РД 34.23.601-96. Рекомендации по ремонту и безопасной эксплуатации металлических и железобетонных резервуаров для хранения мазута
РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ «ЕЭС РОССИИ»
ДЕПАРТАМЕНТ НАУКИ И ТЕХНИКИ
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО РЕМОНТУ И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ДЛЯ ХРАНЕНИЯ МАЗУТА
РД 34.23.601-96
УДК 621 311 Вводятся в действие с 01.07.98 г.
Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"
Исполнители В.П. ОСОЛОВСКИЙ, Г.М. КОРОЛЕВ
Утверждено Департаментом науки и техники 15.07.96 г.
Начальник А.П. БЕРСЕНЕВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
На тепловых электростанциях и в тепловых сетях Единого энергетического комплекса России в эксплуатации находится более 1800 резервуаров для хранения мазутного топлива, 26% емкостей представляет собой железобетонные резервуары, остальные — стальные вертикальные цилиндрические резервуары.
Железобетонные резервуары выполняются в двух вариантах: монолитные малоразмерные приемные емкости в основном до 500 м3 и сборные — вместимостью до 1000 м3 прямоугольные и цилиндрические преднапряженные, вместимостью 10000 м3, 20000 м3 и 30000 м3 — цилиндрические преднапряженные по проектам Союзводканалпроекта, Гидроспецстроя и других организаций. По срокам эксплуатации они распределяются следующим образом: более 50 лет — 8%, более 30 лет — 20%, более 20 лет — 50%, более 10 лет — 15%, менее 10 лет — 7%.
Железобетонные резервуары , используемые на ТЭС, предназначены для хранения топочных мазутов всех марок с плотностью до 1,0 т/м3. При этом предусмотрен коэффициент перегрузки, равный 1,1.
Во всех типовых проектах резервуаров применены сборные конструкции стен и кровли и монолитные днища. Резервуары возведены в двух вариантах — заглубленном на всю высоту емкости и надземном обвалованном.
Стальные цилиндрические резервуары составляют 3/4 парка мазутохранилищ энергообъектов, имеют вместимость от 100м3 до 30000 м3, выполнены по проектам институтов ЦНИИПСК, Южгипронефтепровод, Гипронефтеспецмонтаж и др. Резервуары большой вместимости (10000 м3 и более) начали вводиться в эксплуатацию с 1965 г. Резервуары вместимостью 30000 м3 высотой 12 м (проект 704-1-71) вводились в эксплуатацию с 1981 г., а высотой 18 м (проект 704-1-172) — с 1987 г.
На ТЭЦ Мосэнерго по проектам Мосэнергоремонта взамен подземных железобетонных резервуаров, оказавшихся недостаточно герметичными, в 70-х годах были возведены металлические подземные резервуары вместимостью 10000 м3 с наружной ограждающей подпорной стенкой кольцевого сечения. При этом нагрузка от действия грунта передается на окружающие каждый бак кольцевые подпорные стенки, которые выполнены частично из сборных бетонных блоков (3,75 м) и частично из кирпичной кладки (1,75 м толщиной стенки 510 мм и 1,6 м толщиной 380 мм). Между наружной кольцевой подпорной стенкой и стенкой металлического бака предусмотрен зазор 250 мм, который заполнен минеральной теплоизоляцией. Днище металлического резервуара установлено на монолитной железобетонной плите толщиной 200 мм из бетона М200, на которую также устанавливается и кольцевая подпорная стенка. Внутри резервуара установлены непосредственно на стальные листы днища сборные железобетонные конструкции фундаментов стаканного типа, колонн, балок плит кровельного покрытия по схеме проекта сборного железобетонного резервуара вместимостью 10 тыс. м3 Союзводканалпроекта. Кровля выполнена железобетонной из сборных элементов. С наружной стороны металлическая стенка резервуара окрашена стойкой масляной краской, а днище уложено на битумную смазку, нанесенную на монолитную железобетонную плиту. Эта конструкция резервуара по сравнению с железобетонными резервуарами, облицованными металлом, имеет преимущество, заключающееся в том, что металлическая облицовка железобетонного резервуара прогревается раньше бетона стенки и деформируется, так как не имеет возможности свободно расширяться. В случае высокого уровня грунтовых вод при опорожнении резервуара возможен отрыв и разрушение днища и смещение облицовки стен внутри резервуара.
Стальные резервуары вместимостью 10, 20 и 30 тыс.м3, используемые на электростанциях, не предназначены для хранения в них мазута с плотностью 1,015 т/м3 и в связи с этим в местных инструкциях по эксплуатации максимальный уровень залива мазута определен ниже допустимой проектом высоты (0,95). Температура хранения мазута в резервуарах не превышает 90°С. Цикличность изменения уровня топлива более чем на 50% высоты в резервуарах в проектах не учтена. На большинстве резервуаров (90%) она не превышает 12 циклов в год, в то же время на остальных резервуарах она достигает 550 циклов в год.
