Модернизация резервуарного парка Архангельского нефтяного терминала ОАО НК "Роснефть-Архангельскнефтепродукт"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данном дипломном проекте произведен анализ существующего объема резервуарного парка Архангельского нефтяного терминала. Для увеличения его объема предложено модернизировать резервуарный парк путем постройки дополнительных резервуаров и заменой некоторых старых на новые резервуары, новые резервуары оборудуются понтоном, и устанавливается защитная стенка, такие резервуары не требуют обвалования.

Расширение резервуарного парка обеспечит возможность большей перевалки нефти и нефтепродуктов, что в свою очередь повлияет на увеличение экономической прибыли.

С этой целью в проекте рассчитан необходимый объем резервуарного парка, вариант расширения. Произведен расчет конструктивных элементов одного резервуара РВСП с защитной стенкой - 20000 м³.

Объем пояснительной записки составил 108 страницы машинописного текста, из которых 23 иллюстрации и 42 таблицы, количество использованных источников 13.



Содержание

Введение

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И ПЛАН РАЗВИТИЯ АРХАНГЕЛЬСКОГО НЕФТЯНОГО ТЕРМИНАЛА

1.1 Существующее положение терминала

1.2 Основные технические решения по развитию терминала

1.3 Обоснование увеличения объема резервуарного парка

1.3.1 Резервуары для нефти

1.3.2 Резервуары для газового конденсата

1.4 Конструктивные особенности проектируемых резервуаров

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ РВСП 20000 м³

2.1 Тепловой расчет

2.2 Расчет конструктивных элементов резервуара РВСП-20000 м³

2.2.1 Общие сведения о материале конструкции

2.2.2 Исходные данные для расчета

2.2.3 Конструкция стенки

2.2.4 Расчет понтона на прочность

2.2.5 Расчет понтона на плавучесть при прямой его посадке

2.3 Расчет категории взрывоопасности технологического блока и радиусов зон разрушения с учетом установки защитной стенки

2.4 Оборудование резервуара РВСП-20000 м³

3. СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

4. Оценка Экономической эффективности проекта

5. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Заключение

Список использованых источников

ПРИЛОЖЕНИЕ



Введение

По оценкам специалистов, Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является перспективным и стратегически важным для российской экономики регионом. Тимано-Печорский бассейн, являющийся последним крупным, практически нетронутым резервом на севере европейской части России, к 2010 году должен превратиться в центр добычи нефти с уровнем до 20-30 млн. т/год. Одним из путей вывоза является комбинированный способ перевалки по трубопроводам, в железнодорожных цистернах, а далее на танкерах по северным путям на экспорт.

Интенсивное освоение нефтегазовых ресурсов влечет за собой решения проблемы транспорта нефти. В новых экономических условиях Северных регионов страны исключительно важная роль отведена увеличению грузооборота нефти и нефтепродуктов. Увеличение объема транспорта нефти позволит обеспечить как загруженность морского и речного порта, так и потребности хозяйства и экономики г. Архангельска.

Один из способов решения данной проблемы - это модернизация действующего терминала ОАО НК «Роснефть-Архангельскнефтепродукт».

В настоящем дипломном проекте рассмотрены вопросы, связанные с модернизацией резервуарного парка Архангельского нефтяного терминала ОАО НК «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» для увеличения перевалки нефтепродукта.

Решением этого вопроса может быть замена старых резервуаров новыми с большим единичным объемом и оборудованных понтонами, строительство новых, дооборудование резервуаров понтонами и переводом их на легколетучие нефти и нефтепродукты. С целью снижения воздействия на окружающую среду, и безопасной эксплуатации возможна установка защитной стенки (стакан в стакане).

Проект должен отображать экономическую эффективность развития Архангельского нефтяного терминала.

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ И ПЛАН РАЗВИТИЯ АРХАНГЕЛЬСКОГО НЕФТЯНОГО ТЕРМИНАЛА

1.1 Существующее положение терминала

В настоящее время на территории Архангельского терминала осуществляется перевалка (прием, хранение и отгрузка) светлых и темных нефтепродуктов в количестве до 3,0 млн. т/год.

Хранение осуществляется в наземных вертикальных резервуарах единичным объемом от 400 м³ до 20 000 м³.

Общая вместимость существующих резервуаров для нефтепродуктов - 274 000 м³, в том числе для, м³:

- нефти 80 000

- мазута 20 000

- дизельного топлива 100 000

- самолетного топлива 20 000

- газового конденсата 40 000

- масел 4 400

- автобензина 2 600

Поступление нефтепродуктов производится по железной дороге, отгрузка танкерами.

