Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05  
18.01.2018
    
РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Правила антикоррозионной защиты резервуаров
РД-05.00-45.21.30-КТН-005-1-05

Москва - 2005 г.

Содержание

 TOC o "1-3" p " " h z ПРЕДИСЛОВИЕ

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Область применения и назначение руководящего документа

1.2 Нормативные ссылки

1.3 Принятая терминология и обозначения

1.4 Субъекты деятельности

2 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТУ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ НА ПРОВЕДЕНИЕ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРА

3 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ, СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ, КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ С АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТОЙ

3.1 Общие положения

3.2 Стадия проектирования

3.3 Стадии строительства, реконструкции и капитального ремонта

3.4 Стадия эксплуатации

4 ТРЕБОВАНИЯ К АНТИКОРРОЗИОННЫМ ПОКРЫТИЯМ, ИХ ТОЛЩИНЕ. СРОКИ СЛУЖБЫ

4.1 Общие требования к антикоррозионным покрытиям

4.2 Требования к антикоррозионной защите металлоконструкций железобетонных резервуаров

4.3 Требования к толщине покрытий

4.4 Сроки службы антикоррозионных покрытий резервуаров

5 ПОКРЫТИЯ ДЛЯ НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

5.1 Условия эксплуатации наружных покрытий резервуаров

5.2 Технические требования к ЛКМ и системам лакокрасочных покрытий для наружной поверхности резервуаров

5.3 Антикоррозионные покрытия для наружной поверхности резервуаров

5.4 Типовая технологическая схема процесса антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуара

5.5 Выбор системы покрытия для наружной поверхности резервуара

6 ПОКРЫТИЯ ДЛЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

6.1 Условия эксплуатации внутренних покрытий резервуаров

6.2 Технические требования к внутреннему покрытию резервуаров

6.3 Типы антикоррозионных покрытий для внутренней поверхности резервуаров

6.4 Выбор схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

6.5 Типовые технологические схемы процесса антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара

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

7 ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ АНТИКОРРОЗИОННЫХ РАБОТ

8 ТРЕБОВАНИЯ К ПОДГОТОВКЕ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРА

8.1 Общие требования

8.2 Подготовка наружной поверхности резервуаров

8.3 Подготовка внутренней поверхности

9 ТРЕБОВАНИЯ К ЛКМ И ПОДГОТОВКЕ ИХ К НАНЕСЕНИЮ

10 ТРЕБОВАНИЯ К НАНЕСЕНИЮ И ОТВЕРЖДЕНИЮ ЛКМ

10.1 Общие требования

10.2 Требования к нанесению ЛКМ на наружную поверхность резервуаров

10.3 Требования к нанесению ЛКМ на внутреннюю поверхность резервуаров

10.4 Устранение дефектов покрытия

11 ТРЕБОВАНИЯ К КОНТРОЛЮ И ПРИЕМКЕ ПОКРЫТИЯ

11.1 Общие положения

11.2 Контроль условий окружающей среды

11.3 Входной контроль ЛКМ и абразивных материалов

11.4 Контроль качества подготовки поверхности

11.5 Контроль в процессе нанесения и отверждения ЛКМ

11.6 Контроль отвержденного антикоррозионного покрытия

12 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА АНТИКОРРОЗИОННЫХ РАБОТ

13 МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

13.1 Общие положения

13.2 Требования безопасности при подготовке поверхности и окраске

13.3 Правила обращения с токсичными веществами

14 ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

Приложение А (обязательное)

АКТ проверки готовности объекта к проведению антикоррозионной защиты

Приложение Б (обязательное)

АКТ на скрытые работы по подготовке резервуара к окраске

Приложение В (обязательное)

ЖУРНАЛ производства работ по нанесению антикоррозионного покрытия на резервуар

Приложение Г (обязательное)

АКТ № на приемку антикоррозионного покрытия резервуара

Приложение Д (справочное)

Требования к конструктивным элементам при проектировании резервуара

Приложение Е (обязательное)

Технические требования к наружному покрытию резервуаров

Приложение Ж (обязательное)

Технические требования к внутреннему покрытию резервуаров

Приложение И (обязательное)

Перечень ЛКМ и систем покрытий, разрешенных к применению

Приложение К (справочное)

Типовая технологическая схема процесса антикоррозионой защиты наружной поверхности резервуаров

Приложение Л (обязательное)

Системы покрытий для наружной антикоррозионной защиты резервуаров и оптимальная толщина

Приложение М (обязательное)

Системы покрытий по типам для внутренней поверхности резервуаров и оптимальная толщина покрытия

Приложение Н (справочное)

Типовые технологические схемы антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуаров

Приложение П (справочное)

Приборы, инструменты и вспомогательные средства, необходимые для контроля при проведении антикоррозионных работ

Приложение Р (справочное)

Перечень рекомендуемого оборудования для проведения антикоррозионных работ

ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ

ПРЕДИСЛОВИЕ

1 Разработан ОАО ВНИИСТ, ОАО «Гипротрубопровод»

2 Утвержден и введен в действие ОАО «АК «Транснефть» 09.03.05.

