственных объектов, для достижения которой необходимо контролировать следующие причины: — наличие в материале и конструкциях объекта дефектов, развитие которых в процессе эксплуатации может привести к разрушению элементов резервуара; — изменения геометрических размеров и осадки, крена основания по отношению к проектным значениям, которые вызывают сверхрасчетные напряжения; — снижение конструктивной прочности несущих элементов резервуара, чреватые потерей им герметичности и последующим разрушением.

Положение предусматривает порядок и алгоритмы оценки технического состояния резервуаров по совокупности диагностируемых параметров с целью выработки рекомендаций об условиях их дальнейшей безопасной эксплуатации с вероятным остаточным ресурсом, сроках и уровнях последующих обследований, либо о необходимости проведения ремонта или исключения их из эксплуатации.

В другом месте документа указывается, что при измерении геометрических параметров конструкций должны использоваться стандартные или специальные методы и средства измерения, позволяющие получить точность не менее ± 0,1 мм. Однако, несмотря на то, что данный уровень точности измерений на практике можно получить сегодня только с помощью методов и цифровых средств автоматизированного мониторинга, и этом в документе «автоматизированный мониторинг» не получает своего статуса как высокоточного способа дистанционного контроля, предполагающего анализа большого числа данных, характеризующих состояние объекта и позволяющего делать достаточно точные прогнозы развития этого состояния.

Под мониторингом в данном случае следует понимать режим дистанционного государственного контроля (надзора), заключающийся в целенаправленном, постоянном, опосредованном получении и анализе информации об объектах контроля с использованием систем и методов дистанционного контроля, в том числе с применением специальных технических средств должностными лицами контрольного органа в целях предотвращения причинения ущерба охраняемым законом хозяйственным и экологическим ценностям.

Общий принцип производственного контроля следующий: чем ближе состояние конструкций подходит к предельным (предаварийным) состояниям, тем меньше период контроля. Другими словами, чем выше риск разрушения, тем более целесообразен автоматизированный мониторинг.

В соответствии с указанными требованиями законодательства, информационная система мониторинга резервуаров должна осуществлять: — автоматизированный мониторинг и объективный организационно-технический контроль технологических и производственных процессов ОПО в нормальных условиях (аналитика динамических контролируемых показателей); — предупреждение рисков возникновения чрезвычайных ситуаций (формирование расчетных моделей рисков, идентификация опасностей, анализ угроз); — контроль и управление происшествиями (инциденты, аварии, пожары, несчастные случаи), способствуя локализации и минимизации последствий — людских потерь, травматизма и материального ущерба в аварийных условиях.

В этой связи, в отсутствующих в конечной редакции документа проектных тезисах Правил намерения Ростехнадзора по отношению к рынку нефтяных резервуаров были выражены гораздо более определенно:

Стальные вертикальные резервуары со сроком службы более 20 лет предлагается оснащать автоматизированными системами мониторинга и анализа, способными отслеживать их техническое состояние. Данное требование также распространяется на объекты, где происходили аварии, связанные с разрушением конструкций и разлитием ГСМ;

Внедряемые системы мониторинга должны отслеживать изменения проектных параметров резервуара в сторону критических значений (данные архивируются и вносятся на 12 месяцев в журнал событий), что позволяет прогнозировать чрезвычайные ситуации и управлять рисками;

Обработанная аналитика о состоянии объектов передается в систему управления промышленной безопасности верхнего уровня, а также поступает в территориальный орган Ростехнадзора, курирующий данное предприятие;

Контрольно-надзорные органы осуществляют дистанционное взаимодействие с организациями, эксплуатирующими сварные вертикальные цилиндрические резервуары для нефти и нефтепродуктов как ОПО, непрерывно получая динамические показатели и аналитику, мониторинга технологического процесса и технического состояния резервуара в режиме реального времени.

Владельцы резервуаров обязаны уведомлять надзорные органы о сроках начала и окончания работ по капитальному ремонту резервуаров, расположенных в Арктической зоне.

При анализе данной информации и существующей нормативной базы профессиональные участники рынка приходят к следующим выводам:

1. Возможно ли включение мониторинга резервуаров в федеральные нормы и правила (ФНП)? – Да. На сегодняшний день это не только возможно, но и необходимо, поскольку автоматизированный дистанционный мониторинг является одновременно:

Техническое диагностирование резервуаров проводится при их полном техническом обследовании сопряженным с выводом резервуара из эксплуатации для очистки и внутреннего обследования с применением методов неразрушающего контроля и механических испытаний. При частичном обследовании резервуар изучают только с внешней стороны, в этом случае вывод из эксплуатации не требуется. Первоочередному диагностированию должны подвергаться резервуары, выработавшие установленный ресурс эксплуатации и находившиеся под воздействием параметров, превышающих расчетные (например, при пожаре или аварии), либо по мнению предприятия-владельца требует оценки остаточного ресурса.