Слив из железнодорожных цистерн осуществляется на трех железнодорожных эстакадах:

- односторонняя для слива мазута на 5 цистерно-мест;

- двухсторонняя для слива светлых нефтепродуктов на 30 цистерно-мест;

- двухсторонняя для слива нефти на 52 цистерно-места.

На территории терминала расположены два отдельных здания насосных для светлых и темных нефтепродуктов, в которых установлены насосы, осуществляющие слив из железнодорожных цистерн и налив нефтепродуктов в танкеры.

Основные технологические трубопроводы, по которым осуществляется перекачка нефтепродуктов, надземной и подземной прокладки.

1.2 Основные технические решения по развитию терминала

Развитие Архангельского терминала предусматривает увеличение грузооборота до 10 700 тыс. т/год, в том числе:

- нефть 6 000 тыс. т/год

- газовый конденсат 3 000 тыс. т/год

- дизельное топливо 1 200 тыс. т/год

- мазут 330 тыс. т/год

- самолетное топливо20 тыс. т/год

- печное топливо 90 тыс. т/год

- судовое моторное топливо 60 тыс. т/год

Освоение грузооборота предполагается осуществлять в три этапа:

- I этап - объем перевалки 7 500 тыс. т/год, в том числе:

нефть 4 300

газовый конденсат 1 500

дизельное топливо 1 200

мазут 330

самолетное топливо 20

печное топливо 90

судовое моторное топливо 60

- II этап - увеличение грузооборота до 9 000 тыс. т/год за счет увеличения объема перевалки газового конденсата до 3 000 тыс. т/год

- III этап - увеличение грузооборота до 10 700 тыс. т/год за счет увеличения объема перевалки нефти до 6 000 тыс. т/год

Для обеспечения требуемого грузооборота предусматривается, наряду с использованием существующего оборудования, строительство новых объектов.

1.3 Обоснование увеличения объема резервуарного парка

Для хранения мазута, дизельного топлива, топлива ТС, печного топлива, судового моторного топлива используются существующие резервуары на всех трех этапах строительства.

Для нефти и газового конденсата предусматривается, в дополнение к существующим, строительство новых резервуаров.

Оптимальный единичный объем и число резервуаров на каждый вид нефтепродуктов определяются исходя из переваливаемого количества данного продукта, коэффициентов использования емкости резервуара и оборачиваемости резервуара.

1.3.1 Резервуары для нефти

Для нефти в настоящее время используются следующие резервуары (рисунок 1):

- №7, №44, №45 единичным объемом 20 000 м³;

- №8, №9 единичным объемом 10 000 м³.

Общий объем хранения нефти в резервуарах составляет 80 000 м³.

Величина вместимости резервуарных парков для морских перевалочных нефтебаз [12] определяется по формуле:

(1)

где - коэффициент сортности. При одной марке нефтепродукта К_с=1;

- коэффициент использования емкости резервуара (=0,84);

- грузооборот нефтепродукта;

- норматив, учитывающий занятость причальных сооружений в году, определяется

П_р=365nК_зан.,

где n - количество причалов, n=2;

К_зан.=0,45ч0,5 - коэффициент занятости причала.

- плотность нефтепродукта, т/м³;

- коэффициент неравномерности суточной отгрузки, вызываемой нерегулярностью подхода танкеров (К_с.н.=2,0);

- коэффициент месячной неравномерности прибытия судов (К_м.н.=1,2);

- коэффициент спроса внешней торговли (К_спр.=1,0);

- среднесуточное количество нефтепродукта, т;

- количество нерабочих дней по метеоусловиям (m=4);

- коэффициент, учитывающий частичное использование емкости, предназначенной для суточной отгрузки (К_е=0,8).

С увеличением грузооборота до 4 300 тыс. т/год (I этап строительства) и 6 000 тыс. т/год (III этап строительства) общий объем хранения в резервуарах составит:

I этап

III этап

Недостаток в объеме хранения составляет:

на I этапе: 124 300 - 80 000 = 44 300 м³

на III этапе: 173 500 - 80 000 = 93 500 м³

Таким образом, при увеличении грузооборота до 6 000 тыс. т/год, необходимо строительство новых резервуаров общим объемом 90 тыс. м³.

При посадке новых резервуаров на генплан учитывалось место расположения существующих нефтяных резервуаров и технологических связей с насосной станцией.