Проектом предусмотрена антикоррозионная защита внутренней поверхности кровли и двух верхних поясов, которую последующими постановлениями Госстроя СССР разрешено не выполнять.
Не предусматривается проектами катодная и протекторная защита днища резервуаров от почвенной коррозии и коррозии блуждающих токов.
Состав эксплуатируемых металлических резервуаров в зависимости от сроков эксплуатации и их единичной вместимости имеет следующее распределение (табл. 1):
Таблица 1
Срок эксплуатации Процент общего Вместимость, м3
резервуаров, лет числа резервуаров до 1000 10000 20000 30000
Более 50 2 2 — — —
Более 30 13 13 — — —
Более 20 33 29 4 — —
Более 10 38 27 7 4 —
Менее 10 14 10 1 2 1
Итого... 100 81 12 6 1
Таким образом, основная часть парка резервуаров имеет срок эксплуатации, превышающий 20 лет (с учетом железобетонных резервуаров).
Обеспечение при строительстве и сохранение на весь период эксплуатации герметичности резервуаров является главным условием надежности их эксплуатации.
2. СОСТОЯНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ МАЗУТА,
ХАРАКТЕР И ПРИЧИНЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ РЕЗЕРВУАРОВ
Анализ многолетних данных обследования состояния строительной части резервуаров и опыта их технического обслуживания и ремонта по материалам, представленными энергопредприятиями, выявил следующие наиболее характерные недостатки конструкций резервуаров.
2.1. Состояние железобетонных резервуаров
Монолитные железобетонные резервуары, являющиеся, как правило, приемными емкостями, выполнены в заглубленном варианте. Большая их часть имеет течи мазута вследствие низкого качества монолитного железобетона (сквозные трещины в стенах с раскрытием до 4 мм, рыхлый бетон) и ухудшения со временем его состояния под воздействием грунтовых вод (Иркутская ТЭЦ-3, Соликамская ТЭЦ-12, Мурманская ТЭЦ и др.). Наиболее эффективным решением по восстановлению герметичности монолитных резервуаров является облицовка его стен и днища металлическим листом, что было выполнено на ряде объектов (Ефремовская ТЭЦ, Ульяновская ТЭЦ-1, Иркутские тепловые сети, Свердловская ТЭЦ и др.).
Прямоугольные сборные железобетонные резервуары вместимостью 1000 м3 оказались чувствительными к температурным перепадам в стеновом ограждении, что неизбежно в условиях эксплуатации. В стыках между панелями образуются сквозные трещины, устранение которых эпоксидными составами или торкретированием давали кратковременный эффект. Так как эти резервуары выполнены в заглубленном варианте (Краснодарская ТЭЦ и др.) или с обвалованием (Архангельская ТЭЦ и др.), то если вытекающий мазут не попадает в подземные коммуникации, установить наличие и места протечек возможно только при вскрытии обвалования или обратной засыпки.
Железобетонные цилиндрические резервуары вместимостью 10, 20 и 30 тыс.м3 за счет кольцевой напряженной арматуры, навиваемой по всей высоте стенок резервуара, должны были обеспечить герметичность стыков стеновых панелей, чего в определенной мере удалось добиться. Но из-за несоблюдения в ряде случаев технологии навивки, последующей релаксации напряжения арматуры, усадки бетона и других процессов предварительного обжатия стыков оказалось недостаточно и течи мазута в стыках между панелями появились на многих баках (Рязанская, Заинская ГРЭС и др.).
Наиболее часто утечки мазута наблюдаются в местах прохода металлических трубопроводов через железобетонную панель из-за частых температурных перепадов в двух различных по теплопроводности материалах (Чебоксарская ТЭЦ-1, Дзержинская ТЭЦ, Губкинская ТЭЦ, ТЭЦ-14 Ленэнерго, Рязанская ГРЭС и многих др.). Имеются течи в местах примыкания стен и днища (Верхнетагильская ГРЭС, Конаковская ГРЭС и др.), а также через образовавшиеся сквозные трещины в боковых поверхностях и днищах резервуаров (Мурманская ТЭЦ, Иркутская ТЭЦ-3, Орская ТЭЦ-1, Конаковская ГРЭС и др.). На многих электростанциях места утечек мазута из резервуаров не определены, так как нахождение утечки после обвалования резервуара затруднено. На некоторых электростанциях (Ульяновская ТЭЦ-1, Комсомольская ТЭЦ-3, Архангельская ТЭЦ, Смоленская ТЭЦ и др.) при проведении гидравлических испытаний резервуаров утечки воды были выше допустимых норм и для восстановления герметичности было выполнено покрытие внутренних поверхностей стен и днища резервуаров металлическим листом.
