Резервуар вертикальный стальной V=3000 м3

Kursovoy_RVS.dwg

Бетонная стенка обваловки
Резервуар вертикальный стальной V=3000м3 Чертеж общего вида
КОНГП.21.03.18.КР.ВО
КОНГП.21.03.01.18.КР.ВО
КубГТУ КОНГП 17-НБ-НД5
Крупный щебень (дренажный)
Патрубок для дыхательного клапана
Патрубок для светового люка
Патрубок для вентиляционного люка
Патрубок для предохранительного клапана
Приемо-раздаточный патрубок
Наименование и доп. указания
Вновь изготавливаемые изделия
Общее направление производства работ
Смонтированное днище
Площадка для работы крана
Место устройства монтажного проема
Первый лист I-го пояса
Точка "А1" на днище начала установки первого листа I-го пояса
Схема 1 Монтаж I-го пояса стенки резервуара
Резервуар вертикальный стальной V=3000м3 q*;Чертеж общего вида
КОНГП.21.04.01.16.КР.ВО
КубГТУ КОНГП 21-НМ-НД4
Монтаж стенки резервуара
КОНГП.21.04.01.16.КР.МС
КОНГП.21.04.01.16.КР.МЧ
Монтаж днища резервуара
Схема 6 Схема строповки
б) листов окрайки днища
а) листов центральной части днища
Схема 4 Сборка стыка между листами
а) нахлесточные соединения
Схема 5 Конструкция сварного соединения
б) стыковые соединения
Направление укладки рядов
Направление укладки листов в ряду
Общее направление раскладки окраек
Крайняя точка начальной окрайки
Отметки осей на основании
Схема 1 Монтаж окраек днища резервуара
Схема 2 Порядок укладки листов днища резервуара
Схема 3 Направление укладки листов днища
Смонтированные пояса стенки резервуара
Расчалки постоянные на монтируемом поясе
Схема 2 Монтаж II-VI поясов стенки резервуара

PZ_-_RVS.docx

Курсовая работа 29 с. 4 рис. 5 табл. 9 источников.
Иллюстративная часть курсовой работы 3 листа формата А1
РЕЗЕРВУАР ВЕРТИКАЛЬНЫЙ СТАЛЬНОЙ ОБЪЕМ РЕЗЕРВУАРА ДАВЛЕНИЕ ТОЛЩИНА СТЕНКИ РЕЗЕРВУАРА ПРИПУСК НА КОРРОЗИЮ ПАТРУБОК ЛЮК-ЛАЗ ФЛАНЦЕВОЕ СОЕДИНЕНИЕ РАСЧЕТ КОРПУСА РЕЗЕРВУАРА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ ОБВАЛОВАНИЕ
Объект работы: резервуар вертикальный стальной объемом 3000 м3.
Цель работы: по заданному объему резервуара и высоте определить его внутренний диаметр; подобрать материалы для стенки резервуара; рассчитать толщину вертикальной части с учетом припусков на коррозию и подобрать по справочнику ближайшую большую толщину стального листа из которого будет изготавливаться резервуар; аналогично стенке резервуара рассчитать толщину стенок патрубков; выполнить расчет резервуара на прочность; рассчитать минимально допустимое количество и диаметр болтов соединяющих фланцы подводящих трубопроводов с фланцами патрубков резервуара.
