焊接原油罐修理规程.docx
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焊接原油罐修理规程
立式圆筒形钢制焊接原油罐修理规程
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1范围
本标准规定了立式圆筒形钢制焊接原油罐罐体、附件、防腐、保温和油罐基础的检测、评定与修理的要求。
本标准适用于200m3至10×104m3立式圆筒形钢制焊接原油罐。
储存其它介质的储罐和200m3以下的原油罐可参照执行。
2引用标准
下列标准所包含的条文,通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
本标准出版时,所示版本均为有效。
所有标准都会被修订,使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GBJ128-90立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范
GB3095-1996环境空气质量标准
GB3186-1982涂料产品的取样
GB/T8923-1988涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级
GB8978-1996污水综合排放标准
GB16297-1996大气污染物综合排放标准
GB50204-1992混凝土结构工程施工及验收规范
SY/T0407-97涂装前钢材表面预处理规范
SY/T0443-98常压钢制焊接储罐及管道渗透检测技术标准
SY/T0444-98常压钢制焊接储罐及管道磁粉检测技术标准
SY5225-1994石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产管理规定
SY5719-95天然气凝液安全管理规定
SY5737-1995原油管道输送安全规定
SY5858-93石油企业工业动火安全规程
JB4730-94压力容器无损检测
APIStd653油罐检验、修理、改建和翻建(第1版)1)
3总则
3.1油罐的修理周期一般为5~7年。
新建油罐第一次修理周期最长不宜超过10年。
3.2油罐修理以前,应依据本标准由相应资格的检测员进行现场调查,作出规范的检测评定报告报设备主管部门备案。
3.3油罐修理的设计应委托有相应油罐设计资质的设计单位进行。
1)该标准中译本由石油工业出版社出版。
3.4油罐修理中的重大技术方案,应报设备主管部门批准。
3.5油罐修理应在保证安全生产的前提下进行。
3.6油罐修理应由具备油罐修理资格的单位施工。
3.7处于地震烈度6度及其以上地震区、未做抗震验算的油罐应按有关标准进行抗震验算。
3.8罐体上的消防、仪表设施的修理应按规定与油罐修理同步进行。
3.9油罐修理完毕后,应按要求进行容积标定。
4油罐清洗
4.1清洗油罐的准备工作
4.1.1对被清洗油罐的竣工图、技术档案、事故记录及使用情况进行调查,制定清罐的施工方案和技术措施。
4.1.2对从事清罐的工作人员应进行技术和安全培训,包括熟悉施工方案和技术措施,学习安全规则和防火、防爆、防毒的安全常识,并进行实际考核。
4.1.3检查油罐防雷、防静电接地装置沿罐周长的间距不宜大于30m,接地点不少于2个,接地电阻不大于10Ω。
4.1.4检查浮顶油罐浮船与罐壁连接的静电导出线,其截面积不得小于25mm2。
4.1.5按照清罐施工方案和技术措施要求,对与油罐相关的工艺管线、阀门、法兰、液位计等采取必要的安全保护措施。
4.1.6备齐清罐所需的并符合防火、防爆安全要求的动力源、设备、工具、检测仪器等。
4.2清洗部位与要求
