Расчет геометрических параметров резервуара. Система пожаротушения на складах нефти и нефтепродуктов. Проверка устойчивости стенки резервуара, ее анкерное крепление и конструкция днища. Монтаж металлоконструкций вертикальных стальных сварных резервуаров.
Аннотация к работе
Определяем параметры резервуара согласно критерию минимума затрачиваемого металла: u резервуар с постоянной толщиной стенки: ; Определяем максимально допустимый объем резервуара с постоянной толщиной стенки: , где - минимальная конструктивно необходимая толщина нижнего пояса стенки резервуара Принимаем [1, табл.3.3]; 2) Определим площадь боковой поверхности резервуара (цилиндрической части): 3) Определим минимальный и максимальный уровень залива жидкости: Максимально допустимый уровень () - уровень взлива, дальнейшее повышение которого ограничивается температурным расширением нефти и конструктивными особенностями резервуаров. Стационарная установка охлаждения резервуара - состоит из горизонтального секционного кольца орошения (оросительного трубопровода, с устройствами для распыления воды), размещаемого в верхнем поясе стенки резервуара, сухих стояков и горизонтальных трубопроводов, соединяющих секционное кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода, и задвижек с ручным приводом для обеспечения подачи воды при пожаре на охлаждение всей поверхности резервуара и любой ее четверти или половины (считая по периметру) в зависимости от расположения резервуаров в группе. Вес стенки резервуара определяется как: , Вес крыши резервуара: Вес покрытия резервуара: ;В ходе данной курсовой работы мы ознакомились с конструкциями стальных вертикальных резервуаров. Был проведен расчет основных геометрических параметров резервуара (высота, радиус, высота налива жидкости).Размещено на .
Введение
В данной курсовой работе рассчитывается резервуар вертикальный стальной РВС объемом 1000 м3.
При проектировании стальных конструкций следует: u выбирать оптимальные в технико-экономическом отношении схемы сооружений и сечения элементов;
u применять экономичные профили проката и эффективные стали;
u применять для зданий и сооружений, как правило, унифицированные типовые или стандартные конструкции;
u применять прогрессивные конструкции (пространственные системы из стандартных элементов; конструкции, совмещающие несущие и ограждающие функции; предварительно напряженные, вантовые, тонколистовые и комбинированные конструкции из разных сталей);
u предусматривать технологичность изготовления и монтажа конструкций;
u применять конструкции, обеспечивающие наименьшую трудоемкость их изготовления, транспортирования и монтажа;
u предусматривать, как правило, поточное изготовление конструкций и их конвейерный или крупноблочный монтаж;
u предусматривать применение заводских соединений прогрессивных типов (автоматической и полуавтоматической сварки, соединений фланцевых, с фрезерованными торцами, на болтах, в том числе на высокопрочных и др.);
u предусматривать, как правило, монтажные соединения на болтах, в том числе на высокопрочных; сварные монтажные соединения допускаются при соответствующем обосновании;
u выполнять требования государственных стандартов на конструкции соответствующего вида.
Все расчеты выполняются по методу предельных состояний по СНИП 2-23-81* и СНИП 2.01.07-85. Нормы позволяют выбрать класс сталей для элементов резервуаров, рекомендуют вид сварки и сварочных материалов, метод монтажа, конструктивные решения, типы фундаментов и оснований. Здесь же даются указания по защите резервуаров от коррозии, охране окружающей среды, противопожарным мероприятиям.
Исходные данные
Таблица 1
Тип резервуара РВС
Номинальный (проектный) объем резервуара, Vн, м3 1000
Тип стационарной крыши Каркасная, ребристая, коническая 1:12
Хранимый продукт ДТЗ
Плотность продукта, кг/м3, ?ж (при t = 20°С) 850 tmin (на глубине 0,5м от поверхности), °С 5 tmax (по поверхности слоя), °С 28 тнк - температура начала кипения, °С 44
Уклон днища 1:100
Технология сборки рулонная
Класс резервуара III
Размер листа h x L, м 1,5 x 6
Строжка листов: u по длине ?L, мм u по ширине ?h, мм 5 5
Минусовой допуск на прокат ?, мм АТ
Припуск на коррозию с, мм 0,59
Коэффициент оборачиваемости резервуара (число циклов заполнения/опорожнения резервуара в год) 18
Марка строительной стали С255, С275
Норм. значение вакуумметрического давления газов, Па 200
Нормативное значение веса снегового покрова для района строительства, Па 1800
Нормативное значение ветрового давления в зависимости от района строительства W0, Па 580
Грунты каре г:суп
Глубина каре, м 3
Контроль сварного шва физический
Плотность изоляционного покрытия ?изоляции, кг/м2 75
Толщина изоляционного покрытия, мм: u на стенке, ?из.ст. u на крыше, ?из.кр. 25 25
Резервуар РВС представлен на рисунке 1.
Стенка резервуара полистового исполнения из листов 1490х5992 мм.
Днище резервуара состоит из кольцевой окрайки и центральной части полистового исполнения, из листов 1490х5990 мм.
