Поверхности резервуаров

Корпус рассматриваемого резервуара собран из 96 мери-дианальных лепестков, сваренных встык горизонтальными (уровни А, Б, Г и Д), экваториальными (уровень В) и мери-дианальными (обозначение 1...24) сварными швами, и двух полюсных элементов (купола и днища). К куполу приварены верхний люк-лаз 0 500x16 мм для доступа к внутренней поверхности резервуара и технологические штуцера для ввода жидкого аммиака, уровнемера и пр. Заполнение резервуара аммиаком производится сверху через трубу 0 108x8 мм при-ааренную к штуцеру ввода аммиака. К нижнему днищу приварены штуцер 0 108x8 мм для вывода продукта (жидкого аммиака) и отстойник 0 500x16 мм, предназначенный для олорожнения резервуара.

Обеспечить необходимую чистоту топлив и масел при хранении можно только при условии изоляции этих нефтепродуктов от стальной поверхности резервуара и снижения коррозии металла применением других противокоррозионных мероприятий. Использование резервуаров без внутренней противокоррозионной защиты

Все работы по подготовке поверхности резервуара и окраске проводят в чистой обуви и одежде. Рабочие должны быть снабжены защитными очками и респираторами.

Протекторная защита внутренней поверхности резервуара работает эффективно, если выполняется условие

Протекторная защита, рассматриваемая в данном разделе, предназначена для предотвращения коррозии нефтепромысловых резервуаров при любом уровне подтоварной фазы, удельное сопротивление которой составляет не более 0,7 Ом-м (минерализация не менее 10 г/л). Разработаны схемы протекторной защиты внутренней поверхности резервуара с уровнем водной фазы до 2м и более 2м.

2. Защитную плотность тока на поверхности резервуара:

2. Защитную плотность тока на поверхности резервуара:

- коэффициент оголенности внутренней поверхности резервуара (пористость покрытия) 5„; Методика определения коэффициента оголенности приведена в приложении 9;

-задаваемый коэффициент неравномерности распределения плотности тока на поверхности днища резервуара КГ1 (принимают Кн= 1 ,3... 1 ,7).

Пример расчета катодной защиты внутренней поверхности резервуара приведен в приложении 10.

Определение коэффициента оголенности (пористости покрытия) внутренней поверхности резервуара

Сложность процесса коррозионного разрушения внутренней поверхности резервуаров заключается в том, что физико-химические характеристики сред изменяются по высоте резервуара в результате чередования технологических операций (наполнение - отстой опорожнение).

Обеспечить необходимую чистоту топлив и масел при хранении можно только при условии изоляции этих нефтепродуктов от стальной поверхности резервуара и снижения коррозии металла применением других противокоррозионных мероприятий. Использование резервуаров без внутренней противокоррозионной защиты

Наибольшее распространение для защиты внутренней поверхности резервуаров нашли следующие способы:

Работы по нанесению лакокрасочных покрытий на внутренние поверхности резервуаров включают в себя следующие стадии:

При нанесении лакокрасочных покрытий тем или иным способом на внутренние поверхности резервуаров следует придерживаться соблюдения некоторых специальных условий:

Виды контроля при нанесении покрытий на внутренние поверхности резервуаров

Примеры расчета протекторной защиты внутренней поверхности резервуаров приведены в приложении 9.

5.2. Протекторная защита внутренней поверхности резервуаров стержневидными анодами

При расчете протекторной защиты внутренней поверхности резервуаров с уровнем водной фазы более 2 м последовательно определяют следующие величины и параметры:

2.2.Рецептуры ЛКК для окраски внутренней поверхности резервуаров:

5.2, Протекторная защита внутренней поверхности резервуаров стерж-