docREMONTY I WZMACNIANIE ZBIORNIKÓW STALOWYCH I
download 
Reklamacja Transkrypt
REMONTY I WZMACNIANIE ZBIORNIKÓW STALOWYCH I
Jerzy * ZIÓŁKO REMONTY I WZMACNIANIE ZBIORNIKÓW STALOWYCH I RUROCIĄGÓW DALEKOSIĘśNYCH 1. Remonty zbiorników 1.1. Wprowadzenie Zbiorniki na ropę naftową i wytwarzane z niej paliwa płynne wykonuje się niemal wyłącznie jako stalowe, walcowe o osi pionowej. Występują one w kilku wariantach konstrukcyjnych jako: • jednopłaszczowe, • dwupłaszczowe – oficjalnie nazywane „ze ścianą osłonową”, • z dachem stałym, • z dachem pływającym, • z dachem stalowym i pokryciem pływającym. Referat niniejszy poświęcony jest remontom stalowych zbiorników walcowych we wszystkich ich odmianach konstrukcyjnych. Remonty zbiorników moŜna ogólnie podzielić na dwie grupy: a) remonty planowane związane z wymaganymi ustawowo okresowymi badaniami technicznymi i próbami szczelności, * Prof. dr hab. inŜ., Politechnika Gdańska i Uniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy w Bydgoszczy 393 b) remonty awaryjne wymuszone zaistniałym stanem zagroŜenia bezpieczeństwa zbiornika lub uniemoŜliwieniem jego eksploatacji. Stan awaryjny moŜe wystąpić zarówno podczas budowy jak i w okresie uŜytkowania zbiornika. Zakres remontów planowanych jest dość dokładnie określony przed rozpoczęciem prac remontowych, jakkolwiek po wyłączeniu zbiornika z eksploatacji i dokonaniu oględzin jego wnętrza bywają wprowadzane korekty, najczęściej rozszerzające zakres remontu. Remonty awaryjne wykonywane są zawsze pod duŜą presją czasu. Awaryjne a więc nieplanowane wyłączenie zbiornika z eksploatacji stanowi dla jego uŜytkownika duŜe zakłócenie w działalności produkcyjnej czy dystrybucyjnej stąd nacisk na jak najszybsze wykonanie remontu. Koncepcja prac remontowych przy usuwaniu awarii wymaga duŜego doświadczenia projektanta, musi bowiem być ona podjęta szybko i niejednokrotnie z zastosowaniem rozwiązań niestandardowych z pogranicza kontrolowanego ryzyka. W referacie podano przykłady prac remontowych stosowanych przy usuwaniu uszkodzeń zbiorników, które występują dość często w czasie ich eksploatacji lub budowy. 1.2. Remonty planowane Do 1996 roku konieczność wykonania remontu planowanego zbiornika wynikała najczęściej z oceny jego stanu technicznego podjętej, na podstawie oględzin zewnętrznych. Remonty konstrukcji lub osprzętu zbiornika wiązano na ogół z renowacją powłoki antykorozyjnej na płaszczu i dachu zbiornika. Podejście do remontu zbiorników uległo radykalnej zmianie od czasu wejścia w Ŝycie, w końcu 1996 roku Rozporządzenia Ministra Przemysłu i Handlu w sprawie warunków technicznych jakim powinny odpowiadać bazy i stacje paliw płynnych, rurociągi dalekosięŜne do transportu ropy naftowej i produktów naftowych i ich usytuowanie [1]. Rozporządzenie to wprowadziło obligatoryjne okresowe badania szczelności zbiorników związane najczęściej z wyłączeniem ich z eksploatacji a więc umoŜliwiające remonty planowane. Zbiorniki naziemne do 30 lat eksploatacji muszą być poddawane badaniom co 10 lat, a zbiorniki po 30 latach eksploatacji – co 6 lat. Rozporządzenie to było dotychczas parokrotnie nowelizowane (aktualna wersja z 21.11.2005 roku [21] ale terminy okresowych badań zbiorników nie zostały zmienione. Wymienione rozporządzenie [1] wprowadziło takŜe szereg nowych wymagań dotyczących konstrukcji i wyposaŜenia zbiorników, z których najistotniejszymi są: • monitoring przecieków w dnach zbiorników (wymagany takŜe przez [21]), • dwa pierścieniowe przewody zraszające płaszcz w zbiornikach o wysokości płaszcza 12,0 m i większej (wymagane takŜe przez [21]). Te dwa nowe wymagania zmusiły uŜytkowników zbiorników do opracowania takiego planu remontów i modernizacji zbiorników aby ich dostosowanie do nowych wymagań nie zakłóciło eksploatacji baz paliwowych. Zobligowanie uŜytkowników do okresowych badań technicznych zbiorników wykluczyło sytuację wieloletniej nieprzerwanej ich eksploatacji i następnie stwierdzenie, po dwudziestu, trzydziestu latach bezproblemowego uŜytkowania, stanu przedawaryjnego w wyniku bardzo duŜych uszkodzeń korozyjnych zwłaszcza dna i przydennej części płaszcza – dotyczyło to głównie zbiorników na ropę naftową. Dodać naleŜy, Ŝe jeszcze w latach osiemdziesiątych ubiegłego wieku nie zabezpieczono antykorozyjnie dna zbiornika od strony jego wnętrza oraz wewnętrznej powierzchni płaszcza, gdyŜ miało je chronić paliwo magazynowane w zbiorniku. Obecnie nikt juŜ takiego poglądu nie lansuje, bowiem uszkodzenia korozyjne stwierdzone po latach eksploatacji zbiorników ujawniły mechanizm rozwoju korozji we wnętrzu zbiorników na produkty naftowe. 394 1.2.1. Charakterystyka uszkodzeń korozyjnych wewnątrz zbiorników na paliwa płynne W zbiorniku z dachem stałym moŜna wydzielić cztery strefy w których występuje bardzo zróŜnicowane środowisko korozyjne. a) Strefa gazowa – obejmuje ona konstrukcję dachową i najwyŜszą część płaszcza. Strefa ta jest wypełniona parą nasyconą węglowodorów w powietrzu o róŜnym stopniu wilgotności i róŜnym stęŜeniu czynników korozyjnych H2S, O2, CO2 w zaleŜności od ich stęŜenia występującego w powietrzu w miejscu lokalizacji zbiornika. Elementy konstrukcji stalowej zbiornika znajdujące się w tej strefie przez cały okres eksploatacji są powyŜej poziomu zwierciadła paliwa płynnego. b) Strefa „czynnej” objętości zbiornika podczas jego eksploatacji – obejmuje ona zasadniczą część powierzchni płaszcza, która okresowo znajduje się pod działaniem płynnego paliwa naftowego (gdy zbiornik jest pełny) lub mieszanki oparów paliwa i powietrza (gdy zbiornik jest opróŜniony). Ponadto gdy podczas opróŜniania zbiornika napłynie do niego duŜa ilość wilgotnego powietrza wówczas w omawianej strefie blachy płaszcza mogą być poddane działaniu emulsji wody w węglowodorach zawierającej duŜo rozpuszczonego H2S i tlenu. c) Strefa „martwej" objętości w zbiorniku – jest to część powierzchni płaszcza poniŜej poziomu króćca ssącego. Jest ona podczas eksploatacji zawsze wypełniona paliwem płynnym i wodą podproduktową oddzielającą się grawitacyjnie od węglowodorów. Woda ta zawiera róŜne czynniki korozyjne, bywa mocno zanieczyszczona związkami siarki i chlorkiem sodu. Agresywne działanie w tej strefie zaleŜy od częstotliwości i skuteczności odprowadzania wody podproduktowej oraz częstotliwości i stopnia jej uzupełniania z zewnątrz. d) Powierzchnia dna zbiornika na której gromadzi się szlam i osady, a takŜe spadające z dachu produkty korozji, w tym siarczki i tlenki. Granica dwóch pierwszych stref nie znajduje się na stale ustalonym poziomie lecz waha się w bardzo szerokim zakresie w zaleŜności od warunków eksploatacji, zwłaszcza w zaleŜności od częstotliwości napełniania i opróŜniania zbiornika. We wnętrzu zbiornika z dachem pływającym moŜna wydzielić analogiczne strefy korozyjne z wyjątkiem strefy gazowej, którą wyklucza sama koncepcja konstrukcji takiego zbiornika. Natomiast w strefie „martwej objętości" dość intensywnie uzupełniana jest woda podproduktową dzięki przenikaniu przez uszczelnienie dachu pływającego wody deszczowej spływającej po płaszczu ( nieprzyleganie uszczelnienia do płaszcza występuje w miejscach lokalnych deformacji płaszcza). Największe zagroŜenie szczelności zbiornika powstaje w wyniku uszkodzeń korozyjnych dna i „martwej" strefy płaszcza. Występuje tu głównie korozja wŜerowa, której rozwojowi sprzyjają zalegające na dnie i pewnej wysokości płaszcza szlam i osady wytrącające się z ropy naftowej, zwłaszcza przy jej długotrwałym magazynowaniu, a takŜe osady siarczków i tlenków spadające z korodującego dachu zbiornika. Pod warstwą osadów powstają wyjątkowo sprzyjające warunki do tworzenia się korozyjnych mikroogniw galwanicznych – wytwarzają się bowiem obszary o nierównomiernym dostępie tlenu z wody podproduktowej. Miejsca o mniejszym dostępie tlenu stają się bardziej anodowe i wówczas dochodzi do zapoczątkowania i gwałtownego rozwoju wŜerów korozyjnych w punktach niejednorodności powierzchni blachy (np. na granicy ziaren stali, wtrąceń niemetalicznych (rys. 1), zaburzeń struktury wywołanej spawaniem (rys. 2) lub niejednorodną obróbką plastyczną). Takie anody o bardzo małej powierzchni koncentrują cały korozyjny prąd mikoogniwa galwanicznego, powoduje to intensywną 395 reakcję i rozpuszczanie stali. Występowanie w wodzie podproduktowej, będącej elektrolitem ogniwa, chlorków i siarkowodoru silnie przyspiesza rozwój korozji wŜerowej. Jony chloru, a takŜe siarkowodór wbudowując się w warstewkę pasywną na stali, zmniejszają jej właściwości ochronne, a takŜe gromadząc się wewnątrz wŜerów zwiększają agresywność znajdującego się tam roztworu przyspieszają więc pogłębianie się wŜerów. Szybkość pogłębiania się wŜerów w dnie i strefie przydennej płaszcza zbiornika moŜe być 2÷3 krotnie większa niŜ na zasadniczej części płaszcza. Mieluch [3] podaje, Ŝe przy wyjątkowo niekorzystnych warunkach eksploatacji zbiorników na paliwa płynne szybkość korozji w strefie przydennej moŜe wynosić 0,7÷1,0 mm/rok. W tablicy l podano głębokości wŜerów korozyjnych stwierdzone w zbiornikach z dachami pływającymi. Zbiorniki te słuŜą do długoterminowego magazynowania ropy naftowej przy trasie rurociągu magistralnego w Polsce. Rys. 1. WŜery korozyjne w dnie zbiornika w miejscu wstępowania wtrąceń niemetalicznych 396 Rys. 2. WŜery korozyjne w strefie wpływu ciepła przy spoinie Tablica 1. Głębokość wŜerów korozyjnych w zbiornikach na ropę naftową [2] Pojemność zbiornika Okres nieprzerwanej eksploatacji m3 lata 12 000 12 000 12 000 32 000 32 000 50 000 30 30 30 20 20 20 Grubość blach według projektu [mm] dno-obwód dolny i część pierścień środkowa płaszcza 9,0 i 7,0 9,0 i 7,0 9,0 i 7,0 13,0 i 8,0 13,0 i 8,0 17,0 i 8,0 11,0 11,0 11,0 19,0 18,0 24,0 Największa stwierdzona głębokość wŜerów korozyjnych [mm] w płaszczu w dnie na wysokości do 300 mm ponad dnem 2,0 10,0 1,5 7,0 3,0 5,0 3,8 8,0 2,5 5,0 1,5 6,0 We wszystkich zbiornikach wymienionych w tablicy l wewnętrzne powierzchnie dna i płaszcza nie były zabezpieczone antykorozyjnie podczas budowy ani w okresie późniejszym. Stwierdzone uszkodzenia korozyjne są szczególnie duŜe w dolnej strefie płaszcza, a stan pierwszego ze zbiorników o pojemności 12 000 m3 naleŜało określić jako przedawaryjny zarówno ze względu na głębokość wŜerów jak i intensywność ich występowania (rys. 3). 