CC BY
22протасов в. н., д.т.н. профессор РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
недостатки нормативно-технической документации, определяющей качество противокоррозионного покрытия стальных резервуаров для хранения нефти, и рекомендации по ее совершенствованию
Стальные резервуары, предназначенные для хранения сырой и товарной нефти, относятся к числу наиболее металлоемких сооружений, от надежности которых в значительной степени зависит экологическая и экономическая безопасность РФ. Наиболее значительный парк стальных резервуаров объемом от 1000 до 50 000 м3 для хранения нефти эксплуатируется на предприятиях ОАО «АК «Транснефть».
Накопленный опыт эксплуатации резервуаров указанного назначения показывает, что одной из основных причин их ограниченного срока службы является высокая коррозионная и сорбционная активность эксплуатационных сред по отношению к используемым сталям, что обусловливает в сочетании с различными видами механического воздействия на резервуар развитие процессов коррозионного, сорбцион-ного, коррозионного-механического и сорбционно-механического разрушения металла. В настоящее время основным методом защиты стальных резервуаров от указанных видов разрушения является нанесение на их наружную и внутреннюю поверхность покрытий из различных лакокрасочных материалов. При этом надежность резервуара в значительной степени зависит от качества применяемого покрытия. В настоящее время в РФ отсутствует государственный стандарт или регламент, определяющий качество противокоррозионного покрытия ре-
зервуаров для хранения сырой и товарной нефти. Поэтому рядом акционерных обществ по добыче, переработке и транспортированию нефти, проектированию резервуаров, используемых при указанных производственных процессах, разработаны ТУ, СНиП или РД по противокоррозионной защите резервуаров покрытиями из лакокрасочных материалов, содержащие технические требования к этим покрытиям, определяющие их качество. АО «ВНИИСТ», являющимся одним из подразделений ОАО «АК «Транснефть», разработан Руководящий документ РД 4131160-01-01297858-05 «Правила антикоррозионной защиты резервуаров» (взамен РД 413160-0101297858-02), в котором указывается, что «настоящие правила обязательны для всех подразделений и дочерних предприятий ОАО «АК «Транснефть», а также сторонних предприятий, занимающихся проектированием и проведением работ по противокоррозионной защите резервуаров для хранения нефти, входящих
в систему ОАО «АК «Транснефть». В данном РД сформулированы технические требования к противокоррозионным покрытиям наружной и внутренней поверхности резервуара для хранения нефти, определяющие, по мнению авторов этого нормативно-технического документа, требуемое качество этих покрытий. В РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина был проведен анализ соответствия сформулированного в рассматриваемом РД качества покрытий наружной и внутренней поверхности резервуара качеству, обусловливаемому назначением этих покрытий.
В табл. 1 и 2 приведены содержащиеся в рассматриваемом РД технические требования к покрытиям наружной и внутренней поверхности резервуаров.
Анализ комплекса показателей качества, приведенных в таблицах 1 и 2, показывает, что во многих случаях вместо показателей качества покрытия приводятся его свойства или виды испытаний, что явля-
ется грубым нарушением структур- поглощение, стойкость к истиранию относительное удлинение покрытия ной схемы описания качества про- являются свойствами покрытия, а при разрыве (%), относительное
дукции [ 1 ]. показателями качества по каждому из изменение массы покрытия (%),
В частности, эластичность, водо- этих свойств являются соответственно потери массы покрытия (мг).
