Les installations de GNL (gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9) pr\u00e9sentent un d\u00e9fi d\u2019application de rev\u00eatement v\u00e9ritablement inhabituel : il faut prot\u00e9ger l\u2019acier en service cryog\u00e9nique (\u2212162 \u00b0C pour le GNL \u00e0 la pression ambiante), combin\u00e9 \u00e0 l\u2019environnement atmosph\u00e9rique marin ou c\u00f4tier agressif dans lequel la plupart des terminaux d\u2019importation et d\u2019exportation de GNL se trouvent. Ajoutez le risque d\u2019explosion et d\u2019incendie provenant des nuages de vapeur de GNL, et l\u2019exigence de r\u00e9sistance au feu pour l\u2019acier structurel devient non n\u00e9gociable.<\/p>\n\n\n\n
Les syst\u00e8mes de rev\u00eatement utilis\u00e9s dans les installations GNL ne sont pas exotiques \u2014 ils se basent principalement sur des types de rev\u00eatement industriel bien connus. Mais la logique de s\u00e9lection est sp\u00e9cifique \u00e0 cet environnement, et se tromper peut co\u00fbter cher \u00e0 corriger dans une installation o\u00f9 les cons\u00e9quences d\u2019un \u00e9chec du rev\u00eatement ne se limitent pas \u00e0 la corrosion mais pr\u00e9sentent un risque potentiel pour la s\u00e9curit\u00e9 des proc\u00e9d\u00e9s.<\/p>\n\n\n\n
La surface ext\u00e9rieure des r\u00e9servoirs de stockage GNL \u2014 g\u00e9n\u00e9ralement r\u00e9servoirs cryog\u00e9niques \u00e0 confinement total ou \u00e0 double confinement \u2014 se situe dans une atmosph\u00e8re c\u00f4ti\u00e8re ou marine agressive. La cat\u00e9gorie ISO 12944 est g\u00e9n\u00e9ralement CX (extr\u00eame), en particulier pour les installations situ\u00e9es sur la c\u00f4te ou \u00e0 proximit\u00e9.<\/p>\n\n\n\n
Le syst\u00e8me recommand\u00e9 pour le service atmosph\u00e9rique CX sur l\u2019ext\u00e9rieur du r\u00e9servoir :<\/p>\n\n\n\n
L\u2019interm\u00e9diaire \u00e9poxy \u00e0 flocons de verre m\u00e9rite d\u2019\u00eatre soulign\u00e9 ici. Dans les environnements marins CX, le cloquage osmotiques \u2014 provoqu\u00e9 par les ions chlorure qui migrent \u00e0 travers le film de rev\u00eatement \u2014 est le mode de d\u00e9faillance principal des syst\u00e8mes \u00e9poxy standard entre 5 et 8 ans. L\u2019\u00e9poxy \u00e0 flocons de verre, avec une DFT ad\u00e9quate, atteint g\u00e9n\u00e9ralement 15\u201320 ans dans cet environnement sans entretien majeur. La prime de co\u00fbt est modeste compar\u00e9e au co\u00fbt d\u2019un rerev\u00eatement pr\u00e9coce sur un grand r\u00e9servoir cryog\u00e9nique.<\/p>\n\n\n\n
Pour les diff\u00e9rences entre les classifications C5-M et CX et ce que cela signifie pour le choix du syst\u00e8me, voir\u00a0C5-M vs CX \u2014 Guide ISO 12944 pour les rev\u00eatements acier marins et c\u00f4tiers<\/a>.<\/p>\n\n\n\n L\u2019acier interne d\u2019un r\u00e9servoir GNL cryog\u00e9nique fonctionne \u00e0 \u2212162 \u00b0C. Cela cr\u00e9e une exigence de rev\u00eatement que la plupart des gens ne pensent pas d\u00e8s le d\u00e9part : la plupart des rev\u00eatements organiques deviennent cassants et se fissurent \u00e0 ces temp\u00e9ratures.<\/strong> La contraction thermique du film de rev\u00eatement au refroidissement peut d\u00e9passer la limite de flexibilit\u00e9 du rev\u00eatement, provoquant des fissures et la delamination.<\/p>\n\n\n\n En pratique, l'acier int\u00e9rieur d'un r\u00e9servoir LNG \u00e0 confinement total est souvent laiss\u00e9 non enduit \u2014 l'acier nickel 9% ou l'acier inoxydable utilis\u00e9 pour les r\u00e9servoirs int\u00e9rieurs cryog\u00e9niques n'a pas besoin de protection par rev\u00eatement organique car il ne rouille pas \u00e0 des temp\u00e9ratures cryog\u00e9niques. La protection cathodique g\u00e8re la faible exposition \u00e0 la temp\u00e9rature ambiante que la surface ext\u00e9rieure subit avant la mise en service.