Проектирование и расчет вертикального стального цилиндрического резервуара с понтоном для хранения бензина марки АИ-92

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Резервуары вертикальные стальные с понтоном цилиндрические РВСП 10000 предназначены для приема, хранения, выдачи нефтепродуктов, а также других жидкостей, в различных климатических условиях.

Резервуары РВСП-10000, прежде всего используются для стационарного хранения при добыче, переработке и оптового отпуска нефти и нефтепродуктов.

В зависимости от назначений и климатических условий эксплуатации изготавливаются из различных марок сталей: малоуглеродистой, низколегированной и нержавеющей стали, хорошо свариваемые, под влиянием низких температур не растрес.

Резервуары РВС 10000 изготавливаются: в рулонном и полистовом исполнении; со стационарными крышами; с плавающими крышами; с понтоном; с подогревом и утеплением; одностенного или двустенного исполнения.

Основными конструктивными элементами резервуара РВСП 10000 со стационарной кровлей являются: стенка, щитовая кровля, днище, лестница, площадки, ограждения, люки, патрубки и понтон.

Все исходные данные для расчета и проектирования сведем в таблицу 1

Таблица 1 - Исходные данные для расчета

Номинальный объем, м3	10000
Тип резервуара	РВСП
Наименование хранимого продукта	Светлые нефтепродукты (бензин АИ-92)
Плотность нефтепродукта, кг/м3	760
Район эксплуатации	Новороссийск
Класс опасности	3
Приведенная толщина стенки и кровли, мм	10
Метод изготовления стенки	полистовая
Форма покрытия	коническая
Модуль упругости стали, МПа
Коэффициент условий работы	гс=0,8
Коэффициент надежности по назначению	гn=1,05
Коэффициент надежности для гидростатического давления	гn=1,1

1. Выбор материала

Выбираем качественную, среднелегированную сталь С345 (09Г2С-15) (0,12% С, 1,3-1,7% Mn, 0,3% Cu, 0 - 0,8% Si, 0,04% S, 0,035% P, 0,3% Cr, 0,3% Ni, 0 - 0,08% As). Предел текучести 285 МПа, временное сопротивление разрыву 450 МПа.

Углеродный эквивалент стали для основных элементов конструкций не должен превышать 0,43. Расчет углеродного эквивалента производится по формуле:

Сэкв= (1)

где C, Mn, Si, Cr, Ni, Cu, V, P - массовые доли углерода, марганца, кремния, хрома, никеля, меди, ванадия и фосфора по результатам плавочного анализа (ковшовой пробы).

Сэкв = = 0,42

Полученное значение удовлетворяет условию.

2. Определение оптимальных размеров

Оптимальная высота резервуара:

(2)

где - коэффициент условий работы конструкции. Принимаем равным 0,8, - коэффициент надежности по гидростатическому давлению жидкости,принимаем равным 1,1, - сумма приведенных толщин днища и покрытия, принимаем равным 1,5 см, - расчетное сопротивление металлопроката для растяжения.

, (3)

Для строительных сталей нормативное сопротивление принимают равным наименьшему значению предела текучести =285 МПа

коэффициент учета температуры эксплуатации. Принимаем равным 1, коэффициент надежности по материалу.

Принимаем равным 1,1, - коэффициент уровня опасности.

Принимаем равным 1,05.

=17,4 м

Решаем данное уравнение методом подстановки и получаем H = 17,4 м.

В соответствии с рекомендациями Нехаева «Проектирование и расчет стальных цилиндрических резервуаров и газгольдеров низкого давления» принимаем Н = 11,9 м.

Находим количество поясов:

(5)

где Н - высота резервуара.

Принятая высота резервуара должна быть кратной стандартной ширине листовой стали (1500x6000 мм) за вычетом величины строжки кромок листов (около 5 мм).

Стенку компонуем из 8-ми поясов общей высотой H= 8·1,495 = 11,96 м.

Исходя из заданного объема и принятой высоты, определяем требуемый диаметр резервуара:

(7)

Находим длину развертки резервуара:

L=рD, (8)

где D- диаметр резервуара.

L=3,14·32,42=101,79

Принимаемее кратной длине принятых листов (1500х6000) с учетом строжки кромок (около 5 мм) Lф=101 м.

Фактический диаметр резервуара:

(9)

Таким образом, фактический объем резервуара определяем по фактическому диаметру:

=9905 м3 (10)

Расхождение с заданным объемом составляет:

Запишем получившиеся значения в таблицу 2.

Таблица 2 - Оптимальные размеры

Vф, м3	H, м	r, м	n
9905	11,96	16,24	8 поясов

3. Определение толщины стенки

Номинальные толщины стенок резервуаров определяют в три этапа:

- предварительный выбор толщин стенок;

- корректировка толщин при поверочном расчете на прочность

- корректировка толщин при проведении расчета на устойчивость.

Предварительный выбор толщин стенок

Номинальная толщина стенки ti в каждом поясе резервуара должна назначаться по формулам:

Для условий эксплуатации:

(11)

Для условий гидроиспытаний:

(12)

Где св - плотность воды, используемой для гидроиспытаний, т\м3, Н - уровень взлива, м, Ри - нормативное избыточное давление в газовом пространстве резервуара, кПа, Rу - расчетное сопротивление металлопроката, Мпа, zi- расстояние от днища резервуара до нижней кромки i - го пояса.

В расчетах для резервуара с понтоном не учитываем вакуум и избыточное давление. Принимаем z1=0,3м.

Таблица 3 - Значения zi

Номер пояса	Zi, м
1	0,3
2	1,795
3	3,29
4	4,785
5	6,28
6	7,775
7	9,27
8	10,765

Расчет производится последовательно от нижнего пояса к верхнему поясу. Номинальная толщина стенки для первого пояса, учитывая, что расчетное сопротивление металлопроката для первого пояса будет равным:

(13)

Рассчитываем tc и tg для каждого пояса, учитывая, что расчетное сопротивление металлопроката для остальных поясов будет равным: Ry=206,8

Номинальная толщина стенки для условий эксплуатации:

=0,011 м

По результатам расчетов выбирается номинальная толщина ti каждого пояса стенки из сортаментного ряда таким образом, чтобы разность ti и минусового допуска ? на прокат была не меньше максимума из трех величин:

tmax - ? ? (tс + с; tg+ с; tк+ с), (14)

Гдес - припуск на коррозию. Принимаем с = 1,3, ? - минусовой допуск на прокат, принимаем ? = 0,45, tк - минимальная конструктивно необходимая толщина, принимаем равным 10 мм .