4.2.1清洗部位包括油罐金属结构部分的内、外表面及油罐的附件。
4.2.2清洗后应达到动火要求,无污油、积水及其它杂物。
4.3清罐安全技术规定
4.3.1清罐施工全过程的安全生产管理应按SY5225执行。
4.3.2从事清罐施工人员的防火、防爆、防毒及人身保护等安全管理按SY5719,SY5737执行。
4.3.3清罐过程的施工动火管理按SY5858执行。
4.3.4清罐过程的消防措施按SY5225执行。
4.3.5蒸罐时应用不含水团的蒸汽。
当环境温度为O℃以下或雷雨、风雪天气时,不得进行蒸罐。
4.3.6作业区周围30m以内严禁明火。
4.3.7清罐人员进罐作业时,应对罐内进行强制通风,定时对罐内气体取样分析,一般含氧量不小于18%,可燃气体含量低于爆炸下限的10%;并进行测爆实验,落实防护措施和办理特种作业工作票,保证安全用电和充足照明。
一般作业每30min更换人员一次。
4.3.8清洗污油时,不得使用铁器工具进行作业。
4.3.9机械清洗油罐的技术要求:
a)清洗作业宜连续进行;
b)清洗用设备应严格按其使用说明书进行操作,并应符合相关标准的要求。
4.3.10清罐过程中不得使用轻质油或溶剂擦洗油罐罐体和附件。
4.4清罐过程中的废水、废气、废渣的排放
按GB8978和GB16297执行。
5油罐的检测与评定
5.1油罐检测的必要条件
a)油罐的人孔、透光孔应全部打开;
b)罐内外表面无油污及其它杂物,根据检测需要对相关部位或焊缝进行喷砂除锈,达到GB/T8923中规定的Sal级的要求。
5.2油罐罐体的检测
5.2.1检测的主要内容
a)罐体的腐蚀;
b)罐体的几何尺寸及变形;
c)油罐附件;
d)防腐和保温。
5.2.2罐体的腐蚀检测
5.2.2.1检测点的布置。
一般应按以下三种情况布点:
a)按排板的每块板布点;
b)按每块板上的局部腐蚀深度布点;
c)接点蚀布点。
前两种情况检测每一块钢板和每一块钢板上一个腐蚀区的平均减薄量,后一种情况检测腐蚀较严重点的腐蚀深度。
5.2.2.2检测点的数量。
在设备和人力可能的条件下,以能较准确地反映被测板的实际平均厚度为原则,根据油罐不同部位的不同腐蚀情况确定。
一般情况下,一个检测区(一块板或一块板上的一个局部腐蚀区)用超声波测厚仪检测,检测点数不应少于5个。
当平均减薄量大于设计厚度的10%时,应加倍增加检测点。
5.2.2.3罐壁板重点检测区内表面一般在底板向上1m范围内,外表面为罐壁裸露区,且宜分内外两面检查。
5.2.2.4边缘板的腐蚀检测应包括罐壁外侧延伸部分的边缘板,并测量边缘板外露尺寸宽度。
5.2.2.5中幅板检测:
a)中幅板应特别注意采取措施检测由下而上的点蚀。
如在喷砂过程中,边喷砂边检查是否有由下而上的腐蚀穿孔出现。
b)必要时,经使用单位主管部门同意,罐底中幅板允许少量的开孔检查,但一个开孔的面积不大于0.5m2,且应远离焊缝200mm以上。
检查完毕后,应按6.6.1.3要求补板并做真空试漏。
5.2.2.6罐顶检测:
a)固定顶:
首先进行外观检查,然后对腐蚀严重处进行厚度检测。
b)浮顶:
首先进行外观检查,明显腐蚀的部位应进行厚度检测。
——对单盘上表面应逐块进行厚度检测,单盘下表面采用目测检查。
—一浮舱应逐个检测内外表面的腐蚀情况,必要时应测厚。
5.2.3罐体变形检测
按GBJ128-90第六章第三节要求进行。
5.2.4附件检测
接GBJ128-90第四章第七节要求进行。
5.2.5焊缝检测
a)罐底板、浮顶单盘板、浮舱底板的焊缝应进行100%真空试漏,试验负压值不得低于53kPa;
b)罐底板与壁板、浮顶单盘板与浮舱的内侧角捍缝按SY/T0443进行渗透检测或按SY/T0444进行磁粉检测;
c)浮顶船舱应逐舱通入785Pa(80mm水柱)压力的空气进行气密性检测;
