МИНИСТЕРСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА ПРЕДПРИЯТИЙ
НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ
ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ВНИИСТ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
СИСТЕМЫ
ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ
ОТ ВНУТРЕННЕЙ КОРРОЗИИ
СТАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО
НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РЕГИОНА
РД
102-012-82
Москва 1983
Настоящий
руководящий документ освещает вопросы монтажа и эксплуатации систем
протекторной защиты от внутренней коррозии нефтяных резервуаров типа РВС
различного технологического назначения с использованием протекторов ПРМ-20.
Руководящий
документ согласован с Главтюменнефтегазом.
В разработке документа принимали участие от БНИИСТа:
кандидаты техн. наук Н. П. Глазов, А.М. Ефимова, канд. хим. наук К.В.
Звездинский, инженер Т.И. Маняхина; от Гипротюменнефтегаза: канд. техн. наук
В.Н. Кушнир, инженер Ю.А. Лукашкин; от Сиборггазстроя: канд. техн. наук А.П.
Холмогоров, канд. хим. наук Л.Д. Пан.
Миннефтегазстрой
|
Технологические системы протекторной
защиты от внутренней коррозии стальных нефтепромысловых резервуаров
Западно-Сибирского нефтегазоносного региона
|
РД 102-012-82
|
Разработаны впервые
|
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1.
Настоящий Руководящий документ распространяется на системы защиты днищ и поясов
стальных нефтепромысловых резервуаров типа РВС-2000, РВС-5000, РВС-10000,
РВС-20000 от внутренней коррозии, вызываемой дренажной водой, как вновь
вводимых, так и находящихся в эксплуатации, с помощью протекторов.
Сущность
протекторной защиты заключается в создании защитного потенциала на днище
(стенке) резервуара при протекании тока в гальванической паре - корпус
резервуара - протектор.
1.2.
Уровень дренажной воды в зависимости от режима работы резервуаров составляет в
среднем:
для резервуаров хранения товарной нефти -
1 м;
для резервуаров технологического назначения - 3 м;
для резервуаров очистных сооружений - 8 м.
Концентрация
солей в дренажной воде составляет 1,6 - 2,5 %, а температура среды не более 40
°С.
1.3. В
данных системах протекторной защиты нефтепромысловых резервуаров от внутренней
коррозии применяют протекторы типа ПРМ-20 из магниевого сплава марки МП-1.
2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ
2.1.
Системы протекторной защиты стальных нефтепромысловых: резервуаров от коррозии
должны отвечать требованиям настоящего Руководящего документа и комплекту
соответствующей документации.
Внесены
ВНИИСТом, ОЭЗ
|
Утверждены ВНИИСТом 21 августа 1981 г.,
ПТФ Сиборггазстроем 2 сентября 1981 г.,
Гипротюменнефтегазом 17 февраля 1981 г.
|
Срок введения
1 марта 1983 г.
|
2.2.
Протекторы марки ПРМ-20 для систем протекторной защиты должны соответствовать
требованиям технических условий на магниевые протекторы из сплава МП-1 (ТУ
48-10-36-79).
2.3.
Количество протекторов и расстановка их на днище и стенках резервуаров зависят
от вместимости и режима работы резервуаров.
Схемы
размещения протекторов на днище резервуаров приведены на рис. 1 - 4, а
данные о количестве протекторов - на днище и боковых стенках резервуаров - в
табл. 1.
Рис. 1. Схема размещения
протекторов на днище РВС-2000
На
боковой стенке протекторы должны размещаться по окружности одним ярусом на
высоте 1,5 м от днища в технологических резервуарах и двумя ярусами на высоте 2
и 6 м от днища в резервуарах очистных сооружений.
Протекторы
в верхнем ярусе следует располагать в шахматном порядке относительно
протекторов нижнего яруса. Расстояния между протекторами в ярусах должны
соответствовать данным, указанным в табл. 1.