Периодичность технического освидетельствования резервуаров устанавливается в зависимости от конструктива и сферы применения. Например, частичное обследование вертикальных стальных резервуаров в течение нормативного срока службы устанавливается с периодичностью один раз в 5 лет, полное обследование включающее техническое диагностирование – один раз в 10 лет. После истечения нормативных сроков эксплуатации, периодичность обследования сокращается до 4 и 8 лет соответственно (РД 08-95-95). Первое полное техническое обследование шарового резервуара после ввода в эксплуатацию проводится через 12 лет. При отсутствии указаний о величине нормативного расчетного срока он принимается равным 20 годам.

Организация и проведение работ по частичному обследованию резервуаров, производятся персоналом эксплуатирующей организации. Полное техническое обследование выполняется экспертными организациями, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией, имеют обученных специалистов и лицензию Ростехнадзора. Привлечение экспертной организации особенно необходимо при диагностике резервуаров с истекшим сроком нормативной эксплуатации, а также если при выявлены нарушение герметичности, неравномерная осадка или превышение допустимого заполнения и уровня давления.

К числу экспертных, относятся организации, имеющие в своем составе испытательные лабораторию, аттестованные по методам, указанным в технической документации на определенный тип резервуара. Так согласно РД 03-420-01 при техническом обследовании железобетонных нефтяных резервуаров, применяются неразрушающие методы контроля прочности бетона, толщины защитного слоя, сетки армирования и степени коррозии арматуры. Применяются также испытания на отрыв со скалыванием и упругопластической деформации. РД 03-380-00 посвященный обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров предписывает применять акустико-эмиссионный контроль, ультразвуковую дефектоскопию или радиографический метод, а также капиллярный и магнитопорошковый метод контроля.

Согласно № 384-ФЗ собственники должны обеспечить безопасную эксплуатацию резервуара посредством технического обслуживания, периодических осмотров и контрольных проверок и (или) мониторинга состояния основания, строительных конструкций и систем инженерно-технического обеспечения, а также посредством текущих ремонтов. Эксплуатация резервуаров в составе ОПО без положительного заключения экспертизы промышленной безопасности не допускается, и является административным правонарушением, влекущим за собой приостановление деятельности и крупные штрафы (ст. 9.1. КоАП) Ответственность за проведение своевременной экспертизы возложено на эксплуатирующую организацию в лице ответственного за промышленную безопасность, а при его отсутствии на руководителя.

Техническое диагностирование резервуаров возможно на территории Московской области и в других регионах РФ в том числе городах: Москва, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Саратов. Амурск, Ангарск, Архангельск, Астрахань, Барнаул, Белгород, Бийск, Брянск, Воронеж, Великий Новгород, Владивосток, Владикавказ, Владимир, Волгоград, Волгодонск, Вологда, Иваново, Ижевск, Йошкар-Ола, Казань, Калининград, Калуга, Кемерово, Киров, Кострома, Краснодар, Красноярск, Курск, Липецк, Магадан, Магнитогорск, Мурманск, Муром, Набережные Челны, Нальчик, Новокузнецк, Нарьян-Мар, Новороссийск, Новосибирск, Нефтекамск, Нефтеюганск, Новочеркасск, Нижнекамск, Норильск, Нижний Новгород, Обнинск, Омск, Орёл, Оренбург, Оха, Пенза, Пермь, Петрозаводск, Петропавловск-Камчатский, Псков, Ржев, Ростов, Рязань, Самара, Саранск, Смоленск, Сочи, Сыктывкар, Таганрог, Тамбов, Тверь, Тобольск, Тольятти, Томск, Тула, Тюмень, Ульяновск, Уфа, Ханты-Мансийск, Чебоксары, Челябинск, Череповец, Элиста, Ярославль и другие города, кроме того, в Республике Крым. А так же Республики Казахстан, Белоруссия и другие страны СНГ.

На юге России компания провела диагностику резервуаров для хранения нефтепродуктов

На объектах АО "Черномортранснефть", расположенных в Краснодарском и Ставропольском краях и Ростовской области, завершена диагностика 17 резервуаров с целью обеспечения высокого уровня промышленной безопасности.

Диагностические исследования резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов проводятся ежегодно для определения технического состояния и своевременного выявления дефектов. Работы по обследованию емкостей шли в течение 2023 года на производственных объектах Краснодарского и Тихорецкого районных управлений магистральных нефтепроводов (КРУМН, ТРУМН), а также на перевалочном комплексе (ПК) "Шесхарис".

