Перейти до вмісту
ДНАОП — нормативні документи з охорони праці
ДСТУ 7703:2015
/ 11

  1. Вибирання захисного покриву для зовнішньої поверхні резервуара

    1. Вибирання системи захисного покриву для протикорозійного захисту зовнішньої поверхні резервуара залежить від:

  • стану резервуара;

  • категорії корозійної активності середовища;

  • типу використовуваної ґрунтівки;

  • сумарної товщини покриву;

  • необхідного строку служби.

    1. Покриви для зовнішньої поверхні резервуарів зі вказівкою оптимальної товщини кожного шару і покриву в цілому, умов експлуатування і строків служби наведено в таблиці 8.2

  2. Технологічна схема процесу протикорозійного захисту зовнішньої поверхні резервуара

    1. Протикорозійний захист резервуарів ЛФП виконують у такій послідовності:

  • підготовлення резервуара до проведення робіт з протикорозійного захисту;

  • підготовлення металевої поверхні резервуара перед фарбуванням;

  • вхідне контролювання матеріалів;

  • фарбування зовнішньої поверхні резервуара, зокрема зовнішньої поверхні сталевого понтона або плаваючої покрівлі, устатковання і трубопроводів у межах обвалування;

  • поопераційне контролювання нанесення кожного шару покриву;

  • контролювання тужавіння покриву;

  • контролювання якості затужавілого покриву;

  • усунення дефектів покриву.

  1. Протикорозійний захист трубопроводів і устатковання в межах обвалування виконують за тією самою технологією, що і зовнішньої поверхні резервуарів.

  2. Системи ЛФП для зовнішньої поверхні резервуарів наведено в таблиці 8.2.

Таблиця 8.2

Системи ЛФП для категорії корозійної активності СЗ

Ґрунтувальні шари

Верхні шари

Система ЛФП

Орієнтовний строк служби, років

Плівкоутворювальна основа

Кількість шарів

Товщина, мкм

Плівко­утворюва­льна основа

Кількість шарів

Товщина, мкм

Кіль­кість шарів

Сумарна товщина, мкм

Епоксид

1

80

Епоксид, поліуретан (акрил-полі- уретан)

1—2

80

2-3

160

10—15

1

80

2

120—160

3

200—240

15—20

Цинковмісний епоксид або поліуретан

1

40

1—2

120—160

2-3

160—200

15—20

Цинковмісний етилсилікат

1

80

1—2

80—120

2-3

160—200

15—20

Системи ЛФП для категорії корозійної активності С4

Епоксид, поліуретан

1

80

Епоксид, поліуретан (акрилполі- уретан)

2

160

3

240

10—15

1

80

2

200

3

280

15—20

Цинковмісний епоксид або поліуретан

1

40

2

160

3

200

10—15

1

40

3

200—240

3

240—280

15—20

Цинковмісний етилсилікат

1

80

2

120

3

200

10—15

1

80

2

160—200

3

240—280

15—20

Системи ЛФП для категорії корозійної активності С5-М та С5-І

Епоксид, поліуретан

1

400

—

—

1

400

10—15

1

150

Епоксид, поліуретан (акрил-полі- уретан)

1

150

2

300

10—15

1

250

1

250

2

500

15—20

Цинковмісний епоксид або поліуретан

1

40

2

200

3

240

10—15

1

80

2

160

3

240

10—15

Цинковмісний етилсилікат

1

80

2

160

3

240

10—15

1

80

2

240

3

320

15—20

Примітка 1. 1 Щоб зберегти колір і блиск від дії сонячної радіації і ультрафіолету, верхній фінішний шар має бути поліуре- тановим. 2. У цинковмісних грунтівках всіх типів вміст порошкоподібного цинку в пігменті в перерахунку на нелетку частину фарби має становити не менше 80 % мас.З. Допустиме застосування ЛФМ на основі інших плівкоутворювальних та іншої товщини сухої плівки покриву за умови відповідності нових систем ЛФП вимогам даного документа.

    1. Схема технологічного процесу протикорозійного захисту зовнішньої поверхні резервуарів наведена в додатку Д.

  2. ВИМОГИ ДО ЗАХИСНИХ ПОКРИВІВ ДЛЯ ВНУТРІШНЬОЇ ПОВЕРХНІ РЕЗЕРВУАРІВ

    1. Чинники та критерії корозії резервуарів, умови експлуатування

      1. За умовами експлуатування внутрішню поверхню резервуара розділяють на три зони: вну­трішні поверхні днища та першого поясу на всю його висоту плюс 100 мм; середні пояси стінки ре­зервуара, у разі обґрунтованої необхідності їх протикорозійного захисту; внутрішня поверхня всього верхнього поясу та внутрішня поверхня стаціонарної покрівлі та її внутрішні конструктивні (несівні) елементи.

      2. Днище і нижній перший пояс резервуара піддають дії мінералізованої підтоварної води, яка спричиняє електрохімічну корозію.

      3. Середні пояси резервуарів піддають дії товарної нафти, корозійна активність якої незначна.

      4. Верхній пояс резервуарів зі стаціонарною покрівлею піддають дії газоповітряної суміші, на­явність в якій кисню, вуглекислого газу, сірководню, водяної пари створює підвищену агресивність у цьому просторі.

      5. Елементи конструкцій, що розташовані усередині резервуара, також піддають дії різних середовищ залежно від їх висоти розташовання в резервуарі.

      6. Температура експлуатації внутрішнього покриву становить від мінус 40 °С до 70 °С.

      7. Залежно від дії на метал агресивного середовища умови експлуатації поділяють на: слабо- агресивні, середньоагресивні, сильноагресивні.

      8. Умови експлуатації різних елементів конструкцій резервуарів наведено в таблиці 9.1.

