19) Системы защиты резервуаров и их обслуживание.

Молниезащита

Резервуарные парки или отдельно стоящие резервуары для товарной нефти должны быть защищены от прямых ударов молний, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов устройствами молниезащиты, выполненными в соответствии с требованиями действующей НТД.

Устройства молниезащиты должны быть приняты и введены в эксплуатацию до начала заполнения резервуара нефтью. При этом оформляется и передается заказчику исполнительная документация.

В качестве защиты резервуаров от прямых ударов молнии необходимо применять искусственные заземлители, проложенные в земле и размещенные не реже чем через 50 м по периметру основания резервуара, к которым должен быть присоединен корпус резервуара (число присоединенных – не менее двух в диаметрально противоположных точках).

На резервуарах РВСП и РВСПК для защиты от электростатической индукции необходимо устанавливать не менее двух гибких стальных перемычек между плавающей крышей или понтоном и корпусом резервуара.

Зашита от заноса высокого потенциала по подземным и наземным коммуникациям осуществляется присоединением их на вводе в резервуар к заземлителям.

Проверка состояния устройств молниезащиты должна проводится 1 раз в год перед началом грозового сезона.

Проверке подлежат целостность и защищенность от коррозии доступных обзору частей молниеприемников, токоотводов и контактов между ними, а также значение сопротивления току промышленной частоты заземлителей отдельно стоящих молниеотводов. Это значение не должно превышать результаты соответствующих замеров на стадии приемки более чем в пять раз. При превышении сопротивления заземлений более чем пять раз по сравнению с замерами в период приемки заземление подлежит ревизии (и ремонту, при необходимости).

Система защиты резервуаров о коррозии

Способы защиты от коррозии резервуаров для нефти следует принимать по СНиП 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, приемораздаточные 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.

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:

– распределения 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.

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.

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.