• RU
  • icon На проверке: 11
Меню

Проектирование стального цилиндрического резервуара с плавающей крышей и магистрального нефтепровода (РВСПК - 16000)

  • Добавлен: 04.11.2022
  • Размер: 1 MB
  • Закачек: 4
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Курсовой проект - Проектирование стального цилиндрического резервуара с плавающей крышей и магистрального нефтепровода (РВСПК - 16000)

Состав проекта

icon
icon
icon Chertezh1.pdf
icon Chertezh1.dwg
icon Kursovaya_rabota.docx

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon Chertezh1.dwg

Chertezh1.dwg
Совмещенный план фасада и разреза цилиндрического вертикального стального резервуара
Совмещенный план покрытия днища и плавающей крыши резервуара
Эпюра изгибающих моментов
Приемо-раздаточное устройство ПРУ-600
Основание под резервуар
Однопролетный двухконсольный балочный переход с компенсаторами
Г-образный компенсатор
Кольцевой жб фундамент
дренажная трубка (уклон 1:100)
Уплотнительный зазор
Наружный борт плавающей крыши
Радиальные короба плавающей крыши
Рулонируемые полотнища днища резервуара
Сегментные окрайки днища резервуара
Стыковые швы на подкладке
Соединение внахлест полотнищ днища резервуара

icon Kursovaya_rabota.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Дальневосточный федеральный университет»
Кафедра нефтегазового дела и нефтехимии
«Проектирование стального цилиндрического резервуара с плавающей крышей и магистрального нефтепровода»
по дисциплине: «Сооружения в нефтегазовом комплексе»
специальность: «Сооружение и ремонт объектов систем трубопроводного транспорта»
направление подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело»
Задание на курсовое проектирование
Рассчитать и выполнить чертежи несущих конструкций нефтегазопроводов и газонефтехранилищ.
Тип хранилища (сооружения) – РВСПК
Продукт – нефтяные растворители
Оборачиваемость хранилища разгод – 16
Расположение относительно планировочного уровня – надземное
Материал несущих конструкций – С255
Диаметр магистрального трубопровода мм – 920
Характер трассы – надземная
Пересечение трубопровода с магистралью – подземное
Район строительства – Славянка
Средства сокращения потерь – плавающая крыша
Внутреннее избыточное давление кПа – 2
Давление вакуума кПа – 03
Определение оптимальных габаритных размеров резервуара7
1 Определение оптимальной высоты резервуара7
2 Определение количества поясов8
3 Определение фактической высоты резервуара8
4 Определение оптимального радиуса резервуара8
5 Определение количества листов в каждом поясе8
6 Определение фактического радиуса резервуара8
7 Определение фактического объема резервуара8
Определение толщины стенки резервуаров9
1 Расчет минимальной толщины стенки для условий эксплуатации9
2 Расчет минимальной толщины стенки для условий гидравлических испытаний10
3 Расчет минимальной толщины стенки11
4 Определение номинальной толщины стенки12
Проверочный расчет на прочность резервуара13
Проверочный расчет на устойчивость резервуара16
1 Определение критического нормального напряжения16
2 Определение критического кольцевого напряжения17
3 Определение меридиального напряжения17
4 Определение кольцевого напряжения18
Проектирование днища резервуара19
1 Проверка на прочность листов окраек в зоне краевого эффекта20
Проектирование плавающей крыши23
1. Выбор плавающей крыши23
2. Расчет плавающей крыши25
Подбор основания под резервуар29
Подбор эксплуатационного оборудования для резервуара30
Расчет трубопровода36
Определение толщины стенки трубопровода36
Проверка прочности трубопровода в продольном направлении38
Проверка общей устойчивости наземного нефтепровода в насыпи43
Расчет надземного трубопроводного перехода.47
1 Расчет однопролетного двухконсольного балочного перехода с компенсаторами.47
2 Расчет рабочей длины компенсатора49
Список используемых источников52
Резервуар вертикальный стальной(РВС) — вертикальная ёмкость наземное объёмное строительноесооружение предназначенное для приёма хранения подготовки учёта (количественного и качественного) и выдачи жидких продуктов.