Таблиця 9.1

Елементи конструкцій резервуарів

Ступінь агресивної дії залежно від класу нафти

Класи 1,2, 3*

Клас 4*

Внутрішня поверхня днища і першого поясу на висоту 1000 мм (зона дії підтоварної води), а також внутрішні конструктивні елементи та устатковання, які розташовані в цій зоні

Середньо- агресивна

Сильно- агресивна

Середні пояси (у разі обґрунтованої необхідності протикорозійного захисту), внутрішні поверхні понтонів і плаваючих покрівель

Слабо- агресивна

Слабо- агресивна

Внутрішня поверхня верхнього поясу (зона періодичного замочування) та паро­повітряна зона

Середньо- агресивна

Сильно- агресивна

Внутрішня поверхня стаціонарної покрівлі резервуара та її конструктивні (несівні) елементи, зовнішня і бічна поверхні понтонів, бічна поверхні плаваючих покрівель (пароповітряна зона)

Середньо- агресивна

Сильно- агресивна

* Класи нафти:

  1. — малосірчана — масова доля сірки до 0,60 %;

  2. — сірчана — масова доля сірки від 0,61 % до 1,80 %;

  3. — високосірчана — масова доля сірки від 1,81 % до 3,50 %;

  4. — особливо високо сірчана — масова доля сірки понад 3,50 %.

  1. Загальні вимоги до внутрішнього захисного покриву резервуарів

    1. Протикорозійний покрив внутрішньої поверхні резервуара повинен:

  • бути стійкий до впливу нафти, підтоварної води, газоповітряної суміші випарів нафти;

  • мати адгезію до ґрунтувального шару або основного металу (залежно від технології нанесення); яка відповідає вимогам таблиці 9.2;

  • не вступати в реакцію з нафтою та не впливати на її кондицію;

  • бути тривким до розтріскування;

  • забезпечувати сумісність деформацій з корпусом резервуара (з урахуванням різної товщини стінки за висотою) під час наповнювання та спорожнювання;

  • бути зносотривким (у резервуарах з плаваючими покрівлями і понтонами) і довговічним;

  • зберігати адгезійні властивості, механічну міцність та хімічну тривкість у розрахунковому діа­пазоні температури;

  1. Поверхня покриву має бути однорідною і легко піддаватися очищенню від продукту, що збе­рігається в резервуарі, перед проведенням оглядів.

  2. Покрив має бути суцільним для забезпечення бар'єрного ефекту.

  3. Вимоги до електростатичної іскробезпеки протикорозійного покриву металевих резервуарів для зберігання нафти не нормовані.

  4. . Покрив має витримувати пропарювання за температури пари не вище 110 °С

  5. Технічні характеристики внутрішніх покривів, їх нормативні показники і методи випробову­вань наведено в таблиці 9.2.

Таблиця 9.2

Назва показників

Норма

Метод випробовування

Зовнішній вигляд покриву

Однорідна поверхня без пропусків і видимих дефектів: пухирів, шагрені, пор, тріщин, забруднень

ГОСТ 9.407

Товщина покриву, мкм:

Згідно з таблицею 9.3 та рекомендаціями виробника ЛФМ

Додаток Л

Діелектрична суцільність покриву (для неструмопровідних ЛФМ), В/мкм, не менше ніж:

5

ДСТУ4219

Міцність під час удару за температури 20 °С, Дж, не менше ніж:

ДСТУ4219

— нормальний тип покриву

4

— посилений тип покриву

8

— особливо посилений тип покриву

15

Вихідна адгезійна міцність:

— методом Х-подібного надрізу, бал

0—1

Додаток М

— методом ґратчастих надрізів (для покривів загальною товщиною до 200 мкм), бал

1—2

ГОСТ 15140

— методом відриву «грибка», МПа, та характер відриву:

ДСТУ4219

2,5—3,5 (нормальний тип)

Без адгезійного відриву

3,5—5 (посилений тип)

Не більше 50 % адгезійного відриву

більше 5 (особливо посилений тип)

Характер відриву будь-який

Водопоглинання покриву %, не більше, за температури

20 °С

60 °С

2 4

ГОСТ 21513

Термотривкість за температури 70 °С протягом 24 год:

ГОСТ 9.406

зовнішній вигляд покриву

Допустима зміна кольору і втрата блиску

Назва показників

Норма

Метод випробовування

Тривкість до дії нафти за температури 60 °С протягом 240 год

зовнішній вигляд покриву

адгезійна міцність:

— методом Х-подібного надрізу, бал, не нижче

  • методом ґратчастих надрізів (для покривів загальною товщиною до 200 мкм), бал, не нижче ніж

  • зниження адгезійної міцності методом відриву «грибка» за вихідних показників

  1. 3,5 МПа

  2. 5 МПа

більше 5 МПа

Допустима зміна кольору і втрата блиску

1

1—2

Не більше 10 % без адгезійного відриву

Не більше ЗО % за адгезійного відриву не більше 50 % від площі

Не більше 50 % характер відриву необмежений

ГОСТ 9.409

Додаток М

ГОСТ 15140

ДСТУ4219

  1. Типи протикорозійних покривів для внутрішньої поверхні резервуарів

    1. Для протикорозійного захисту внутрішньої поверхні резервуарів використовують покриви нормального, посиленого і особливо посиленого типу. Всі покриви розділяються на 5 типів:

Побачили розбіжність з офіційним текстом?

Повідомити про неточність

Напишіть, що саме розходиться з офіційною публікацією. Код документа вкажіть у повідомленні — так ми швидше знайдемо потрібне місце.

Перейти до форми зворотного зв'язку

Дивіться також

Весь розділ →