d)罐下部壁板纵焊缝应进行超声波探伤检查,容积小于2×104m3的只检查下部一圈,容积大于或等于2×104m3的检查下部两圈;检查焊缝的长度,纵焊缝不小于该部分焊缝总长的10%,丁字焊缝100%检查。
5.2.6防腐层的检测
应在目测检查基础上,用测厚仪检测涂层厚度。
5.2.7保温层的检测
采用目测检查或选点取样检查。
5.3油罐的评定
5.3.1罐底板评定
a)边缘板腐蚀平均减薄量不大于原设计板厚度的15%。
b)中幅板的平均减薄量不大于原设计厚度的20%。
c)点蚀的最大深度不大于原设计厚度的40%。
d)当腐蚀深度超过以上规定的腐蚀面积大于一块被检测板的50%,且在整块板上呈分散分布时,宜更换整块钢板;面积小于50%时,应考虑补板或局部更换新板。
e)当罐壁板根部沿圆周方向存在带状严重腐蚀时,应考虑切除严重腐蚀部分并更换边缘板。
f)罐底的局部凹凸度按GBJ128-90中6.3.2的要求进行评定;但当不影响安全使用时,允许适当放宽要求。
g)罐底钢板应无折角、撕裂。
5.3.2罐壁板评定
a)各圈壁板的最小平均厚度不得小于该圈壁板的计算厚度加大修期腐蚀裕量。
b)各圈壁板上局部腐蚀区的最小平均厚度不得小于该区底部边缘处的计算厚度加腐蚀裕量;局部腐蚀区的平均厚度汁算方法按APIStd653中2.3.2的规定。
c)分散点蚀的最大深度不得大于原设计壁板厚度的20%.且不得大于3mrn;密集的点蚀最大深度不得大于原设计壁板厚度的10%;点蚀数大于3个,且任意两点间最大距离小于50mm时,可视为密集点蚀。
d)罐壁的几何形状和尺寸应符合GBJ128-90中6.3.1的要求;但当不影响安全使用时,允许适当放宽要求。
5.3.3固定顶评定
a)根据检测结果应进行整体强度和稳定性计算并据此做出评定;
b)对腐蚀严重的构件应单独进行评定;
c)顶板及其焊缝不得有任何裂纹和穿孔;
d)局部凹凸变形应符合GBJ128-90中6.3.4的规定;在不影响安全使用时,允许适当放宽要求。
5.3.4浮顶评定
a)单盘板、船舱顶板和底板的平均减薄量不得大于原设计厚度的20%;
b)点蚀的最大深度不得大于原设计厚度的30%;
c)浮顶的局部凹凸变形,应符合GBJ128-90中6.3.3的规定;在不影响安全使用时,允许适当放宽要求。
5.3.5附件评定
a)中央排水管应灵活好用,无堵塞、渗漏现象;
b)量油管、导向管的不直度和垂直度偏差均不得大于15mm,附件应转动灵活,浮船升降无卡阻;
c)浮顶支柱无偏斜和损坏,并能起到支撑作用;
d)转动浮梯中心线水平投影与转动浮梯轨道中心线偏差不大于10mm;
e)浮顶密封装置(包括一次密封、二次密封)无损坏并能起到密封作用;
f)挡雨板和泡沫挡板完好无损;
g)刮蜡板与罐壁贴合紧密,无翘曲,无损坏;
h)紧急排水装置无堵塞、渗漏现象,并有防倒溢功能;
i)罐顶安全阀、呼吸阀、通气阀完好无损,开关正常,阻火器清洁无堵塞;
j)加热盘管、浮顶加热除蜡装置无腐蚀、无泄漏,满足使用要求;
k)搅拌器性能良好,运转灵活;
l)罐前阀灵活好用,密封部位无泄漏;
m)防静电、防雷设施齐全完好,导电性能符合安全技术要求;
n)消防设施、喷淋装置完好,无腐蚀、无泄漏。
5.3.6焊缝评定
a)真空试漏和气密性检测均以无渗漏为合格;
b)渗透探伤按SY/T0443评定,磁粉探伤按SY/T0444评定;
c)超声探伤按JB4730-94第三篇评定,Ⅱ级为合格。
对于超标缺陷,属于表面或内部活动缺陷的应立即返修,属于内部非活动缺陷的由设备主管部门核定后可继续监控使用。
5.3.7防腐层评定
防腐层目测检查无锈斑、粉化、脱落,厚度、绝缘电阻、附着力和漏点检测达到原设计要求。
5.3.8保温层评定
保温层应无脱落、破损、开裂、渗水,保护板表面无严重锈蚀。
