5 Расчет габаритов резервуарного парка

Расчет габаритов резервуарного парка производится по аналогии с приведенным выше (см. стр. 31-32)

РГР 12

МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕЗЕРВУАРА

Произвести механический расчет РВС-10000 (выбранного в РГР 8)

Целью механического расчета резервуаров является расчет толщины стенки резервуара и проверка прочности корпуса.

К элементарному механическому расчету резервуаров относится в основном расчет стенки резервуара, зависящий от гидростатического давления хранимой жидкости. Толщина днища и кровли резервуара обычно принимается исходя из технологии строительства и конструктивных соображений. Резервуары рассчитывают по методике предельных состояний с учетом коэффициентов однородности k, перегрузки n и условий работы m. За предельное состояние принимается такое состояние конструкции, при котором она перестает удовлетворять предъявляемым к ней эксплутационным требованиям, то есть теряет способность сопротивляться внешним воздействиям, получает недопустимую деформацию или местное повреждение.

Основной нагрузкой при расчете стенки резервуара низкого давления на прочность является гидростатическое давление жидкости с плотностью ρ. От этой нагрузки в стенке возникают кольцевые напряжения.

Рисунок 7 - Расчетная схема резервуара:

а - схема распределения гидростатического давления по высоте резервуара;

б - эпюра переменной толщины стенки; в - распределение усилий по кольцу резервуара

1 Определяется расстояние х _i от верха резервуара до низа расчетного пояса

Для первого (нижнего) пояса

х _I = Н – 0,3, м,

где Н – высота корпуса резервуара, м; Н = 11,92 м (см. РГР 8, таблица 5);

0,3 м – наиболее напряженное сечение пояса наблюдается на высоте 300 мм = 0,3 м от сварного шва

Для второго пояса

х _II = х _I – (h – 0,3), м

Для остальных поясов (начиная с третьего)

х _i = х _{i -1} – h, м,

где h – высота пояса, м. Корпуса и днища резервуаров изготовляют из стальных листов размером 1,5 × 6 м, то есть h = 1,5 м ([58], стр. 225)

х _I = 11,92 – 0,3 = 11,62 м

х _II = х _I – (h – 0,3) = 11,62 – (1,5 – 0,3) = 10,42 м

х _III = х _II – h = 10,42 – 1,5 = 8,92 м

х _IV = х _III – h = 8,92 – 1,5 = 7,42 м

х _V = х _IV – h = 7,42 – 1,5 = 5,92 м

х _VI = х _V – h = 5,92 – 1,5 = 4,42 м

х _VII = х _VI – h = 4,42 – 1,5 = 2,92 м

х _VIII = х _VII – h = 2,92 – 1,5 = 1,42 м

2 Определяется полное давление на стенку резервуара (на уровне х) с учетом избыточного давления

р_i = n₁·ρ·g·х_i + n₂· р_и, Па (МПа),

где n₁ – коэффициент перегрузки для гидростатического давления. Рекомендуется n₁ = 1,1 ([5], стр. 139);

n₂ – коэффициент перегрузки для избыточного давления и вакуума. Рекомендуется n₂ = 1,2 ([5], стр. 139);

ρ – плотность хранимой нефти, кг/м³. ρ = 852 кг/м³ (см. РГР 8);

g – ускорение свободного падения, м/с². g = 9,81 м/с²;

р_и – избыточное давление в газовом пространстве резервуара, Па. Резервуары низкого давления (так называемые «атмосферные») характеризуются тем, что внутреннее давление в газовом пространстве их близко к атмосферному и составляет 1962 Па ≈ 2000 Па (0,02 кгс/см²) ([5], стр. 120, стр. 139)

р_i = 1,1·852·9,81·х_i + 1,2·1962 = 9193,93·х_i + 2354,4, Па (МПа)

р_I = 9193,93·х_I + 2354,4 = 9193,93·11,62 + 2354,4 = 109187,89 Па = 0,109 МПа

р_II = 9193,93·х_II + 2354,4 = 9193,93·10,42 + 2354,4 = 98155,15 Па = 0,098 МПа

р_III = 9193,93·х_III + 2354,4 = 9193,93·8,92 + 2354,4 = 82009,86 Па = 0,082 МПа

р_IV = 9193,93·х_IV + 2354,4 = 9193,93·7,42 + 2354,4 = 70573,36 Па = 0,071 МПа

р_V = 9193,93·х_V + 2354,4 = 9193,93·5,92 + 2354,4 = 56782,47 Па = 0,057 МПа

р_VI = 9193,93·х_VI + 2354,4 = 9193,93·4,42 + 2354,4 = 42991,57 Па = 0,043 МПа

р_VII = 9193,93·х_VII + 2354,4 = 9193,93·2,92 + 2354,4 = 29200,67 Па = 0,029 МПа

р_VIII = 9193,93·х_VIII + 2354,4 = 9193,93·1,42 + 2354,4 = 15409,78 Па = 0,015 МПа