Найдем максимальную толщину стенки:

t1max=(11 + 1,3; 11+ 1,3; 10+ 1,3)+0,45=12,75 мм.

t2max=(7 + 1,3; 8,2+ 1,3; 10+ 1,3)+0,45=11,75 мм.

t3max=(6 + 1,3; 6,9+ 1,3; 10+ 1,3)+0,45=11,75 мм.

t4max=11,75 мм.

t5max=11,75 мм.

t6max=11,75 мм.

t7max=11,75 мм.

t8max=11,75 мм.

Подберем принимаемые значения толщин стенки: tприн1=13 мм., tприн2=12 мм., tприн3=12 мм., tприн4=12 мм., tприн5=12 мм., tприн6=12 мм., tприн7=12 мм., tприн8=12 мм.

Результаты заносим в таблицу 4.

Таблица 4 - Значения толщин стенки

Номер пояса				tg+c
1	11	12,3	11	12,3	12,75	13
2	7	8,3	8,2	9,5	11,75	12
3	6	7,3	6,9	8,2	11,75	12
4	4,8	6,1	5,6	6,9	11,75	12
5	4	5,3	4,3	5,6	11,75	12
6	4	5,3	4	5,3	11,75	12
7	4	5,3	4	5,3	11,75	12
8	4	5,3	4	5,3	11,75	12

Расчет на прочность

Проверочный расчет на прочность для каждого пояса стенки резервуара проводится для расчетной толщины поясов tp, которая определяется как разность номинальной толщины ti, минусового допуска на прокат и припуска на коррозию:

(15)

Гдес - то же, что в формуле (14), ? - то же, что в формуле (14), tк- номинальная толщина.

tp2=10,25 мм

tp3=10,25 мм

tp4=10,25 мм

tp5=10,25 мм

tp6=10,25 мм

tp7=10,25 мм

tp8=10,25 мм

При проверке на прочность для резервуара с понтоном рассматриваем следующие нагрузки:

Собственный вес покрытия, площадок и стационарного оборудования:

,(16)

коэффициент надежности по нагрузке для собственного веса металлоконструкций, принимаемый равным 1,05;

=391,3

Вес стенки:

, (17)

Определяем полный вес металлоконструкции по формуле 18:

Gм=GМкр+Gст (18)

Где GМкр = 770348,6 Н -вес крыши, Gст- вес стенки

Найдем вес стенки для каждого пояса:

Gст1=23,1416,245,9950,01378009,81=608193,6 Н

Gст2=561409,4 Н

Gст3=561409,4 Н

Gст4=561409,4 Н

Gст5=561409,4 Н

Gст6=561409,4 Н

Gст7=561409,4 Н

Gст8=561409,4 Н

Определим полный вес металлоконструкций по формуле 19:

GМ=Gст1+ Gст2+Gст3+ Gст4+Gст5+Gст6+Gст7+Gст8+ GМкр (19)

GМ=5308408 Н

Далее определим вес металлоконструкций для каждого пояса и занесем значения в таблицу 5:

GМ1=5308408-608193,6=4700214,4 Н

GМ2=5308408-608193,6 - 561409,4=4138805 Н

GМ3=3577395,6 Н

GМ4=3015986,2 Н

GМ5=2454576,8 Н

GМ6=1893167,4 Н

GМ7=1331758 Н

GМ8=770348,6 Н

Таблица 5 - Вес металлоконструкций

Номер пояса	GМ, Н
1	4700214,4
2	4138805
3	3577395,6
4	3015986,2
5	2454576,8
6	1893167,4
7	1331758
8	770348,6

Вес снега:

Проверка стенки на прочность производится по формуле:

,

Где - кольцевые напряжения, - меридиональные напряжения.

Меридиональное напряжение у1 с учетом коэффициентов надежности по нагрузки и коэффициентов для основного сочетания нагрузок вычисляется для нижней точки пояса по формуле:

, (20)

Где GM - вес металлоконструкций выше расчетной точки, Go - вес стационарного оборудования выше расчетной точки, S - полное нормативное значение снеговой нагрузки. Проводим расчет на прочность для первого пояса.

Меридиональное напряжение:

=4,959106 Па

Кольцевое напряжение:

, (21)

Где- плотность нефтепродукта, R - радиус резервуара, - расчетная толщина.

=119106 Па

Выполним Проверку стенки на прочность для первого пояса:

=116106 Па

116106 Па ?157106 Па

Первый пояс проходит проверку на прочность. Проводим расчеты для других поясов и результаты заносим в таблицу 6.

Таблица 6 - Проверка на прочность

Номер пояса	МПа	МПа	, МПа	МПа
1	4,959	119	116	157
2	4,879	112	109
3	4,3	95	92
4	3,8	71	69
5	3,2	55	53
6	2,3	39	38
7	2,1	22	21
8	1,5	6,4	5,8

Проверка на устойчивость

При проверке на устойчивость рассматривается пустой резервуар, в котором отсутствует гидростатическое давление продукта и избыточное давление, и рассматриваются следующие нагрузки:

Ветровая нагрузка:

Pвет = (22)

коэффициент надежности по нагрузке для ветровой нагрузки, принимаемый при расчете на устойчивость равным 0,5; нормативное значение ветрового давления , k- коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте k = 0,65, c - аэродинамический коэффициент, равный 1 при в = 0.

Pвет =

Проверка устойчивости стенки резервуара осуществляется по формуле:

?1(23)

При расчете на устойчивость кольцевое напряжение в резервуарах с понтоном не зависит от Pвак и зависит от эквивалентного ветрового внешнего давления Рвет:

(24)

Меридиональное напряжение вычисляется для нижней кромки участка стенки постоянной толщины по формуле, что и в расчете на прочность.

Первое критическое напряжение вычисляется по формуле:

 (25)

Где С- коэффициент, зависящий от радиуса и толщины стенки определяющийся по формуле 27, R - радиус резервуара, tp - расчетная толщина, E-модуль Юнга.

C=0,085 - (26) C=0,085 - =0,069

Второе критическое напряжение вычисляется по формуле:

=0,55E(27)

Где R - радиус резервуара; H - то же, что в формуле (6).

Рассчитаем первый пояс на устойчивость.

Кольцевое напряжение:

= 278,1 кПа

Меридиональное напряжение в формуле (20):

Па

Первое критическое напряжение:

=8,71 МПа

Второе критическое напряжение:

=0,55=2,4 МПа

Проверка устойчивости стенки резервуара осуществляется по формуле:

?1

Первый пояс проходит проверку на устойчивость.

