1.Wprowadzenie.

Warunki techniczne, jakim powinny odpowiadać bazy i stacje paliw płynnych, określa Rozporządzenie Ministra Przemysłu i Handlu z dnia 30 sierpnia 1996r.

Publicznych stacji paliwowych jest w Polsce ok. 5600, z tego po­nad 500 należy do firm zagranicznych - te są obiektami nowymi. Z pozostałych 5100 stacji szacuje się, że 10 do 15% to obiekty przestarzałe, wymagające bądź generalnej modernizacji, bądź też powinny ulegać sukcesywnej likwidacji. Przyjmuje się, że w Polsce jest jeszcze miejsce dla ok. 1500—2000 stacji paliwowych. Baz paliw płynnych jest ok. 200, przy czym większość stano­wią obiekty należące do spółki NAFTO BAZY. Pojemność zbiorni­ków magazynowych w bazach wynosi od 250 m³ do 32000 m³. Były one budowane w latach 1951-1995, a ich struktura wiekowa kształtuje się następująco:

do 10 lat 9%

10 do 20 lat 14%

20 do 31 lat 18%

30 do 40 lat 41%

40 do 50 lat 18%

Ponadto duże terminale na ropę naftową w Płocku i Gdańsku posiada Przedsiębiorstwo Eksploatacji Rurociągów Naftowych „PRZYJAŹŃ”. Do tej ilości należy dodać zbiorniki na surową ropę naftową i produkty jej przerobu znajdujące się na terenie Polskie­go Koncernu Naftowego S.A., Rafinerii Gdańskiej S.A. i pięciu po­zostałych małych rafinerii usytuowanych na południu Polski. Z przytoczonych informacji wynika, że zbiorniki magazynowe to hektary powierzchni wymagających właściwego zabezpieczenia przed korozją. Ropa naftowa i produkty jej przerobu składowane są na ogół w następujących zbiornikach:

• naziemnych o osi głównej pionowej, jednopłaszczowych lub dwupłaszczowych,

• naziemnych o osi głównej poziomej,

• podziemnych o osi głównej poziomej, jednopłaszczowych lub dwupłaszczowych,

• podzienmych o osi głównej pionowej (obecnie zaniechano budowy tego typu zbiorników).

Stan zabezpieczenia przed korozją tych obiektów jest bardzo różny. Najlepiej sytuacja przedstawia się w PERN-ie i rafineriach, gdzie systematycznie przeprowadzane są przeglądy i prowadzone prace modernizacyjne. W pozostałych obiektach jest bardzo różnie. Zbiorniki budowane i modernizowane po 1989 r. mają prawidłowo dobrane systemy ochronne i profesjonalnie (na ogół) wykonane, z zachowaniem optymalnych warunków dla uzy­skania deklarowanych własności pokrycia. Nie zawsze jednak widzi się dbałość inwestora o stan pokrycia w trakcie eksploata­cji; niejednokrotnie powłoki są uszkadzane termicznie lub me­chanicznie w trakcie różnych prac remontowych i tak pozosta­wione bez wykonania poprawek. Te zbiorniki, które nie były re­montowane po1989r. posiadają często przypadkowo dobraną powłokę ochronną, z zaawansowanym procesem destrukcji. Czę­ść z nich nawet na dnie od wewnętrznej strony nie posiada żadnego pokrycia.

Na rys. l pokazano fragmenty powierzchni zbiorników, na któ­rych obserwuje się największe zmiany korozyjne

3

6

3 4

2 2

Dach stały Dach pływający

Rys. 1 . Rejony najbardziej narażone korozja w zbiornikach naziemnych.

