МИНИСТЕРСТВО СТРОИТЕЛЬСТВА ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству магистральных трубопроводов
■ВНИИСТ*
&
ИНСТРУНЦИЯ
ПО ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЕ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ НЕФТЯНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ ОТ КОРРОЗИИВСН 158-83 Миннефтегазстрой
МОСКВА 1984
Уда 621.642:620.197.5
В настоящей Инструкции освещены вопросы расчет.ч, проектирования, технологии монтажа и эксплуатации протекторной защиты стальных иефтерезерьуаров от корро^* зии, вызываемой подтоварной водой. В зависимости от условий эксплуатации резервуаров и свойств подтоварных вод система защиты предусматривает применение протекторов из магниевого, алюминиевого или цинкового сплавов. Инструкцию разработали сотрудники ВНИИСТа: канд.техн.наук Н.П.Глазов, канд.техн.наук А.М.Ефииова. Т.И.!Даняхина.
Замечания и предложения направлять по адресу: Москва, 1(;5056, Окружной проезд, 19, ШИИСТ, отдел электрохимической защиты.
Зс( .гоюзьъй иаучг. - ;оч.*едовательский институт по строительств г^гистральных трубопроводов (ШШСТ) ,1984
° 500
•r ^-500
14 “Т5Г"
где 5 - общая минерализация подтоварной воды, г/л;
At к - щелочность подтоварной воды, ымолъ/л (приложение 3);
S,,SP~ концентрация соответственно двуокиси углерода и ' * сероводорода в подтоварной воде, мг/л.
3.4. Исходную расчетную величину Ид необходимо выбирать по наименьшему значению допустимой скорости коррозии в подтоварной воде различных по толщине участков днища резервуара с учетом скорости коррозии днища с наружной стороны (см.рис.4).
3.5. Количество протекторов N для защиты резервуара определяют по формуле
N-^-LV + Щ, (12)
D - диаметр резервуара, м;
So - зова защитного действия одного протектор, ьг;
S} - 7RZ
3.6. Силу тока протектора определяют по формуле
Рэ(г9 - гп)
- разность потенциалов протектор - днище при разомкнутой цепи;
s 0,9 В для магниевых протекторов;
= 0,4 В для цинковых протекторов;
« 0,3 В для алгшниевых протекторов;
- радиус протектора, м;
•'пер.гт~ переходное сопротивление протектора, Ои.м^Срис.б);
S,у - рабочая поверхность протектора, м2 (см.табл.3).
3.7. Продолжительность работы протектора (годы) определяют по формуле
т - G R . (14)
Рис.б. Зависимость переходного сопротивления протекторов от минерализации подтоварной воды:
X - из цинковых; 2 - из алюминиевых; 3 - из магниевых
сплавов
где 6 - масса протектора, кг;
Ч - коэффициент полезного действия протектора;
Q - электрохимический эквивалент материала протектора, кг/А.год (см.табл.2).
Коэффициент полезного действия протектора определяют из
выражения:
для алюминиевого сплава
1 = 47 - 0,8ХГ + ЗХ2 -ЗХ3 - ЮХ4 + 1,5Х5. (15)
для магниевого сплава
2 = 34,6 - П,6ХХ + 2,6Х2 - 5,ГХд - 3,4Х4 + 4Х5; (16) для цинкового сплава
2 * 80,2 - 3,5Xj + 2Х2 - 8,ЗХ3 - 5,ЗХ4+ 2,5Х5. (17)
Хс « J-ii > (18)
^ 2
J - анодная плотность тока, А/м ;
• (19)
Sn - рабочая поверхность протектора, м^.
3,8. Параметры протекторной защиты от коррозии внутренней поверхности резервуаров РВС-5С00 приведены в приложении 4.
ПРИМЕР РАСЧЕТА
ОПРЕДЕЛИТЬ ПАРАМЕТРЫ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРА Исходные данные:
Резервуар товарный РВС-500 , диаметр резервуара - 22,9 и; толщина стенки нижнего пояса и днища резервуара - 4 и 6 мм; уровень подтоварной воды - 1,0 м; общая минерализация подтоварной воды - 20 г/л; щелочность подтоварной воды - 40 ммолъ/л; подтоварная вода содержит 50 г/л С02.