Полную техническую проверку прошли 7 резервуаров – такому обследованию подлежит каждая емкость раз в 10 лет и предполагает вывод из эксплуатации на период выполнения работ. Диагностика включала в себя контроль конструкций и элементов емкостей, состояние антикоррозийного покрытия, а также основания и фундамента.

Работы велись при помощи современного высокотехнологичного оборудования. Выполнялась зачистка от донных отложений, а также дегазация. С помощью автономного мобильного рентгеновского комплекса исследованы сварные соединения. В некоторых случаях обследование позволяет избежать капитального ремонта.

Так, на резервуаре вертикальном стальном для нефти на ЛПДС "Крымская" по результатам проведенной диагностики дефектов обнаружено не было, в связи с чем резервуар был исключен из плана капитального ремонта. После успешных гидроиспытаний емкость введена в эксплуатацию.

Параллельно без вывода из эксплуатации велась частичная диагностика 10 резервуаров на ПК "Шесхарис", ЛПДС "Крымская и "Хадыженская", нефтеперекачивающих станциях "Подкумок", "Родионовская", "Заречье", "Карская". Специалистами выполнен визуальный осмотр емкостей и их оборудования. Горизонтальные и вертикальные сварные швы исследованы на предмет образования трещин при помощи специализированного ультразвукового контроля. Для выявления возможных отклонений проведены измерения геометрических параметров стенок и днища.

Резервуары успешно прошли как частичную, так и полную диагностику, их срок безопасной эксплуатации продлен.

– Основная задача технической оценки резервуаров в том, чтобы выполнить расчет остаточного ресурса технологической конструкции и выработать рекомендации об условиях его дальнейшей эксплуатации, – отмечает начальник отдела эксплуатации акционерного общества Роман Письменский. – Это поможет избежать риска внезапного отказа оборудования и обеспечит надежную работу в целях обеспечения высокого уровня промышленной безопасности.

Режимные испытания резервуаров – это комплекс работ, проводимых для контроля качества и герметичности конструкции. Они являются заключительным этапом при возведении резервуарного парка и проводятся после окончания сварочных, строительных и монтажных работ. Этот процесс важен для обеспечения безопасности и надежности эксплуатации резервуаров, а также для контроля качества проведенных работ.

Виды режимных испытаний резервуаров

Режимные испытания резервуаров могут быть различными в зависимости от уровня давления в резервуаре. В зависимости от типа резервуара и его конструктивных особенностей, выбирается соответствующий метод испытаний.

Таблица 1. Виды испытаний и их особенности

Испытание резервуаров повышенного давления Проверка прочности и герметичности при повышенном давлении

Испытание резервуаров низкого давления Проверка герметичности швов и соединений

Испытание резервуара без давления с плавающей крышей Проверка устойчивости крыши и корпуса

Проверка герметичности стального резервуара Обнаружение возможных утечек

Гидравлические испытания резервуаров Проверка прочности и герметичности при наполнении водой

Испытание резервуаров избыточным давлением и разряжением Проверка работоспособности при различных режимах давления

Испытание резервуаров повышенного давления

Резервуары повышенного давления испытываются на прочность и герметичность. Для этого в резервуаре создается избыточное давление, которое должно быть выше рабочего. Это позволяет проверить способность конструкции резервуара выдерживать повышенные нагрузки и обеспечивать безопасность при эксплуатации.

Испытание резервуаров низкого давления

Резервуары низкого давления испытываются на герметичность швов и соединений. Для этого используются специальные технические средства и методы. Это позволяет обнаружить возможные утечки и предотвратить их в дальнейшем.

Испытание резервуара без давления с плавающей крышей

Резервуары без давления с плавающей крышей испытываются на устойчивость крыши и корпуса. Это важно для обеспечения безопасности при эксплуатации таких резервуаров, так как их крыша может подвергаться значительным нагрузкам.

Проверка герметичности стального резервуара

Одним из видов испытаний является проверка герметичности стального резервуара. Для этого используются различные методы, включая пневматический контроль и создание местного избыточного давления. Эти методы позволяют обнаружить возможные утечки и предотвратить их в дальнейшем.

Гидравлические испытания резервуаров

Гидравлические испытания резервуаров представляют собой постепенный налив воды до высоты, предусмотренной проектом. Это позволяет проверить прочность и герметичность конструкции. В процессе испытаний осуществляется контроль за состоянием резервуара и его элементов.

Процедура гидравлических испытаний

План проведения испытаний водой (для вертикального цилиндрического стального сосуда различной конструкции) включает в себя как минимум 3 этапа.

В начале процесса осуществляется детальный осмотр конструкции с целью выявления видимых дефектов, нарушений технологических процессов производства промышленного оборудования для хранения нефти и ее продуктов, проверки герметичности швов. По результатам осмотра формируется акт готовности к испытательным действиям. Если акт отсутствует, заполнение стального вертикального цилиндрического сосуда любыми жидкостями строго запрещено.