По представленным энергопредприятиями данным на 01.1990 г. имелись течи в железобетонных преднапряженных цилиндрических резервуарах:
в 66 из 133 резервуаров вместимостью 10000 м3, возведенных по проектам 7-02-152, 7-02-158, 7-02-308, 7-02-896;
в 14 из 24 резервуаров вместимостью 20000 м3, возведенных в основном по проекту 7-02-310;
в 6 из 13 резервуаров вместимостью 30000 м3, возведенных по проекту 7-04-1-65.
В резервуарах вместимостью 10000 м3, возведенных по проекту 7-02-156, армирование оголовков колонн, несущих кровлю, было недостаточным, вследствие чего на нескольких объектах произошло обрушение железобетонных плит кровли резервуаров. В последующем было выполнено усиление оголовков колонн металлоконструкциями, а в ряде случаев замена части колонн и внутреннего опорного кольца (Новочебоксарская ТЭЦ-3, Заинская ГРЭС, ТЭЦ-22 Мосэнерго, Конаковская ГРЭС, Воронежская ТЭЦ-1, Воронежская ТЭЦ-2 и др.). Уплотнение стыков стеновых панелей торкретом не исключило утечек мазута через стены. Частичное обрушение торкрета наблюдалось через несколько лет после начала эксплуатации резервуаров вместимостью 30000 м3 на Рязанской ГРЭС и др.
Неплотность в днище и в сопряжениях стен с днищем приводят к обводнению мазута за счет попадания грунтовых вод (ТЭЦ-3 Мосэнерго, Соликамская ТЭЦ-12 и др.). В меньшей мере обводнение мазута происходит атмосферными осадками при недостаточной гидроизоляции кровли и отсутствии необходимых уклонов.
В верхней части резервуаров имеют место разрушения сборных железобетонных плит покрытия, а также железобетонных балок, на которые они опираются. У указанных элементов со стороны мазута имеет место коррозионный износ защитного слоя бетона: отслоение бетона и обрушение его до обнажения арматуры, которая часто провисает по всей площади элемента и корродирует. Имелись случаи обрушения плит покрытия. Наблюдаются сквозные зазоры между плитами покрытия — раствор, которым были замоноличены стыки плит, прокорродировал и разрушился.
На внутренних поверхностях верхних участков стен под плитами перекрытия часто наблюдаются подтеки белесого цвета: продукты коррозии бетона (гидрат окиси кальция) как результат выщелачивания свободной извести из цементного камня бетона.
Коррозионный износ железобетонных элементов верхней части резервуара с внутренней стороны вызывается воздействием агрессивных паров, содержащих окислы серы.
В случае отсутствия или разрушения гидроизолирующего материала, укладываемого снаружи на железобетонные плиты покрытия, атмосферная вода, проникая к плитам покрытия и затем на их внутренние поверхности, интенсифицирует коррозионные процессы.
При этом в зимнее время при незаполненном мазутом резервуаре (или резервуаре с неразогретым мазутом) возможны периодически повторяющиеся процессы "замерзание-оттаивание" поступающей влаги на дефектные участки железобетонных элементов (трещины, каверны, слабый бетон, щели между элементами).
2.2. Состояние металлических резервуаров
Основные недостатки, выявленные в процессе эксплуатации металлических резервуаров, следующие:
1. Осадки и наклон резервуаров выше допустимых значений вследствие некачественной подготовки основания, промораживания его при длительных перерывах в период монтажа или задержки ввода резервуара в эксплуатацию. Так, например, на Уфимской ТЭЦ-3 наклон резервуара № 8 вместимостью 10000 м3 составил более 350 мм, на Ижевской ТЭЦ-2 резервуар вместимостью 10000 м3 имеет наклон до 200 мм. Наклон резервуара ограничивает уровень его заполнения или в зависимости от величины исключает возможность использования резервуара по назначению до восстановления вертикальности стен резервуара. Некачественно подготовленное основание является одной из причин деформации днища с образованием вмятин, выпучин (хлопунов), высота которых может достигать 150-200 мм, а площадь — нескольких квадратных метров. Волнистость днища возрастает в зависимости от наличия концентраторов напряжения в металле днища, температурного режима эксплуатации резервуара, что приводит к интенсивной коррозии днища особенно в местах скопления отстоявшейся воды. Замена участков днища из-за коррозионного износа была выполнена через 8 лет на Ново-Салаватской ТЭЦ, Ефремовской ТЭЦ, Сарапульской ТЭЦ, через 12 лет на Партизанской ГРЭС. Степень поражения днища коррозией в большинстве случаев остается невыявленной из-за трудности опорожнения и очистки резервуаров и становится известной только после прорыва днища.
Из-за осадки резервуаров до 400-600 мм (Новочебоксарская ТЭЦ-3, Архангельская ТЭЦ и др.) недостаточная компенсация неравномерности осадок смежных сооружений может привести к повреждению подводящих труб.
На Котовской ТЭЦ при гидравлических испытаниях, выполнявшихся через год после окончания монтажа резервуара, суглинистое основание которого было проморожено в зимний период и стало более чувствительным к нагрузкам, произошла деформация стен с образованием горизонтальных гофров и зазора до 100 мм между краем днища и опорным железобетонным кольцом по периметру резервуара.
2. Отсутствие приямка для сбора и удаления отстоявшейся воды и для полного удаления нефтепродукта при выводе резервуара в ремонт и внутреннего осмотра. По этой причине трудно установить наличие коррозии днища, степень его коррозионного износа до выхода мазута из-под основания резервуара и появления его в близрасположенных подземных сооружениях.
3. Наличие "угловатости" в вертикальных стыках стенок резервуара из-за невозможности выправления при монтаже крупнозагнутых кромок полотнищ. При развертывании рулона его стыковые участки имеют различные значения необратимой деформации вдоль образующей цилиндра. Одна из причин "угловатости" — стыковые участки в рулоне имели неодинаковый радиус, как следствие доставки полотнищ в рулонах. Во время сварки указанных стыковых участков возникают напряжения, которые "гасятся" образованием впадин-выпучин в районе монтажного сварного шва. При этом в верхней половине стенки угловатость обычно имеет большее значение, чем в нижней половине. Это объясняется меньшей толщиной верхних поясов стенки резервуара. Такой дефект существенно снижает надежность сварного стыка при циклических нагрузках от "заполнения-опорожнения" резервуара.
На Тобольской ТЭЦ в 1989 г. в резервуаре вместимостью 30000 м3 разрыв монтажного вертикального сварного шва произошел при гидравлических испытаниях, т.е. до первого заполнения резервуара мазутом.
4. Отсутствие козырька (карниза) в местах примыкания окрайки листов кровли к стенке, что приводит к попаданию воды с кровли в слой теплоизоляции, увлажнению стенки и ее коррозии. Ненадежность крепления теплоизоляции, обрушение ее после нанесения является следствием попадания в нее влаги из-за указанного конструктивного недостатка.
5. Повышенный коррозионный износ нижнего пояса стенки резервуара и окрайки днища с наружной стороны. Нижняя часть стенки, примыкающая к окрайке днища, на высоту 100-150 мм по всему периметру резервуара часто находится в увлажненном состоянии от попадания атмосферной влаги через неплотности гидроизоляции или вследствие некачественного устройства отмостки. На ряде ТЭС отмостка была выполнена, например, на 100-200 мм выше окрайки днища, что создавало замкнутую обводняемую зону с наружной стороны стенки резервуара. В других случаях низ стенки резервуаров был обложен железобетонной или кирпичной стенкой высотой 300-500 мм (Киришская ГРЭС, Дзержинская ТЭЦ и др.). Скорость коррозионного износа на этих участках в 5-10 раз оказалась выше, чем на остальных поясах стенки резервуара. Нарушение состояния низа стенки и уторного шва создает реальную угрозу разрушения резервуаров, поэтому устранению причин и последствий ослабления нижнего пояса стенки резервуаров должно быть обращено особое внимание персонала, занимающегося их эксплуатацией.
6. Тонкостенная конструкция кровли при отсутствии антикоррозионной защиты внутренней поверхности подвержена интенсивному коррозионному износу. На многих резервуарах металлическая кровля имеет сквозное поражение коррозией через 7-10 лет эксплуатации.
7. Обвалование наземных резервуаров, выполненное в соответствии с требованиями СНиП 1.06-79 "Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования", при разрушении резервуаров не является препятствием для ударной волны и не предотвращает разлива мазута за пределы обвалования.
8. Разная высота резервуаров в одном мазутном парке снижает надежность их эксплуатации — возможен перелив мазута. Например, на Саратовской ТЭЦ-5 мазутные резервуары вместимостью по 20000 м3 имеют высоту 12 и 18м.
9. На ТЭЦ-21 Мосэнерго, где металлические резервуары были выполнены в подземном варианте, через 16 лет после начала эксплуатации на одном из резервуаров был обнаружен выход мазута в пространство между металлической стенкой резервуара и железобетонной ограждающей стеной. Течи мазута появились из-за сквозного коррозионного износа металла стенки по всей вероятности вследствие постепенного увлажнения слоя теплоизоляции агрессивными грунтовыми водами, проникавшими через неплотности ограждения резервуара.