1. Тип и материал протектора выбирается в соответствии с пл.2.4-2.8 настоящей Инструкции. В этом случае защита резервуара может осуществляться алшиниевыми и магниевыми протекторами; выбираем протекторы из магниевого сплава типа ПРМ-20 (см. табл.З).
2. Радиус защитного действия одного протектора определяется по формуле (I), где удельное электрическое сопротивление подтоварной воды - рэ = 0,3 Ом.м (см.приложение 2); лоляриза-ционное сопротивление днища и нижнего пояса резервуара ~^полл ~
допустимая скорость коррозии для наименьшей толщины стенки-. 4 мм К = 0,02 мм/год (см.рис.4).
У(нтерполируя данные табл.4, определяем величину защитного потенциала стали - U3 = -1,06 В.
Ипш 1,38 + 0,05ХТ - 0,0П2 “ 0,03Х3 - 0,03Х4;
Потенциал протектора*.
V = 4й£?0 в 47; 2 68
13
-о.Э;
11п~ 1,38+0,05(-0,82)-0,01(-0,47)-0,03(-0,9)-0,03(-Г,0)=1,4 В. Естественный потенциал резервуара Uc в 0,77 В (см.табл.4). Радиус изолирующего экрана 19 - 0,34 м.
R = а-- -°.|з2 0.34 в -2‘°*55< R -°-34>;
0,29*
R * 1,5 м.
Поверхность, защищаемая одним протектором, S} = 3,14 • I.52 = 7.1 м2. Количество протекторов:
N * ,-„22|9 (22,9 + 1.0) = 61 шт.
' » I
Силу тока протектора определяют по формуле (13), где 1пш ^0,2 ы, Sn^ 0,16 \£ (см.табл.3);
R пер.п = °*04 (см.рис.6);
Зп* -—- = 2,2 А.
0.3(0.34-0.2) + _L. + 0,04
2*3,14*1*0,34 7,1 0,16
Продолжительность работы протектора определяют по формуле (14), где 6 = 20 кг (см.табл.3), <2 в 3,97 кг/А.год (см.табл.2);
j « -2*2 = 13,7 А/м2;
J 0,16
х с I2x2L=-3 = 5э35;
* 2
£ * 34,6-П,6Х1+2,6Х2-5,1Х^-3,4Х4+4,1Х5= 34,6-11,6(-0,82)+
t2,0(-C,47)-5,I(-0,9)-3,4(-I)+4,I(5,35) = 70#.
Т = ® ‘ s 1,6 года.
2,2*3,97
4. ТЕХНОЛОГИЯ УСТАНОВКИ И МОНТАЖА ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩЮТ
4.1. При монтаже протекторной защити выполняются следующие работы:
подготовка протекторов к установке;
разметка днища;
подготовка мест .для установки протекторов в резервуаре;
приварка к днищу контактного стержня в случае магниевых протекторов типа ПРМ или крепящей арматуры алюминиевых и цинковых контактов.
4.2. Подготовку протекторов выполняют в специальном помещении с принудительной вентиляцией двукратного обмена или на площадке. Она состоит в основном в нанесении изоляции (экрана) кистью на нижнюю и часть боковой поверхности протектора.
Изоляция состоит из трех слоев эпоксидного покрытия (ЗД-20 или ЭД-40), двух слоев праймера на основе битума марки ЕН-5 и одаого слоя полимерной пленки.
4.3. Протекторы размещают на днище и стенках резервуара так, чтобы величина защитного потенциала резервуар - подтоварная вода в промежутках между протекторами и по краям днища была не менее защитного потенциала.
4.4. Протекторы на днище резервуара следует располагать по концентрическим окружностям. В зоне призмно-раздаточногс патрубка плотность расстановки протекторов на днище должна увеличиваться в 2 раза. Пример размещения протекторов на .днище резервуара представлен на рис.7.
4.5. Ка боковой стенке резервуара протекторы должны размещаться по о)фужности на высоте, равной радиусу защиты одного протектора от днища и на расстоянии друг от друга, равном двум радиусам защиты протектора. В случае расположения на стенке резервуара протекторов более чем в один ярус последние устанавливаются в шахматном порядке.
4.6. Место, где должен устанавливаться протектор, очищают от грязи и продуктов коррозии. На очищенную поверхность наносят изоляцию, за исключением места сварки, аналогичную изоляции протектора.
