1.6 Определение суммарного изгибающего момента от действия ветровых нагрузок

Суммарный изгибающий момент от действия ветровых нагрузок на корпус аппарата и площадки в сечении m-m можно определить по формуле: (1.42)

Где - изгибающий момент от действия ветра на корпус аппарата относительно сеченияm-m [Мн];

- изгибающий момент от действия ветра на площадки относительно сечения m-m [Мн].

Суммарный изгибающий момент надо определить для всех интересующих нас сечений аппарата во всех состояниях аппарата.

2 Расчет аппарата на сейсмические нагрузки

В данном случае излагается метод расчета для определения изгибающего момента от воздействия сейсмических сил для отдельно стоящих вертикальных аппаратов.

Расчету на сейсмическое воздействие подлежат все аппараты с отношением , устанавливаемые в районах с сейсмичностью 7 баллов и более (по 12-ти бальной шкале). Расчетная схема аппарата принимается аналогично тому, как и при расчете на ветровую нагрузку.

Аппарат так же разбивается на n – участков, для которых справедливо все, что было сказано относительно них при расчете аппарата на ветровые нагрузки (рисунок 1).

Принимаются, что сейсмические силы действуют горизонтально и приложены в центре каждого участка.

Величина сейсмической силы, действующая на i-том участке равна:

(2.1)

где - коэффициент динамичности, определяемый по графику на рисунке 11 (приложение 3).

- сейсмический коэффициент выбирается в зависимости от района установки аппарата по таблице 1 приложение 1.

-имеет тот же смысл, что и при расчете аппарата на ветровые нагрузки (формулы (1.2), (1.3)).

Максимальный изгибающий момент в нижнем сечении аппарата при учете только первой формы колебаний:

(2.2)

Расчетный изгибающий момент в сеченииm-m (на высоте от основания аппарата) с учетом влияния высших колебаний определяется по формулам:

при (2.3)

при (2.4)

В последних формулах

- расстояние от основания аппарата до центра тяжести i-го участка [м]

H – полная высота аппарата [м]

Расчетный изгибающий момент определяется для всех опасных сечений аппарата в рабочем состоянии, и относительно основания опоры для пустого аппарата.

Расчетный изгибающий момент для аппарата в состоянии гидроиспытания не определяется, так как вероятность землетрясения именно в этот момент ничтожно мало.

Вопрос №12. Расчет аппаратов с рубашками. Конструкции и виды.

Рубашки в технологических аппаратах предназначаются для нагревания или охлаждения обрабатываемых или хранящихся в аппарате главным образом жидких продуктов. Они могут устанавливаться на цилиндрических вертикальных и горизонтальных аппаратах. Наибольшее применение имеют рубашки на вертикальных аппаратах.

а – тип 1, с эллиптическим днищем и верхним (исполнение 1) и нижним (исполнение 2) выпуском продукта; б – тип 2, с коническим днищем и углом при вершине конуса и тип 3, с коническим днищем с углом при вершине конуса;в – тип 3, рубашки из полутруб; г – тип 5, рубашки с вмятинами.

Рисунок 1 – Конструкции неразъемных рубашек для вертикальных стальных сварных аппаратов

По конструкции рубашки бывают неразъемные (приварные к корпусу аппарата) и отъемные. Более простыми и надежными в работе являются неразъемные рубашки, которые стандартизованы для сварной аппаратуры. Отъемные рубашки применяются в тех случаях, когда по условиям эксплуатации требуется периодическая чистка корпуса, закрытого рубашкой, с обязательным вскрытием его.

На рисунке 1 приведены конструкции стандартных неразъемных рубашек для вертикальных стальных сварных аппаратов, основные данные которых приведены в таблицах 1 – 6. С коническими и эллиптическими днищами рубашки применяются при МПа и°С; приМПа и°С; рубашки из полутруб при МПа и°С; приМПа и°С; рубашки с вмятинами приМПа и°С.

При температуре стенки аппарата °С допускается приварка рубашки из углеродистой стали или низколегированных сталей к корпусу аппарата из аустенитных сталей.

На рисунке 2 показаны конструкции соединительных элементов неразъемных рубашек с корпусом аппарата.

