Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современное состояние вопроса обеспечения стойкости железобетонных резервуаров для хранения нефтепродуктов 9
1.1. Техническая характеристика эксплуатируемых нефтяных железобетонных резервуаров 9
1.1.1. Состояние и перспективы развития резервуаростроения 13
1.1.2. Прямоугольные резервуары 24
1.1.3. Цилиндрические резервуары 27
1.1.4. Анализ работ по обследованию технического состояния железобетонных резервуаров 30
1.2. Характеристика агрессивности эксплуатационных сред 31
1.2.1. Сырая нефть 32
1.2.2. Газовоздушная среда 33
1.2.3. Влияние серы на свойства бетона и железобетона 35
1.2.4. Влияние нефтепродуктов на прочность бетона 38
1.2.5. Влияние нефтепродуктов на сцепление бетона с арматурой 43
1.2.6. Влияние нефтепродуктов на морозостойкость бетона 46
1.3. Анализ нормативных документов по защите железобетонных резервуаров от коррозии 47
1.4. Методы защиты железобетонных резервуаров покрытиями 49
1.5. Экологическая безопасность железобетонных резервуаров 52
1.6. Задачи исследований 57
ГЛАВА 2. Материалы и методики 58
2.1. Характеристика материалов, применяемых для изготовления конструкций резервуаров 58
2.2. Методика проведения обследования технического состояния конструкций резервуаров 60
2.3. Методики физико-механических испытаний 62
2.4. Методики физико-химических испытаний 66
ГЛАВА 3. Физико-химические исследования 68
3.1. Рентгено-фазовый анализ 70
3.2. Дифференциально-термический анализ 70
3.3. Химический анализ 74
3.4. Эмиссионно-спектральный анализ 75
3.5. Структурная пористость бетона 76
3.6. Определение серы 76
ГЛАВА 4. Оценка технического состояния железобетонных резервуаров по результатам натурных обследований 79
4.1. Характеристика эксплуатационной среды 79
4.1.1. Характеристика сырой нефти 79
4.1.2. Характеристика газовоздушной среды 80
4.2. Оценка технического состояния конструкций на основе визуальных критериев 82
4.2.1. Оценка технического состояния конструкций резервуара типа II 86
4.2.2. Оценка технического состояния конструкций резервуара типа III 95
4.3. Оценка технического состояния конструкций на основе комплексного инструментального обследования (физико-механические и физико-химические исследования) 98
4.4. Натурные испытания конструкций плит, демонтированных из покрытия резервуара типа 1 102
4.4.1. Методика испытания 103
4.4.2. Результаты экспериментов 105
4.5. Оценка несущей способности конструкций 108
ГЛАВА 5. Прогнозирование долговечности конструкций железобетонных резервуаров .118
5.1. Обоснование рационального способа защиты конструкций 118
5.2. Расчеты по определению долговечности конструкций 120
ГЛАВА 6. Обеспечение нормативной долговечности конструкций железобетонных резервуаров 128
6.1. Рекомендации по уточнению действующих нормативных документов по проектированию железобетонных резервуаров для нефти 128
6.2. Мероприятия по повышению долговечности конструкций эксплуатируемых железобетонных резервуаров 131
6.2.1. Материалы и технология нанесения покрытий 134
6.2.2. Выбор оптимальных параметров покрытий 137
6.2.3. Контроль технологических параметров покрытий 138
6.2.4. Конструктивные мероприятия 140
ГЛАВА 7. Внедрение результатов исследований и их экономическая эффективность 144
7.1. Внедрение результатов исследований 144
7.2. Экономическая эффективность 145
Общие выводы 149
Список использованной литературы 152
Приложения 164
- Техническая характеристика эксплуатируемых нефтяных железобетонных резервуаров
- Методы защиты железобетонных резервуаров покрытиями
- Оценка технического состояния конструкций на основе визуальных критериев
- Мероприятия по повышению долговечности конструкций эксплуатируемых железобетонных резервуаров
Введение к работе
Длительная эксплуатация в промышленном строительстве бетонных и железобетонных конструкций, подвергающихся агрессивному воздействию среды, возможна лишь при условии обеспечения их высокой трещиностойко-сти и непроницаемости. Согласно данным НИИЖБ, из общего количества железобетонных конструкций около 25% эксплуатируются в агрессивных средах. При этом 25% из них - в слабоагрессивной среде, где как правило, не предусматривается их вторичная защита от коррозии, т.е. конструкции должны быть запроектированы и изготовлены так, чтобы их долговечность обеспечивалась за счет собственной стойкости [6].
