 |
Подбор эксплуатационного оборудования.
|
|
|
|
Эксплуатационное оборудование резервуара состоит из арматуры (устройства для налива, замера и выпуска жидкости), предохранительных клапанов и приспособлений для очистки и осмотра (лестниц, светового и замерного люков, лазов).
Каждый замкнутый отсек плавающей крыши в верхней части должен быть оснащен люк-лазом Ду500 для доступа внутрь отсека для обслуживания и ремонта. Люк-лазы в процессе эксплуатации должны быть герметично закрыты для предотвращения попадания нефти и воды в отсеки
Конструкция плавающих крыш должна обеспечивать сток ливневых вод с их поверхности к водосбору и отведение в систему канализации резервуарного парка с помощью системы водоспуска.
Номинальный диаметр трубопроводов и количество трубопроводов водоспуска должен быть для резервуаров объемом по строительному номиналу до 30000 м3 - Ду 150мм, 1 шт; для резервуаров объемом по строительному номиналу свыше 30000 м3 - Ду150 мм, 2 шт.
В конструкции плавающих крыш должны быть предусмотрены два патрубка Ду 150 аварийного слива воды в нефть в случае отказа основных водоспусков.
Для предотвращения вращения плавающей крыши под воздействием потоков нефти при заполнении и опорожнении резервуара и для координации движения плавающей крыши устанавливается одна направляющая, которая представляет собой вертикально установленную трубу Ду 500 мм., опирающуюся на днище резервуара тремя опорными уголками. На верхнем фланце направляющей установлен радарный уровнемер и многоточечный датчик температуры, а так же имеется лючок для ручного замера уровня нефти и сличения с показаниями радарного уровнемера. Площадкой обслуживания этих приборов служит переход на катучую лестницу. Внутри направляющей установлена стальная нержавеющая труба d = 8 мм для радарного уровнемера.
|
|
|
Для предотвращения заклинивания, вследствие неровностей стенок резервуара, или неравномерной осадки, между стенкой резервуара и плавающей крышей имеется зазор. Зазор между крышей и стенкой резервуара уплотняется затвором специальной конструкции УЗПК-3 либо “Wiggins”.
Доступ на плавающую крышу резервуара осуществляется с наружной стороны по кольцевой лестнице, переходной площадке и катучей лестнице. Конструкция катучей лестницы рассчитана на вертикальную нагрузку 5000 Н, приложенную в середине пролета лестницы при ее нахождении в горизонтальном положении.
Кольцевая маршевая лестница предназначена для подъема на ветровое кольцо резервуара. Состоит из лестничных маршей, промежуточных площадок, ограждения. Конструкции кольцевой лестницы рассчитаны на временную нормативную нагрузку 4,5 кН. Ограждение рассчитано на горизонтальную нагрузку 0,9 кН.
Кольцевая лестница крепится к стенке резервуара. Длина лестничных маршей от 3280 мм до 4000 мм, угол наклона 45°, ширина 700 мм. Площадки выполнены в виде секторов и опираются на кронштейны. Кронштейны под площадки приварены к стенке резервуара. Верхний узел каждого лестничного марша в месте сопряжения с площадкой - жесткий. Для соблюдения правил техники безопасности ступени лестничных маршей выполнены из просечно-вытяжной стали.
Ветровое кольцо, расположенное в верхней части стенки, состоит из 18 секций с ограждением и настилом, обеспечивает общую устойчивость конструкции резервуара, воспринимает ветровую нагрузку и служит обслуживающей площадкой. С ветрового кольца производится обслуживание камер пены низкой кратности (9 шт.) и извещателей пламени (16 шт.).
Люки и патрубки представлены в таблице:
Таблица 10. Люки и патрубки РВСПК 50000
| №, п/п | Назначение | Ду, мм | Кол-во,шт. |
| СТЕНКА: | |||
| 1. | Патрубок приема/раздачи (ПРП) | ||
| 2. | Патрубок пожаротушения | ||
| 3. | Патрубок зачистки | ||
| 4. | Патрубок водоспуска | ||
| 5. | Люк мешалки | ||
| 6. | Люк-лаз в I поясе | 600*900 | |
| 7. | Люк-лаз в II поясе | 600*900 | |
| ПЛАВАЮЩАЯ КРЫША: | |||
| 1. | Люк световой | ||
| 2. | Люк монтажный | ||
| 3. | Люк замерный | ||
| 4. | Люк смотровой | ||
| 5. | Патрубок клапана предохранительного | ||
| 6. | ЗУМПФ дренажа | ||
| 7. | Патрубок аварийного водоспуска |
Расчёт трубопровода.
|
|
|
Исходные данные
· Наружный диаметр -Dн = 1020 мм
· Рабочее давление - p = 7,5 МПа
· Температура эксплуатации - tэ = 20 ºС
· Прокладка – подземная.
Подземная укладка является наиболее распространённым типом укладки трубопроводов. Трубы должны укладываться на глубину, превышающую диаметр самих труб.
Для строительства трубопроводов применяются различные стали, наиболее применяемыми являются сталь 10Г2ФБ и сталь 17Г1С. Они обе удовлетворяют группе прочности К60, но мы выберем из них наиболее прочную. Сталь 10Г2ФБ превосходит сталь 17Г1С по таким основным показателям как предел кратковременной прочности (590 МПа против 490 МПа) и предел текучести для остаточной деформации (440 МПа против 343 МПа). Следовательно, трубы будут из стали 10Г2ФБ.
2. Определение толщины стенки трубопровода
Расчетное сопротивление металла труб определяется по формуле:
где 
– предел прочности металла трубы;
m – коэффициент условий работы трубопровода;
k1 – коэффициент надежности по материалу;
kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода.
Согласно СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» подберем недостающие коэффициенты. Участок нефтепровода относится к III категории, а значит m = 0,99. По сортаменту выбираем трубы марки 10Г2ФБЮ с пределом прочности σВ =R1н =590 МПа. Коэффициенты k 1 = 1,47; k н = 1,1.
Для учета уровня ответственности, связанного с объёмом экономических, социальных и экологических последствий разрушения магистрального трубопровода с номинальным диаметром Dн 1000 мм и более толщина стенки для этих диаметров должна приниматься не менее 12 мм.
Толщина стенки трубопровода определятся с коэффициентом надежности по нагрузке от внутреннего давления np = 1,15 (СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы») по формуле:
|
|
|
где 
–коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления в трубопроводе; p – рабочее (нормативное) давление, МПа; Dн – наружный диаметр трубы, см; 
– расчетное сопpотивление pастяжению, МПа
Следовательно, с учётом всех условий, минимально допустимая типовая толщина стенки для данной стали будет δн = 0,012 м.
Тогда внутренний диаметр трубопровода Dвн составит:
По СП 20.13330.2011 «Нагрузки и воздействия» находим данные температур для Находки, где будет проложена труба. Определяются по карте. Исключение ΔVII – отклонение среднесуточных температур от средних месячных в июле всегда принимается равным 6 ̊C.
Многолетние средние месячные температуры воздуха в январе и июле:
tI = - 10 ̊C; tVII= +15 ̊C;
Отклонение среднесуточных температур от средних месячных:
ΔI = 10 ̊C; ΔVII = 6 ̊C;
Нормативные значения температуры воздуха в холодное и теплое время года:
; 
ºС; 
+ 15 + 6 = 21 ºС
Расчетные значения температуры воздуха в холодное и теплое время года:
0 С; 
0 С
Температурный перепад при замыкании трубопровода в холодное и теплое время года:
0 С; 
0 С
Следовательно, возьмем в качестве расчетного наибольшее значение
Δ t = 45 ºC.
Величину продольных осевых сжимающих напряжений равна:
где 
- коэффициент температурного расширения, 
. 
– модуль упругости стали, равный 
МПа
Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить коэффициент ψ1 для учета двухосного напряженного состояния металла труб:
Пересчитываем значение толщины стенки газопровода:
Большее ближайшее значение толщины стенки по сортаменту опять же равно 12 мм. Принимаем эту толщину трубы. Проверяем по условию:
Условие выполняется, значит, что δН = 12 мм можно принять за окончательный результат.
3. Проверка прочности трубопровода в продольном направлении и проверка по деформации
Определяем значение кольцевых напряжений σКЦ:
Находим коэффициент ψ2, учитывающий двуосное напряженное состояние металла трубы:
|
|
|
Проверяем прочность трубопровода в продольном направлении по условию:
Условие выполняется.
Для проверки по деформациям находим сначала кольцевые напряжения 
от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления:
Проверим условие:
где 
- предел текучести для остаточной деформации
Условие выполняется.
Коэффициент 
:
Также минимально допустимый радиус упругого изгиба подземных и надземных трубопроводов определяют из условий прочности поперечных сварных швов и упругой работы металла труб. Минимальный радиус изгиба 
трубопровода равен диаметру трубопровода.
где 
– коэффициент, равный 0,3.
1020 > 574,58,следовательно, на данном этапе расчет верен.
Определяем значение продольных напряжений 
:
Расчет для положительного температурного перепада:
Расчет для отрицательного температурного перепада:
Делаем проверку условия дважды:
Проверим условие для положительного температурного перепада:
Условие выполнено.
Проверим условие для отрицательного температурного перепада:
Условие выполнено.
Таким образом, окончательно с учетом всех проверок принимаем трубу DН × δ = 1020×12 мм.
4. Проверка общей устойчивости подземного трубопровода в продольном направлении прямолинейных и упругоизогнутых участков подземного нефтепровода третьей категории.
Дополнительные данные:
h0 = 1 м (высота слоя засыпки) грунт – песок; γгр = 16 кН/м3; φгр = 38 ̊ (угол внутреннего трения грунта); c гр = 1 кПа; k 0 = 2 МН/м3; γм = 78,5 кН/м3; изоляционное покрытие «Поликен 980-25», однослойное, ρи.п = 1046 кг/м3; δи.п = 0,635 мм; обертка «Поликен 955-25», однослойная, ρоб = 1028 кг/м3; δоб = 0,635 мм; k из = 1,09; n с.в = 0,95.
Найдем площадь поперечного сечения металла трубы:
Эквивалентное продольное усилие находим по формуле:
Осевой момент инерции поперечного сечения трубы:
Нагрузка от собственного веса трубопровода:
- нормативная:
- расчетная:
Нагрузка от веса изоляционного покрытия:
- нормативная:
- расчетная:
Нагрузка от веса транспортируемого продукта:
- нормативная:
- расчетная:
Нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом по формуле:
Среднее удельное давление грунта на трубопровод по формуле:
гду 
– коэффициент надёжности по нагрузке от веса грунта, =0,8
Предельные касательные напряжения вычислим по формуле:
Сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода:
Сопротивление вертикальным перемещениям по формуле:
Критическое усилие для прямолинейного участка трубопровода в случае жесткопластичной связи его с грунтом по формуле:
|
|
|
Проверяем выполнение условия:
Т.е. условие выполняется, следовательно, устойчивость трубопровода при заданных параметрах обеспечивается.
Для оценки устойчивости упругоизогнутого участка трубопровода определим параметры θ и z по формулам:
Затем используя номограмму, найдем β =19.
Найдем критическое усилие по формуле:
Проверяем выполнение условия:
Т.е. условие выполняется.
Найдем еще раз критическое усилие по следующей формуле:
Проверяем выполнение условия еще раз:
Условие устойчивости не выполняется.
Для того, чтобы обеспечить устойчивость трубопровода, следует либо увеличить 
(например, увеличив глубину заложения трубопровода), либо принять больший радиус упругого изгиба. Примем ρ = 1200 мм (Что допустимо согласноСНиП 2.05.06-85 *). Тогда:
Условие устойчивости:
Условие устойчивости выполняется.
|
|
|