а – тороконическое; б – коническое; в – кольцевое; г – конструктивное соединение рубашки с корпусом аппарата

Рисунок 2 – Конструкции соединительных элементов неразъемных рубашек с корпусом аппарата

На рисунке 3 показаны конструкции отъемных рубашек на вертикальных аппаратах.

а – с эллипсоидальным днищем с нижним выпуском продукта (исполнение 1) и с верхним выпуском продукта (исполнение 2); б – с коническим днищем и нижним выпуском продукта

Рисунок 3 – Конструкция отъемных рубашек

МЕТОДИКА РАСЧЕТА АППАРАТОВ С РУБАШКАМИ

Рубашки цилиндрические с эллиптическими и коническими днищами. В этом случае расчет толщины стенок цилиндрических обечаек ведут по следующим формулам.

Толщину тонкостенных цилиндрических рубашек, работающих под внутренним давлением, рассчитывают по формуле, м:

, 11\* MERGEFORMAT ()

Где – внутренний диаметр рубашки, м;

–внутреннее давление в рубашке, МПа;

–коэффициент прочности сварного шва;

–допустимое напряжение для материала обечайки, МПа;

–конструктивная прибавка на коррозию, эрозию, учет минусового допуска.

Расчетная толщина стенки рубашки, нагруженной внешним давлением, исходя из условий устойчивости ее в пределах упругости (при запасе на устойчивость ), определяется по формуле, м:

, 22\* MERGEFORMAT ()

Где– базовый диаметр рубашки, м;

–наружное давление, действующее на рубашку, МПа;

–модуль упругости (модуль Юнга) для материала рубашки, МПа;

–расчетная длина обечайки, м.

Толщина эллиптического днища рубашки, нагруженного внутренним избыточным давлением, рассчитывается по формуле, м:

, 33\* MERGEFORMAT ()

Где– радиус кривизны в вершине днища, м;

–высота днища без отбортовки, м;

–внутренний диаметр днища, м.

Расчет толщины стенки гладких конических днищ рубашки, нагруженных внутренним давлением определяется по формуле, м:

, 44\* MERGEFORMAT ()

Где – половина угла при вершине конуса;

–наружный диаметр основания конуса, м.

Рубашки из полутруб требуют расчета:

Толщина стенки полутруб, м:

, 55\* MERGEFORMAT ()

Где– расчетное давление в рубашке, МПа;

–внутренний радиус трубы, м;

Толщина стенки обечайки аппарата при внутреннем избыточном давлении в аппарате и рубашке с учетом напряжений изгиба, м:

, 66\* MERGEFORMAT ()

Где– расчетное давление в аппарате, МПа.

Толщина стенки корпуса аппарата исходя из устойчивости, м:

, 77\* MERGEFORMAT ()

Где комплексы ,исоответственно определяются по формулам:

, 88\* MERGEFORMAT ()

, 99\* MERGEFORMAT ()

, 1010\* MERGEFORMAT ()

Где– коэффициент запаса устойчивости к пределу текучести, принимается равным 1,6;

–коэффициент, учитывающий некруглость трубы;

–наружный размер поперечного сечения полутрубы в месте присоединения ее к корпусу аппарата, м, причем мм для полутруб из трубмм;мм для полутруб из трубмм.

За толщину стенки аппарата принимают большее из значений определенных по формулам (6), (7).

Рубашки с вмятинами требуют расчета:

Толщины стенки обечайки и днищ аппарата, м:

, 1111\* MERGEFORMAT ()

Где – шаг между вмятинами, м.

Толщины стенок обечайки и днища рубашки, м:

, 1212\* MERGEFORMAT ()

Где – конструктивная прибавка к толщине стенки рубашки, м.

Вопрос №13. Люки. Применение, конструкции и их виды.

Люки со съемными крышками дают возможность доступа внутрь аппарата для осмотра, ремонта и очистки.

В нефтяной аппаратуре применяются обычно круглые люки. Там, где проникать внутрь аппарата надо сравнительно часто, пред­почтительнее ставить люки диаметром 600 мм. Как исключение, когда люк большого диаметра поставить не представляется возмож­ным, допускается установка люка меньшего диаметра, но не менее чем 400 мм в свету.

Конструкции люков с плоскими крышками и фланцами, приварными встык: а – тип 3, с уплотнением выступ – впадина; б – тип 4, с уплотнение шип – паз; в – тип 5, с уплотнением под прокладку восьмиугольного сечения.