Вертикальные стальные резервуары изготавливают внутренним объёмом 100 — 120 000 м3 при необходимости их объединяют в группу резервуаров сосредоточенных в одном месте.
Резервуары изготавливаются изсталиижелезобетона. Они могут быть: цилиндрические изотермические и баки-аккумуляторы; они различаются: назначением расположением материалом изготовления.
По методам изготовления и монтажа листовых металлоконструкций:
в рулонном исполнении— резервуары рулонной сборки для которых листовые конструкции стенки днищапонтонаи крыш (стационарной плавающей) изготовляются и монтируются в виде рулонируемых полотнищ;
полистовом исполнении— резервуары полистовой сборки изготовление и монтаж всех листовых конструкций которых ведётся из отдельных листов;
комбинированном исполнении— резервуары комбинированной сборки стенки которых изготавливаются и монтируются из отдельных листов а листовые конструкции днища стационарной крыши плавающей крыши или понтона (все или некоторые из них) — в виде рулонируемых полотнищ.
сырьевые резервуары — для хранения сырой нефти;
технологические резервуары — для сброса пластовой воды отстоя и подрезки нефти;
товарные РВС — для хранения товарной нефти (обезвоженной и обессоленной).
класс I — резервуары объёмом более 50 000 м3;
класс II — резервуары объёмом 20 000 — 50 000 м3включительно также резервуары объёмом 10 000 — 50 000 м3включительно расположенные непосредственно поберегам рек крупныхводоёмови в черте городской застройки;
класс III — резервуары объёмом 1 000 — менее 20 000 м3;
класс IV — резервуары объёмом менее 1 000 м3.
Типы резервуаров по конструктивным особенностям:
резервуар со стационарной крышей
резервуар с плавающей крышей.
Понтон или плавающая крыша — это плавающее покрытие находящееся внутри резервуара на поверхности жидкости предназначенное для уменьшения потерь продуктов от испарений улучшения экологической ипожарной безопасностипри хранении.
Определение оптимальных габаритных размеров резервуара
Габаритными размерами вертикального цилиндрического резервуара являются высота и диаметр (или радиус ). Для заданного объема резервуара расход металла на днище покрытие и стенку зависит в основном от соотношения габаритных размеров. Существует оптимальная высота резервуара при которой расход металла будет минимальным.
1 Определение оптимальной высоты резервуара
где коэффициент условий работы;
коэффициент надежности по гидростатическому давлению жидкости;
расчетное сопротивление сварного стыкового шва;
расчетное сопротивление стали (листового проката) при сжатии растяжении по пределу текучести;
предел текучести стали (ГОСТ 27772 – 88*);
плотность жидкости (Нефтяной растворитель Нефрас-С 150200)
гравитационное постоянное;
сумма приведенных толщин днища и покрытия определяется по таблице 1.1
2 Определение количества поясов
высота листа с учетом строжки листа или подготовки листа под сварку;
3 Определение фактической высоты резервуара
4 Определение оптимального радиуса резервуара
5 Определение количества листов в каждом поясе
длина листа с учетом строжки листа или подготовки листа под сварку
6 Определение фактического радиуса резервуара
7 Определение фактического объема резервуара
Расхождение в пределах нормы.
Параметры резервуара:
Определение толщины стенки резервуаров
Предварительный выбор номинальной толщины поясов производится с помощью расчета на эксплуатационные нагрузки на нагрузку гидроиспытаний и по конструктивным требованиям для каждого пояса.
1 Расчет минимальной толщины стенки для условий эксплуатации
расстояние от высшего уровня жидкости до нижней кромки пояса;
Высший уровень жидкость принимаем за 175м.
избыточное давление;
расчетное сопротивление стали;
коэффициент условий работы определяется по таблице 2.1
Значение для листовых сооружений
Стенки резервуаров при расчете на прочность:
Сопряжение стенки резервуара с днищем
Каждый пояс рассчитываем отдельно:
2 Расчет минимальной толщины стенки для условий гидравлических испытаний
расстояние от уровня налива воды до нижней кромки пояса;
Уровень залива воды при испытаниях принимаем равным 175 м.