3 Введен взамен РД 413160-01-01297858-02

4 Срок пересмотра - 2010 г.

5 Оригинал документа хранится в службе нормирования и технического регулирования ОАО «АК «Транснефть»

6 Документ входит в состав информационного фонда ОАО «АК «Транснефть»

Руководящий документ «Правила антикоррозионной защиты резервуаров» устанавливает основные требования к организации и проведению работ по антикоррозионной защите лакокрасочными покрытиями наружной и внутренней поверхностей стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти, а также к выбору материалов и систем покрытий. В РД приведены требования к антикоррозионной защите металлоконструкций железобетонных резервуаров.

Руководящий документ предназначен для специалистов ОАО «АК «Транснефть», ОАО МН, строительных подразделений и проектных институтов, занимающихся проектированием и проведением антикоррозионных работ по защите резервуаров для хранения нефти, входящих в систему ОАО «АК «Транснефть».

При разработке данных Правил использованы требования и положения действующих нормативных документов, относящихся к проведению работ по антикоррозионной защите резервуаров для хранения нефти.

Права на настоящий документ принадлежат ОАО «АК «Транснефть». Документ не может быть полностью или частично воспроизведён, тиражирован и распространен без разрешения ОАО «АК «Транснефть».

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Область применения и назначение руководящего документа

1.1.1 Настоящие Правила устанавливают основные требования к организации и проведению работ по защите от коррозии ЛКМ внутренней и наружной поверхностей стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти (далее резервуаров), металлоконструкций железобетонных резервуаров для хранения нефти, конструкционных элементов и трубопроводов, находящихся внутри и в пределах каре резервуаров, а также требования к выбору материалов и систем покрытий.

1.1.2 Настоящие Правила обязательны для всех подразделений и дочерних предприятий ОАО «АК «Транснефть», а также сторонних организаций и предприятий, занимающихся проектированием и проведением работ по антикоррозионной защите резервуаров для хранения нефти, входящих в систему ОАО «АК «Транснефть».

1.1.3 Настоящие Правила имеют статус технологического регламента.

1.1.4 Настоящие Правила распространяются на вновь строящиеся и находящиеся в эксплуатации стальные вертикальные резервуары для хранения нефти РВС, РВСП и РВСПК объемом 1000-50000 м3, а также металлоконструкции железобетонных резервуаров для хранения нефти.

1.1.5 Настоящие Правила распространяются на все виды деятельности, связанные с проектированием, изготовлением, ремонтом антикоррозионного покрытия резервуаров, подготовкой кадров, осуществляемой на территории России.

1.1.6 Настоящие Правила позволяют осуществить выбор системы покрытия и технологической схемы антикоррозионной защиты резервуара.

1.2 Нормативные ссылки

ГОСТ 1510-84

Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение

ГОСТ 4765-73

Материалы лакокрасочные. Метод определения прочности пленок при ударе.

ГОСТ 6806-73

Материалы лакокрасочные. Метод определения эластичности пленки при изгибе

ГОСТ 14202-69

Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маскировочные щитки.

ГОСТ 18299-72

Материалы лакокрасочные. Метод определения предела прочности при растяжении, относительного удлинения при разрыве и модуля упругости.

ГОСТ 19007-73

Материалы лакокрасочные. Метод определения времени и степени высыхания.

ГОСТ 21513-76

Материалы лакокрасочные. Метод определения водо- и влагопоглощения лакокрасочной пленки.

ГОСТ 28818-90

Материалы шлифовальные из электрокорунда. Технические условия.

ГОСТ 9.010-80

Воздух сжатый для распыления лакокрасочных материалов.

ГОСТ 9.401-91

ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Общие требования и методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию климатических факторов.

ГОСТ 9.402-80

Покрытия лакокрасочные. Подготовка металлических поверхностей перед окрашиванием.

ГОСТ 9.407-84

ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Метод оценки внешнего вида.

ГОСТ 9.409-88

ЕСЗКС. Покрытия лакокрасочные. Методы ускоренных испытаний на стойкость к воздействию нефтепродуктов.

ГОСТ 12.0.004-90

ССБТ. Организация обучения безопасности. Общие положения.