Производим расчеты и заносим остальные значения в таблицу 7:

Таблица 7 - Проверка на устойчивость

Номер пояса	, МПа	, КПа	, МПа	, МПа
1	4,959	278,1	8,71	2,4	0,686
2	4,879				0,676
3	4,3				0,61
4	3,8				0,552
5	3,2				0,483
6	2,3				0,379
7	2,1				0,357
8	1,5				0,288

Все пояса проходят проверку на устойчивость.

4. Расчет днища

Днище укладывается на специальное основание, которое при V ? 5000 м3, как правило, выполняется в виде песчаных подушек с устройством гидроизолирующего слоя.

Днища резервуаров состоят из двух частей: центральной и периферийной (окраек). Центральная часть днища испытывает незначительные напряжения от давления жидкости, поэтому ее не рассчитывают и толщину листов принимают по конструктивным соображениям с учетом удобства выполнения сварных соединений и сопротивляемости коррозии t = 6 мм. Выполняют из стали марки С345 (09Г2С-15). Центральная часть днища состоит из четного числа рулонируемых полотнищ шириной до 12 м. Полотнища собирают из листов 1500х6000 мм. Соединяют полотнища между собой внахлестку.

Для резервуаров объемом 2000 м3 и более днища должны иметь центральную часть и утолщенные кольцевые окрайки.

Для резервуара объемом 5000 м3 нужно применить днище с обычными окрайками.

Окрайки днища должны проверяться на прочность от воздействия изгибающего момента краевого эффекта М0.

Требуется проверить на прочность листы окраек в зоне краевого эффекта.

Определение внутренних усилий в зоне краевого эффекта (в месте сопряжения стенки с днищем) изложены в литературных источниках по единой методике, в основу которой положена основная система метода сил с двумя неизвестными.

Каноническое уравнение метода сил:

()М0+() = 0 (28)

где М0 - изгибающий момент краевого эффекта.

Для решения дифференциального уравнения изогнутой оси балки на упругом основании использованы балочные функции и метод начальных параметров.

Коэффициенты канонического уравнения определяются:

Определение параметров для коэффициентов канонического уравнения.

Коэффициент деформации:

- стенки:

см-1

Где н - коэффициент Пуассона, tp1 - толщина нижнего пояса стенки, учитывая припуск на минусовой допуск листовой стали и коррозию, R - радиус резервуара.

Определим номинальную толщину кольцевых окраек:

tpокр=0,77tp1=0,009 м

Найдем толщину центральной части днища:

tцчд= tpокр-2=9-2=7 мм=0,007 м

Коэффициент деформации днища находим по формуле

(34)

0,064 см-1

Условный коэффициент постели стенки:

=8,531кН/м3

Давление на днище:

9,8193165,18кН/см3

=8201,16 кН/см3

Найдем коэффициенты канонического уравнения:

=0,00000000477 кН-1

=0,0052 кН-1

Определим свободные члены канонического уравнения.

=-0,002

(39)

Где q- нагрузка на единицу длины дуги стенки от собственного веса стенки, покрытия и снега на нем.q=0,2 кН/см.

= -0,0045

Полученные значения подставим в формулу (28):

()М0+() = 0

Отсюда М0 = 1,25 кН.

Проверяем окрайку на прочность по формуле:

,

61728395,0617 Па

Прочность окраек обеспечена. Уменьшать толщину окраек нельзя, так как она принята минимально допустимой дляV = 10000 м3.

5. Расчет элементов конического покрытия

Конструкции стационарных крыш зависят от объема резервуара, физических свойств хранимой жидкости. Резервуары низкого давления со стационарной крышей могут быть:

- с каркасной крышей, с центральной стойкой или без нее (конической или сферической);

- с бескаркасной крышей и центральной стойкой (висячая, «безмоментная кровля»).

Опираются стационарные крыши на стенку резервуара (на кольцевой элемент жесткости) и центральную стойку, либо только на стенку (распорная система).

Для резервуаров объемом до 10000 мі применяется каркасная коническая кровля.

Минимальная толщина настила для конической кровли равна 4 мм.

Конические каркасные крыши обычно состоят из сборных секторных щитов заводского изготовления. Щиты состоят из радиальных и поперечных ребер (прокатные или гнутые профили) и обшивки из стальных листов. Количество щитов принимается из условия габаритности при перевозках (ширина щита должна быть в пределах 3,2 - 3,85 м).

Расстояние между поперечными (кольцевыми) балками назначается кратным 100 мм (в дальнейшем уточняется расчетом); длиной участка, примыкающего к опорному кольцу, обычно компенсируются возможные невязки. Монтаж каркасных конических и сферических крыш производится с временной центральной стойкой. На ней устанавливается центральное кольцо, к которому крепятся все щиты кровли. Щиты между собой свариваются внахлест. Диаметр верхнего опорного кольца - 1500-2500 мм.

Допускается применение стационарных крыш из алюминиевых сплавов. Купольные алюминиевые крыши поставляются на российский рынок зарубежными фирмами, поэтому необходимо в соответствии с российскими нормами выполнять поверочные расчеты таких крыш.

Для резервуаров V=10000 м3 применяем каркасное коническое покрытие с центральной стойкой. Покрытие состоит из плоских трапецеидальных щитов заводского изготовления, опирающихся по периметру стенки резервуара и на центральную стойку через центральное кольцо. Угол наклона образующей крыши к горизонтальной поверхности выполняется с уклоном 1:12 (4,76є). Щит представляет собой трапецеидальную раму с основными радиальными ребрами из мелких номеров прокатного швеллера. Поверх ребер располагается стальной настил толщиной 4 мм, который приваривается к ребрам.

Требуется рассчитать коническое покрытие вертикального цилиндрического резервуара с понтоном емкостью V=10000 м3, диаметром D = 32,42 м, высотой H = 11,96 м с центральной стойкой. Материал конструкций покрытия - сталь марки С 345(09Г2С-15), Ry= 285 МПа (по ГОСТ 535-2005).

Нагрузками на покрытие являются:

- собственный вес настила и ребер;

- снег.

Расчету подлежат элементы щита:

- настил;

- поперечные ребра;

- радиальные ребра.

Определяем расчетные и нормативные нагрузки на щит покрытия.

Нормативные нагрузки :

Расчетные нагрузки:

Н/м2

Н/м2

Установление габаритных размеров сферического покрытия

Назначим стрелку подъёма ѓ:

Радиус сферы

Центральный угол сферы определим по формуле 45:

Отсюда ; .