Najszybciej zmiany korozyjne obserwuje się na dnie (1) i połączeniu kątowym obrzeżnego pierścienia dna z płaszczem do wysokości ok. 30—50 cm na pierwszym pasie płaszcza (2). Wynika to z faktu, że w rejonie tym gromadzą się szlamy, osady i wszyst­kie zanieczyszczenia rozpuszczalne w wodzie. Często występuje tu podosadowa korozja wżerowa doprowadzająca nawet do perfo­racji blach. Niebagatelną rolę w tej części zbiornika odgrywa ko­rozja mikrobiologiczna. W zbiornikach z dachem stałym znaczne zmiany korozyjne obserwuje się na wewnętrznej po­wierzchni dachu (3), gdzie występuje kondensacja wilgoci, szcze­gólnie przy magazynowaniu gorących produktów np. oleju opałowego. W zbiornikach z dachami pływającymi najszybciej zmiany korozyjne występują na zewnętrznych powierzchniach dachu (4), przy pierścieniu wiatrowym (5) oraz wewnątrz płasz­cza, na jego ostatnim pasie (6).

2. Wymagania dotyczące ochrony przed korozją zbiorni­ków w bazach i stacjach paliw.

2.1. Uregulowania prawne i normalizacyjne.

W zakresie ochrony przed korozją baz paliw Rozporządzenie [1] stawia następujące wymagania :

— art. 13 § 39 — zbiorniki naziemne i podziemne winny być chronione przed korozją,

— art. 12 § 39 — zbiorniki naziemne przeznaczone do magazy­nowania produktów naftowych I i II klasy powinny być malo­wane farbami o zdolności odbijania promieniowania cieplnego co najmniej 70%. (Jest to realizacja wymagania ujętego w Aneksie I do Dyrektywy Europejskiej 94/63/EC).

art. 4 § 40 — dopuszcza się zbiorniki podziemne o osi głównej poziomej:

• dwupłaszczowe,

• jednopłaszczowe, posadowione w szczelnej wannie lub obudowie,

• jednopłaszczowe zabezpieczone od wewnątrz warstwą tworzywa sztucznego,

• jednopłaszczowe z tworzyw sztucznych.

W odniesieniu do stacji paliw płynnych powtórzone jest wyma­ganie art. 4 § 40 dotyczące zbiorników podziemnych (§ 115), a po­nadto:

— art. l § 121 — zbiorniki i rurociągi stacji paliw powinny być zabezpieczone przed działaniem korozji poprzez zastosowanie odpowiednich pokryć antykorozyjnych lub ochrony elektro­chemicznej, uziemione oraz poddane próbie szczelności w miejscu ich umieszczenia. Ciśnienie próbne zbiornika powin­no wynosić 0,1 MPa, a rurociągów paliwowych — 0,4 MPa.

— art. 2 § 121 — zastosowana izolacja przeciwkorozyjna powin­na wykazywać odporność na przebicie co najmniej 14 kV, ale nie więcej niż 25 kV;

§ 123 — zbiorniki, wykładziny zbiorników oraz rurociągi pali­wowe mogą być wykonane z tworzyw sztucznych lub innych materiałów jeżeli zapewnione zostanie skuteczne odprowadzenie ładunków elektryczności statycznej.

W przepisach przejściowych i końcowych podaje się, że w ter­minie ośmiu lat od dnia wejścia w życie Rozporządzenia (a więc do 2004 r.) istniejące bazy paliw płynnych muszą być wyposażone w urządzenia i instalacje zabezpieczające przed przenikaniem produktów naftowych do gruntu oraz do wód powierzchniowych i gruntowych, a stacje paliw płynnych w urządzenia kontrolno-po­miarowe sygnalizujące wycieki silnikowych paliw płynnych do gruntu i wód gruntowych.

Dokumentem normalizacyjnym, w którym podano zasady pro­jektowania i wykonania zbiorników walcowych pionowych pod­ziemnych i naziemnych jest PN-B-03210 : 1997. Punkt 5.7. poświęcony zabezpieczeniu przed korozją brzmi następująco :

„Zabezpieczenie przed korozją atmosferyczną elementów zbior­nika należy wykonać wg PN-H-97051 : 1970; PN-H-97052 : 1970; PN-H-97053 : 1971; PN-H-97050 : 1970; PN-H-97070 : 1979. Naddatek na korozję przy określaniu grubości blach w pa­sach płaszcza przyjmuje się w zależności od stopnia agresywności cieczy magazynowanej w zbiorniku. Wartość naddatku podaje się w zamówieniach uwzględniając 50-letnią eksploatację zbiornika. Przy braku szczegółowych danych przyjmuje się dla paliw płyn­nych naddatek na korozję od 0,04 mm do 0,06 mm na rok. W zbiornikach na paliwa płynne należy zabezpieczyć antykoro­zyjnie od strony wnętrza zbiornika dno i pierwszy pas płaszcza do wysokości 0,5 m ponad dnem. Stosować należy farby przewodzące ładunek elektrostatyczny.