ГОСТ 12.1.007-76

ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.002-75

ССБТ. Процессы производственные. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.005-75

ССБТ. Работы окрасочные. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.3.016-87

ССБТ. Антикоррозионные работы при строительстве. Требования безопасности.

ГОСТ 12.4.009-83

ССБТ. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды, размещение и обслуживание.

ГОСТ 12.4.021-75

ССБТ. Системы вентиляционные. Требования безопасности.

ГОСТ Р 12.4.026-01

ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности.

ГОСТ 12.4.121-83

ССБТ. Противогазы промышленные фильтрующие. Технические условия.

ГОСТ Р 51858

Нефть. Общие технические условия

ТУ 3989-001-15050378-2003

Порошок абразивный N/Cu/G 0,5-2,5 Ка. Технические условия.

ТУ 22-4720-80

Технические условия на огнетушитель ОП-5

ТУ 14102-87

Технические условия на огнетушитель ОВП-100.01

ТУ 22-150-128-89

Технические условия на огнетушители углекислотные ОУ-2 и ОУ-5.

ТУ 40-0317-91

Технические условия на купершлак.

ИСО 2808-1991

Лаки и краски. Определение толщины пленки.

ИСО 2812-1-1993

Лаки и краски. Определение стойкости к воздействию жидкостей.

ИСО 2409-1992

Лаки и краски. Определение адгезии методом решетчатых надрезов.

ИСО 3248-1975

Лаки и краски. Определение стойкости покрытия к повышенной температуре.

ИСО 4060-2001

Стандартный метод определения абразивостойкости органических покрытий с помощью Табер Абразера

ИСО 4624-1978

Лаки и краски. Определение адгезии методом отрыва.

ИСО 4628-2003 Части 1-6

Лаки и краски. Оценка степени разрушения лакокрасочных покрытий.

ИСО 6270-1980

Лаки и краски. Определение влагостойкости системы (непрерывная конденсация)

ИСО 6272-1993

Лаки и краски. Определение прочности при ударе.

ИСО 8501-1-1988

Подготовка стальной поверхности перед нанесением красок и подобных покрытий. Визуальная оценка чистоты поверхности.

ИСО 8502-2-1992

Подготовка стальной основы перед нанесением красок и подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности. 4.2. Испытания на наличие хлоридов на очищенной поверхности.

ИСО 8502-3-1992

Подготовка стальной основы перед нанесением красок и подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности. Ч.З. Оценка коррозии на стальной поверхности, подготовленной к окрашиванию. Метод применения липкой ленты.

ИСО 8502-4-1993

Подготовка стальной основы перед нанесением красок и подобных покрытий. Испытания для оценки чистоты поверхности.4.4.Метод определения вероятности конденсации влаги на стальных поверхностях.

ИСО 8503-88 Части 1,2,3,4

Подготовка стальной поверхности перед нанесением красок и подобных покрытий. Характеристики шероховатости стальной поверхности, очищенной пескоструйным способом.

ИСО 11126-3-1993

Подготовка стальной поверхности перед нанесением покрытия. Спецификация неметаллических абразивов. Купершлак.

ИСО 11126-4-1993

Подготовка стальной поверхности перед нанесением покрытия. Спецификация неметаллических абразивов. Топочный шлак.

ИСО 11126-7-1993

Подготовка стальной поверхности перед нанесением покрытия. Спецификация неметаллических абразивов. Оксид алюминия.

ИСО 11127-1993

Подготовка стальной поверхности перед нанесением покрытия. Методы испытаний неметаллических абразивных материалов.

ИСО 12944-98 (Части 1-8)

Лаки и краски. Антикоррозионная защита стальных конструкций с помощью защитных лакокрасочных систем.

ИСО 15184-1998

Лаки и краски. Определение твердости пленки по карандашу.

ASTM G 6-69T

Абразивостойкость покрытий трубопроводов.

ASTM D 3359-95

Определение адгезии липкой лентой.

РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04

Нормы проектирования стальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 м3.

СНиП III-4-80* с изменениями 1-5

Строительные нормы и правила. Техника безопасности в строительстве.

СНиП 12-03-2001

Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования.

1.3 Принятая терминология и обозначения

Резервуар вертикальный стальной (РВС, РВСП и РВСПК) - резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей, понтоном или плавающей крышей, объемом 1000-50000 м3, предназначенный для хранения нефти и входящий в систему ОАО «АК «Транснефть».

Антикоррозионная защита - комплекс работ, включающий подготовку стальной поверхности резервуара, нанесение защитного антикоррозионного покрытия, контроль качества.