Длина дуги купола в вертикальной плоскости:

Половину длины дуги разделим на целое число ярусов щитов покрытия и выделим радиус верхнего центрального кольца. Принимаю длину щита по дуге окружности Радиус центрального кольца получим

.

Определяем число щитов в одном ярусе, исходя из ширины щита по опорному кольцу . Количество щитов в одном ярусе:

Примем 36 шт. Число щитов ы одном ярусе должно быть кратно четырем.

Сбор нагрузок на купол

Определим нагрузки вертикального направления:

- направленные вниз

- направленные вверх

Определим коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте, имеет величину при z=16 м,

знак «-» учтен направлением ветровой нагрузки на покрытие.

Имеем

.

Комбинация нагрузок горизонтального направления на верхнюю часть резервуара (0,4 H):

- нагрузки, вызывающие сжатие опорного кольца купола в виде активного давления ветра и вакуума, определим по формуле

Где , , с=0,5;

Коэффициент находится на высоте z = 0,8·H=0,8·11,96=9,57 м;

;

- нагрузки, вызывающие растяжение опорного кольца: ветровой отсоси избыточное давление по формуле

Где ;

.

Вертикальную сосредоточенную нагрузку на узел пересечения радиального ребра с кольцом определим по формуле:

для 1-го кольца при

- направленная вниз

для 2-го кольца при

- направленная вниз

- направленная вверх

Расчет радиального ребра купола

Найдем угол наклона касательной с осью по формуле:

Вычислим в уровне 1-ого кольца при



Для опорного радиального ребра средний угол наклона касательных .

То же для ребра между 2-м и 1-м кольцами

Интенсивность нагрузки на опорное радиальное ребро:

Продольные сжимающие усилия в опорном ребре:

Где

Суммарное продольное сжимающее усилие в опорном ребре определим по формуле:

Найдём наибольшее значение изгибающего момента в опорном ребре от распределенной нагрузки.

Левая опорная реакция



Найдем положение сечения с наибольшим изгибающим моментом по формуле:

Где

Максимальное значение изгибающего момента в этом сечении

Где

Радиальные ребра конструируем из двух прокатных швеллеров из стали мари ВСт3пс6-1.

Рассчитаем ребро на прочность.

Высоту сечения ребра примем из условия =4,25 см.

Примем ребро в виде двух швеллеров №5 ().

Проверка на прочность выполняется.

Расчет кольцевых элементов купола

Распор передаваемый со стороны радиального ребра, определяется формулой:

,

=78 кН

=39,33 кН

Изгибающие моменты и продольные усилия, вызываемые распорами, определяются по следующим формулам:

- максимальный момент (под радиальным ребром)$

=-22,15кН

- момент между ребрами;

=-19,008 кН

- продольное усилие ;

= =448,275 кН

Определим дополнительные продольные усилия в кольце, от ветровой нагрузки на 0,4 Н стенки по формуле:

=-8,49 кН, сжатие

=

=0,4 17,026 кН, растяжение

Изгибающие моменты определим по формулам:

±136,88 Н

Усилия в кольце от ветрового отсоса на покрытие резервуара по формуле:

=0,91,4=-0,193 кН2

= =12,93 кН

Изгибающие моменты в опорном кольце от ветровых распоров:

==-3,67 кН

=-3,15 кН

Продольное усилие:

= =-74,31 кН

При этом площадь сечения кольца составляет: A=123,5 см2.

Момент инерции сечения кольца относительно вертикальной оси: 203145 см4. Проверка сечения на прочность осуществляется по формуле:



=6,86

Условие прочности успешно выполняется.

6. Расчет резервуара на опрокидывание

Опрокидывающий момент, действующий на резервуар в результате ветрового воздействия определяется по следующей формуле:

=

Нормативное значение среднесуточной составляющей ветровой нагрузки, КПа;

F=0,575 D

Где

H - высота стенки, м.

F=0,575 32,42=45,56 кН

Координата b зависит от высоты резервуара:

b=2,5+0,57(H-5)

b=2,5+0,57(11,96-5)=6,47 м

кН

Так как мы используем понтон, его высота образующей будет равна 0, поэтому опрокидывающий момент от действия ветра на крышу будет равен 0.

Определим опрокидывающий момент, действующий на резервуар.

==171,37 кПа

Нагрузка на центральную часть днища определяется исходя из величины внутреннего избыточного давления, максимально проектного уровня налива и плотности тс-1 или воды.

0,001g

)0,001=85,2

при гидроиспытаниях:

)0,001=11,98

Резервуар считается устойчивым к опрокидыванию, если момент от вертикальных удерживающих сил, действующих на пустой резервуар превышает момент сил вызванных ветровой нагрузкой.

установка анкеров требуется, если условие не выполняется.

r

=20,33 кН

Проверка условия;

171,37?(5680,143-20,33)16,24=91,915

171,37?91,915

Данное условие не выполняется, следовательно требуется установка анкеров.

7. Расчет понтона

Понтоны применяются в резервуарах со стационарными крышами для сокращения потерь от испарения продукта. Проектируются понтоны следующих видов:

- контактного (нижняя поверхность понтона полностью контактирует с поверхностью хранимого продукта);

- поплавкового (понтон контактирует с поверхностью продукта через поплавки, а между настилом понтона и зеркалом продукта имеется газовое пространство).

По конструктивным признакам, могут проектироваться понтоны следующих типов:

- стальной понтон однодечной конструкции, имеющий центральную однослойную мембрану (деку), разделенную, при необходимости, на отсеки, и расположенные по периметру кольцевые короба (открытые или закрытые сверху);

- стальной понтон двудечной конструкцию, состоящий из герметичных коробов, расположенных по всей площади понтона;

- стальной понтон на поплавках с настилом;

- понтон из алюминиевых сплавов на поплавках с настилом;

- понтон из алюминиевых или стальных панелей с синтетическим пористым наполнителем.

Понтон должен свободно перемещаться при сливе наливе продукта. Конструкция понтона должна обеспечивать сохранение его плавучести. Верхний край периферийной стенки (борта) должен превышать уровень продукта не менее, чем на 200 мм. Верхние кромки обечаек всех люков и патрубков, расположенных на понтоне и доходящих до уровня продукта должна быть не ниже верхнего края периферийной стенки (борта). Между бортом понтона и стенкой резервуара устанавливается уплотняющей затвор. Номинальная величина зазора от 200 до 250 мм с допускаемыми отклонениями ±100 мм.

