3.1.15. В резервуарах такой вид коррозии может иметь место в железобетонных конструкциях днищ, а также стен заглубленных и обвалованных грунтом, содержащим ионы сульфатов и хлоридов или в условиях грунтовых вод.
3.1.16. Защита бетона от развития процессов коррозии третьего вида:
- первичная защита - применение в бетонах цементов с низким содержанием алюминатов (ГОСТ 22266-94 [6]), минеральных уплотняющих структуру добавок и специальных химических добавок (СНиП 2.03.11-85 [11]), бетонов с низким В/Ц;
- вторичная защита - пропитка поверхностей полимерными полимеризующимися составами, покраска бетона полимерными мастичными покрытиями (СНиП 2.03.11-85 [11]).
3.1.17. В плотном неповрежденном бетоне стальная арматура находится в полной сохранности на протяжении длительного срока эксплуатации при любых условиях влажности окружающей среды, т.к. наличие щелочной поровой жидкости (рН приблизительно 12,5) у поверхности металла способствует сохранению пассивного состояния стали.
3.1.18. Коррозия арматуры в бетоне может возникать по следующим причинам:
- уменьшение щелочности влаги ниже критической (рН < 11,8) путем выщелачивания или нейтрализации кислыми газами (карбонизация) гидроксида кальция Са(ОН)2;
- введение в бетон коррозионноактивных добавок (главным образом, хлоридов) или их диффузия из внешней среды;
- механическое или коррозионное разрушение защитного слоя бетона;
- образование трещин в бетоне;
- активирующее действие хлорид- и сульфат-ионов, которые проникают к поверхности арматуры через дефекты структуры и трещины бетона.
3.1.19. Для арматуры считается опасным содержание хлоридов более 0,1 - 0,3% массы растворной части бетона. Коррозия стали в присутствии хлор-ионов имеет, как правило, язвенный характер.
3.1.20. Внезапный хрупкий обрыв в результате развития коррозионных трещин может иметь место без уменьшения диаметра при растрескивании кольцевой преднапряженной высокопрочной арматуры Вр-II цилиндрических резервуаров (коррозия под напряжением). Соблюдение требований СНиП 2.03.11-85 [11] по трещиностойкости защитного слоя бетона исключает возможность хрупкого обрыва высокопрочной преднапряженной арматуры. Толщина защитного слоя при этом должна быть не менее 25 мм при марке бетона на водонепроницаемость W6 и W8.
3.1.21. Хрупкий обрыв при растрескивании преднапряженной арматуры панелей стен, колонн, балок и плит покрытия не может произойти, так как эти конструкции армированы, как правило, механически упрочненной арматурой класса A-III и A-IV, в которой процессы такого характера не имеют места.
3.1.22. Для защиты арматуры от коррозии оголенные ее участки обрабатывают ингибиторами коррозии (нитраты, бура), затем восстанавливают и обеспечивают сохранность защитного слоя бетона от всех видов коррозии (п.п.3.1.5, 3.1.8, 3.1.13) и от воздействия агрессивной среды (СНиП 2.03.11-85 [11]).
3.1.23. Прочность неповрежденного бетона при отсутствии коррозионных процессов увеличивается продолжительное время, измеряемое годами, т.к. в цементном камне всегда есть непрогидратированные зерна, которые, реагируя с водой, образуют новые соединения, упрочняющие бетон. Увеличение прочности может достигать 10 - 30% за 5 - 10 лет.
3.1.24. Прочность поврежденного бетона, наоборот, может уменьшаться в зависимости от скорости коррозии, разрушающей структуру цементного камня (раздел 3). Возможное уменьшение прочности бетона в длительные сроки необходимо рассматривать в каждом отдельном случае с оценкой агрессивности сред (СНиП 2.03.11-85 [11]), условий эксплуатации и контролем прочности неразрушающими методами (см. п.п.6.4.9, 6.4.10) при полном техническом обследовании.
3.2. Воздействие технологических факторов
3.2.1. Железобетонные конструкции резервуаров в процессе эксплуатации подвергаются воздействию технологических факторов (агрессивные адсорбционно активные органические вещества хранимых нефтепродуктов, температура, давление, вакуум).
3.2.2. Скорость проникания нефти и нефтепродуктов в структуру бетона зависит от его пористости, непроницаемости и влажности. С увеличением влажности увеличивается количество пор и капилляров бетона, заполненных жидкой фазой, поэтому проникновение затруднено.