Лакокрасочные материалы (далее ЛКМ) - материалы на основе синтетических пленкообразующих смол, содержащие пигменты, наполнители, пластификаторы, и предназначенные для антикоррозионной защиты стальных поверхностей.

Система лакокрасочного покрытия - система последовательно нанесенных и адгезионно связанных слоев ЛКМ.

Схема технологического процесса - последовательность технологических операций по созданию защитного покрытия.

Пооперационный контроль - контроль технологических параметров при проведении каждой технологической операции.

Подготовка металлической поверхности перед окраской - удаление с поверхности, подлежащей окраске, загрязнений и окислов для обеспечения сцепления ЛКМ с металлической поверхностью.

Струйно-абразивная очистка - способ очистки поверхности с помощью струи воздуха с абразивным материалом.

Гидроабразивная очистка - способ очистки поверхности с помощью струи воды с абразивным материалом.

Механическая очистка - способ очистки поверхности с применением ручного или механического инструмента.

Жизнеспособность ЛКМ - время, в течение которого необходимо использовать двухкомпонентный ЛКМ после приготовления рабочего состава.

Толщина покрытия - номинальная толщина отвержденного покрытия в соответствии с нормативной документацией на систему покрытия.

Адгезия лакокрасочного покрытия - прочность сцепления между пленкой ЛКМ и окрашиваемой поверхностью.

Отверждение лакокрасочного покрытия - формирование пленки из ЛКМ за счет физического и (или) химического процессов.

Срок службы, или долговечность, лакокрасочного покрытия - промежуток времени до первого капитального ремонта покрытия.

Гарантийный срок службы лакокрасочного покрытия - срок, в течение которого Подрядчик дает банковские гарантии качества покрытия. Является юридическим понятием и определяется условиями договора.

1.4 Субъекты деятельности

1.4.1 Заказчик - предприятие-владелец резервуара, на котором осуществляется проведение работ по антикоррозионной защите резервуаров. Заказчик утверждает Проект производства работ по антикоррозионной защите резервуаров.

1.4.2 Производитель работ (по антикоррозионной защите) - Подрядчик - организация, имеющая лицензии на право выполнения работ по антикоррозионной защите объектов магистрального транспорта. Подрядчик разрабатывает ППР, согласовывает его с ОАО ЦУП «Стройнефть» и обеспечивает безопасное проведение работ. Участвует в приемке резервуара под проведение антикоррозионных работ и осуществляет комплекс работ по антикоррозионной защите резервуаров. Производитель работ несет ответственность за качественное выполнение работ в объеме, предусмотренном заданием Заказчика, за выполнение требований охраны труда, промышленной и пожарной безопасности объекта и дает письменные гарантии на весь период гарантированного срока службы системы покрытия.

1.4.3 Поставщик ЛКМ - предприятие или организация, поставляющая ЛКМ для антикоррозионной защиты. Поставщик при поставке материалов обязан предоставить Заказчику или Производителю работ следующую информацию:

- Сертификат на каждую партию поставляемого ЛКМ;

- Сертификаты на вспомогательные материалы (растворители, разбавители);

- Инструкцию по применению ЛКМ;

- Рекомендации по хранению ЛКМ с указанием срока хранения, при котором гарантируется сохранение качества материалов в соответствии с сертификатом качества;

- Гигиенический сертификат на ЛКМ.

2 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТУ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ НА ПРОВЕДЕНИЕ АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРА

2.1 На выполнение работ по антикоррозионной защите каждого резервуара Производитель работ разрабатывает проект производства работ (ППР). Разработка ППР, его согласование и утверждение производятся в порядке, установленном ОР-20.02-74.12.30-КТН-019-1-04 «Регламент разработки проектов производства работ на строительство, техническое перевооружение, реконструкцию и капитальный ремонт объектов МН».

2.2 Для обеспечения безопасных условий производства антикоррозионной защиты проект производства работ составляют с учетом требований раздела 5 ОР-20.02-74.12.30-КТН-019-1-04, СП-12-136-2002 «Свод правил по проектированию и строительству. Безопасность труда в строительстве. Решение по охране труда и промышленной безопасности в проектах организации строительства и проектах производства работ», СНиП III-4-80*  с изменениями №№ 1-5 «Строительные нормы и правила. Техника безопасности в строительстве», СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования», СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство», стандартов безопасности.

2.3 В проекте производства работ по антикоррозионной защите резервуара должны быть предусмотрены следующие разделы:

- Разрешение на проведение работ по антикоррозионной защите резервуаров.

- Согласованный с Заказчиком календарный план производства работ.