Таблица 1
Количество
протекторов для защиты от внутренней коррозии нефтепромысловых резервуаров
Тип
резервуара
|
Количество
протекторов, шт.
|
Расстояние, м
|
|
на боковой поверхности
|
между окружностями днища
|
между протекторами на окружностях днища
|
между
протекторами на боковой поверхности
|
|
общее
|
на днище
|
на окружностях днища
|
|
РВС-2000х)
|
24
|
24
|
4, 6, 14
|
-
|
2,80
|
3,30
|
-
|
|
43
|
24
|
4, 6, 14
|
19
|
2,80
|
3,30
|
2,51
|
|
74
|
24
|
4, 6, 14
|
50 (2 яруса
по 25 шт.)
|
2,80
|
3,30
|
1,91
|
|
РВС-5000
|
54
|
54
|
4, 10, 16, 24
|
-
|
2,80
|
2,94
|
-
|
|
82
|
54
|
4, 10, 16,
24
|
28
|
2,80
|
2,94
|
2,50
|
|
130
|
54
|
4, 10, 16,
24
|
74 (2 яруса
по 38 шт.)
|
2,80
|
2,94
|
1,81
|
|
РВС-10000
|
122
|
122
|
1, 6, 12,
17, 23, 28, 35
|
-
|
2,64
|
2,88
|
-
|
|
164
|
122
|
1, 6, 12,
17, 23, 28, 35
|
42
|
2,64
|
2,88
|
2,56
|
|
236
|
122
|
1, 6, 12,
17, 23, 28, 35
|
86 (2 яруса
по 43 шт.)
|
2,64
|
2,88
|
1,83
|
|
РВС-20000
|
234
|
234
|
1, 6, 13,
20, 26, 32, 39, 45, 52
|
-
|
2,79
|
2,71
|
-
|
|
293
|
234
|
1, 6, 13,
20, 26, 32, 39, 45, 52
|
|
2,79
|
2,71
|
2,52
|
|
394
|
234
|
1, 6, 13,
20, 26, 32, 39, 45, 52
|
160 (2 яруса
по 80 шт.)
|
2,79
|
2,71
|
1,86
|
|
х) Здесь и далее в первой строке приведены данные для
резервуаров хранения товарной нефти, во второй - технологического назначения, в
третьей - очистных сооружений.
Рис. 2. Схема размещения
протекторов на днище РВС-5000
2.4.
Изоляцию (экранирование) протекторов следует выполнять на всю их нижнюю
торцевую и боковую поверхность, а также на весь центральный верхний круг
диаметром 290 мм.
2.5.
Конструкция изоляции должна состоять из трех слоев эпоксидного покрытия (ЭД-20
или ЭД-40), двух слоев праймера на основе битума марки БН-У и одного слоя из
полимерной пленки.
2.6. Узлы
крепления протекторов должны соответствовать схемам установки (рис. 5 и 6).
Узел
крепления протектора к днищу резервуара состоит из пластины размером
230×200×6 мм из стали ВСт3сп5 и приваренных к ней с двух сторон
стержней. Один стержень диаметром 20 мм, длиной 100 мм приваривают свободным
концом к днищу резервуара, на другой стержень диаметром 9 мм, длиной 87 мм
насаживают протектор и туго
затягивают двумя гайками М8 (см. рис. 5).
Узел
крепления протектора к стенкам резервуара состоит из пластины размером
600×200×6 мм и приваренного к ней стержня диаметром 9 мм, длиной 87
мм, на который насаживают протектор и туго затягивают двумя гайками М8 (см.
рис. 6).
Рис.
3. Схема размещения протекторов на днище РВС-10000
Рис.
4. Схема размещения протекторов на днище РВС-20000
Рис.
5. Схема установки протектора ПРМ-20 на днище резервуара:
1 - экранирующее покрытие; 2 - гайки М8; 3 -
стальной стержень для насаживания протектора; 4 - стальной стержень для
крепления узла с протектором к днищу резервуара; 5 - стальная арматурная труба
протектора ПРМ-20; 6 - стальная пластина; 7 - днище резервуара
2.7.