К числу таких конструкций, эксплуатирующихся в агрессивной среде, относятся резервуары для хранения нефтепродуктов. В настоящее время используются 2 типа резервуаров - металлические и железобетонные, причем 95% резервуарного парка России составляют металлические сварные вертикальные цилиндрические резервуары в наземном исполнении, выполненные, как правило, без защиты внутренней поверхности от коррозии и использующиеся, в основном, для хранения светлых нефтепродуктов. Вследствие более агрессивного воздействия на металл, чем на бетон и железобетон, сернистых нефтей, подтоварной воды и газовой фазы стальные резервуары обладают гораздо меньшей долговечностью, чем железобетонные резервуары. Тем не менее существенно меньшие единовременные затраты при возведении до последнего времени были основной причиной преобладающего строительства металлических резервуаров по сравнению с железобетонными.
Учитывая, что в системе нефтедобычи наметилась тенденция к переходу на коррозионно-активные высокосернистые нефти и постоянный рост цен на сталь и землю, экономическая эффективность замены стальных резервуаров железобетонными год от года возрастает. Так, согласно данных института ВНИИГЖспецстройконструкция [86], потребность России в железобетон- ных резервуарах для нефтепродуктов к 2005 г. составит 4 млн.м . Кроме того, отечественной и зарубежной практикой установлено, что в среднем на 1 т добываемой нефти необходимо иметь примерно 0.4...0.5м резервуарной емкости [59].
В последнее время участились аварии в системе транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов, которые имеют тяжелые экономические, социальные и экологические последствия. В основном эти аварии вызваны тем, что существующий резервуарный парк в России устарел как морально, так и физически. Подавляющее большинство железобетонных резервуаров было возведено в короткий период (1958... 1965 гг.), т.е. срок их службы равен 37...44 годам, что говорит о двукратном превышении нормативного срока эксплуатации. Не в лучшем состоянии находятся и металлические резервуары, 70% парка которых к 2000 г. достигло возраста 20 лет и более, а к 2005 г. этот критический рубеж перешагнет уже 85%) резервуарного парка России [60].
В связи с этим для обеспечения экологической и пожарной безопасности резервуарных парков государственными органами РФ в последние годы был принят ряд законов, в частности: «Об охране окружающей природной среды», «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и др., что говорит о том, что проблема сохранения окружающей среды приобретает первостепенное значение. Для выполнения требований принятых законов необходимо в ближайшем будущем отечественный резервуарный парк обновить, что невозможно при существующей экономической обстановке в России. В сложившейся ситуации выход видится в проведении технического освидетельствования существующих резервуаров с выдачей заключений о пригодности их к дальнейшей эксплуатации и разработке рекомендаций по повышению их долговечности.
Одной из особенностей эксплуатации этих ответственных в экологическом отношении объектов является трудность своевременного освидетельст-
7 вования их технического состояния. В отличие от надземных металлических резервуаров, в которых глубина коррозионного повреждения металла может периодически контролироваться снаружи методом дефектоскопии, заглубленные и полузаглубленные железобетонные резервуары должны обследоваться изнутри. По целому ряду причин (необходимости полной очистки внутреннего пространства от парафиновых отложений, последующей дегазации и т.п.) выполнение обследовательских работ практически не проводится. В связи с этим, при нормативной периодичности обследования не более 10 лет [82], подавляющее большинство железобетонных резервуаров не подвергается необходимому освидетельствованию с момента пуска их в эксплуатацию.