Для обслуживания оборудования, расположенного на кровле резервуара в предусмотрены кольцевая лестница с креплением к стенке, переходная площадка, кольцевая площадка и ограждение на крыше.
Нормативный срок эксплуатации резервуара не менее - 50 лет.
Межремонтный цикл не менее - 20 лет.
Рис. 1
Срок службы внутреннего антикоррозионного покрытия не менее 20 лет. Визуально-измерительному контролю подвергается 100 % протяженности всех сварных соединений резервуара и понтона.
Контролю непроницаемости методом вакуумирования подлежат все сварные швы днища, кровли и понтона на всей их протяженности.
Контроль качества сварных швов физическими методами (радиографирования и ультразвуковым): - швы днища на расстоянии 250 мм от наружной кромки подлежат 100% радиографическому контролю;
- остальные вертикальные швы и все горизонтальные швы поясов стенки подлежат 100% ультразвуковому контролю.
Рис. 2
1. Расчет геометрических параметров резервуара
1.1 Проверка свариваемости стали
При сварке плавлением качество сварочных материалов и технология сварки должны обеспечивать прочность и вязкость металла сварного соединения не ниже, чем требуется для исходного основного металла.
Углеродный эквивалент стали с пределом текучести 390 МПА и ниже для основных элементов конструкций не должен превышать 0,43. Расчет углеродного эквивалента производится по формуле
, где С, Mn, Si, Cr, Ni, Си, V, Р - массовые доли углерода, марганца, кремния, хрома, никеля, меди, ванадия и фосфора по результатам плавочного анализа (ковшовой пробы).
При отсутствии в сертификатах на сталь сведений о содержании меди и ванадия расчет углеродного эквивалента производится из условия содержания в прокате меди и ванадия в количестве 0,30 и 0,01% по массе соответственно.
Таблица 1 - химический состав стали
Наименование (марка) стали С Mn Si S P Cr Ni Cu Ti Al V Nb N Другие элементы Углеродный эквивалент
1.2 Определение оптимальных габаритных размеров резервуара
Методику определения оптимальных параметров, разработанную В.Г. Шуховым, применяют без существенных изменений до настоящего времени при проектировании резервуаров с постоянной толщиной стенки и переменной толщиной стенки объемом
2. Определение параметров резервуара
2.1 Резервуар с постоянной толщиной стенки
Определяем параметры резервуара согласно критерию минимума затрачиваемого металла: u резервуар с постоянной толщиной стенки: ;
u резервуар с переменной толщиной стенки: , где - масса днища резервуара;
- масса крыши резервуара;
- масса стенки резервуара.
Определяем максимально допустимый объем резервуара с постоянной толщиной стенки: , где - минимальная конструктивно необходимая толщина нижнего пояса стенки резервуара Принимаем [1, табл.3.3];
Таблица 2
Диаметр резервуара D, м Толщина стенки tk, мм
Рулонное исполнение Полистовое исполнение
Стационарная крыша Плавающая крыша
D < 16 4 4 5
16 < D < 25 6 5 7
25 < D < 35 8 6 9
D > 35 10 8 10
, где - коэффициент условий работы элементов стальных конструкций и соединений при расчете стенки резервуара на прочности [5, табл.5]. Принимаем ;
Таблица 3
Элементы Коэффициент условий работы gc
Стены вертикальных цилиндрических резервуаров при расчете на прочность: нижний пояс (с учетом врезок) 0,7 остальные пояса 0,8 сопряжение стенки резервуара с днищем 1,2
-ускорение свободного падения, ;
- плотность хранимой жидкости (таблица 1);
- расчетное сопротивление сварного стыкового шва по пределу текучести: при использовании физических методов контроля качества сварных швов;
- расчетное сопротивление стали (листового проката) при сжатии, растяжении и изгибу по пределу текучести: , где - нормативное сопротивление стали по пределу текучести, МПА (согласно ГОСТ 27772 - 88* для стали С 275 );
- коэффициент надежности по материалу (для стали С 255 ).
Принимаем
- коэффициент надежности по нагрузке от гидростатического давления жидкости (РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04), .
- сумма приведенных толщин днища и крышки резервуара, зависит от объема резервуара, Vоп, м3 ?2000 4000 8000 12000 16000 20000 30000 40000 50000
?Д.К, см 0,9 1,2 1,4 1,6 1,7 1,8 2,0 2,2 2,4
Вывод: Объем резервуара - V = 1000 м3 (исходные данные) < max V =1313,39 м3, следовательно, возможно сооружение резервуара с постоянной толщиной стенки, из соображений устойчивости будущей конструкции, но с целью экономии металла необходимо строительство резервуара с переменной толщиной стенки.
2.2 Резервуар с переменной толщиной стенки
1) Высота резервуара с переменной толщиной стенки:
где - коэффициент условия работы конструкции при расчете стенки резервуара на прочность ( для остальных поясов);
- коэффициент надежности по нагрузке от гидростатического давления жидкости [4], .
2) Определяем соответствующий оптимальной высоте стенки диаметр: , .