<\/p>\n\n\n\n Pour les tuyauteries et \u00e9quipements de service froid qui fonctionnent \u00e0 des temp\u00e9ratures basses mais non cryog\u00e9niques (jusqu'\u00e0 environ \u221240 \u00b0C), des syst\u00e8mes \u00e9poxy modifi\u00e9s sp\u00e9cialement test\u00e9s pour la flexibilit\u00e9 \u00e0 basse temp\u00e9rature sont utilis\u00e9s. Le test cl\u00e9 est la flexibilit\u00e9 \u00e0 la temp\u00e9rature de service minimale \u2014 le film de rev\u00eatement ne doit pas se fissurer lors des cycles thermiques entre la temp\u00e9rature ambiante et la temp\u00e9rature minimale de service.<\/p>\n\n\n\n L'acier structurel d'un terminal LNG qui soutient les \u00e9quipements de proc\u00e9d\u00e9, les racks de tuyaux et les bras de chargement est soumis \u00e0 la m\u00eame exigence d'incendie que l'acier structurel de raffinerie \u2014 mais le sc\u00e9nario d'incendie est une fum\u00e9e d'hydrocarbures LNG ou un feu de nappe, ce qui constitue un sc\u00e9nario d'incendie hydrocarbure. une protection contre l\u2019incendie class\u00e9e UL 1709 est requise.<\/p>\n\n\n\n La diff\u00e9rence pratique avec une raffinerie est que les terminaux LNG pr\u00e9sentent souvent une exposition accrue de l'acier structurel \u00e0 l'atmosph\u00e8re marine pendant la p\u00e9riode pr\u00e9-incendie (phase de construction), de sorte que l'appr\u00eat anti-corrosion appliqu\u00e9 avant la protection incendie doit \u00eatre robuste pour le calendrier de construction.<\/p>\n\n\n\n \ud83d\udca1 Pour le choix du syst\u00e8me de protection incendie dans les environnements d'incendie d'hydrocarbures, voir\u00a0protection passive contre l\u2019incendie vs protection active contre l\u2019incendie<\/a>. Pour la diff\u00e9rence entre les tests UL 1709 et BS 476 et quand chacun s'applique, voir\u00a0normes de rev\u00eatement ignifuge: UL 1709 vs BS 476 expliqu\u00e9es<\/a>.<\/em><\/em><\/p>\n\n\n\n Quelques points pratiques qui reviennent lors de la sp\u00e9cification du rev\u00eatement ext\u00e9rieur des r\u00e9servoirs LNG sp\u00e9cifiquement :<\/p>\n\n\n\n G\u00e9om\u00e9trie du r\u00e9servoir.<\/strong> Les r\u00e9servoirs LNG sont grands \u2014 typiquement d'une capacit\u00e9 de 60 000 \u00e0 200 000 m\u00b3 \u2014 avec une g\u00e9om\u00e9trie complexe comprenant des toits en d\u00f4me, des sections de coque, des murs de confinement secondaires et une quantit\u00e9 importante de tuyauterie et de raccords de buse. La pr\u00e9paration de surface \u00e0 cette \u00e9chelle n\u00e9cessite une planification minutieuse : la coque du r\u00e9servoir est g\u00e9n\u00e9ralement blast\u00e9e par des \u00e9quipements automatis\u00e9s, mais les toits en d\u00f4me et les zones de buse n\u00e9cessitent un blast manuel. La contamination par les chlorures de l'atmosph\u00e8re marine pendant la phase de construction peut \u00eatre importante \u2014 assurez-vous que les tests Bresle sont effectu\u00e9s imm\u00e9diatement avant l'application, et non seulement au d\u00e9but du cycle de sablage.<\/p>\n\n\n\n D\u00e9tection des d\u00e9fauts (Holiday).<\/strong> Pour le syst\u00e8me \u00e9poxy \u00e0 flake de verre \u00e0 300\u2013400 \u00b5m DFT, des tests d'arc \u00e9lectrique \u00e0 haute tension (NACE SP0188) sont requis. Sur un r\u00e9servoir de 200 000 m\u00b3, c'est une t\u00e2che d'inspection substantielle \u2014 pr\u00e9voyez-le dans le planning du projet.<\/p>\n\n\n\n Couleur et r\u00e9flectance thermique.<\/strong> Les r\u00e9servoirs LNG sont g\u00e9n\u00e9ralement sp\u00e9cifi\u00e9s avec une couche sup\u00e9rieure blanche ou de couleur claire afin de minimiser le gain de chaleur solaire sur l'ext\u00e9rieur du r\u00e9servoir, ce qui affecte le taux d'\u00e9vaporation. Il s'agit d'une sp\u00e9cification fonctionnelle, pas seulement esth\u00e9tique \u2014 confirmez la valeur de r\u00e9flectance solaire de la couche sup\u00e9rieure avec l'\u00e9quipe d'ing\u00e9nierie des proc\u00e9d\u00e9s du projet.