Собранные протекторы следует устанавливать в соответствии со схемами размещения
и приваривать электродуговой сваркой соответственно к днищу или стенке
резервуара.
2.8. Узел
контакта (гайка-втулка) должен быть заизолирован полихлорвиниловой лентой,
затем залит эпоксидной композицией.
2.9.
Комплект технической документации на системы протекторной защиты должен
включать в себя:
настоящий
Руководящий документ;
спецификацию
и чертеж системы в сборе и отдельных узлов;
пояснительную
записку к чертежам;
сопроводительные
документы на покупные комплектующие изделия;
акт
приемки системы протекторной защиты.
Рис.
6. Схема установки протектора ПМР-20 на стенке резервуара:
1 - экранирующее покрытие; 2 - стальная
арматурная труба протектора ПРМ-20; 3 - стальной стержень для насаживания
протектора; 4 - стальная пластина; 5 - стенка резервуара; 6 - гайки М8
3. ПРАВИЛА ПРИЕМКИ И МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ СИСТЕМ ПРОТЕКТОРНОЙ
ЗАЩИТЫ
Приемка
смонтированной системы
3.1.
Приемка смонтированной системы должна начинаться с проверки расстановки
протекторов на днище и боковых поясах (стенках) резервуара.
3.2.
Проверку расстановки протекторов на днище и стенках резервуаров следует
производить согласно схемам рис. 1 - 4, данным табл. 1 и п. 2.3.
3.3.
Проверка монтажа систем протекторной защиты должна производиться путем
измерения сопротивления протектор-резервуар на каждом установленном протекторе.
Измерение
сопротивления следует производить переносным мостом, например типа ММВ, причем
места контакта должны быть тщательно зачищены.
Измерение
следует производить следующим образом: к первой клемме прибора подсоединяют
проводник от протектора, ко второй - проводник от днища или от стенки
резервуара; сопротивление протектор-резервуар не должно превышать 0,15 ± 0,02
Ом.
3.4. Приемку узлов смонтированной системы протекторной защиты
осуществляет комиссия в составе представителей строительной и эксплуатационной
организаций.
3.5.
После устранения недостатков монтажа на резервуар необходимо устанавливать
люки. Комиссия (см. п. 3.4) составляет акт о результатах приемки
системы защиты.
3.6. Акт
приемки системы защиты должен подшиваться в техническую документацию резервуара
в комплекте с исполнительными и проектными документами на систему протекторной
защиты.
Установка контрольных
протекторов
3.7. Для
контроля системы протекторной защиты в зависимости от режима работы резервуаров
необходимо устанавливать контрольные протекторы в количестве:
резервуары хранения товарной нефти - 3 шт.;
резервуары технологического назначения - 4 шт.;
резервуары очистных сооружений - 5 шт.
3.8.
Контрольные протекторы на днище резервуара должны устанавливаться в следующем
порядке:
первый
протектор - в центральной части;
второй
протектор - в середине между первым и третьим;
третий
протектор - на краю днища.
3.9. Контрольные протекторы на стенках
резервуара следует устанавливать по одному на каждый ряд протекторов.
3.10.
Монтаж контрольных протекторов необходимо осуществлять так же, как и рабочих;
диаметр стержня, на который насаживается
протектор в данном случае, должен составлять 8 мм и изолироваться
полиэтиленовой трубкой.
К
втулке контрольного протектора следует припаивать провод ПМВГ сечением 0,75 мм2,
второй конец которого выводят через люк на кровлю и присоединяют к контрольной
измерительной панели, устанавливаемой на резервуаре.
Кроме
того, к измерительной панели подключают корпус резервуара.
Заполнение резервуара
с протекторной защитой
3.11.
Заполнение резервуара с протекторной защитой должно начинаться с опрессовки
водой.
3.12.
Режим заполнения при опрессовке согласовывают с приемочной комиссией.