Таблица 1. Содержащиеся в РД технические требования к покрытию наружной поверхности резервуаров
Наименование показателей Норма Метод испытания
1 2 3
Внешний вид покрытия Однородная поверхность без пропусков и видимых дефектов ИСО 12944-6
Толщина покрытия Согласно рекомендациям производителя ЛКМ ИСО 2808 Неразрушающий метод измерения
Диэлектрическая сплошность покрытия, В/мкм 6...8 ASTM G 6
Исходная адгезионная прочность: • методом Х-образного надреза, балл • методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл • методом отрыва, МПа, и характер отрыва «грибка» 5A-4А 0-1 2,5-3,5 отсутствие адгезионного отрыва 3,5-5,0 не более 50 % адгезионного отрыва более 5,0 характер отрыва любой ASTM D 3359 И СО 2409 И СО 4624
Эластичность покрытия, %, не менее 3,5 ГОСТ 6806, ГОСТ 18299
Стойкость к истиранию на приборе Taber Abraser (абразивные колеса CS 17, груз 1000 г, количество циклов 1000), мг, не более 160 ASTM D 4060
Коэффициент соотношения емкостей покрытия при частотах 5 и 50 кГц, не менее 0,8 ГОСТ 9.409
Тангенс угла диэлектрических потерь, не более 0,2 ГОСТ 9.409
Стойкость к термостарению: 60°С - 1000 ч: - внешний вид покрытия Незначительное изменение блеска и цвета, отсутствие разрушений ИСО 3248
- адгезионная прочность: • методом Х-образного надреза, балл, не ниже • методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более 3A 1 ГОСТ 9.407 И СО 4628-4 И СО 4628-5
- снижение адгезионной прочности методом отрыва, не более, при исходных показателях: • 2,5-3,5 МПа 10 % отсутствие адгезионного отрыва
• 3,5-5 МПа 30 % не более 50 % адгезионного отрыва
• более 5 МПа 50 % характер отрыва любой
- изменение эластичности покрытия, не более, при исходном показателе: • 3,5-5 % • более 5 % 10 % 30 %
Продолжение таблицы 1
Наименование показателей Норма Метод испытания
1 2 3
Стойкость к комплексному воздействию климатических факторов: • С3 - 20 циклов • С4 - 30 циклов • С5-М - 40 циклов внешний вид покрытия Незначительное изменение блеска и цвета, отсутствие разрушений Метод 8 ГОСТ 9.401 ГОСТ 9.407
- адгезионная прочность • методом Х-образного надреза, балл, не ниже • методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более 3А 1 ИСО 4628 (ч.2-5)
- снижение адгезионной прочности методом отрыва, %, не более, при исходных показателях: • 2,5-3,5 МПа 10 % отсутствие адгезионного отрыва
• 3,5-5 МПа 30 % не более 50 % адгезионного отрыва
• более 5 МПа - состояние металла под покрытием 50 % характер отрыва не ограничен отсутствие коррозии
Стойкость к воздействию сильноагрессивной сырой нефти при 40° С в течение 120 часов: - внешний вид покрытия - адгезионная прочность: • методом Х-образного надреза, балл, не ниже • методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более Незначительное изменение блеска и цвета, отсутствие разрушений 3A 2 ИСО 2812-1 ГОСТ 9.407 ИСО 4628 (ч.2-5)
- снижение адгезионной прочности методом отрыва, %, не более, при исходных показателях: • 2,5-3,5 МПа 10 % отсутствие адгезионного отрыва
• 3,5-5 МПа 30 % не более 50 % адгезионного отрыва
• более 5 МПа 50 % характер отрыва любой
- состояние металла под покрытием отсутствие коррозии
Испытание в камере соляного тумана при 35±2°С: - С3 - 240 часов - С4 - 480 часов - С5-М - 720 часов 1 ГОСТ 9.401
Распространение коррозии от линии надрезов, мм, не более
окончание таблицы 1
Наименование показателей Норма Метод испытания
1 2 3
Испытание в камере влажности при 40°С ИСО 6270
в зависимости от категории коррозионной активности атмосферы (ИСО 12944): • С3 - 240 ч;
• С4 - 480 ч; Незначительное ГОСТ 9.407
• С5-М - 720 ч. изменение блеска и цвета,
- внешний вид покрытия отсутствие разрушений ИСО 4628 (ч.2-5)
- адгезионная прочность • методом Х-образного надреза, балл, не 3А
ниже 1
• методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл, не более
- снижение адгезионной прочности методом 10 %
отрыва, %, не более, при исходных отсутствие адгезионного
показателях: • 2,5-3,5 МПа отрыва 30 % не более 50 %
• 3,5-5 МПа адгезионного отрыва 50 % характер отрыва не
• более 5 МПа ограничен отсутствие коррозии
- состояние металла под покрытием
* — Методики испытаний по ГОСТу 9.401 и количество циклов определяются условиями договора на испытания.
Краски ИОТУН - непревзойденная защита от коррозии !
[родажа краски со склада в Санкт-Петербурге.
Приглашаем к сотрудничеству региональ
РОСНЕФТЬ
А
-ЕНЕФТЕПРОДУКТ 36
Имеехсячмуяътиколорная машина.