3) Определяем более точнее высоту стенки из уравнения: ,
,
Таблица 4 - Конструктивная величина толщины стенки
Диаметр резервуара, м Менее 25 От 25 до 35 35 и более
2.3 Определение геометрических размеров резервуара и уровней залива хранимого нефтепродукта.
1) Определим высоту конической крыши, ее площадь и объем пространства, ограниченного оболочкой сегмента: Объем конического сегмента равен
;
Sсф - площадь боковой поверхности крыши:
;
;
2) Определим площадь боковой поверхности резервуара (цилиндрической части):
3) Определим минимальный и максимальный уровень залива жидкости: Максимально допустимый уровень ( ) - уровень взлива, дальнейшее повышение которого ограничивается температурным расширением нефти и конструктивными особенностями резервуаров.
Максимальный уровень залива жидкости определяется согласно РД 16.01-60.30-КТН-026-1-04, в котором предусматривается запас высоты столба жидкости 300 мм и учитывается возможное тепловое расширение хранимого продукта, запас - 100 мм, согласно ОР 13.01 - 60.30.00 - КТН - 003 - 1 - 01 «Регламент расчета полезной емкости», п.2, а так же время, необходимое для закрытия задвижек (остановки перекачки).
Нормативный нижний уровень ( ) - уровень нефти, необходимый для устойчивой работы откачивающих агрегатов в течение времени, достаточного для оперативных действий (передачи соответствующих оперативных распоряжений или согласований, остановки откачивающих агрегатов и отключения резервуаров) или для переключения на откачку нефти с одной группы резервуаров на другую.
Необходимость расчета минимального (аварийного) уровня залива жидкости связана со стабильной и безаварийной работой насосных агрегатов. При откачке нефти ниже минимального (аварийного) уровня залива жидкости насос начнет хватать воздух, это приведет к кавитации и, соответственно, к выходу насосного агрегата из строя.
Минимальный уровень залива жидкости:
где Нп - min расстояние от днища резервуара до оси ПРП (приемо - раздаточный патрубок), с учетом, что последний усилен кольцевой накладкой. Принимаем равное 390мм (требование по минимальному расстоянию от днища резервуара до оси патрубка), Ду = 250мм [РД 16.01 - 60.30.00 - КТН - 026 - 1 - 04, табл. 2.4, 2.7] - условный проход патрубка см. рисунок 7.
Конструкция приемо-раздаточного патрубка предусматривает присоединение к нему запорной арматуры, хлопуш и другого оборудования.
Современные тенденции в проектировании и эксплуатации резервуаров показывают, что в настоящее время применению конструкции ПРП хлопуша предпочитается установка приемо-раздаточного устройства (ПРУ).
Конструкция ПРУ позволяет повысить надежность работы насосных агрегатов, т.к. снижается вероятность появления кавитации в насосах изза не соблюдения минимального уровня налива продукта. Конструкция ПРУ представлена на рисунке 8.
Приемо-раздаточный патрубок ПРП-500
Рис. 7 Приемо-раздаточное устройство
4) Определим объем жидкости в резервуаре, : , ;
при i = 1:100 (уклон днища), Vн = 5000м3, Высота конуса днища резервуара: , .
5) Определим объем газового пространства в резервуаре: Vг.п. = (Vctp - Vж) Vсегм;
Vг.п. = 1044,579-1040,7 26 = 30 м3.
6) Определим коэффициент использования объема резервуара - ?з
Полезный объем резервуара, т. е объем жидкости с учетом максимального и минимального возможных уровней налива жидкости.
;
или 84%.
7) Рассчитываем полный объем резервуара: ;
.
Таблица - основные геометрические размеры резервуара
1044,6 м3 1040,7 м 878,4 м3 13,36 м 7,45 м 7,05 м 1,00 м
8,01 м 30 м3 26 м3 140,6 м2 0,56 м 84 % 0,0668 м
Рассчитанные параметры резервуара схематично показаны на рисунке 1.7.
Рис. 8 - основные параметры резервуара
3. Система пожаротушения
На складах нефти и нефтепродуктов следует предусматривать системы пенного пожаротушения и водяного охлаждения.
При проектировании систем пожаротушения и охлаждения для зданий и сооружений складов нефти и нефтепродуктов должны выполняться требования Законодательства Российской Федерации в области пожарной безопасности, СНИП 2.11.03-93, а также СНИП 2.04.01-85 и СНИП 2.04.02-84*(к устройству сетей противопожарного водопровода и сооружений на них), требования норм проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах предприятий, а также других норм и правил, согласованных с государственными надзорными органами.
Для тушения пожаров в резервуарах применяются автоматические системы подслойного пожаротушения ( АСПТ) и автоматические системы комбинированного пожаротушения (СКП).
Автоматические системы подслойного пожаротушения, обеспечивающие подачу низкократной пленкообразующей пены в нижнюю часть резервуара, т.е. непосредственно в нефть (подслойный способ), применяются для защиты вертикальных стальных резервуаров со стационарной крышей.