3 Определяется кольцевое усилие в стенке резервуара, возникающее под действием полного давления

N_i = р_i ·r, Па·м (МПа·м),

где r – радиус резервуара, м; r = 17,1 м (см. РГР 8, таблица 5)

N_I = р_I · r = 0,109· 17,1 = 1,86 МПа·м

N_II = р_II · r = 0,098 · 17,1 = 1,68 МПа·м

N_III = р_III · r = 0,082 · 17,1 = 1,40 МПа·м

N_IV = р_IV · r = 0,071 · 17,1 = 1,21 МПа·м

N_V = р_V · r = 0,057 · 17,1 = 0,98 МПа·м

N_VI = р_VI · r = 0,043· 17,1 = 0,74 МПа·м

N_VII = р_VII · r = 0,029 · 17,1 = 0,50 МПа·м

N_VIII = р_VIII · r = 0,015 · 17,1 = 0,26 МПа·м

4 Определяется величина напряженного состояния в сварных швах

^св = m·R^св , Па (МПа),

где m – коэффициент, учитывающий характер работы конструкции и понижающий значение расчетного напряжения. Для стенки резервуара рекомендуется m = 0,8 ([5], стр. 139);

R^св – расчетное сопротивление сварного шва, зависящее от марки стали для конструкций и электродов, применяемых при сварке, Па (МПа). Для резервуара из стали ВСт.3сп и электродов Э42 и Э42А рекомендуется R^св = 206 МПа ([2], стр. 65, табл. 24).

^св = 0,8·206 = 164,8 МПа

5 Определяется расчетная толщина стенки по поясам

_{i расч} = p_i·r/^св = N_i /^св, м

_{I расч} = N_I /^св = 1,86/164,8 = 0,01129 м = 11,29 мм

_{II расч} = N_II /^св = 1,68/164,8 = 0,01019 м = 10,19 мм

_{III расч} = N_III /^св = 1,40/164,8 = 0,00850 м = 8,50 мм

_{IV расч} = N_IV /^св = 1,21/164,8 = 0,00734 м = 7,34 мм

_{V расч} = N_V /^св = 0,98/164,8 = 0,00595 м = 5,95 мм

_{VI расч} = N_VI /^св = 0,74/164,8 = 0,00449 м = 4,49 мм

_{VII расч} = N_VII /^св = 0,50/164,8 = 0,00303 м = 3,03 мм

_{VIII расч} = N_VIII /^св = 0,26/164,8 = 0,00157 м = 1,57 мм

6 Выбирается толщина стенки по поясам _i согласно типовому проекту (см. РГР 8, таблица 5)

_I = 13 мм = 0,013 м

_II = 11 мм = 0,011 м

_III = 10 мм = 0,010 м

_IV = 8 мм = 0,008 м

_V = 8 мм = 0,008 м

_VI = 8 мм = 0,008 м

_VII = 8 мм = 0,008 м

_VIII = 8 мм = 0,008 м

7 Определяется расчетная предельная несущая способность стенки корпуса резервуара

N_{i пред} = m·R^св ·_i =^св· _i, Па·м (МПа·м).

N_{I пред} = ^св· _I = 164,8· 0,013 = 2,14 МПа·м

N_{II пред} = ^св· _II = 164,8· 0,011 = 1,81 МПа·м

N_{III пред} = ^св· _III = 164,8· 0,010 = 1,65 МПа·м

N_{IV пред} = ^св· _IV = 164,8· 0,008 = 1,32 МПа·м

N_{V пред} = ^св· _V = 164,8· 0,008 = 1,32 МПа·м

N_{VI пред} = ^св· _VI = 164,8· 0,008 = 1,32 МПа·м

N_{VII пред} = ^св· _VII = 164,8· 0,008 = 1,32 МПа·м

N_{VIII пред} = ^св· _VIII = 164,8· 0,008 = 1,32 МПа·м

Результаты расчета сводятся в таблицу 6.