Между тем, в ходе выполненных немногочисленных обследований установлено, что железобетонные резервуары, выполненные без вторичной защиты, находятся в большинстве своем в удовлетворительном техническом состоянии, поскольку общая степень физического износа строительных конструкций редко превышает 25...30%. Однако, отдельные конструкции, в частности плиты покрытия, имеют среднюю и сильную степень повреждения, что говорит о наличии коррозионного воздействия эксплуатационной среды на состояние бетона и железобетона.
В течение первых 20 лет после начала массового строительства железобетонных резервуаров был выполнен относительно большой объем экспериментальных исследований по изучению коррозионного воздействия нефтяной среды на прочность бетона, а также на его сцепление с арматурой. Результаты этих исследований были положены в основу установления степени агрессивности нефтяной среды к конструкциям, использующимся для изготовления резервуаров. В дальнейшем эти работы большей частью были свернуты.
Для объективной оценки агрессивности воздействия нефтепродуктов необходим анализ существующего состояния железобетонных резервуаров,
8 нормативно исчерпавших свой ресурс (т.е. находящихся в эксплуатации более 20 лет). Опыт обследования этих резервуаров позволяет констатировать, что действующие нормативы, в целом, объективно оценивают степень агрессивного воздействия нефтяной среды на железобетонные конструкции резервуаров. Вместе с тем, различное техническое состояние конструкций и, в частности, повышенный износ конструкций, находящихся в прикрышной зоне, свидетельствует о недостаточно полном учете (недостаточной детализации) отдельных положений.
Таким образом, для обеспечения бесперебойного транспорта нефти и нефтепродуктов, а также для обеспечения экологической безопасности объектов этой отрасли, необходима реконструкция резервуарного парка России, при которой наряду со строительством новых резервуаров может быть тех-нико-экономически целесообразно проведение ремонтно-восстановительных работ с целью продления ресурса существующих резервуаров, значительно превышающего нормативный срок их службы.
Техническая характеристика эксплуатируемых нефтяных железобетонных резервуаров
Длительная эксплуатация в промышленном строительстве бетонных и железобетонных конструкций, подвергающихся агрессивному воздействию среды, возможна лишь при условии обеспечения их высокой трещиностойко-сти и непроницаемости. Согласно данным НИИЖБ, из общего количества железобетонных конструкций около 25% эксплуатируются в агрессивных средах. При этом 25% из них - в слабоагрессивной среде, где как правило, не предусматривается их вторичная защита от коррозии, т.е. конструкции должны быть запроектированы и изготовлены так, чтобы их долговечность обеспечивалась за счет собственной стойкости [6].
К числу таких конструкций, эксплуатирующихся в агрессивной среде, относятся резервуары для хранения нефтепродуктов. В настоящее время используются 2 типа резервуаров - металлические и железобетонные, причем 95% резервуарного парка России составляют металлические сварные вертикальные цилиндрические резервуары в наземном исполнении, выполненные, как правило, без защиты внутренней поверхности от коррозии и использующиеся, в основном, для хранения светлых нефтепродуктов. Вследствие более агрессивного воздействия на металл, чем на бетон и железобетон, сернистых нефтей, подтоварной воды и газовой фазы стальные резервуары обладают гораздо меньшей долговечностью, чем железобетонные резервуары. Тем не менее существенно меньшие единовременные затраты при возведении до последнего времени были основной причиной преобладающего строительства металлических резервуаров по сравнению с железобетонными.