В качестве варианта предлагается установить новые резервуары с нефтью на месте существующих резервуаров №12ч№17 и в районе расположения существующих резервуаров №44, №45, №8, №9 (рисунок 2).

На I этапе реконструкции терминала предусматривается строительство двух резервуаров единичным объемом 20 000 м³ на месте существующих резервуаров №12ч№17.

На III этапе - строительство резервуара объемом 20 000 м³ в районе существующих резервуаров №44, №45, №8, №9 и резервуара объемом 30 000 м³ на месте существующего резервуара №19.

Таким образом, расчетный коэффициент оборачиваемости резервуаров составляет:

после I этапа

после III этапа

Оборачиваемость резервуаров соответствует нормативным требованиям [13].



1.3.2 Резервуары для газового конденсата

Хранение газового конденсата в настоящее время на терминале осуществляется в следующих резервуарах (рисунок 1):

№14, №15, №16, №17 единичным объемом 5 000 м³;

№19, №30 единичным объемом 10 000 м³.

Общий объем хранения составляет 40 000 м³.

При увеличении объема перевалки газового конденсата до 1 500 тыс. т/год, существующего объема хранения недостаточно (коэффициент оборачиваемости резервуаров составляет свыше 60 раз/год).

В то же время, из-за необходимости размещения на I этапе строительства резервуаров для нефти на площадке существующих резервуаров №12ч№17, из объема хранения газового конденсата исключаются резервуары №14ч№17, а на III этапе исключается резервуар №19, так как вместо него размещается резервуар под нефть объемом 30000 м³.

Таким образом, на I этапе, в дополнение к существующим резервуарам газового конденсата №19 и №30 (общий объем хранения 30 000 м³) необходимо устанавливать новые резервуары. В настоящее время на территории терминала уже подготовлены площадки для строительства резервуаров №18н и №36н.

Необходимый объем хранения резервуаров рассчитывается по формуле аналогично расчету для резервуаров нефти.

Общий объем хранения газового конденсата при объеме перевалки 1 500 тыс. т/год составляет 52 500 м³, при объеме перевалки 3 000 тыс. т/год - 104 900 м³.

Недостаток объема хранения составляет:

на I этапе: 52 500 - 20 000 = 32 500 м³

на II этапе: 104 900 - 20 000 = 84 900 м³



Для обеспечения общего объема хранения газового конденсата 104 900 м³ при грузообороте 3 000 тыс. т/год, в дополнение к существующим резервуарам №19 и №30, предусматривается (рисунок 2):

на I этапе:

установка новых резервуаров №18н единичным объемом 30 000 м³;

на II этапе:

переоборудование существующих резервуаров №32, №33, №37 с дизельным топливом объемом 10 000 м³ каждый под хранение газового конденсата (установка понтона, переобвязка трубопроводов) и №36н единичным объемом 30 000 м³.

Таким образом, общий объем хранения в резервуарах при перевалке в 3 000 тыс. т/год будет составлять 100 000 м³.

Коэффициент оборачиваемости при этом составляет

1.4 Конструктивные особенности проектируемых резервуаров

Вновь проектируемые резервуары (для нефти и газового конденсата) предусматриваются с защитной стенкой ("стакан в стакане"). Резервуар с защитной стенкой состоит из основного внутреннего резервуара, предназначенного для хранения продукта, и защитного наружного резервуара, предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара. Основной резервуар оборудуется понтоном.

Резервуары с защитной стенкой не требуют обвалования.

Предпочтение такой конструкции резервуаров, по сравнению с обычной, отдается в связи с высокой безопасностью при эксплуатации, а также из-за стесненных условий на площадках строительства: так как резервуары размещаются на месте существующих, отсутствие обвалования освобождает территорию для прокладки новых трасс трубопроводов.

Рисунок 1 - План расположения существующих резервуаров под нефть и газовый конденсат

Рисунок 2 - План расположения резервуаров под нефть и газовый конденсат по предложенному варианту развития



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ РВСП 20000 м³

2.1 Тепловой расчет

2.1.1 Исходные данные для теплового расчета приведены в таблице 1:

Таблица 1

Показатель	Характеристика
Объем резервуара	20000 мі
Внутренний диаметр резервуара	39,9 м
Высота боковой стенки	17,88 м
Высота сферического купола	4,4 м
Максимальная высота налива нефти	17,0 м
Температура закачки нефти	298 К
Средняя толщина стенки резервуара	0,0104 м
Коэффициент теплопроводности стали	40 Вт/(м·К)
Температура воздуха в районе установки резервуара в период хранения нефти	238К
Скорость ветра	1,2 м/с
Плотность нефти при t=293К	880 кг/мі
Удельная теплоемкость нефти	2100 Дж/(кг·м)
Теплопроводность нефти	0,12 Вт/(м·К)
Тепловая изоляция	Минераловатные плиты
Толщина изоляции на стенках	0,1 м
Толщина изоляции на крыше	0,1 м
Теплопроводность изоляции	0,046 Вт/(м·К)
Температура грунта	263 К
Примечание: К = 273 + єС

2.1.2 Определяем площадь поверхности

2.1.2.1 Определяем площадь поверхности днища резервуара

,(2)

где - внутренний диаметр резервуара.

2.1.2.2 Определяем площадь поверхности стенки

(3)

где h_ст - высота стенки резервуара.

2.1.2.3 Определяем площадь поверхности купола

(4)

где h_к - высота купола.

Результаты расчетов площадей приведены в таблице 2

Таблица 2

Площадь днище, м2	Площадь стенка, м2	Площадь купол, м2
1250	2240	1310

2.1.3 Определяем среднюю температуру нефти и приведенную температуру окружающей среды при температуре грунта под днищем резервуара

(5)

где Т_зал - температура нефтепродукта, с которой он заливается в емкость

(6)



где F_c1,F_c2- поверхности емкостей, соприкасающиеся с разными средами;

T_c1, T_c2 - средние температуры этих сред

Таблица 3

Температура, К

заливаемой нефти	воздуха	грунта	средняя температура нефти	окружающая среда
298	238	263	268	244,5

2.1.4 Задаемся средним значением температуры внутренней стенки резервуара T'_ст = 298 К

2.1.5 Определяем характеристики нефти при средних температурах нефтепродукта и стенки

Характеристика нефти при Тср.н. = 268 К

Таблица 4

с, кг/мі	н, м2/с	в, 1/К
897	0,00188	0,000746

Характеристика нефти при T'ст = 298 К

Таблица 5

с, кг/мі	н, м2/с	в, 1/К
876,7	0,000038	0,000746

2.1.6 Параметры Грасгофа и Прандталя при средних температурах нефти и стенки

(7)

где l - линейный размер (для вертикальных емкостей l = h, для

горизонтальных - l = d);

в_р - коэффициент объемного расширения нефти;

Т_п - температура нефтепродукта (средняя);

Т_ст - температура стенки емкости или трубы;

Параметр Прандталя

(8)

где а - коэффициент температуропроводности нефтепродукта

(9)

Индекс "п" означает, что все физические характеристики нефтепродукта для вычисления критериев Gr и Pr выбирают при средней температуре нефтепродукта; индекс "ст" - все физические характеристики выбирают при средней температуре стенки емкости.

Находим произведение Pr и Gr.

Таблица 6

Prп	Prст	Grп	Prп ·Grп	б1ст,Вт/(м2·К)
29496	586	-305305412	-9·1012	1,84

(10)

2.1.7 Для среднемесячной температуры воздуха 277 К находим его характеристики:



Таблица 7

Параметры воздуха

теплопроводность Вт/(м·К)	вязкость м2/с
0,0244	1,32·10-5

2.1.8 Определяем число Рейнольдса при обдувании резервуара ветром и коэффициент теплоотдачи:

(11)

Коэффициент теплоотдачи при вынужденной конвекции (обдувание емкости ветром):

(12)

Таблица 8

Dн	Re	C	n	б2ст ,Вт/(м2·К)
39,902	3627272	0,023	0,8	2,49

2.1.9 Определяем коэффициент теплоотдачи радиацией

, (13)

где С_s - постоянная Планка

е_ст - степень черноты поверхности стенки

Таблица 9

Сs ,Вт/(м2·К)	ест	б3ст, Вт/(м2·К)
5,768	0,95	4,27

2.1.10 Коэффициент теплопередачи через стенку емкости

, (14)

где д_i -толщина стенки емкости, изоляции и т.д.;

л_i - коэффициент теплопроводности материала стенки, изоляции и т.д.;

К_ст = 1,45 - без изоляции,

К_ст = 0,35 - с изоляцией [13].