- Согласованный с Заказчиком перечень материалов и оборудования для проведения антикоррозионных работ по защите внутренней и наружной поверхностей резервуара.

- Генплан с нанесенными маршрутами движения, местами стоянки техники, местами складирования материалов, расстановкой подсобных помещений.

- Сертификаты на используемое оборудование для проведения антикоррозионных работ по защите внутренней и наружной поверхностей резервуара применительно к конструкции резервуара и типу используемого защитного материала.

- Сертификаты на используемый абразивный материал, растворители, разбавители и другие материалы, применяемые при подготовке поверхности резервуара к проведению антикоррозионной защиты и при собственно нанесении лакокрасочного покрытия на резервуар.

- Сертификат соответствия, гигиенический сертификат и другая необходимая документация на используемый ЛКМ для проведения антикоррозионных работ по защите внутренней и наружной поверхностей резервуара.

План (операционная технологическая карта) проведения антикоррозионных работ по защите внутренней и наружной поверхностей резервуара, составленный на основании настоящих Правил с приложениями и согласованный со службой технического надзора Заказчика, с разработкой схемы поэтапного проведения антикоррозионных работ. Схема операционного контроля качества. Меры по предотвращению возможных аварий и пожара. Охрана окружающей среды. Техника безопасности и охрана труда.

Формы актов на приемку работ по подготовке резервуаров к проведению антикоррозионной защиты, на скрытые работы, на приемку покрытия, журнала производства работ по подготовке поверхности и нанесению антикоррозионного покрытия (приложения А, Б, В, Г).

3 ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ, СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ, КАПИТАЛЬНОМУ РЕМОНТУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ С АНТИКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТОЙ

3.1 Общие положения

3.1.1 Резервуары, подлежащие антикоррозионной защите, по состоянию разделяются на:

- вновь строящиеся;

- действующие;

- выведенные в ремонт.

3.1.2 Антикоррозионная защита наружной поверхности производится на вновь строящихся резервуарах, на действующих резервуарах без вывода их из эксплуатации на капитальный ремонт, а также на резервуарах, выведенных в ремонт.

3.1.3 Антикоррозионная защита внутренней поверхности производится на вновь строящихся резервуарах и резервуарах, выведенных в ремонт.

3.2 Стадия проектирования

3.2.1 Проектной организации рекомендуется выбирать систему антикоррозионной защиты на ранней стадии проектирования с учетом условий эксплуатации резервуара и необходимого срока службы, консультируясь со специалистом по антикоррозионной защите.

3.2.2 Проектирование резервуаров должно осуществляться таким образом, чтобы конструкция резервуара обеспечивала максимально возможный доступ к поверхности, подлежащей антикоррозионной защите.

3.2.3 Конструкции резервуара в целом и отдельных его элементов должны быть максимально простыми и спроектированы таким образом, чтобы отсутствовали застойные зоны.

3.2.4 Основание резервуара должно быть достаточным для предотвращения осадки резервуара. Несоблюдение требований к основанию резервуара приводит к избыточным деформациям днища при заполнении и опорожнении резервуара, что является причиной разрушения внутренней изоляции.

3.2.5 При проектировании необходимо предусмотреть приспособления для безопасного проведения ремонтно-технических работ на стадии строительства, эксплуатации и капитального ремонта резервуара.

3.2.6 Для обеспечения безопасного проведения антикоррозионной защиты внутренней поверхности резервуара в проекте должны быть предусмотрены свободный доступ внутрь резервуара и обеспечение вентиляции.

3.2.7 Для зон, потенциально подверженных коррозионному разрушению и недоступных после монтажа, следует предусмотреть антикоррозионную защиту на весь срок эксплуатации и (или) предусмотреть прибавку на коррозию.

3.2.8 Требования к конструктивным элементам при проектировании резервуаров приведены в РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 и ПБ-03-605-03. Дополнительные требования для обеспечения качественной антикоррозионной защиты даны в приложении Д.

3.3 Стадии строительства, реконструкции и капитального ремонта

3.3.1 Производители работ на стадиях строительства, реконструкции и капитального ремонта должны использовать методы изготовления, соединения и обработки конструкционных элементов, обеспечивающие соблюдение требований проекта.

3.3.2 При использовании вспомогательных приспособлений, необходимых для проведения работ, предусмотреть их установку и крепление, которые не повреждали бы имеющееся покрытие.

3.3.3 Выполнение требований к конструкции резервуара должно быть отражено в Акте о готовности резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите (приложение А).

3.3.4 Продольные и кольцевые сварные швы корпуса, сварные швы вентилей и люков с внутренней и наружной стороны должны соответствовать ГОСТ 5264 на сварку.