397 Rys. 3. WŜery korozyjne w strefie połączenia płaszcza z dnem Ocena uszkodzeń korozyjnych dna zbiornika jest szczególnie trudna, gdyŜ dostęp do kontroli jest tylko od strony wnętrza zbiornika, a dno koroduje zarówno od strony wnętrza, jak i od strony fundamentu. Panuje dość powszechne przekonanie, Ŝe postęp korozji od strony fundamentu jest niewielki jeŜeli zewnętrzna warstwa fundamentu piaskowego jest dobrze nasycona olejem opałowym. Jest to pogląd słuszny ale tylko w przypadku przylegania dna do fundamentu piaskowego, natomiast na obwodzie dna moŜe wystąpić lokalnie brak kontaktu dna z fundamentem i w tych miejscach rozwój korozji moŜe być znaczący w wyniku działania na blachy wilgotnego powietrza. Bardzo ciekawe materiały charakteryzujące postęp korozji z obu stron dna zebrano podczas rozbiórki uszkodzonego zbiornika o pojemności 32 000 m3 po dwudziestu trzech latach jego eksploatacji [4]. Na rysunku 4 pokazano mapę uszkodzeń korozyjnych dna od strony fundamentu. Istotne ubytki grubości blach stwierdzono tylko na obwodzie dna, natomiast w środkowej jego części intensywność występowania wŜerów korozyjnych była mała i miały one głębokość praktycznie od 0,3 do 1,0 mm. DuŜo większe uszkodzenia korozyjne stwierdzono na blachach dna od strony wewnętrznej zbiornika (rys. 5). W wielu miejscach wŜery miały tu głębokość około 6,0 mm i występowały na duŜej powierzchni blach. NaleŜy zaznaczyć, Ŝe dno zbiornika wykonane było z blach o grubości 8,0 mm w środkowej części i 13,0 mm w pierścieniu obrzeŜnym. Ten duŜy postęp korozji wiąŜe się z wyjątkowo agresywnym środowiskiem korozyjnym, które występuje w „martwej strefie” zbiornika tj. poniŜej króćców ssących, w której woda podproduktowa bywa mocno zanieczyszczona związkami siarki i chlorkiem sodu, a ponadto na dnie gromadzi się równieŜ silnie agresywny osad wytrącający się z paliw płynnych, a zwłaszcza z ropy naftowej. Korozję dna zbiornika naleŜy więc rozpatrywać jako proces zachodzący, wprawdzie z róŜną intensywnością, ale z obu stron dna. Ta łączna ocena ubytków korozyjnych jest szczególnie waŜna w obwodowej strefie dna. Sposób określenia ubytków korozyjnych grubości blach dna i płaszcza zbiornika stalowego oraz uŜywany w tym celu sprzęt omówiono w [5], [6]. 398 Rys. 4. Mapa uszkodzeń korozyjnych blach dna zbiornika od strony piaskowego fundamentu [4] Rys. 5. Mapa uszkodzeń korozyjnych blach dna od strony wnętrza zbiornika:[4] 1 – rurociąg tłoczny (do napełnienia zbiornika), 2, 3 – rurociąg ssący (do opróŜniania zbiornika), 4 – mieszadła OKM 35/A szt.3 399 1.2.2. Zakres najczęściej wykonywanych remontów o charakterze mechanicznym Konieczny zakres prac remontowych zbiornika moŜna określić po dokładnym oczyszczeniu go z osadów zalegających na dnie i dolnej części płaszcza. Osady muszą być całkowicie usunięte, gdyŜ pozostawione nawet na niewielkiej części dna parują i mogą wytworzyć niebezpieczne stęŜenie par węglowodorów we wnętrzu zbiornika uniemoŜliwiając prowadzenie prac z otwartym ogniem (spawanie, cięcie). W wielu zbiornikach dna nie są płaskie, jest to wynikiem zastosowania nieprawidłowej technologii spawania podczas budowy zbiornika. JeŜeli dna mają wypukłości, które nie są wypełnione podsypką piaskową to mogą one przemieszczać się przy zmianie ilości paliwa płynnego magazynowanego w zbiorniku. Blachy dna w takim przypadku są zginane w strefie wypukłości. JeŜeli ponadto są one osłabione wŜerami korozyjnymi, zwłaszcza ciągłymi, moŜe to doprowadzić do zmęczeniowych pęknięć. Przy duŜych deformacjach dna naleŜy przed jego pomalowaniem lub pokryciem laminatem wykonać jedną z wymienionych napraw: - przeciąć dno i naciągnąć śrubami rzymskimi, w celu zlikwidowania wypukłości i ponownie zespawać przecięcia. - ustabilizować zdeformowane dna przez wypełnienie wypukłości podsypką piaskową lub betonem. Wypełnienie wprowadza się przez wycięte w dnie odpowiednie otwory, naleŜy równieŜ wykonać otwory odpowietrzające. Oba rodzaje otworów po wypełnieniu wybrzuszenia zamyka się przez naspawanie nakładek. Pierwsze z wymienionych rozwiązań zastosowano przy remoncie zbiornika o pojemności 32 000 m3. Ma on średnicę 52,21 m i grubości blach identyczne jak podano w tablicy 1. Na dnie były dwie duŜe wypukłości (rys. 6). Rys. 6. Zakres remontu dna w zbiorniku V=32 000 m3 400 Likwidacja wypukłości usytuowanej równolegle do pasów blach dna była łatwa, natomiast usunięcie wypukłości przebiegającej ukośnie do układu blach wymagało skomplikowanego układu przecięć blach. W omawianym zbiorniku niektóre blachy były intensywnie uszkodzone przez grupy wŜerów punktowych (rys. 7). Blachy te miały niewątpliwie wady hutnicze – rozwalcowane na powierzchni wtrącenia niemetaliczne. Postanowiono, Ŝe przy głębokości wŜerów powyŜej 5,0 mm naleŜy wymienić całe blachy, jeŜeli wŜery o głębokości 5,0 mm występują tylko na fragmencie blachy to uszkodzoną część blachy pokrywa się nakładką. W naprawianym zbiorniku wymieniono 4 całe blachy, a na 7 innych zastosowano nakładki (rys. 6). Rys. 7. Punktowe wŜery korozyjne w dnie zbiornika Niekiedy po wypiaskowaniu dna pojawiają się na nim tłuste plamy wskazujące nieszczelności (rys. 8). Rys. 8. Tłusta plama wskazująca na nieszczelność spoiny 401 Na ogół nie wiadomo kiedy powstała perforacja i ile paliwa płynnego przedostało się do fundamentu piaskowego pod dnem zbiornika. Naprawy z zastosowaniem spawania w takich przypadkach naleŜy prowadzić z zachowaniem szczególnych środków bezpieczeństwa. Na czas spawania powinno się wykluczyć moŜliwość wydostania się przez perforację par paliwa, które nasyciło fundament piaskowy. JeŜeli perforacja jest punktowa naleŜy ją rozwiercić aby miała regularny kształt kołowy i zaślepić ją wbijając w otwór kołek z pręta ołowianego. JeŜeli perforacja ma formę nieregularną to przed spawaniem najlepiej wypełnić ją specjalną pastą stosowaną przez wojsko do uszczelniania przestrzelin w zbiornikach paliwa pojazdów. W rejonie miejsca spawania dobrze jest wprowadzić pod dno zbiornika gaz obojętny (np. CO2 lub argon). JeŜeli perforacja znajduje się blisko obwodu dna moŜna w piaskową poduszkę fundamentową wbić rurę perforowaną, przez którą będzie wtłoczony gaz obojętny. Gdy nieszczelność występuje w środkowej części dna naleŜy w jej rejonie nawiercić w blachach dna otwory, przez które będzie wprowadzony gaz obojętny. Łaty spawane na dnie zbiornika powinny mieć wyokrąglone naroŜa, aby uniknąć wad spoin, które z reguły występują na stykach odcinków spoin zbiegających się pod kątem prostym. Niekiedy wŜery korozyjne występują wzdłuŜ spoin łączących blachy dna (rys. 9). Jest to związane zarówno ze złym wtopieniem spoiny (przyklejeniem) jak i zmianami struktury i składu chemicznego stali w strefie wpływu ciepła spawania. WŜery takie mają głębokość od 2,0 ÷ 4,0 mm naleŜy je wyŜłobić i napawać. Oczywiście naleŜy napawać takŜe wszystkie miejsca uszkodzone mechanicznie podczas budowy zbiornika. Rys. 9. WŜery korozyjne wzdłuŜ spoin łączących blachy dna zbiornika Rzadko stosowane jest wykonanie w remontowanym zbiorniku nowego dna. Zabieg taki stosuje się wówczas, gdy na całej powierzchni dna stwierdzi się wŜery korozyjne, których głębokość jest większa niŜ połowa grubości blach zastosowanych do budowy zbiornika. Decydując się na wykonanie nowego dna naleŜy bardzo dokładnie ocenić stan techniczny płaszcza i dachu aby mieć całkowitą pewność, Ŝe te elementy konstrukcji będą przydatne do eksploatacji przez dalsze co najmniej 20 lat. W przeciwnym razie ocenia się, Ŝe wymiana dna jest nieuzasadniona technicznie i ekonomicznie. 402 Rys. 10. Jednoczęściowa opaska wzmacniająca silnie skorodowaną dolną strefę pierwszego pierścienia płaszcza zbiornika Na płaszczu zbiornika największe wŜery korozyjne występują w dolnej jego strefie na wysokości do 300 mm ponad dnem (rys. 3). Uszkodzenia takie moŜna uznać za charakterystyczne w zbiornikach słuŜących do magazynowania surowej ropy naftowej. Ocenia się, Ŝe naprawa polegająca na wzmocnieniu płaszcza jest konieczna wówczas, gdy głębokość wŜerów korozyjnych zmniejszyła grubość blach płaszcza do wartości minimalnej potrzebnej obliczeniowo. W takich przypadkach wykonuje się opaskę wzmacniającą (rys. 10) na całym obwodzie zbiornika lub tylko na odcinku obwodu szczególnie intensywnie uszkodzonym przez korozję. WŜerów pod opaską wzmacniającą moŜna nie wypełniać np. przez napawanie. Opaska musi być szczelnie zamknięta spoinami zarówno pionowymi, jak i obwodowymi bowiem tylko wtedy, gdy zostanie odcięty dostęp tlenu do wŜerów rozwój korozji zostanie zatrzymany. W przypadku gdy grubość spoiny pachwinowej łączącej płaszcz z dnem jest duŜa moŜna wykonać opaskę wzmacniającą złoŜoną z dwóch blach (rys. 11). Dzięki takiemu rozwiązaniu opaska nie ma nadmiernej grubości. 403 Rys. 11. Dwuczęściowa opaska wzmacniająca stosowana w przypadku duŜej grubości spoiny łączącej płaszcz z dnem Naprawy konstrukcji dachowej polegają najczęściej na wymianie blach pokrycia, które niszczone są przez korozję znacznie szybciej niŜ elementy konstrukcji nośnej dachu. W latach przesadnej oszczędności stali pokrycia dachowe zbiorników wykonywano z blach grubości 3 mm. Blachy te po kilkunastu latach były całkowicie zniszczone (rys. 12). Rys. 12. Zniszczone przez korozję pokrycie dachowe zbiornika 404 JeŜeli płaszcz i dno zbiornika są w dobrym stanie technicznym to przy wymianie blach pokrycia dachowego dąŜy się do zastosowania rozwiązania o trwałości odpowiedniej do prognozowanej trwałości płaszcza, sprowadza się to do stosowania blach o grubości 5 mm. Niekiedy w takim przypadku stwierdzano jednak, Ŝe konstrukcja nośna dachu nie moŜe przenieść zwiększonego cięŜaru pokrycia naleŜało więc wymienić równieŜ konstrukcję nośną. Przy takim zakresie remontu płaszcz zbiornika naleŜy skutecznie zabezpieczyć przed niszczącym działaniem wiatru. Na rysunku 13 pokazano płaszcz zbiornika zdeformowany w trakcie remontu konstrukcji dachowej. Przed usunięciem konstrukcji nośnej dachu płaszcz zabezpieczono przez zastosowanie odciągów linowych mocowanych z jednej strony do górnej krawędzi płaszcza a z drugiej strony do kotew wykonanych z ułoŜonych jedna na drugiej kilku Ŝelbetowych płyt drogowych. Remont wykonywano w zimie. Przy wystąpieniu silnego wiatru kotwy odciągów okazały się niewystarczające – po stronie nawietrznej zostały one działaniem wiatru na płaszcz zbiornika przesunięte po zmarzniętym i pokrytym śniegiem gruncie, płaszcz został załamany na znacznym odcinku obwodu. Rys. 13. Płaszcz zbiornika załamany podczas wymiany konstrukcji nośnej dachu 1.2.3. Antykorozyjne zabezpieczenia po wykonaniu remontu konstrukcji zbiornika Zagadnienia ogólne antykorozyjnej ochrony konstrukcji stalowych omówione są w referacie A. Baraniak: „Powłoki ochronne przed korozją i poŜarem w przemyśle petrochemicznym. Kryteria doboru pokryć i wymagania”. Referat ten zamieszczony jest w materiałach z konferencji KILiW PAN i KN PZITB Krynica 2005 tom I, dlatego w niniejszym referacie nie będzie powtarzana omówiona tam tematyka, a mianowicie: • zabezpieczenie konstrukcji przed korozją przez odpowiednie jej projektowanie, • dobór odpowiedniej stali, • przygotowanie powierzchni konstrukcji przed nałoŜeniem powłok malarskich, • kryteria doboru zabezpieczeń antykorozyjnych. 