РОСНЕФТЬ
19809Лпетербуршр^тачек д.57 oft.3^ тел. (812) 332 00 80 факс (812) 183 05 25
^щщЦ,!
ТУАПСеНЕО* IЫ1Ш
35
ЛЧИ.мппи.____-у-
E-mail:
17
Ш
Таблица 2. Содержащиеся в РД технические требования к покрытию внутренней поверхности резервуаров
Наименование показателей Норма Метод испытания
1 2 3
Внешний вид покрытия Однородная поверхность без пропусков и видимых дефектов ИСО 12944-6
Толщина покрытия, мкм Согласно рекомендациям производителя ЛКМ ИСО 2808 Неразрушающий метод измерения
Диэлектрическая сплошность покрытия, В/мкм, не менее: - нормального типа - усиленного типа - особо усиленного типа 7...8 5...6 4...5 ASTM G6
Эластичность покрытия, %, не менее 3,5 ГОСТ 6806, ГОСТ 8299
Прочность при ударе (диаметр бойка 16 мм, груз массой 3 кг), Дж, не менее • при 20°С • после термотеста (60°С - 1000 ч) 4 3 ИСО 6272
Стойкость к истиранию на приборе Taber Abraser (абразивные колеса CS 17, груз 1000 г, количество циклов 1000), мг, не более 160 ASTM D 4060
Исходная адгезионная прочность: • методом Х-образного надреза, балл • методом решетчатых надрезов (для покрытий общей толщиной до 250 мкм), балл • методом отрыва, МПа, и характер отрыва «грибка» 5A-4А 0-1 2,5-3,5 отсутствие адгезионного отрыва 3,5-5,0 не более 50 % адгезионного отрыва более 5,0 характер отрыва любой ASTM D 3359 ИСО 2409 ИСО 4624
Коэффициент соотношения емкостей покрытия при частотах 5 и 50 кГц, не менее 0,8 ГОСТ 9.409
Тангенс угла диэлектрических потерь, не более 0,2 ГОСТ 9.409
Водопоглощение покрытия, %, не более - при 20°С - при 60°С 3 6 ГОСТ 21513
ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ ДНЯ ЛЮБЫХ НАГРУЗОК В ЛЮБЫК УСЛОВИЯ*
ДИНММЕТПЧЕСКИМЧИСМЗМЧМП 1РИВ0ДШ
www.unifos.ru п
юниЪос
РОССИЯ, 197343, г.САНКТ - ПЕТЕРБУРГ, ул. БЕЛООСТРОВСКАЯ, 22, офис 310-312, телефон: +7 812 449 2721 (многоканальный)
Продолжение таблицы 2
Наименование показателей Норма Метод испытания
1 2 3
Стойкость к термостарению при 60°С в течение
1000 ч:
- внешний вид покрытия допускается изменение ИСО 3248
цвета и потеря блеска
- адгезионная прочность:
• методом Х-образного надреза, балл, не ниже 3Д
• методом решетчатых надрезов (для покрытий 2
общей толщиной до 250 мкм), балл, не более
• методом отрыва (для покрытий общей толщиной 2,5-3,5
не менее 250 мкм), МПа отсутствие адгезионного
отрыва
3,5-5
не более 50 %
адгезионного отрыва
более 5,0
характер отрыва любой
- изменение эластичности покрытия, %, не более,
при исходном показателе:
• 3,5-5 % 10
• более 5 % 30
Стойкость к воздействию 3 %-ного раствора NaCl ИСО 2812-1
при 20°С, 40°С и 60°С в течение 1000 ч: допускается изменение
- внешний вид покрытия цвета и потеря блеска
- адгезионная прочность:
• методом Х-образного надреза, балл, не ниже 3Д
• методом решетчатых надрезов, балл, не более 2
- снижение адгезионной прочности методом отрыва,
%, не более, при исходных показателях:
• 2,5-3,5 МПа 10 %
при отсутствии
адгезионного отрыва
• 3,5-5 Мпа 30 %
не более 50 %
адгезионного отрыва
• более 5 МПа 50 %
характер отрыва любой
коэффициент соотношения емкостей при
различных частотах, не менее 0,7
- тангенс угла диэлектрических потерь, не более 0,2
- изменение эластичности покрытия, %, не более,
при исходном показателе:
• 3,5-5 % 10
• более 5 % 30
- состояние металла под покрытием отсутствие коррозии
Стойкость к воздействию сильноагрессивной сырой допускается изменение ИСО 2812-1
нефти при 60°С в течение 1000 ч: цвета и потеря блеска
- внешний вид покрытия
- адгезионная прочность:
• методом Х-образного надреза, балл, не ниже 3Д
• методом решетчатых надрезов (для покрытий 1-2
общей толщиной до 250 мкм), балл, не более
Окончание таблицы 2
Наименование показателей Норма Метод испытания
1 2 3
- снижение адгезионной прочности методом отрыва, %, не более, при исходных показателях: •2,5-3,5 МПа 10 % при отсутствии адгезионного отрыва
•3,5-5 МПа 30 % при адгезионном отрыве не более 50 % от площади «грибка»
•более 5 МПа 50 % характер отрыва не ограничен
- коэффициент соотношения емкостей при различных частотах, не менее - тангенс угла диэлектрических потерь, не более - изменение эластичности покрытия, %, не более, при исходном показателе: •3,5-5 % •более 5 % •состояние металла под покрытием 0,7 0,2 10 30 отсутствие коррозии
Стойкость к термостарению, стойкость к комплексному воздействию климатических факторов, стойкость к воздействию сильноагрессивной сырой нефти относятся к группе комплексных свойств покрытия, каждое из которых характеризуется несколькими показателями качества. Приведенные в табл. 1 и 2 в качестве показателей качества «испытание в камере соляного тумана» и «испытание в камере влажности» являются видами испытания покрытия, а не его свойствами или показателями качества. Следует отметить, что относительное удлинение при разрыве, характеризующее в соответствии с рассматриваемым РД эластичность покрытия и контролируемое согласно ГОСТу 18299 на свободной полимерной пленке, является показателем качества материала, а не покрытия. Слой покрытия, связанный силами адгезии с металлом, иначе деформируется и разрушается по сравнению со свободной пленкой из того же материала [ 2 ]. Конечно, относительное удлинение пленки из материала покрытия косвенно определяет сопротивление покрытия растрескиванию при деформировании металла резервуара. Но показателем качества самого покрытия резервуара, определяющим
его сопротивление растрескиванию, т.е. способность сохранять диэлектрическую сплошность при деформировании металла, является заданная стрела прогиба полосы металла с покрытием, при которой не должно происходить растрескивания покрытия. Требуемая величина стрелы прогиба стальной пластины с покрытием, т. е. норма, определяется величиной максимального напряжения в металле резервуара при его эксплуатации. Методика расчета требуемой стрелы прогиба приведена в работе [ 3]. В соответствии с рассматриваемым РД одним из требуемых свойств наружного покрытия резервуара является его сопротивление износу закрепленным абразивом при трении скольжения. На практике наружное покрытие резервуара не подвергается подобному виду износа. При высоких скоростях воздушного потока, содержащего значительное количество механических примесей, возможен газоабразивный износ наружного покрытия, но механизм изнашивания в этом случае отличается от изнашивания закрепленным абразивом при трении скольжения и, следовательно, метод испытания покрытия на изнашивание должен отличаться от ука-
занного в РД стандарта АSTM D 4060. ^гласно рассматриваемому РД показателями качества наружного и внутреннего покрытия резервуара являются коэффициент соотношения емкостей покрытия при частотах 5 и 50 кГц и тангенс угла диэлектрических потерь. Указанные показатели характеризуют диэлектрические свойства покрытия, а приведенные в РД нормы на эти показатели свидетельствуют о том, что наружное и внутреннее покрытия резервуара должны быть хорошими диэлектриками как в исходном состоянии, так и при длительном воздействии эксплуатационной среды, что обусловливает барьерный механизм их противокоррозионного действия. В РД рекомендованы для противокоррозионной защиты наружной и внутренней поверхностей резервуаров системы покрытий с грунтовками, содержащими цинк. Использование цинка в материале грунтовочного слоя определяет электрохимический механизм защитного действия покрытия. При указанном механизме защитного действия изменение численных значений показателей диэлектрических свойств покрытия свыше указанной в РД допустимой величины не является нарушением его противокоррозионного
ООО «Копейский завод изоляции труб»