Резервуары объемом по строительному номиналу от 1 000 до 3 000 м3 должны быть оборудованы подслойной системой пожаротушения от передвижной пожарной техники. Резервуары оснащаются пеногенераторами с сухими трубопроводами (с соединительными головками и заглушками), с устройствами для подключения ППТ, выведенными за обвалование, за теплозащитный экран (защитную стенку). Тушение пожаров в этом случае осуществляться подачей низкократной пены в нижнюю часть резервуара.
Подача воды на охлаждение данных резервуаров предусматривается также от передвижной пожарной техникой.
Рис. 9 - Подача низкократной пленкообразующей пены в нижнюю часть резервуара передвижными пожарными установками.
Наземные резервуары должны быть оборудованы стационарными установками охлаждения.
Расходы огнетушащих средств следует определять, исходя из интенсивности их подачи на 1 м2 расчетной площади тушения нефти и нефтепродуктов.
Расход воды на охлаждение наземных вертикальных резервуаров следует определять расчетом, исходя из интенсивности подачи воды в соответствии требований СНИП 2.1103-93 и других нормативных документов. Общий расход воды определяется как сумма расходов на охлаждение горящего резервуара и охлаждение соседних с ним в группе.
Система автоматического пенного пожаротушения должна включать резервуары для хранения воды и пенообразователя, насосную станцию пожаротушения, подводящие растворопроводы, помещения с электроприводными задвижками, генераторы пены с питающими и распределительными трубопроводами для подачи раствора пенообразователя к этим генераторам, дозирующие емкости (бак-дозатор), с пенообразователем и средства автоматизации.
Стационарная установка охлаждения резервуара - состоит из горизонтального секционного кольца орошения (оросительного трубопровода, с устройствами для распыления воды), размещаемого в верхнем поясе стенки резервуара, сухих стояков и горизонтальных трубопроводов, соединяющих секционное кольцо орошения с сетью противопожарного водопровода, и задвижек с ручным приводом для обеспечения подачи воды при пожаре на охлаждение всей поверхности резервуара и любой ее четверти или половины (считая по периметру) в зависимости от расположения резервуаров в группе.
Расчетное время тушения пожара для систем автоматического пенного пожаротушения - не менее 10 мин, для передвижной пожарной техники - не менее 15 мин.
Таблица 5 - Основные технические характеристики СПТ для резервуаров типа РВС.
Инерционность стационарных систем пожаротушения не должна превышать трех минут.
Запас пенообразователя и воды на приготовление его раствора (расход раствора на один пожар) рассчитывается исходя из того количества раствора пенообразователя, которое необходимо на расчетное время тушения при максимальной производительности принятый к установке пеногенераторов.
Рис. 10 - Схема АСПТ
7, 10 - задвижка;
6 - высоконапорный пеногенератор ВПГ;
8 - предохранительная мембрана, предназначенная для предотвращения попадания нефтепродукта в пенопровод установки подслойного тушения пожара нефтепродукта в резервуаре;
9 - обратный клапан;
11 - внутренняя разводка пенопровода установки подслойного тушения пожара нефтепродукта в резервуаре;
12 - пенный насадок подслойной подачи пены;
13 - резервуар с нефтепродуктом;
14 - устройство подключения передвижной пожарной техники.
Расчетную продолжительность охлаждения резервуаров (горящего и соседних с ним) следует принимать для наземных резервуаров при тушении пожара автоматической системой - не менее 4 ч, при тушении передвижной пожарной техникой - не менее 6 ч.
Для хранения противопожарного запаса воды (на три тушения пожара, охлаждение горящего резервуара и соседних с горящим) предусматриваются резервуары противопожарного запаса воды.
Проектирование внутренней и наружной разводки водо, пенопроводов, напорных узлов пеногенераторов, узлов для подключения передвижной пожарной техники систем пенного пожаротушения и охлаждения резервуаров осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативных документов в области пожарной безопасности, а также норм проектирования автоматических систем пожаротушения на объектах предприятий, согласованных с государственными надзорными органами.
4.
Расчет стенки резервуара на прочность
При проектировании и расчете различных элементов резервуара будем пользоваться расчетной схемой приведенной на рисунке 3.1. На данной схеме приведены основные воздействия и нагрузки на элементы конструкций резервуара. Нагрузка на стенки резервуара преимущественно определяется двумя величинами - избыточным давлением и гидростатическим давлением от веса нефтепродукта.
Гидростатическое давление оказывает влияние на элементы резервуара на высоте от днища Н = 0 м до максимального уровня налива жидкости Нмах = 7,05 м. Гидростатическое давление максимально у днища резервуара и равно нулю у верхнего максимального уровня налива жидкости. Избыточное давление, вызвано наличием давления паров наиболее легких углеводородов. Избыточное давление распределено равномерно и оказывает влияние на весь объем резервуара (крышу, стенку, днище).