405 PoniŜej podane będą tylko zdecydowanie praktyczne zalecenia. Dobrymi farbami do zabezpieczenia wnętrza zbiorników na ropę naftową i produkty ropopochodne są np. polska farba Epitan 60 oraz farba produkcji niemieckiej Fundix 128AST. Trwałość powłoki malarskiej zaleŜy w zasadniczym stopniu od przygotowania podłoŜa – oczyszczenia stali oraz od zapewnienia wymaganej temperatury i wilgotności powietrza podczas nakładania i wysychania powłoki malarskiej. Oczywiste jest takŜe wymaganie dotrzymania grubości powłoki malarskiej odpowiedniej dla danego paliwa naftowego i załoŜonego okresu trwałości zabezpieczenia antykorozyjnego. Farby muszą być nakładane ściśle według technologii opracowanej przez producenta, dla obu wymienionych farb konieczne jest oczyszczenie powierzchni stali do stopnia czystości SA 2,5 wg. PN-ISO 8501-1: 1996 oraz zapewnienie stałej wilgotności względnej powietrza poniŜej 75% i stałej temperatury podczas nakładania i wysychania +15°C. W przypadkach szczególnych temperatura podłoŜa moŜe być +7°C i jest to wartość nieprzekraczalna. Aby te dwa ostatnie warunki były spełnione konieczne jest stosowanie klimatyzatorów, które stały się podstawowym sprzętem w przedsiębiorstwach prowadzących roboty antykorozyjne. Przy znacznym zniszczeniu przez korozję blach zbiornika (głównie blach dna) gdy głębokość wŜerów dochodzi do 50% pierwotnej grubości blach pokrywa się je laminatem powłoką złoŜoną z farb stosowanych do wewnętrznych powierzchni zbiorników i zbrojenia wykonanego z maty ze sztucznego tworzywa. Zaleca się stosowanie mat a nie tkanin gdyŜ maty mają nieuporządkowany układ włókien i dlatego lepiej przylegają do nierówności powierzchni np. zakładkowych połączeń blach dna i lepiej układają się na przejściu z dna na płaszcz zbiornika. Laminat wyprowadza się z reguły na płaszcz zbiornika na wysokość około 500 mm to jest ponad strefę zalegania wody podproduktowej w zbiorniku. Pozostałą powierzchnię wewnętrzną płaszcza oraz dach maluje się najczęściej farbami Epitan 60 lub Fundix 128 AST. Zabezpieczenie antykorozyjne zewnętrznych powierzchni zbiornika nie odbiega od zabezpieczeń innych konstrukcji stalowych. Podstawowym wymaganiem jest w tym przypadku dobre dostosowanie farb do mikroklimatu występującego w miejscu lokalizacji zbiornika. 1.3. Remonty awaryjne 1.3.1. Remonty zbiorników uszkodzonych podciśnieniem lub nadciśnieniem Płaszcz lub dach zbiornika z dachem stałym mogą zostać powaŜnie uszkodzone w wyniku wytworzenia w jego wnętrzu ciśnienia odpowiednio róŜnego od ciśnienia atmosferycznego. Zdecydowanie częściej występują awarie spowodowane podciśnieniem. Przyczyną takiej awarii jest najczęściej nadmiernie intensywne wypompowanie ze zbiornika magazynowanej w nim cieczy przy równoczesnym niedostatecznym doprowadzeniu do jego wnętrza powietrza. JeŜeli podciśnienie w zbiorniku osiągnie wartość krytyczną dla danej konstrukcji to deformacjom ulegnie ten element (płaszcz lub dach), który ma mniejszą sztywność lub większe imperfekcje montaŜowe stymulujące lokalną utratę stateczności (rys. 14a, i 14b). 406 a) b) Rys. 14. Uszkodzenie zbiornika podciśnieniem: a) deformacje płaszcza, b) deformacje dachu Lokalnie zapoczątkowana utrata stateczności przy dalszym wzroście podciśnienia przybiera formę globalną. Przyczyną niedostatecznego napowietrzenia wnętrza zbiornika jest na ogół ograniczenie droŜności zaworów oddechowych lub skojarzonego z nimi przerywacza ognia np. przez zatłuszczenie kulek agalitowych w przerywaczu ognia lub pokrycia zaworu oddechowego zaspę śnieŜną. Nadciśnienie w zbiorniku powstaje najczęściej z następujących przyczyn: • napełniania zbiornika przy równoczesnej ograniczonej awaryjnie droŜności zaworów oddechowych, • omyłkowym wprowadzeniu do zbiornika medium które wchodzi w reakcję chemiczną ze znajdującym się w zbiorniku innym medium a reakcji tej towarzyszy wzrost ciśnienia. Przy występowaniu nadciśnienia dach zbiornika zostaje oderwany na fragmencie obwodu płaszcza na odcinku na którym spoiny łączące te dwa elementy konstrukcji są najsłabsze (rys. 15). Dach zostaje ponadto przechylony w płaszczyźnie poziomej a to wywołuje deformacje płaszcza (wgniecenia) po stronie średnicowo przeciwległej do odcinka na którym nastąpiło oderwanie dachu (rys. 16). a) b) Rys. 15. Częściowe oderwanie dachu od płaszcza zbiornika: a) zbiornik o pojemności 2 000 m3, b) zbiornik o pojemności 10 000 m3 407 Rys. 16. Deformacje płaszcza zbiornika V=10 000 m3 uszkodzonego nadciśnieniem Od około 10 lat budowane są w Polsce pionowe zbiorniki dwupłaszczowe, które łatwo moŜna doprowadzić do utraty stateczności płaszcza jeŜeli przy odpompowywaniu wody po próbie wodnej wytworzy się nawet niewielką róŜnice poziomu lustra cieczy w zbiorniku wewnętrznym i w przestrzeni międzypłaszczowej (rys. 17). a) b) Rys. 17. Utrata stateczności płaszcza wewnętrznego w zbiorniku dwupłaszczowym podczas końcowego etapu próby hydraulicznej: a) poziom wody w płaszczu około 5,0 m ponad dnem, b) zbiornik całkowicie opróŜniony 408 Analiza wykonana po awarii takiego zbiornika o pojemności 10 000 m3 wykazała, Ŝe w pierwszym okresie wypompowywania wody po próbie hydraulicznej niŜszy poziom wody w zbiorniku wewnętrznym o ok. 0,5 m w stosunku do poziomu wody w przestrzeni międzypłaszczowej wywołuje utratę stateczności dolnej części płaszcza wewnętrznego który jest ściskany parciem wody wypełniającej przestrzeń międzypłaszczową [7], [8]. Podczas naprawy płaszczy zbiorników uszkodzonych zarówno podciśnieniem jak i nadciśnieniem w pierwszym etapie prac remontowych okazuje się przydatne tzw. roztłaczanie hydrauliczne czyli wypełnienie zbiornika wodą. Działanie takie powoduje znaczne zmniejszenie deformacji zwłaszcza wtedy gdy występują one w dolnej części płaszcza. JeŜeli deformacjom towarzyszą ostre załamania blach to odcinki, na których przy wypełnieniu zbiornika wodą mogą powstać pęknięcia dobrze jest pokryć fartuchami z gumy, które będą zapobiegać wyciekom wody. Wykonanie fartuchów z krótkich odcinków gumy, dachówkowe ich nałoŜenie na siebie i przymocowanie fartuchów tylko na górnej ich krawędzi zapewnia skuteczność takiego rozwiązania (rys. 18). Rys. 18. Fartuchy gumowe ograniczające wypływ wody na odcinkach przewidywanych pęknięć blach podczas roztłaczania hydraulicznego Po wykonaniu roztłaczania hydraulicznego deformacje płaszcza ulegną znacznemu zmniejszeniu a to ułatwia drugi etap prac przywracający płaszczowi prawidłowy kształt – wymianę blach z ostrymi załamaniami lub pęknięciami (rys. 19). Niekiedy korekta kształtu płaszcza wymaga takŜe lokalnego nagrzewania blach zestawem palników gazowych i stosowania pierścieni profilujących do których blachy dociągane są jarzmami wyposaŜonymi w śruby dociskające (rys. 20). 409 Rys. 19. Wymiana blach płaszcza w dwupłaszczowym zbiorniku uszkodzonym podczas próby wodnej a) b) Rys. 20. Jarzmo i pierścień profitujący stosowane do przywracania płaszczowi zbiornika prawidłowego kształtu: a) schemat, b) widok 410 Skuteczność roztłaczania hydraulicznego moŜna ocenić na przykładzie naprawy dwóch identycznych zbiorników o małej pojemności V=196 m3 (średnica płaszcza 5,00 m, wysokość 10,00 m) [9]. Płaszcz kaŜdego z tych zbiorników składa się z sześciu pierścieni blach o grubości (licząc od dna zbiornika): 7; 7; 6; 6; 6; 5 mm. Dno zbiornika jest płaskie, dach stoŜkowy o konstrukcji złoŜonej z ośmiu promieniście usytuowanych Ŝeber z dwuteownika I 120. W osi zbiornika Ŝebra połączone są zwornikiem, a ponadto co 1/3 rozpiętości łączą je płatwie, które tworzą dwa pierścienie wieloboczne. Zbiorniki wykonano ze stali zwykłej jakości o granicy plastyczności 235 MPa. Płaszcze obu bliźniaczych zbiorników zostały zdeformowane podczas intensywnego wypompowywania z nich wody po próbie hydraulicznej wykonywanej dla sprawdzenia wytrzymałości nowo wybudowanych zbiorników. Na płaszczach obu zbiorników wystąpiły, na przemian wklęśnięcia i wypukłości. Największe wklęśnięcie miało głębokość około 300 mm, a największa wypukłość strzałkę około 700 mm. Na płaszczach obu zbiorników nie wystąpiły pęknięcia, ani spoin, ani blach, natomiast niektórym deformacjom towarzyszyły ostre załamania blach. Przykłady deformacji płaszczy zbiorników pokazano na rysunku 21. a) b) Rys. 21. Deformacje płaszcza zbiornika (przykłady) W celu sprawdzenia skuteczności hydraulicznego roztłaczania płaszczy wykonano pomiary geodezyjne. Na płaszczu kaŜdego ze zbiorników wyznaczono po dziesięć pionów pomiarowych, na których było po 18 poziomów pomiarowych – po trzy na kaŜdym 411 pierścieniu blach płaszcza. Na wyznaczonych w ten sposób punktach na płaszczu pomierzono trzykrotnie deformacje przy następujących stanach: • po awaryjnym zdeformowaniu, • po wypełnieniu zdeformowanego zbiornika wodą, • po opróŜnieniu zbiornika. Wyniki pomiarów potwierdzające duŜą skuteczność hydraulicznego roztłaczania przedstawiono graficznie na wybranych dwóch pionach pomiarowych (rys. 22). Wyniki uzyskane po opróŜnieniu zbiornika z wody, po roztłaczaniu hydraulicznym posłuŜyły do opracowania mapy deformacji. Poza tworzącymi płaszcza, na których wykonano pomiary geodezyjne, na pozostałej powierzchni wartości deformacji określono interpolacją komputerową. Mapa ta posłuŜyła do określenia zakresu naprawy. Postanowiono wyciąć fragmenty płaszcza zdeformowane więcej niŜ ±30 mm. Cięcia pionowe prowadzono w odległości min. 300 mm od istniejących spoin pionowych. Nowe odcinki płaszcza wbudowywano kolejno w poszczególnych pierścieniach idąc od dołu wyciętego otworu. Wspawane blachy miały nadaną większą krzywiznę, niŜ krzywizna płaszcza aby zrekompensować skurcz spawalniczy spoin pionowych i po wspawaniu nowych blach uzyskać prawidłowy kształt walcowy bez lokalnych deformacji płaszcza. Naprawa przeprowadzona opisaną metodą dała dobre wyniki, a roztłoczenie hydrauliczne płaszcza znacznie zmniejszyło powierzchnię blach, które naleŜało wymienić. Rys. 22. Porównanie deformacji płaszcza zbiornika wzdłuŜ dwóch wybranych pionów pomiarowych 412 1.3.2. Remonty zbiorników nierównomiernie osiadających Nierównomierne osiadanie zbiorników występuje najczęściej, wówczas gdy są one zlokalizowane na terenach objętych szkodami górniczymi lub posadowione są na gruntach słabonośnych zwłaszcza przewarstwionych iłami na głębokości kilku metrów poniŜej poziomu terenu. Remonty takich zbiorników omówiono na podstawie dwóch przykładów. 1.3.2.1. Zbiornik na terenie szkód górniczych [10], [11] Jest to zbiornik o pojemności 10 000 m3, jego pływający dach jest typu pontonowomembranowego. Średnica płaszcza zbiornika wynosi 30,85 m, a jego wysokość 18,0 m. Zbiornik poddano próbie wodnej bez wcześniejszego sprawdzania kształtu płaszcza. Próba wodna skończyła się niepowodzeniem – dach zakleszczył się w płaszczu na wysokości 10 m ponad dnem, to jest 8 m poniŜej górnej krawędzi płaszcza. Wyniki pomiarów geodezyjnych przeprowadzonych po awarii zbiornika pozwoliły na przedstawienie kształtu górnej krawędzi płaszcza (rys. 23). Na rysunku tym podano równocześnie wartości osiadań zbiornika pomierzone na 12 reperach rozmieszczonych w równych odstępach na obwodzie dna. Rys. 23. Kształt górnej krawędzi płaszcza zbiornika V 10 000 m3 po zmontowaniu (gruba linia przerywana) i po pierwszej korekcie (gruba linia ciągła). Deformacje płaszcza podano w skali skaŜonej 413 Zestawienie kształtu górnej krawędzi płaszcza z wynikami osiadań pozwala na sformułowanie następujących wniosków: • największe osiadanie zbiornika występuje w punktach połoŜonych na końcach dwóch średnic usytuowanych w sąsiedztwie reperów 5 i 11 (-8 mm i -65 mm) oraz reperów 6 i 12 (-75 mm i -75 mm), • na kierunku tych samych średnic występuje największe wydłuŜenie – zowalizowanej górnej części płaszcza zbiornika, • korekta posadowienia zbiornika powinna dać istotną poprawę kształtu płaszcza. Działania takie, zalecone przez Politechnikę Gdańską na innym placu budowy, dały dobre wyniki. Korekta kształtu płaszcza poprzez regulację poziomu jego posadowienia moŜe być skuteczna tylko po zapewnieniu swobody odkształceń górnej krawędzi płaszcza. Aby spełnić ten warunek odcięto chodnik dla obsługi na górnym pierścieniu płaszcza oraz kątownik 80×80×8 wieńczący płaszcz. Zabezpieczenie płaszcza przed deformacjami wywołanymi przez działanie wiatru uzyskano stosując 12 odciągów rozpiętych pomiędzy pierścieniem płaszcza a kotwami wykonanymi w gruncie (rys. 24). Rys. 24. Płaszcz zbiornika zabezpieczony odciągami przed ewentualnymi deformacjami, które mogłyby zostać wywołane przez obciąŜenie wiatrem Płaszcz zbiornika uniesiono trzydziestoma dźwignikami hydraulicznymi za pomocą specjalnie zaprojektowanych uchwytów (rys. 25). 