коэффициент условий работы при гидроиспытаниях равный 09 для всех поясов.
3 Расчет минимальной конструктивно необходимой толщины стенки
Определяется по таблице 2.3
Конструктивно необходимая толщина стенки
Полистовое исполнение
4 Определение номинальной толщины стенки
минусовой допуск определяется по таблице 2.4;
припуск на коррозию зависящий от агрессивности среды (равный 05 мм).
Предельные минусовые отклонения по толщине листового проката
Предельные минусовые отклонения по толщине листового проката Δ мм
Определение номинальной толщины стенки
Проверочный расчет на прочность резервуара
расчетная толщина стенок
минусовой допуск определяется по таблице 3.4;
припуск на коррозию зависящий от агрессивности среды (принять за 05 мм).
кольцевое напряжение
коэффициент надежности по назначению для резервуаров. В нашем случае резервуар третьего класса и (ГОСТ 31385-2008 п. 4.3.1);
коэффициент условий работы определяется по таблице 3.1
Проверочный расчет на прочность для каждого пояса стенки резервуара производится отдельно:
Проверочный расчет на устойчивость резервуара
Проверка стенки резервуара на устойчивость осуществляется по формуле
коэффициент условий работы определяется по таблице 3.1;
критическое нормальное напряжение;
критическое кольцевое напряжение;
меридиональное напряжение;
кольцевое напряжение.
1 Определение критического нормального напряжения
модуль упругости стали равный МПа ();
толщина стенки (обычно верхний пояс);
коэффициент определяется по таблице 4.1
Значение коэффициента
2 Определение критического кольцевого напряжения
модуль упругости стали равный Па;
редуцированная высота резервуара
– толщина верхнего пояса
3 Определение меридиального напряжения
вес стационарного оборудования;
расчетная толщина стенок;
вес металлоконструкций (покрытия и стенки);
– удельный вес стали с255
- плотность стали с255
расчетное значение веса снегового покрова на 1 м2 (СП 20.13330.2011 глава 10 приложение Ж)
коэффициент перехода снегового покрова земли к снеговой нагрузке на покрытие.
4 Определение кольцевого напряжения
значение ветрового давления;
Проектирование днища резервуара
Для резервуаров объемом 2000 м3 и более днище должно иметь центральную часть и утолщение кольцевой окрайки. Центральная часть днища состоит из четного числа рулонируемых полотнищ шириной до 12 м. Полотнища собирают из листов 1500х6000 мм. Соединяются полотнища между собой внахлестку (размер нахлестки 50-60 мм).
Для резервуаров объемом 10000 м3 и более применяются днища с отдельными сегментными окрайками. Они привязываются к рулонируемой части днища внахлестку сверху. Соединения сегментных окраек между собой выполняются стыковыми швами на остающейся подкладке.
Рисунок 5. Днища вертикальных резервуаров:
а) с обычными окрайками; б) с сегментными окрайками
Толщина листов центральной части и днища должна быть не менее величин приведенных в таблице 5.
Минимальные значения толщин листов днищ
Толщина нижнего пояса стенки резервуара мм
Минимальная толщина листов средней части днища мм
Минимальная толщина листов окраек мм
1 Проверка на прочность листов окраек в зоне краевого эффекта
Каноническое уравнение метода сил
изгибающий момент который необходимо вычислить.
Коэффициенты канонического уравнения определяются по формулам:
Свободные члены по формулам:
толщина нижнего листа стенки за вычетом припуска на коррозию равного 05 мм;
толщина окрайки днища за вычетом припуска на коррозию равного 05 мм;
коэффициент Пуассона;
коэффициент постели основания;
условный коэффициент постели стенки
модуль упругости стали;
высота налива жидкости;
нагрузка на единицу длины дуги стенки от собственного веса стенки покрытия и снега
определяется по таблице 5.1;
Масса стенки вертикальных цилиндрических резервуаров со стационарным покрытием
Масса стенки на единицу объема резервуара кгм3
Проверим прочность окрайки:
Проектирование плавающей крыши
Плавающая крыша должна быть запроектирована таким образом чтобы при наполнении или опорожнении резервуара не происходило потопление крыши или повреждение ее конструктивных узлов и приспособлений а также конструктивных элементов находящихся на стенке и днище резервуара.