3.3.5 Сварные швы следует очистить от сварочного шлака и грата. Поверхность сварных швов должна быть ровной, с плавными переходами.

3.3.6 Острые грани, насечки, сварочные брызги удаляют шлифованием без изменения геометрии и шероховатости поверхности.

3.3.7 Требования к конструкциям, приведенные в приложении Д, распространяются и на стадии реконструкции и капитального ремонта.

3.4 Стадия эксплуатации

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

3.4.2 Подвижные части конструкции внутри резервуара должны быть отлажены таким образом, чтобы их функционирование не приводило к разрушению покрытия.

3.4.3 Очистка внутренней поверхности резервуара перед проведением осмотров и ремонтных работ производится с помощью моющих составов, не оказывающих разрушающего действия на покрывной слой покрытия.

3.4.4 Допускается производить очистку резервуара пропаркой. Температура пара не должна превышать 110°С, а давление пара - 8 атм. Струя пара не должна быть направлена непосредственно на поверхность с покрытием. Температура конденсата на поверхности с покрытием не должна превышать 60°С. Максимально допустимый кратковременный подъем температуры составляет 80°С.

3.4.5 При механическом удалении отложений со дна резервуара для предотвращения разрушения покрытия используют деревянный инструмент.

4 ТРЕБОВАНИЯ К АНТИКОРРОЗИОННЫМ ПОКРЫТИЯМ, ИХ ТОЛЩИНЕ. СРОКИ СЛУЖБЫ

4.1 Общие требования к антикоррозионным покрытиям

4.1.1 Лакокрасочные покрытия, применяемые для антикоррозионной защиты внутренней и наружной поверхностей резервуаров, должны соответствовать Техническим требованиям ОАО «АК «Транснефть» (приложения Е и Ж).

4.1.2 Испытания на соответствие Техническим требованиям проводятся ООО «Институт ВНИИСТ» 1 раз в 4 года.

4.1.3 Новые покрытия, прошедшие испытания на соответствие Техническим требованиям, представляются на рассмотрение НТС ОАО «АК «Транснефть» и после утверждения дополнительно вносятся в перечень покрытий, рекомендованных к применению.

4.1.4 Перечень систем покрытий для наружной и внутренней поверхности резервуаров, прошедших испытания и разрешенных к применению, приведен в приложении И.

4.2 Требования к антикоррозионной защите металлоконструкций железобетонных резервуаров

4.2.1 Металлоконструкции железобетонных резервуаров подлежат антикоррозионной защите в соответствии с настоящими Правилами в зависимости от их расположения.

4.2.2 Антикоррозионную защиту металлоконструкций и трубопроводов внутри резервуара осуществляют по технологии защиты внутренних поверхностей резервуаров (см. раздел 6 Настоящих РД).

4.2.3 Антикоррозионную защиту металлоконструкций и трубопроводов, расположенных снаружи резервуара и находящиеся в пределах каре, по технологии защиты наружных поверхностей резервуаров (см. раздел 5 Настоящих РД).

4.3 Требования к толщине покрытий

4.3.1 Номинальная толщина покрытий, рекомендованных к применению настоящими Правилами, приведена в таблицах приложений Л и М.

4.3.2 Допускаемое отклонение толщины отвержденного покрытия в меньшую сторону составляет 20% при условии, что среднее значение толщины на замеренном участке будет соответствовать номинальной толщине или превышать ее. Количество замеров толщины покрытия определяется из расчета 7-8 замеров на 1 м2.

4.3.3 Допускаемое отклонение отвержденного покрытия в большую сторону определяет Поставщик ЛКМ с учетом критической толщины конкретного ЛКМ, при превышении которой в покрытии создаются внутренние напряжения, вызывающие разрушение покрытия, и технологических (тиксотропных) свойств ЛКМ, когда при определенной толщине происходит стекание краски с вертикальных поверхностей.

4.3.4 Замеры толщины покрытия производят из расчета не менее 10 замеров на 1 м2 окрашенной поверхности.

4.4 Сроки службы антикоррозионных покрытий резервуаров

4.4.1 Срок службы покрытия - это предполагаемая долговечность системы покрытия до его первого капитального ремонта. Согласно ИСО 12944-3 первый капитальный ремонт покрытия производят при степени разрушения покрытия Ri 3 по ИСО 4628-3, т.е. 1% окрашенной поверхности покрыт ржавчиной. По согласованию заинтересованных сторон решение о капитальном ремонте может быть принято и при меньшей степени разрушения покрытия (ИСО 4628, части 1-6).