414 Rys. 25. Płaszcz zbiornika uniesiony dźwignikami hydraulicznymi Dźwigniki oparte były na pierścieniu Ŝelbetowym okalającym fundament. Uchwyty do podnoszenia zbiornika nie powinny być łączone z płaszczem za pośrednictwem spoin, unika się dzięki temu karbów w najniŜszym pierścieniu płaszcza, który jest szczególnie zagroŜony kruchym pęknięciem. Są to karby strukturalne, a mogą być takŜe karby postaciowe w wyniku wpaleń powstałych podczas odcinania uchwytów. W omawianym przypadku zastosowano więc uchwyty przyspawane do obwodu dna i opierające się o płaszcz za pośrednictwem wyprofilowanej blachy u góry uchwytu. Przy opisywanym remoncie nie moŜna było zastosować najlepszego rozwiązania jakim jest uchwyt zakończony poziomym wspornikiem wprowadzanym pod dno – zbyt mała była odległość pomiędzy obwodem dna a Ŝelbetowym pierścieniem okalającym fundament. W celu ustabilizowania poziomu podniesionego płaszcza zbiornika w okresie wykonywania pomiarów geodezyjnych zaprojektowano ramki okraczajace uchwyty. Uchwyty były podwieszane do tych ramek za pośrednictwem dwóch cięgien z nagwintowanymi końcówkami (rys. 26). Regulację poziomu posadowienia płaszcza wykonano w trzech etapach. Pierwszy etap miał na celu wyeliminowanie deformacji powstałych w wyniku nierównomiernego osiadania, w dwóch następnych etapach regulacji korygowano deformacje będące efektem błędów montaŜu. W pierwszym etapie regulacji uniesiono więc płaszcz tak, aby poszczególne repery przemieścić o równowartość stwierdzonego na nich osiadania plus 80 mm, bo taką średnicę miał przewód, którym podawano torkret przy wypełnianiu przestrzeni pomiędzy dnem zbiornika a fundamentem. Po zrealizowaniu pierwszego etapu korekty posadowienia kształt górnej krawędzi płaszcza był wysoce niezadowalający. W dwóch następnych etapach regulując juŜ tylko poziomy wybranych dźwigników uzyskano kształt płaszcza wprawdzie nie idealny ale zapewniający swobodne przemieszczanie się dachu pływającego (rys. 27). 415 Rys. 26. Uchwyt do podnoszenia płaszcza zbiornika zastosowany w omówionej naprawie Rys. 27. Kształt górnej krawędzi płaszcza po drugiej korekcie (gruba linia przerywana) i po zakończeniu naprawy, po trzeciej korekcie (gruba linia ciągła). Dźwigniki, przy których nie podano wartości przemieszczeń nie były uruchamiane podczas trzeciej korekty 416 Rys. 28. Deformacje wzdłuŜ charakterystycznych tworzących płaszcza po zmontowaniu zbiornika i po trzeciej korekcie kształtu płaszcza: a) przekrój przez repery 3 i 9, b) przekrój przez repery 5 i 11 Kształt górnej krawędzi jest wciąŜ daleki od kształtu teoretycznego, ale naleŜy uwzględnić takŜe lokalne deformacje występujące na całej wysokości płaszcza. Pokazano je na dwóch charakterystycznych przekrojach płaszcza – przekrój 3-9 – po zmontowaniu zbiornika płaszcz w tym przekroju miał najmniejszą średnicę (rys. 28a). Przekrój 5-11 (rys. 28b) znajduje się w sąsiedztwie największego rozchylenia górnej krawędzi płaszcza po zmontowaniu zbiornika. Oprócz duŜej nieregularności kształtu tych tworzących rysunek 28 pokazuje jednak takŜe skuteczność zastosowanej metody naprawy. Dźwigniki hydrauliczne rozmieszczone były na obwodzie płaszcza co 3,23 m, sztywność płaszcza nie pozwalała na uzyskanie róŜnicy w przemieszczeniu pionowym, tłoków dwóch sąsiednich dźwigników większej niŜ 5÷10 mm. Po trzecim etapie korekty kształtu płaszcza, gdy uznano uzyskany stan za zadawalający usztywniono górną krawędź płaszcza pierścieniem montaŜowym z dwuteownika 220 i następnie przyspawano chodnik dla obsługi na najwyŜszym pierścieniem blach. Po awaryjnym zakleszczeniu się dachu pływającego – a więc przed remontem pozostawiono w zbiorniku wodę przez pół roku w celu dokonania konsolidacji piaskowego fundamentu. Po zakończeniu regulacji kształtu płaszcza szczelinę pomiędzy dnem zbiornika a fundamentem wypełniono torkretem wtłaczając go pod ciśnieniem 0,5 MPa. ZuŜyto około 17 m3 betonu. 417 1.3.2.2. Zbiornik posadowiony na gruncie słabonośnym Omówiony zbiornik jest dwupłaszczowy pojemności 20 000 m3 przeznaczony do magazynowania oleju napędowego o gęstości 8,70 KN/m3. Odległość pomiędzy obu płaszczami wynosi 2,0 m. Charakterystyka konstrukcji tego zbiornika jest podana w tablicy 2. Tablica 2. Charakterystyka dwupłaszczowego zbiornika pojemności 20 000 m3 Płaszcz wewnętrzny Płaszcz zewnętrzny (ściana osłonowa) średnica wewnętrzna: d=44 028 mm, wysokość h=13 518 mm Pierścienie płaszcza grubość/wysokość/gatunek stali 14 mm/3000 mm/S355K2G4 11 mm/3000 mm/S355K2G4 10 mm/2500 mm/S355K2G4 10 mm/2500 mm/S235/JR/G2 10 mm/2500/S235/JR/G2 średnica wewnętrzna: d=4 000 mm, wysokość h=16 520 mm Pierścienie płaszcza grubość/wysokość/gatunek stali 14 mm/3000 mm/S355K2G4 12 mm/3000 mm/S355K2G4 12 mm/3000 mm/S355K2G4 10 mm/2500 mm/S235JRG2 8 mm/2500/S235JRG2 8 mm/2500/S235JRG2 Stal S355K2G4 jest odpowiednikiem stali 18G2AD, Stal S235JRG2 jest odpowiednikiem stali St3S Zbiornik posadowiono na gruncie uwarstwionym słabonośnym. Warstwy zewnętrzne to róŜne odmiany piasku lecz na poziomie – 9,0 m występują 2,3 m warstwa namułów pylastych w stanie miękkoplastycznym a kilka metrów głębiej warstwa o miąŜszości 6,0 m namułów pylastych w stanie plastycznym. Zbiornik posadowiono na fundamencie piaskowym wykonując tylko wymianą gruntu do głębokości 1,2 m. Nie zastosowano pali piaskowych do głębokości osiągającej spąg drugiej warstwy namułów. Po przeprowadzeniu próby wodnej zbiornika stwierdzono, Ŝe osiadł on nierównomiernie na obwodzie. Osiadanie płaszczy wyniosło: • płaszcza zewnętrznego od 141 do 205 mm, • płaszcza wewnętrznego od 174 do 241 mm. Maksymalna róŜnica osiadań płaszcza wewnętrznego i zewnętrznego (na tym samym promieniu dna) wyniosła ∆s = 41 mm. Wykonana prognoza osiadań zbiornika wykazała, Ŝe osiadanie będzie długotrwałe i po 50 latach róŜnica osiadań obu płaszczy moŜe dojść do 100 mm. Analiza numeryczna zbiornika wykazała, Ŝe juŜ podczas próby wodnej nastąpiło częściowe uplastycznienie w strefie połączenia płaszcza z dnem. Połączenie to postanowiono wzmocnić. Po rozpatrzeniu róŜnych wariantów zastosowano wzmocnienie pokazano na rysunku 29. Zapewnia ono bezpieczeństwo eksploatacji zbiornika aŜ do róŜnicy osiadań obu płaszczy ∆s = 78 mm. Zalecono stały monitoring osiadania płaszczy. JeŜeli róŜnica ich osiadań będzie zbliŜać się do ∆s = 78mm konieczny będzie kolejny remont zbiornika. 418 Rys. 29. Wzmocnienie połączenia płaszcza wewnętrznego z dnem w zbiorniku dwupłaszczowym nadmiernie osiadającym (elementy wzmacniające zakreskowano) 1.3.3. Remonty zbiorników uszkodzonych działaniem wiatru Awarie wywołane działaniem wiatru zdarzają się najczęściej podczas budowy lub remontu zbiorników. W okresie eksploatacji płaszcz zbiornika jest dobrze zabezpieczony przed działaniem wiatru i aby go zdeformować musi wystąpić wiatr o sile cyklonu [12]. Jeden z przypadków uszkodzenia w Polsce zbiornika pojemności 5 000 m3 w czasie remontu pokazano na rys. 13 w niniejszym referacie. PoniŜej omówiono „modelowy” przykład awarii. Budowana była metodą rulonową grupa zbiorników dwuplaszczowych o pojemności 1 000 i 2 000 m3. Oba płaszcze wszystkich budowanych zbiorników były rozwinięte i styki montaŜowe zamykające płaszcze zewnętrzne były zespawane. W części zbiorników nie zamontowano pierścieni wiatrowych usztywniających górną krawędź płaszcza zewnętrznego – elementy tego pierścienia widoczne są na pierwszym planie na rysunku 30. Jesienny silny wiatr zdeformował płaszcze tych zbiorników które nie miały usztywnienia górnej krawędzi (rys. 31a). Awaryjny remont polegał na przyspawaniu do płaszcza odcinka dwuteownika, połączenia go linią z ciągnikiem gąsienicowym i „wyciągnięciu” zdeformowanego fragmentu płaszcza (rys. 31b). Skuteczność takiego działania moŜna ocenić przyjmując jako punkt odniesienia blachę innego koloru na rysunku 31. Pierwszy etap naprawy poawaryjnej bardzo ułatwił drugi jej etap – wymianę blach płaszcza z ostrymi załamaniami lub pęknięciami. 419 Rys. 30. Uszkodzony działaniem wiatru zbiornik dwupłaszczowy (na pierwszym planie niezamontowane elementy pierścienia wiatrowego) a) b) Rys. 31. Płaszcz uszkodzonego zbiornika dwupłaszczowego: a) po awarii, b) po pierwszym etapie naprawy 420 1.3.4. Spawanie pękniętego płaszcza zbiornika częściowo wypełnionego ropą naftową Zbiornik ma pojemność 32 000 m3, jego średnica wynosi 52,21 m a wysokość 16,43 m. Dach pływający jest typu pontonowo-membranowego. Zbiornik został wybudowany w 1971 r. z duŜymi nieprawidłowościami kształtu płaszcza i podtopieniami przy spoinach pionowych. Po jedenastu latach eksploatacji na jednej ze spoin pionowych w piątym od dołu pierścieniu płaszcza, grubość 13 mm, wystąpiło pęknięcie (rys. 32). Przyczyną pęknięcia były podtopienia przy spoinie znajdujące się w strefie „przeskoków blach”. Rys. 32. Pęknięta spoina pionowa w płaszczu zbiornika Płaszcz zbiornika jak juŜ podano był lokalnie mocno zdeformowany i przy zmianie poziomu ropy naftowej w zbiorniki wklęśnięcia płaszcza skokowo zmieniły się w wypukłości. Pękniętą spoinę naprawiono niefachowo przez przyspawanie na niej nakładki. Po 5 latach nastąpiło kolejne pęknięcie i wówczas wykonano remont, który zapewnił szczelność zbiornika do dnia dzisiejszego tj. przez dalsze prawie 20 lat. Pęknięcia przy spoinie były duŜej rozwartości i przebiegały to z jednej to z drugiej jej strony. Postanowiono więc wyciąć w blasze pionowy pas szerokości 500 mm. Technologię naprawy zbiornika opracowano przy następujących załoŜeniach: a) naprawa będzie prowadzona przy częściowym wypełnieniu zbiornika ropą naftową. Jest to rozwiązanie tańsze i znacznie szybsze w realizacji, odpada bowiem czasochłonne czyszczenie zbiornika z resztek ropy naftowej i jej osadów. Czyszczenie jest natomiast niezbędne gdy, podczas robót spawalniczych na płaszczu, dach pływający spoczywa na podporach na dnie zbiornika, czyli gdy pod dachem pływającym znajduje się powietrze. Wówczas opary wydzielające się z osadów ropy naftowej mogą stanowić powaŜne zagroŜenie; 421 b) wycięty będzie fragment blachy piątego pierścienia płaszcza obejmujący pękniętą spoinę i naspawaną na niej nakładkę – ścięcie samej nakładki przy istniejącym wybrzuszeniu blachy byłoby technicznie