6. Покрытия для внутренней поверхности резервуаров

6.1 Условия эксплуатации внутренних покрытий резервуаров

6.1.1 По условиям эксплуатации внутренняя поверхность резервуара разделяется на три зоны:

• днище и первый пояс на всю высоту +100 мм;
• средние пояса;
• верхний пояс и крыша.

6.1.2 Днище и первый пояс резервуара подвергаются воздействию коррозионно-активной минерализованной подтоварной воды.

6.1.3 Средние пояса резервуара испытывают воздействие товарной нефти, коррозионная активность которой незначительна.

6.1.4 Верхний пояс и крыша резервуаров со стационарной крышей подвергаются воздействию газовоздушной фазы повышенной коррозионной агрессивности за счет присутствия кислорода,углекислого газа, сероводорода, паров воды.

6.1.5 Элементы конструкций и трубопроводы, находящиеся внутри резервуара, также подвергаются воздействию различных сред в зависимости от их расположения по высоте резервуара.

6.1.6 Максимальная температура эксплуатации внутреннего покрытия составляет +50⁰C.

6.1.7 Степени агрессивного воздействия сред определяют по СНиП2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии»:

• слабоагрессивные;
• среднеагрессивные;
• сильноагрессивные.

6.1.8 Агрессивность нефти определяется содержанием серы, воды, хлористых солей и сероводорода. Степени агрессивности сред на различные элементы конструкций резервуаров приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1. Степень агрессивного воздействия сред на элементы конструкций резервуаров

6.2 Технические требования к внутреннему покрытию резервуаров

6.2.1 Внутреннее покрытие резервуаров должно обладать стойкостью к хранящимся в резервуаре продуктам.

6.2.2 Покрытие должно быть устойчивым к изменению геометрических параметров конструкции резервуара в процессе его эксплуатации, размеры которых определены РД-08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»: высота хлопунов днища при площади неровности до 2 м² — 150 мм, при площади неровности до 5м — 180 мм; допускаемая стрела прогиба выпучины или вмятины стенки при расстоянии от нижнего до верхнего края 1500 мм — 15 мм; от 1500 до 3000 мм — 30мм, от 3000 мм до 4500 мм — 45 мм.

6.2.3 Покрытие должно быть устойчивым к нагрузкам, возникающим в результате суточных перепадов температур и перепадов температур в процессе эксплуатации.

6.2.4 Толщина покрытия должна соответствовать номинальной толщине в соответствии с технической документацией на данную систему покрытия.

6.2.5 Покрытие должно иметь прочное сцепление с металлической поверхностью.

6.2.6 Поверхность покрытия должна быть однородной и легко поддаваться очистке от хранящегося в резервуаре продукта перед проведением осмотров.

6.2.7 Покрытие должно быть сплошным для обеспечения барьерного эффекта.

6.2.8 Удельное объемное сопротивление покрытия не нормируется. (Изменение № 5 ГОСТ1510).

6.2.9 Технические характеристики покрытия, их нормативные показатели и методы испытаний с указанием нормативного документа приведены в приложении Л.

6.3 Типы антикоррозионных покрытий для внутренней поверхности резервуаров

6.3.1 Для антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров используют покрытия нормального, усиленного и особо усиленного типа. Все покрытия разделяются на 5групп:

• № 1 — покрытия нормального типа на основе эпоксидных ЛКМ суммарной толщиной до 300 мкм;
• № 2 — покрытия нормального типа на основе однокомпонентных полиуретановых ЛКМ толщиной 200-500мкм;
• № 3 — покрытия усиленного типа однослойные покрытия на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка толщиной 500-600 мкм;
• № 4 — покрытия особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка, армированные стекломатами, толщиной 2000-3000 мкм;
• № 5 — покрытия особо усиленного типа на основе эпоксидных ЛКМ с высоким содержанием сухого остатка, армированные рубленым стекловолокном, толщиной 1000-2000 мкм.

