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.

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

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.

По информации Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор), с 2016 года надзорное ведомство не получало данных о критическом техническом состоянии резервуара: в виду того, что объект был выведен владельцем в ремонт, Ростехнадзор не имел возможности его проверки, что явилось, по мнению экспертов, важнейшей предпосылкой аварии.

15 декабря 2020 г Ростехнадзором был утвержден приказ от № 529 «О внесении изменений в федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности складов нефти и нефтепродуктов», ужесточающий требования к содержанию и оснащению хранилищ нефти и нефтепродуктов.

Положение распространяется также 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, в том числе на нефтяные резервуары следующих типов: РВС (резервуар со стационарной крышей без понтона, РВСП (резервуар со стационарной крышей с понтоном), резервуар с плавающей РВСПК (универсальные), РВСС (в северном исполнении).

По установленной процедуре, соответствующий проект ведомственного приказа был предварительно опубликован для обсуждения экспертным сообществом на федеральном портале проектов нормативных правовых актов. При этом следует отметить, что из окончательного варианта текста проекта нормативного правового акта были по неизвестным причинам выключены некоторые моменты, касающиеся оснащения резервуарных нефтехранилищ системами мониторинга и анализа, в особенности на тех объектах, где выработан штатный срок службы, а также на тех, где происходили аварии, связанные с разрушением или потерей устойчивости несущих конструкций резервуаров.

Интересно, что в сводном отчете к проекту приказа отмечалось, что при подготовке данного документа были использованы результаты расследования описанной выше экологической катастрофы в Норильске, а также материалы внеплановых проверок анализа технического состояния нефтяных резервуаров в Арктической зоне.

Можно предположить, что авторы документа предполагали со временем фактуру, не вошедшую в окончательную редакцию обновленных Правил, в виду ее очевидной для участников рынка актуальности и важности, дополнить и внести в отдельный отраслевой ФНП. Во всяком случае пока этот нормативный проект не реализован.

Какие же требования в части производственного контроля технического состояния резервуаров для нефти и нефтепродуктов фактически были внесены в федеральные нормы и правила (ФНП) в области промышленной безопасности этих ОПО, а какие остались за скобками?

Основное внимание в документе уделено обеспечению безопасной эксплуатации резервуаров нефтепродуктов в части регламентации эксплуатационно-технологических процессов и операций: транспортировки, приема, отгрузки, сливоналивным операциям, защиты от перелива, нормирования, дренажа и утилизации нефти и нефтепродуктов, эксплуатации и ремонта сливоналивных эстакад и цистерн, разогрева застывающих и высоковязких нефтепродуктов, молниезащиты и противопожарной защиты.

Первое самое общее представление об автоматизированном мониторинге технического состояния нефтяных резервуаров появляется в разделе, посвященном резервуарным паркам, где отмечается, что данные объекты должны оснащаться средствами автоматического контроля и обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров в обваловании резервуаров, которые должны регистрироваться приборами с выводом показаний в помещение управления (операторную) и документироваться.

Таким образом, фактически описывается комплекс программно-технических средств СОУ с диспетчеризацией данных. Ни слова не говорится в окончательной редакции Правил о необходимости передачи данных контроля в надзорные органы, хотя именно этот момент, как представляется, был основной мотивацией при создании документа и потому присутствовал в опубликованном проекте документа.

Очевидно при этом, что документ конституирует совсем не внедрение автоматизированных систем непрерывного мониторинга резервуаров в процессе их эксплуатации (которые являлись бы одновременно инструментом внутреннего производственного контроля и формой государственного надзора), но обязательное наличие неких предустановленных «технических решений», включающих контрольно-измерительные приборы, количество и порядок размещения которых нужно закладывать еще на этапе разработки проектной документации в зависимости от типа емкостей, условий их хранения и расположения в составе склада.

Далее в Правилах подчеркивается, что в процессе эксплуатации резервуаров необходимо обеспечивать осмотр их технического состояния и техническое диагностирование в соответствии с требованиями организации-изготовителя, указанными в технической документации и определенными проектной документацией (документацией на техническое перевооружение). 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).

