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.

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

^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

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