Система защиты резервуаров о коррозии

Способы защиты от коррозии резервуаров для нефти следует принимать по СН и П 2.03.11 в зависимости от степени агрессивного воздействия среды на конструкции, в том числе внутренних поверхностей конструкций резервуаров для нефти – с учетом требований ГОСТ 1510.

Методы защиты резервуаров от коррозии определяются проектом на антикоррозионную защиту.

Антикоррозионная защита осуществляется следующим образом:

- наружная поверхность корпуса, крыш стальных резервуаров и оборудования, установленного на них, а также наземные участки трубопроводов всех назначений – защитными антикоррозионными лакокрасочными покрытиями;

- наружная поверхность днища стальных резервуаров, подземные участки трубопроводов различного назначения – защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (станциями катодной защиты – СКЗ и протекторами);

- внутренняя поверхность днища, поверхность первого пояса корпуса стальных резервуаров, внутрирезервуарная обвязка системы размыва донных осадков – лакокрасочными и комбинированными покрытиями, установкой протекторов;

- внутренняя поверхность РВС (крыша, верхние пояса корпуса) - лакокрасочными и комбинированными покрытиями;

- поверхность ЖБР – применением оклеечных материалов, пропиткой или покраской конструкции, использованием герметиков;

- арматура, приемо-раздаточные патрубки, донные клапаны, световые и лазовые люки и другое металлическое оборудование ЖБР – применением лакокрасочных, металлических (цинковых и алюминиевых), комбинированных по металлизационному слою) покрытий, средств электрохимзашиты.

Оборудование, изделия и материалы, применяемые при монтаже электрохимической защиты, должны соответствовать спецификации проекта ЭХЗ, государственным стандартам или техническим условиям и иметь соответствующие сертификаты, технические паспорта.

Средства и установки электрохимзащиты должны быть поставлены комплектно в соответствии со спецификацией, указанной в проекте, и сопровождены документами, удостоверяющими соответствие указанных средств и установок их техническим условиям.

При пуске и опробовании средств и установок электрохимической защиты следует руководствоваться государственными стандартами, строительными нормами и правилами, нормативно-техническими документами по защите подземных сооружений от коррозии, а также требованиями технического проекта и рабочих чертежей на ЭХЗ.

Части установок ЭХЗ, которые размещены под землей, разрешается засыпать грунтом только после того, как они освидетельствованы, получено письменное согласие на их засыпку от представителя заказчика и оформлен двусторонний акт на скрытые работы.

Качество изоляции контактных соединений протекторных установок перед засыпкой грунтом должно быть проверено искровым дефектоскопом напряжением 20 кВ.

При внутренней поверхности резервуаров с помощью металлизации с последующим нанесением изоляционного материала установка протекторов может исключаться.

Техническое обслуживание и ремонт установок катодной защиты проводятся в соответствии с графиком планово-предупредительных ремонтов. Контроль за работой установок катодной защиты проводится в соответствии с ГОСТ Р 51164.

Техническое обслуживание протекторной защиты должно включать:

- контроль эффективности протекторной защиты;

- замену изношенных протекторов.

Контроль работы протекторной защиты наружной поверхности днища резервуара от почвенной коррозии необходимо проводить с помощью следующих электрических измерений:

- распределение потенциала “резервуар-грунт”;

- омического сопротивления цепи протекторных установок;

- силы тока протекторных установок.

Контроль работы протекторов, устанавливаемых на внутренней поверхности резервуара, заключается в периодических измерениях силы тока контрольных протекторов.

Эффективность протекторной защиты проверяется измерением разности потенциалов “резервуар-электролит” и силы тока в цепи “протектор-резервуар”. Разность потенциалов “резервуар-электролит” (днище – подтоварная вода) следует измерять предназначенными для подобных измерений приборами с помощью специального медносульфатного электрода сравнения.

Замену изношенных протекторов необходимо производить в соответствии с планом ремонтно-профилактических работ, утвержденным главным инженером предприятия и составленным с учетом срока службы протекторов и данных об их эксплуатации.

Для защиты от коррозии внутренней поверхности вертикальных стальных резервуаров могут быть использованы покрытия, имеющие сертификаты и разрешительные документы.

Запрещается допуск подрядчиков производства работ, не имеющих лицензий на данный вид деятельности.

Периодический визуальный контроль состояния наружного антикоррозийного покрытия производится 1 раз в год (ГОСТ 1510).

Контроль состояния внутренней поверхности РВС осуществляется при проведении полного обследования в сроки согласно РД 08-95-95.

Качество лакокрасочного покрытия определяется проверкой адгезии (адгезия не менее 2 баллов – ГОСТ 15140) и замером толщины покрытия.

Дефекты покрытия, обнаруженные при периодических осмотрах, подлежат устранению.

 

Очистка резервуаров

Резервуары для нефти следует очищать по мере необходимости, определяемой условиями сохранения качества нефти, надежной эксплуатацией резервуаров и оборудования, т.е. очистку необходимо проводить для:

- обеспечения надежной эксплуатации резервуаров;

- освобождения от пирофорных отложений, высоковязких остатков с наличием минеральных загрязнений, ржавчины и воды;

- полного обследования и производства ремонта.