2.1.11 Проверяем правильность выбора температуры внутренней стенки резервуара

Среднюю температуру стенки емкости определяют методом последовательных приближений

, (15)

Таблица 10

Тст расчетная	Тст принятая
264	298

2.1.12 Внутренний коэффициент теплоотдачи б_1д от нефти к днищу

Задаемся температурой внутренней поверхности днища резервуара Т'_д=298 К и находим характеристики нефти при этой температуре.

Таблица 11

Характеристика нефти

с, кг/мі	н, м2/с	в, 1/К
876,7	0,000038	0,000746

Находим параметры Прандталя и Грасгофа и определяем внутренний коэффициент теплоотдачи от нефти к днищу

(16)

Таблица 12

Prд	Grп	Prп ·Grп	б1д, Вт/(м2·К)
586,21	-491415951	-4,14·1013	20,04

2.1.13 Коэффициент теплопередачи К_д через днище

, (17)

где б_i -толщина гидрофобного слоя, днища емкости, отложений, воды и т.д.;

л_i - коэффициент теплопроводности указанных слоев;

D - диаметр днища резервуара;

Полагая, что за время хранения на днище резервуара появился слой отложений толщиной 0,4 м с коэффициентом теплопроводности 0,2 Вт/(м·К), вычисляем коэффициент теплопередачи при л_гр=2,0 Вт/(м·К), К_д= 0,34

2.1.14 Определяем правильность выбора температуры внутренней поверхности днища резервуара

По уравнению теплового баланса проверяем правильность выбора температуры внутренней поверхности днища резервуара

Таблица 13

Тд расчетная	Тд принятая
267,0	298,0

2.1.15 Температуру зеркала принимаем равной средней температуре нефти, т.е. Т_з=Т_ср=268 К.

2.1.16 Температуру внутренней поверхности крыши принимаем равной Т_к=296 К.

Тогда средняя температура газового пространства

Т_г.п.= 0,5(Т_ср+Т_к) (18)

Т_г.п.= 282К

Для найденного Т_г.п. найдем теплофизические характеристики воздуха

Таблица 14

лв, Вт/(м·К)	нв ,м2/с	Prв
0,0251	1,42·10-5	568

Вычислим параметр Грасгофа, предварительно заменив сферическое покрытие цилиндрическим.

Объем сферического сегмента

(19)

(20)

h_э=2,160 м

Полная высота газового пространства h_г.п= 3,160

Коэффициент объемного расширения газа в_г.п.= 0,0036 ¹/_К - const

Коэффициент теплоотдачи:

· При Pr_п ·Gr_п<20000000;

· При Pr_п ·Gr_п>20000000;

Таблица 15

Grп	Prп ·Grп	б1к, Вт/(м2·К)
-1,67·1010	-9,45·1012	-2,41

2.1.17 Определяем коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси.

(21)

где л_возд - коэффициент теплопроводности воздуха;

л_п.н. - коэффициент теплопроводности паров нефтепродукта;

С₁ - содержание паров нефтепродукта в газовом пространстве резервуара (так как в резервуаре установлен понтон можно пренебречь количеством паров нефти в газовоздушной смеси между понтоном и покрытием резервуара);

C₁=0;

.

2.1.18 Определяем эквивалентный коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси

(22)

где при (Gr·Pr)<1000 е_к=1

при (Gr·Pr)>1000

, (23)

л_э=7,91 Вт/(м·К)



2.1.19 Коэффициент теплоотдачи

Если скорость ветра =0, то б_2к находится по формулам:

при Pr_п ·Gr_п < 20000000;

при Pr_п ·Gr_п > 20000000;

При наличии ветра принимаем: б_2к =11,98 Вт/(м·К)

2.1.20 Коэффициент теплоотдачи излучением от крыши в воздух

, (24)

Таблица 16

Сs ,Вт/(м2·К4)	ек	б3к, Вт/(м2·К)
5,768	315,59	481,97

2.1.21 Пренебрегая тепловым сопротивлением металла покрытия, находим коэффициент теплопередачи через крышу резервуара

, (25)

К_к=0,008

2.1.22 Проверяем правильность выбора температуры внутренней поверхности крыши

, (26)

Таблица 17

Тк расчетная,К	Тк принятая,К
281,87	296

2.1.23 Находим приведенный коэффициент теплопередачи в окружающую среду

(27)

К_т=0,287

2.1.24 Количество нефти в резервуаре

G=F_дhс

G=18700 т.

2.1.25 Определяем вероятную температуру нефти через сутки без подогрева

, (28)

Тв=297,9 К.