Основные виды люков:

- люки со скобой;

- люки с плоскими крышками;

- люки со сферическими крышками;

- загрузочные люки.

Обычно крышки люков снабжаются шарнирными, подъемно-поворотными устройствами.

При расчете основное внимание следует уделить прочности крышки люка. Расчет ведется также как и для разъемных крышек аппаратов, т.е. проверяется возникающее напряжение в крышке с допускаемым.

Вопрос №14. Штуцера, их виды, применение и выбор.

Присоединение трубной арматуры к аппарату, а также технологических трубопроводов для отвода жидких или газообразных продуктов производится с помощью штуцеров или вводных труб, которые могут быть разъемными или неразъемными. По условиям работоспособности чаще применяются разъемные соединения (фланцевые штуцера). Неразъемные соединения применяются при блочной компоновке аппаратов в кожухе, заполненном тепловой изоляцией, где длительное время не требуется осмотра соединений.

Стальные фланцевые штуцера стандартизованы и представляют собой патрубки из труб с приваренными к ним фланцами или кованые заодно с фланцами В зависимости от толщины стенок патрубки штуцеров бывают тонкостенные и толстостенные, что вызывает необходимость укрепления отверстий в стенке аппарата патрубком с разной толщиной его стенки.

На рисунке показаны конструкции стандартных стальных приварных фланцевых штуцеров.

Присоединение фланцевых штуцеров к цилиндрическому корпусу, днищу или крышке производится с определенным вылетом, который зависит от p_y, D_y и от толщины изоляции аппарата, если аппарат подлежит тепловой изоляции.

Вылеты фланцевых штуцеров нестандартизованы, их можно принимать по соответствующим длинам патрубков фланцевых штуцеров.

При фланцевых соединениях на штуцерах с уплотнением выступ-впадина и шип-паз штуцера на аппарате рекомендуется устанавливать с впадиной и пазом. В этом случае присоединительные части (трубная арматура, труба) должны иметь соответствующие фланцы с выспупом и шипом.

Штуцера используются для вода и вывода продуктов (жидкости и пара) в технологических аппаратах, также для регулировки проценссов.

Вопрос №15. Расчет днищ, нагруженных внутренним избыточным давлением

Толщина стенки днища определяется по формулам:

;

Радиус кривизны в вершине днища равен: ,

где R = D — для эллиптических днищ с Н = 0.25D;

R - 0.5D - для получения днищ с= 0,5D.

Допускаемое внутреннее избыточное давление рассчитывается по формуле:

Если длина цилиндрической отбортованной час­ти днища — для эллиптического днища или— для полусферичес­кого днища, то толщина днища должна быть не менее толщины стенки сопрягаемой с ним обечайки, при

Вопрос №16. Расчет днищ, нагруженных наружным давлением

Толщина стенки днища приближенно определя­ется по формулам:

(20.1)

(20.2)

Для предварительного расчета коэффициент приведения радиуса кривизны эллиптического днища принимается равным 0,9 для эллиптических днищ и 1,0 для полусферических днищ.

Рис. 20.1. Номограмма дна определения коэффициента при расчете выпуклых днищ на наружное давление

Полученные значения но формулам (20.1) и (20.2) должны быть проверены по формуле (20.3) расчета допускаемого наружного давления.

Вопрос №17. Устойчивость цилиндрических обечаек.

Высокие вертикальные аппараты нефтеперерабатывающих заводов, как, например, ректификационные колонны, испарители, реакторы и др., устанавливают на открытом воздухе. Опоры таких аппаратов чаще всего выполняют в виде цилиндрической обечайки, приваренной к корпусу, и фундаментного кольца из полосовой стали, приваренного к опорной обечайке. Цилиндрическую опору аппарата крепят в таких случаях к рабочей части корпуса сплошным сварным швом. Расчет опорных частей вертикальных аппаратов на их устойчивость сводится к определению размеров опорного фундаментного кольца, количества и диаметра фундаментных болтов, проверке устойчивости цилиндрической опоры и прочности сварного шва, соединяющего опору с рабочей частью корпуса. При расчете тонкостенных опорных обечаек вертикальных цилиндрических аппаратов их необходимо проверять на устойчивость формы, т. е. сохранение цилиндрической формы в сжатой зоне от действия суммарных напряжений, вызываемых ветровым, резонансным или сейсмическим моментом, собственным весом аппарата и содержимого его.