Zbiorniki izolowane termicznie powinny mieć izolację płaszcza zakończoną do wysokości ok. 150 mm ponad dnem. Zaleca się sto­sowanie katodowej ochrony dna od strony fundamentu."

Jak wynika z cytowanych (w całości!) fragmentów z obu doku­mentów temat ochrony przed korozją potraktowany jest lakonicz­nie i niespójnie. W PN-B-03210 : 1997 powołane są normy z lat 70. nieadekwatne do nowoczesnych technologii, a ponadto niektó­re z nich zostały wycofane w 1996 r. i zastąpione PN-ISO. Norma zaleca stosowanie farb antystatycznych w odniesieniu do wszystkich zbiorników walcowych na produkty naftowe, nato­miast Rozporządzenie [1] sugeruje tego typu pokrycia wyłącznie do urządzeń (zbiorniki i rurociągi) stacji paliw; nie ma takiego wymagania w odniesieniu do zbiorników usytuowanych w bazach paliwowych. Żaden z cytowanych dokumentów nie podaje wyma­gań ilościowych dotyczących rezystencji powłoki. Norma (do­tycząca zbiorników naziemnych i podziemnych) zaleca aby pokry­cie przeciwkorozyjne, od strony wnętrza zbiornika, nakładać je­dynie na dno i pierwszy pas płaszcza do wysokości 50 cm ponad dnem; Rozporządzenie w odniesieniu do jednopłaszczowych zbior­ników podziemnych wymaga pełnej ochrony wewnętrznych powierzchni zbiornika bliżej nieokreśloną „powłoką tworzywową” W zakresie ochrony gruntów i wód gruntowych przed wyciekami Rozporządzenie wyraźnie różnicuje zbiorniki baz magazynowych (gdzie wymagane są „urządzenia i instalacje zabezpieczające przed przenikaniem wycieków...") i zbiorniki stacji paliw (które „muszą mieć urządzenia kontrolno-pomiarowe sygnalizujące wycieki"). Wydaje się, że w Polsce, gdzie wiedza i świadomość ochrony przed korozją wśród projektantów i inwestorów w przemyśle i handlu produktami naftowymi są mniej niż mierne, parametry pokryć ochronnych, szczególnie do wewnętrznych rejonów zbior­ników, powinny być sformułowane jednoznacznie, w miarę możliwości liczbowo, z podaniem metody badania. To nie jest kwestia tylko określonego stanu technicznego obiektu i jego trwałości, ale przede wszystkim - ochrona gruntu i wód gruntowych przed zanieczyszczeniem. Jeden litr paliwa skaża milion litrów wody pit­nej. Państwowy Instytut Geologiczny skontrolował w 1998 r. ponad 18 tysięcy obiektów. Zanieczyszczenie gleby powodowało aż 54% kontrolowanych obiektów, z czego 2,5% skażało również wody produktami ropopochodnymi.