Учитывая, что в системе нефтедобычи наметилась тенденция к переходу на коррозионно-активные высокосернистые нефти и постоянный рост цен на сталь и землю, экономическая эффективность замены стальных резервуаров железобетонными год от года возрастает. Так, согласно данных института ВНИИГЖспецстройконструкция [86], потребность России в железобетонных резервуарах для нефтепродуктов к 2005 г. составит 4 млн.м . Кроме того, отечественной и зарубежной практикой установлено, что в среднем на 1 т добываемой нефти необходимо иметь примерно 0.4...0.5м резервуарной емкости [59].
В последнее время участились аварии в системе транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов, которые имеют тяжелые экономические, социальные и экологические последствия. В основном эти аварии вызваны тем, что существующий резервуарный парк в России устарел как морально, так и физически. Подавляющее большинство железобетонных резервуаров было возведено в короткий период (1958... 1965 гг.), т.е. срок их службы равен 37...44 годам, что говорит о двукратном превышении нормативного срока эксплуатации. Не в лучшем состоянии находятся и металлические резервуары, 70% парка которых к 2000 г. достигло возраста 20 лет и более, а к 2005 г. этот критический рубеж перешагнет уже 85%) резервуарного парка России [60].
В связи с этим для обеспечения экологической и пожарной безопасности резервуарных парков государственными органами РФ в последние годы был принят ряд законов, в частности: «Об охране окружающей природной среды», «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и др., что говорит о том, что проблема сохранения окружающей среды приобретает первостепенное значение. Для выполнения требований принятых законов необходимо в ближайшем будущем отечественный резервуарный парк обновить, что невозможно при существующей экономической обстановке в России. В сложившейся ситуации выход видится в проведении технического освидетельствования существующих резервуаров с выдачей заключений о пригодности их к дальнейшей эксплуатации и разработке рекомендаций по повышению их долговечности.
Одной из особенностей эксплуатации этих ответственных в экологическом отношении объектов является трудность своевременного освидетельст 7 вования их технического состояния. В отличие от надземных металлических резервуаров, в которых глубина коррозионного повреждения металла может периодически контролироваться снаружи методом дефектоскопии, заглубленные и полузаглубленные железобетонные резервуары должны обследоваться изнутри. По целому ряду причин (необходимости полной очистки внутреннего пространства от парафиновых отложений, последующей дегазации и т.п.) выполнение обследовательских работ практически не проводится. В связи с этим, при нормативной периодичности обследования не более 10 лет [82], подавляющее большинство железобетонных резервуаров не подвергается необходимому освидетельствованию с момента пуска их в эксплуатацию.
Между тем, в ходе выполненных немногочисленных обследований установлено, что железобетонные резервуары, выполненные без вторичной защиты, находятся в большинстве своем в удовлетворительном техническом состоянии, поскольку общая степень физического износа строительных конструкций редко превышает 25...30%. Однако, отдельные конструкции, в частности плиты покрытия, имеют среднюю и сильную степень повреждения, что говорит о наличии коррозионного воздействия эксплуатационной среды на состояние бетона и железобетона.
В течение первых 20 лет после начала массового строительства железобетонных резервуаров был выполнен относительно большой объем экспериментальных исследований по изучению коррозионного воздействия нефтяной среды на прочность бетона, а также на его сцепление с арматурой. Результаты этих исследований были положены в основу установления степени агрессивности нефтяной среды к конструкциям, использующимся для изготовления резервуаров. В дальнейшем эти работы большей частью были свернуты.
Для объективной оценки агрессивности воздействия нефтепродуктов необходим анализ существующего состояния железобетонных резервуаров, нормативно исчерпавших свой ресурс (т.е. находящихся в эксплуатации более 20 лет). Опыт обследования этих резервуаров позволяет констатировать, что действующие нормативы, в целом, объективно оценивают степень агрессивного воздействия нефтяной среды на железобетонные конструкции резервуаров. Вместе с тем, различное техническое состояние конструкций и, в частности, повышенный износ конструкций, находящихся в прикрышной зоне, свидетельствует о недостаточно полном учете (недостаточной детализации) отдельных положений.