На очистку резервуара составляется проект производства работ, который должен содержать следующие разделы:

- подготовка резервуара к проведению работ;

- проведение очистки;

- безопасность проведения работ;

- пожарная безопасность;

- схема размещения оборудования, используемого при очистке.

Проект утверждается главным инженером филиала предприятия и согласовывается пожарной охраной объекта.

Перед выполнением работ внутри резервуара все связанные с ним трубопроводы должны быть отключены закрытием задвижек и установкой заглушек с хвостовиком. Место и время установки заглушек должны быть записаны в вахтовом журнале. Для проведения работ по очистке оформляется акт и наряд-допуск на проведение газоопасных (ремонтных) работ. Периодически повторяющиеся газоопасные работы, характеризующиеся аналогичными условиями их проведения, постоянством места и характера работ, определенным составом исполнителей, могут проводиться без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией перед их началом в журнале.

Технологический процесс очистки резервуара может включать следующие операции:

- откачку нефти и размыв донных отложений системами в соответствии с инструкцией по их эксплуатации;

- откачку до минимально возможного уровня;

- подготовку донного осадка к откачке из резервуара, контроль качества продута и откачку его в соответствии с ППР;

- дегазацию резервуаров до значений ПДВК при соблюдении предельного уровня загазованности каре резервуара не более 20% НКПР;

- очистку резервуара в соответствии с ППР;

- дегазацию резервуара до значений ПДК;

- контроль качества очистки;

- утилизацию осадка.

Дегазация резервуара может осуществляться с помощью принудительной вентиляции, пропарки или другими способами.

Резервуары следует пропаривать при открытых люках. При пропарке резервуара внутри него должна поддерживаться температура не ниже 78 ⁰С.

При пропаривании резервуара с металлическим понтоном верхнюю (над понтоном) и нижнюю (под понтоном) части резервуара следует пропаривать самостоятельно. Резервуары с понтоном из синтетического материала не пропаривают. При использовании пара для размягчения осадка и флегматизации газового пространства следует закрыть люки и следить за работой дыхательной арматуры.

Естественная вентиляция резервуара при концентрации паров в газовом объеме не более 2 г/м³ должна производиться только через верхние световые люки с установкой на них дефлекторов.

Вскрытие люков-лазов первого пояса для естественной вентиляции допускается при концентрации паров нефти в резервуаре не более ПДВК (2,1 г/м³)

Запрещается проводить вскрытие люков и дегазацию резервуара (принудительную и естественную) при скорости ветра менее 1 м/с.

Применяемое при очистке оборудование должно отвечать следующим требованиям:

- обеспечивать взрывозащещенность и искробезопасность;

- обеспечивать выполнение всех технологических операций с соблюдением технической и экологической безопасности процесса;

- быть сертифицированным в соответствии с установленными правилами.

Моющие средства должны быть химически нейтральными к контактному материалу (металл, бетон, лакокрасочное покрытие) и иметь гигиенический сертификат. Химические реагенты различного спектра действия

Должны иметь гигиенический сертификат и заключение о его применимости на объектах транспорта нефти.

В процессе очистки резервуаров проводится контроль концентрации углеводородов в газовом пространстве.

Отходы, полученные в результате очистки резервуара и не подлежащие дальнейшему использованию на предприятиях, должны быть утилизированы или размещены в специально отведенных местах, согласованных с территориальными органами санэпидемнадзора и органами, уполномоченными в области охраны окружающей природной среды и экологической безопасности.

Качество очистки резервуара контролируется:

- измерением концентрации углеводородов в газовом пространстве резервуара (ПДК не более 300 мг/м³);

- визуально;

- измерением предельно допустимой пожарной нагрузки в наиболее загрязненном месте (ПДНП не более 0,2 кг/м² для работы без доступа людей в резервуар и не более 0,1 кг/м² с доступом людей внутрь резервуара) для проведения огневых работ.

Работы по зачистке и ремонту резервуаров и резервуарного оборудования проводятся только в дневное время. Запрещается проводить работы по зачистке во время грозы.

Для приведения резервуаров в безопасное состояние перед проведением ремонтных работ с помощью дегазации необходимо обеспечить содержание паров нефти:

- не более 0,3 г/м³ при выполнении любых видов работ, связанных с пребыванием персонала внутри резервуара без защитных средств;

- не более 2,0 г/м³ при выполнении любых видов работ с доступом персонала в защитных средствах дыхания внутрь резервуара.

Техническое обслуживание и очистку резервуаров с плавающей крышей следует проводить после установки крыши на опорные стойки.

К работам внутри резервуаров разрешается приступать, если концентрация газов не превышает предельно допустимых концентраций вредных веществ в воздухе рабочей зоны, а температура не превышает допустимые санитарные нормы. Необходимо периодически, но не реже чем через каждые 2 часа, осуществлять контроль за состоянием воздушной среды на месте проведения ремонтных (огневых) работ, а при обнаружении в воздухе паров нефти, концентрация которых превышает ПДК, начальник объекта, участка должен прекратить выполнение работ и принять меры по ликвидации очагов загазованности, а при концентрации 20% от нижнего предела воспламенения вывести работников за пределы обвалования, известить руководителей объекта и принять меры к приведению рабочего места в соответствие с требованиями санитарных норм.

