Проведение ремонтно-восстановительных работ в резервуарах с защитными покрытиями
Необходимость восстановительных работ на защитных покрытиях, нанесенных ранее внутри резервуаров, может возникнуть, в основном, в двух случаях.
В первом случае, когда резервуар закончен строительством или вводится в эксплуатацию после выполнения изоляционных работ на внутренней и внешней поверхности. В процессе приемки и сдачи, контроля за качеством выполненной работы выявляются отдельные участки поврежденного или не выдержавшего испытания дефектоскопами покрытия. В этом случае дефектные участки перекрашиваются на полной схеме: удаление нанесенного слоя, очистка механизированным инструментом до металла, нанесение покрытия по принятой технологии.
Во втором случае, когда резервуар защищен от коррозии и находится в эксплуатации. Известно, что используемые для антикоррозионной защиты стальных нефтяных резервуаров лакокрасочные материалы гарантируют надежную работу образуемого ими покрытия в течение 3 - 5 лет, исключая металлизационнополимерные, имеющие срок службы в 2 - 3 раза больший.
По истечении указанного срока покрытие подлежит обследованию и восстановлению. В противном случае начинается процесс локального коррозионного разрушения днища, кровли и стального корпуса резервуара.
Ограниченный срок службы лакокрасочного покрытия является основным недостатком в использовании ЛКМ для противокоррозионной защиты стальных нефтяных резервуаров, что требует их восстановления или полной замены этих малостойких покрытий на более эффективные.
Как известно, все резервуары, в том числе с защитным покрытием, подвергают по нормам трем видам ремонта: текущему, среднему и капитальному. Восстановление лакокрасочного покрытия производят, как правило, при среднем и капитальном ремонте. При этом периодичность как среднего, так и капитального ремонта зависит не только от работоспособности лакокрасочного покрытия, но, главным образом, от фактической скорости коррозии элементов конструкции резервуара, срока выхода из строя днища, кровли и корпуса резервуара, с учетом особенностей эксплуатации, технологического назначения и конструкции резервуаров.
Средний и капитальный ремонт включают следующие обязательные операции: опорожнение, зачистка и дегазация резервуара, замена вышедших из строя отдельных листов корпуса, днища и кровли с применением сварочных работ; устранение дефектных сварных швов, ремонт и замена вышедшего из строя оборудования, испытание на прочность и плотность узлов и всего резервуара, восстановление целостности ранее нанесенных покрытий или нанесение нового (при разрушении больших участков старого покрытия), замена отдельных вышедших из строя частей резервуара (например, днища или кровли).
Резервуары, эксплуатирующиеся с защитным покрытием, не подлежат очистке и дегазации пропариванием, т.к. очень мало защитных покрытий выдерживают такое тепловое воздействие. Поэтому в резервуарах с защитными покрытиями операции опорожнения, зачистки и дегазации выполняют только с применением моющих растворов, которые практически не влияют на последующую стойкость нанесенного ранее покрытия.
Для выполнения этих работ резервуары, находившиеся в эксплуатации, необходимо полностью освободить от нефти и нефтепродуктов, очистить от загрязнений, образовавшихся в процессе их хранения и продегазировать.
Зачистку резервуаров проводят,как правило, механизированными средствами с помощью моющих и эмульгирующих растворов. Перечень наиболее пригодных моющих веществ для создания моющих растворов приведен в табл. 8.28. Наиболее эффективны составы на основе препаратов КАМП, МЛ-72, МЛ-80.
Значительную трудность при зачистке резервуара представляет удаление донных отложений, образовавшихся при хранении и перекачке нефти. Для их удаления институт ИПТЭР (Уфа) разработал технику и эффективную технологию, широко применяющуюся на практике.
Для последующей отмывки от нефтяных загрязнений и дегазации резервуара используют моющие растворы. При подаче их на стенки, кровлю и днище резервуара используют специальный моечный агрегат, представляющий собой двух- или трехструйный брандсбойт, привод которого состоит из водяной турбины, вращающейся под напором моющего раствора и редуктора. При работе агрегата, управляемого с расстояния, сопла поворачиваются в горизонтальных и вертикальных плоскостях, что позволяет направить струю моющего раствора на загрязненную поверхность. Под совместным действием моющего раствора и струи жидкости загрязнения отделяются от поверхности, эмульгируются моющим раствором и скапливаются вместе с раствором на днище резервуара. Отработанный моющий раствор откачивается из резервуара в специальную емкость и отстаивается там. При отделении нефтяных загрязнений в отдельную фазу они откачиваются в нефтепровод, а восстановленный моющий раствор вновь используется. Технология мойки нефтяных резервуаров от нефтепродуктов разработана институтом ИПТЭР.
Одновременно с отмывкой стенок резервуара от тяжелых остатков и пленки нефти проводят его дегазацию. С этой целью применяют естественную и принудительную вентиляцию. Естественная вентиляция происходит при открытых верхних и нижних люках резервуара. Для принудительной вентиляции используют установки, работающие на приток или вытяжку. При этом, во избежание образования искры, вентиляторы и их двигатели должны быть изготовлены в искробезопасным исполнении. Вентиляция проводится до концентрации паров углеводородов в резервуаре ниже 30 мг/л.
К выполнению восстановительных работ по подготовке поверхности и нанесению лакокрасочных материалов можно приступать только после полного завершения работ по зачистке и дегазации резервуара.
Технологические процессы по подготовке отдельных частей поверхности резервуара и нанесению ЛКМ при восстановлении защитного покрытия не отличаются от таковых при противокоррозионной защите вновь строящихся резервуаров. Поэтому при проведении ремонтных работ по восстановлению лакокрасочных покрытий в действующих резервуарах используется то же оборудование и средства механизации, что и для вновь строящихся резервуаров.