Таким образом, для обеспечения бесперебойного транспорта нефти и нефтепродуктов, а также для обеспечения экологической безопасности объектов этой отрасли, необходима реконструкция резервуарного парка России, при которой наряду со строительством новых резервуаров может быть тех-нико-экономически целесообразно проведение ремонтно-восстановительных работ с целью продления ресурса существующих резервуаров, значительно превышающего нормативный срок их службы.
Методы защиты железобетонных резервуаров покрытиями
В газовоздушной среде резервуара эта реакция может происходить быстрее из-за наличия относительно высокой температуры и присутствия катализатора - окислов железа, увеличивающих скорость протекания реакции.
Таким образом, при взаимодействии SCb и SO3 с водой в конечном счете может образовываться серная кислота, которая, как известно, является агрессивной по отношению к цементным бетонам.
Кроме того, по данным авторов [92] сернистый ангидрид может деструктивно воздействовать на бетон совместно с углекислым газом воздуха. Опережающим при этом является процесс карбонизации бетона. Образовавшиеся в первый период карбонаты разлагаются сернистым ангидридом. В нейтрализованном слое величина рН жидкой фазы бетона равна 7...9. Продукты коррозии представлены преимущественно кристаллами гипса, ангидрита и гидросульфоалюмината кальция. Образование продуктов коррозии, занимающих объем, больший объема исходного материала, приводит к уплотнению и последующему послойному разрушению бетона. Этот процесс, проявляющийся в форме шелушения, протекает с меньшей интенсивностью, чем нейтрализация.
Сероводород в присутствии влаги может реагировать с основным компонентом цементного камня бетона Са(ОН)2, с образованием ряда промежуточных нестабильных соединений (сульфида, сульфата и гидросульфида кальция), которые затем переходят в сульфат кальция. Термодинамические расчеты реакции составных частей цементного камня с H2S показали [65], что наиболее предпочтительной является реакция с образованием двуводного гипса, что характерно для коррозии бетона второго и третьего видов. Помимо этого, в резервуарах в принципе возможна коррозия, характерная для коллекторов сточных вод, при которой разрушение бетона обусловлено воздействием серной кислоты (коррозии бетона второго вида), образующейся при окислении сероводорода тионовыми бактериями [68].
Помимо воздействия на бетон, сернистые газы, как известно, вызывают коррозию стали. В резервуарах имеется металлическое оборудование и оснастка, кроме того, большая часть закладных деталей сборных железобетонных конструкций, обеспечивающих их соединение между собой, также может подвергаться деструктивному воздействию. Газы SO2 и SO3, взаимодействуя с влагой с образованием серной кислоты, реагируют со сталью с образованием сульфата железа, а также его окислов: FeSCVn O (п = 0, 1, 4, 5 и 7), а БегОз; РезС 4; у РегОз; а FeOOH [89]. Увеличение содержания сернистого газа влияет на ускорение коррозионного процесса в значительно большей степени, чем повышение относительной влажности воздуха, т.е. влияние сернистого газа проявляется не только в увеличении скорости коррозии, но и в снижении относительной влажности, при которой начинается коррозия. Коррозионная активность сероводорода H2S по отношению к стали обусловлена его окислением с образованием сульфатов и элементарной серы, которая реагирует со сталью с образованием сульфидов железа.
В течение 20 лет после начала массового строительства резервуарных парков в СССР (конец 50-х - начало 60-х годов) был выполнен большой объем экспериментов по изучению степени влияния нефтепродуктов на прочность бетона [8, 63], а также на сцепление бетона с арматурой. Так, Васильевым Н.М. выполнены исследования на бетонных образцах [16] различного состава, на разных видах цементов и заполнителей с широким диапазоном водоцементных отношений. В качестве жидких агрессивных сред были приняты 10 марок минеральных масел, топливный мазут, дизельное топливо, керосин и бензин. Насыщение образцов жидкими средами производилось в открытых ваннах (в случае тяжелых нефтепродуктов) или в герметически закрытых емкостях (при работе с бензином, керосином и дизельным топливом) с выдержкой в течение нескольких лет. Нефтепродукты при этом возобновляли каждые 0.5... 1 год. Прочность принятых составов оценивали перед пропиткой, затем половину оставшихся образцов подвергали пропитке и выдерживали длительное время, остальные оставляли в качестве контрольных. Испытания на прочность контрольных и пропитанных образцов проводили сначала через каждые 0.5 года, а затем через год.