4.7. Контакт протектора с дншцем резервуара осуществляют
15
путем приварки к нему стальной арматуры, а протекторов типа ПРМ - с помощью стального стержня диаметром 8 мм и высотой 60 ш - .иля протекторов ПРМ-20 и 35 мл - .иля протекторов ПРМ-40.
4.8. Места контактов протекторов с днищем резервуара изолируют эпоксидной смолой типа ЭД-5 (ЗД-6).
5. &Л1ЛУАТАЩЯ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ
5.1. ТТри эксплуатации протекторной защиты проводят следующие работы:
|
Рис.7. Размещение I - протектор; |
протекторов (61 вуара РБС-5000:
2 - приемно-раздаточный патрубок
контроль эффективности протекторной защиты; периодическую замену сработавшихся протекторов.
Министерство стро- |
Ведомственное строительные |
ВСН 158-83 |
ительства предпри-ятий нефтяной и газовой промышленности |
нормы |
Мкнвефтегазстрой |
Инструкция по протекторной защите внутренней поверхности нефтяных резервуаров от ■КОРРОЗИИ_ |
Впервые |
I. обще полашш
I.I. Настоящая Инструкция распространяется на технологические системы протекторной защиты от коррозии стальных вертикальных резервуаров различного назначения (товарные, сырьевые, технологические).
1.2. Ввод в эксплуатацию резервуаров без осуществления противокоррозионных мер не допускается.
1.3. Принцип действия протекторной защиты заключается в создании защитного потенциала на днище и боковых стенках резервуара при протекании тока в гальванической паре: резервуар (катод) - протектор (анод) [I].
1.4. Технология монтажа протекторной защиты не связана с использованием токсичных материалов и не требует тщательной подготовки поверхности. Протекторная защита проста и надежна в эксплуатации.
1.5. Проектирование протекторной защиты следует проводить с учетом общей минерализации, щелочности, газового состава (HgSt COg) подтоварных вод.
2. ЭЛЕКГРОШ1ИЧЕСКИЕ.ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОТЕКТОРНЫХ СПЛАВОВ И УСЛОВИЯ ИХ ПТОЯННШЯ
2.1. В качестве протекторного материала ддн защиты стальных нефтереэервуаров применяют магниевые, цинковые и алюминиевые сплавы.
Внесена |
Утверадена Миннефтегазстроем |
Срок введения |
ВНИИСТом |
23 февраля 1983 г. Удннефтепромом 7 июня 1983 г. |
I июля 1984 г. |
3
2.2. Химический состав протекторных сплавов приводится в табл.1.
Таблица I |
i to |
ав |
Основные, ко, |
ьяшненя |
Ь-1-l |
_Примеси, не |
более |
|
Вид |
Марка |
Мд |
АЕ |
Еп |
Мп j |
Fe |
Си |
Mi |
Si |
Магни-МП1 |
Осталь- 5,0- |
2,0- |
0,02- |
0,003 0.004 |
0,001 |
0,04 |
евый |
|
ное |
7,0 |
4,0 |
0,5 |
|
|
|
|
|
МП2 |
Осталь- 5,0- |
2,0- |
0,02- |
0,03 |
0,15 |
0,008 |
0,25 |
|
|
ное |
7,0 |
4,0 |
0,5 |
|
|
|
|
Алши-АП1 |
— |
Осталь |
- 4,0- |
- |
0,10 |
0,01 |
_ |
о.то |
ниевый |
|
ное |
6.0 |
|
|
|
|
|
|
АП2 |
_ |
Осталь |
- Ь2~ |
_ |
0,10 |
0,01 |
_ |
0,10 |
|
|
|
ное |
1,2 |
|
|
|
|
|
Цинко-ЩТ! |
|
0,4- |
Осталь |
- — |
0,001 0,001 |
|
_ |
вый |
Ш12 |
0,2- |
0,6 |
ное |
|
|
|
|
|
|
|
0,3 |
0,5- |
Осталь |
- 0.1- |
0,004 0.001 |
|
_ |
|
|
|
0,7 |
ное |
0,3 |
|
|
|
|
|
2.3. Электрохимические свойства протекторных сплавов указаны в табл.2. Конструкции протекторов типа ПРМ, П-КОА и П-КОЦ представлены на рис.1-3, а типоразмеры протекторов - в табл.З.