5.3.9脆性断裂评定
油罐的脆性断裂评定参照APIStd653第3章进行。
5.4罐底沉降的评定
油罐罐底沉降的评定见附录A(标准的附录),油罐检测清单参照附录B(提示的附录)。
6罐体修理
6.1修理内容
a)材料的选用;
b)罐底、罐壁、罐顶及附件修理设计;
c)部件拆除;
d)部件预制;
e)组对安装;
f)焊接。
6.2工作程序
6.2.1根据油罐检测与评定报告,在现场调研及理论分析的基础上,确定罐体修理方案。
6.2.2根据罐体修理方案进行施工图设计。
6.2.3根据罐体修理方案以及施工图制定出施工方法与技术措施。
6.2.4技术措施的实施。
6.3材料
6.3.1一般规定
a)所有新选用材料应符合GBJ128-90第2章的规定;
b)选择用钢必须考虑油罐原来所用的材料、材料的焊接性能、使用条件、制造工艺以及经济合理性;
c)当对钢材有特殊要求时,设计单位应在图样或相应技术文件中注明;
d)所有原始罐壁板、底板、顶板所使用的材料如不清楚则应进行鉴别;
e)对于所使用的材料有疑问时,应对其性能进行复验,合格后,方可使用。
6.3.2材料验收
应符合GBJ128-90第2章的规定。
6.4拆除
6.4.1底板拆除
a)全部或大面积更换中幅板、拆除龟甲缝时,不得损伤边缘板或非拆除部位的钢板;
b)全部或局部拆除边缘板,应用电弧气刨刨除大角焊缝的焊肉,不得咬伤壁板根部;
c)在全部或局部更换边缘板时,要采取措施防止壁板和边缘板的位移。
6.4.2壁板拆除
6.4.2.1整圈更换第一圈壁板:
a)环缝为对接结构时,切割线应在环缝以上不小于10mm;
b)环缝为搭接结构时,清除搭接焊肉不得咬伤上层罐壁板。
6.4.2.2局部更换壁板:
a)更换整块壁板,环缝切割线宜不高于原环焊缝中线;立缝切割线距罐壁任一条非切除纵焊缝距离应不小于500mm,距切除环焊缝应不小于30mm。
尺寸名称
局部更换罐壁板(厚度为t)的边缘焊缝与罐壁所有新旧焊缝的最小间距
mm
t
t≤12mm
t>12mm
R
150
取150与6t中的较大值
B
150
取250与8t中的较大值
H
100
取250与8t中的较大值
V
150
取250与8t中的较大值
A
300
取300与12t中的较大值
注:
1.所有焊缝交点应近似为90°。
2.焊接新垂直焊缝以前,切除现有水平焊缝至少要离开垂直焊缝300mm以上,最后焊接水平焊缝。
图1局部更换小块壁板典型图
b)更换小块壁板的最小尺寸取300mm或12倍更换壁板厚度两者中的较大值。
更换板的形式可以是圆形、椭圆形,带圆角的正方形、长方形,尺寸及位置应符合图1的要求。
6.5预制
6.5.1基本要求
所有构件预制应符合GBJ128-90中第3章第1节的有关要求。
6.5.2壁板预制
6.5.2.1整块更换壁板预制应符合GBJ128-90中第3章第2节的规定。
6.5.2.2局部更换壁板:
a)按照设计图纸的要求,结合实际切割部位情况,认真确定更换壁板的几何尺寸,然后进行板材的预制加工;
b)焊接接头的坡口形式和尺寸应按设计图纸要求进行加工。
6.5.2.3对于板厚大于12mm且屈服强度大于390MPa有开孔接管的壁板,在开孔接管及补强板与相应的罐壁板组装焊接并验收合格后,应进行整体消除应力热处理。
6.5.3底板预制
6.5.3.1整块更换中幅板或边缘板应符合GBJ128-90中第3章第3节的规定。
6.5.3.2局部更换底板:
a)按照设计图纸的要求,认真确定更换底板的几何尺寸,然后进行板材的预制加工;
b)边缘板及采用对接接头的中幅板的坡口型式和尺寸,应按设计图纸要求进行加工。
6.5.4浮顶预制
6.5.4.1整体更换浮顶应符合GBJl28-90中第3章第4节的规定。
6.5.4.2局部修理浮顶:
a)按照设计图纸的要求,认真确定更换部分的几何尺寸,然后进行板材的预制加工;
b)船舱底板及顶板预制后,其平面度用1m长直线样板检查,间隙不得大于4mm。
6.5.5固定顶预制
整块更换固定顶顶板预制应符合GBJ128-90中第3章第5节的规定。
6.6组装
6.6.1罐底组装
6.6.1.1罐基础修理验收合格后,方可铺设罐底板。
6.6.1.2全部更换中幅板时,中幅板的铺设应符合GBJ128-90中第4章第3节的有关规定。
6.6.1.3局部更换中幅板或补板:
a)确定更换中幅板或补板部位时,应尽量避开原有焊缝200mm以上;
b)如果更换中幅板面积较大,应注意先把新换的钢板连成大片,最后施焊新板与原底板间的焊缝;
c)存焊接过程中,应采取有效的防变形措施,以保证原有中幅板和新更换中幅板施工完成后符合GBJ128-90中6.3.2的要求。
6.6.1.4更换边缘板或补板:
a)认真确定更换部位的几何尺寸,边缘板下料时应考虑对接焊缝收缩量;
b)更换边缘板施焊前,应采取有效的防变形措施,边缘板如采用搭接结构,要处理好压马腿部位,以保证两板间错边量小大于1mm;
c)全部更换边缘扳时,应采用全对接结构;
d)边缘板上新的对接焊缝或补板边缘焊缝,距罐壁板纵焊缝和边缘板原有焊缝不得小于200mm;
e)距离大角焊缝300mm范围内不得有补板焊接,但允许进行点蚀的补焊。
6.6.2罐壁组装
6.6.2.1整圈或局部更换罐壁板应符合GBJ128-90中第4章第4节的有关规定。
6.6.2.2严格按设计要求确定更换部位,局部更换壁板应采取防变形措施,确保更换部分几何尺寸与原罐体一致。
6.6.3固定顶组装
6.6.3.1整体组装固定顶应符合GBJ128-90中4.5.2,4.5.3的有关规定。
6.6.3.2局部更换固定顶板应采取防变形技术措施,确保更换部分几何尺寸与原固定顶一致。
6.6.4浮顶组装
6.6.4.1浮顶整体组装应符合GBJ128-90中第四章第6节的有关规定。
6.6.4.2浮顶局部整修:
a)应确保修理部位与原浮顶的一致性;
b)单盘整修应采取防变形技术措施,尽可能减少变形。
6.6.5附件安装,
宜采用结构合理、技术先进的新型附件。
安装应符合GBJ128-90中第4章第7节的有关规定。
6.7焊接
6.7.1焊接工艺评定、焊工考核、焊前准备以及焊接施工,应符合GBJ128-90第5章第1~4节的规定。
6.7.2罐底板的焊接应采取收缩变形最小的焊接工艺和焊接顺序。
罐底板的焊接宜按下列顺序进行:
6.7.2.1中幅板焊接时,成先焊短焊缝,后焊长焊缝;初层焊道应采用分段退焊或跳焊法;对于局部换板或补板,应采用使应力集中最小的方法。
6.7.2.2边缘板的焊接应符合下列规定:
a)首先施焊靠外缘300mm部位的焊缝;在罐底与罐壁连接的角焊缝(即大角焊缝)焊完后,边缘板与中幅板之间的收缩缝施焊前,应完成剩余的边缘板对接焊缝的焊接。
b)边缘板对接焊缝的初层焊,庇采用焊工均匀分布、对称施焊方法。
c)收缩缝的初层焊接应采用分段退焊或跳焊法。
6.7.2.3罐底与罐壁连接的大角焊缝的焊接,应在底圈壁板纵焊缝焊完后施焊,并由数对焊工从罐内、外沿同一方向进行分段焊接。
初层焊道,应采用分段退焊或跳焊法。
6.7.3壁板的焊接宜按下列顺序进行:
6.7.3.1罐壁的焊接工艺程序为先施焊纵向焊缝,然后施焊环向焊缝。
6,7.3.2当纵向焊缝数量大于或等于3时,应留一道纵向焊缝最后组对焊接。
6.7.4固定顶顶板的焊接宜按下列顺序进行:
6.7.4.1先焊内侧焊缝,后焊外侧焊缝。
径向的长焊缝宜采用隔缝对称施焊方法,并由中心向外分段退焊。
6.7.4.2顶板与包边角钢焊接时,焊工应对称均匀分布,并沿同一方向分段退焊。
6.7.5局部更换浮顶板或补板时,浮顶焊接应注意采用收缩变形最小的焊接工艺和焊接顺序。