Все металлические резервуары по форме представляют тела вращения (тонкостенные оболочки) и для них справедливо уравнение Лапласа:
Где: - меридианальное напряжение, Па
- кольцевые напряжения, Па
- радиус меридианальный, м
- радиус кольцевой, м
Применительно к вертикальным стальным резервуарам уравнение Лапласа упростится. Для первого уравнения с учетом того, что , выражение примет вид: или , где
- радиус резервуара
- суммарная нагрузка определяемая влиянием гидростатического давления и избыточного давления,
Рис. 11 - расчетная схема резервуара
Рис.12 - Быстрозатухающие изгибающие моменты
Уравнение Лапласа описывает состояние не всех элементов конструкции резервуара. Теория Лапласа применима только для тех участков, где не наблюдается изменения толщины стенки или отклонение геометрии оболочки от плавной и обтекаемой формы. Для участков тавровых стыков, изменения толщины стенок от одного пояса к другому теория Лапласа не применима. На рисунке 3.2 приведен тот пример, когда теория Лапласа не применима - возникновение быстрозатухающих изгибающих моментов в месте соединения окраек днища и стенки резервуара.
Пользуясь описанной выше теорией проведем расчет стенки резервуара на прочность.
Согласно РД 16.01-60.30-КТН-026-1-04, п. 6.4. «Пожаротушение резервуаров» для защиты вертикальных стальных резервуаров со стационарной крышей применяются автоматические системы подслойного пожаротушения (АСПТ), обеспечивающие подачу низкократной пленкообразующей пены в нижнюю часть резервуара, т.е. непосредственно в нефть (подслойный способ).
Согласно РД 153-39.4-113-01 п.8.3 настройка уровня налива производится ниже уровня, допускаемого несущей способностью резервуара: для резервуаров со стационарной крышей при подслойном пожаротушении - отметкой верха стенки резервуара минус 0,3 м.
1. Расчет высоты налива жидкости в резервуаре: Zi - расстояние от днища резервуара до нижней кромки i - го пояса, за исключением нижнего пояса, где Z1 = 0,3 м
Zi - расстояние от днища резервуара до нижней кромки i - го пояса, за исключением нижнего пояса, где Z1 = 0,3 м: Zi = (i - 1)? 1,49 .
Номер пояса Zi, м
1 0,3
2 1,49
3 2,98
4 4,47
5 5,96
2. Объем жидкости в резервуаре: , ;
при i = 1:100 (уклон днища), Vн = 1000м3, Высота конуса днища резервуара:
, .
3. Расчет давления насыщенных паров газового пространства резервуара: ;
;
Vг.п. = (Vctp - Vж) Vсегм;
Vг.п. = 1044,579- 959,73 25,999 = 110,85 м3.
4. Давление насыщенных паров по Рейду: ;
;
;
;
Условие по ГОСТ Р 51858 - 2002 не выполняется, следовательно примем
;
Условие по ГОСТ Р 51858 - 2002 не выполняется, следовательно примем
5. Расчет толщины стенки для условий эксплуатации:
где nг - коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давления, nг = 1,1;
nи - коэффициент надежности по нагрузке избыточного давления и вакуума, nи = 1,2;
Zi - расстояние от днища до расчетного уровня, м;
?c - коэффициент условий работы, ?c = 0,7 для нижнего пояса, ?c = 0,8 для остальных поясов.
Диаметр Толщина стенки t , мм резервуара D, м Рулонное исполнение Полистовое исполнение
Стационарная крыша Плавающая крыша
D < 16 4 4 5
16 D < 25 6 5 7
25 D < 35 8 6 9
D 35 10 8 10
;
;
;
;
;
6. Расчет толщины стенки с припуском на коррозию тэ с, мм: с - припуск на коррозию, мм (с = 0,59 мм);
Номер пояса тэ с, мм
1 5,78
2 4,80
3 4,37
4 3,94
5 3,52
7. Расчет толщины стенки по условиям гидроиспытаний резервуара: , где Hg - уровень залива воды при гидроиспытаниях, Hg = Нн = 7,05 м;
?в - плотность воды равная 1000кг/м3. Согласно п. 2.12.12 РД - 16.01 - 60.30.00 - КТН - 026 - 1 - 04 резервуар объемом менее 20000м3 выдерживают 24 часа, залитый до верхней проектной отметки;
?с = 0,9 - коэффициент условий работы при гидроиспытаниях для всех поясов одинаков. Сталь С275: ;
;
;
;
;
Так как толщина 5-4-го поясов резервуара для стали С275 получилась равной 3,5-3,9 мм, а минимально конструктивно необходимая толщина стенки по условиям устойчивости резервуара равна 4 мм (таблица 3.3 ПБ 03-605-03), то проверяем возможность сооружения 5-4 поясов из менее прочной стали С255.
Расчет толщины стенки для условий эксплуатации: ;
Расчет толщины стенки с припуском на коррозию: тэ с, мм: с - припуск на коррозию, мм (с = 0,59 мм);
Номер пояса тэ с, мм
5 3,87
4 4,35
Расчет толщины стенки по условиям гидроиспытаний резервуара: ;
Делаем вывод о применяемой марке стали (рисунок 3.3): с 1 по 3 пояс - сталь С275, а 4-5 пояс - сталь С255.
