Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

35 страниц

Купить ВСН 158-83 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

В Инструкции освещены вопросы расчета, проектирования, технологии монтажа и эксплуатации протекторной защиты стальных нефтерезервуаров от коррозии, вызываемой подтоварной водой. В зависимости от условий эксплуатации резервуаров и свойств подтоварных вод система защиты предусматривает применение протекторов из магниевого, алюминиевого или цинкового сплавов.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Общие положения

2 Электрохимические характеристики протекторных сплавов и условия их применения

3 Расчет протекторной защиты

4 Технология установки и монтажа протекторной защиты

5 Эксплуатация протекторной защиты

6 Техника безопасности при производстве работ

Приложение 1. Методика определения удельного электрического сопротивления электролита (подтоварной воды)

Приложение 2. Определение удельного электрического сопротивления электролитов

Приложение 3. Методика определения общей щелочности подтоварной воды

Приложение 4. Параметры протекторной защиты от коррозии внутренней поверхности резервуаров РВС-5000

Приложение 5. Паспорт установки протекторов в резервуаре

Приложение 6. Форма записи в журнал при протекторной защите резервуаров от коррозии

 
Дата введения01.07.1984
Добавлен в базу01.01.2018
Завершение срока действия01.01.1989
Актуализация01.02.2020

Этот документ находится в:

Организации:

23.02.1983УтвержденМиннефтегазстрой
07.06.1983УтвержденМиннефтепром
ИзданВНИИСТ1984 г.
РазработанВНИИСТ Миннефтегазстроя

Construction of Trunk Pipelines and Flowlines - Electrochemical Protection Means and Installations

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

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 КОРРОЗИИ

ВСН 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

Aik -70 . 68 '


(9)


= iL


•500 .

i


(10)

(П)


°    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)


где


D - диаметр резервуара, м;

So - зова защитного действия одного протектор, ьг;

S} - 7RZ

3.6. Силу тока протектора определяют по формуле


4,-


U.


Рэ(г9 - гп)

Rпо Ал


Rhep.n $ п


(13)


U


-    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)


где


п9


Ипа

Una

Unn

г/


Jn R


п


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


где

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:

Расчет


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).

*1,0 мм^ (см.рис.5);


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;


I =


Потенциал протектора*.

V = 4й£?0 в 47; 2 68

13

50 - 500 500


X


-о.Э;


о 5.°Q = —10:

500


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;


шт.)


протекторов (61 вуара РБС-5000:


на днище резер-


2 - приемно-раздаточный патрубок


£6

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    ...*    ,

и,

(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;

и0пс    (?)

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.:


(4)


где


ПОЛО


-    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.


йпол^ Ом мг


ч.

,2

ч___

|

1 ' '

/,О    &


го Sjo


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


100


(5)

(6)

(7)

(8)


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

Отсутствие С02 и Н2$

0,020
0,010

0,033