3.13. При
опрессовке должен осуществляться комплекс начальных измерений электрохимических
параметров: потенциалов «корпус-электролит», отключенных контрольных
протекторов, токов в цепи контрольных протекторов. Одновременно с измерениями
электрохимических параметров необходимо измерять уровень воды в резервуаре и
фиксировать время замеров. Измерение потенциалов производят прибором М-231 с
помощью датчика - специального медно-сульфатного электрода сравнения (м.с.э).
Опускание и подъем электрода осуществляют через верхние смотровые люки
резервуаров с помощью проводника. Силу тока в цепи «протектор-резервуар»
определяют с помощью прибора М-231.
3.14. После
заполнения резервуара водой до отметки, принятой для опрессовки, следует снять
кинетику изменения параметров согласно п. 3.13,
производя замеры не менее одного раза в 2 ч.
3.15.
Последние измерения согласно п. 3.14
производят по установлении стационарных значений измеряемых параметров. График
и таблицу изменения параметров, подписанные членами приемочной комиссии (см. п.
3.4), включают в акт приемки системы
протекторной защиты.
Измерения в процессе
эксплуатации
3.16. В
процессе эксплуатации резервуара следует периодически, не менее раза в месяц
производить замеры защитного потенциала и тока в цепи контрольных протекторов.
Величина защитного потенциала должна составлять по абсолютной величине не менее
0,85 В по м.с.э.
Отсутствие
тока указывает на неисправность контактной цепи или полное растворение
протекторов. В этом случае определяют нарушение контактов на контрольно-измерительной
панели и производят осмотр состояния подводящих проводников. В случае
исправности контактной цепи и отсутствия тока сработавшиеся протекторы заменяют
новыми.
4. УКАЗАНИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
4.1. В
процессе эксплуатации протекторной защиты производят:
контроль
и регулирование силы тока протекторов;
контроль
эффективности протекторной защиты;
периодическую
замену сработавшихся протекторов;
обследование
коррозионного состояния резервуара и контрольных протекторов.
4.2.
Замену сработавшихся протекторов производят в период смотровых ремонтов в
соответствии с планом ремонтно-профилактических работ.
4.3.
Эксплуатационные измерения должны осуществляться при заполнении резервуара
технологической средой. Измерения должны проводиться в соответствии с п. 3.16 настоящей работы не реже одного раза в
месяц.
5. ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ
5.1. При
монтаже протекторной защиты резервуара от внутренней коррозии следует
руководствоваться следующими документами по технике безопасности и
производственной санитарии: ГОСТ 12.1.010-76, ГОСТ
12.3.003-75.
5.2.
Резервуар, бывший в эксплуатации, перед началом работ необходимо очистить от
нефтепродуктов, тщательно вычистить, пропарить и проверить содержание вредных
примесей в воздушной среде. Загазованность воздушной среды не должна превышать
1 %. Предельно допустимые нормы концентрации ядовитых газов и паров в
резервуаре при работе в нем без противогазов не должны превышать величин,
указанных в табл. 2.
5.3. Все
работы с эпоксидными смолами и отвердителями необходимо производить в халатах и
в головных уборах, в резиновых или полихлорвиниловых перчатках, в изолированных
и хорошо вентилируемых помещениях.
Таблица
2
Предельно
допустимые концентрации (ПДК) органических веществ
Виды веществ
|
ПДК, мг/м3
|
Бензин,
лигроин, керосин
|
0,3
|
Бензол
|
0,05
|
Метиловый
спирт
|
0,05
|
Толуол,
ксилол
|
0,1
|
Сероводород
|
0,01
|
Фенол
|
0,005
|
Хлорированные
углеводороды
|
0,002
|
Этиловый
спирт
|
1,0
|
6. ГАРАНТИИ ПОСТАВЩИКА
6.1.
Система протекторной защиты от внутренней коррозии должна быть принята
техническим контролем предприятия-изготовителя.
6.2.
Изготовитель гарантирует соответствие системы протекторной защиты от внутренней
коррозии требованиям настоящего Руководящего документа при соблюдении
потребителем установленных условий эксплуатации.
6.3. Срок
гарантии устанавливается один год со дня изготовления.
СОДЕРЖАНИЕ