W Stanach Zjednoczonych norma SSPC podaje szczegółowe wymagania dotyczące zabezpieczenia urządzeń przemysłu nafto­wego, łącznie z zalecanymi typami farb, grubością pokrycia i wy­maganiami dotyczącymi prowadzenia procesu technologicznego. Agencja Ochrony Środowiska (EPA) wydała w 1988r. odpowied­nie regulacje prawne i szczegółowe zalecenia techniczne odnośnie ochrony podziemnych zbiorników i rurociągów z 10-letnim okresem dostosowywania się do nich. Generalnie zalecany jest monitoring wycieków. W Niemczech zabezpieczenie powłokowe zbiorników jest wymogiem prawnym. Powołano Niemiecką Komisję Cieczy Palnych (DabF), której zadaniem jest do­radztwo techniczne przy tworzeniu zarządzeń federalnego mini­stra pracy i spraw socjalnych oraz dostosowywanie powstających przepisów do stanu techniki i wiedzy w tej dziedzinie. Takim try­bem opracowano i aktualizuje się przepisy dotyczące ochrony przed korozją zbiorników na ciecze palne - TRbF 401 i TRbF 402, wydane przez Stowarzyszenie Nadzoru Technicznego. Również duże koncerny naftowe np. Statoil, posiadają szczegółowo opracowane zalecenia i wymagania w zakresie pokryć ochronnych konstrukcji i obiektów przez siebie eksploatowanych.

Od l stycznia 2000 r. zbiorniki magazynowe przechodzą w ge­stię Urzędu Dozoru Technicznego. Wydaje się, że jest to odpo­wiedni moment aby powołać zespół specjalistów, który opraco­wałby jednoznaczne wymagania dotyczące ochrony przed korozją tych obiektów.

W przypadku jednopłaszczowych, podziemnych zbiorników znajdujących się w eksploatacji, jedynym rozwiązaniem umożli­wiającym spełnienie wymagań Rozporządzenia (§ 40 art. 4 i
§ 115) jest zabezpieczenie wewnętrznych powierzchni powłoką z tworzywa sztucznego.

3.Wymagania techniczne.

Pokryciom na wewnętrzne powierzchnie zbiorników magazynowych stawiane są następujące wymagania:

• zdolność izolowania podłoża od magazynowanego ładunku,

• zapobieganie bądź minimalizowanie przepływu ładunku bądź innych elektrolitów przez powłokę do przestrzeni międzyfazowej: powłoka-podłoże,

• wytworzenie szczelnego, ciągłego filmu, odpornego na przenikanie jonów, gazów i pary wodnej,

• ochranianie ładunku przed produktami korozji, które mogą się ewentualnie tworzyć na podłożu, pod powłoką,

• dobrej przyczepności do podłoża i międzywarstwowej oraz do­brej spójności powłoki (kohezji).

Wszystkie wymienione wymagania jest w stanie spełnić pokry­cie oparte na polimerze o dużej gęstości usieciowienia i dobrej ochronie barierowej.

W związku z zatwierdzeniem w 1999r. Dyrektywy Europejskiej dotyczącej ograniczenia emisji VOC można sformułować kolejne wymaganie dotyczące zawartości rozpuszczalnika w płynnym wy­robie. Przyjęto następujący podział farb:

- farby rozpuszczalnikowe zawierające powyżej 450g/l VOC

- farby o małej zawartości rozpuszczalnika: 250-340 g/1 VOC

- farby bezrozpuszczalnikowe: 0-100 g/1 VOC

- farby wodne: 0-250 g/1 VOC

Przyszłościowe farby bezrozpuszczalnikowe do zbiorników na produkty naftowe winny charakteryzować się następującymi własnościami:

• możliwie minimalna zawartość VOC (poniżej 25 g/1), w tym całkowicie wyeliminowane rozpuszczalniki toksyczne i palne,

• możliwość uzyskania z jednokrotnego malowania powłoki o grubości rzędu 500—800 fam;

• uzyskane powłoki winny posiadać dobrą odporność che­miczną, dawać ciągły, pozbawiony porów film,

• powłoka winna mieć zdolność tworzenia kompozytu z matą lub tkaniną szklaną;

• możliwie najkrótszy czas od momentu pomalowania do osiągnięcia pełnego stopnia utwardzenia, umożliwiającego oddanie zbiornika do eksploatacji;

• zdolność utwardzania w temperaturach poniżej 0°C.

Poza Republiką Federalną Niemiec nie spotkano się z wymaga­niami aby zastosowana powłoka miała zdolność odprowadzania ładunków elektryczności statycznej.

Magazynowanie paliw związane jest jednak z ryzykiem wybu­chu lub pożaru wskutek wyładowania elektrostatycznego. Ciecz znajdująca się w zbiorniku nie stanowi zagrożenia podczas maga­zynowania - ryzyko to istnieje podczas napełniania, opróżniania lub kontroli pustego zbiornika. Ładunki elektrostatyczne wytworzone tarciem nie ulegają naturalnemu rozładowaniu, lecz gro­madzą się wewnątrz zbiornika, koncentrując się wokół nierówno­ści powierzchni lub przy zanieczyszczeniach. Zbiornik metalowy, Pokryty warstwą izolującą, stanowi ogromny kondensator. Przy­kładowo - powierzchnia o wielkości 10000 m² pokryta powłoką o grubości 500 μm daje pojemność rzędu 500-1000 μF. Powstała energia elektrostatyczna rzędu kilodżuli może powodować długo­trwałe wyładowania iskrowe na odległość do 1m. Większość tradycyjnych powłok ochronnych posiada rezystancję rzędu 10¹⁰-10¹² Ω*cm^-1. Przy zastosowaniu starannie dobranych wypełniaczy grafitowych można zaprojektować powłoki mające wystarczający stopień przewodności aby pozwolić ładunkom sta­tycznym na powolne rozładowanie do uziemień. Wymagania TRbF 401 określają maksymalną dopuszczalną rezystancję powłoki na poziomie 10⁸ Ω*cm^-1 przy wilgotności powietrza 50% i temperaturze 23°C (badania wg DIN 52482). Przy takim pozio­mie rezystancji powłoka nie jest przewodnikiem, zachowuje się raczej jak półprzewodnik, przy czym, właściwości te są również funkcją grubości powłoki. Żadna z kompetentnych instytucji w Polsce nie określiła dotąd parametrów elektrycznych powłoki w oparciu o normy polskie. Wymagania w zakresie ochrony obiek­tów przed elektrycznością statyczną określa norma PN-E-05204: 1994, a p.3.2.2. podaje szczegółowe informacje odnośnie środków ochrony stosowanych w obiektach zagrożonych wybu­chem:

— w urządzeniach technologicznych dopuszcza się stosowanie powłok izolacyjnych na materiałach przewodzących o grubo­ści (d) ograniczonej do:

dmax = 0,2 mm niezależnie od strefy zagrożenia wybuchem, w obecności mediów o minimalnej energii zapłonu W_Zmin
0,1 mJ;

d_max = 2,0 mm niezależnie od strefy zagrożenia wybuchem przy W_Zmin
0,1 mJ.

W p. 3.6.1. dotyczącym cieczy w ogólnych warunkach realizacji ochrony podano m.in.: realizacja ochrony jest wymagana we wszelkich strefach zagrożonych pożarem i/lub wybuchem jeżeli operuje się w nich cieczami o oporze właściwym skrośnym

Metody badania oraz graniczne wartości dopuszczające powłokę ujęte są w normie PN-E-05203 : 1992.

Wielkość oporu skrośnego płaskich próbek sztywnych mate­riałów stałych R_χ< 10⁶ Ω, odniesiona do grubości materiału, rów­noważna w danym przypadku oporowi upływu R_u, kwalifikuje ten materiał jako przewodzący, niezdolny do osiągnięcia stanu naelektryzowania, przy zapewnieniu dokładnego uziemienia. Wydaje się, że w oparciu o przytoczone normy można jednoznacznie sformułować wymagania oraz metody badania powłoki zbiornikowej pod kątem zdolności odprowadzania ładun­ków elektryczności statycznej.

4.Sposoby Ochrony.

Podstawowym sposobem zabezpieczenia zbiorników magazy­nowych są powłoki malarskie, przy czym w USA, Japonii i nie­których krajach zachodnich zbiorniki podziemne oraz dna zbior­ników naziemnych chronione są kompleksowo tzn. ochrona kato­dowa i powłoka malarska. W Polsce ochrona elektrochemiczna zbiorników stosowana jest w marginalnym zakresie, nawet w od­niesieniu do nowobudowanych.

Generalnie w krajach zachodnich, również i w Polsce, w odnie­sieniu do nowobudowanych lub remontowanych zbiorników ma­gazynowych na produkty naftowe stosowane są następujące sys­temy powłokowe:

— Zewnętrzne powierzchnie zbiorników naziemnych: konstrukcje nowe

- przeciwkorozyjna powłoka krzemianowo-cynkowa bądź epoksydowa; międzywarstwa epoksydowa z pigmentem płatkowym, powłoka nawierzchniowa poliuretanowa w ko­lorze białym;

- systemy na żywicy hybrydowej - siloksilane;

obiekty remontowane

- mastyka epoksydowa, tolerująca gorzej przygotowaną po­wierzchnię, powłoka nawierzchniowa poliuretanowa w ko­lorze białym;

- systemy na żywicy hybrydowej — siloksilane.

Grubość pokrycia rzędu 200-300 μm.

— Zewnętrzne powierzchnie zbiorników podziemnych: stalowe zbiorniki usytuowane w betonowych obudo­wach

- powłoki epoksydowe modyfikowane asfaltami, smołami lub bitumami o grubości rzędu 300-600 μm;

- taki sam system, jak na zewnętrznych powierzchniach zbiornikach naziemnych;

zbiorniki bezpośrednio zakopane w ziemi:

- powłoki epoksydowe czyste lub modyfikowane, dodatkowe uszczelniane taśmami poliuretanowymi lub butylokauczukowymi na folii polietylenowej o odporności na przebicie powyżej 14 kV;

- laminat poliestrowo-szklany lub warstwa żywicy poliestro­wej z ciętym włóknem szklanym;

- mata szklana dystansowa (trójwymiarowa) z zewnętrzną ścianką z laminatu poliestrowego. Mata dystansowa daje możliwość monitorowania wycieku.

Wewnętrzne powierzchnie zbiorników

Typy systemów powłokowych uzależnione są od rodzaju ma­gazynowanego ładunku. Do zbiorników na surową ropę naf­tową, paliwa i oleje, na ogół stosowane są klasyczne powłoki epoksydowe bezrozpuszczalnikowe bądź o małej zawartości rozpuszczalników oraz bezrozpuszczalnikowe systemy poli­uretanowe. Powłoki epoksydowe stosowane są jako samogruntujące pokrycia o grubości 300-600 μm bądź w formie kompozytów epoksydowo-szklanych. Ten drugi typ zabezpie­czenia w wymierny sposób zwiększa szczelność pokrycia. Większej wnikliwości wymagają pokrycia na benzyny bezołowio­we, w których czteroetylek ołowiu zastępowany jest związka­mi zawierającymi tlen, głównie alkoholami i eterami, dodawanymi w ilości 5 do 10%. W Polsce stosuje się jeszcze eter metylterbutylowy MTBE. Jednak coraz częstsze doniesienia o kancerogennych właściwościach tego związku powodują po­szukiwania innych komponentów. Obecność w paliwie związków zawierających tlen może powodować agresywność benzyny w stosunku do tradycyjnych powłok epoksydowych utwardzanych aminami.

5.Kierunki rozwoju pokryć wewnętrznych powierzchni zbiorników.

Kierunki rozwoju pokryć zbiornikowych związane są z jednej strony z coraz wyższymi wymaganiami w zakresie ochrony środo­wiska, z drugiej zaś z oczekiwaniami inwestorów - maksymalne­go skrócenia czasu postoju urządzeń i obiektów z tytułu renowa­cji zabezpieczeń.