6.3.2 Покрытия нормального типа №№ 1 и 2 применяют при слабоагрессивных условиях эксплуатациидля защиты всей внутренней поверхности, как вновь строящихся резервуаров, так и резервуаров, прошедших текущий или капитальный ремонт. При средне- и сильноагрессивных условиях эксплуатации применяют для защиты поверхностей, контактирующих с нефтью (средние пояса резервуаров типа РВС, нижняя часть понтона и плавающей крыши).

6.3.3 Покрытия усиленного типа № 3 применяют при слабо- и среднеагрессивных условиях эксплуатации для защиты всей внутренней поверхности как вновь строящихся резервуаров, так и резервуаров, прошедших текущий или капитальный ремонт. При использовании различных типов покрытий по высоте резервуара для средне- и сильноагрессивных сред покрытия усиленного типа используют для защиты верхнего пояса, крыши и зоны средних поясов резервуаров РВС, контактирующих с нефтью, а также нижней части понтона и плавающей крыши.

6.3.4 Покрытия особоусиленного типа № 4 и № 5 применяют для защиты днища и первого пояса на всювысоту + 100 мм при средне- и сильноагрессивных условиях эксплуатации, особеннопри возможности коррозионных поражений днища со стороны основания. Покрытия, армированные рубленым стекловолокном, применяют также для защиты крыши при сильноагрессивных условиях эксплуатации.

6.3.5 Покрытия особоусиленного типа применяют как для защиты вновь строящихся резервуаров, так и для восстановления резервуаров, выведенных в ремонт, что позволяет сократить объемы предварительно выполняемых ремонтных работ.

6.3.6 Системы покрытий для внутренней поверхности резервуаров с указанием оптимальной толщины каждого слоя и покрытия в целом приведены в приложении М.

6.4 Выбор схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

6.4.1 Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуара и конструкционных элементов, находящихся внутри резервуара, может выполняться как одной, так и несколькими системами покрытий различного типа по высоте резервуара.

6.4.2 Выбор схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара и его конструкционных элементов производится с учетом следующих факторов:

• типа резервуара (РВС, РВСП, РВСПК);
• состояния резервуара (п. 3.1.3);
• условий эксплуатации (п.п. 6.1.7, 6.1.8);
• результатов диагностики резервуара, находящегося в эксплуатации;
• необходимого срока продления службы резервуара, находящегося в эксплуатации;
• химической нейтральности к средствам пенотушения.

6.4.3 При хранении в резервуаре нефти одного класса и вида условия эксплуатации определяют всоответствии с п.п. 6.1.7 и 6.1.8.

6.4.4 При возможности хранения в резервуаре нефтей с различной степенью агрессивности выбор покрытий производят для наибольшей степени агрессивности.

6.4.5 В таблице 6.2 приведены схемы антикоррозионной защиты резервуаров в зависимости от типа и состояния резервуара, а также коррозионной агрессивности среды.

Таблица 6.2 (обязательная). Схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров

6.5 Типовые технологические схемы процесса антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

6.5.1 Антикоррозионная защита внутренней поверхности резервуаров лакокрасочными покрытиями производится в следующей последовательности:

• подготовка резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите;
• подготовка металлической поверхности резервуара перед окраской;
• окраска внутренней поверхности резервуара, включая элементы конструкций и трубопроводы внутри резервуара;
• отверждение покрытия;
• контроль качества покрытия;
• устранение дефектов покрытия.

На всех стадиях технологического процесса осуществляют пооперационный контроль.

6.5.2 Антикоррозионную защиту производят в соответствии с типовыми технологическимисхемами, каждая из которых объединяет несколько типов покрытий (см. таблицу 6.3).

Таблица 6.3. Типовые технологические схемы и типы применяемых покрытий

6.5.3 Типовые технологические схемы процесса антикоррозионной защиты внутреннейповерхности резервуаров приведены в приложении Н.

6.6 Последовательность проведения работ по антикоррозионной защите внутренней поверхности резервуара покрытиями различного типа

6.6.1 Общие положения

6.6.1.1 Для предотвращения повреждения покрытия в процессе антикоррозионной защиты должно соблюдаться общее требование при производстве работ: подготовка поверхности и окраска производятся поэтапно с учетом производительности оборудования и жизнеспособности двухкомпонентных ЛКМ, от крыши к днищу, в следующем порядке: крыша, боковая поверхность, трубопроводы и металлоконструкции внутри резервуара, днище.