Рис. 13 - сечение стенки резервуара по поясам
Толщина, мм Предельные отклонения по толщине листов для симметричного поля допусков при точности ВТ и AT при ширине, мм
1500 Св. 1500 до 2000 Св. 2000 до 3000
ВТ AT ВТ AT ВТ AT
От 5 до 10 вкл. 0,5 -0,3 0,6 -0,3 0,6 -0,3 0,7 -0,3 0,7 -0,3 0,8 -0,3
Стыковые соединения деталей неодинаковой толщины при разнице, не превышающей значений, указанных в ПБ 03-605-03 (табл. 3.1), могут выполняться так же, как и деталей одинаковой толщины; конструктивные элементы разделки кромок и размеры сварочного шва следует выбирать по большей толщине.
Толщина детали, мм Допускаемая разница толщины, мм свыше 4 до 20 2
При разности в толщине свариваемых деталей выше значений, указанных в таблице, на детали, имеющей большую толщину, должен быть сделан скос под углом 15° с одной или с двух сторон до толщины тонкой детали, в нашем случае такой необходимости нет.
8. Проверочный расчет на прочность резервуара: ;
где ?кц.i - кольцевые напряжения каждого пояса резервуара, МПА: , где Ргі - гидростатическое давление, , ,
где ?t - температурная поправка на плотность нефти, равная 0,000831 1/°С;
?м - меридиональное кольцевое напряжение;
?n - коэффициент надежности по назначению резервуара. Для резервуаров объемом 1000 м , расположенные по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки - класс III, принимаем ?n = 1,0 (примем, наиболее опасный вариант строительства);
;
;
;
;
;
;
;
;
;
Расчет поясов:
1 пояс: ; ;
2 пояс: ; ;
3 пояс: ; ;
4 пояс: ; ;
5 пояс: ; ;
Кольцевое, меридиональное, расчетное и допустимое напряжения
Номер пояса ?кцi, МПА ?мi, МПА ??, МПА
1 138,066857 69,03343 119,5694
2 152,114113 76,05706 131,7347
3 135,872238 67,93612 117,6688
4 148,737508 74,36875 128,8105
5 128,543839 64,27192 111,3222
Исходя из полученных данных, делаем вывод о том, что условие прочности выполняется для всех поясов резервуара.
5. Расчет резервуара на устойчивость (в соответствии с РД 16.01 - 60.30.00 - КТН - 026 - 1 - 04)
1. Проверка устойчивости стенки резервуара производится по формуле: , где ?1 - расчетные осевые напряжения в стенке резервуара, МПА;
?2 - расчетные кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПА;
?01 - критические осевые напряжения в стенке резервуара, МПА;
?02 - критические кольцевые напряжения в стенке резервуара, МПА.
Осевые напряжения определяются по минимальной толщине стенки пояса, кольцевые напряжения - по средней толщине стенки.
Расчетные осевые напряжения для РВС определяются по формуле:
где Y - коэффициент сочетания нагрузок, принимаемый по СНИП 2.01.07-85*, Y=0,9 ;
n3 - коэффициент надежности по нагрузке от собственного веса, n3=1,05;
n2 - коэффициент надежности по нагрузке избыточного давления и вакуума, n2=1,2 (РД-16.01-60.30.00-КТН-026-1-04)
Qп - вес покрытия резервуара, Н;
Qстенки - вес вышележащих поясов стенки с учетом изоляции, Н;
Qсн - полное расчетное значение снеговой нагрузки на горизонтальную проекцию покрытия, Н;
Qвак - нормативная нагрузка от вакуума на покрытие, Н;
Qв - ветровая нагрузка, Н;
di - расчетная толщина стенки i-го пояса резервуара, м.
Нормативная нагрузка от вакуума на покрытие определяется как: , где Рвак - нормативное значение вакуума в газовом пространстве, Па.
;
Рассчитываем полный объем резервуара: ;
.
Полезный объем резервуара: , где Hmin - min расстояние от днища резервуара до оси ПРП (приемо - раздаточный патрубок), с учетом, что последний усилен кольцевой накладкой. Принимаем равное 390мм (требование по минимальному расстоянию от днища резервуара до оси патрубка), Ду = 250мм [РД 16.01 - 60.30.00 - КТН - 026 - 1 - 04, табл. 2.4, 2.7] - условный проход патрубка.
Минимальный (аварийный) уровень залива жидкости составит: Hmin = 390 250/2 =515мм.
Необходимость расчета минимального (аварийного) уровня залива жидкости связана со стабильной и безаварийной работой насосных агрегатов. При откачке нефти ниже минимального (аварийного) уровня залива жидкости насос начнет хватать воздух, это приведет к кавитации и, соответственно, к выходу насосного агрегата из строя.
где ?з - коэффициент использования объема резервуара, 0< ?з <1. или 91%.
Внутренний диаметр стенки по нижнему поясу: D=2·Rp;
D=2·6,68 =13,36 м.
Расчет массы стенки резервуара по поясам, в одном поясе 7 листов: ;
;
;
;
;
Масса изоляции поясов: .
Масса стенки резервуара:
Масса днища:
где мокр - масса окрайки днища, мц.ч. - масса центральной части днища.
где Sokp - площадь окрайки днища, ?окр - толщина стенки окрайки.
где Sц.ч. - площадь центральной части, ?ц.ч. - толщина стенки центральной части.