trudne i pozostawiłoby niewątpliwie wpalenia w blasze płaszcza; c) nowa blacha wypełniająca wycięty w płaszczu otwór będzie wspawaną spoiną typu X ze Ŝłobieniem i podpawaniem grani. Przy styku blach grubości 13 mm jest to bowiem najbardziej racjonalne rozwiązanie; d) stanowisko spawalnicze umieszczone wewnątrz zbiornika będzie odpowiednio zabezpieczone zarówno ze względu na ochronę przeciwpoŜarową jak i ze względu na moŜliwość szybkiego ewakuowania spawacza. Podczas oględzin zbiornika zwrócono uwagę na duŜe nieprawidłowości kształtu jego płaszcza., zwłaszcza w sąsiedztwie pękniętej spoiny deformacje były nieregularne i duŜe co do wartości. Wycięcie otworu w płaszczu o tak nieregularnym kształcie groziło przemieszczeniem się deformacji i trudnościami we wspawaniu blachy wypełniającej otwór. Dlatego rejon uszkodzonego styku usztywniono belkami z dwuteownika 300 mm nad i pod obrysem planowanego wycięcia (rys. 33). a) b) Rys. 33. Stabilizacja lokalnych deformacji płaszcza w okresie wycinania fragmentu blachy z uszkodzoną spoiną: a) schemat; b) widok Skrzynka ochronna uŜyta w omawianej naprawie miała głębokość około 1,0 m oraz szerokość równieŜ 1,0 m, mogła więc po uszczelnieniu jej styku z płaszczem, spełniać dwa zadania: • chronić wnętrze zbiornika przed rozŜarzonymi odpryskami metalu nieodłącznie występującymi przy spawaniu lub cięciu, • spełniać rolę stanowiska spawalniczego wewnątrz zbiornika. Skrzynka ochronna w górnej swojej ścianie miała właz przez który spawacz dostawał się do jej wnętrza. Właz ten spełniał takŜe rolę otworu wentylacyjnego, przez który odprowadzane 422 były gazy powstające podczas spawania. Spawacz pracujący wewnątrz skrzynki ochronnej wyposaŜony był w szelki ratunkowe połączone liną z kołowrotem wyciągu na górnej krawędzi płaszcza. Mógł więc być szybko ewakuowany z wnętrza zbiornika w razie zagroŜenia. a) b) Rys. 34. Schemat zabezpieczeń zbiornika podczas wycinania w płaszczu uszkodzonej spoiny wraz z sąsiadującym fragmentem blachy: a) schemat, b) montaŜ skrzynki ochronnej 423 Rys. 35. Grodza z gliny ograniczająca strefę chronioną – wykonano ją pomiędzy burtą pianową na dachu pływającym a płaszczem zbiornika Rys. 36. Piana gaśnicza ułoŜona w grodzy na dachu zbiornika (obok drabiny słabo widoczna skrzynka ochronna) Dla zwiększenia bezpieczeństwa w rejonie skrzynki ochronnej, wykonane było na dachu pływającym dodatkowe zabezpieczenie przeciwpoŜarowe z piany gaśniczej (rys. 34, 35, 36). PoniewaŜ skrzynka ochronna ograniczała swobodny dostęp do spawania na całej wysokości styku wynoszącej 1,2 m dlatego w miarę postępu spawania skrzynkę opuszczono na linie nośnej. Było to moŜliwe poniewaŜ pręty mocują skrzynkę do płaszcza mogły być przesuwane na uchwytach znajdujących się na tylnej ścianie skrzynki. 424 Wycięcie fragmentu blachy z pękniętym stykiem i wspawanie nowej blachy trwało 4 dni [13], [14]. Spoiny wykonane podczas naprawy zostały w 100% zbadane metodą radiologiczną. Uzyskano pierwszą i drugą klasę jakości spoin. Omówiony remont zbiornika ma w sobie cechy, wymienione we wprowadzeniu do referatu, zastosowanie „rozwiązań niestandardowych z pogranicza kontrolowanego ryzyka”. 1.3.5. Remonty zbiorników całkowicie wypełnionych ropą naftową [15] Remonty zbiorników, w których były magazynowane paliwa płynne muszą odbywać się przy bezwzględnym zachowaniu zasad bezpieczeństwa wykluczających moŜliwość powstania poŜaru czy wybuchu. Z reguły remonty wykonuje się więc po wyłączeniu zbiornika z eksploatacji, wymaga to jednak dokładnego wyczyszczenia wnętrza zbiornika, zwłaszcza całkowitego usunięcia z dna osadów, z których mogą długotrwale wydzielać się pary węglowodorów. Wybuchowość mieszanki powietrza i par węglowodorów występuje wprawdzie w wąskim przedziale stęŜenia par ( od około 1% do około 6% ), ale dlatego właśnie jest niebezpieczna, poniewaŜ mała zawartość par stwarza zagroŜenie wybuchem w pomieszczeniu zamkniętym, takim jak zbiornik z dachem stałym lub przestrzeń pod dachem pływającym osadzonym na podpierakach na dnie remontowanego zbiornika. Czyszczenie zbiornika przed remontem jest drogie a ponadto wymaga wyłączenia go z eksploatacji na dłuŜszy okres a to stwarza uŜytkownikowi zbiornika dodatkowe kłopoty z tytułu czasowej utraty pojemności magazynowej. Niektóre prace remontowe, zwłaszcza, płaszcza zbiornika, w tym wymagające stosowania spawania, moŜna jednak bezpiecznie prowadzić bez wyłączania zbiornika z eksploatacji. Warunkiem podstawowym jest w tym przypadku, aby prace spawalnicze na zewnętrznej stronie płaszcza wykonywać poniŜej poziomu, do którego zbiornik wypełniony jest paliwem płynnym, czyli aby ciepło nieodłącznie związane ze spawaniem nie promieniowało do strefy parowo powietrznej we wnętrzu zbiornika. W referacie omówione są dwa przykłady napraw wykonanych przy całkowitym wypełnieniu zbiornika ropą naftową. 1.3.5.1. Korekta kształtu płaszcza Zbiornik o pojemności 32 000 m3 ( średnica płaszcza 52,20 m, wysokość 16,43 m) wykonany został z ponad normatywnymi nieprawidłowościami kształtu. Płaszcz zbiornika składał się z jedenastu pierścieni blach, a największe deformacje występowały na ósmym i dziewiątym pierścieniu (rys. 37), nieco mniejsze na dziesiątym i jedenastym pierścieniu. Deformacje te były wyjątkowo niefortunnie zlokalizowane na obwodzie płaszcza, znajdowały się bowiem na wierzchołkach prawie równobocznego trójkąta wpisanego w kolisty przekrój płaszcza i były skierowane do wnętrza zbiornika (rys. 38), mogły więc utrudniać pionowe przemieszczanie się dachu pływającego podczas eksploatacji zbiornika. UŜytkownik zbiornika stwierdził, Ŝe gdy dach pływający przemieszcza się w obrębie ósmego pierścienia płaszcza słyszalne są huki, mogły one być spowodowane tarciem zderzaków pontonu dachu pływającego o deformacje płaszcza albo gwałtownym przechodzeniem blach płaszcza z wklęśnięć w wypukłości. Pomiary geodezyjne kształtu płaszcza wykazały, Ŝe wartość największych deformacji ulega istotnemu zmniejszeniu, gdy zbiornik jest maksymalnie wypełniony ropą naftową - występujące wówczas największe parcie hydrostatyczne wypychało wklęśnięcia płaszcza. SpostrzeŜenie to stanowiło punkt wyjściowy przyjętej technologii remontu zbiornika. Odstąpiono od koncepcji wycinania 425 zdeformowanych blach płaszcza i zastępowania ich nowymi, gdyŜ naprawy takie są bardzo trudne i nie zawsze dają dobry rezultat. Rys. 37. Deformacje płaszcza zbiornika na ósmym i dziewiątym jego pierścieniu Rys. 38. Deformacje zbiornika w rejonie górnej krawędzi ósmego pierścienia przy zbiorniku napełnionym do poziomu + 9,429 m 426 Przyjęto następujący sposób naprawy: a) zbiornik wypełniono ropą naftową do maksymalnego poziomu. Spowodowało to zmniejszenie wklęśnięć w najbardziej zdeformowanych pierścieniach płaszcza, b) przy stanie jak w punkcie a) opasano płaszcz z zewnątrz na poziomie ósmego i dziewiątego pasa blach pierścieniem kratowym o przekroju trójkątnym. Pierścień połączono przewiązkami z płaszczem zbiornika utrwalając w ten sposób kształt płaszcza wytworzony przez maksymalne ciśnienie hydrostatyczne panujące w zbiorniku ( rys. 39, 40 i 41), Rys. 39. Schematyczny rysunek pierścienia i jego lokalizacja na płaszczu zbiornika Rys. 40. Przekrój poprzeczny pierścienia kratowego Rys. 41. Widok przyspawanego pierścienia kratowego do płaszcza zbiornika 427 c) obniŜono poziom ropy naftowej w zbiorniku i wykonano pomiary geodezyjne kształtu płaszcza w celu stwierdzenia skuteczności przeprowadzonej naprawy. Wynik był dobry. Omówioną technologię naprawy zrealizowano późną jesienią, gdy temperatura powietrza była niska, a więc mało intensywne było parowanie ropy naftowej przez uszczelnienie dachu pływającego nie przylegające lokalnie do zdeformowanego płaszcza. Czy opisana technologia remontu była bezpieczna? Tak, gdyŜ w strefie spawania nie było warunków do wytworzenia się mieszanki wybuchowej par węglowodorów i powietrza: • po stronie zewnętrznej płaszcza nawet gdyby wystąpił przeciek ropy naftowej to kontakt jej z powietrzem w otwartej przestrzeni nie był groźny, • po stronie wewnętrznej płaszcza występowało chłodzące działanie duŜej objętości ropy naftowej. Spawanie natomiast prowadzono po stronie zewnętrznej płaszcza poniŜej zwierciadła ropy naftowej magazynowanej w zbiorniku. Kratowy trójpasowy pierścień korygujący kształt płaszcza był do niego łączony za pośrednictwem pionowych przewiązek z blachy grubości 10 mm rozmieszczonych na obwodzie zbiornika w rozstawie około 1500 mm. Przewiązki miały wysokość 180 mm i były spawane do płaszcza spoinami pachwinowymi grubości 4 mm, wykonywanymi najmniej energochłonną techniką spawania tj. spawanie w osłonie gazu obojętnego. Pas dolny pierścienia korygującego kształt płaszcza znajdował się 3,80 m poniŜej lustra ropy naftowej przy maksymalnym napełnieniu zbiornika, w tej strefie napręŜenia w płaszczu wywołane parciem hydrostatycznym wynosiły około 150 MPa czyli były znacznie mniejsze niŜ wytrzymałość obliczeniowa stali St3S wynosząca 215 MPa. Jeszcze mniejsze wytęŜenie materiału płaszcza zbiornika występowało w strefie spawania przewiązek łączących pas górny pierścienia korygującego – tam napręŜenia wynosiły około 64 MPa. Nie było więc zagroŜenia ani poŜarem i wybuchem ani obawy przekroczenia wytrzymałości płaszcza. 1.3.5.2. PrzedłuŜenie króćców włazów do komór dachu pływającego Nieprawidłowości w odwodnieniu dachów pływających stwierdzono w dwóch nowo wybudowanych zbiornikach na ropę naftową. KaŜdy ze zbiorników ma pojemność 100 000 m3 i dach pływający typu dwupłytowego. Górna płyta dachu ma spadek w kierunku osi zbiornika, aby zapewnić spływ wody z opadów atmosferycznych do studzienki zbiorczej znajdującej się środku dachu. Zbiorniki mają identyczną konstrukcję, identyczne były równieŜ kłopoty związane z odwodnieniem dachów i w ten sam sposób je usunięto, dlatego w dalszej części referatu, dla uproszczenia omawiany będzie jeden zbiornik. Konstrukcja dachu pływającego pokazana jest na rys. 42, składa się on z ośmiu identycznych sekcji, z których kaŜda podzielona jest na pięć hermetycznych komór. Do czterech z tych komór zaprojektowano po dwa włazy z górnej płyty dachu, natomiast do komór najbliŜszych osi zbiornika naleŜało wykonać po trzy włazy ze względu na odmienny układ wewnętrznych usztywnień. Łącznie na dachu jest 88 włazów. Króćce tych włazów miały jednakową wysokość 200 mm ponad górną powierzchnię dachu. Włazy zamknięte są od góry pokrywami luźno spoczywającymi ( bez uszczelek ) na górnej krawędzi króćca. Wysokości króćców zostały przyjęte zgodnie z polską normą i są o 20 % większe niŜ wymagana wysokość do zatrzymania wody deszczowej z opadów z okresu jednego miesiąca, ale nie więcej niŜ 200 mm w najniŜszym punkcie dachu ( w tym przypadku w osi dachu ). 