По результатам испытаний бетонных образцов было установлено, что легкие нефтепродукты (бензин и керосин) первоначальную прочность бетона в течение 6 лет не понизили. Дизельное топливо за это же время снизило прочность бетона незначительно, минеральные масла (за исключением вазелинового) сильно уменьшили прочность бетона. На рис. 1.5 показано снижение прочности бетонов состава 1:2:4с различными водоцементными отношениями при выдерживании их в индустриальном масле. При изготовлении образцов использовали портландцемент Белгородского завода с преде-лом прочности 608 кгс/см . В качестве крупного заполнителя служил известняковый щебень с наибольшей крупностью зерен 10 мм, мелкий заполнитель - москворецкий песок. После формования образцы находились в течение 4 мес. в камере нормально-влажностного хранения.
Оценка технического состояния конструкций на основе визуальных критериев
В связи с принятием закона «Об охране окружающей природной среды» вопросам экологии и проблемам сохранения окружающей среды уделяется все больше внимания [35, 97, 109,120]. Значительным загрязняющим влиянием на окружающую среду обладают предприятия нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, относящиеся к топливно-энергетическому комплексу России. Одним из характерных источников загрязнения являются железобетонные резервуары для хранения сырой нефти, которые из-за своей заглубленности и трудности для периодического осмотра являются экологически опасными сооружениями. Согласно данным Ткачева [101], на долю резервуарных парков приходится 65-75% от всех потерь нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах. Помимо этого, резервуары для нефти и нефтепро-дуктов вместимостью 10000 м и более характеризуются повышенным уровнем ответственности, т.к. отказы могут привести к тяжелым экономическим, социальным и экологическим последствиям. Для повышения экологической и пожарной безопасности Государством, Госдумой Российской Федерации был принят ряд Федеральных законов, в частности: «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 №116-ФЗ, «Об основах охраны труда в Российской Федерации» от 17.07.99 №181-ФЗ и постановлений Правительства Российской Федерации «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте» от 10.03.99 №263 и др.
Однако, для железобетонных резервуаров в отечественном резервуаро-строении до сих пор не разработана единая нормативная и типовая проектная документация, что говорит об отсутствии серьезной координации в вопросах проектирования подземных железобетонных резервуаров для хранения агрессивных сред. Необходимо отметить, что такая работа проведена для металлических резервуаров и в настоящее время первая редакция такого документа разработана и подготавливается для согласования с Госгортехнадзо-ром РФ и утверждения Госстроем РФ [60]. В период разработки типовых проектов железобетонных резервуаров специальных разделов по экологической безопасности не предусматривалось и, вследствие этого, эксплуатирующиеся резервуары обладают целым рядом недостатков, а именно: - недостаточная герметичность в швах стеновых панелей, в деформационных швах и сопряжениях панелей с днищем; - невозможность обнаружения протечек в процессе эксплуатации; - отсутствие вторичной защиты конструкций резервуаров; - не обеспечивается требуемая трещиностойкость резервуаров из-за превышения допустимой ширины раскрытия трещин (третья категория трещиностойкости допускает предельную ширину «непродолжительного» и «продолжительного» раскрытия трещин 0.15 и 0.1 мм). Помимо отмеченных недостатков большое количество резервуаров (как эксплуатирующихся, так и выведенных из эксплуатации), предназначенных для хранения воды и нефтепродуктов, используются для хранения различных жидкостей, обладающих высокой степенью коррозионной активности к бетону и железобетону, содержание (концентрация) которых, по данным авторов работы [97], колеблется в пределах от 1...2 мг/л до 300...400 г/л. Это могут быть как концентрированные кислоты и щелочи, так и высокотоксичные среды, содержащие ртуть, мышьяк, цинк, углеводороды, фенолы и другие продукты.