ДЕПАРТАМЕНТ НАУКИ И ТЕХНИКИ
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО РЕМОНТУ И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ДЛЯ ХРАНЕНИЯ МАЗУТА
РД 34.23.601-96
УДК 621 311 Вводятся в действие с 01.07.98 г.
Разработано Открытым акционерным обществом "Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС"
Исполнители В.П. ОСОЛОВСКИЙ, Г.М. КОРОЛЕВ
Утверждено Департаментом науки и техники 15.07.96 г.
Начальник А.П. БЕРСЕНЕВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
На тепловых электростанциях и в тепловых сетях Единого энергетического комплекса России в эксплуатации находится более 1800 резервуаров для хранения мазутного топлива, 26% емкостей представляет собой железобетонные резервуары, остальные — стальные вертикальные цилиндрические резервуары.
Железобетонные резервуары выполняются в двух вариантах: монолитные малоразмерные приемные емкости в основном до 500 м3 и сборные — вместимостью до 1000 м3 прямоугольные и цилиндрические преднапряженные, вместимостью 10000 м3, 20000 м3 и 30000 м3 — цилиндрические преднапряженные по проектам Союзводканалпроекта, Гидроспецстроя и других организаций. По срокам эксплуатации они распределяются следующим образом: более 50 лет — 8%, более 30 лет — 20%, более 20 лет — 50%, более 10 лет — 15%, менее 10 лет — 7%.
Железобетонные резервуары , используемые на ТЭС, предназначены для хранения топочных мазутов всех марок с плотностью до 1,0 т/м3. При этом предусмотрен коэффициент перегрузки, равный 1,1.
Во всех типовых проектах резервуаров применены сборные конструкции стен и кровли и монолитные днища. Резервуары возведены в двух вариантах — заглубленном на всю высоту емкости и надземном обвалованном.
Стальные цилиндрические резервуары составляют 3/4 парка мазутохранилищ энергообъектов, имеют вместимость от 100м3 до 30000 м3, выполнены по проектам институтов ЦНИИПСК, Южгипронефтепровод, Гипронефтеспецмонтаж и др. Резервуары большой вместимости (10000 м3 и более) начали вводиться в эксплуатацию с 1965 г. Резервуары вместимостью 30000 м3 высотой 12 м (проект 704-1-71) вводились в эксплуатацию с 1981 г., а высотой 18 м (проект 704-1-172) — с 1987 г.
На ТЭЦ Мосэнерго по проектам Мосэнергоремонта взамен подземных железобетонных резервуаров, оказавшихся недостаточно герметичными, в 70-х годах были возведены металлические подземные резервуары вместимостью 10000 м3 с наружной ограждающей подпорной стенкой кольцевого сечения. При этом нагрузка от действия грунта передается на окружающие каждый бак кольцевые подпорные стенки, которые выполнены частично из сборных бетонных блоков (3,75 м) и частично из кирпичной кладки (1,75 м толщиной стенки 510 мм и 1,6 м толщиной 380 мм). Между наружной кольцевой подпорной стенкой и стенкой металлического бака предусмотрен зазор 250 мм, который заполнен минеральной теплоизоляцией. Днище металлического резервуара установлено на монолитной железобетонной плите толщиной 200 мм из бетона М200, на которую также устанавливается и кольцевая подпорная стенка. Внутри резервуара установлены непосредственно на стальные листы днища сборные железобетонные конструкции фундаментов стаканного типа, колонн, балок плит кровельного покрытия по схеме проекта сборного железобетонного резервуара вместимостью 10 тыс. м3 Союзводканалпроекта. Кровля выполнена железобетонной из сборных элементов. С наружной стороны металлическая стенка резервуара окрашена стойкой масляной краской, а днище уложено на битумную смазку, нанесенную на монолитную железобетонную плиту. Эта конструкция резервуара по сравнению с железобетонными резервуарами, облицованными металлом, имеет преимущество, заключающееся в том, что металлическая облицовка железобетонного резервуара прогревается раньше бетона стенки и деформируется, так как не имеет возможности свободно расширяться. В случае высокого уровня грунтовых вод при опорожнении резервуара возможен отрыв и разрушение днища и смещение облицовки стен внутри резервуара.
Стальные резервуары вместимостью 10, 20 и 30 тыс.м3, используемые на электростанциях, не предназначены для хранения в них мазута с плотностью 1,015 т/м3 и в связи с этим в местных инструкциях по эксплуатации максимальный уровень залива мазута определен ниже допустимой проектом высоты (0,95). Температура хранения мазута в резервуарах не превышает 90°С. Цикличность изменения уровня топлива более чем на 50% высоты в резервуарах в проектах не учтена. На большинстве резервуаров (90%) она не превышает 12 циклов в год, в то же время на остальных резервуарах она достигает 550 циклов в год.