Высоту лап h принимают обычно в пределах 0,015 Н <h<0,025 Н для аппаратов с коэффициентом устойчивости меньше 1,5.

При этом высота лапы h при любых условиях должна быть не менее 80 мм.

Предварительные размеры наружного и внутреннего диаметров D1 и D2 фундаментного кольца могут быть определены по специальному графику в зависимости от наружного диаметра аппарата Dн.

При высоте аппаратов выше 15 м и меньше 1400 мм наружный диаметр D2 фундаментного кольца может быть увеличен.

Ветровая или сейсмическая нагрузка на аппарат рассчитывается в зависимости от высоты его, места установки (географического района) и периода собственных колебаний аппарата в соответствии с СНиП II-А. 11—62.

Вопрос №18. Конструкционные материалы, применяемые в нефтегазовой отрасли. Их свойства.

• Тепловой хрупкостью сталей называют снижение ударной вязкости в результате длительной работы в области температур 450-600°С

• Явление ТХ связано с мелкодисперсными выделениями некоторых компонентов из твердого раствора

• ТХ характерна для низколигированных хромоникелевых сталей

• Стали стабилизируют добавками молибдена, вольфрама

Хладоломкость сталей при низких температурах:

• С понижением температуры ударная вязкость резко уменьшается

• Для углеродистых сталей характерно скачкообразное изменение ударной вязкости с понижением температуры ( t₁ - критическая температура)

• Изменение ударной вязкости легированных сталей с понижением температуры происходит плавно

Применение углеродистых сталей:

Стали обыкновенного качества кипящие:До +200°С Давление до 1,6 МПа

Стали обыкновенного качества спокойные: В предела от -20°С до + 425°С Давление до 5,0 МПа

Стали для котлостроения (ГОСТ 5520-69): В предела от -20°С до + 475°С При любых давлениях

Классификация легированных сталей по применению:

• Низколигированные, для аппаратуры до 475°С

• Теплоустойчивые, высокое сопротивление позучести до 550-600°С

• Окалиностойкие, стойкие к дымовым газам до 1100°С

• Жаропрочные, обладающие одновременно свойствами теплоустойчивости и окалиностойкости

• Кислотостойкие стали для кислых сред

Двухслойный лист - биметалл

• Для изготовления аппаратуры широко применяют биметалл —двухслойный лист, состоящий из двух различных металлов

• Основной (толстый) слой воспринимает нагрузку (20К, 16ГС, 12ХМ)

• Тонкий слой, называемый защитным или плакирующим, предохраняет основной слой от коррозионного действия среды(08Х13, 12Х18Н10Т)

• По ГОСТ 10885-75 предусмотрена толщина двухслойных листов

от 4 до 160 мм

• В расчетах на прочность толщину тонкого слоя не учитывают.

Чугуны

• Серый чугун для аппаратов под давлением до 1МПа и температуре от -15 до +250°С

• Чугун с размельченным графитом с повышенной ударной вязкостью до 0,04 МДж/м²

• Жаростойкие чугуны (ЖЧХ16, ЖЧХ30). Окалиностойкость до температуры +1200°С

• Коррозионостойкие чугуны (ЖЧХ2, ЖЧХ5)

• Ферросилиды С15, С17 (17%Si)

• Антихлор (16%Si, 4%Мо) для горячих и холодных растворов соляной кислоты

• Нирезист ЧН15Д7Х2

Применение цветных металлов:

• Алюминий и сплавы. Трубные пучки, секции аппаратов воздушного охлаждения

• Медные сплавы. Аппаратура низкотемпературных процессов. Монель - для засоленных нефтей

• Титановые сплавы. Ректификационные тарелки, теплообменные аппараты

Неметаллические материалы:

• Фторопласт-4 – Изоляторы для электродегидраторов

• Винипласт - Листы, трубы, арматура

• Стеклопластики – Лопасти вентиляторов

• Бетонные футеровки теплоизоляционные

• Резины (гуммирование)

Исполнение аппаратуры по материалу:

• При конструировании аппаратуры учитывается исполнение по группе материалов

• Исполнению присвоено условное обозначение

• Для различных узлов аппарата по техническим требованиям предлагаются различные материалы из обозначенной группы

Вопрос №19. Виды разрушений оборудования нефтегазопереработки, возникающие в процессе его эксплуатации. Учет разрушений при конструировании оборудования.