Номинальная толщина стальных элементов понтона должна быть не менее 4 мм.

Понтон должен иметь опорные стойки, фиксирующие его в рабочем и ремонтном положениях:

- в рабочем положение опорные стойки обеспечивают опирание понтона на днище на высоте, при которой нижняя дека (для понтона контактного типа) или нижняя точка поплавков (для понтона поплавкового типа) не должно приближаться к расположенным на днище или первом поясе стенки конструкциям или устройствам на расстояние менее 100 мм;

- в ремонтном положении нижняя дека (или нижняя точка поплавков) должна находится на высоте не менее 2 м от уровня днища стенки.

Опорные стойки опираются на днище резервуара через подкладные пластины. Понтоны имеют предохранительные клапаны, а также вентиляционные патрубки, равномерно расположенные на стационарной крыше или стенке по периметру и один патрубок в центре. Для доступа на понтон в резервуаре предусматривается люк-лаз, чтобы через него попадать на понтон, находящийся на опорных стойках в ремонтном положении. В стационарной крыше резервуара с понтоном устанавливаются не менее двух смотровых люков для визуального контроля понтона и затвора. Закрытые короба понтона должны быть снабжены смотровыми люками с быстросьемными крышками или иными устройствами для контроля потери герметичности. Расчет плавающих крыш и понтонов производится в следующей последовательности:

Этап 1 - выбор конструктивной схемы плавающей крыши (понтона) и предварительное определение толщин элементов исходя из функциональных, конструктивных и технологических требований.

Этап 2 - назначение комбинаций воздействий (таблице П. 4.4, П. 4.5 Приложения П.4), учитывающих величину и характер действующих нагрузок, а также возможность потери герметичности отдельных отсеков крыши (понтона).

Этап 3 - моделирование конструкции крыши (понтона) методом КЭ.

Этап 4 - расчет равновесных положений крыши (понтона), погруженных в жидкость для всех расчетных комбинаций воздействий.

Этап 5 - проверка плавучести крыши (понтона). Если плавучесть крыши не обеспечена, производится изменение ее конструктивной схемы и расчет повторяется, начиная с этапа 1.

Этап 6 - проверка несущей способности конструктивных элементов крыши для полученных на этапе 4 положений равновесия. В случае изменения толщин элементов, расчет повторяется, начиная с этапа 3.

Этап 7 - проверка прочности и устойчивости опор.

Определим положение ватерлинии по формуле:

Рассчитаем вес пригруза:

V = 0,07 кН

Определим нагрузку от снега:

=282 кН

Найдем - силу трения прижима о стенку:

Рассчитаем силу трения прижима о стенку:

Определим положение ватерлинии по формуле:

=0,28 м

Центральная часть днища должна иметь уклон к центру равный 1:40, и привариваться к внутренней стенке короба на высоте. Высота определяется по формуле:

=

==0,12 м

8. Выбор оборудования

Приемо-раздаточный патрубок

Патрубки приемо-раздаточные ППР являются комплектующими изделиями горизонтальных и вертикальных стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Патрубки предназначены для подключения резервуаров к технологическим трубопроводам и присоединения запорной арматуры, а также установки резервуарного оборудования.

Патрубки приемо-раздаточные монтируются в нижнем поясе резервуаров, через усиливающую накладку, при помощи сварки. Условное давление (Ру) фланцев патрубков с Ду от 400 до 700 мм -- 16 кгс/см2, у патрубков с Ду менее 400 мм условное давление (Ру) зависит от расположения фланца относительно резервуара: снаружи -- 10 кгс/см2, внутри -- 6 кгс/см2.

По устойчивости к воздействию климатических факторов внешней среды патрубки изготавливаются в исполнении Т, У и УХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69.



Рисунок 1 - Патрубок приемо-раздаточный ППР

f -- площадь поперечного сечения патрубка.

патрубок резервуар конический

Подставляем значение поперечного сечения в формулу (72) и получаем:

Определив диаметр, выбираем ближайший стандартный патрубок большего диаметра ППР - 500. На резервуаре используем один ППР - 500.

Технические характеристики приведены соответственно в таблице 8.

Таблица 8 - Технические характеристики ППР - 500

Условный проход	Hh, мм	Присоединительные размеры фланцев патрубка	Габаритные размеры, мм, не более
		Наружный фланец	Внутренний фланец	Длина, L	Диаметр, Dн
		DD1, мм	Dd,мм	N, шт.	D2, мм	Dd1,мм	Тn1, мм
500	400	650	33	20	650	33	20	625	1060

Люки

Люки световые ЛС предназначены для проветривания резервуаров во время ремонта или зачистки. Также через люки происходит подъем крышек хлопушек при обрыве рабочего троса. Для этого в конструкции люков предусмотрена возможность крепления запасного троса хлопушки.

Люк световой устанавливается на сферической или щитовой крыше резервуара над хлопушкой, монтируемой на приемо-раздаточном патрубке. Люк световой изображен на рисунке 2.

Рисунок 2 - Световой люк

Технические характеристики светового люка ЛС-500 приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Технические характеристики ЛС - 500

Наименование параметра	ЛС - 500
Условный проход, Ду, мм	500
Диаметр усиливающей накладки, мм, не более	1100
Габаритные размеры, мм, не более:
высота Н	562
диаметр D	640
Масса, кг, не более	104

В соответствии с п. 3.11.2.3 «Правил устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов ПБ 03-605-03» каждый резервуар должен быть снабжен не менее чем двумя люками.

Люки-лазы ЛЛ предназначены для проникновения внутрь вертикальных стальных резервуаров при монтаже, осмотре, зачистке или проведении ремонтных работ. Люки изготавливаются в двух вариантах: круглый или овальный. По требованию Заказчика люк-лаз может комплектоваться поворотным устройством, которое существенно облегчает открытие-закрытие люка.

Люк-лаз устанавливается на вертикальной стенке стального резервуара и приваривается к ней через усиливающую накладку. Люк - лаз изображен на рисунке 3.



Рисунок 3 - Люк - лаз круглый без поворотного устройства.

Технические характеристики люка - лаза ЛЛ-500 приведены в таблице 10.

Таблица 10 - Технические характеристики ЛЛ - 600

Наименование параметра	ЛЛ - 500
Размеры лаза, мм	500
Размеры усиливающей накладки, мм, не более
SxB	-
B	1260
Габаритные размеры, мм, не более:
высота Н	440
длина L	-
ширина	-
диаметр наружный D	755
Масса, кг, не более	157

В соответствии с п. 3.11.2.3 «Правил устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов ПБ 03-605-03» каждый резервуар должен иметь не менее двух люков в первом поясе стенки.