Очистку и размывку внутренних стен резервуара рабочие должны выполнять в средствах индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗ ОД), спецодежде и спецобуви. Обувь рабочих не должна иметь стальных накладок и гвоздей. Поверх спецодежды следует надевать спасательный пояс с крестообразными лямками и прикрепленными к нему двумя прочными сигнальными веревками, свободные концы которых должны выходить наружу через ближайший нижний люк и находится в руках у наблюдающего.

У люка резервуара должны находится не менее двух человек, готовых в случае необходимости оказать помощь работающим в резервуаре. Для ЖБР на каждого работающего в резервуаре должно быть два наблюдающих. Они также должны быть в спецодежде и спецобуви и иметь при себе СИЗ ОД.

При применении шлангового противогаза рабочие, находящиеся снаружи резервуара, должны следить за тем, чтобы приемный шланг не имел изгибов и располагался в зоне чистого воздуха. Для этого конец шланга необходимо закрепить на заранее выбранном месте.

Продолжительность пребывания в шланговом противогазе не должна превышать 30 минут, а последующий отдых на чистом воздухе должен быть не менее 15 минут.

При работе внутри резервуара двух человек и более воздухозаборные шланги, и спасательные веревки должны находиться в диаметрально противоположных люках. При этом необходимо исключить взаимное перекрещивание и перегибание шлангов.

Недалеко от очищаемого резервуара следует держать питьевую воду в плотно закрытом сосуде и аптечку с необходимыми медикаментами.

Во время грозы приближаться к молниеотводам и резервуарам ближе, чем на 4 м запрещается.

 

Очистка нефтяных резервуаров с помощью реагентов группы С105

Является быстрым, эффективным и экологичным современным методом очистки.

Достоинства:

- качество очистки;

- быстрота (полная очистка при правильной организации может быть произведена в течение 7 - 10 дней);

- экономический эффект (за счет стоимости продукта из возвращенной в переработку нефти);

- содержание данных реагентов в сырой нефти не влияет на ее качество и способность к переработке;

- реагенты не разрушают внутренние антикоррозионные покрытия резервуаров на эпоксидной основе;

- реагенты не ускоряют процессы коррозии стали;

- реагенты являются нетоксичными и пожаробезопасными.

Методика и требуемое оборудование рассчитываются исходя из конкретных условий. Очистка может быть произведена силами специализированной выездной бригады.

Краткое описание процесса очистки. Группа реагентов С105 (состоящая из отдельных компонентов ВС101 и ВС102 которые смешиваются во время очистки) представляет собой специально разработанные полимеры, воздействующие на осадки путем разбития тяжелых парафинов и восков и высвобождения асфальтитов и нефти, в результате чего происходит ресуспензия нефти и появляется возможность ее подачи в систему транспортировки либо закачки на перерабатывающую установку для обычной переработки. После того, как осадки превратились в суспензию в нефтяной среде, эффективные ингибиторы, содержащиеся в реагентах, блокируют образование длинных молекулярных цепей углеводородных восков. После одной обработки осадки могут остаются в суспензионном состоянии и могут быть откачаны при помощи насоса.

Стандартный требуемый для очистки объем реагентов составляет от 0,5 до 1% от общего объема осадков. Для процедуры очистки также требуется определенный объем воды – 10% от общего объема осадков. Вода используется в качестве носителя реагентов для контакта с осадками. Метод ресуспензии требует использования определенного объема жидкости, в которой должны суспензироваться осадки и, соответственно, для этого требуется сырая нефть в объеме 25-30% от общего объема осадков.

ВС101 и ВС 102 не должны смешиваться вместе без воды до начала процедур очистки, поскольку произойдет реакция полимеризации и реагенты окажутся неэффективными. Вода, при ее достаточном объеме, остановит процесс полимеризации. Реагент не растворяется нефтью, закачиваемой в резервуар. Реагенты остаются в воде и вступают в контакт с осадком только при рециркуляции содержимого резервуара. Реагент подается только в требуемых объемах, поскольку процедура рассчитана на воздействие на осадок, а не на нефть, используемую в качестве ресуспензионной среды. В воде после всех операций остается весьма незначительный процент реагента и она выводится через обычные каналы для промышленных стоков.

Требуемое оборудование. Оборудование, требуемое для очистки стандартного резервуара (ориентировочно, точная потребность рассчитываются исходя из конкретных условий):

- центробежный насос (500 м^З/час, давление 10 кг/см²);

- дополнительный насос с двойной диафрагмой (30 м^З/час);

- специальные шланги требуемого диаметра с фланцами и кольцами;

- патрубки и фиксирующая арматура;

- защитные костюмы, маски и легочные автоматы, осветительная арматура, дыхательные аппараты, перчатки, транспортные тележки, манометры, приборы для определения загазованности

Комплекс технических мероприятий по подготовке и проведению испытаний резервуаров