Проектом предусмотрена антикоррозионная защита внутренней поверхности кровли и двух верхних поясов, которую последующими постановлениями Госстроя СССР разрешено не выполнять.
Не предусматривается проектами катодная и протекторная защита днища резервуаров от почвенной коррозии и коррозии блуждающих токов.
Состав эксплуатируемых металлических резервуаров в зависимости от сроков эксплуатации и их единичной вместимости имеет следующее распределение (табл. 1):
Таблица 1
Срок эксплуатации Процент общего Вместимость, м3
резервуаров, лет числа резервуаров до 1000 10000 20000 30000
Более 50 2 2 — — —
Более 30 13 13 — — —
Более 20 33 29 4 — —
Более 10 38 27 7 4 —
Менее 10 14 10 1 2 1
Итого... 100 81 12 6 1
Таким образом, основная часть парка резервуаров имеет срок эксплуатации, превышающий 20 лет (с учетом железобетонных резервуаров).
Обеспечение при строительстве и сохранение на весь период эксплуатации герметичности резервуаров является главным условием надежности их эксплуатации.
2. СОСТОЯНИЕ РЕЗЕРВУАРОВ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ МАЗУТА,
ХАРАКТЕР И ПРИЧИНЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ РЕЗЕРВУАРОВ
Анализ многолетних данных обследования состояния строительной части резервуаров и опыта их технического обслуживания и ремонта по материалам, представленными энергопредприятиями, выявил следующие наиболее характерные недостатки конструкций резервуаров.
2.1. Состояние железобетонных резервуаров
Монолитные железобетонные резервуары, являющиеся, как правило, приемными емкостями, выполнены в заглубленном варианте. Большая их часть имеет течи мазута вследствие низкого качества монолитного железобетона (сквозные трещины в стенах с раскрытием до 4 мм, рыхлый бетон) и ухудшения со временем его состояния под воздействием грунтовых вод (Иркутская ТЭЦ-3, Соликамская ТЭЦ-12, Мурманская ТЭЦ и др.). Наиболее эффективным решением по восстановлению герметичности монолитных резервуаров является облицовка его стен и днища металлическим листом, что было выполнено на ряде объектов (Ефремовская ТЭЦ, Ульяновская ТЭЦ-1, Иркутские тепловые сети, Свердловская ТЭЦ и др.).
Прямоугольные сборные железобетонные резервуары вместимостью 1000 м3 оказались чувствительными к температурным перепадам в стеновом ограждении, что неизбежно в условиях эксплуатации. В стыках между панелями образуются сквозные трещины, устранение которых эпоксидными составами или торкретированием давали кратковременный эффект. Так как эти резервуары выполнены в заглубленном варианте (Краснодарская ТЭЦ и др.) или с обвалованием (Архангельская ТЭЦ и др.), то если вытекающий мазут не попадает в подземные коммуникации, установить наличие и места протечек возможно только при вскрытии обвалования или обратной засыпки.
Железобетонные цилиндрические резервуары вместимостью 10, 20 и 30 тыс.м3 за счет кольцевой напряженной арматуры, навиваемой по всей высоте стенок резервуара, должны были обеспечить герметичность стыков стеновых панелей, чего в определенной мере удалось добиться. Но из-за несоблюдения в ряде случаев технологии навивки, последующей релаксации напряжения арматуры, усадки бетона и других процессов предварительного обжатия стыков оказалось недостаточно и течи мазута в стыках между панелями появились на многих баках (Рязанская, Заинская ГРЭС и др.).
Наиболее часто утечки мазута наблюдаются в местах прохода металлических трубопроводов через железобетонную панель из-за частых температурных перепадов в двух различных по теплопроводности материалах (Чебоксарская ТЭЦ-1, Дзержинская ТЭЦ, Губкинская ТЭЦ, ТЭЦ-14 Ленэнерго, Рязанская ГРЭС и многих др.). Имеются течи в местах примыкания стен и днища (Верхнетагильская ГРЭС, Конаковская ГРЭС и др.), а также через образовавшиеся сквозные трещины в боковых поверхностях и днищах резервуаров (Мурманская ТЭЦ, Иркутская ТЭЦ-3, Орская ТЭЦ-1, Конаковская ГРЭС и др.). На многих электростанциях места утечек мазута из резервуаров не определены, так как нахождение утечки после обвалования резервуара затруднено. На некоторых электростанциях (Ульяновская ТЭЦ-1, Комсомольская ТЭЦ-3, Архангельская ТЭЦ, Смоленская ТЭЦ и др.) при проведении гидравлических испытаний резервуаров утечки воды были выше допустимых норм и для восстановления герметичности было выполнено покрытие внутренних поверхностей стен и днища резервуаров металлическим листом.