6.7.6焊接缺陷的修补应符合GBJ128-90第5章第6节的规定。
7油罐防腐
7.1一般规定
7.1.1罐体防腐应在油罐金属安装、焊接、试漏、试压合格后进行。
7.1.2罐体的防腐应由具备油罐防腐资质的专业队伍施工。
7.1.3防腐前应将罐体表面的焊疤、焊瘤、毛刺清理干净,锐角修钝;对焊缝高度大于3mm的焊墟,先涂一遍底漆,然后用腻子抹成圆滑过渡;腻子用面漆配制。
7.1.4罐体防腐的金属表面均应进行除锈处理。
7.1.5防腐材料的技术性能指标应符合国家、行业的有关标准。
7.1.6罐底防腐宜采用涂层防腐和阴极保护防腐并用的方法。
7.1.7罐体防腐的使用寿命:
内防腐涂层应与油罐修理周期同步,外防腐涂层应不少于3年。
7.2罐体金属表面处理
7.2.1金属表面除锈处理应满足涂料所要求的除锈等级和设计工艺要求。
7.2.2金属表面处理规范执行SY/T0407-97。
7.2.3金属表面除锈的质量标准执行GB/T8923。
7.2.4经过处理后的金属表面不应有油迹、粉尘和水分。
7.2.5经过处理后的金属表面应保持干燥,及时涂装封闭。
当出现锈蚀现象时,涂装前应重新除锈。
7.2.6雨、雪和相对湿度大于80%的天气及金属表面温度低于露点以上3℃时,不得进行表面除锈作业。
7.2.7罐体表面除锈处理应按所要求的除锈质量标准等级,使用相应的标准样块对施工质量进行对比捡查。
标准样块应符合7.2.2相应的表面除锈等级的标准。
7.2.8罐体表面除锈应遵守国家环境保护的有关规定。
7.3罐体防腐范围
7.3.1内防腐:
罐底板的上表面、罐底以上1m范围的罐壁板内表面及此液面以下的油罐附件及设施;同定顶油罐的罐顶内表向及其以下第一圈罐壁板内表面和构件表面;浮顶单盘下表面存在油气空间处及其周围1~2m范围内的下侧表面。
7.3.2外防腐:
罐壁外表面及附件,罐顶上表面及附件,浮顶油罐顶部第一圈罐壁板的内表面,浮舱内表面。
7.3.3罐内大角焊缝及与其相邻的罐底和罐壁各500mm范围内的内防腐,罐底以上300mm范围的罐壁外表面和罐底边缘板的外伸部分、浮顶单盘的上表面及其附件的下端200mm、罐底板下表面,应采用加强级防腐。
7.4罐体防腐的涂层结构
涂层结构包含防腐材料、涂层总厚度、涂层的分层厚度和层数。
7.4.1防腐涂层设计
防腐涂层设计应根据海洋大气、工业大气、内陆干旱地区和潮湿地区等不同腐蚀环境的油罐进行涂层结构设计,同时应考虑罐体不同部位和区域的腐蚀条件。
7.4.2防腐材料
7.4.2.1内防腐材料应选用耐油、耐酸碱、耐菌蚀的涂料,并宜具有防静电性能。
7.4.2.2外防腐材料应选用耐候性能、抗日光照射、抗风化和抗水渗透性能良好的材料,沿海地区和盐碱地区的防腐材料还应考虑耐盐雾性。
7.5防腐施工
7.5.1涂料检验
7.5.1.1涂料应有产品出厂合格证、批号、质量检验单、生产日期、产品说明书和产品贮存期限等。
7.5.1.2涂料应按GB3186抽样并进行检验。
7.5.2涂装施工
7.5.2.1施工前应对涂料的名称、型号、颜色及质量进行检验。
不得使用与设计规定不相符的涂料和超过贮存期、变质的涂料。
7.5.2.2涂装时按说明书的要求试验配比,配比值一经确定不得随意改变。
7.5.2.3涂料使用时应搅拌均匀,必须使用计最器具配制,严格配比定量。
7.5.2.4涂料使用过程中应严格控制稀释的加入量,稀释剂的最大加入量不得超过涂料的规定量。
稀释剂虚是涂料规定的稀释材料。
7.5.2.5涂装施工应按涂料施工使用说明书要求进行。
7.5.2.6涂料底漆应全部浸润覆盖金属表面。
点蚀凹坑应在涂刷底漆后用同种涂料面漆调合的腻子抹平。
7.5.3
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