1. Выбор плавающей крыши
Плавающие крыши могут быть следующих типов:
однодечная плавающая крыша;
двудечная плавающая крыша.
плавающая крыша поплавкового типа
Преимуществом двудечных плавающих крыш по сравнению с однодечными являются:
Повышенная жесткость крыши обеспечивающая восприятие максимальных ветровых снеговых и сейсмических нагрузок;
Увеличенная плавучесть крыши за счет расположения геометрических отсеков по всей площади резервуара;
Исключение попадания продукта на верхнюю деку крыши при нарушении герметичности водоспуска (обратный клапан на заборном устройстве водоспуска отсутствует);
Наличие аварийных водоспусков на поверхности крыши исключающих перегрузку и затопление крыши ливневыми водами при выходе из строя основного водоспуска;
Уменьшение нагрева верхних слоев продукта солнечной радиацией и сокращение тем самым потерь от испарения.
Двудечные плавающие крыши резервуара выполняются по двум вариантам конструктивного исполнения:
Традиционная крыша с наружными радиальными отсеками и кольцевыми отсеками центрально части.
унифицированная крыша с радиальными коробами заводского изготовления применение которых сокращает объем монтажной сборки и сварки более чем на 40% по сравнению с традиционным вариантом.
Именно по этим причинам выберем двудечную унифицированную плавающую крышу с радиальными коробами заводского изготовления.
Толщина элементов плавающей крыши контактирующих с продуктом должна быть не менее 5 мм.
Рисунок 6.1. Двудечная унифицированная плавающая крыша
Пространство между стенкой резервуара и наружным бортом плавающей крыши должно быть уплотнено при помощи специального гибкого устройства - затвора имеющего также погодозащитный козырек от непосредственного воздействия атмосферных осадков на затвор. Номинальный зазор для установки затвора должен составлять 250 мм с допускаемыми отклонениями ±100 мм
2. Расчет плавающей крыши
2.1. Кольцо жесткости
Резервуары с плавающей крышей должны иметь кольцо жесткости (ветровое кольцо) устанавливаемое на верхнем поясе стенки резервуара. Кольцо используемое также в качестве обслуживающей площадки должно иметь ограждение по внешней стороне и ширину не менее 800 мм.
Сечение верхнего кольца жесткости подбирают из условия действия в нем максимального изгибающего момента М который вычисляют по формуле:
где r и H – Радиус и высота резервуара соответственно
– нормативное значение ветрового давления в зависимости от ветрового района. Так как Славянка относится к IV ветровому району то
- коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте который определяется по таблице 6.2.1.
Коэффициент k для типов местности
Славянка относится к типу местности А (открытые побережья морей озер пустыни степи лесостепи тундра). Высота центра Славянки равняется 4 м. Следовательно
c – аэродинамический коэффициент зависящий от формы сооружения определяемый по приложению 4 СНиПа 2.01.07-85* (схема 12б).
Аэродинамический коэффициент
Максимальный изгибающий момент:
Кольцо жесткости должно иметь момент сопротивления не меньше значения рассчитываемого по формуле:
где W – момент сопротивления кольца; D и H – диаметр и высота резервуара.