Также одним из источников загрязнения окружающей природной среды в цилиндрических резервуарах для хранения нефти и нефтепродуктов со стационарной крышей является испарение легких фракций, что кроме того, ухудшает качество хранимого продукта. При применении резервуаров с понтонами и плавающими крышами, снабженными системами для улавливания паров нефти и нефтепродуктов, эти потери снижаются и экологическая обстановка вокруг действующего резервуарного парка заметно улучшается. Между тем, на сегодняшний день накоплен значительный опыт в области резервуаростроения, рациональное использование которого позволит повысить герметичность железобетонных резервуаров. Одним из таких проектных решений является устройство «резервуара в резервуаре» (рис. 1.7), представляющий собой резервуар с двойной стенкой, внутреннее пространство которого снабжено системой регистрации утечек между внутренней и наружной стенками [97]. Основные преимущества таких резервуаров следующие: - повышение экологической и противопожарной безопасности; - возможность строительства резервуарного парка на небольшой территории за счет сокращения разрывов между рядом стоящими резервуарами. Подобные конструкции запатентованы в ФРГ, Великобритании, Финляндии, Бельгии, где занимаются аналогичными проблемами.
В отечественной практике для уменьшения экологической безопасности в экспериментальном порядке также применяются разработанные конструктивные решения по строительству резервуаров с двойной стенкой, с применением защитных покрытий и дополнительных методов контроля. Так, согласно авторов работы [86], в рамках Государственной научно-технической программы Миннауки РФ «Недра России» ведущими специалистами в области резервуаростроения выполнен комплекс научно-исследовательских работ и проектно-конструкторских работ по сооружению монолитных железобетонных предварительно напряженных резервуаров для нефти емкостью 10 и 30 тыс.м каждый в переставной инвентарной металлической опалубке. Эти резервуары по сравнению с ранее строившимися обладают повышенной экологической и пожарной безопасностью за счет улучшенной герметичности, а также примененным для снижения потерь от «дыхания» непотопляемым понтоном из синтетических материалов или плавающей стальной кровлей.
Мероприятия по повышению долговечности конструкций эксплуатируемых железобетонных резервуаров
Обнаруженные на поверхности отдельных плит проявления коррозии бетона первого вида в местах фильтрации атмосферных вод через проломы и трещины в полках плит практически не повлияли на снижение прочности бетона. Необходимо отметить, что примерно на 35% площади поверхности полок ребристых плит имеются трещины механического происхождения, вызванные, вероятнее всего, динамической нагрузкой на покрытие при монтаже или при проведении ремонтных работ на крыше резервуара. В пользу этого свидетельствует факт откола защитного слоя бетона полок на больших участках площади в ряде плит.
Для дальнейшей безаварийной эксплуатации ребристых плит покрытия достаточно выполнить комплекс ремонтных работ, связанных с восстановлением защитного слоя, заделкой швов между ребрами смежных плит и нанесением антикоррозионных покрытий, либо слоя торкрет-раствора. Выполнению этих работ должна предшествовать механо-химическая, либо пескоструйная очистка поверхности плит от нефтяных и других загрязнений и продуктов коррозии.