<\/p>\n\n\n\n Au-del\u00e0 des r\u00e9servoirs eux-m\u00eames, un terminal LNG comporte une quantit\u00e9 importante d'acier auxiliaire \u2014 jet\u00e9es marines et bras de chargement, passerelles et ponts de tuyauterie, b\u00e2timents de compresseurs, centres de contr\u00f4le et structures marines incluant des quais et des boue-dans.<\/p>\n\n\n\n Les jet\u00e9es et les structures marines sont en service Im2 \/ CX \u2014 \u00e9claboussures d'eau de mer, action des vagues et atmosph\u00e8re marine continue. La sp\u00e9cification d'application pour ces structures suit la m\u00eame logique que le rev\u00eatement de zone d'\u00e9cume en mer : epoxy lourd \u00e0 flocons de verre dans la zone d'\u00e9claboussement (600\u20131 000 \u00b5m), syst\u00e8me zinc\/flocons de verre\/PU dans la zone atmosph\u00e9rique au-dessus.<\/p>\n\n\n\n Pour l'approche de la zone d'\u00e9claboussures en d\u00e9tail \u2014 s\u00e9lection du syst\u00e8me, objectifs DFT et consid\u00e9rations d'application pour l'acier des zones intertidales et d'\u00e9claboussement \u2014 voir rev\u00eatement de zone de projection pour structures en mer<\/a>. Pour une r\u00e9partition compl\u00e8te des exigences du syst\u00e8me C5-M vs CX pour les zones c\u00f4ti\u00e8res et marines en acier, voir Protection contre la corrosion marine CX: syst\u00e8mes ISO 12944<\/a>.<\/p>\n\n\n\n Les r\u00e9servoirs de LNG sont de grands actifs avec des vies de conception de 30 \u00e0 50 ans. Le syst\u00e8me de rev\u00eatement doit durer, et l\u2019approche de maintenance doit \u00eatre r\u00e9aliste compte tenu des contraintes d\u2019acc\u00e8s.<\/p>\n\n\n\n Pour l\u2019ext\u00e9rieur du r\u00e9servoir, un programme d\u2019inspection visuelle pendant le fonctionnement, combin\u00e9 \u00e0 des contr\u00f4les ponctuels DFT \u00e0 intervalles d\u00e9finis (typiquement tous les 5 ans), permet une identification pr\u00e9coce de la d\u00e9gradation du rev\u00eatement. L\u2019analyse \u00e9conomique privil\u00e9gie g\u00e9n\u00e9ralement un seul syst\u00e8me de rev\u00eatement de haute qualit\u00e9 avec une dur\u00e9e de service de 20 ans ou plus plut\u00f4t qu\u2019un syst\u00e8me moins co\u00fbteux n\u00e9cessitant une maintenance pr\u00e9coce \u2014 car le co\u00fbt d\u2019acc\u00e8s, de pr\u00e9paration de surface et de recoating sur un grand r\u00e9servoir cryog\u00e9nique est significatif ind\u00e9pendamment du co\u00fbt des mat\u00e9riaux de rev\u00eatement.<\/p>\n\n\n\n Pour l\u2019int\u00e9rieur du r\u00e9servoir, la norme d\u2019inspection pertinente est l\u2019API 653, qui d\u00e9finit les intervalles d\u2019inspection internes bas\u00e9s sur le taux de corrosion, l\u2019\u00e9tat du sol du r\u00e9servoir et la pr\u00e9sence d\u2019une protection cathodique. Pour les r\u00e9servoirs LNG int\u00e9rieurs (g\u00e9n\u00e9ralement en acier cryog\u00e9nique non rev\u00eatu), le r\u00e9gime d\u2019inspection se concentre sur l\u2019int\u00e9grit\u00e9 du r\u00e9servoir plut\u00f4t que sur l\u2019\u00e9tat du rev\u00eatement.<\/p>\n\n\n\n2. Acier Cryog\u00e9nique \u2014 Enveloppe Interne et Tuyauterie en Service Cryog\u00e9nique<\/strong><\/strong><\/h3>\n\n\n\n
3. Acier structurel et supports de tuyauterie \u2014 Pr\u00e9vention contre l'incendie<\/strong><\/strong><\/h3>\n\n\n\n
Ext\u00e9rieur du r\u00e9servoir de stockage : Le syst\u00e8me CX Glass Flake en pratique<\/strong><\/strong><\/h2>\n\n\n\n
Rev\u00eatement pour les structures auxiliaires de l'ouvrage LNG<\/strong><\/strong><\/h2>\n\n\n\n
Inspection et maintenance<\/strong><\/strong><\/h2>\n\n\n\n