РД 102-012-82 Технологические системы протекторной защиты от внутренней коррозии стальных нефтепромысловых резервуаров Западно-Сибирского нефтегазоносного региона
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.,
|
Срок введения |
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 насаж ивают 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 наса живается 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
1. Общие положения . 1 2. Технические требования . 1 3. Правила приемки и методы контроля систем протекторной защиты .. 6 4. Указания по эксплуатации . 7 5. Правила техники безопасности . 8 6. Гарантии поставщика . 8 |