Расчет толщины стенки резервуара и патрубков7
1 Исходные данные для расчета7
2 Определение основных геометрических параметров7
3 Определение значения коэффициента сварного шва8
4 Расчет толщины стенки резервуара люка и патрубков штуцеров8
4.1 Расчет толщины стенки резервуара8
4.2 Толщина листа люка - лаза11
4.3 Толщина стенки патрубка (штуцера)12
Расчет корпуса резервуара на прочность и устойчивость13
1 Общие зависимости13
2 Уравнение радиального прогиба оболочки13
Упрощенный расчет фланцевых соединений21
1 Типы фланцевых соединений21
2 Упрощенный расчет22
3 Основной расчетный случай22
Расчет обвалования27
Список используемых источников29
Иллюстративная часть курсовой работы:
КОНГП.21.04.01.016.КР.ВО. Резервуар вертикальный стальной V=3000 м3. Чертеж общего вида на 1 листе формата А1
КОНГП.21.04.01.016.КР.МС. Монтаж стенки резервуара на 1 листе формата А1
КОНГП.21.04.01.016.КР.МД. Монтаж днища резервуара на 1 листе формата А1
Быстрый рост нефтяной промышленности требует соответствующего развития резервуаростроения. Многообразие нефтей и нефтепродуктов особенности их свойств и условий хранения вызывают необходимость иметь емкости разных типов и назначений удовлетворяющие экономичности рациональности и удобств при эксплуатации. Своевременное строительство и пуск в эксплуатацию новых резервуарных парков и хранилищ а также реконструкция существующих нефтебаз являются необходимыми условиями для обеспечения бесперебойной добычи нефти на промыслах переработки ее на заводах и распределения готовых нефтепродуктов.
Рациональные методы хранения и типы резервуаров позволяют сохранить качество нефти и нефтепродуктов и предотвратить потери и порчу их при хранении.
Поэтому выбор наиболее эффективных методов хранения и конструкций резервуаров имеет важное практическое значение.
Резервуар РВС представляет собой стальную конструкцию в виде цилиндра с днищем и крышей (поэтому их и называют цилиндрическими резервуарами). На крыше резервуара устанавливаются дыхательные клапаны световой люк замерный люк уровнемер и молниеотводы. В нижней части подключаются трубопроводы и устанавливается люк-лаз. Для предотвращения аварийного разлива продукта резервуары ограждаются земляным валом (обвалование).
Для обслуживания оборудования резервуар оснащается площадками с ограждением и наружной стальной лестницей.
В настоящей курсовой работе были использованы ссылки на следующие нормативные документы:
ГОСТ Р 1.5-2004 Стандарты национальные РФ. Общие требования к построению изложению оформлению содержанию и обозначению.
ГОСТ Р 52856-2007 Оборудование вакуумное.
ГОСТ 2.106-96 Текстовый документ.
ГОСТ 2.104-68 Основные надписи.
ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
ГОСТ 1412-85 Чугун с пластинчатым графитом для отливок.
ГОСТ 19903-2015 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент.
ГОСТ 20295-85 Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия.
ГОСТ 5058-65 Сталь низколегированная конструкционная. Марки и общие технические требования.
ГОСТ 5632-72 Стали высоколегированные и сплавы коррозионностойкие жаростойкие и жаропрочные. Марки.
ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия.
ГОСТ 19.404-79 ЕСПД. Пояснительная записка. Требования к содержанию и оформлению.
ГОСТ 2.105 - 95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.
ГОСТ 2.109 -73 ЕСКД. Основные требования к чертежам.
Расчет толщины стенки резервуара и патрубков
1 Исходные данные для расчета
Исходные данные для расчёта представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 — Исходные данные для расчёта
Наименование параметра
Высота резервуара мм
Плотность мазута кгм3
2 Определение основных геометрических параметров
По заданным параметрам: объему резервуара и высоте определим внутренний диаметр:
Пересчитаем объем резервуара по реально принятым параметрам:
3 Определение значения коэффициента сварного шва
В стыковых соединениях с подваркой корня шва и тавровых соединениях с двусторонним сплошным проваром выполняемых вручную или автоматической сваркой с ручной проваркой коэффициент сварного шва равен: φ = 095.
4 Расчет толщины стенки резервуара люка и патрубков штуцеров
4.1 Расчет толщины стенки резервуара
Для расчета толщины стенки резервуара разбиваем его по высоте на участки количество которых равно числу поясов и в зависимости от глубины пояса подбираем величину р (гидростатическое давление жидкости).