Таблица 6 - Расчетные данные резервуара

Номер пояса	Расстояние от верха резервуара до низа расчетного пояса х i, м	Расчетная толщина листов i расч , мм	Принятая толщина листов i , мм	Расчетное кольцевое усилие Ni , МПа·м	Расчетная предельная несущая способность стенки Ni пред, МПа·м
I	11,62	11,29	13	1,86	2,14
II	10,42	10,19	11	1,68	1,81
III	8,92	8,50	10	1,40	1,65
IV	7,42	7,34	8	1,21	1,32
V	5,92	5,95	8	0,98	1,32
V I	4,42	4,49	8	0,74	1,32
VII	2,92	3,03	8	0,50	1,32
VIII	1,42	1,57	8	0,26	1,32

На основании данных таблицы делается вывод о том, что принятые толщины листов обеспечат достаточную прочность корпуса резервуара. Так как у всех поясов расчетная толщина меньше принятой и для каждого пояса расчетное кольцевое усилие меньше расчетной предельной несущей способности стенки (т.е. N_i  N_{i пред}), то прочность корпуса обеспечивается. Минимальная толщина листов принимается из соображений технологии сварки и устойчивости резервуара и равна 8 мм.

Рисунок 8 - Схема стенки резервуара (а)

и эпюра гидростатического давления (МПа) (б)

РГР 14

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ И НЕФТЕБАЗ

Рассчитать всасывающий трубопровод при следующих данных. Всасывающая линия насосной для перекачки G_сут = 3,3 тыс. т в сутки нефти плотностью  = 817,6 кг/м³, кинематической вязкостью  = 0,0465 Ст имеет длину L = 70 м. На ней установлены три задвижки, три колена под углом 90ºс двумя швами, один фильтр, один компенсатор.

Разность нивелирных отметок конца и начала всасывающего трубопровода z = 2,5 м. Барометрическое давление р₀ = 759 мм рт. ст. Перекачка производится при температуре 20ºС.

Целью расчета является определение суммарных потерь напора и гидравлического сопротивления всасывающего трубопровода и проверка надежности всасывания.

Трубопроводы на нефтебазах и ПС подразделяются на технологиче­ские и вспомогательные. Технологическими называются такие трубо­проводы, по которым перекачиваются нефть и нефтепродукты.

Технологические трубопроводы подразделяются на следующие основные категории:

• по давлению – на нефтепроводы и нефтепродуктопроводы низкого давления – до 0,6 МПа (6 кгс/см²); среднего давле­ния – 1,6 МПа (16 кгс/см²);

• по гидравлической схеме работы – на про­стые трубопроводы, не имеющие ответвлений, и сложные трубопро­воды, имеющие ответвления (разветвленные трубопроводы);

• по характеру напоров – на нагнетательные (напорные), всасывающие (в зависимости от схемы присоединения к насосам) и самотечные, работающие под давлением столба жидко­сти в резервуаре;

• по способу прокладки – на подземные и надземные.

При помощи технологических трубопроводов осуществляются опе­рации по закачке (и выкачке) нефти и нефтепродуктов в транспорт­ные емкости (железнодорожные цистерны, танкеры, автоцистерны), в резервуары – хранилища нефтебаз и ПС, подача на раздаточные устрой­ства, а также внутрипарковые перекачки. Вспомогательные трубо­проводы используют для транспорта воды, пара, воздуха и т. д.

В целях сокращения числа трубопроводов, применяемых для перекачки различных сортов нефти и нефтепродуктов, рекомендуется использование одного трубопровода для последовательной перекачки нескольких продуктов, близких по своим физико-химическим свойствам, без ухудшения их качественных показателей.

При этом для отдельных сортов нефти или нефтепродуктов, к сохранению качества которых предъявляются повышенные требования, выделяются самостоятельные трубопроводы.

При последовательной перекачке необходимо обеспечивать оперативное и достаточно полное опорожнение трубопроводов после перекачки каждого сорта. Допускается последовательная перекачка по од­ному трубопроводу (при условии полного опорожнения труб) нефтепродуктов, входящих в состав одной из групп, определяемых стандартами.

1 Гидравлический расчет всасывающего трубопровода

1.1 Определяется объемная секундная пропускная способность трубопровода

Q_с = G_сут /(24·3600·), м³/с,

где G_сут – массовая суточная пропускная способность трубопровода, кг/сут. G_сут = 3,3 тыс. т/сут = 3,3·10⁶ кг (см. условие);

24 – число часов в сутках;