Z doświadczeń USA wynika, że ochronę środowiska może za­pewnić wyłącznie monitorowanie wycieków. Nowe zbiorniki wy­konywane są jako dwupłaszczowe, przy czym niekoniecznie są to dwa płaszcze metalowe. Wykorzystuje się trójwymiarową matę szklaną o specjalnym splocie, która składa się z dwóch identycz­nych warstw strukturalnych utkanych we wzajemnie zintegro­waną warstwę mechaniczną przy pomocy pionowych włosów. Wysycona odpowiednią żywicą mata wytwarza pomiędzy swoją górną i dolną warstwą szczelinę pozwalającą na monitorowanie wycieków. Mata ta wysycona jest bezrozpuszczalnikową, cykloalifatyczną, hybrydową żywicą epoksydową, tzw. AHC (advanced hybrid cycloałiphatic), utwardzającą się już w 0°C, która ze względu na dużą gęstość usieciowienia tworzy powłoki o wyjątko­wej odporności chemicznej. Farby wykonane na tym spoiwie mo­żna nakładać w jednej warstwie o grubości 700 μm, a dodatkową ich cenną zaletą jest bardzo krótki czas utwardzenia. W tempera­turze 25°C zbiornik można oddać do eksploatacji już po 8 godzi­nach od momentu nałożenia powłoki, w temperaturze 0°C - po 40 godzinach, co w porównaniu z 7-dniowym utwardzaniem w temp. 25°C powłok epoksydowych sieciowanych aminami stanowi dużą dogodność technologiczną. Ogromny rozwój utwardzaczy do wyrobów epoksydowych obserwowany w ostatnich latach pozwa­la w szerokim zakresie modyfikować właściwości uzyskanych powłok. Od rodzaju utwardzacza zależą: czas przydatności do stosowania, szybkość utwardzenia, tolerancja na wilgoć i niskie temperatury, własności aplikacyjne, odporność elastyczność, odporność na działanie czynników mechanicznych. Bardzo interesującą jest grupa utwardzaczy zwanych „zasadamil Mannicha" (MMB), powstających w reakcji alifatycznych i cykloalifatycznych poliamin z hydroksymetylofenołem. Epoksydy utwardzane tymi związkami dają powłoki o grubości jednej warstwy rzędu 250-300 μm, utwardzające się w temp. od -18°C możliwością nałożenia kolejnej warstwy po 2-3 godzinach'» temp. 27°C i 24 godz. w temp. - 7°C. Wyroby te mają zawartość substancji stałych w granicach 65-80% obj. Również w niskich temperaturach zachodzi reakcja pomiędzy żywicą epoksydową a fenyloalkiloaminami. Utwardzacze te bazują na alifatycznej poliaminie podłączonej do aromatycznego pierścienia. Wymienione wyroby mogą być stosowane jako samonośne powłoki bądź jako kompozyty zbrojone jedną lub kilkoma warstwami maty szklanej z odpowiednią preparacją

Literatura

1. Rozporządzenie Ministra Przemysłu i Handlu z dnia 30 sierpnia 1996 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać bazy i stacje paliw płynnych, rurociągi dalekosiężne do transpor­tu ropy naftowej i produktów naftowych i ich usytuowanie (Dz. U. nr 122, poz. 576).

2. Suliga S.: Mat. Semin. „Problemy ochrony środowiska i kierunki wdrażania standardów i przepisów budowy i eksploatacji baz i stacji paliw płynnych oraz rurociągów dalekosiężnych do transportu ropy i produktów naftowych" Poznań, czerwiec 1997 r.

3. Żygadło J.: Mat. Symp.: „Współczesne problemy remontów zbior­ników paliw płynnych w świetle obowiązujących norm" Poznań, czer­wiec 1998 r.

4. Baraniak A.: Mat. Symp.: „Współczesne problemy remontów zbiorników paliw płynnych w świetle obowiązujących norm" Poznań, czerwiec 1998 r.

5. Baraniak A.: Paliwa Płynne 2, 1999 s. 35.

VOC — Volatile Organie Compound - jakakolwiek substancja chemiczna mająca w temp. 293,15 K ciśnienie pary 0,01 kPa lub większe bądź mająca podobną lotność w szczególnych warunkach stosowania.

Temat: Zabezpieczenie przed korozją zbiorników przeznaczonych do magazynowania paliw płynnych - metody naprawy starych zbiorników.

8

---