428 Rys. 42. Rzut i przekrój dachu zbiornika V = 100000 m3 W końcu marca 2005 roku wystąpiły wyjątkowo duŜe opady śniegu. Woda z topniejącego śniegu przedostała się pod pokrywami włazów do komór dachu pływającego w środkowej jego części. Wyporność dachu jest tak duŜa, Ŝe obciąŜenie wodą niektórych jego komór nie zagraŜało jego bezpiecznej eksploatacji, tym nie mniej naleŜało podjąć działania, aby podobna sytuacja nie powtórzyła się w przyszłości. Postanowiono podwyŜszyć 40 króćców włazów do komór w środkowej części dachu ( to jest na trzech okręgach włazów - rys. 42 ). UŜytkownik nie dysponował wolną pojemnością magazynową, do której mógłby przepompować ropę naftową z remontowanego zbiornika, postanowiono zatem przedłuŜyć króćce włazów w stanie całkowitego wypełnienia zbiornika. Gdy dach pływający znajduje się w połoŜeniu bliskim górnej krawędzi płaszcza wówczas ssanie wiatru usuwa z powierzchni dachu wszelkie opary węglowodorów przedostające się np. przez uszczelnienie dachu lokalnie nie przylegające do płaszcza lub przez perforacje w rurze pomiarowej. Istniało takŜe niebezpieczeństwo przedostania się oparów naftowych do wnętrza komór dachu pływającego, dlatego wstępnie przewidziano zalanie wodą komory, która będzie miała przedłuŜane króćce włazów. Objętość komory wynosiła ponad 150 m3, wypełnienie jej wodą powodowało pewne przechylenie dachu pływającego, ale było ono absolutnie niegroźne dla pływalności dachu. Natomiast przepompowywanie wody z komory do komory przedłuŜało remont. Koncepcję zabezpieczenia prac spawalniczych upraszczano, więc trzykrotnie, pozostawiając jednak podstawowe jej załoŜenie - stworzenie zamknięcia wodnego pomiędzy miejscem spawania a wnętrzem komory dachowej. Trzecia wersja zabezpieczenia przed wybuchem sprowadzona została do wykonania stalowej zaślepki denka, które na obwodzie miało gumową dętkę wypełnianą powietrzem (rys. 43). Dętka po napompowaniu tak silnie rozpierała w króćcu zaślepkę, Ŝe mógł stanąć na niej człowiek (rys. 44). 429 Rys. 43. MontaŜ stalowej zaślepki we włazie do komory dachowej Rys. 44. Sprawdzenie wytrzymałości zamknięcia zaślepką Na zaślepkę umieszczoną u dołu króćca nalewano wodę w takiej objętości, aby wysokość zamknięcia wodnego wynosiła co najmniej 200 mm, a lustro wody znajdowało się 20 mm poniŜej miejsca spawania - była to objętość około 40 litrów. Wysokość podwyŜszenia króćców włazów była zróŜnicowana w zaleŜności od ich usytuowania względem najniŜszego punktu dachu (rys. 45), króćce najbliŜsze osi dachu podwyŜszono o 220 mm, natomiast te, które usytuowane są na okręgu o promieniu 19875 mm od osi dachu - tylko o 120 mm. Rys. 45. PodwyŜszone króćce włazów do komór dachu pływającego 430 Przed przystąpieniem do spawania pierścienia blachy przedłuŜającej króciec włazu kaŜdorazowo sprawdzano eksplozymetrem stęŜenie par węglowodorów w powietrzu w sąsiedztwie miejsca, w którym miało rozpocząć się spawanie. Na obu remontowanych zbiornikach przedłuŜono łącznie 80 króćców włazów do komór dachu pływającego, uŜyto do tego tylko jednej zaślepki króćca. Oba omówione remonty były przeprowadzone sprawnie przy stałym zabezpieczeniu prowadzonym przez straŜ poŜarną. 2. Remonty rurociągów dalekosięŜnych 2.1. Wprowadzenie - ocena staniu technicznego podziemnych rurociągów dalekosięŜnych Nieodzownym elementem współczesnej cywilizacji technicznej stały się podziemne dalekosięŜne rurociągi słuŜące do transportu mediów energetycznych – ropy naftowej i gazu ziemnego – z miejsc ich występowania do odległych, niekiedy o tysiące kilometrów regionów zapotrzebowania na te surowce energetyczne. Rurociąg podziemny jest jednak trudny do bieŜącej kontroli i oceny uszkodzeń korozyjnych lub mechanicznych powstających podczas jego eksploatacji. Awaryjna nieszczelność rurociągu, zwłaszcza naftowego, wywołująca rozlewisko ropy naftowej jest powaŜną klęską ekologiczną. Aby zagroŜenie takie zminimalizować niezbędne są okresowe informacje o zmianach stanu technicznego konstrukcji rurociągu wynikających z zachodzących procesów jego starzenia się. Obecnie stosuje się róŜne metody badań umoŜliwiających dokładne określenie stanu technicznego rurociągów. Najskuteczniejszą z nich jest kontrola stanu technicznego z wykorzystaniem tzw. Inteligentnych tłoków – kapsuł przemieszczanych wewnątrz rurociągu przez przetłaczane w nim media. Są one wprowadzane i wyjmowane z rurociągu przez specjalne komory rozmieszczone co około 80 ÷ 100 km (rys. 46). Rys. 46. Komora wprowadzania do rurociągu tłoka czyszczącego lub kontrolnego 431 Istotą działania tego typu urządzeń jest gromadzenie w pamięci komputera pokładowego informacji pochodzących z czujników, w które wyposaŜony jest inteligentny tłok [16] [17]. Informacje te po podróŜy inspekcyjnej są analizowane komputerowo pod nadzorem zespołu ekspertów w celu wskazania miejsc rurociągu, w których geometria rurociągu lub jego ścianek odbiegają od normy w świetle przyjętych kryteriów. Do najczęściej stosowanych urządzeń inspekcyjnych naleŜą tłoki do pomiaru stanu technicznego ścianek rurociągów metodą ultradźwiękową w rurociągach przesyłowych mediów ciekłych, bądź metodą magnetyczną w gazociągach oraz tłoki do oceny przekroju geometrycznego rurociągu. Informacje uzyskiwane z inspekcji tłokiem do pomiaru geometrii rurociągu obejmują: a) mechaniczne odkształcanie geometrii rurociągu takie jak wklęśnięcia, wybrzuszenia, załamania, deformacje czy owalizacje, b) połoŜenie i stan geometrii armatury rurociągu, w tym np. stopnia otwarcia zasuw, c) przetopy spoin obwodowych (sople, itp.), d) błędnie wykonane spoiny obwodowe (połączenia niewspółosiowe, róŜne średnice wewnętrzne sąsiednich rur), e) deformacje, wklęśnięcia, wybrzuszenia załamania w miejscach gięcia, owalizacje, f) występowanie złogów materiałów stałych zmniejszających światło rurociągu wraz z ich lokalizacją. Ostatecznym wynikiem badania inspekcyjnego jest raport o stanie badanego rurociągu. Raport wskazuje przede wszystkim, czy zachowane są parametry techniczne rurociągu oraz czy moŜliwe jest przeprowadzenie jego inspekcji tłokiem do oceny stanu technicznego ścianek metodą ultradźwiękową lub magnetyczną, a takŜe czy dopuszczalne jest stosowanie czyszczaków szczotkowych. Raport zawiera dokładną lokalizację wszystkich mechanicznych usterek rurociągu powstałych w czasie jego budowy lub podczas eksploatacji wraz z podaniem parametrów charakteryzujących wielkość wykrytego odkształcenia. Tłoki do pomiaru geometrii rurociągu konstruowane są z przeznaczeniem do badań rurociągów o konkretnej średnicy wewnętrznej. Urządzenia te stosowane w róŜnych krajach mają identyczną zasadę działania a róŜnią się jedynie szczegółami technicznymi. Konstrukcję mechaniczną urządzenia przedstawiono na rysunku 47a i 47b. Rys. 47a. Konstrukcja tłoka do pomiaru geometrycznego kształtu przekroju pionowego rurociągu - schemat (opis w tekście) 432 Manszety (1) zapewniają współosiowe prowadzenie kapsuły w badanym rurociągu (5) oraz dostarczają siły napędowej pochodzącej od tłoczonego rurociągiem medium. W hermetycznej kapsule (2) umieszczony jest komputer pokładowy sterujący pomiarami oraz rejestrujący ich wyniki. Sygnału odzwierciedlającego deformacje wewnętrznej powierzchni rurociągu (odkształcenia) dostarczają ultradźwiękowe czujniki przesunięcia. Czujniki te mierzą przemieszczenia dźwigni pomiarowej dociskanej sztywno do wewnętrznej powierzchni badanego rurociągu (3). Omawiane urządzenia mają róŜną liczbę czujników w zaleŜności od średnicy rurociągu, dla której zostały skonstruowane. Rys. 47b. Konstrukcja tłoka do pomiaru geometrycznego kształtu przekroju pionowego rurociągu - widok Tłoki do pomiaru rurociągów o średnicy 800 mm najczęściej wyposaŜone są w osiem czujników przesunięcia rozmieszczonych równomiernie co 45° moŜna więc wyznaczyć cztery średnice. Współpracująca z kaŜdym z czujników pomiarowych para dźwigni zakończona jest parą rolek toczących się po wewnętrznej powierzchni badanego rurociągu. Pomiar przesunięcia, wskutek sztywności rolek, odzwierciedla wartość minimalną promienia dla odcinka łuku ścianki rurociągu, po której toczą się rolki. Powiązanie pomiaru odkształcenia ze współrzędną opisującą przemieszczenie kapsuły pomiarowej wzdłuŜ rurociągu zapewniają koła układu pomiaru przebytej drogi (4). Pomiar ten nie jest idealnie precyzyjny poniewaŜ tłok przemieszczając się w rurociągu wykonuje pewne ruchy boczne („węŜykuje”) a ponadto rurociąg ułoŜony jest w ziemi z łukami pionowymi odpowiadającymi ukształtowaniu powierzchni terenu w okresie budowy rurociągu. 433 Przykład wydruku raportu omówionego tłoka pomiarowego pokazano na rys. 48. Rys. 48. Wydruk raportu tłoka pomiarowego z miejsca owalizacji przekroju poprzecznego o 6,8% Badanie ścianek rurociągu powinno być poprzedzone badaniem jego geometrii [17]. JeŜeli rurociąg był kiedykolwiek poddawany badaniom geometrii to przed kolejnym badaniem ścianek dopuszczalne jest zastąpienie badania jedynie przebiegiem czyszczaka z tarczą kalibracyjną o średnicy mniejszej o około 6% od średnicy wewnętrznej rurociągu. W zaleŜności od zastosowanego urządzenia badawczego dopuszczalna redukcja średnicy rurociągu, która nie przeszkodzi przejściu takiego urządzenia wynosi 10 do 15%. Badanie ścianek rurociągu naleŜy wykonać co 2 do 10 lat zaleŜnie od warunków pracy rurociągu, jego strategicznego znaczenia dla odbiorcy przetłaczanego medium oraz zagroŜenia dla otaczającego środowiska. Często optymalnym odstępem między inspekcjami jest okres 5 letni. Zasadniczo nie jest konieczne wykonywanie tego rodzaju badań w nowych rurociągach gdyŜ nie ma tu niebezpieczeństwa powstania ubytków korozyjnych. Ich wykonanie moŜe jednak być umotywowane chęcią stworzenia specyficznej dokumentacji powykonawczej oraz tzw. badania zerowego, które to badanie daje punkt odniesienia i moŜliwości obserwacji stanu rurociągu oraz porównania wyników kolejnych inspekcji. Stosowanych jest kilka metod badaniu stanu ścianek rurociągów: a) metoda ultradźwiękowa, b) metoda strumienia magnetycznego, c) metoda ultradźwiękowa – wykrywanie pęknięć, d) metoda prądów wirowych – wykrywanie pęknięć i utwardzeń. Najczęściej stosowaną i najlepszą metodą do badania ścianek rurociągów ropy naftowej lub jej produktów jest metoda ultradźwiękowa. Do pomiarów ścianek rurociągu wykorzystywany jest specjalny tłok badawczy zaopatrzony w zespół ultradźwiękowych głowic nadawczo-odbiorczych rozmieszczonych na całym obwodzie tłoka i dokonujących pomiarów całej powierzchni rury. Tłoki takie często składają się z kilku połączonych ze sobą przegubowo modułów. Ich liczba zazwyczaj wynosi od 1 do 5 w zaleŜności od średnicy i konstrukcji urządzenia (rys. 49). Taka konstrukcja jest konieczna ze względu na duŜą ilość układów elektronicznych, które muszą się zmieścić w urządzeniu a jednocześnie urządzenie musi łatwo pokonywać łuki na trasie rurociągu. Podczas podróŜy inspekcyjnej tłoka dokonywane są pomiary grubości ścianki rurociągu oraz odległości głowic od ścianki. 434 a) b) Rys. 49. Inteligentny tłok do badania stanu technicznego ścianki rurociągu, a) widok tłoka przygotowanego do wprowadzenia do rurociągu, b) szczegół segmentu z głowicami pomiarowego urządzenia ultradźwiękowego Zestawienie wyników obu pomiarów pozwala na określenie czy uszkodzenie korozyjne jest od strony zewnętrznej czy wewnętrznej rury (rys. 50). 