Люк замерный ЛЗ устанавливается на резервуарах с нефтью и нефтепродуктами и обеспечивает доступ к хранимому продукту с целью отбора проб или замера уровня налива в резервуаре. Для удобного и безопасного перемещения ручных пробоотборных приспособлений и измерительного инструмента при замерных операциях в конструкции люка предусмотрена направляющая колодка из искробезопасного материала. Люк устанавливается через прокладку на крыше вертикального или на крышке горловины горизонтального резервуара. ЛЗ изображен на рисунке 4:

Рисунок 4 - Люк замерный 1-корпус; 2-крышка; 3-педаль; 4-резиновая прокладка; 5-откидной болт с гайкой; 6-латунная вставка; 7-винт заземления

Технические характеристики замерного люка ЛЗ -150 приведены в таблице 11.

Таблица 11 - Технические характеристики ЛЗ - 150

Наименование параметра	ЛЗ -150
Диапазон условного прохода хлопушек DN	150
Габаритные размеры, мм, не более:
высота Н	185
ширина L	315
диаметр D	260
Присоединительные размеры:
диаметр фланца D, мм	260
диаметр окружности D, мм	225
диаметр крепежных отверстий d, мм	18
Количество крепежных n, шт	8
Масса, кг, не более	3,3

Хлопушка с перепускным устройством

Хлопушки ХП в закрытом положении исключают обратный ток продукта, хранимого в резервуаре, предохраняя тем самым резервуары от утечек нефти или нефтепродуктов при повреждении технологических трубопроводов или размещенных на них запорных устройств. Хлопушки являются комплектующими изделиями резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

В зависимости от способа применения, хлопушки могут быть как управляемыми, так и неуправляемыми. Неуправляемые хлопушки устанавливаются только на приемных (нагнетательных) линиях. Крышки этих хлопушек поднимаются под напором закачиваемого в резервуар продукта и опускаются под собственным весом при прекращении подачи. Крышки управляемых хлопушек можно поднимать, опускать, а также фиксировать в поднятом положении. Управляемые хлопушки могут применяться как на раздаточных (отпускных), так и на приемных (нагнетательных) трубопроводах.

Для снижения усилия, требующегося для поднятия крышки, все хлопушки с условным проходом более 100 мм изготавливаются с перепуском -- разгрузочным отверстием. Хлопушка устанавливается через прокладку на фланце приемо-раздаточного патрубка в нижнем поясе внутри резервуара. На рисунке 5 показана хлопушка с перепуском:



Рисунок 5 - Хлопушка ХП с перепуском

Технические характеристики хлопушки ХП -500 приведены в таблице 12. На резервуаре используем две хлопушки ХП - 500.

Таблица 12 - Технические характеристики ХП - 550

Наименование параметра	ХП -500
Диаметр условного прохода DN	500
Условный проход перепускного отверстия dy	100
Условное давление, Мпа, не более	0,17
Габаритные размеры, мм, не более:
высота Н	840
длина L	700
ширина	710
Присоединительные размеры:
диаметр окружности D1, мм	650
диаметр крепежных отверстий d, мм	33
Количество крепежных отверстий n, шт	20
Масса, кг, не более	135

Управление такими хлопушками осуществляется с помощью механизмов управления: боковых -- МУ, устанавливаемых на стенке резервуара, либо верхних -- МУВ, устанавливаемых на стационарной крыше.

Технические характеристики механизма управления хлопушкой МУВ -400 приведены в таблице 13.

Таблица 13- Технические характеристики МУ - 1

Наименование параметра	МУВ-400
Диапазон условного прохода хлопушек DN	400
Габаритные размеры, мм, не более:
высота hmin	2100
D	260
D1	225
d	18
n, шт.	8
Масса, кг, не более	27

Сифонный кран

Краны сифонные КС предназначены для забора и спуска подтоварной воды из резервуаров с нефтью и нефтепродуктами.

Кроме того, с помощью кранов может поддерживаться оптимальная высота подтоварного слоя воды. «Зеркало» подтоварного слоя воды представляет собой идеальную поверхность отсчета при замерах нефтепродукта, так как водяной слой покрывает все неровности днища резервуара. Помимо этого водяная подушка может быть использована в качестве водо-зеркального подогревателя.

Краны являются комплектующими изделиями стальных вертикальных цилиндрических резервуаров.

Краны выпускаются в двух конструктивных исполнениях, отличающихся видом применяемого запорного устройства: шаровой кран (Ш) или клиновая задвижка (З).

Кран сифонный монтируется в нижнем поясе резервуара на специальном фланце (входящем в состав изделия), привариваемом к стенке резервуара.

Место установки крана сифонного определяется следующими условиями:

- если в резервуаре применяется водо-зеркальный подогрев, то для обеспечения оптимальной высоты водяной подушки, составляющей 30-35 см, расстояние от осевой линии крана до днища резервуара должно находиться в пределах 640-690 мм;

- если применяются другие способы подогрева продукта, оптимальная высота водяной подушки составляет 3-5 см, поэтому расстояние от осевой линии крана до днища резервуара должно быть в пределах от 370 до 390 мм;

- если в поддержании оптимальной высоты водяной подушки нет необходимости, то для обеспечения работоспособности КС, расстояние от осевой линии крана сифонного до днища резервуара должно быть не менее 350 мм, обеспечивая, таким образом, минимальный зазор в 10 мм между нижним срезом углового патрубка крана и днищем резервуара.

Сифонный кран показан на рисунке 6:

Рисунок 6 - Кран сифонный КС 1-переходник; 2-кран шаровый; 3,6-фланец; 4-ручка; 5-гранд-букса; 7-труба горизонтальная; 8-кожух; 9-отвод

Сифонные краны выпускают двух типоразмеров: КС-50 с условным диаметром Ду-50 мм и КС-80 с ДУ-80 мм. Краны КС-50 устанавливают на резервуарах вместимостью <4600 м3, КС-80 -- на резервуарах большей вместимости.

Выбираем сифонный кран КС-80-К. Его технические характеристики указаны в таблице 14.

Таблица 14 - Технические характеристики КС - 80 - К

Наименование параметра	КС - 80 - К
Условный проход DN	80
Рабочее давление проходного крана, Мпа, не более	0,15
Рабочее давление сифонного крана, Мпа, не более	0,15
высота Н	786
длина L	1136
Ширина	690
Масса, кг, не более	75

Пробоотборник

Пробоотборники стационарные резервуарные ПСР предназначены для отбора в соответствии с ГОСТ 2517-85 объединенной (усредненной) пробы нефти и нефтепродуктов из резервуаров со стационарной крышей.

С помощью пробоотборников этого типа отбор пробы происходит путем выделения столбика продукта по всей высоте налива резервуара и слива его через систему трубок -- пробоотборную колонну-- в пробоотборную посуду.

Пробоотборники являются комплектующими изделиями наземных вертикальных резервуаров со стационарной крышей.

Пробоотборник состоит из пробоотборной колонны и приемного узла. С помощью пробоотборной колонны происходит отбор пробы и ее отделение от основной массы хранимого продукта. Через приемный узел пробоотборника осуществляется управление операциями отбора и слива пробы.

Пробоотборная колонна монтируется внутри резервуара с помощью специальных кронштейнов, привариваемых к стенке и днищу. Приемный узел приваривается к стенке снаружи резервуара в нижнем поясе. Для монтажа приемного узла в стенке резервуара предварительно вырезается отверстие диаметром 340 миллиметров (центр отверстия должен находиться на расстоянии 220 миллиметров от днища резервуара).

Рисунок 7 - Пробоотборник ПСРП

Технические характеристики пробоотборника ПСРП-11 приведены в таблице 15

Таблица 15 - Технические характеристики ПСР - 11

Обозначение пробоотборника	ПСР-11
Высота резервуара, м	11 - 12
Высота пробоотборника, мм, не более	12050
Масса, кг, не более	165
Длина, мм, не более	1435
Ширина, мм, не более	450

Уровнемер Rosemount 5300

Уровнемеры Rosemount 5300 во многих отраслях промышленности. Это двухпроводные волноводные уровнемеры для измерения уровня и уровня границы раздела жидкостей, а также уровня сыпучих сред.Rosemount 5300 обеспечивает высокую надежность, современные меры обеспечения безопасности, простоту использования и неограниченные возможности подключения и интеграции в системы АСУТП.

Предназначен для контроля и измерения уровня нефти и нефтепродуктов в различных резервуарах, емкостях и технологических аппаратах. Уровнемер состоит из следующих основных узлов: прибор показывающий, узел мерного шкива, отсчетное устройство, компенстор, система гидрозатвора. Принцип работы основан на следящем действии поплавка, плавающего на поверхности жидкости и перемещающегося вместе с ее уровнем.

Выберем уровнемер Rosemount 5300 и преобразователи измерительные Rosemount 644. Также необходимо выбрать датчики давления Rosemount 3051S.

На рисунке 8 показан уровнемер Rosemount 5300:

Рисунок 8 - Уровнемер Rosemount 5300

Технические характеристики уровнемера Rosemount 5300приведены в таблице 16.

Таблица 16 - Технические характеристики Rosemount 5300

Наименование параметра	Rosemount 5300
Излучаемая мощность	Номинальная 300 мкВт, максимальная 45 мкВт
Диапазон измерений	От 0,1 до 50 м
Погрешность измерений	0,03% диапазона измерений
Давление процесса	Стандартно: от -0,1 до 4 Мпа; Исполнения НТНР, НР и С от -0,1 до 34,5 Мпа
Относительная влажность окружающей среды	До 100%
Температура процесса	Стандартно: от -40 до 150 °C
Вязкость измеряемой жидкости	не ограничивается

Измерительный преобразователь температуры Rosemount 644

Преобразователь температуры Rosemount 644 - универсальное и надежное решение для любых измерений температуры. Высокоточный измерительный преобразователь Rosemount 644 с возможностью передачи данных по протоколам HART, FOUNDATION Fieldbus или PROFIBUS PA, в конструктивных исполнениях с монтажом в головке датчика или на DIN рейке, соответствует самым высоким требованиям условий применения. ЖК-дисплей обеспечивает индикацию результатов измерения, а опция согласования преобразователя-сенсора обеспечивает непревзойденную точность измерения для преобразователя и сенсора термометра сопротивления.

Данный датчик измерения температуры имеют следующие преимущества:

- согласование измерительного преобразователя с первичным преобразователем уменьшает погрешность системы на 75%;

- ЖК индикатор обеспечивает удобную технологическую и диагностическую индикацию;

- стабильность 2 года;

- несколько вариантов корпусов, в том числе из полированной нержавеющей стали для биотехнологической, фармацевтической и других подобных отраслей;

- доступен в виде законченного решения температуры, включая первичный преобразователь, измерительный преобразователь и защитную гильзу.

На рисунке 9 представлен преобразователь температуры Rosemount 644:

Рисунок 9 - Преобразователь температуры Rosemount 644

Технические характеристики датчика температуры Rosemount644 приведены в таблице 17.

Таблица 17 - Технические характеристики Rosemount 644

Наименование параметра	Rosemount644
Выходной сигнал	4 - 20 мА
Диапазон измерений	От -200 до 2000 °C
Интервал измерений	0,03% диапазона измерений
Давление процесса	Стандартно: от -0,1 до 4 Мпа; Исполнения НТНР, НР и С от -0,1 до 34,5 Мпа
Относительная влажность окружающей среды	От 0 до 99% относительной влажности без конденсации.
Изоляция	Напряжение пробоя изоляции входа и выхода составляет 500 В переменного тока (707 В постоянного тока) при частоте 50/60 Гц.

Датчик давления Rosemount 3051 S

Измерительные приборы Rosemount серии 3051S позволяют оптимизировать операции по четырем основным областям: производство, качество, энергоэффективность, безопасность и окружающая среда. Используя возможности масштабируемой серии Rosemount 3051S по всему предприятию, можно минимизировать изменчивость процесса, получая о нем дополнительные сведения, снижаются объемы технического обслуживания и длительность перебоев в работе, одновременно с этим отвечая всем нормативным требованиям. Добавим также, что измерительные приборы серии очень просты в эксплуатации.Использование датчика в беспроводном исполнении для измерения параметров технологического процесса позволяет увеличить количество собираемой информации для более эффективного управления. Системы электронных выносных сенсоров для измерения уровня жидкости позволяет более точно измерять перепад давления с малым временем отклика и не использовать капиллярные или импульсные линии большой дуги.

На рисунке 9 представлен датчик давления Rosemount 3051 S:

Рисунок 10 - Датчик давления Rosemount 3051S

Технические характеристики датчика температурыRosemount644 приведены в таблице 18.