2.2. Запас плавучести плавающих крыш:
где b – высота наружного борта плавающей крыши; Высота борта плавающей крыши должна превышать уровень продукта не менее чем на 150 мм. Примем
Т – максимальная глубина погружения крыши рассчитывается по формуле:
где – коэффициент надежности по ветровой нагрузке
– вес плавающей крыши вместе с оборудованием пригрузом и нагрузкой от конденсата:
– собственный вес крыши
– масса элементов на единицу объема резервуара (для - )
– собственный вес оборудования
– нагрузка от конденсата
R1 – радиус плавающей крыши
– сила трения прижима о стенку резервуара
– давление прижима затвора на стенку
– площадь поверхности контакта затвора со стенкой
– коэффициент трения
– удельный вес хранимого продукта при пересчете плавучести
Полное расчетное значение снеговой нагрузки при расчете ее плавучести должно быть определено по формуле
расчетное значение веса снегового покрова на 1 м2
r – радиус резервуара м
– коэффициент перехода определяемый по формуле:
Ветровая нагрузка на плавающую крышу при расчете ее плавучести определяется по формуле:
где – нормативное значение ветрового давления;
– площадь плавающей крыши;
– аэродинамический коэффициент;
– коэффициент надежности по ветровой нагрузке
Максимальная глубина погружения крыши Т:
Запас плавучести плавающих крыш:
2.3. Устойчивость плавающей крыши
Кренящий момент от снеговой нагрузки действующий на плавающую крышу при расчете ее устойчивости должен быть определен по формуле:
r – радиус резервуара м;
– коэффициент кренящего момента
Высота коробов принимается равной
Для резервуаров с плавающей крышей рекомендуется установка верхнего ветрового кольца на расстоянии 125 м от верха стенки при этом по верху стенки должен быть установлен кольцевой уголок сечением не менее 75х6 мм.
Плавающие крыши должны иметь опорные стойки позволяющие фиксировать крышу в положении при котором возможен свободный проход человека по днищу резервуара под плавающей крышей (1800 мм).
Подбор основания под резервуар
Днище укладывают на специальное основание. Для резервуаров при помимо песчаной подушки устанавливают кольцевой фундамент под корпус обычно из сборных железобетонных плит. Ширина кольцевого фундамента должна быть не менее 1 метра. Толщина железобетонного кольца не менее 03 метра.
Рисунок 7. Основание под резервуар
Ширину железобетонного кольца примем равной 1 м а толщину – 03 м так как у нас район не сейсмический.
Формирование подушки осуществляется слоями толщиной около 150 мм с утрамбовкой слоев катками массой от 5 до 10 тонн. Высота подушки должна составлять не менее 05 м. По верху подушки устраивается гидрофобный слой из битумно-песчаной смеси толщиной не менее 50 мм состоящей из формованной в горячем состоянии смеси следующих компонентов: 9 % битума растворенного в чистом керосине 10 % портландцемента и 81 % чистого песка.
Гибкая мембрана служит для преобразования изменения давления в линейные перемещения а также для разобщения двух сред.
Поверх подушки и фундамента устраивается гидрофобный слой для защиты днища резервуара от коррозии. Толщина гидрофобного слоя на поверхности подушки не менее 50 мм на поверхности кольцевого фундамента - не более 20 мм. [СНиП 2.02.01-83]
Подбор эксплуатационного оборудования для резервуара
Подборка оборудования осуществляется согласно ПБ 03-381-00.
Эксплуатационное оборудование резервуара состоит из приемо-раздаточного устройства предохранительных клапанов и приспособлений для очистки и осмотра.
Оборудование для безопасной эксплуатации РВСПК 16000 м3
Люк лаз ЛЛ-600 в первом поясе стенки
ТУ 3689-058-10524112-2006
Люк лаз ЛЛ-600 для выхода на ПК
Люк лаз ЛЛ-800 на ПК
Люк лаз ЛЛ-600 на ПК
Система водоспуска с ПК
Патрубок приемо-раздаточный ППР-600
ТУ 3689-046-10524112-2003
ТУ 3689-050-10524112-2006
ТУ 3689-020-10524112-2003
Генератор пены ГПСС-2000
ТУ 3689-067-10524112-2004
Для осмотра внутреннего пространства резервуара каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками на крыше. Для проникновения внутрь резервуара при его монтаже осмотре и проведении ремонтных работ резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки. Люки-лазы должны иметь условный проход не менее 600 мм.
Рисунок 8.2. Общий вид люка-лаза. 1 – фланец; 2 – корпус; 3 – усиливающая накладка; 4 – болт; 5 – гайка; 6 – прокладка.
Наличие различного рода врезок в стенке резервуара нарушает сплошность оболочки вызывая концентрацию напряжений вокруг врезок. Необходимо применять такие конструкции патрубков и люков-лазов которые обеспечивают прочность и герметичность врезок эквивалентные стенке резервуара. Все отверстия в стенке должны быть усилены накладками расположенными по периметру отверстий.