435 a) b) Rys. 50. Interpretacja wyników pomiarów wykonanych przez inteligentny tłok do pomiaru grubości ścianki rurociągu a) pomiar odległości głowicy od ścianki rurociągu, b) pomiar grubości ścianki PowyŜej omówiono ogólne zasady działania inteligentnych tłoków stosowanych do oceny stanu technicznego rurociągów magistralnych. Konstrukcja tych tłoków jest ciągle udoskonalana w celu uzyskiwania coraz większej ich efektywności – obrazuje to tablica 3. Tablica 3. Porównanie podstawowych parametrów tłoków inteligentnych, którymi wykonano badania w latach 1997 i 2006 [18] Tłok eksperymentalny Tłok o wysokiej Dn 500 (1997 rok) rozdzielczości Dn 500 (2006 rok) Rozdzielczość pomiaru grubości 0,2 mm 0,2 mm Błąd pomiarowy ±0,40 mm ±0,25 mm (90% poziom ufności) Rozdzielczość wzdłuŜna 15 mm 3 mm Margines niepewności dla długości ±29,0 mm ±5,9 mm wady (90% poziom ufności) Rozdzielczość obwodowa 16,4 mm 5,4 mm Margines niepewności dla szerokości ±32,0 mm ±10,5 mm wady (90% poziom ufności) Powierzchnia elementarnego 249,3 mm2 16,4 mm2 prostokąta pomiarowego Tłoki mierzące grubość ścianki rurociągu metodą ultradźwiękową są przydatne jedynie do inspekcji rurociągów ropy naftowej w których ropa zapewnia kontakt pomiędzy głowicą 436 pomiarową a ścianką rurociągu. W rurociągach dalekosięŜnych słuŜących do przesyłania gazu pomiar metodą ultradźwiękową jest niemoŜliwy z powodu braku kontaktu pomiędzy głowicą pomiarową a ścianką rurociągu dlatego przy określeniu uszkodzeń ścianek tych rurociągów stosuje się metodą magnetyczną – analizuje się zakłócenia przebiegu linii pola magnetycznego wywołane wadami występującymi na ściankach rurociągu. Z powierzchni terenu moŜna wykrywać defekty powłoki izolacyjnej rurociągu metodą dcvg (direct current voltage gradient) jednakŜe aby ocenić czy defektowi izolacji towarzyszy takŜe wada samego rurociągu konieczne jest wykonanie odkrywki. 2.2. Naprawa liniowych odcinków dalekosięŜnych rurociągów podziemnych Sposób naprawy rurociągu zaleŜy od stopnia zagroŜenia jaki stwierdzona wada stanowi dla bezpieczeństwa eksploatacji a takŜe od charakteru i rozległości wady. Bardzo istotnym elementem decyzji odnośnie sposobu przeprowadzenia naprawy są względy eksploatacyjne – kryterium dominującym jest moŜliwość okresowego wyłączenia rurociągu z uŜytkowania. Najczęściej stosowane metody naprawy rurociągów są następujące [19]: a) zastąpienie odcinka rury nowym odcinkiem (rys. 51). Rys. 51. MontaŜ nowego odcinka rurociągu w miejsce odcinka uszkodzonego Jest to metoda zapewniająca „całkowite” usunięcie defektu, ale najbardziej niebezpieczna, kłopotliwa i kosztowna. Jest wymagane czasowe wyłączenie rurociągu z eksploatacji, lokalne opróŜnienie z medium oraz zaangaŜowanie stosunkowo duŜego potencjału sprzętowego i ludzkiego. Niewątpliwą zaletą jest to, Ŝe zapewnia usunięcie dowolnych defektów, niezaleŜnie od rodzaju i wielkości. Dlatego w przypadku zgrupowania większej ilości defektów na krótkim odcinku metoda ta moŜe okazać się najskuteczniejsza. Ilość, zagęszczenie i rodzaj defektów, które decydują o wymianie odcinka rurociągu, jest kaŜdorazowo oceniana przez uŜytkownika rurociągu, 437 b) spawanie miejscowych łat lub tulei na pełnym obwodzie rury (rys. 52). Rys. 52. MontaŜ łaty spawanej na rurociągu Spawanie łat na czynnym rurociągu stwarza wiele zagroŜeń, np. przepalenie ścianki rurociągu, wypływ medium i moŜliwe zagroŜenie wybuchem lub poŜarem, przekroczenie granicy plastyczności rozgrzanej stali. Ponadto istnieje ryzyko wprowadzenia do rurociągu napręŜeń mogących powodować późniejsze powaŜne awarie. Podczas wykonywania prac spawalniczych istnieje duŜe niebezpieczeństwo podhartowania spoin, a więc zwiększenia ich kruchości. Wymaga się więc uŜywania specjalnych technik spawalniczych a brygada wykonująca naprawę musi mieć doświadczenie w tego rodzaju robotach. Jedną z waŜniejszych zalet omawianej technologii jest jej przydatność takŜe w przypadku, gdy nastąpiło rozszczelnienie rurociągu (perforacja, pęknięcie), c) bandaŜe ClockSpring (rys. 53 i 54). Naprawa rurociągu tą metodą polega na wypełnieniu ubytku wypełniaczem i owinięciu rurociągu taśmą kompozytową. Ideą tej metody jest przeniesienie napręŜeń z osłabionej ścianki przez wypełniacz na taśmę kompozytową Wytrzymałość rury naprawionej w ten sposób przekracza pierwotną wytrzymałość stali nawet w rurach o najwyŜszej wytrzymałości. BandaŜe ClockSpring są najłatwiejsze do zastosowania. Wymagają stosunkowo małych zasobów sprzętowych i ludzkich. Szkolenie personelu jest krótkie (1-2 dni), nie wymaga się specjalistycznych urządzeń. Najbardziej skomplikowaną operacją, od której zaleŜy skuteczność napraw, jest odpowiednie oczyszczenie rury; najlepiej gdy rura jest oczyszczona za pomocą piaskowania. Metoda nie zapewnia szczelności w przypadku wystąpienia perforacji rury od wewnątrz. Nie moŜna jej stosować, gdy ubytek przekracza 80% grubości ścianki, 438 Rys. 53. Naprawa rurociągu metodą ClockSpring Rys. 54. Schemat ideowy naprawy rurociągu metodą ClockSpring: 1 – bandaŜ z włókna syntetycznego, 2 – spoiwo między warstwami, 3 – wypełniacz ubytków d) tuleje PII Epoxy Sleeve (rys. 55 i 56) są dość często stosowane. MoŜna je zaadoptować do napraw łuków, zwęŜek, trójników. Jedną z waŜniejszych cech jest to, Ŝe zapewniają szczelność nawet w przypadku całkowitego skorodowania ścianki od wewnątrz. Rys. 55. Naprawa rurociągu metodą Epoxy Sleeve 439 Rys. 56. Wariant naprawy za pomocą tulei stalowo-epoksydowej: 1 – zewnętrzna tuleja stalowa, 2 – boczne pasy ustalające tuleję stalową, 3 – wypełniająca Ŝywica syntetyczna, 4 – otwór odpowietrzający, D – defekt rurociągu MoŜna je zaadoptować do napraw łuków, zwęŜek, trójników. Jedną z waŜniejszych cech jest to, Ŝe zapewniają szczelność nawet w przypadku całkowitego skorodowania ścianki od wewnątrz. Metoda polega na „wstrzyknięciu” masy epoksydowej między rurę produktową a umieszczoną centrycznie zewnętrzną tuleją stalową. Zastosowanie tej metody wymaga nieco większych środków niŜ w wypadku metody ClockSpring i jest bardziej kosztowne. W praktyce moŜna spotkać się takŜe z pewną odmianą tej metody. RóŜnica polega głównie na tym, Ŝe na końcach tulei wzmacniającej jest zakładany stalowy pas, mający na celu centrowanie tulei i zabezpieczenie przed wypływaniem wypełniacza epoksydowego, e) skręcane lub spawane kształtki. W tej metodzie stosuje się specjalne kształtki zakładane na uszkodzony rurociąg. Składają się one z dwóch skręcanych połówek dopasowanych kształtem do uszkodzonego elementu rurociągu. Metoda ta ma zastosowanie w przypadku napraw rurociągów, gdy wystąpi przeciek. MoŜna ją stosować nie tylko na prostych odcinkach rur, ale takŜe na praktycznie dowolnych elementach rurociągu (kołnierze, trójniki, łuki). Warunkiem jest wykonanie odpowiedniej kształtki zapewniającej szczelność. Metodę wykorzystuje się głównie na rurociągach technologicznych. 2.2.1. Wybór metody naprawy w zaleŜności od rodzaju wady KaŜda z przedstawionych metod napraw ma swoje wady i zalety oraz nieco inny zakres zastosowania. Dlatego nie moŜna jednoznacznie określić, która jest najlepsza do wszystkich zastosowań. Pewne cechy charakterystyczne danej metody predysponują ją do usuwania konkretnych rodzajów defektów. JeŜeli istnieje podejrzenie, Ŝe wada wewnętrzna moŜe się powiększać, to naleŜy zastosować taką metodę, która zapewni szczelność rurociągu nawet w przypadku całkowitego skorodowania ścianki rurociągu. Takiej pewności nie daje metoda ClockSpring, natomiast pozostałe mogą być stosowane. Do naprawy wad przy spoinach obwodowych moŜna stosować wszystkie wymienione metody, jednakŜe naleŜy pamiętać, Ŝe w obszarze naprawy znajduje się poprzeczne złącze spawane, które moŜe utrudniać nałoŜenie elementu naprawczego. Wykonywanie spoiny przecinającej istniejącą spoinę poprzeczną oraz strefę wpływu ciepła moŜna niekorzystnie wpływać na strukturę materiału. W metodzie ClockSpring jest takŜe wymagane wykonanie dodatkowych zabiegów, aby zapewnić wzmocnienie w obrębie spoiny. Ponadto metoda ta nie zapewnia wzmocnienia osiowego, co moŜe mieć decydujące znaczenie, gdy wada ma 440 znaczą długość odwodową. Pozostałe metody mogą być stosowane i naleŜy kierować się tu kryteriami ekonomicznymi, dostępnością sprzętu i technologii. Technologia PII (tuleje Epoxy Sleeve) wydaje się tu szczególnie przydatna, głównie ze względu na to, Ŝe nie ingeruje w wewnętrzną strukturę spoin, zapewniając jednocześnie osiowe wzmocnienie rur. Wady przy spoinach wzdłuŜnych lub spiralnych mogą być naprawiane kaŜdą z powyŜszych metod, jak wady zewnętrzne. Podstawowym kryterium oceny defektu w postaci ubytku grubości ścianki powinny być wytyczne wg normy ASME B31G. Norma ta jednak nie obejmuje innych defektów oraz nie podaje Ŝadnych wskazówek dotyczących sposobu naprawy. Dlatego ostateczna decyzja czy i w jaki sposób naprawiać dany defekt zaleŜy od eksploatatora rurociągu. Jedną z propozycji uzupełniających kryteriów podano niŜej w odniesieniu do kilku najbardziej charakterystycznych defektów ścianki rurociągu. 2.2.1.1. Ubytki zewnętrze Ubytki grubości ścianki powyŜej 30% naleŜy naprawiać, np. metodą ClockSpring. W przypadku ubytków o głębokości od 20 do 30% naleŜy naprawić powłokę izolacyjną w celu przerwania postępu korozji. Ubytki poniŜej 20% naleŜy pozostawić do weryfikacji przy następnej inspekcji, chyba Ŝe instalacja ochrony katodowej działa nieprawidłowo, istnieje podejrzenie uszkodzenia izolacji przez osoby trzecie. W tych przypadkach równieŜ zaleca się naprawić izolację, gdyŜ postęp korozji moŜe być zbyt szybki. 2.2.1.2. Ubytki wewnętrzne Ubytek grubości ścianki poniŜej 20 % naleŜy pozostawić do dalszej weryfikacji. Ubytek od 20 do 40%, znajdujący się na obwodzie w połoŜeniu odpowiadającym wskazówkom zegara od 8h do 4h (czyli górna część obwodu rury), naleŜy równieŜ pozostawić do dalszej weryfikacji. Ubytki ponad 40% na całym obwodzie oraz od 20 do 40% połoŜone od 4h do 8h (czyli dolna część obwodu rury) naleŜy naprawiać, przy czym wady połoŜone między 4h a 8h mogą być naraŜone na powiększenie się ze względu na gromadzenie się wody lub innych roztworów korozyjnych (chyba Ŝe rurociąg jest suchy, a medium nie korozyjne) i metoda naprawy musi zapewnić szczelność przy całkowitej perforacji ścianki. 2.2.1.3. Ubytki zewnętrzne przy spoinach obwodowych Naprawia się je tak jak zewnętrzne, przy czym metoda ClockSpring nie jest tu zalecana z powodu braku wzmocnienia osiowego, gdy wada jest o głębokości ponad 30% grubości ścianki obejmuje odcinek o łącznej długości obwodowej wynoszącej ponad 30% obwodu rury. Ubytki zewnętrzne przy spoinach wzdłuŜnych lub spiralnych naprawia się w taki sposób, jak wady zewnętrzne. 2.2.1.4. Rozwarstwienia i wtrącenia niemetaliczne Rozwarstwienia te nie są traktowane jako defekty zagraŜające niezawodności rurociągu. Jednak rozwarstwienia skośne szczególnie mające kontakt z powierzchnią ścianki, muszą być usunięte przez wymianę odcinka rury. Rozwarstwienia przypowierzchniowe 441 o głębokości do 30% od strony zewnętrznej ścianki rury mogą być wyszlifowane do nieuszkodzonego metalu i naprawione jak zwykłe ubytki zewnętrzne. 