действия. В покрытиях с пигментами протекторного действия барьерный эффект защиты не является определяющим, и в этом случае следует использовать показатели качества покрытия, характеризующие его электрохимические свойства. Содержащиеся в рассматриваемом РД технические требования к наружному и внутреннему покрытиям резервуара предусматривают контроль стойкости покрытия к воздействию сильноагрессивной сырой нефти, однако состав подобной среды для проведения испытаний в РД не приводится. Следует отметить, что в резервуары подразделений ОАО «НК «Транснефть» поступает продукция нефтяных скважин, прошедшая первичную промысловую подготовку, т.е. не сырая, а товарная нефть. Поэтому непонятно, зачем проводить испытания покрытий в сырой нефти. Неясно также, почему стойкость наружного покрытия резервуара к термостарению следует оценивать при 60°С, а к сильноагрессивной сырой нефти при 40°С, к соляному туману при 35°С и к влажности при 40°С. Это же относится и к внутреннему покрытию. При этом температуры испытаний наружного и внутреннего покрытий резервуара в одной и той же среде также различные. Согласно РД температура эксплуатации наружного покрытия от минус 60°С до плюс 60°С, а максимальная температура эксплуатации внутреннего покрытия плюс 50°С. Возникает вопрос: насколько важно указывать разную максимальную температуру эксплуатации наружного и внутреннего покрытий резервуара, учитывая высокую теплопроводность металла? Неясно, зачем для контроля адгезионной прочности покрытия рекомендованы три метода, т.е Х-образный надрез, решетчатый надрез и отрыв грибка, т.к. для контроля относительного изменения адгезионной прочности при различных видах испытаний рекомендован только метод отрыва грибка. В целом, как показывает проведенный анализ, представленный в РД комплекс показателей качества наружного и внутреннего покрытий резервуара составлен бессистемно и не обусловливает требуемое качество, определяемое назначением этих покрытий. Во многих случаях, как отмечалось выше, вместо показателей качества покрытия приводятся его свойства или условия испытаний. Ряд необходимых показателей вообще отсутствует. Например, в РД указывается, что покрытие должно быть стойким и химически нейтральным к моющим растворам, иметь низкое грязесодержание, легко поддаваться очистке от хранящегося продукта перед проведением осмотров. Однако в технических условиях отсутствуют показатели качества и нормы на них, характеризующие способность покрытия выполнять эти требования.
I.Изоляция
Имеющееся на заводе оборудование позволяет наносить следующие виды антикоррозионных покрытий: эпоксидное, двух и трёхслойное экструдированное. Диаметр изолируемых труб с 273 по 1420 мм. Проектная мощность 300 км усреднённого диаметра (1020мм) в год. В 2004 году получены положительные результаты испытаний заводского покрытия на соответствие Техническим требованиям ОАО«АК» Транснефть. Трубы завода с наружным защитным покрытием используются при капитальном ремонте и строительстве газопроводов ОАО«Газпром».
И.Изготовление гнутых отводов
Создан и успешно функционирует цех по изготовлению гнутых отводов как из изолированных так и из чёрных труб диаметром от219мм до1420ммвключительно. Гнутые отводы соответствуют требованиям ГОСТ 24950-81 и ТУ 1468-013-00154341-03.
Ш.Восстановление труб бывших в эксплуатации
Введён в строй цех по восстановлению труб бывших в эксплуатации диаметром от 530 мм до 1420мм, мощность цеха 100 км в год усреднённого диаметра (1020мм).
Отсутствует также показатель качества, характеризующий способность внутреннего покрытия защищать металл от наводороживания в серово-дородсодержащих нефтях. В РД говорится, что «срок службы наружных лакокрасочных покрытий вновь строящихся резервуаров составляет 10-20 лет, срок службы лакокрасочных покрытий всех типов для внутренней поверхности вновь строящихся резервуаров составляет не менее 20 лет. Срок службы покрытий для внутренней поверхности резервуаров определяет тип покрытия: 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». Очевидно, эти формулировки следует откорректировать, т. е срок службы не составляет, а должен составлять столько-то лет, т. к. приведенные значения сроков службы являются нормой.
В данном РД отсутствует метод оценки фактического срока службы покрытий, что делает установленные нормы срока службы бессмысленными. Целесообразно объединить все пункты технических требований, касающиеся адгезионной прочности покрытия, в один пункт, как показано ниже.
Адгезионная прочность, МПа, не менее
- в исходном состоянии
- после термостарения
- после комплексного воздействия климатических факторов
- после воздействия сильноагрессивной нефти
- после воздействия влажности.
Это же относится и к другим показателям качества, в частности, к показателям диэлектрических свойств, деформативности и сплошности покрытия.
Согласно РД одним из показателей качества внутреннего покрытия резервуара является прочность при ударе. Использование термина
«прочность при ударе» в данном случае недопустимо, т. к. во-первых, прочность не может выражаться в Дж, а во-вторых, показателем качества покрытия является диэлектрическая сплошность, которая должна сохраняться при заданной энергии удара. В разделе РД, касающегося требований к внутреннему покрытию резервуара, следовало рассмотреть причины возникновения ударных нагрузок на покрытие. Необоснованны в РД и нормы на различные показатели качества. В большинстве случаев они не соответствуют требуемым, определяемым назначением наружного и внутреннего покрытия резервуара. Например, нормы на исходную адгезионную прочность покрытия и на ее относительное изменение на заданной базе времени в конкретных эксплуатационных условиях должны назначаться исходя из следующих граничных условий: 1) покрытие не должно отслаиваться от металла или расслаиваться в течение планируемого срока службы; 2) скорость под-пленочной коррозии защищаемого металла не должна превышать допустимой скорости коррозии на заданной базе времени. Методика расчета этих норм приведена в работе [3]. В рассматриваемом РД нормы на адгезионную прочность покрытия в исходном состоянии и после воздействия различных сред установлены произвольно, исходя из субъективных представлений авторов о фактической исходной адгезионной прочности различных полимерных покрытий и интенсивности ее изменения в эксплуатационных средах при разных температурах. Вышесказанное хорошо подтверждают данные, приведенные в табл. 1 и 2. Авторы ввели без каких-либо обоснований и физических подтверждений несколько диапазонов нормы на исходную адгезионную прочность покрытия и для каждого диапазона установили ни чем не обоснованный допустимый характер разрушения покрытия при отрыве методом грибка. Далее они
использовали этот, скромно говоря, непонятный принцип при назначении нормы на относительное изменение адгезионной прочности и характер разрушения покрытия при отрыве методом грибка после испытаний в различных средах.
Аналогично установлены нормы и на другие приведенные в РД показатели качества наружного и внутреннего покрытий резервуаров. Норма на толщину наружного и внутреннего покрытий в технических требованиях отсутствует. Авторы РД заявляют, что норма назначается согласно рекомендациям производителя лакокрасочного материала (см. табл. 1 и 2). Подобная ссылка на производителя лакокрасочных материалов недопустима. Специалисты в области технологии производства лакокрасочных материалов обычно устанавливают норму на толщину отдельных слоев покрытия исходя из недопустимости стекания мокрого слоя с вертикальной поверхности металла, а норму на общую толщину покрытия в соответствии с требованием обеспечения диэлектрической сплошности структурированного покрытия. Но этого недостаточно. Норма на толщину покрытия должна назначаться прежде всего исходя из допустимой скорости подпленочной коррозии защищаемого металла. Исследования, проведенные в лаборатории конструирования полимерных покрытий оборудования и сооружений нефтегазовой отрасли РГУ нефти и газа им. Губкина, показали, что при отсутствии в материалах покрытия пигментов протекторного действия и ингибиторов коррозии, т.е. при комбинированном барьер-но-адгезионном механизме защитного действия покрытия, основными показателями качества покрытия, определяющими его противокоррозионное действие, являются коэффициент проницаемости системы покрытия по отношению к эксплуатационной среде, адгезионная прочность и толщина покрытия. Каждый из этих показателей вносит свою определенную долю в суммарный механизм противокор-
розионного действия. Установлена функциональная зависимость скорости подпленочной коррозии металла с покрытием от указанных показателей [ 4 ], позволяющая рассчитать норму на толщину конкретной системы покрытия при заданной допустимой скорости подпленочной коррозии защищаемого металла и известных значениях адгезионной прочности и проницаемости покрытия. Нормы на все требуемые показатели качества покрытия должны назначаться только исходя из назначения этого покрытия. При этом под назначением покрытия следует понимать, какие функции должно выполнять покрытие, как оно должно выполнять эти функции, в каких условиях и в течение какого времени. Только эти составляющие понятия «назначение» определяют требуемый комплекс свойств покрытия, показатели по каждому свойству, нормы на эти показатели и их допустимые отклонения на стадии формирования покрытия и его последующей эксплуатации в течение заданного срока службы. В рассматриваемом РД этот принцип не используется, что обусловливает несоответствие сформулированного в данном нормативно-техническом документе качества наружного и внутреннего покрытий резервуара требуемому качеству, обусловливаемому назначением этих покрытий. Следует различать два вида технических требований, определяющих качество противокоррозионного покрытия резервуара: технические требования, определяющие качество вновь выбираемого покрытия для противокоррозионной защиты резервуара, и технические требования, определяющие качество покрытия, сформированного в производственных условиях на поверхности резервуара. Первые используются на стадии выбора материалов и конструкции покрытия конкретного назначения и при сертификации покрытия, а вторые на стадии проведения окрасочных работ при выходном контроле качества покрытия, сформированного на поверхности резервуара.