Для подъема на резервуар используются лестницы отдельно стоящие с опиранием на собственный фундамент или кольцевые. Подбор лестниц осуществляется согласно ПБ 03-381-00 п. 3.12.
Угол по отношению к горизонтальной поверхности
Уклон ступеней во внутрь
Расстояние между стойками ограждения измеренное вдоль поручня м
Патрубки приёмо-раздаточные ППР являются составной частью резервуара и предназначены для подсоединения запорной арматуры хлопушек и другого оборудования. Через патрубок осуществляется прием в вертикальный резервуар или выдача из него нефтепродуктов.
Патрубок приёмо-раздаточный ППР монтируется в нижнем поясе боковой стенки резервуара. С внешней стороны к нему присоединяется задвижка а на внутреннем конце патрубка внутри вертикального резервуара устанавливается хлопушка.
Диаметр условного прохода мм
Рисунок 8.4. общий вид ППР 600
В процессе эксплуатации резервуаров и емкостей происходит постепенное образование и скопление воды: она поступает вместе с нефтепродуктами в результате сливо-наливных операций или собирается на днище в виде конденсата. Для забора и спуска отстоявшейся (подтоварной) воды из резервуара и последующей его промывки используется сифонный кран КС.
Рисунок 8.5. Общий вид крана сифонного КС: 1 — труба; 2 — отвод; 3 — втулка сальника; 4 — корпус; 5 — ручка; 6 — кран шаровый проходной.
Хлопушка устанавливается внутри вертикального резервуара на приемо-раздаточном патрубке и служит для налива и слива нефтепродукта и для дополнительной защиты от возможной утечки нефтепродукта из вертикального резервуара при неисправном трубопроводе. Хлопушка состоит из корпуса с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой соединенной с корпусом рычажным механизмом. При наполнении вертикального резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием собственного веса опускается на свое место закрывая трубу. При выдаче нефтепродукта из вертикального резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.
Рисунок 8.6. Общий вид хлопуши ХП: 1 — корпус; 2 — крышка; 3 — пробка; 4 — рычаг большой; 5 — рычаг малый.
Генератор пены средней кратности ГПСС является частью автоматизированной стационарной системы тушения пожаров на вертикальных цилиндрических резервуарах с горючими и лекговоспламеняющими жидкостями.
Использование данного оборудования является обязательным в соответствии с ПБ 03-605-03 для тушения возгораний надслойным методом. Тушение пламени происходит плоской пленкообразующей струей пены которая поступает в резервуар через пенокамеры находящиеся в верхнем поясе. Также пеногенераторы должны быть установлены таким образом чтобы исключалось воздействие на них пламени и продуктов горения.
Определение толщины стенки трубопровода
Участок трубопровода относится к категории III для III категории коэффициент условий работы m = 090. По ТУ 39-0147016-123-2000 выбираем трубы выпускаемые Выксунским металлургическим заводом из стали марки 09ГСФ класса прочности К52 с
Расчетное сопротивление металла труб:
где = 510 Мпа – нормативное сопротивление трубной стали;
= 09 – коэффициент условий работы трубопровода для участка категории
= 134 - коэффициент надёжности по материалу который учитывает качество материала труб с учётом реальной технологии их изготовления допусков на толщины стенок и степени контроля сварных соединений принимается по СНиП 2.05.06-85*;
= 1 - коэффициент надёжности по назначению трубопровода учитывающий внутреннее избыточное давление диаметр трубопровода и его назначение согласно СНиП 2.05.06-85*.
Толщина стенки нефтепровода определяется по формуле:
где = 11 - коэффициент надёжности зависящий от внутреннего рабочего давления в трубопроводе определяемый по СНиП 2.05.06-85*;
- наружный диаметр трубопровода м;
- нормативное (внутреннее) рабочее давление;
- расчетное сопротивление метала труб;
Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до ближайшего большего по сортаменту равное 0015 (м). Тогда внутренний диаметр трубы равен:
По СП 20.13330.2011 находим для района прокладки трубопровода . Нормативные значения температуры наружного воздуха в холодное и теплое время года:
Температурный перепад при замыкании трубопровода в холодное время года:
При замыкании в теплое время года:
В качестве расчетного температурного перепада принимаем большее значение .