6.6.1.2 Особенности защиты резервуаров разной конструкции обусловлены наличием понтона или плавающей крыши и применением для защиты днища и первого пояса покрытий особоусиленного типа.

6.6.2 Резервуары со стационарной крышей (РВС)

6.6.2.1 При использовании схемы без усиления защиты днища и первого пояса внутреннюю поверхность окрашивают полностью в соответствии с п. 6.6.1.1.

6.6.2.2 При усилении защиты днища и первого пояса следует применять следующую схему антикоррозионной защиты:

• крышу, боковую поверхность, за исключением первого пояса на всю высоту +100 мм, и металлоконструкции, расположенные выше 1 пояса +100 мм, защищают покрытиями нормального или усиленного типа (при сильноагрессивных условиях эксплуатации крышу и верхний пояс на всю высоту +100 мм защищают покрытием особо усиленного типа, армированным рубленым стекловолокном);
• первый пояс на всювысоту +100 мм, трубопроводы и металлоконструкции в пределах этой зоны, днище — покрытие особо усиленного типа.

6.6.3 Резервуары со стационарной крышей и понтоном (РВСП)

6.6.3.1 В резервуарах типа РВСП средние пояса в зоне движения понтона не окрашиваются.

6.6.3.2 Понтон, выполненный из алюминия, антикоррозионной защите не подлежит.

6.6.3.3 При использовании схемы без усиления защиты днища и первого пояса внутренняя поверхность, за исключением средних поясов в зоне движения понтона, подлежит антикоррозионной защите в последовательности: крыша, верхний пояс, верхняя и нижняя поверхность и борта стального понтона, первый пояс, трубопроводы и металлоконструкции внутри резервуара и днище.

6.6.3.4 При усилении защиты днища и первого пояса следует применять следующую схему антикоррозионной защиты резервуара:

• крышу, верхний пояс, верхнюю, нижнюю поверхности и борта стального понтона, металлоконструкции, расположенные выше 1 пояса +100 мм, защищают покрытия минормального или усиленного типа (при сильноагрессивных условиях эксплуатации крышу защищают покрытием особо усиленного типа, армированным рубленым стекловолокном);
• первый пояс на всю высоту +100 мм, опорные стойки понтона и трубопроводы в пределах этой высоты, днище — покрытием особо усиленного типа.

6.6.3.5 Антикоррозионную защиту крыши и верхнего пояса производят до монтажа алюминиевого понтона.

6.6.4 Резервуары с плавающей крышей (РВСПК)

6.6.4.1 В резервуарах типа РВСПК средние пояса в зоне движения плавающей крыши не окрашиваются.

6.6.4.2 Верхняя часть плавающей крыши и верхняя часть боковой поверхности резервуара подвергаются воздействию атмосферы и подлежат окраске по технологии защиты наружной поверхности резервуара.

6.6.4.3 При использовании схемы без усиления защиты днища и первого пояса внутренняя поверхность, за исключением средних поясов в зоне движения плавающей крыши, подлежит антикоррозионной защите в последовательности: боковая поверхность плавающей крыши до монтажа уплотняющего затвора перед гидроиспытанием; площадки обслуживания направляющих и сами направляющие в верхнем узле; нижняя поверхность и опорные стойки стальной плавающей крыши; первый пояс на всю высоту +100 мм; трубопроводы внутри резервуара, днище.

6.6.4.4 При усилении защиты днища и первого пояса следует применять следующую схему антикоррозионной защиты резервуара:

• боковую и нижнюю поверхность стальной плавающей крыши, металлоконструкции, расположенные выше первого пояса +100 мм, защищают покрытиями нормального или усиленного типа;
• первый пояс на всю высоту +100 мм, направляющие и трубопроводы в пределах этой высоты, днище -покрытием особо усиленного типа.