АКЗ

Общие положения

Резервуары, подлежащие АКЗ антикоррозионными покрытиями, по состоянию разделяются на:

  • вновь строящиеся;
  • действующие;
  • выведенные в ремонт.

Системы наружных АКП наносят на вновь строящиеся резервуары, на действующие резервуары без вывода их из эксплуатации на капитальный ремонт, на резервуары, выведенные в ремонт, трубопроводы и металлоконструкции, находящиеся в пределах каре, а также на верхнюю часть плавающей крыши и верхний пояс боковой внутренней поверхности стенки резервуаров РВСП К.

Системы внутренних АКП наносят на вновь строящиеся резервуары и резервуары, выведенные в ремонт.

Антикоррозионную защиту металлоконструкций и трубопроводов железобетонных резервуаров производят по технологиям антикоррозионной защиты металлоконструкций и трубопроводов стальных резервуаров.

АКП, применяемые для антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхностей резервуаров, должны соответствовать ОТТ-25.220.01-КТН-179-13 и ОТТ-25.220.01-КТН-187-13.

Системы АКП, применяемые для антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхностей резервуаров, должны быть внесены в Реестр ОВП в порядке, установленном в ОР-03.120.20-КТН-111-14.

Для включения в Реестр ОВП системы АКП наружной и внутренней поверхности резервуаров должны иметь положительное  заключение ОАО ЦТД «Диаскан» о возможности проведения диагностики металлоконструкций резервуара без удаления АКП в соответствии с РД-19.100.00-КТН-299-09.

Для включения в Реестр ОВП системы АКП внутренней поверхности резервуаров для хранения авиационного топлива должны иметь положительное заключение о применении от ФГУП «ГосНИИ ГА». В составе компонентов, используемых для верхнего слоя, систем АКП внутренней поверхности резервуаров для хранения авиационного топлива не должно содержаться соединений цинка, меди, кобальта, ванадия и кадмия.

Схема выбора антикоррозионных материалов для проведения АКЗ резервуаров

Выбор антикоррозионных материалов для АКЗ резервуаров проводится в два этапа:

  • выбор типа покрытия;
  • выбор конкретной марки антикоррозионного материала.

Тип покрытия выбирается на основании рабочего проекта. Разработка рабочего проекта на конкретный резервуар осуществляется проектной организацией на основании типового проекта и требований ОТТ-25.220.01-КТН-179-13 и ОТТ-25.220.01-КТН-187-13, исходя из срока службы, хранимого продукта и климатического района по ГОСТ 16350. Рабочий проект утверждается заказчиком. В рабочем проекте указывается тип покрытия в соответствии с ОТТ-25.220.01-КТН-179-13 и ОТТ-25.220.01-КТН-187-13».

Выбор конкретной марки антикоррозионного материала осуществляется на стадии разработки ППР.

При разработке ППР подрядная организация должна использовать тип покрытия, указанный в рабочей документации. ППР разрабатывается с учетом требований типовых технологических карт по подготовке поверхности и нанесению АКП, утвержденных

ООО «НИИ ТНН». Подрядная организация согласовывает ППР с заказчиком, а также согласовывает с поставщиком/изготовителем технологические карты по подготовке поверхности и нанесению АКП.

Стадия эксплуатации

Эксплуатация резервуара с внутренним АКП разрешается после полного отверждения покрытия. Время полного отверждения АКП должно составлять не более

7 суток при температуре окружающего воздуха плюс 25 °С. Время полного отверждения в интервале от 0 ºС до 40 ºС с шагом в 5 ºС должно быть приведено в технической документации производителя.

При обслуживании резервуара в процессе эксплуатации (отбор проб, профилактический осмотр и др.) следует не допускать повреждения внутреннего и наружного АКП.

Подвижные части конструкции внутри резервуара должны быть отрегулированы таким образом, чтобы их функционирование не приводило к разрушению АКП.

Перед проведением планового или внеочередного технического диагностирования внутреннюю поверхность резервуара для хранения нефти очищают от остатков нефти пропаркой или мойкой негорючими растворами ТМС в соответствии с требованиями ОР-23.020.00-КТН-230-14.

В процессе пропарки температура пара не должна превышать 110 °С. Максимально допустимый подъем температуры на поверхности покрытия составляет 80 °С. Использовать пар с температурой выше 110 °С запрещается.

Резервуар для хранения светлых нефтепродуктов подлежит мойке растворами ТМС без пропарки.

Очистку резервуара для хранения светлых нефтепродуктов с использованием негорючих растворов ТМС производят перед проведением планового или внеочередного технического диагностирования, при длительном хранении светлых нефтепродуктов (не реже одного раза в 2 года согласно ГОСТ 1510) и при смене нефтепродукта, подлежащего хранению.

7.3.1 Полный комплекс работ по очистке резервуара с использованием растворов ТМС включает следующие технологические операции:

  • вывод резервуара из эксплуатации;
  • подготовительные работы;
  • удаление технологического остатка;
  • дегазация резервуара;
  • мойка резервуара с применением растворов ТМС;
  • удаление продуктов очистки;
  • промывка резервуара водой;
  • сушка внутренней поверхности резервуара;
  • контроль качества очистки;
  • утилизация продуктов очистки.

7.3.2 Требования к ТМС:

  • растворы ТМС не должны оказывать вредного воздействия на АКП внутренней поверхности резервуара;
  • физическое состояние ТМС: твердое вещество (порошок) или жидкость;
  • концентрация водородных ионов – не выше 12 по ГОСТ 22567.5;
  • моющая способность – не ниже 93 % по ГОСТ 22567.15;
  • растворы ТМС должны иметь класс опасности не ниже 3 по ГОСТ 12.1.007.

При механическом удалении отложений со дна резервуара для предотвращения разрушения АКП следует использовать деревянный инструмент.

Требования к АКЗ наружной поверхности резервуаров

Технические требования к АКП для наружной поверхности резервуаров

АКП наружной поверхности резервуаров должно обладать стойкостью:

  • к воздействию окружающей среды:
    - температура – от минус 60 °С до 60 °С;
    - относительная влажность окружающего воздуха – до 100 %;
    - ветровой район – от I до VI по СП 20.13330.2011;
    - суммарная солнечная радиация – до 120 ккал·см2/год.
  • к изменению геометрических параметров конструкции резервуара.
  • к кратковременному воздействию хранящейся в резервуаре для хранения нефти и нефтепродукта;
  • к кратковременному воздействию ТМС при очистке поверхности АКП.

Требования к антикоррозионной защите внутренней поверхности резервуаров для хранения нефти

Технические требования к системам АКП внутренней поверхности резервуаров для хранения нефти

АКП внутренней поверхности резервуаров должно обладать стойкостью:

  • к воздействию хранящегося продукта при температуре до плюс 60 °С;
  • к изменению геометрических параметров конструкции резервуара. Значение допускаемых величин стрел прогиба приведены в таблице 8.1;
  • к истиранию уплотняющим затвором в зоне движения понтона (плавающей крыши);
  • к воздействию пара и растворов ТМС при проведении очистки резервуара перед проведением осмотров.

По условиям эксплуатации внутренняя поверхность резервуара разделяется на три зоны:

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

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

Средние пояса резервуара испытывают воздействие товарной нефти и нефтепродуктов.

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

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