4.4.2 Производитель работ дает гарантийный срок службы покрытия, который относится к юридическим понятиям и определяется условиями договора на проведение работ по антикоррозионной защите резервуара.

4.4.3 Срок службы наружных лакокрасочных покрытий вновь строящихся резервуаров составляет 10-20 лет.

4.4.4 Срок службы наружных лакокрасочных покрытий резервуаров, выведенных в ремонт, составляет от 10 до 20 лет. Выбор покрытия с определенным сроком службы производят в зависимости от остаточного ресурса эксплуатации резервуара, который определяется на основании результатов диагностики в соответствии с РД-08-95-95.

4.4.5 Срок службы лакокрасочных покрытий всех типов для внутренней поверхности вновь строящихся резервуаров составляет не менее 20 лет.

4.4.6 Срок службы покрытий для внутренней поверхности резервуаров определяет тип покрытия и остаточным ресурсом эксплуатации резервуара на основании результатов диагностики:

- покрытия нормального типа - не менее 10 лет;

- покрытия усиленного типа - не менее 15 лет;

- покрытия особо усиленного типа, армированные стекломатами или рубленым стекловолокном, - не менее 20 лет.

4.4.7 Системы лакокрасочных покрытий, прошедшие испытания на соответствие Техническим требованиям и включенные в Перечень (приложение И) обеспечивают указанные сроки службы при условии правильного выбора системы покрытия и выполнения требований к технологическому процессу антикоррозионной защиты на всех его стадиях.

4.4.8 Проверка состояния покрытий проводится одновременно с техническим диагностированием резервуара:

- наружное покрытие - при проведении частичного и полного обследования резервуара не реже 1 раза в 5 лет;

- внутреннее покрытие - при полном обследовании резервуара не реже 1 раза в 10 лет.

- 1 раз в 5 лет проводят выборочное обследование внутреннего покрытия из расчета 1 резервуар на 10 отремонтированных или вновь построенных с аналогичным покрытием.

5 ПОКРЫТИЯ ДЛЯ НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

5.1 Условия эксплуатации наружных покрытий резервуаров

5.1.1 Резервуары ОАО «АК «Транснефть» эксплуатируются в промышленной атмосфере различных климатических зон: умеренного, умеренно-холодного и холодного климатов.

5.1.2 Коррозионная активность окружающей среды определяется комплексным воздействием на антикоррозионное покрытие следующих факторов: температуры и относительной влажности воздуха, солнечной радиации, суточным перепадом температур, образованием конденсата на поверхности резервуара, наличием загрязнений в атмосфере (диоксид серы и другие коррозионно-активные газы). В отдельных регионах возможно также механическое истирающее воздействие твердыми частицами (например, песком), переносимыми ветром. Температура эксплуатации наружного покрытия составляет -60.. .+60°С.

5.1.3 Условия эксплуатации резервуаров для хранения нефти разделяют по следующим категориям атмосферной коррозионной активности (ИСО 12944-1):

- С3 (средняя) - промышленная атмосфера зон умеренного и холодного климатов вдали от рек и морей (скорость коррозии стали составляет 200-400 г/м2·год);

- С4 (высокая) - промышленная атмосфера зон умеренного и холодного климатов вблизи рек и других водоемов с пресной водой или незначительной засоленностью (скорость коррозии стали составляет 400-650 г/м2·год);

- С5-М (очень высокая, морская) - прибрежные области с большой засоленностью, морская атмосфера (скорость коррозии стали составляет более 650 г/м2·год).

5.2 Технические требования к ЛКМ и системам лакокрасочных покрытий для наружной поверхности резервуаров

5.2.1 Наружное покрытие резервуаров должно обеспечивать антикоррозионную защиту резервуара в промышленной атмосфере макроклиматических зон умеренного и холодного климата.

5.2.2 Покрытие должно быть устойчивым к изменению геометрических параметров конструкции резервуара, размеры которых определены РД-08-95-95 «Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов»: допускаемая стрела прогиба выпучины или вмятины стенки при расстоянии от нижнего до верхнего края 1500 мм - 15 мм; от 1500 до 3000 мм - 30 мм, от 3000 мм до 4500 мм - 45 мм.

5.2.3 Покрытие должно быть стойким к кратковременному воздействию хранящегося в резервуаре продукта на случай облива наружной поверхности в процессе эксплуатации резервуара, стойким и химически нейтральным к моющим средствам.

5.2.4 Толщина покрытия должна соответствовать номинальной толщине в соответствии с технической документацией на данную систему покрытия (см. приложение Л).

5.2.5 Поверхность покрытия должна быть однородной, иметь низкое грязеудержание.