По представленным энергопредприятиями данным на 01.1990 г. имелись течи в железобетонных преднапряженных цилиндрических резервуарах:
в 66 из 133 резервуаров вместимостью 10000 м3, возведенных по проектам 7-02-152, 7-02-158, 7-02-308, 7-02-896;
в 14 из 24 резервуаров вместимостью 20000 м3, возведенных в основном по проекту 7-02-310;
в 6 из 13 резервуаров вместимостью 30000 м3, возведенных по проекту 7-04-1-65.
В резервуарах вместимостью 10000 м3, возведенных по проекту 7-02-156, армирование оголовков колонн, несущих кровлю, было недостаточным, вследствие чего на нескольких объектах произошло обрушение железобетонных плит кровли резервуаров. В последующем было выполнено усиление оголовков колонн металлоконструкциями, а в ряде случаев замена части колонн и внутреннего опорного кольца (Новочебоксарская ТЭЦ-3, Заинская ГРЭС, ТЭЦ-22 Мосэнерго, Конаковская ГРЭС, Воронежская ТЭЦ-1, Воронежская ТЭЦ-2 и др.). Уплотнение стыков стеновых панелей торкретом не исключило утечек мазута через стены. Частичное обрушение торкрета наблюдалось через несколько лет после начала эксплуатации резервуаров вместимостью 30000 м3 на Рязанской ГРЭС и др.
Неплотность в днище и в сопряжениях стен с днищем приводят к обводнению мазута за счет попадания грунтовых вод (ТЭЦ-3 Мосэнерго, Соликамская ТЭЦ-12 и др.). В меньшей мере обводнение мазута происходит атмосферными осадками при недостаточной гидроизоляции кровли и отсутствии необходимых уклонов.
В верхней части резервуаров имеют место разрушения сборных железобетонных плит покрытия, а также железобетонных балок, на которые они опираются. У указанных элементов со стороны мазута имеет место коррозионный износ защитного слоя бетона: отслоение бетона и обрушение его до обнажения арматуры, которая часто провисает по всей площади элемента и корродирует. Имелись случаи обрушения плит покрытия. Наблюдаются сквозные зазоры между плитами покрытия — раствор, которым были замоноличены стыки плит, прокорродировал и разрушился.
На внутренних поверхностях верхних участков стен под плитами перекрытия часто наблюдаются подтеки белесого цвета: продукты коррозии бетона (гидрат окиси кальция) как результат выщелачивания свободной извести из цементного камня бетона.
Коррозионный износ железобетонных элементов верхней части резервуара с внутренней стороны вызывается воздействием агрессивных паров, содержащих окислы серы.
В случае отсутствия или разрушения гидроизолирующего материала, укладываемого снаружи на железобетонные плиты покрытия, атмосферная вода, проникая к плитам покрытия и затем на их внутренние поверхности, интенсифицирует коррозионные процессы.
При этом в зимнее время при незаполненном мазутом резервуаре (или резервуаре с неразогретым мазутом) возможны периодически повторяющиеся процессы "замерзание-оттаивание" поступающей влаги на дефектные участки железобетонных элементов (трещины, каверны, слабый бетон, щели между элементами).
2.2. Состояние металлических резервуаров
Основные недостатки, выявленные в процессе эксплуатации металлических резервуаров, следующие:
1. Осадки и наклон резервуаров выше допустимых значений вследствие некачественной подготовки основания, промораживания его при длительных перерывах в период монтажа или задержки ввода резервуара в эксплуатацию. Так, например, на Уфимской ТЭЦ-3 наклон резервуара № 8 вместимостью 10000 м3 составил более 350 мм, на Ижевской ТЭЦ-2 резервуар вместимостью 10000 м3 имеет наклон до 200 мм. Наклон резервуара ограничивает уровень его заполнения или в зависимости от величины исключает возможность использования резервуара по назначению до восстановления вертикальности стен резервуара. Некачественно подготовленное основание является одной из причин деформации днища с образованием вмятин, выпучин (хлопунов), высота которых может достигать 150-200 мм, а площадь — нескольких квадратных метров. Волнистость днища возрастает в зависимости от наличия концентраторов напряжения в металле днища, температурного режима эксплуатации резервуара, что приводит к интенсивной коррозии днища особенно в местах скопления отстоявшейся воды. Замена участков днища из-за коррозионного износа была выполнена через 8 лет на Ново-Салаватской ТЭЦ, Ефремовской ТЭЦ, Сарапульской ТЭЦ, через 12 лет на Партизанской ГРЭС. Степень поражения днища коррозией в большинстве случаев остается невыявленной из-за трудности опорожнения и очистки резервуаров и становится известной только после прорыва днища.