В соответствии с РД- 16.01-60.30-КТН-026-1-04, п.2.3.3.3, толщина центрального настила днища резервуара ?ц.ч.=9мм. И в соответствии с п 1.5.3. толщина окрайки ?окр = 9мм.
Ширина окрайки согласно РД- 16.01-60.30-КТН-026-1-04 п.2.3.3.5-п.2.3.3.12 рассчитывается как сумма: расстояния между внутренней поверхностью стенки и швом приварки центральной части днища к окрайке (800мм), нахлеста центральной части днища на окрайку (50мм), расстояния между наружной поверхностью стенки и наружным контуром окраек или периферийных листов днища (принимаем 60мм) и толщины стенки первого пояса (7 мм): 0,8 0,05 0,06 0,007=0,917 м.
где ? - коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на покрытие, принимаем ? = 0,7(СНИП 2.01.07-85*);
Симметричное загружение снеговой нагрузкой покрытия резервуара принято в соответствии с рисунком 4.1.
Рис. 14 - Загружение снеговой нагрузкой
.
Расчет ветровой нагрузки: ,
Рис.15 - Схема ветровой нагрузки на резервуар
Рис. 16 - Эпюры коэффициентов Се и где k2 - коэффициент аэродинамической обтекаемости, k2 = 0,6;
Коэффициенты при расчете ветровой нагрузки определяются согласно СНИП 2.01.07-85* «Нагрузки и воздействия».
Определение аэродинамических коэффициентов: В расчетах учитываются только коэффициент Се1, действующий на стенку резервуара.
Се1=k1· , если > 0, то k1=1. необходимо принимать при Re>4•105;
где k=0,7286, (п.6.5, тип местности В - городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м) - коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления (методом интерполяции между 10 и 20 м); для резервуара высотой 7,45 м;
=1,4.( СНИП 2.01.07-85* п.6.11.);
Высота z, м Коэффициент k для типов местности
А В С
? 5 0,75 0,5 0,4
10 1,0 0,65 0,4
20 1,25 0,85 0,55
40 1,5 1,1 0,8
60 1,7 1,3 1,0
80 1,85 1,45 1,15
Учтем совместное влияние нагрузок в соответствии со СНИП 2.01.07 - 85*, приложение 3. Для проектируемого резервуара будем использовать первый вариант сочетания нагрузок, т.к. угол образующей крыши с горизонтом не превышает 250.
Рис. 17
Рассмотрим два крайних случая наложения воздействий.
1) Вакуум симметричная снеговая нагрузка
Для этого случая (СНИП 2.01.07 - 85*, приложение 3, вариант 1) используются следующие показатели учитывающие сочетание нагрузок: L1 • 0,95 L2 • 0,9 = 37830 • 0,95 353088 • 0,9 = 353717,7 Н
Для этого случая (СНИП 2.01.07 - 85*, приложение 3, вариант 1) используются следующие показатели учитывающие сочетание нагрузок: L3 • 0,95 L4 • 0,9 = 77188 0,95 48759 • 0,9 = 117212,4 Н
Где L3 - нагрузка вызванная избыточным давлением;
L4 - нагрузка вызванная ветровой нагрузкой.
Выбираем второй вариант сочетания нагрузок, т.к. он имеет наибольшее значение.
Определяем : 1 пояс
2 пояс
3 пояс
4 пояс
5 пояс
Осевые критические напряжения определяются по формуле: , где Е - модуль упругости стали, Е=2,06·105 МПА;
С - коэффициент, определяем по таблице: R / dcp 600 800 1000 1500 2500
С 0,11 0,09 0,08 0,07 0,06
Средняя арифметическая толщина стенки резервуара: ;
;
;
Принимаем С = 0,076 (методом интерполяции).
Определяем : 1 пояс ;
2 пояс ;
3 пояс ;
4 пояс ;
5 пояс ;
Расчетные кольцевые напряжения в стенке при расчете на устойчивость РВС определяются по формуле: , где Рв - нормативное значение ветровой нагрузки на резервуар, Па;
nв - коэффициент надежности по ветровой нагрузке, nв = 0,6;
n2 - коэффициент надежности по нагрузке избыточного давления и вакуума, n2=1,2.
Нормативное значение ветровой нагрузки определяется по формуле: ,
где Wo - нормативное значение ветрового давления, для рассматриваемого района, Па;
k2=0,7286- коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления (п.6.5, тип местности В - городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м); для резервуара высотой 7,45 м Co - аэродинамический коэффициент = 0,5, [СНИП 2.01.07-85, п. 6.6, приложение 4], 1 пояс
2 пояс
3 пояс
4 пояс
5 пояс
Определяем : 1 пояс
2 пояс
3 пояс
4 пояс
5 пояс
Критические кольцевые напряжения определяются по формуле: , .
где Н - геометрическая высота стенки резервуара, м.
Номер пояса Zi ,м k2 Рв, Па Осевые напряжения Кольцевые напряжения
Листовой прокат для основных конструкций должен подвергаться ультразвуковому контролю сплошности по ГОСТ 22727-88 «Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля» в объеме 100% листов партии, вид сканирование - сплошное. Неконтролируемые зоны листа не должны превышать согласно ПБ 03 - 605 - 03: u у продольной кромки - 5 мм;
u у поперечной кромки - 5 мм.