Контроль условий гидравлических испытаний резервуаров для нефтепродуктов (положительная температура окружающей среды – она на внешней поверхности стенок должна быть выше нуля в течение всего процесса установки резервуарного блока). Само гидравлическое испытание резервуара на герметичность занимает от 1–2 до 5 дней.

В программе действий:

По итогам проведенных проверок готовится акт испытаний резервуаров вертикальных, в котором фиксируются все результаты процедуры.

Распорядок

Проведение гидравлических испытаний резервуара на предмет надежности, качества монтажа и герметичности цилиндрических вертикальных стальных конструкций назначается не ранее, чем завершатся их монтаж и сварка, проверяется качество элементов, соединительных участков. Испытания проводят только после приемки резервуаров службой технадзора. Сами испытательные работы в обязательном порядке прописываются в проекте строительства резервуарного парка, согласно технологической карте, которая является его составной частью.

Карта содержит данные:

В рамках подготовки к гидравлическим испытаниям резервуаров осуществляется 2 группы работ. Во-первых, подготовка самой емкости. Ее осматривают на предмет устойчивости, качества сварных швов, формы и герметичности донной части, надежности патрубков, крыши, мест устройства люков. Особое внимание уделяется соединениям стенок с элементами (дно, крыша). Второй блок – подготовка территории гидравлических испытаний резервуара для воды, масел, ГСМ и прочих жидкостей.

В рамках этого процесса предусмотрены:

Стальной вертикальный цилиндрический резервуар считается прошедшим испытания, если по прошествии регламентного времени после заливки водой: на его стенках отсутствуют следы течи; корпус сосуда не покрыт отпотинами; уровень залитой жидкости не изменился с момента закачки; отсутствуют заметные дефекты, возникшие под давлением воды; основание сосуда стабилизировано.

В акте гидравлических испытаний резервуаров отражаются все итоги: дается оценка техсостоянию, определяются эффективные режимы его эксплуатации, уточняется общий/расчетный период службы, определяются периоды использования до следующей диагностики.

По результатам контроля конструкция может быть введена в эксплуатацию (приемка) или направлена на ремонт (после которого она снова будет испытываться).

Для приемки резервуара в эксплуатацию должны быть выполнены все условия:

Акт приемки резервуара (приемо-сдаточный) подписывает специальная комиссия, которая создается по приказу администрации предприятия-пользователя. Ее участники должны ознакомиться со всеми технико-технологическими документами, провести визуальный осмотр цилиндрического резервуара и подключенных к нему трубопроводов. После приемки оборудования процесс контроля ставится «на поток». Персонал, который работает с оборудованием, должен проводить ежедневный осмотр конструкции (особое внимание – люкам, лазам, соединениям) на предмет герметичности и целостности пломб.

Испытание резервуаров избыточным давлением и разряжением

Этот вид испытания позволяет проверить работоспособность резервуара при различных режимах давления. В процессе испытания в резервуаре создается избыточное давление, затем производится разряжение. Это позволяет проверить способность резервуара выдерживать различные режимы работы.

Нормативная документация для проведения режимных испытаний

При проведении режимных испытаний резервуаров используются различные нормативные документы, включая СТО 02494680-0044-2008 и СТО 02494680-0030-2004. Эти документы содержат требования к проведению работ и методам контроля.

В заключение хотелось бы отметить, что режимные испытания резервуаров – это важный этап в эксплуатации резервуарного парка. Они позволяют обеспечить безопасность и надежность эксплуатации резервуаров, а также контролировать качество проведенных работ.

Диагностирование резервуаров для хранения нефтепродуктов проводится в соответствии с Руководством по безопасности «Рекомендации по техническому диагностированию сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов», утвержденным приказом Ростехнадзора от 31 марта 2016 г. № 136.

В процессе эксплуатации проводится частичное или полное техническое диагностирование и освидетельствование главных резервуаров, изотермических и горизонтальных резервуаров, баков-аккумуляторов и пр., периодичность которого зависит от их типа и срока эксплуатации.

Наши специалисты

Для расчета стоимости – оставьте Ваши контакты или свяжитесь с нашими специалистами любым удобным для Вас способом.

Результаты проведенного технического диагностирования резервуаров для нефтепродуктов оформляются в виде отчета, который содержит:

К отчету также прилагаются:

Требуется диагностирование резервуаров? Специалисты ООО «Протос Экспертиза» проведут техническое диагностирование и подготовят подробный отчет согласно требованиям Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов". У нас большой опыт и собственная лаборатория неразрушающих методов контроля.