где — расчетная толщина стенки обечайки м;
— внутренний диаметр сосуда (по расчету) м;
— гидростатическое давление Па;
— коэффициент сварного шва;
— допускаемое напряжение МПа;
— предел прочности для выбранной марки стали
— коэффициент запаса прочности = 12 22. Коэффициент запаса прочности выбираем в зависимости от давления (объема резервуара) и коррозионно-активной среды. В данном случае
Определим высоту одного листа резервуара:
гдеn — количество поясов.
Рассчитаем гидростатическое давление по формуле:
где — плотность мазута кгм3;
— ускорение свободного падения мс2;
h — высота столба жидкости м;
hn — высота одного пояса резервуара м.
Выбираем сталь 09Г2С по ГОСТ 5058-65.
Далее рассчитываем допускаемое напряжение для выбранной марки стали:
Далее по формуле (2.8) рассчитываем толщину стенки резервуара:
Аналогично рассчитываем толщину остальных листов резервуара. Результаты расчета представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 — Результаты вычислений
Толщина стенки обечайки с учетом припусков на коррозию рассчитывается по зависимостям:
где — выбранный припуск на коррозию см;
= 008 — минусовой допуск на толщину листа см.
Данный припуск на коррозию выбрали с учётом того что мазут в основном является среднеагрессивной средой. Продолжительность срока службы защитных покрытий — не менее 10 лет.
Результаты вычислений для всех поясов представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 — Толщина обечайки листа с учетом припусков
По ГОСТ 19903-2015 выбираем толщину стального листа ближайшую большую к расчетной. Окончательные толщины листов представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 — Толщина обечайки листа с учетом ГОСТ 19903-2015
4.2 Толщина листа люка - лаза
Толщина люка-лаза вычислятся по формуле:
где — диаметр люка-лаза выбирается в соответствии с объемом сосуда в данном случае принимаем см.;
Cs — суммарная прибавка к толщине стенки люка:
Тогда по формуле (2.11) рассчитываем толщину листа для люка — лаза:
Толщину листа для люка — лаза принимаем по ГОСТ 19903-2015 аналогично толщине стенки обечайки:
4.3 Толщина стенки патрубка (штуцера)
Принимаем материал патрубка (штуцера) такой же как и обечайки.
В данном случае толщина стенки обечайки мм поэтому расчет толщины стенки патрубка (штуцера) выполняется по следующим формулам:
где dP — диаметр патрубка dP = 25 см (т.к. V = 3000 м³).
Толщина стенки патрубка равна:
По ГОСТ 20295-85 выбираем толщину трубы стальной ближайшую большую к расчетной:
Расчет корпуса резервуара на прочность и устойчивость
Рассмотрим цилиндрическую оболочку постоянной толщины под действием осесимметричных нагрузок и нагрева (рисунок 3.1).
Рисунок 3.1 — Силовые факторы в сечениях цилиндрической оболочки
2 Уравнение радиального прогиба оболочки
Если — радиальное перемещение точек срединной поверхности (положительному значению соответствует перемещение точек на окружность большего радиуса) то будем иметь следующее дифференциальное уравнение:
h — толщина оболочки см;
а — радиус срединной поверхности см;
— радиальное перемещение точек срединной поверхности см;
q — распределенная нагрузка приложенная к срединной поверхности оболочки
α — коэффициент линейного расширения 1°С;
— температура на поверхности оболочки °С;
— разность температур наружной и внутренней поверхности оболочки °С;
— коэффициент Пуассона.
Распределение температур по толщине стенки предполагается линейным. В поперечном сечении оболочки —сечении перпендикулярном к оси (рисунок 3.2) на единицу длины действуют следующие силовые нагрузки:
а — в поперечном сечении б — в продольном сечении.