Поэтому, согласно ПБ 03 - 605 - 03, листовая сталь изготавливается толщиной 4-50 мм, шириной 1,5-3,0 м и длиной 6-12 м с обрезными кромками (при этом неконтролируемые кромки листов под стыковые соединения подлежат механической строжке либо фрезерованию).
Согласно РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04, для стенок резервуаров следует использовать листы размером: u не менее 2,8х8,0м, но не более 2,5х8,0м - при полистовой сборке;
u 1,5х6,0м - при рулонной сборке.
При рулонной сборке стенки замыкающий лист в каждом поясе имеет припуск по длине 560 мм, обрезаемый при монтаже (сборке замыкающего вертикального стыка).
Схема раскройки стенки представлена на рисунке 18.
Вертикальные соединения листов в прилегающих поясах стенки должны быть смещены относительно друг друга на расстояние не менее 8t, где t - наибольшая из толщин листов прилегающих поясов. А для нефти 15t.
Расстояния между швами патрубков, усиливающих листов и швами стенки должны быть не менее: до вертикальных швов - 250 мм, до горизонтальных швов - 100 мм.
Вертикальные соединения первого пояса стенки должны располагаться на расстоянии не менее 100 мм от стыков окраек днища.
Рис. 18 - схема раскройки листа
При разворачивании рулонных полотнищ на строительной площадке могут наблюдаться недопустимые угловые деформации их монтажных стыков. Согласно п.4.5.4 ПБ 605-03 полотнища не должны иметь угловых деформаций стыков более 20 мм на длине 1000 мм.
Рис. 19 - допуск по угловым деформациям то необходимо крепление первого пояса стенки с помощью анкерных болтов и грунтовых противовесов.
то анкерное крепление не требуется.
, необходимо крепление первого пояса стенки с помощью анкерных болтов и грунтовых противовесов .
Рис. 20 - Анкерное крепление стенки
При проектировании резервуара учитывалось условие экономии материалозатрат, согласно формуле Шухова: ,
где мд = 9 т - масса днища резервуара;
мк = 10 - масса крыши резервуара;
мст = 15 - масса стенки резервуара.
7. Конструкция днища
До начала монтажа днищ резервуаров на площадке строительства выполняются все работы по устройству и выравниванию песчаных оснований, на которых располагается гидроизолирующий слой, обычно из смеси песка с битумом. Отметка низа днища (каре резервуара) принимается примерно на 500 мм выше уровня планировочной отметки земли. Одновременно с этим организуется уклон поверхности основания от центра (или к центру) для последующего стока и удаления остатков продуктов и подтоварной воды.
Металлические днища резервуаров, за исключением небольших крайних зон, испытывают незначительные напряжения от давления продукта, поэтому их толщину назначают по соображениям долговечности и надежности выполнения сварных соединений принимают равной 6 мм при больших объемах.
Рис. 21
Крайние листы днища, или кольцевые окрайки, стенки корпуса резервуара имеют значительные напряжения от краевого эффекта (что связано с восприятием окрайками значительных краевых усилий). Поэтому начиная с объема 2000 м? их делают утолщенными, и толщина их обычно составляет , где - толщина нижнего пояса стенки. Ширина окрайки должна быть не менее 300 мм. По условиям изготовления она чаще всего
Вывод
В ходе данной курсовой работы мы ознакомились с конструкциями стальных вертикальных резервуаров. Был проведен расчет основных геометрических параметров резервуара (высота, радиус, высота налива жидкости). Было проверено условие возможности строительства резервуара с постоянной толщиной стенки. В результате расчетов пришли к выводу о том, что строительство резервуара целесообразнее производить с переменной толщиной стенки. Для выбранной конструкции был проведен расчет оптимальных и строительных значений толщин стенок поясов. На основании полученных данных была проведена проверка условия прочности для каждого пояса резервуара, в результате чего можно сделать вывод о том, что прочность резервуара обеспечена.
Список литературы
резервуар нефть хранение
1. ПБ 03 - 605 - 03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов».
2. ГОСТ 27772-88 «Прокат для строительных конструкций», 3. Вайншток С.М., Новоселов В.В., Прохоров А.Д., Шаммазов А.М. и др. Трубопроводный транспорт нефти. Учеб. для вузов: В 2 т. - М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2004.
4. РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1 000 - 50 000 куб. м».
5. СНИП 2.09.03-85 «Сооружения промышленных предприятий».
6. СНИП 2.01.07-85* «Нагрузки и воздействия».
7. ГОСТР 2007-07-27. Магистральные нефтепроводы. Системы пожаротушения и водяного охлаждения.
8. Сальников А. В., Нор Е. В. Проектирование систем пожаротушения нефтеперекачивающих станций (НПС). - Ухта: УГТУ, 2009. - 131 с.
9. Регламент расчета полезной емкости резервуарного парка и разработки технологических карт на резервуары и резервуарные парки. - Москва: 2003.