2.1.26 Определяем количество тепла, необходимого для сохранения температуры нефти

(29)

К - коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду;

F - поверхность охлаждения, м²;

?t- разность температур между окружающей средой и нефтью, ^оС;

Расход тепла на поддержание температуры:

Q=73701,6 кКал/ч.

Для поддержания температуры в резервуаре устанавливается секционный подогреватель, в качестве носителя используется вода рисунок 3.

Рисунок 3 - Секционный водоподогреватель:

1- патрубок ввода теплоносителя; 2 - патрубок вывода теплоносителя; 3- секции подогревателя; 4 - кольцевые водопроводы.

2.2 Расчет конструктивных элементов резервуара РВСП-20000 м³

2.2.1 Общие сведения о материале конструкции

Геометрические параметры РВСП с защитной стенкой - 20000 м³: внутренний диаметр основного резервуара 39,9 м, при высоте стенки 17,88 м.

Для конструкций резервуаров должна применяться сталь, выплавленная электропечным, кислородно-конвертерным или мартеновским способом. В зависимости от требуемых показателей качества и толщины проката сталь должна поставляться в состоянии после горячей прокатки, термической обработки (нормализации или закалки с отпуском) или после контролируемой прокатки [4].

Для основных конструкций подгруппы А должна применяться только спокойная (полностью раскисленная) сталь.

Принимаем сталь: С345-4 (09Г2С-15), у которой минимальная температура, при которой гарантируется ударная вязкость -35 °С.

Для основных конструкций подгруппы Б должна применяться спокойная или полуспокойная сталь.

Для вспомогательных конструкций наряду с вышеперечисленными сталями с учетом температурных условий эксплуатации возможно применение стали С235.

2.2.1.1 Определение точности изготовления листового проката

Принимаем, конструктивно, для резервуара листы проката с размерами: 1490 мм -ширина, 6000 мм - длина

По точности изготовления листовой прокат должен применяться:

по толщине: ВТ - высокая, AT - повышенная;

по ширине: АШ - повышенная, БШ - нормальная;

Принимается по толщине - таблица 18, по ширине - таблица 19.

Таблица 18

Толщина, мм	Предельные отклонения по толщине листов для симметричного поля допусков при точности ВТ и AT при ширине, мм
	До 1500	Св. 1500 до 2000	Св. 2000 до 3000
	ВТ	AT	ВТ	AT	ВТ	AT
От 5 до 10 вкл.	± 0,4	± 0,45	± 0,45	± 0,5	± 0,5	±0,55
Св. 10 до 20 вкл.	± 0,4	± 0,45	± 0,45	± 0,5	± 0,55	±0,6
Св. 20 до 30 вкл.	± 0,4	± 0,5	± 0,5	± 0,6	± 0,6	± 0,7

АТ = ± 0,45 мм - для листа шириной 1,49 м и толщиной до 16 мм.



Таблица 19

Толщина, мм	Предельные отклонения по ширине при точности АШ и БШ и ширине листа, мм
	менее 2000	2000 и более
	повышенная АШ	нормальная БШ	повышенная АШ	нормальная БШ
До 16 вкл.	10	15	15	20
Св. 16 до 45 вкл.	15	25	20	25

АШ =10 мм при толщине листа до 16 мм.

Серповидность (СП) листов должна быть пониженной и на базе 1 м не должна превышать 2 мм.

2.2.1.2 Расчетная температура металла

За расчетную температуру металла принимается наиболее низкое из двух следующих значений:

- минимальная температура складируемого продукта: 3°С;

- температура наиболее холодных суток для данной местности (минимальная среднесуточная температура), повышенная на 5°С: -35°С + 5єС = -30єС.

При определении расчетной температуры металла не учитываются температурные эффекты специального обогрева и теплоизоляции резервуаров.

Для резервуаров с рулонной технологией сборки расчетная температура металла, принимаемая, при толщинах более 10 мм понижается на 5 °С.

Расчетная температура металла равна -35°С.