3.2.3. Коррозионная активность нефти зависит от количества серы в ней, сорбционная активность нефтяных сред по отношению к бетону возрастает по мере увеличения в их составе полярных смол и располагается в следующем порядке: керосин, дизельное топливо, сернистый мазут, сернистая нефть, сырая нефть. Нефть и нефтепродукты по воздействию на бетон нормальной плотности (W4) являются агрессивными веществами и по СНиП 2.03.11-85 [11] степень их активности нормируется от сильно агрессивной (кислый гудрон), среднеагрессивной (нефть) до неагрессивной (бензин) (Приложение 4) и требует вторичной защиты бетона внутренней поверхности резервуара (п.6.7).
3.2.4. Легкие нефтепродукты (бензин и керосин) в течение трех-пяти лет воздействия снижают на 10 - 15% первоначальную прочность бетона. Дизельное топливо за это же время снижает прочность бетона до 10%.
3.2.5. Для определения прочности бетона в слое, пропитанном темными нефтепродуктами (мазут, сернистая и сырая нефть) при полном техническом обследовании рекомендуется применять формулу: 
, где 
- продолжительность воздействия нефтепродуктов на бетон, годы; 
- первоначальная прочность бетона; 0,1 - коэффициент, показывающий интенсивность снижения прочности во времени.
, где - продолжительность воздействия нефтепродуктов на бетон, годы; - первоначальная прочность бетона; 0,1 - коэффициент, показывающий интенсивность снижения прочности во времени. 3.2.6. Формула справедлива в течение 7 - 8 лет после начала пропитки бетона темными нефтепродуктами. В более продолжительные сроки воздействия нефтяных сред прочность бетона ориентировочно можно считать 1/3 первоначальной, более точно определять неразрушающими методами (п.6.4.9).
4. Организационные мероприятия, необходимые для проведения работ по оценке технического состояния железобетонных резервуаров
4.1. Организация и проведение работ по частичному наружному обследованию является обязанностью владельца резервуаров. В случае необходимости (п.5.9) привлекается экспертная организация.
4.2. Экспертные организации, выполняющие работы по полному техническому обследованию железобетонных резервуаров, должны иметь лицензии на проведение таких работ, получаемые в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке.
4.3. Работы по полному техническому обследованию железобетонных резервуаров выполняются экспертными организациями, которые располагают необходимыми средствами технического диагностирования, нормативно-технической документацией на контроль и оценку конструкций, а также имеют обученных специалистов.
4.4. Полное техническое обследование производится по индивидуально разрабатываемой программе обследования на каждый резервуар в соответствии с положениями раздела 6 настоящей Инструкции. Минимальное количество и места инструментальных измерений определяются согласно пп.6.3.14, 6.4.5, 6.4.9, 6.4.11 - 6.4.13 и схеме обследования (Приложение 2), уточняется после изучения комплекта технической документации (пп.4.5 - 4.7), визуального осмотра на месте и окончательно указывается в программе обследования. При этом необходимо учитывать конкретные условия эксплуатации, имевшиеся ранее повреждения конструкций и выполненные работы по ремонту или реконструкции.
Индивидуальные программы обследования резервуаров разрабатываются экспертной организацией, выполняющей обследование, и утверждаются руководителем предприятия - владельца хранилища.
4.5. Организация проведения работ по полному техническому обследованию выполняется силами владельца резервуаров и включает в себя подготовку хранилища и передачу исполнителю работ комплект технической документации:
- сдаточную документацию на строительство резервуара;
- эксплуатационную документацию.
4.6. Сдаточная документация на строительство резервуара должна содержать:
- комплект рабочих чертежей резервуара, его оборудования и защитных устройств;
- акты на скрытые работы (устройство подготовки основания резервуара, устройство дренажа, арматурные и бетонные работы, монтаж и замоноличивание стыков железобетонных конструкций, навивка кольцевой преднапряженной арматуры в цилиндрических резервуарах, торкретирование наружных и внутренних поверхностей резервуара, устройство гидроизоляции);
- документы о согласовании отступлений от чертежей при строительстве резервуара (в том числе журнал производства работ);
- паспорта, подтверждающие марку бетона, класс арматуры;
- паспорта на сборные железобетонные конструкции, акты натяжения арматуры;
- акты испытаний резервуара на герметичность и на газонепроницаемость покрытия;
- акты монтажа и испытания технологического оборудования;
- журнал производства сварочных работ;
- акт приемки в эксплуатацию резервуара после окончания строительства (в том числе журнал и акты геодезических работ);
- акт проверки заземляющих устройств;
- акт замера сопротивления растекания тока.
4.7. Эксплуатационная документация должна содержать:
- технический паспорт резервуара;
- калибровочные таблицы;
- технологическую карту резервуара;
- правила технической эксплуатации железобетонных резервуаров;