Шз].
Таблица 2 |
Сплавы |
Электрохимиче-ский эквивалент, кг/А.год |
Токоотдача,
А/ч.кг |
Стационарный потенциал, В |
Вид |
Марка |
Магниевый МП1 |
3,97 |
2200 |
1,54 |
|
МП2 |
3,97 |
2200 |
1,54 |
Алшиние |
- АП1 |
2,94 |
2980 |
1,02 |
вый |
АП2 |
2,94 |
2980 |
0,92 |
Цинковый |
ЦП1 |
10,70 |
820 |
1,05 |
|
ЦП2 |
10,70 |
820 |
1,05 |
|
2.4. Типы протекторов следует выбирать с учетом обеспечения требуемого срока службы и условий применения различных сплавов.
4
Таблица 3 |
Типоразмер протектора |
Марка
сплава |
Размера протекторов, мм |
Масса протектора, кг |
Рабочая поверх “2 ность^ |
Д |
В |
% |
Н |
Hi |
L |
ПРМ-10 МП1.МП2 |
400 |
- |
- |
70 |
40 |
- |
10 |
0,12 |
ПРМ-20 Ш11,МП2 |
400 |
- |
- |
140 |
80 |
- |
20 |
0,16 |
П-КОА-12 |
|
- 240 |
130 |
120 |
_ |
310 |
12 |
0,11 |
п-коА-го^11^2 |
- 280 |
160 |
140 |
- |
350 |
20 |
0,15 |
П-К0Ц-18Ш11ш2 |
|
100 |
85 |
60 |
- |
600 |
18 |
0,15 |
П-КОЦ-36 |
|
|
130 |
110 |
90 |
- |
600 |
36 |
0,21 |
|
2.5. Шбор сплава определяется как условиями эксплуатации (температура, перемешивание и т.д.), так и физико-химическими
5
• - '.Яствами подтоварных вод (минерализация, щелочность, газовый состав и т.д.) (.41.
2.6. Для обеспечения большего радиуса защитного действия следует применять протекторы из магниевых сплавов. Протекторы
|
Рис.2. Протектор типа П-КОА: I - арматура; 2 - протектор |
из магниевых сплавов могут применяться в любых условиях эксплуатации; применение их ограничивается низким коэффициентом полезного действия.
2.7. Алюминиевые протекторы следует применять при минерализации подтоварной вода более 12 г/л.
2.8. Цинковые протекторы могут применяться в подтоварных водах любой минерализации с низкой щелочностью (менее 20 ммолъ/л).
G
Рис.З. Протектор типа П-КОЦ: I - арматура; 2 - протектор
3. РАСЧЕТ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ
3,1. Для расчета протекторной защиты внутренней поверхности стальных резервуаров необходимы следующие исходные данные: режим работы резервуара; диаметр резервуара;
толщина стенки нижнего пояса и днища резервуара; характеристика подтоварной воды (общая минерализация или удельное электрическое сопротивление, щелочность, газовый состав) ;
уровень подтоварной воды.
3.2. Расчет протекторной защиты основывается на обеспечении
снижения скорости коррозии резервуаров до допустимой величины Кп (рис.4). '
3.3. Радиус защитного действия одного протектора рассчиты-
вают по формуле ...* ,
(I)
7
Цмм/год
|
Рис.4. Допустимая скорость равномерной коррозии Кп днища и нижнего пояса резервуара в зависимости от их начальной толщины |
где Ц0 - наложенная разность потенциалов .днище-электролит в точке дренажа, В;
и0~ип~ис (?)
U. п - потенциал протектора. В;
Ц - естественная разность потенциалов резервуар-подто-с варная вода, о ( Uc определяется из табл.4);
U-н - минимальная защитная разность потенциалов днище-электролит, В;
(3)
определяется, исходя из допустимой скорости коррозии из табл.4;
- постоянная распространения тока в слое подтоварной воды, 1/м,
8
Рэ
he.:
- удельное электрическое сопротивление подтоварной воды, СЬв.м (приложение 1,2);
h - уровень подтоварной воды в резервуаре, м;
Rn0JlQ поляризационное сопротивление стальной поверхности, 1 Ом.м^ (рис.5);
- приведенный радиус изолирующего экрана протектора,
м.