Рисунок 3.2 — Напряжения в сечениях оболочки
Перерезывающая сила Q:
Напряжение изгиба в поперечном сечении распределяется по толщине стенки сосуда линейно:
где - расстояние от точки до срединной поверхности оболочки.
Для прочностного расчета разобьем резервуар по высоте на несколько участков равных количеству поясов. Вычисления будут производиться для трех случаев. Первый — это расчет нижнего пояса второй расчет верхнего пояса третий — расчет второго пояса снизу.
Нижний пояс резервуара имеет решение уравнения (3.1) в следующем виде:
где φ и — коэффициенты определяемые через функции Крылова: показанные таблице 5.
Таблица 3.1 Коэффициенты функции Крылова
Параметр необходимый для определения этих коэффициентов вычисляется по формуле:
где — коэффициент Пуассона.
Значение срединного радиуса продольного сечения резервуара вычисляем по следующей формуле:
Перерезывающая сила и изгибающий момент в этом поясе резервуара вычисляем по формулам (3.2) и (3.3) соответственно:
Напряжение изгиба в поперечном сечении вычисляем по формуле (3.4):
Условие выполняется.
Для верхнего пояса рассмотрим следующий метод решения по формулам (3.5) — (3.8):
Параметр вычисляется по формуле (3.9):
Срединный радиус продольного сечения резервуара находим по формуле (3.10):
Параметры рассчитаем по формулам (3.13) — (3.15):
Второй снизу пояс резервуара рассчитывается следующим образом по формулам (3.5) – (3.8):
Параметры и найдем по формулам (3.16) (3.17):
Параметры рассчитаем по формулам (3.13) — (3.15):
Перерезывающая сила и изгибающий момент в этом поясе резервуара вычисляем по формулам (3.2) и 3.3) соответственно:
Напряжение изгиба в поперечном сечении вычисляем по формуле (15):
Упрощенный расчет фланцевых соединений
1 Типы фланцевых соединений
Основные виды фланцевых соединений показаны на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 — Типы фланцев
Фланцевые соединения можно подразделить на два основных типа: с не контактирующими фланцами (рисунок 4.1 — а) и с контактирующими фланцами (рисунок 4.1 — б). Наиболее распространен первый тип соединения (трубопроводы сосуды аппараты и т. п.). Соединения с контактирующими фланцами часто применяют в конструкциях не требующих полной герметизации стыка (фланцы корпусов машин редукторов и т. п.). Получили распространение фланцевые соединения с контактирующими стыками и с самоуплотняющимися прокладками обеспечивающие герметичность. Такие соединения имеют меньшие габариты по сравнению с соединениями первого типа но более сложны при изготовлении и монтаже.
На рисунках 4.1 — в и г показаны типы соединения фланца с патрубком (штуцером) на рисунке 4.1 — д показаны типы фланцевых соединений не контактирующие фланцы с металлическим овальным уплотнением и мягкой прокладкой. Применяют свободные фланцы а также фланцы изготовленные вместе с трубой (корпусом) или присоединенные к трубе с помощью сварки резьбы развальцовки или заклепок.
При проектировании резервуаров как правило выбирают фланцевые соединения с контактирующими фланцами. Для предварительного выбора размеров деталей и проверки прочности фланцевых соединений с контактирующими фланцами проводят упрощенный расчет.
3 Основной расчетный случай
Считаем что в данной конструкции предварительно затянутое фланцевое соединение нагружено внешней продольной силой (рисунок 4.1) и фланцевые болты работают только на растяжение. Материал болта 20Х13 ГОСТ 5632-72.
Рассчитываем допустимое напряжение для выбранной марки:
Диаметр болта по заданному усилию нагружения (внутреннему давлению в аппарате) выбирают по формуле:
гдеp — рабочее давление Па;
= — допускаемое напряжение при растяжении кгсм2;
— внутренний диаметр резьбы болта см;
— внутренний диаметр патрубка см;
z — число болтов (z = 12 для ).
Число болтов для обеспечения более равномерной затяжки стыка выбирают кратным четырем (z = 4 8 12 16 20 24 ). После предварительного расчета по справочнику выбираем ближайшее большее к расчетному значению и определяем номинальный диаметр болтов фланцевого соединения. Принимаем болт М16 по ГОСТ Р 52856-2007.
Рисунок 4.2 — Эскиз фланцевого соединения
Расчетное усилие действующее на болты (рисунок 4.2) определяют по формуле:
где — средний диаметр прокладки см;
— рабочее давление кгс;
— расстояние от средней окружности трубы до окружности осей болтов. ( = 2 25);
— расстояние от наружной окружности фланца до окружности осей болтов. ().
Коэффициент затяжки k принимается равным 2.
Условие прочности фланцевых болтов:
гдеz — число болтов;
— внутренний диаметр резьбы принятого по справочнику болта см;
— предел текучести материала болта стали 20Х13 с учетом рабочей температуры .
При расчете на прочность фланец рассматривают как стержень заделанный в сечении AB (рисунок 4.2) и упруго связанный с трубой. Материал фланца СЧ15 ГОСТ 1412-85.
Изгибающий момент в сечении AB:
гдеP — внешнее усилие действующее на фланцевое соединение:
— коэффициент уменьшения изгибающего момента (05 ≤ ≤ 1)
за счет упругой связи фланца и трубы;
q — рабочее давление среды кгссм2.
Напряжение изгиба во фланце (сечение АВ) должно быть:
с – диаметр отверстия под болт см;
— предел текучести материала фланца СЧ15 с учетом рабочей температуры
Изгибающий момент в сечении LN трубы:
Напряжение изгиба в этом сечении должно удовлетворять условию:
гдеs1 = 07 — толщина трубы в месте перехода к фланцу см.
Запишем формулу обозначающую высоту обвалования (расстояние от резервуара до бетонной стены возьмём 6 метров):
где V — объем резервуара м3;
r — радиус резервуара м;
Из уравнения (5.1) с помощью алгебраических преобразований получим:
Радиус обвалования 25 м.
В ходе проектирования вертикального стального цилиндрического резервуара были рассчитаны его геометрические параметры выбраны патрубки люк-лаз и произведен их расчет. Оболочка резервуара была проведена на прочность и устойчивость. Также выполнен упрощенный расчет фланцевых соединений. Были рассчитаны укрепляющие элементы. Выбрана марка стали 09Г2С для обеспечения защиты корпуса от разрушения коррозией.
Выполнены чертежи общего вида развертки полотнища и сварные швы: вертикальные горизонтальные тавровое.
Спроектирована шахтная лестница рабочая площадка на резервуаре.
Список используемых источников
Новоселов В.Ф. Коршак А.А. Димитров В.Н. Типовые расчеты противокоррозионной защиты металлических сооружений нефтегазопроводов и нефтебаз: Учебное пособие. - Уфа: изд-во Уфим. нефт. ин-та 1989. -98 с.
Новоселов В.Ф. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Технологический расчет нефтепродуктопроводов: Учебное пособие. - Уфа: изд-во Уфим. нефт. ин-та 1986. - 93 с.
Тугунов П.И. Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для ВУЗов. - М.: Недра 1981.- 184 с.
Бахмат Г.В. Транспорт и хранение нефти и газа в примерах и задачах М.: Недра 2004. —544 с.
Земенков Ю.Д. Малюшин Н.А. и др. Резервуары для хранения нефтей и нефтепродуктов — Тюмень 2007.
Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под ред. проф. Юфина В.А. М.: Недра 2008.
Едигаров С.Г. Михайлов В.М. Прохоров А.Д. Юфин В.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник. - М Недра 2012 - 280 с.
Едигаров С.Г. Бобровский С.А. Проектарование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ. М.; Недра 2009.