Оборудование предприятий нефтехимии и нефтепереработки работает в условиях действия механических напряжений, высоких температур, природных и технологических коррозионно-активных сред, инициирующих возникновение и накопление повреждений, приводящих со временем к нарушению его работоспособности. Преобладающая часть парка оборудования нефтепереработки имеет поверхностный контакт с рабочей средой, эксплуатируется в очень жестких режимах - в условиях действия высоких давлений и температур. Современные технологические процессы ориентированы на углубление переработки нефтяного сырья. Увеличение выхода светлых нефтепродуктов связано с повышением роли деструктивных процессов переработки нефти, что в свою очередь ведет к интенсификации технологических процессов и усложнению конструкции оборудования. В последние годы в переработку вовлекаются все большие объемы нефтей с повышенным содержанием сероводорода, минеральных солей и газоконденсатов с высоким содержанием агрессивных компонентов. Это обстоятельство значительно усложняет условия эксплуатации оборудования, вызывая интенсивное развитие различных коррозионных процессов. Коррозионная активность технологических сред является одним из основных факторов, снижающих надежность металлических конструкций и способствующих зарождению трещин. Агрессивное воздействие рабочих сред обусловлено обводненностью нефти, наличием в ней кислых компонентов, сернистых и хлористых соединений, а так же применением в процессе подготовки и переработки коррозионно-активных реагентов.

При расчете химических аппаратов необходимо учитывать коррозионное влияние рабочей среды на материал рассчитываемых элементов в эксплуатационных условиях. Поэтому к расчетным толщинам обечаек, днищ, трубных решеток, колец жесткости и других элементов дается прибавка на компенсацию коррозии С. Величина прибавки С устанавливается с учетом скорости коррозии и срока службы аппарата (см. табл.). При двустороннем контакте с коррозионной средой прибавка соответственно увеличивается. В случае применения антикоррозионной футеровки в корпусе (эмалирование, гуммирование, обкладка керамическими и другими плитками, а также антикоррозионный слой двухслойного проката и обкладка металлическими листами) С=0. Кроме того, к расчетным величинам толщин обечаек, днищ, трубных решеток и других элементов дается дополнительная прибавка С1 по технологическим, монтажным и другим соображениям, а также по требованиям технической эстетики.

Вопрос №20. Особенности конструирования сварной нефтеаппаратуры.

Нефтеаппаратура представляет собой в большинстве случаев листовые конструкции, которые должны быть выполнены в виде замкнутых оболочек и требуют для нормальной работы выполнение неразъемных, прочноплотных соединений сравнительно большой общей длины. От правильной конструкции и качественного выполнения этих соединений в значительной степени зависит надежность работы аппаратуры. В настоящее время все неразъемные соединения частей сосудов и аппаратов выполняют сварными.

Из существующих видов сварки при изготовлении и монтаже нефтеаппаратуры наиболее распространены высокопроизводительная автоматическая электродуговая сварка под слоем флюса, полуавтоматическая и ручная электродуговая сварка.

Иногда для сварки тонких листов или деталей из сортового проката применяют газовую сварку и для крепления таких мелких деталей, как, например, планки, шпильки и другие, - контактную сварку.

Сварку деталей со стенками толщиной свыше 60 мм рекомендуется производить при помощи так называемой электрошлаковой сварки при условии равнопрочности ее с электродуговой сваркой.

Проектируя сосуды или аппараты, конструктор должен решать:

а) какой способ сварки должен быть применен;

б) как выполнить расчет на прочность сварных соединений;

в) какого типа должен быть сварной шов;

г) как должна быть выполнена подготовка кромок сварных частей;

д) какова должна быть конструкции сварных швов, которые обеспечили бы качественное выполнение сваркой с сохранением прочностных и антикоррозиционных свойств металла проектируемой конструкции и самих швов.

При выборе способа сварки необходимо также учитывать качество металла сварных частей и геометрические размеры сосуда или аппарата, качество электродов, коэффициент прочности сварных швов и т.п.

Вопрос №21. Основные требования, предъявляемые к конструкциям машин и аппаратов, и факторы, определяющие конструкцию основных деталей и сборочных единиц.