Таблица 20

марка стали	Предел текучести, Н/ мм2	Временное cопротивление Н/мм2	Относительное удлинение, %	Ударная вязкость KCV, Дж/см2
С345 (09Г2С-15)	325	470	21	35



2.2.2 Исходные данные для расчета

Задаемся основными данными для расчета конструктивных частей резервуара:

- объем резервуара: 20000 м³;

- тип резервуара: со стационарной крышей с понтоном, с двойной стенкой;

- внутренний диаметр основного резервуара: 39900 мм;

- высота стенки: 17880 мм;

- расчетный уровень налива продукта: 17000 мм;

- геометрический объем: 22506 м³;

- район строительства: Россия, Архангельская область Приморский район, пос. Талаги, нефтебаза;

- плотность хранимого продукта: 0,88-0,9 ^т/_м³;

- температура хранения продукта: +25 °С;

- внутреннее избыточное давление: нет;

- вакуум: нет;

- снеговая нагрузка: 2,00 кПа;

- ветровая нагрузка: 0,6 кПа;

- расчетная температура района строительства: -35 °С;

- сейсмичность района строительства: нет;

- толщина изоляции на стенке и на крыше: по 100 мм;

- припуск на коррозию: нет;

- оборачиваемость продукта: 41,3;

- срок службы резервуара: 40 лет.

2.2.3 Конструкция стенки

Расчетные значения толщины листов стенки определяются исходя из проектного уровня налива продукта 16,40 м.

Номинальные толщины стенок резервуара определяются в три этапа:

- предварительный выбор толщин поясов;

- корректировка толщин при поверочном расчете на прочность;

- корректировка толщин при проведении расчета на устойчивость.

Рисунок 4 - Схема резервуара вертикального сбора с понтоном:

1 - днище резервуара; 2 - стенка; 3 - окрайки днища; 4 - днище понтона; 5 - шахтная лестница; 6 - опорное кольцо; 7 - элементы оборудования; 8 - крыша резервуара; 9 - площадки и ограждения.

2.2.3.1 Предварительный выбор номинальных толщин поясов производится с помощью расчета на эксплуатационные нагрузки, на нагрузку гидроиспытаний и по конструктивным требованиям

2.2.3.2 Минимальная расчетная толщина стенки в каждом поясе для условий эксплуатации рассчитывается по формуле [3]

, (30)

где g - ускорение свободного падения в районе строительства;

с - плотность продукта;

H- высота налива продукта;

z- расстояние от дна до нижней кромки пояса;

r- радиус срединной поверхности пояса стенки резервуара;

- расчетное сопротивление материала;

- коэффициент условий работы, равный 0,7 для нижнего пояса, равный 0,8 для всех остальных поясов;

ⁿ₁ и ⁿ₂ - соответствующие коэффициенты перегрузки;

р_п- давление понтона через продукт на боковую поверхность резервуара;

р_п - находится, как частное массы понтона на площадь боковой поверхности резервуара, до высоты подъема понтона, масса понтона в свою очередь найдена по стандартным значениям мембранного понтона для РВСП-20000 м³ и равна 60650 кг.

р_п=

Поскольку нижний край стенки жестко защемлен (сварен) с днищем, то для него z = 0,30 м.

Аналогично, считаются толщины стенок для следующих поясов, результаты занесены в таблицу 21.

Таблица 21

номер пояса	толщина, мм	принятое значение, мм
1	14,5	16
2	11,6	13
3	10,5	12
4	9,4	10
5	8,3	10
6	7,1	10
7	6,0	9
8	4,9	9
9	3,8	9
10	2,7	9
11	1,6	9
12	0,5	9

Принятые значения обусловлены запасом прочности.

2.2.3.3 Минимальная расчетная толщина стенки в каждом поясе для условий гидравлических испытаний рассчитывается по формуле:

, (31)

где - плотность используемой при гидроиспытаниях воды;

- высота налива воды при гидроиспытаниях;

=0,9 - коэффициент условий работы при гидроиспытаниях для всех поясов одинаков результаты занесены в таблицу 22

Таблица 22

номер пояса	толщина, мм	принятое значение, мм
1	12,5	16
2	11,4	13
3	10,3	12
4	9,2	10
5	8,1	10
6	7,1	10
7	6,0	9
8	4,9	9
9	3,8	9
10	2,7	9
11	1,6	9
12	0,5	9

Рисунок 5 - разрез стенки резервуара

2.2.3.4 Номинальная толщина каждого пояса стенки выбирается из сортаментного ряда таким образом, чтобы была не меньше максимума из трех величин:,

- минимальная конструктивно необходимая толщина, определяется по таблице 23 [4]:

Таблица 23

Диаметр резервуара , м	Толщина стенки , мм
	Рулонное исполнение	Полистовое исполнение
	Стационарная крыша	Плавающая крыша
D ? 35	10	8	10



2.2.3.5 Проверочный расчет на прочность для каждого пояса стенки резервуара проводится по формуле

,(32)

или по формуле

,(33)

где - меридиональное напряжение;

- кольцевое напряжение;

- коэффициент условий работы;

- коэффициент надежности по назначению, для резервуаров:=1,1 - I класса.