В этой связи так же не дает четких рекомендаций владельцам резервуарных парков и их ИТ-подрядчикам по организации контроля объектов 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? С какими критическими величинами сравнивать возникшие вследствие осадки деформации основания и напряжения несущих конструкций;

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

- 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 (при наличии, казалось, бы точных алгоритмов обследования, вновь возникает множество вопросов по методике нивелирования, необходимой степени точности измерений и т.п.).

В этой связи можно попытаться получить более точную методическую информацию по задачам и алгоритмам обследования и диагностирования резервуаров из другого положения надзорного ведомства (хотя оно и на 27 лет старше обновленных Правил промышленной безопасности):
- 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.

Казалось бы, на этот раз туман рассеивается, однако в разделе «Обеспечение безопасной эксплуатации» Положения в числе подлежащих контролю технологических параметров, которые обеспечивают безопасную эксплуатацию, предупреждение аварий и повреждений резервуара, мы вновь не находим такого важного параметра как «конструктивные элементы резервуара».

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» вновь не получает своего статуса как высокоточный способ дистанционного контроля, предполагающий анализ большого числа данных, характеризующих состояние объекта и позволяющий делать достаточно точные прогнозы развития этого состояния.

Под мониторингом в данном случае следует понимать режим дистанционного государственного контроля (надзора), заключающийся в целенаправленном, постоянном (систематическом, регулярном, непрерывном), опосредованном получении и анализе информации об объектах контроля с использованием систем (методов) дистанционного контроля, в том числе с применением специальных технических средств должностными лицами контрольного (надзорного) органа в целях предотвращения причинения вреда (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 четко и определенно:

• Стальные вертикальные резервуары со сроком службы более 20 лет предлагается оснащать автоматизированными системами мониторинга и анализа, которые смогут 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 изучении и 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:

• комплексной организационно-технической системой промышленной безопасности и производственного контроля предприятия данного вида ОПО;
• видом (технологией) федерального государственного надзора в области промышленной безопасности.

2. Актуальные на сегодняшний день федеральные нормы и правила (ФНП), касающиеся в целом хранилищ (складов) нефти и нефтепродуктов, и в частности, нефтяных резервуаров не конституируют статус (специальный режим) мониторинга как вида современного дистанционного контроля, проводимого в рамках системы. Следствием этого является недостаточность как технического, так и организационно-правового обеспечения проектирования и внедрения подобных автоматизированных систем, а также отсутствие определенности в отношении ответственных лиц, со стороны регулятора;

3. Следствием пробелов в нормативно-правовой базе, в частности, неопределенности и сложности регулирования дистанционного контроля в рамках системы мониторинга, как вида надзора, является целый комплекс организационно-технических проблем;

4. В настоящий момент существует неопределенность в отношении передаваемой в надзорные органы информации, отсутствуют рекомендации по составу и иерархии основных контролируемых источников опасностей, а также по критериям соответствия деятельности предприятий обязательным требованиям промышленной безопасности для проектирования системы и определения состава передаваемой информации в Ростехнадзор;

5. Статус непрерывного дистанционного мониторинга (программно-технических комплексов) как системы контроля промышленной безопасности резервуаров это:

• единые требования для данных систем мониторинга,
• характеристики самого канала связи (технические характеристики, требования к информационной безопасности).

Единые принципы внедряемой информационной системы дистанционного контроля (мониторинга) резервуаров и других хранилищ нефти и нефтепродуктов должны включать:
- единую терминологию;
- общие подходы к решению задач, согласованные на всех уровнях взаимодействия;
- однозначное определение сущностей;
- единую методологию создания расчетных моделей;
- цели и задачи, сформулированные не допускающим различных интерпретаций образом;
- понятные измеримые показатели достижения поставленных целей и задач, отвечающих структуре рисков данного конкретного объекта;
- задокументированные регламенты и процессы, соответствующие отраслевой нормативно-правовой базе.