5.2.6 Цвет покрывного ЛКМ должен быть светлым.

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

5.2.8 Покрытие должно быть сплошным для обеспечения барьерного эффекта.

5.2.9 Технические характеристики покрытия, их нормативные значения и методы испытаний с указанием нормативного документа приведены в приложении Е.

5.3 Антикоррозионные покрытия для наружной поверхности резервуаров

5.3.1 Покрытия для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуаров представляют собой комплексные системы покрытий, состоящие из 2-4 слоев ЛКМ различных классов: эпоксидных, полиуретановых и других.

5.3.2 Для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуаров используют 2 вида покрытий:

- системы покрытий с грунтовками, содержащими цинк;

- системы покрытий с грунтовками, содержащими прочие антикоррозионные пигменты и наполнители.

5.3.3 Системы покрытий могут быть комбинированными, т.е. включать ЛКМ на основе различных пленкообразующих. В комбинированных системах покрытий, включающих эпоксидные и полиуретановые ЛКМ, эпоксидные ЛКМ используют только в качестве грунтовочных и промежуточных слоев, отделочный верхний слой выполняют материалом на основе полиуретановых материалов.

5.3.4 Системы покрытий с цинксодержащими грунтовками используют для антикоррозионной защиты вновь строящихся резервуаров.

5.3.5 Системы покрытий с грунтовками, не содержащими цинк, используют на всех резервуарах, подлежащих антикоррозионной защите: вновь строящихся; действующих, без вывода их из эксплуатации, и выведенных в ремонт.

5.4 Типовая технологическая схема процесса антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуара

5.4.1 Антикоррозионная защита резервуаров ЛКП производится в следующей последовательности:

- подготовка резервуара к проведению работ по антикоррозионной защите;

- подготовка металлической поверхности резервуара перед окрашиванием;

- окраска наружной поверхности резервуара, включая верхнюю поверхность плавающей крыши, верхний пояс резервуара с плавающей крышей, конструкции и трубопроводы в пределах каре;

- отверждение покрытия;

- контроль качества покрытия;

- устранение дефектов покрытия.

На всех стадиях технологического процесса осуществляют пооперационный контроль.

5.4.2 Антикоррозионная защита трубопроводов и оборудования в пределах каре осуществляется по той же технологии, что и наружная поверхность резервуара.

5.4.3 На наружную поверхность стенки резервуара должны быть нанесены логотипы ОАО «АК «Транснефть» в соответствии с утвержденными эскизами, надписи «Огнеопасно» и номер резервуара.

5.4.4 Типовая технологическая схема процесса антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуаров приведена в приложении К.

5.5 Выбор системы покрытия для наружной поверхности резервуара

5.5.1 Выбор системы покрытия для антикоррозионной защиты наружной поверхности резервуара определяется следующими факторами:

- состоянием резервуара (п.3.1.1; 3.1.2);

- категорией атмосферной коррозионной активности (п.5.1.3);

- применяемой грунтовкой (п.5.3.2);

- суммарной толщиной покрытия, прошедшего сертификацию;

- необходимым сроком службы.

5.5.2 Системы покрытий для наружной поверхности резервуаров с указанием оптимальной толщины каждого слоя и покрытия в целом, условий эксплуатации и сроков службы приведены в приложении Л.

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 +50°С.

6.1.7 Степени агрессивного воздействия сред определяют по СНиП 2.03.11-85 «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

Элементы конструкций резервуаров

Степень агрессивного воздействия на стальные конструкции резервуаров в зависимости от нефти (классификация по ГОСТ Р 51858)

классы 1, 2, 3 вид 1*

класс 4 вид 2, 3**

Внутренняя поверхность днища и первый пояс на всю высоту + 100 мм (зона воздействия подтоварной воды), а также элементы конструкций и трубопроводы, расположенные в этой зоне

Среднеагрессивная

Сильноагрессивная

Средние пояса, нижние части понтонов и плавающих крыш

Слабоагрессивная

Слабоагрессивная

Верхний пояс (зона периодического смачивания)

Среднеагрессивная

Сильноагрессивная

Крыша резервуара, верх и бортовые поверхности понтонов, бортовые поверхности плавающих крыш (паро-воздушная зона)

Среднеагрессивная

Сильноагрессивная

*Массовые доли: серы - 0-3,50%, сероводорода - не более 20 ppm, метил- и этилмеркаптанов в сумме - не более 40 ppm.

**Массовые доли: серы - более 3,50%, сероводорода - 20-100 ppm, метил- и этилмеркаптанов в сумме - 40-100 ppm.

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 5 м - 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 - 30 мм, 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 ГОСТ 1510).

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

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: