Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОБЪЕКТЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ

1.1 Обзор перекачивающих станций и их назначение

1.2 Описание технологической схемы

1.3 Исходные данные для расчета

2. ОБЗОР КОНСТРУКЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ И МЕТОДОВ ИХ СООРУЖЕНИЯ

2.1 Обзор конструкции резервуаров нефти

2.2 Обзор методов сооружения резервуаров

2.3 Методы расчетов резервуаров

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчет геометрических параметров резервуара и обвалования

3.2 Расчет стенки резервуара

3.3 Расчет сопряжения стенки резервуара с днищем

3.4 Расчет сферической крыши

3.5 Расчет массы понтона

4. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 Охрана труда

4.2 Охрана окружающей среды

4.3 Пожарная безопасность при эксплуатации резервуаров

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Главной целью при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Для процессов слива, налива и хранения, требуется обеспечения максимальной герметизации. На резервуары приходится основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей.

Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их хранении предусматривается требованиями ГОСТ 1510-84 и закона "Об охране атмосферного воздуха". Одним из действенных способов борьбы с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов является использование систем резервуаров с плавающими понтонами. Анализ показывает, что наиболее эффективным способом устранения потерь от испарения в стальных вертикальных резервуарах является использование понтонов и плавающих крыш.

Актуальность данной работы состоит в том, что при использовании понтонов сокращение потерь нефти и нефтепродуктов могут достигать 90%. При одинаковой температуре, в резервуаре с плавающей крышей потери от испарения намного больше, чем в резервуаре с понтоном. Совершенствование конструкций понтонов и норм обоснования достаточной их остойчивости является актуальным вопросом в процессе хранения нефтепродуктов, так как из-за заклинивания и перекоса в процессе эксплуатации увеличивается возможность падения понтонов на откачиваемый продукт, что приводит к возникновению теплового эффекта, с дальнейшим крупным пожаром.

Цель данной работы разработать документацию на сооружение стальной вертикальный резервуар для хранения нефти объемом 40000 кубических метров.

Для достижения цели в ходе выполнения работ необходимо решить следующие задачи:

-произвести обзор конструкций и методов расчета резервуаров хранение нефти;

- выполнить расчеты резервуара РВСП-40000;

- спроектировать резервуар с понтоном по полученным расчетам;

- разработать мероприятие по безопасной эксплуатации резервуара РВСП-40000.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОБЪЕКТЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЕ

1.1 Обзор перекачивающих станций и их назначение

перекачивающий станция резервуар нефть

Чтобы обеспечить стабильный напор транспортировки нефти в трубопроводе, необходимы нефтеперекачивающие станции. НПС состоит в том, чтобы под высоким напором забрать нефть из сечения трубопровода. Основными элементами НПС являются: насосные агрегаты, узлы учета, системы подводящих и распределительных трубопроводов, резервуары. А так же: устройство приема и пуска очистных устройств поточных средств диагностики, а также системы вентиляции, смазки, отопление, водоснабжения, автоматики, энергосбережения, телемеханики.

Рис.1.1 - Нефтеперекачивающая станция

Существуют два основных вида нефтеперекачивающих станций - это головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). ГНПС нужны для приема нефти с промыслов разделения или смешения их по сортам, учета нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. ПНПС служат для выполнения энергии для обеспечения дальнейшей перекачки нефти, затраченной потоком на преодоление сил трения.

На ГНПС происходят специальные технологические процессы: закачка нефти в магистральный трубопровод; прием и учет нефти; краткосрочное хранение нефти в резервуарах; пуск в трубопровод очистных и диагностических устройств; внутристанционные перекачки нефти.

1.2 Описание технологической схемы

ГНПС находится вблизи нефтяных сборных промыслов или нефтеперерабатывающих заводов, которые нужны для приёма (сдачи) нефти и её дальнейшей перекачки по МН.

Технологическая схема ГНПС приведена на рис.1.2. Она включает в себя подпорную насосную 1, площадку фильтров и счетчиков 2, основную насосную 3, площадку регуляторов давления 4, площадку пуска скребков 5 и резервуарный парк 6. Нефть с промысла направляется на площадку 2, где сначала очищается в фильтрах-грязеуловителях от посторонних предметов, а за тем проходит через турбинные расходомеры, служащие для оперативного контроля над ее количеством. Потом она направляется в резервуарный парк 6, где производится ее отстаивание от воды и механических примесей, а так же осуществляется коммерческий учет. Для закачки нефти в магистральный трубопровод используется подпорная насосная 1 и основная 3. По пути нефть проходит через площадку фильтров и счетчиков 2, а также площадку регуляторов давления 4. Площадка 5 нужна для запуска в нефтепровод очистных устройств - скребков.



Рис.1.2 - Технологическая схема ГНПС:

1 - подпорная насосная; 2 - площадка фильтров и счетчиков; 3 - основная насосная; 4 - площадка регуляторов; 5 - площадка пуска скребков; 6 - резервуарный парк

Узел подключения станции (УПС) нужен для подключения НПС к МН и приёма, запуска очистных, разделительных и диагностических устройств.

В ней находится камера приёма (пуска) очистных устройств (скребок) и средств диагностики, датчики прохождения скребка, обратные клапана трубозапорная арматура.

Площадка фильтров грязеуловителей (ФГУ) перекачивает нефть по нефтепроводам, которая содержит большое количество посторонних предметов, такие как огарки электродов, шары-герметизаторы т.п.

При попадании таких предметов в резервуар, происходит засорение фильтра подпорного агрегата; попадание небольших предметов в седло задвижек приводит к негерметичности затвора; попадание в систему размыва донных отложений резервуаров приводит к снижению её эффективности; засорение фильтра насоса внутристанционных перекачек.

Узел регулирования давления (УРД) служит для изменения производительности и давления на выходе ГНПС с помощью дросселирования потока на регулирующих заслонках или в регуляторах давления, установленных на узле.

Магистральная насосная станция (МНС) - это комплекс сооружений и устройств для напорной транспортировки нефти до потребителя или следующей напорной станции.

В систему автоматики входят:

- обще станционная автоматика;

- автоматика насосных агрегатов;

- автоматика вспомогательного оборудования, сооружений.

Устройство сброса волны давления (УСВД) - это система сглаживания волн давления (ССВД), которая нужна для снижения воздействия на магистральный нефтепровод волны давления, появляющийся в переходный период при остановке НПС. ССВД делает сброс части потока нефти из приёмной линии МН в резервуары-сборники, снижая величину и скорость роста давления.

Резервуарный парк (РП) - это незаменимая часть системы магистрального нефтепровода, резервуарные парки, которые служат для основного технологического процесса надежной и постоянной перекачки нефти по нефтепроводу.

Резервуарный парк (РП) - это взаимосвязанный комплекс резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и перекачки нефти.

Резервуарные парки необходимы:

- для приема нефти от добывающих предприятий;

- для учета нефти;

- для обеспечения заданных свойств нефти;

- для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти.

Подпорная насосная станция (ПНС) служит для работы магистральных насосов, необходимо определенное давление на приеме насоса для предотвращения возникновения зон пониженного давления при больших скоростях движения жидкости в корпусе насоса. Значение необходимого давления на приеме (кавитационного запаса) также зависит от размеров и конструкции насоса и достигает для нефтяных магистральных насосов при большой подаче до 90 м столба жидкости. Для создания такого давления применяют специальные подпорные насосы, которые более тихоходные и имеют небольшой кавитационный запас. Подпорные насосы, как правило, запускаются на открытие задвижки.

1.3 Исходные данные для расчета

Объем резервуара - 40000 тыс. м3.

Плотности нефтепродукта - 870 кг/м3.

Климатические условия, по общим характеристикам относится к умеренному континентальному. Температура воздуха зависит как от влияния поступающих на территорию области воздушных масс, так и от количества получаемой солнечной энергии. Количество и распределение осадков в течение всего года определяется главным образом прохождением циклонов над территорией области. Ветровой режим на территории Челябинска и области зависит от особенности размещения основных центров действия атмосферы и изменяется под влиянием орографии.

Зима длительная, умеренно-холодная и снежная. Постоянный снежный покров образуется 15--18 ноября и сохраняется 145--150 дней. Высота снежного покрова составляет 30-40 см, но в малоснежные зимы бывает на 10--15 см меньше. Метели наблюдаются в течение 30--35 дней, общей продолжительностью 220--270 часов. Абсолютный минимум температуры воздуха достигал ?49 °C. Весна продолжительная и умеренно-тёплая. Летние температуры начинают поднимаются уже в мае. Лето умеренно тёплое и сухое, в отдельные годы дождливое. Наибольшее количество осадков приходится на июль.

Почвообразовательные процессы в горно-лесной зоне зависят от большой залесенности, горного рельефа, влажного и прохладного климата. Почвенный покров зоны очень неоднороден. Здесь четко прослеживается вертикальная поясность в распространении почв.



2. ОБЗОР КОНСТРУКЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ И МЕТОДОВ ИХ СООРУЖЕНИЯ

2.1 Обзор конструкции резервуаров нефти

С XVII в. в России для хранения нефти использовались амбары и земляные ямы глубиной 5-6 м, находящиеся внутри глинистых грунтов. Также применялись каменные подземные резервуары, перекрытые слойчатыми крышами из камня.

Как только промышленная добыча нефти начала развиваться, для хранения нефти начали делать деревянные бочки. В 1864 году в США появился первый металлический резервуар, а в России 14 годами позже в 1878 году появился цилиндрический аналог прямоугольного американского резервуара. Это стало толчком к тому, что в 1951 году начали изготавливать первые резервуары крупных объемов - от 10000 до 50000 мі. Помимо этого существовали резервуары РВС 400, отличавшиеся сравнительно небольшими объемами.

Резервуары стальные вертикальные цилиндрические с понтоном с защитной стенкой номинальной вместимостью 40000 м3 РВСП-40000 предназначены для измерений объема при приеме, хранении и отпуске нефти, конденсата газового стабильного.

Рисунок 2.1 - Резервуар вертикальный цилиндрический

Конструкция РВСП предназначена для снижения скорости испарения и сокращения потерь от испарения продукта.

Резервуары (рис. 2.1) представляют собой закрытый стальной сосуд в виде вертикально установленного цилиндра, с днищем и стационарной кровлей, с понтоном, с защитной стенкой. Резервуары установлены на бетонном фундаменте, оборудованы лестницей, люками-лазами для обслуживания во время эксплуатации. Кровля резервуаров купольная каркасная. Резервуары оснащены трубопроводами приема и выдачи нефти, конденсата газового стабильного, предохранительными клапанами, контрольно-измерительными приборами, средствами автоматики и имеют наружное и внутреннее антикоррозионные покрытия. [6]

На рисунке 2.2 показано системы конструкций: кольцо периферийное оно обеспечивает прочность и жесткость в месте крепления кольцевого затвора. Центральная часть это несущее кольцо с эластичным вкладышем, формирующее борт понтона и позволяющее закрепить затвор. Понтоны применяются в резервуарах со стационарной крышей и предназначены для сокращения потерь продукта от испарения. Стойка не допускает возникновение перегрузок на конструкцию понтона. Профиль силовой опускается при помощи стоек понтона на днище. Мерная лента уровнемера имеет соединение с понтоном и является заменой его штатного поплавка. Тоннель это проход, через которые, осуществляется проход во внутрь резервуара. Клапаны служат для поддержания допустимого давления в резервуарах в процессе слива, налива нефтепродукта, а также колебания температуры окружающей среды. Люк перехода служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь. Устройство слива это оборудование для слива и налива нефтепродуктов.



Рисунок 2.2 - Конструкция резервуара с понтоном

1 - кольцо периферийное; 2 - понтон; 3 - стойка; 4 - профиль силовой; 5-лента; 6 - тоннель; 7 - клапан; 8 - люк перехода; 9 - устройство люка; 10 - уплотнение

Первые конструкции понтонов были изобретены в 1927 г. в США Виггинсом. В Росси первые изучения по изобретению резервуаров с понтонами начались в 50 - х гг. под управлением Н.Н. Константинова. В России особый вклад в изобретение понтонов внесли такие выдающиеся люди как: Ф.Ф. Абузова, А.З. Батталов, И.С. Бронштейн, В.А. Бунчук, С.И. Веревкин, В.Ф. Евтихин, М.Г. Каравайченко, А.А. Коршак, Н.М. Фатхиев и другие, а также изобретениями занимались и зарубежные ученые: И. Виггинс, А. Нельсон и др.

Понтон это плавающее покрытие, находящиеся на поверхности жидкости и предназначенное для сокращения потерь от испарения при хранения нефти и нефтепродуктов.

Согласно ГОСТ 31385-2008 понтоны должны отвечать следующим основным требованиям:

- понтон должен максимально перекрывать поверхность хранимого продукта;

- резервуары с понтоном должны эксплуатироваться без внутреннего давления и вакуума в газовом пространстве резервуара;

- все соединения понтона, подверженные непосредственному воздействию продукта или его паров, должны быть плотными и проконтролированы на герметичность;

- любой материал, уплотняющий соединения понтона, должен быть совместим с хранимым продуктом;

- должен иметься запас плавучести

Понтоны бывают не скольких разновидностей:

1. Понтон однодечной конструкции:

- рулонируемые понтоны (понтоны с открытыми отсеками) имеют центральную однослойную мембрану (деку), которую в случае необходимости разделяют на отсеки; по периметру расположены кольцевые короба (открытые или закрытые сверху);

- щитовые понтоны, состоящие из крупногабаритных прямоугольных коробов, изготовленных на заводе и соединенных между собой при монтаже картами листового настила.

2. Понтоны двухдечной конструкции из герметичных коробов.

Понтоны на поплавках имеют герметичный настил, покрытие

таких понтонов находится над продуктом:

- поплавкового типа из рулонных заготовок;

- поплавкого типа "Альпон" из сборных алюминиевых элементов.

3. Многослойный понтон с металлической мембраной, покрытую

слоем пенополиуретана не менее 40 мм толщиной с металлической или полиуретановой обшивкой.

Монтаж понтона осуществляется максимально быстро и просто. Для монтажа не требуется какое-либо специальное оборудование. Благодаря габаритным размерам деталей монтаж понтонов осуществляется через люк-лаз первого пояса резервуара.

2.2 Обзор методов сооружения резервуаров

Строительство резервуаров занимает очень важное место в развитии всего промышленного комплекса. Хранение и перевозка различных продуктов, которые выполняются резервуарами, является одним из важных условий нормальной производственной деятельности многих предприятий. Основным документом, регулирующим строительство резервуаров, является ГОСТ 31385-2008.

Строительство резервуаров включает в себя проектирование,

производство, транспортировка, монтаж, контроль, испытания, приемка.

Начальная стадия проектирования также разбита на несколько этапов: составление технического задания.

На этом этапе происходит сбор всей необходимой информации для строительства и выбирается вид строящегося резервуара, в зависимости от продукта хранения. Эти сведения вместе с особыми условиями заказчика заносятся в опросный лист (техзадание) и по ним вырабатываются основные требования к резервуару (составление генплана).

Это оформление чертежей и эскизов общего вида и главных узлов проектируемой емкости, которые впоследствии проверяются и утверждаются (расчет проекта).

Основной задачей этой части является составление расчетных данных деталей, узлов и рабочих чертежей для их изготовления. Согласно расчетам составляется заявка на необходимые материалы, и оформляются расчетные листы к чертежам (рабочие чертежи).

На этой стадии по расчетам выполняются рабочие чертежи деталей и монтажные схемы. В них содержится спецификация, размеры деталей и указания для их монтажа в виде пояснительной записки к чертежам. В ней же содержатся особые условия и требования к деталям.

Стадия производства конструктивных элементов стального резервуара начинается с проверки качества металлопроката. Она включает в себя его осмотр, проверку сертификатов и маркировку. При этом также проводится контроль плоскостности, толщины, длины, текстуры, ширины металлопроката.

По окончании монтажных работ на строительной площадке проводится первичная калибровка резервуара на определение его вместимости и его градуировка.

Монтажные работы начинают с подготовки основания для резервуара (рис.2.3). В качестве его основания используют песчаную подушку или производят подсыпку, состоящую из грунта и изолирующего материала. При этом готовят площадки для спецтехники и пандусы для элементов монтажа резервуара.

Метод рулонной сборки резервуара предусматривает заводское изготовление стальных заготовок для днищ, стенок и элементов кровли, их автоматическую или полуавтоматическую сварку, а затем монтаж на строительной площадке.

На монтажной площадке происходит разворачивание рулонов: сначала рулон корпуса ставится в вертикальное положение на днище. Далее его разворачивают и фиксируют в проектное положение. Затем свариваются вертикальные стыки и монтируется покрытие. Корпус с днищем соединяется двухслойной сваркой внутренних и наружных швов.



Рисунок 2.3 - Подготовка площадки для каре резервуара

Использованием полистовой сборки представляет собой изготовление отдельных листов необходимой толщины и максимального размера 2500х10000 мм. Стальные листы транспортируются на строительную площадку, где они монтируются уже в готовую конструкцию.

Этот производственный цикл разбивают на несколько этапов, которые заключаются в монтаже днища, корпуса, несущих конструкций покрытия, кровли и резервуарного оборудования.

На резервуарах должны монтироваться следующее оборудование и системы:

- приемо-раздаточные устройства с внутренней стороны резервуара;

- устройства для размыва донных отложений;

- кран сифонный, водоспуск;

- замерный люк, световой, смотровой, люк-лаз, монтажный;

-дыхательные и предохранительные клапаны со встроенными огнепреградителями для РВС;

- вентиляционные патрубки для РВСП;

- оборудование системы управления резервуарным парком, включающее приборы контроля, сигнализации и защиты резервуара;

- трубопроводы и генераторы систем пожаротушения;

- трубопроводы системы охлаждения резервуара;

- система защиты резервуара от коррозии;

- система молниезащиты, защиты от статического электричества и заземления.

2.3 Методы расчетов резервуаров

При расчёте стальных резервуаров, несущие элементы которых представляют листовые конструкции, наиболее часто используют теорию тонкостенных оболочек. По форме к таким оболочкам относятся цилиндрические, конические, сферические и каплевидные конструкции. Однако, применяя широко распространённые положения и методы теории тонкостенных и без моментных оболочек для расчёта резервуаров, необходимо представлять особенности их конструкции и специфику работы.

Стальные резервуары представляют собой сложные сварные листовые конструкции, состоящие из листов разной толщины, соединённых между собой сварными швами встык или внахлёст. В эксплуатационном режиме резервуары испытывают переменные нагрузки, что может представлять опасность в местах стыков и сопряжений, различных врезок, отверстий и пересечений, которые создают зоны концентрации напряжений и краевого эффекта, делают напряжённо-деформированное состояние неравномерным. В результате увеличения 22 деформаций в зонах концентраторов и дефектов могут возникать нежелательные пластические деформации. Ситуация усугубляется в том случае, если эксплуатационные нагрузки достигают максимальных значений в условиях низких температур, что может резко снизить несущую способность стали. В настоящее время многие задачи расчёта стальных резервуаров достаточно хорошо изучены, экспериментально проверены и предложенные решения обеспечивают достаточную для практических целей точность. К таким задачам можно отнести: расчёт стенки резервуара на прочность и устойчивость; расчёт сопряжения стенки резервуара с днищем; расчёт основных типов покрытий резервуаров.

Вертикальные цилиндрические резервуары (рис. 2.4) используют при избыточном давлении в паровоздушной зоне до 2 кПа и вакууме до 0,25 кПа.

Такие резервуары имеют плоские днища, изготовленные из стальных листов и стенки в виде ряда поясов, толщина которых увеличивается пропорционально росту давления жидкости по мере приближения к днищу. Тип крыши зависит как от вместимости резервуара, так и от величины внутреннего давления под крышей. На практике наиболее часто применяют конические, сферические и плавающие крыши. Реже используют шатровые, складчатые крыши. Вместимость вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 120 000 м3 и увеличивается по мере разработки противопожарных мероприятий.

Рисунок 2.4 - Конструкция вертикального резервуара с кольцевым фундаментом под стенкой: 1 - кольцевой кювет; 2 - кольцевой железобетонный фундамент; 3 - гидрофобный слой; 4 - песчаная подушка; 5- грунтовая подушка

Такие резервуары имеют плоские днища, изготовленные из стальных листов и стенки в виде ряда поясов, толщина которых увеличивается пропорционально росту давления жидкости по мере приближения к днищу. Тип крыши зависит как от вместимости резервуара, так и от величины внутреннего давления под крышей. На практике наиболее часто применяют конические, сферические и плавающие крыши. Реже используют шатровые, складчатые крыши. Вместимость вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от 100 до 120 000 м3 и увеличивается по мере разработки противопожарных мероприятий.

При определении оптимальных размеров резервуаров (высоты и диаметра) за критерий оптимальности обычно принимают удельный расход стали, приходящийся на 1мі их полезного объёма. Суммарная масса резервуара складывается из масс днища, крыши и стенки. Она получается минимальной, если масса днища и крыши равна массе стенки.

В этом случае

(1)

где Hopt - высота резервуара;

гпр - удельный вес хранимой жидкости;

Rw - расчётное сопротивление сварного шва;

m - коэффициент условий работы, m = 0,8;

n - коэффициент надёжности по нагрузке от гидростатического давления жидкости;

дпр - сумма приведённых толщин крыши и днища, зависящих от объёма резервуара (табл.1).

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчет геометрических параметров резервуара и обвалования

Выбор размеров стального прокатного листа для изготовления стенки

Размеры листа. В соответствии с рекомендациями ПБ 03-605-03 для изготовления стенки выбираем стальной лист с размерами в поставке 2000 Ч 8000 мм.

Сначала выбираем высоту резервуара. Для этого используем рекомендации ПБ 03-605-03. В соответствии с этими рекомендациями предпочтительная высота резервуара от 12 до 20 м.

Высота резервуара. Для резервуара объемом V = 40000 м3 принимаем номинальную высоту резервуара Нн = 22 м. Соответственно количество поясов в резервуаре будет равно девяти (Nп = 11).

Предварительный радиус резервуара. Радиус резервуара определяется из формулы для объема цилиндра:

,

Периметр резервуара и число листов в поясе :

.

Предпочтительней округлять число листов в поясе (см. рисунок 3.1) до целого или выбирать последний лист равным половине длины листа.

Принимаем число листов в поясе Nл = 19. Тогда периметр резервуара:

,

а окончательный радиус

.

Уточненный объем резервуара.

.

Рисунок 3.1 - Развертка и сечение стенки вертикального резервуара

3.2 Расчет стенки резервуара

Определение методики и параметров, необходимых для расчета

Несущие конструкции вертикальных цилиндрических резервуаров рассчитывают по предельным состояниям в соответствии со строительными нормами и правилами СНиП II 23-81 «Стальные конструкции. Нормы проектирования».

При наполнении резервуара жидкостью в стенке возникают растягивающие напряжения, направленные горизонтально по касательной к окружности (см. рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Расчетная схема для определения кольцевых напряжений от гидростатического давления нефтепродукта

Основные геометрические размеры резервуара при проведении прочностных расчетов округляем в большую сторону до номинальных размеров так, чтобы погрешность шла в запас прочности: .

Толщина первого пояса определяется при ; ;
:

Для второго пояса при ,

,



где - коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давления;

- коэффициент надежности по нагрузке от избыточного давления и вакуума;

- плотность нефти, кг/м3;

- радиус стенки резервуара, м;

- максимальный уровень взлива нефти в резервуаре, м;

- расстояние от днища до расчетного уровня, м;

- нормативная величина избыточного давления;

- коэффициент условий работы, для нижнего пояса, для остальных поясов;

- расчетное сопротивление материала пояса стенки по пределу текучести, Па.

Для остальных поясов резервуара полученные значения для толщины стенки приведены в таблице 3.1.



Рисунок 3.3 - Схема нагружения резервуара внутренним давлением

Расчетное сопротивление материала стенки резервуаров по пределу текучести определяется по формуле:

,

где - нормативное сопротивления растяжению (сжатию) металла стенки, равное минимальному значению предела текучести, принимаемому по государственным стандартам и техническим условиям на листовой прокат;

- коэффициенты надежности по материалу;

, так как объем резервуара более 10 000 м3.

Стенка резервуара относится к основным конструкциям подгруппы «А», для которых должна применяться сталь класса С345 (09Г2С-12) с нормативным расчетным сопротивлением .

Выбор номинального (окончательного) размера толщины стенки.

Значение минимальной толщины стенки для условий эксплуатации сравнивается с минимальной конструктивной толщиной стенки для резервуаров с диаметром 35 м. и более. Если толщина стенки на первом поясе меньше минимальной конструктивной толщиной стенки, то , а . Итоговые данные о толщинах стенок заносим в таблице 2.1.

В качестве номинальной толщины каждого пояса стенки выбирается значение большей из двух величин, округленное до ближайшего значения из сортаментного ряда листового проката:

где - припуск на коррозию, мм;

- значение минусового допуска на толщину листа, мм;

- минимальная конструктивная толщина стенки.

Величину минусового допуска определяют по предельным отклонениям на изготовление листа. (в курсовом проекте необходимо принять 0,5 мм).

Припуск на коррозию элементов резервуара представляется заказчиком (в курсовом проекте припуск на коррозию необходимо принять
3 мм).

В таблице 3.1 приводятся все данные для выбора номинального размера толщины стенки.



Таблица 3.1 - Номинальная толщина стенки

Номер пояса	,			++	,
1	23,6	2,0	0,5	26,1	11,0	27
2	18,8			21,3		24
3	16,9			19,4		22
4	15,1			17,6		19
5	13,2			15,7		17
6	11,4			13,9		15
7	9,5			12,0		13
8	7,7			10,2		12
9	5,8			8,3		11
10	4,0			6,5		11
11	2,1			4,6		11

Рисунок 3.4 - Схема для расчета стенки резервуара на устойчивость

Определение веса крыши:

Вес покрытия резервуара рассчитывается по нормативному давлению крыши:

.

Для резервуара объемом V = 40000 м3 давление крыши

.

Определение веса стенки резервуара:

Вес вышележащих поясов стенки резервуара определяется из условия, что высота всех поясов одинакова и равна ширине листа :

.

Вес стенки при расчете второго пояса

,

где - номер последнего пояса, если начало отсчета снизу;

- удельный вес стали.

Рассчитанные значения веса стенки для всех поясов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Вес стенки резервуара

Номер пояса	Вес стенки , кН
1	4343,25
2	3698,92
3	3126,18
4	2601,18
5	2147,76
6	1742,07
7	1384,11
8	1073,88
9	787,51
10	525,01
11	262,50

Определение снеговой нагрузки

Нормативная снеговая нагрузка на горизонтальную проекцию резервуара:

где - коэффициент перехода от веса снегового покрытия горизонтальной поверхности земли к снеговой нагрузке на трубопровод;

- нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли, которое выбирается по СниП 2.01.07-85 для соответствующего снегового района Российской Федерации.

Город Челябинск находится в 3 снеговом районе, для которого
=1,8 кН. Коэффициент для такого варианта крыши, когда угол наклона поверхности крыши к горизонтальной плоскости .

Вес снегового покрова на всю крышу

.

Определение нагрузки от вакуума

Нормативная нагрузка от вакуума на покрытие определяется как

3.3 Расчет сопряжения стенки резервуара с днищем

Дано:

- коэффициент постели для резервуара, установленного на хорошо уплотненном песчаном основании;

- толщина стенки нижнего пояса;

- радиус резервуара;

- высота стенки резервуара;

- толщина окрайки днища;

- ширина окрайки днища;

Давление в нижней точке резервуара:



Рисунок 3.5 - Конструкция днища c окрайками. Здесь:

а) конструкция днища; б) соединение окраек между собой;

в) соединение центральной части днища с окрайками;

Определение деформационных характеристик элементов конструкций:

Коэффициент постели стенки резервуара

.

Цилиндрическая жесткость стенки

.

Коэффициент деформации стенки

.

Цилиндрическая жесткость днища

.

Коэффициент деформации днища

.

Функции Крылова

Система канонических уравнений метода сил:

В узле сопряжения стенки и днища резервуара неизвестными считаются изгибающий момент и сила - поперечная для стенки резервуара и продольная для днища. Для их определения составляется система уравнений, характеризующих условие совместности деформаций стенки резервуара и днища:



Определяем коэффициенты и перемещения, входящие в систему уравнений:

;

Решение системы канонических уравнений:

Подставляем в систему уравнений полученные коэффициенты и перемещения:



Второе уравнение системы умножим на дробь и вычтем из первого:

, откуда .

Из первого уравнения системы получаем

,

.



Рисунок 3.6 - Расчетная схема для определения реакций методом сил:

а - исходная система; б - основная система; в - перемещения от внешних нагрузок; г - перемещения от неизвестных сил; д - перемещения от единичных сил

Рисунок 3.7 - Расчетная схема узла сопряжения стенки резервуара и днища для метода сил.

а - исходная система - совместная деформация стенки и днища; б - основная система для расчета нижнего узла методом сил.

Проверка прочности стенки в точке сопряжения с днищем:

Проверку прочности стенки выполняем от действия изгибающего момента и продольной сжимающей силы (та же величина, что и при расчете на устойчивость нижнего пояса стенки резервуара).

Изгибающий момент:

.

Момент сопротивления изгибаемой стенки

.

Второе слагаемое уравнения - это напряжение в нижней точке первого пояса (см. таблицу 2.3)

.

Расчетное сопротивление для стали нижнего пояса резервуара

.

Выполняем проверку на прочность:

.



Таким образом, условие прочности

выполняется, т.к. .

Проверка прочности днища:

Проверку прочности днища проводим по напряжениям, возникающим от изгибающего момента

В этом случае момент сопротивления сечения днища

.

Для стального листа окрайки расчетное сопротивление будет такое же, что и для нижнего пояса стенки:

.

Однако максимальные напряжения при изгибе окрайки оказались выше расчетного сопротивления:

.

Для увеличения прочности днища необходимо увеличить толщину окрайки или выбрать материал, у которого расчетное сопротивление будет выше максимальных напряжений.

При толщине окрайки

,



.

Таким образом, условие прочности: выполняется, т.к. .

Проверка сварного шва на прочность:

При толщине стенки меньше 20 мм соединение выполняется без разделки нижней кромки стенки. Катет принимаем равным 12 мм. Коэффициент сварного шва принимается по СНиП II-23-81 «Стальные конструкции» - (для ручной электродуговой сварки). Коэффициент условий работы сварного шва .

Рисунок 3.8 - Расчетная схема для определения нормальных напряжений в стенке и днище



Рисунок 3.9 - Расчетная схема для расчета сварного шва

Выполняем проверку сварного шва:

,

,

где - сила, срезающая шов по металлу сварного шва;

- длина сварного шва для случая расчета оболочки, когда

- расчетное сопротивление по металлу сварного шва для электрода .

Поскольку условие прочности сварного шва выполняется.

3.4 Расчет сферической крыши

Дано:

- радиус цилиндрического резервуара;

- радиус сферической крыши;

- нормативный вес крыши;

- количество главных балок.

Главные балки на расчетной схеме представляем как трехшарнирные арки (см. рисунок 3.10).

Рисунок 3.10 - Расчетная схема главных балок сферической крыши
в виде трехшарнирной арки

Угол зависит от соотношения радиусов и :

,

Высота купола определяется из геометрических соотношений:

Определение нагрузки на главную балку:

При симметричной схеме нагружения каждая из главных балок воспринимает ту часть нагрузки, которая приходится на один сектор круговой проекции крыши на горизонтальную плоскость. Количество секторов крыши равно количеству главных балок. В силу геометрических особенностей изменение нагрузки на главную балку от центра крыши до опоры на стенку пропорционально длине дуги, с которой собираются нагрузки (см. рисунок 3.11). Поэтому интенсивность вертикальной нагрузки на главную балку линейно возрастает от нуля в центре до в крайних точках при опирании на стенку.

Рисунок 3.11 - Расчетная схема главной балки сферической крыши вертикального резервуара

Эпюра нагрузок на главную балку будет полностью определена, если вычислить

;



;

.

.

Определение реакций опор:

Вертикальная реакция и распор определяются из уравнений статики.

Сумма проекций сил на вертикальную ось равна нулю:

.

Сумма моментов относительно правой опоры равна нулю:

Определение изгибающих моментов в поперечных сечениях главных балок:

Уравнение изгибающих моментов записывается как функция от угла , определяющего положение поперечного сечения:

,

.

Окончательно уравнение принимает вид

.

Полученное уравнение позволяет построить эпюру изгибающих моментов (см. рисунок 3.12).

Рисунок 3.12 - Эпюра изгибающего момента в поперечных сечениях главной балки

Для того чтобы проанализировать конструкцию главной балки с целью определения наиболее опасного сечения, необходимо найти координату сечения с наибольшим изгибающим моментом.

Определение максимального изгибающего момента:

Для определения максимального изгибающего момента находим угол , определяющий положение сечения, в котором изгибающий момент максимальный. Для определения максимального изгибающего момента находится производная и приравнивается нулю:



;

;

.

В результате решения тригонометрического уравнения определяется угол

; .

Для определения максимального изгибающего момента значение угла подставляется в уравнение:

В соответствии с рекомендациями ОАО «Транснефть» каркас стационарной кровли резервуара относится к основным конструкциям резервуара подгруппы А, для которых рекомендуется использовать сталь класса С345 по ГОСТ 27772 (09Г2С-12).

Для стали С345 нормативное расчетное сопротивление .

Условие, выражающее предельное состояние для главной балки:

,

где - коэффициент условий работы;

- момент сопротивления стандартного прокатного двутаврового сечения.

Расчетное сопротивление стали

,

где - коэффициент надежности по материалу;

- коэффициент надежности по назначению.

Номер двутаврового сечения выбираем по ГОСТ 26020-83 «Двутавры стальные горячекатаные с параллельными гранями полок».

Двутавр 40Б1, Wx = 803,6 см2

Для выполнения чертежей из ГОСТ 26020-83также выбираются все необходимые геометрические размеры.

Расчет кольцевой балки настила:

В результате расчета необходимо определить размер швеллера - поперечного сечения балки настила. Наиболее нагруженной является самая длинная балка настила, при условии равномерной нагрузки на крышу.

Находим балку, наиболее удаленную от центра (см. рисунок 3.13). Ее длину определяем по формуле

,

где - радиус наибольшего кольца балок настила;

- число главных балок.

Рисунок 3.13 - Радиально-кольцевая конструкция сферической крыши

1 - центральный щит; 2 - главная балка; 3 - балки настила; 4 - настил

Конструкция балки настила показана на рисунке 3.14, а на рисунке 3.15 - ее расчетная схема.

Для определения максимального изгибающего момента необходимо определить интенсивность распределенной нагрузки:

,

где



Рисунок 3.14 - Конструкция соединения балки настила с главными балками

1 - двутавровая главная балка; 2 - настил; 3 - швеллер - балка настила; 4 - монтажный угловой шов; 5 - заводской угловой шов;
6 - отверстие под монтажный болт; 7 - фасонка

Рисунок 3.15 - Расчетная схема балки настила

Для выбранной расчетной схемы определяем наибольший изгибающий момент:

.

Исходя из условия определим размеры поперечного швеллера



.

.

Швеллер выбираем по ГОСТ 8240. Швеллер 14П, Wx = 70,4 см3

Расчет настила сферической крыши:

Расчет настила производим по известному решению для прямоугольной пластины, шарнирно опертой по краям. Расчетная схема показана на рисунке 3.16.

Рисунок 3.16 - Расчетная схема настила

При определении давления от собственного веса настила предварительно задаемся толщиной листа настила

.

Определяем давление на пластину:



.

Размеры и выбираются для наибольшей пластины:

; .

Наибольший изгибающий момент

.

прогиб в центре пластины

,

где - коэффициенты, выбираемые по таблице 3.3 в зависимости от соотношения размеров пластины.

Таблица 3.3 - Коэффициенты для расчета прямоугольной пластины

	1,0	1,2	1,4	1,6	1,8	2,0
	0,0433	0,0616	0,0770	0,0906	0,1017	0,1106
	0,0479	0,0626	0,0753	0,0862	0,0948	0,1017

Для выбранного отношения размеров пластины с использованием метода линейной интерполяции по таблице выбираем и .

.

Принимаем толщину настила .

3.5 Расчет массы понтона

Определим массу понтона.

Масса центральной части:

,

где - расстояние между стенкой резервуара и понтоном

- ширина поплавковой части.

Масса короба:

Тогда масса понтона:

Радиус понтона:

Собственный вес оборудования принимаем равным:

Вес пригруза

Сила трения прижима о стенку резервуара

,

где - давление прижима затвора на стенку;

- площадь поверхности контакта затвора со стенкой;

- коэффициент трения.

Центральная часть днища должна иметь уклон к центру, равный 1:40, и приравниваться к внутренней стенке понтона на высоте:



4. Технические решения по обеспечению промышленной безопасности

1. Технические решения по обеспечению промышленной безопасности должны предусматривать обязательное оснащение резервуаров устройствами, оборудованием и системами, обеспечивающими его безопасную эксплуатацию: [1]

- дыхательной и предохранительной арматурой;

- приборами автоматики, контроля уровня и системой пожарной сигнализации;

- трубопроводами систем пожаротушения и орошения резервуара;

- устройствами молниезащиты и защиты от статического электричества.

2. Дыхательная и предохранительная аппаратура, устанавливаемая на резервуарах, должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума, а для резервуаров типа РВСПК - их отсутствие.

3. Диаметр, количество, производительность дыхательных и предохранительных клапанов должны производится по максимальной производительности заполнения - опорожнения резервуара и техническим характеристикам клапанов. Количество предохранительных клапанов принимается равным количеству дыхательных клапанов. При этом расход газо-воздушной смеси через все дыхательные клапаны, установленные на резервуаре, не должен превышать 85% от их максимальной пропускной способности, установленной разработчиком и изготовителем клапанов.

4. Резервуары с понтонами должны быть оборудованы вентиляционными патрубками, соответствии с требованиями ПБ 03-605-03.

5. Резервуар должен быть подключен к системе автоматизации резервуарного парка. Объем автоматизации резервуарного парка определяется в соответствии с РД 153-39.4-087-01.

6. На каждом резервуаре должны быть установлены:

- измеритель уровня в резервуаре с дистанционной передачей показаний;

- многоточечный датчик средней температуры нефти в резервуаре;

- датчик (термометр) для измерения температуры нефти в пристенном слое;

- сигнализатор максимального допустимого (аварийного) уровня;

- пожарные извещатели.

7. В резервуарных парках, суммарным объемом по строительному номиналу более 40000 м3, резервуары должны быть оснащены уровнемерами (измерителями уровня) совместно с многоточечным датчиком средней температуры нефти, обеспечивающими основную погрешность измерения уровня нефти в резервуаре не более 3 мм, основную погрешность измерения средней температуры нефти - не более 0,2 °С.

8. Резервуары типа РВС должны быть оснащены двумя сигнализаторами максимально допустимого (аварийного) уровня. Резервуары типа РВСП, РВСПК должны быть оснащены тремя сигнализаторами максимально допустимого уровня, расположенными равномерно по периметру резервуара. Контроль минимального допустимого уровня нефти в резервуаре обеспечивается обработкой показаний измерителя уровня в резервуаре, указанного в п. 6.

9. Резервуары должны быть оснащены пожарными извещателями. На резервуарах извещатели устанавливать в патрубках на крыше резервуара (стенке) через каждые 12,5 м периметра. Температура срабатывания извещателя +90 °С.

10. Резервуары должны быть оснащены датчиком (термометром), установленном в патрубке на первом поясе резервуара, показывающим температуру нефти в пристенном слое.

11. Заземление приборов КИП и А, установленных на резервуаре, включая кабельные проводки должно выполняться в соответствии с требованиями стандарта Компании 270-00-2376 «АСУ ТП и ПТС Компании. Функциональные требования к заземлению и защите от помех оборудования и элементов АСУ ТП и ПТС.

12. При разработке проектов систем комплексной защиты резервуарных парков от прямых ударов молнии, ее вторичных проявлений, защиты от статического электричества и заноса высоких потенциалов необходимо руководствоваться требованиями, изложенными в "Регламенте по проектированию и эксплуатации комплексной системы защиты резервуарных парков нефтеперекачивающих станций и нефтебаз ОАО "АК "Транснефть" от воздействия опасных факторов молнии, статического электричества и искрения" ОР 13.02-45.21.30-КТН-002-1-03:

- плавающие крыши (понтоны) должны защищаться от электростатической индукции путем подсоединения к стенке (стационарной кровле) гибкими металлическими кабелями не менее, чем в трех местах, сечение перемычки должно быть не менее 16 мм2 каждой, места присоединения должны быть доступны для осмотра и обслуживания в процессе эксплуатации;

- для подключения к контуру заземления резервуар должен быть оснащен не менее чем тремя металлическими пластинами, приваренными к стенке резервуара на высоте 0,5 метра от днища, расположенными равномерно по окружности резервуара;

- по периметру грунтового фундамента резервуара на расстоянии одного метра от него следует прокладывать полосу заземления на глубине не менее 0,5 метров, которая должна присоединяться к общему контуру заземления резервуарного парка горизонтальными заземлителями не менее, чем в двух местах и не реже, чем через 50 м с противоположных сторон.

4.1 Охрана труда

Общие положения: [2]

1. Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

2. Требования по охране труда при эксплуатации резервуаров и резервуарных парков определяются законом «Об основах охраны труда в РФ», «Законом о промышленной безопасности опасных производственных объектов», другими действующими законодательными актами РФ и субъектов РФ, правилами, решениями и указаниями органов государственного надзора, Министерства и ведомства (компании).

3. Ответственность за соблюдение требований промышленной безопасности, а также за организацию и осуществление производственного контроля несут руководитель эксплуатирующей организации и лица, на которых возложены такие обязанности в соответствии с должностными инструкциями.

4. Согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» резервуары и резервуарные парки, входящие в состав НПС, относятся к опасным производственным объектам.

Декларация промышленной безопасности опасных производственных объектов должна содержать требования к промышленной безопасности резервуаров и резервуарных парков.

5. К работам по эксплуатации резервуаров допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке инструктаж, подготовку, не имеющие медицинских противопоказаний при работе на опасных производственных объектах.

6. Обслуживание и ремонт технических средств резервуаров и резервуарных парков должны осуществляться на основании соответствующей лицензии, выданной федеральным органом исполнительной власти, специально уполномоченным в области промышленной безопасности, при наличии договора страхования риска ответственности за причинение вреда при их эксплуатации.

7. Инструкции по охране труда разрабатываются руководителями цехов, участков, лабораторий и т.д. в соответствии с перечнем по профессиям и видам работ, утвержденным руководителем предприятия.

8. При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

- образование взрывоопасной среды;

- загазованность воздуха рабочей зоны;

- повышенный уровень статического электричества;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- выполнение работ на высоте;

- повышенная или пониженная подвижность воздуха;

- недостаточная освещенность на рабочем месте;

- воздействие на организм человека электрического тока;

- повышенная или пониженная влажность воздуха.

Требования безопасности при выполнении технологических операций в резервуарах и резервуарных парках:

1. Обслуживающий персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций, чтобы при эксплуатации, авариях, пожарах в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочих местах.

Каждый резервуар должен иметь номер, соответствующий технологической схеме, написанный на стенке РВС, а для ЖБР он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или трафарете, установленном на кровле резервуара.

2. Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно, без применения рычагов. Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах нефти и воды должны иметь указатель состояния (Открыто и Закрыто).

3. При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только после открытия задвижек включаемого резервуара.

Одновременные операции с задвижками во время перекачки нефти, связанные с отключением действующего и включением нового резервуара, запрещаются.

4. В случае перелива нефти из резервуара необходимо немедленно подключить другой незаполненный резервуар, а разлитую нефть откачать в незаполненные резервуары. Резервуар, где произошел перелив, отключить из работы. Подключить его можно только после устранения загазованности, уборки загрязненного грунта, проведения расследования причин перелива и устранения его последствий. Загрязненный грунт следует собрать и увезти с территории парка в специально отведенное место.

5. При закачке нефти в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше 20 °С необходимо осуществлять контроль загазованности резервуарного парка. При достижении ПДК должны приниматься меры по изменению режима работы резервуаров.

6. На территории резервуарных парков при обслуживании необходимо осуществлять контроль воздушной среды на наличие вредных веществ с помощью переносных газоанализаторов.

Контроль воздушной среды должен проводиться на расстоянии 10-12 м от наполняемых резервуаров и у обвалования с подветренной стороны. В резервуарных парках с сернистыми нефтями замер концентраций паров или отбор проб следует осуществлять, кроме того, на расстоянии 5-10 м за обвалованием по осевым линиям наполняемых резервуаров с подветренной стороны.

Замер концентраций паров должен проводиться не реже 1 раза в смену - в каре резервуарных парков с резервуарами типа РВСП и РВСПК; 1 раза через 4 часа - в каре с резервуарами типа РВС.

В резервуарных парках с подземными или полуподземными железобетонными резервуарами (ЖБР) замер концентраций паров нефти или отбор проб воздуха следует проводить через каждые 4 часа на высоте 0,10-0,15 м над покрытием крыши около стенки наполняемого резервуара по осевой линии и против дыхательных клапанов (по осевым линиям) с подветренной стороны.

7. Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, подвижность воздуха рабочей зоны, предельно допустимое содержание вредных веществ, методы контроля) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

Нефть, находящаяся в резервуарах и резервуарных парках, по токсичности относится к III классу опасности вредного вещества.

Нефть с содержанием сероводорода в зависимости от его концентрации относится ко II или III классу опасности вредного вещества.

8. Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стены следует установить лестницы-переходы с перилами: для отдельно стоящего резервуара - не менее двух, для группы резервуаров - не менее четырех. Переходить через обвалования в других местах запрещается.

Лестницы должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.044.

9. Если на территории парка трубопроводы возвышаются более чем на 0,5 метра от уровня земли, то в местах перехода через них должны быть установлены переходные мостики с перилами.

10. Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего обвалования и оборудованных помостками и лестницами для обслуживания.

Для местного освещения следует применять аккумуляторные фонари напряжением не более 12 В во взрывобезопасном исполнении, включение и выключение которых должно проводиться вне обвалования.

Согласно требованиям ПУЭ и СНиП 23-05 минимальная освещенность на территории резервуарного парка должна быть:

- для парка в целом - не менее 5 лк;

...