Продольное напряжение:
где - коэффициент температурного расширения;
– модуль продольной упругости стали.
Положительное значение говорит об отсутствии продольных сжимающих напряжений поэтому проверим выполнение условия:
Условие выполняется следовательно толщину стенки примем равной 0015 (м).
Проверка прочности трубопровода в продольном направлении
Проверяем прочность трубопровода в продольном направлении по условию:
где - коэффициент учитывающий напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях при
Условие выполняется.
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов в продольном и кольцевом направлениях проверку производят по условиям:
Для проверки по деформациям находим сначала кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле:
где – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы равное минимальному значению предела текучести
Коэффициент определяется по формуле:
Определяем значение продольных напряжений по формуле:
- для положительного температурного перепада:
где – коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона) для стали равный 03.
– минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода равный 900 м.
- для отрицательного температурного перепада:
Проверим выполнение условия:
Условие не выполняется. Необходимо увеличить стенку до ближайшего большего значения по сортаменту и произвести перерасчет.
Проведя расчеты я пришел к выводу что необходимо принять 002 (м)
Тогда внутренний диаметр трубы равен:
Значение кольцевых напряжений определяется по формуле:
Коэффициент учитывающий напряженное состояние металла труб:
Отрицательное значение говорит о наличии продольных сжимающих напряжений поэтому проверим выполнение условия:
Условие выполняется толщину стенки примем равной 002 м.
где - коэффициент учитывающий напряженное состояние металла труб при растягивающих осевых продольных напряжениях.
Для проверки по деформациям находим сначала кольцевые напряжения от от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле:
условие выполняется.
Тогда с учетом всех поправок принимаем трубу 20 (мм)
Проверка общей устойчивости наземного нефтепровода в насыпи
Площадь поперечного сечения металла трубы определяется по формуле:
Эквивалентное продольное усилие определяется по формуле:
Осевой момент инерции поперечного сечения трубы определяется по формуле:
Нагрузка от собственного веса трубопровода:
где - удельный вес металла трубы для стали принимается равным 78500 Нм3
– коэффициент надежности по нагрузке от собственного веса трубопровода равный 095.
Нагрузка от веса изоляционного покрытия:
В качестве изоляционного покрытия выберем «Поликен 980-25» однослойное – удельный вес изоляционного покрытия; – толщина изоляционного покрытия; обертка – «Поликен 955-25» однослойная ; ;
– коэффициент изоляционного покрытия равный 109.
Нагрузка от веса транспортируемого продукта:
где – коэффициент надежности по нагрузки от веса перекачиваемого продукта равный 095.
Нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом равна:
Проверка общей устойчивости наземных трубопроводов в насыпях проверяется по условию:
Размер h2 для дальнейшего расчета формул:
– половина ширины насыпи сверху
– угол откоса насыпи
– угол внутреннего трения грунта (гравелистый песок)
Среднее давление грунта насыпи на уровне верхней образующей трубопровода по формуле:
где – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта
– удельный вес грунта
Пассивное сопротивление грунта:
где – сцепление грунта
Активное сопротивление грунта:
Сила трения трубы о грунт при горизонтальном поперечном перемещении трубопровода:
Сопротивление горизонтальным поперечным перемещениям трубопровода:
Предельные касательные напряжения:
Сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода:
Теперь определим критическое усилие по формуле:
Условие выполняется следовательно устойчивость наземного трубопровода при заданных размерах обеспечивается
Расчет надземного трубопроводного перехода.
При прокладке трубопроводов различного назначения через естественные и искусственные преграды большинство препятствий встречаются шириной от 10 до 100м для их пересечения наиболее рациональными являются балочные трубопроводные переходы с компенсаторами.
Конструкция и расчетная схема балочного перехода с компенсаторами изображены на рисунке 12.1. Оптимальной является конструкция в которой максимальный изгибающий момент в середине пролета Mxmax и момент на опоре Моп равны по абсолютной величине. Это достигается в случае когда длина консоли a = 0354 .