Из-за осадки резервуаров до 400-600 мм (Новочебоксарская ТЭЦ-3, Архангельская ТЭЦ и др.) недостаточная компенсация неравномерности осадок смежных сооружений может привести к повреждению подводящих труб.
На Котовской ТЭЦ при гидравлических испытаниях, выполнявшихся через год после окончания монтажа резервуара, суглинистое основание которого было проморожено в зимний период и стало более чувствительным к нагрузкам, произошла деформация стен с образованием горизонтальных гофров и зазора до 100 мм между краем днища и опорным железобетонным кольцом по периметру резервуара.
2. Отсутствие приямка для сбора и удаления отстоявшейся воды и для полного удаления нефтепродукта при выводе резервуара в ремонт и внутреннего осмотра. По этой причине трудно установить наличие коррозии днища, степень его коррозионного износа до выхода мазута из-под основания резервуара и появления его в близрасположенных подземных сооружениях.
3. Наличие "угловатости" в вертикальных стыках стенок резервуара из-за невозможности выправления при монтаже крупнозагнутых кромок полотнищ. При развертывании рулона его стыковые участки имеют различные значения необратимой деформации вдоль образующей цилиндра. Одна из причин "угловатости" — стыковые участки в рулоне имели неодинаковый радиус, как следствие доставки полотнищ в рулонах. Во время сварки указанных стыковых участков возникают напряжения, которые "гасятся" образованием впадин-выпучин в районе монтажного сварного шва. При этом в верхней половине стенки угловатость обычно имеет большее значение, чем в нижней половине. Это объясняется меньшей толщиной верхних поясов стенки резервуара. Такой дефект существенно снижает надежность сварного стыка при циклических нагрузках от "заполнения-опорожнения" резервуара.
На Тобольской ТЭЦ в 1989 г. в резервуаре вместимостью 30000 м3 разрыв монтажного вертикального сварного шва произошел при гидравлических испытаниях, т.е. до первого заполнения резервуара мазутом.
4. Отсутствие козырька (карниза) в местах примыкания окрайки листов кровли к стенке, что приводит к попаданию воды с кровли в слой теплоизоляции, увлажнению стенки и ее коррозии. Ненадежность крепления теплоизоляции, обрушение ее после нанесения является следствием попадания в нее влаги из-за указанного конструктивного недостатка.
5. Повышенный коррозионный износ нижнего пояса стенки резервуара и окрайки днища с наружной стороны. Нижняя часть стенки, примыкающая к окрайке днища, на высоту 100-150 мм по всему периметру резервуара часто находится в увлажненном состоянии от попадания атмосферной влаги через неплотности гидроизоляции или вследствие некачественного устройства отмостки. На ряде ТЭС отмостка была выполнена, например, на 100-200 мм выше окрайки днища, что создавало замкнутую обводняемую зону с наружной стороны стенки резервуара. В других случаях низ стенки резервуаров был обложен железобетонной или кирпичной стенкой высотой 300-500 мм (Киришская ГРЭС, Дзержинская ТЭЦ и др.). Скорость коррозионного износа на этих участках в 5-10 раз оказалась выше, чем на остальных поясах стенки резервуара. Нарушение состояния низа стенки и уторного шва создает реальную угрозу разрушения резервуаров, поэтому устранению причин и последствий ослабления нижнего пояса стенки резервуаров должно быть обращено особое внимание персонала, занимающегося их эксплуатацией.
6. Тонкостенная конструкция кровли при отсутствии антикоррозионной защиты внутренней поверхности подвержена интенсивному коррозионному износу. На многих резервуарах металлическая кровля имеет сквозное поражение коррозией через 7-10 лет эксплуатации.
7. Обвалование наземных резервуаров, выполненное в соответствии с требованиями СНиП 1.06-79 "Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования", при разрушении резервуаров не является препятствием для ударной волны и не предотвращает разлива мазута за пределы обвалования.
8. Разная высота резервуаров в одном мазутном парке снижает надежность их эксплуатации — возможен перелив мазута. Например, на Саратовской ТЭЦ-5 мазутные резервуары вместимостью по 20000 м3 имеют высоту 12 и 18м.
9. На ТЭЦ-21 Мосэнерго, где металлические резервуары были выполнены в подземном варианте, через 16 лет после начала эксплуатации на одном из резервуаров был обнаружен выход мазута в пространство между металлической стенкой резервуара и железобетонной ограждающей стеной. Течи мазута появились из-за сквозного коррозионного износа металла стенки по всей вероятности вследствие постепенного увлажнения слоя теплоизоляции агрессивными грунтовыми водами, проникавшими через неплотности ограждения резервуара.
Прикреплённые файлы:
- rd 34.23.601-96.zip (
256 Кбайт )
Категория: Руководящие документы РД /
Версия для печати