Таблица 18 - Технические характеристики Rosemount3051S

Наименование параметра	Rosemount 644
Измеряемые среды	Жидкости, нефтепродукты, пар, газ, газовые смеси
Диапазон измерений давлений	Минимальный: 0 - 0,025 кПа Максимальный: 0 - 68,9 МПа
Диапазон температур	Окружающей среды от -51 до 85°C °C Измеряемой среды от -75 до 205 °C
Выходной сигнал	4 - 20 мА
Основная приведенная погрешность	± 0,055%
Основная относительная погрешность	± 0,04%
Диапазон перенастройки пределов	200:1, 100:1

Уплотняющий затвор РУМ - 2

Уплотняющий затвор РУМ-2 предназначен для герметизации кольцевого пространства между понтоном и стенкой резервуаров емкостью от 100 до 50000 куб. м для хранения нефти и нефтепродуктов для эксплуатации в условиях умеренного климата. Затвор мягкого типа РУМ-2 (затворы для понтона) представляет собой оболочку, расположенную по периметру резервуара, внутри которой находятся блоки уплотнения. Затворы для понтона легко собираются в резервуаре, не имеют подвижных искрообразующих деталей, экологически безвредны, стойки к нефтепродуктам. Уплотняющие затворы для понтонов обладают высокой степенью герметичности, изностойки, высокоэластичны, морозостойки, долговечны. Затвор РУМ - 2 показан на рисунке 10.



Рисунок 11 - Уплотняющий затвор РУМ - 2

Технические характеристики приведены в таблице 19.

Таблица 19 - Технические характеристики РУМ - 2

Объем резервуара, куб.м.	Внутренний диаметр резервуара, мм	Наружный диаметр понтона, мм	Кольцевой зазор между понтоном и стенкой резервуара, мм	Масса затвора (нетто) не более, кг
10000	28500	28100	+100 - -80	765

Пожарное оборудование

Универсальная пенная камера используется для подачи в резервуар как химической, так и воздушно-механической пены. Ее пропускная способность 100 л/с химической пены при едином порошке, 150 л/с при раздельных порошках и 150 л/с воздушно-механической пены. В системах воздушно-пенного тушения пожаров универсальная пенная камера является не только пеносливным устройством, но и пенообразующим аппаратом.

Аппараты высокой пены обеспечивают подачу только высокократной воздушно-механической пены. Установки для подачи воздушно-механической пены по эластичному рукаву через слой нефтепродукта предназначены для тушения пожаров в наземных металлических резервуарах с нефтепродуктами (ЛВЖ), рассчитанных на избыточное давление в их газовом пространстве.

Для тушения пожара в резервуарах применяются генераторы эжекторного типа, вырабатывающие пену кратностью 100-150. Генераторы устанавливаются в верхнем поясе резервуара с площадкой для удобства обслуживания. Существуют работы, в которых обосновано устройство генераторов на крышке резервуара.

При возникновении пожара автоцистерна с пенообразователем, находящаяся за обвалкой, подсоединяется с помощью трубопровода с генератором. От насоса автоцистерны вода и пенообразователь подаются в смеситель - дозатор и за счет эжекции воздуха происходит образование высоко кратной пены. Выбираем огневой предохранитель ОП - 350, 4 пенокамеры, 4 пеногенератора ГВП - 350

Технические характеристики приведены в таблице 20.

Таблица 20 - Характеристики пеногенератора

Тип пеногенератора	Расход пенообразователя	Кратность пены	Рабочее давление раствора, МПа
ГВП-350	350	200-1200	0,2-1

Устройство молниезащиты

Устройство молниезащиты резервуаров проектируются в соответствии с нормативно - технической документацией.

По устройству молниезащиты резервуары относятся ко 2 категории и должны быть защищены от прямых ударов молнии, электростатической и электромагнитной индукции, заноса высоких потенциалов по трубопроводам.

Нижний пояс стенки резервуаров должен быть присоединен через токоотводы к заземлителям, установленным на расстоянии не более чем 50м по периметру стенки, но не менее двух в диаметрально противоположных точках. Соединение токоотводов и заземлителей должны выполняться на сварке. Допускается присоединение резервуара к заземлителям производить на латунных болтах и шайбах через медные или оцинкованные токоотводы и приваренные к стенке резервуара бобышки заземления диаметром 45мм с резьбовым отверстием М 16. Каждое соединение (стенка - токоотвод - заземлитель) должно иметь импульсное сопротивление не более 50 Ом.

Токоотводы и заземлители следует выполнять из стального проката с размерами в сечении, не менее указанных в таблице.

Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами). В зону защиты молниеприемников должно входить пространство над каждой единицей дыхательной аппаратуры, ограниченное полушарием радиусом 5м.

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготавливают из круглых стержней или труб с площадью поперечного сечения не менее 100 мм. Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят.

Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания ( за исключением случаев, когда технологией предусмотрено перемешивание и обеспечены специальные меры электростатической безопасности ).

Нефтепродукты должны поступать в резервуар ниже находящегося в нём остатка. При заполнении порожнего резервуара нефть (нефтепродукты) должна подаваться со скоростью не более 1 м/с до момента заполнения приёмного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши).

Заключение

В результате выполнения курсового проекта был рассчитан и сконструирован вертикальный стальной резервуар с понтоном объемом 10000, высота резервуара 11,96 м, диаметр 32,42 м. В качестве материала конструкции использовалась легированная сталь С 345 (09Г2С-15). Резервуар рассчитан на действие ветровых, снеговых и других нагрузок, выбраны оптимальные размеры, а так же выполнены проверки на прочность и устойчивость. Кроме того, резервуар оснащен оборудованием, позволяющим ему выполнять все основные технологические функции.

Литература

1. Лапшин, А.А. Конструирование и расчёт вертикальных цилиндрических резервуаров низкого давления: учебное пособие / А.А. Лапшин, А.И. Колесов, М.А. Агева; Нижегород, гос. Архит.-строит. Ун-т. - Н. Новгород, ННГАСУ, 2009. - 122 с.

2. Нехаев, Г.А. Проектирование и расчет стальных цилиндрических резервуаров и газгольдеров низкого давления: учебное пособие /УДК: 624.014 (075.8), АСВ, 2005. - 216 с.

3. ГОСТ 19903-74 «Прокат листовой горячекатаный», Москва 1976.

4. ГОСТ 8.570-2000 ГСИ. Резервуары стальные вертикальные цилиндрические. Методика поверки.

5. ПБ 03-605-03. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов.

Размещено на Allbest.ru