Рисунок 12.1 – Однопролетный двухконсольный балочный переход с компенсаторами: а – конструкция перехода; б – расчетная схема; 1 – опора; 2 – компенсатор.
1 Расчет однопролетного двухконсольного балочного перехода с компенсаторами.
Продольные напряжения от внутреннего давления определяются по формуле:
Допустимые напряжения от изгиба определяются по формуле:
где – сопротивление металла трубопровода сжатию (растяжению)
Допускаемый изгибающий момент определяется по формуле:
где – момент сопротивления сечения трубы равный:
Допускаемый пролет определяется по формуле:
где – расчетная нагрузка от веса трубопровода.
Максимальный прогиб в середине пролета определяется по формуле:
Допускаемая длина пролета определяется по формуле:
где – допустимый прогиб равный 02 м.
Из двух значений выбираем меньшее соответствующая длина консоли а = 035448476 = 1716 м.
Изгибающий момент определяется по формуле:
2 Расчет рабочей длины компенсатора
Примем длину участка надземного трубопровода равной
Наибольшее распространение в конструкциях балочных переходов получили Г-образные компенсаторы (рисунок 12.2).
Рисунок 12.2. Г-образный компенсатор.
а – конструкция; б – расчетная схема.
Продольные перемещения трубопровода определяется по формулам:
где – длина наземного участка обслуживаемого одним компенсатором;
– перепад температур при нагревании.
где – перепад температур при охлаждении
Амплитуда отклонения начальной длины в обе стороны определяется по формуле:
Допустимое напряжение в компенсаторе определяется по формуле:
Рабочая длина компенсатора определяется по формуле:
где – компенсирующая способность компенсатора.
Если монтаж производится так что обеспечивается симметричная работа компенсатора в обе стороны компенсирующая способность должна отвечать условию:
Тогда формула примет вид:
В ходе проделанной работы мы определили оптимальные размеры резервуара вертикального стального с плавающей крышей РВСПК - 16000:
Толщина стенки первого пояса t1 = 15 мм;
Толщина стенки 12 - го пояса t12 = 10 мм.
Также спроектировали трубопровод с наружным диаметром 920 мм. Внутренний диаметр равен 880 мм толщина стенки трубопровода 20 мм.
В качестве изоляционного покрытия выбрали «Поликен 980-25» обертка «Поликен 955-25».
В качестве надземного перехода был выбран однопролетный двухконсольный балочный переход с компенсаторами длиной L = 100 м. Рабочая длина компенсатора lk = 1197 м длина пролета l = 48476 м.
Также были определены основные нагрузки и воздействия на резервуар трубопровод и надземный однопролетный двухконсольный балочный переход с компенсаторами.
Список используемых источников
СТО-СА-03-002-2009 Правила проектирования изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов
РД 16.01-60.30.00-КТН-026-1-04 Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 м3
ПБ 03-605-03 Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов
ГОСТ 31385-2008 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов
ГОСТ 27772-88 Прокат для строительных стальных конструкций
СП 43.13330.2012 Сооружения промышленных предприятий. Актуализированная редакция СНиП 2.09.03-85
СП 21-104-98 Проектирование систем противопожарной защиты резервуарных парков.
ВСН 311-89 монтаж стальных вертикальных цилиндрических резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов объемом от 100 до 50000 м3
ГОСТ Р 52910-2008 - Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов
РД 08-95-95 Положение о системе технического диагностирования сварных вертикальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов
РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов и нефтебаз
Проектирование и расчет стальных цилиндрических резервуаров и газгольдеров низкого давления Г. А. Нехаев. ACB 2005. - 213 с.
Хранение нефти и нефтепродуктов Ю.Д. Земенков В.Н. Антипьев Г.В.Бахмат - "Нефть и газ" РГУ им. Губкина 2003 - 560с
Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов П.И. Тугунов В.Ф. Новоселов А.А. Коршак А.М. Шаммазов - ДизайнПолиграфСервис 2002. - 658 с
Проектирование и эксплуатация нефтебаз В.В. Шалай Ю.П. Макушев. - ОмГТУ 2010. – 296 с

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 10 часов 40 минут
up Наверх