Технические требования второго вида должны содержать только те показатели, которые определяют исходное качество покрытия и зависят от качества технологических процессов подготовки окрашиваемой поверхности, формирования мокрого слоя лакокрасочного материала на подготовленной поверхности, структурирования этого слоя. Согласно названию рассматриваемого РД данный документ выполняет функции технологического регламента и, следовательно, в его состав должны входить технические требования второго вида, определяющие исходное качество сформированного покрытия. По мнению автора, технические требования к вновь выбираемому или сертифицируемому противокоррозионному покрытию резервуаров для хранения нефти должны представлять собой отдельный документ, являющийся стандартом для подразделений ОАО «АК «Транснефть». Этот стандарт являлся бы основным нормативно-техническим документом для организаций, занимающихся разработкой и сертификацией покрытий из лакокрасочных материалов для противокоррозионной защиты резервуаров.
Различное назначение каждого из рассмотренных видов технических требований обусловливает отличия как в комплексе показателей качества покрытия, так и в соответствующих методах испытаний. Например, в рассматриваемом РД для контроля адгезионной прочности покрытия резервуара рекомендованы три метода, т.е Х-образный надрез, решетчатый надрез и отрыв грибка, а для контроля относительного ее изменения при различных видах испытаний рекомендован только метод отрыва грибка. Этого несоответствия можно было избежать, если бы в данный РД, являющийся технологическим регламентом, вошли в соответствии с предлагаемой классификацией только показатели, характеризующие исходное качество покрытия. В частности, для контроля в производственных условиях
адгезионной прочности сформированного покрытия резервуара наиболее целесообразно использовать методы Х-образного и решетчатого надреза, являющиеся в данном случае наиболее технологичными. В то же время для контроля в лабораторных условиях адгезионной прочности вновь выбираемого или сертифицируемого покрытия и степени ее изменения при различных видах испытаний наиболее целесообразно использовать метод отрыва грибка, позволяющий получить наиболее объективную комплексную оценку. Существенные недостатки рассмотренного РД присущи в равной степени и другой отечественной и зарубежной нормативно-технической документации, определяющей качество покрытий резервуаров для хранения нефти.
Учитывая актуальность рассмотренных вопросов и их значимость при разработке или переработке нормативно-технической документации, определяющей качество покрытий различных технологических аппаратов нефтегазовой отрасли, целесообразно обсудить эти вопросы на форуме специалистов в данной области.
Литература
1. Протасов В.Н. Еще раз к сущности понятия «качество» и к вопросу: «Чем и как мы управляем?», говоря об управлении качеством. Ж. Территория НЕФТЕГАЗ, № 12, 2005 г.
2. Протасов В.Н. Полимерные покрытия нефтепромыслового оборудования. Справочное пособие. - М.: Недра, 1994 г.
3. Протасов В.Н. Предлагаемые методы и технические средства контроля показателей качества покрытия наружной и внутренней поверхности нефтегазопроводов. Ж. КОРРОЗИЯ Территории НЕФТЕГАЗ, № 1, 2005 г.
4. Протасов В.Н. Методологические основы разработки технических требований к качеству полимерного покрытия наружной и внутренней поверхности нефтегазопроводов. Ж. КОРРОЗИЯ Территории НЕФТЕГАЗ, № 1, 2005 г.