Кольцевые балки, поддерживающие плиты покрытия, находятся в удовлетворительном техническом состоянии, характеризуемом термином «ограниченно работоспособное». Во всех 30 балках (в том числе 12 шт. - типа Б2 пролетом 4080 мм и 18 шт. - типа БЗ пролетом 5250 мм) обнаружены следы коррозии распределительной арматуры и хомутов как по нижней растянутой грани, так и на боковых поверхностях, что свидетельствует о малой толщине защитного слоя. В связи с этим, при ремонте резервуара необходи 92 мо предусмотреть антикоррозионную обработку балок. Перед выполнением этих работ необходимо замонолитить стыки между торцами балок, а также зачеканить высокомарочным раствором зазоры между балками и опорными подушками. Колонны резервуара (30 рядовых типа К-6 и одна центральная типа К-4) находятся в работоспособном техническом состоянии как в зоне воздействия паровоздушной среды (длина участка около 200 мм - от верха колонны до низа консоли), так и ниже уровня налива нефти. Важным фактором обеспечения коррозионной стойкости бетона и арматуры в придонной зоне является наличие слоя парафиновых отложений ПАСО (до 1.5 м), также выполняющих роль барьерных покрытий. При ремонте резервуара необходимо предусмотреть антикоррозионную обработку колонн только в зоне консолей - на высоту около 500 мм ниже уровня оголовка колонн.
Опорные подушки, установленные между кольцевыми балками и колоннами, не имеют признаков коррозионных повреждений. Для дальнейшей безаварийной эксплуатации резервуара необходимо выполнить зачеканку зазоров, имеющихся в местах примыкания балок и колонн к опорным подушкам.
Стены резервуара были обследованы как изнутри, так и снаружи - из двух шурфов. Техническое состояние этих конструкций работоспособное. В местах опирання плит покрытия на стены в слое торкрета имеются трещины шириной раскрытия 0.3...0.5 мм, что снижает газонепроницаемость стен резервуара. При ремонте целесообразно предусмотреть мероприятия по герметизации этих трещин путем нанесения дополнительного слоя торкрет-бетона, либо гидроизоляция мастичными материалами после предварительной расчистки и зачеканки трещин полимерцементным раствором.
Днище резервуара выполнено из монолитного бетона с выравнивающей стяжкой. Каких-либо признаков коррозионного повреждения бетона не обнаружено, очевидно, по тем же причинам, что и в придонной зоне колонн. В конструкции пола имеются трещины шириной раскрытия не более 0.5 мм, местоположение которых легко обнаруживается по темному цвету бетона, увлажняемого фильтрующимися грунтовыми водами. Оптимальным способом ремонта конструкций пола резервуара является устройство армированной стяжки толщиной 50... 100 мм из бетона пониженной проницаемости марки W6 с минимальным уклоном в сторону сливного приямка. При этом пропитанный нефтью на глубину 2...5 мм бетон верхнего слоя существующего бетонного пола будет выполнять функцию гидроизолирующей прослойки. Покрытие резервуара обследовано из пяти шурфов по периметру резервуара, толщина слоя грунта составляет от 280 до 500 мм (в среднем - около 400 мм). Гидроизоляционное покрытие имеет значительные повреждения. В соответствии с проектом над наружной стенкой резервуара поверх плит устроен армированный борт высотой около 50 мм. Как следует из проектных данных, борт предназначен «...для удержания влаги на покрытии резервуара, которая, насыщая стяжку (из мелкозернистого бетона), повышает газонепроницаемость покрытия» [15]. Необходимо отметить, что данное проектное решение негативно сказывается на долговечности конструкций покрытия, в особенности тонкостенных полок ребристых плит. Помимо снижения прочности бетона вследствие фильтрации влаги через трещины и монтажные проломы в полках плит, постоянное водонасыщение бетона на отдельных участках в зоне микротрещин способствует ускорению коррозионных процессов в арматуре (коррозия карбонизации), а при низких зимних температурах - также и размораживанию бетона. В связи с этим, при ремонте резервуара необходимо реконструировать покрытие резервуара путем замены гидроизоляции и устройства утепленной кровли. В случае восстановления в качестве утеплителя грунтовой засыпки дополнительная теплоизоляция кровли не требуется.