Рис.5. Зависимость поляризационного сопротивления днища и нижнего пояса резервуара от оодей минерализации для подтоварных вод:
1-с низкой щелочностью (до 5 ммоль/л); 2-насыщен-ных СОз? 3-с повышенной щелочностью (более 5ммоль/л); 4-насыщенных Н2S
Величину Un определяют из выражения: для магниевого сплава
Un ш 1,38 + 0,C5Xj - 0,0П2 - 0,03Х3 - 0,03Х4; для алюминиевого сплава
Un = 0,92 + 0.07XJ - 0,04Х2 - 0,02Х3 - 0,01Х4; для цинкового сплава
Un «г 0,37 + 0.09ХХ - 0,18Х2 - 0,23X3 + 0.04Х4,
y _ $ -Ю2
Таблица 4 |
Подтоварные воды |
Естествен-ный потенциал Ur, В с |
Скорость коррозии (мм/год) при защитном потенциале
_и*. в |
Общая минерализация, г/л |
Щелоч
ность,
млоль/л |
Условия
эксплуа
тации |
-0,8 |
-0,9 |
-1.0 |
-I.X |
I |
_2_ |
3 |
А |
_ |
6 |
7 |
_§_ |
|
Товарные резервуары |
0,012
2
20
200
20
I
1
2
136
-0.76
-0,75
-0.73
-0,76
0.062
0,066
0,031
0,069
0,019
0,028
0,015
0,050
0,008
0,013
0,007
0,015 |
2
20
200
20 |
1.1
1.8
2.1 136,0 |
Присутствие со2 |
-0,77
-0,76
-0,74
-0,77 |
0,082
0,089
0,071
0,116 |
0,027
0,033
0,019
0,065 |
0,019
0,024
0,013
0,040 |
0,012
0,014
О.СОЭ
0,019 |
2
20
200
20 |
1Д 1,8 2 1 136,0 |
Присутствие |
-0,77
-0,75
-0,76
-0,77 |
0,106
0,112
0,051
0,131 |
0,041
0,052
0,025
0,091 |
0,025
0,036
0,0X7
0.06Х |
0.|ОМ 0,019 О.ОИ 0,028 |
|
|
Технологические резервуары |
|
|
2
20
200
20 |
1,1
1,8
2,1
136,0 |
Отсутствие С02 и |
-0,76
-0,75
-0,76
-0,77 |
0,057
0,064
0,026
0,063 |
0,017
0,024
0,014
0,042 |
0,010
0,017
0,009
0,026 |
0,008 0,013 Г,006 0,015 |
2
20
200
20 |
ТД
И
136,0 |
Присутствие |
-0,76 -0 75 -0,76 -0,77 |
0,078
0,087
0,036
0,110 |
0,026
0,028
0,018
0,570 |
0,017
0,021
0,012
0,033 |
о.ои
0,013
0,008
0,019 |
2
20
200
20 |
1,1 1,8 2,1 136,0 |
Присутствие |
-0,76 -0,75 -С, 76 -0,77 |
0,103
0,110
0,046
0,125 |
0,039
0,049
0,023
0,082 |
0.024
0,033
о,с:о
0,054 |
0,013 0,018 С, 010 0,028 |
|
|
Сырьевые резервуары |
|
|
|
2
20
20Г
20 |
1,1
1,0
2,1
136,0 |
Отсутствие С02 и HgS |
-0,78
-0,77
-0,75
-0,78 |
0,056
0,062
0,022
0,058 |
0,016
0,022
0,012
0,034 |
С,С09 (,015 0, ООО 0,020 |
0,007
0,012
0,005
0,014 |
2
20
200
20 |
1,1
1.8
106*0 |
Присутствие |
-0,79
-0,77
-С,76
-0,79 |
0,076
0,085
0,032
0,105 |
0,024
0,025
0,016
0,043 |
0,016
0,019
0,011
0,027 |
о.ои
0,013
0,007
0,018 |
2
20
200
20 |
1,1
1,0
2.1
136,0 |
Присутствие
n2s |
-0,78
-0,77
-0,78
-0,79 |
0,100
C.IC8
0,042
0,120 |
0,(38 0,(46 0,022 С, 075 |
0,022
0,031
0,015
0,048 |
0,013
0,018
0,009
Г.г27 |
|
0,0200,010
0,033