2.2.1.5. Pęknięcia JeŜeli pęknięcia nie są głębokie (do 30% grubości ścianki rury) i nie są rozległe (pojedyncze pęknięcia powierzchniowe), to naleŜy je wyszlifować do nieuszkodzonego metalu i naprawić jedną z metod, tak jak ubytki zewnętrzne. W przypadku rozległych pęknięć wadliwe rury naleŜy wymienić. Jednak nawet wówczas, gdy pęknięcie jest płytkie i pojedyncze, istnieje duŜe prawdopodobieństwo, Ŝe właściwości mechaniczne rury nie spełniają wymagań wytrzymałościowych i lepszym rozwiązaniem zwykle jest wymiana zdefektowanego odcinka. W przypadku pęknięcia wzdłuŜnego na wskroś, o długości mniejszej niŜ średnica i nie większego niŜ 0,3 m, naprawę moŜna doraźnie wykonać przez nałoŜenie i przyspawanie tulei dwuczęściowej. Ale docelowo rury, na których wystąpiły pęknięcia powinny być usunięte, gdyŜ istnieje duŜe prawdopodobieństwo, Ŝe cała rura ma nieodpowiednie właściwości mechaniczne lub defekty materiałowe. 2.3. Wymiana uszkodzonych odcinków rurociągu bez wyłączania go z eksploatacji Wymiana uszkodzonego odcinka rurociągu bez wyłączania go z eksploatacji jest technicznie moŜliwa dzięki zastosowaniu specjalistycznego sprzętu, którego głównym elementem jest maszyna wycinająca otwory w czynnym rurociągu. Kolejność działań w omawianej technologii pokazana jest schematycznie na rys. 57. Pierwszą czynnością jest naspawanie na kaŜdym z końców sprawnego technicznie rurociągu łączników do przewodu obejściowego oraz identycznych łączników do zamknięcia przepływu (rys. 57a). Owe łączniki to króćce z dwuczęściową opaską tulejową obejmującą rurociąg (rys. 58). Po sprawdzeniu na wymagane ciśnienie szczelności i wytrzymałości spoin tych łączników montuje się na nich zasuwy płytowe a następnie specjalistyczną maszynę do wycinania otworów metodą Williamsa (rys. 57b). Maszyna ta (rys. 59) wyposaŜona jest w zestaw frezów, wierteł i urządzenie chwytakowe umoŜliwiające wycięcie elementu rury, przytrzymanie go i następnie usunięcie na zewnątrz po zamknięciu zasuwy płytowej oraz zdemontowaniu maszyny wycinającej. Najpierw wycina się otwory w łącznikach zewnętrznych i instaluje się na nich przewód obejściowy. Po otwarciu zasuw płytowych przepływ transportowanego medium odbywa się równolegle rurociągiem i by pass’em. Kolejnym krokiem jest przeniesienie maszyny wycinającej na łączniki wewnętrzne i przystąpienie do wiercenia otworów słuŜących do zainstalowania głowic blokujących tzw. stopple plugging’ów, które zamkną przepływ w rurociągu. Od tego momentu rurociąg jest zablokowany w dwóch miejscach, moŜna więc przystąpić do wymiany uszkodzonego odcinka rury (rys. 57c). Po wykonaniu prac remontowych głowice blokujące są demontowane i następuje przywrócenie przepływu przez naprawiony odcinek rurociągu. Demontowany jest takŜe przewód obejściowy i zasuwy płytowe (rys. 57d), jest to moŜliwe dzięki zastosowaniu na łącznikach specjalnych zaślepek typu Lock-O-Ring. Dodatkowo na łącznikach montowane są klasyczne płytkowe zaślepki z uszczelkami. 442 a) c) b) d) Rys. 57. Kolejne etapy wymiany uszkodzonego odcinka rurociągu bez wyłączania go z eksploatacji: a) naspawanie łączników (patrz rys. 58), b) wycięcie ścianki rurociągu wewnątrz łączników, c) zamontowanie przewodu obejściowego („by pass”) i po zamknięciu przepływu z rurociągu zasadniczego wycięcie uszkodzonego odcinka, d) demontaŜ przewodu obejściowego i zaślepienie łączników Rys. 58. Łącznik naspawany na rurociąg 443 Rys. 59. Zamontowane na rurociągu oprzyrządowanie słuŜące do wycinania otworów w czasie jego eksploatacji (rurociąg napełniony) 2.4. Naprawy mostów rurociągowych (przejść rurociągów przez rzeki) Przejścia rurociągów przez rzeki są na ogół powaŜnymi przedsięwzięciami inŜynierskimi. Stosuje się w tym zakresie dwa rodzaje rozwiązań: a) przejścia pod dnem rzeki, b) przejścia napowietrzne (mosty rurociągowe). To drugie rozwiązanie stosuje się zwłaszcza przy przekraczaniu rzek górskich w których woda moŜe przemieszczać po dnie duŜe kamienie mogące zagraŜać bezpieczeństwu eksploatacji rurociągu. Przejścia napowietrzne mają róŜnorodną konstrukcję zaleŜną głownie od szerokości rzeki, rodzaju jej brzegów oraz średnicy i liczby nitek rurociągu. PoniŜej omówiono oryginalny remont podwieszonego mostu rurociągowego, wprawdzie rurociąg słuŜy nie do transportu ropy naftowej lecz wód zrzutowych z zakładu przemysłowego ale konstrukcje podobnego typu stosowane są takŜe przy przekraczaniu rzek przez dalekosięŜne rurociągi ropy naftowej. Most rurociągowy wybudowano w Czechach w 1964 roku. W celu przeprowadzenia ponad rzeką Łabą przewodów rurociągowych odprowadzających zuŜyte wody technologiczne z zakładu przemysłowego [20]. Most ma rozpiętość 100 m, jego schemat pokazano na rys. 60. Pylony są w kształcie litery a, a głównym elementem nośnym jest wiązka 4 lin ø47,5 mm, do których w rozstawie co 10 m podwieszone są trójkątne ramy będące podporami rurociągów i kładki dla obsługi (rys. 61). Po 20 latach eksploatacji most 444 rurociągowy znajdował się w stanie przedawaryjnym w związku z zaawansowaną korozją zewnętrznej warstwy drutów lin nośnych (rys. 62). Rys. 60. Schemat mostu rurociągowego: 1- rurociąg, 2 – liny nośne (4 liny ø47,5 mm), 3 – trójkątne ramy podporowe rurociągu, 4 – wieszaki, 5 – liny poziomego usztywnienia wiatrowego, 6 – pylony, 7 – bloki kotwiące lin nośnych Rys. 61. Podwieszenie ramy podporowej rurociągu do lin nośnych – rozwiązanie przed modernizacją obiektu Rys. 62. Uszkodzenia korozyjne zewnętrznej warstwy drutów jednej z lin nośnych w rejonie bloku kotwiącego PowaŜne uszkodzenia korozyjne stwierdzono takŜe w elementach konstrukcji mocujących liny nośne w blokach kotwiących. Natomiast ramy podporowe rurociągów i pylony były zaatakowane tylko lokalnie korozją powierzchniową, której zaawansowanie nie stanowiło zagroŜenia dla nośności tych elementów. Wymiana lin nośnych stała się pilną koniecznością, jednakŜe naleŜało ją przeprowadzić bez przerywania eksploatacji rurociągów. Postanowiono więc przekonstruować w taki sposób głowice pylonów oraz wierzchołki ram podporowych, aby moŜliwe było poprowadzenie nowych lin nośnych w dwóch wiązkach po dwie liny po zewnętrznych stronach istniejących lin nośnych (rys. 63). Zakotwienie nowych lin nośnych wykonano w stalowych belkach skrzynkowych, 445 przymocowanych do Ŝelbetowych bloków kotwiących poniŜej zakotwienia starych lin nośnych. Podwieszenie ram podtrzymujących rurociągi do nowych lin nośnych wykonano z rusztowania zmontowanego na barce (rys. 64). Z chwilą gdy nowy układ nośny mostu mógł przejąć obciąŜenia od podwieszonych rurociągów, rozpoczęto demontaŜ starych lin nośnych. Rys. 63. Podwieszenie ramy podporowej rurociągu do lin nośnych – rozwiązanie zmodernizowane: 1 – nowe liny nośne, 2 – wsporniki dospawane do ramy podporowej, 3 – wieszaki, 4 – demontowane liny nośne Rys. 64. Most rurociągowy podczas wymiany lin nośnych: 1- wsporniki dospawane do ramy podporowej, 2 – wsporniki poszerzające ramę pylonu, 3 – nowe liny nośne, 4 - liny nośne podlegające demontaŜowi 446 Nowa konstrukcja stalowa została starannie zabezpieczona przed korozją, przy czym zwrócono szczególną uwagę na stosowanie rozwiązań konstrukcyjnych nieutrudniających spływu wody deszczowej. Elementy stalowe zostały pokryte powłoką metalizacyjną cynkowo-aluminiową oraz powłoką malarską. Liny zakonserwowano specjalnym zestawem smarów ( niestety nie udało się zastosować lin z drutów ocynkowanych). Wymiana lin nośnych wymagała wykonania 25 t nowych konstrukcji stalowych oraz uŜycia 20 t lin. Piśmiennictwo [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9] [10] [11] [12] [13] [14] Rozporządzenie Ministra Przemysłu i Handlu z dnia 30 sierpnia 1996 w sprawie warunków technicznych jakim powinny odpowiadać bazy i stacje paliw płynnych, rurociągi dalekosięŜne do transportu ropy naftowej i produktów naftowych i ich usytuowanie. Ziółko J., Supernak E., Naprawa zbiorników stalowych na paliwa płynne uszkodzonych wskutek korozji wŜerowej. InŜynieria i Budownictwo nr 7/1996. Mieluch J., Zagadnienie korozyjne zbiorników naziemnych. Materiały seminaryjne “Jakość naziemnych zbiorników w eksploatacji" Mostostal-Projekt S.A. Biuro Gamma, Zakopane 1995. Słoniowski A., Ocena zaawansowania procesów korozyjnych den zbiorników na ropę. Ochrona przed korozją, nr 12/1996. Ziółko J., Badania i aparatura w rzeczoznawstwie konstrukcji stalowych. VII Konferencja Naukowo-Techniczna „Problemy rzeczoznawstwa budowlanego”. Instytut Techniki Budowlanej. Cedzyna 2002. Agócs Z., Ziółko J., Vičan J., Brodniansky J., Assessment and Refurbishment of steel Structures. Spon Press. Taylor & Francis Group, Ister Science Ltd. London – New York – Bratislava 2005. Ziółko J., Supernak E., Mikulski T., Analiza stateczności wewnętrznej powłoki walcowego pionowego zbiornika dwupłaszczowego w warunkach próby wodnej. XLVIII Konferencja Naukowo Komitetu InŜynierii Lądowej i Wodnej PAN i Komitetu Nauki PZITB. Opole – Krynica 2002. tom 2. Ziółko J., Supernak E., Reparatur eines beschädigten Doppelmantel – Stahlbehälters. Bauingenieur. Dezember 2003. Ziółko J., Supernak E., Borek P., Jędrzejewski M.T., Naprawa zbiorników cylindrycznych uszkodzonych wskutek podciśnienia. InŜynieria i Budownictwo nr 7/1997. Ziółko J., Korekta kształtu płaszcza cylindrycznego zbiornika stalowego. InŜynieria i Budownictwo nr 11/1992. Ziółko J., Instandsetzung am verformten Mantel eines zylindrischen Stahlbehalters. Stahlbau (62) nr 6/1993. De Wit, How to Calculate the stability of Empty Storage Tanks. Oil and Gas International (11) nr 8/1971. Ziółko J., Spawanie uszkodzonego płaszcza zbiornika częściowo wypełnionego ropą naftową. InŜynieria i Budownictwo nr 12/1986. Ziółko J., Reparatur von Schweiβnähten während des Betrieb eines Tanks mit Schwimmdach. Stahlbau (59) nr 6/1990. 447 [15] [16] [17] [18] [19] [20] [21] Ziółko J., Supernak E., Heizig T., Przedawaryjne remonty podczas eksploatacji zbiorników stalowych na ropę naftową. XXIII Konferencja Naukowo Techniczna „Awarie Budowlane 2007”. Tiratsoo J.N.H., Pipeline pigging technology. 2nd Edition. Pipes & Pipelines International Scientific Surveys Ltd. Beaconsfield. 1991. Raczyński P., Bogotko W., Badania odkształceń rurociągów. Rurociągi. Zeszyty Problemowe Polskiego Stowarzyszenia Budowniczych Rurociągów nr 4/1998. Lewandowski M., Pyłka P., Zych M., Wykorzystanie pomiarów ultradźwiękowych zarejestrowanych przez tłoki inteligentne do równoczesnego opisu występujących w rurociągach wad geometrii, ubytków grubości ścianki i wad materiałowych. IX Międzynarodowa Konferencja Techniczna „Zarządzanie ryzykiem w eksploatacji rurociągów” Centrum Konferencyjne Dębowa Góra 2006. Karpiński M., Skrok K., Zalecenia wyboru sposobu naprawy defektów rurociągów przemysłowych. InŜynieria i Budownictwo nr 12/2000. Ziółko J., Zbiorniki metalowe na ciecze i gazy. Arkady,. Warszawa 1986. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 21 listopada 2005 roku w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać bazy i stacje paliw płynnych, rurociągi przesyłowe dalekosięŜne słuŜące do transportu ropy naftowej i produktów naftowych i ich usytuowanie. Dziennik Ustaw nr 243 (z 2005 roku) poz. 2063. 448