Найдем расчетное сопротивление для всех поясов:

Для первого пояса:

206818181,8 Па = 206,81 МПа;

Для всех остальных:

236363636,4 Па = 236,37 МПа;

Кольцевое напряжение вычисляется для нижней точки каждого пояса:

,(34)

для первого пояса кольцевое напряжение будет равно:

206288062 Па = 206,3 МПа;

для всех остальных:

Таблица 24

Номер пояса	у2	Расчетное сопротивление
	МПа	МПа
1	206,3	206,81
2	231,7	236,37
3	226,9	236,37
4	243,5	236,37
5	214,6	236,37
6	185,7	236,37
7	174,3	236,37
8	142,2	236,37
9	110,1	236,37
10	78,0	236,37
11	46,0	236,37
12	13,9	236,37

Значения удовлетворяют условию прочности.

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

,(35)



где - масса стенки выше расчетной точки;

G₀- масса покрытия (купола) на стенки резервуара, кг, G₀=73230 кг;

s - полное нормативное значение снеговой нагрузки.

Масса стенки выше расчетной стенки находится как произведение объема металла по поясам на плотность стали:

Таблица 25

Номер пояса	Масса, т
1	183,23
2	159,77
3	140,71
4	123,12
5	108,47
6	93,81
7	79,15
8	65,96
9	52,77
10	39,57
11	26,38
12	13,19

Для первого пояса:

1703476,5 Па =1,7 МПа;

для последующих поясов:

Таблица 26

Номер пояса	у1		Расчетное сопротивление
	МПа	МПа	МПа
1	1,7	205,4	206,81
2	2,1	230,6	236,37
3	2,3	225,8	236,37
4	2,7	242,1	236,37
5	2,7	213,2	236,37
6	2,7	184,4	236,37
7	3,0	172,8	236,37
8	3,0	140,7	236,37
9	3,0	108,7	236,37
10	3,0	76,6	236,37
11	2,9	44,6	236,37
12	2,9	12,7	236,37

Значения удовлетворяют условию прочности.

2.2.3.6 Расчет стенки резервуара на устойчивость выполняется с помощью проверки соотношения

,(36)

где - первое (меридиональное) критическое напряжение,

- второе (кольцевое) критическое напряжение.

Первое критическое напряжение вычисляется по формуле

,(37)

где - расчетная толщина самого тонкого пояса стенки (обычно верхний пояс).

Коэффициент С может быть вычислен по формулам:

при ,(38)

при .(39)

;

Второе критическое напряжение вычисляется по формуле

,(40)

где - редуцированная высота резервуара, а при постоянной толщине стенки для резервуара со стационарной крышей равно полной высоте стенки резервуара .

Редуцированная высота резервуара вычисляется по формуле

,(41)

где - расчетная толщина листа -го пояса,

- высота -го пояса

При расчете на устойчивость кольцевое напряжение для резервуара со стационарной крышей и понтоном учитывается только ветровая нагрузка, так как вакуум и задувание ветра отсутствуют:

Меридиональное напряжение с учетом коэффициентов надежности по нагрузке и коэффициентов для основного сочетания нагрузок вычисляется аналогично расчету на прочность.

Значения для проверки на устойчивость приведены в таблице 27

,

Таблица 27

Номер пояса	у1 ,МПа	, МПа	, МПа
1	1,7	0,6	0,65
2	2,1	0,6	0,71
3	2,3	0,6	0,74
4	2,7	0,6	0,81
5	2,7	0,6	0,81
6	2,7	0,6	0,80
7	3,0	0,6	0,85
8	3,0	0,6	0,85
9	3,0	0,6	0,85
10	3,0	0,6	0,84
11	2,9	0,6	0,84
12	2,9	0,6	0,84

Условие устойчивости выполняется во всех поясах.

2.2.4 Расчет понтона на прочность

При проектировании понтона основные геометрические параметры их назначают конструктивно, затем производят проверочные расчеты на прочность.

Наиболее неблагоприятное состояние плавающей крыши может возникнуть при установке ее на опорные стойки. Так как расстояние между опорами центральной части понтона не превышает 1000 ее толщин, то отпадает необходимость в определении напряжений в днище [9].

На понтонное кольцо воздействуют: собственная его масса Р_пк, масса затвора Р₂, поддерживают понтонное кольцо 18 опорных стоек.

2.2.4.1 Задаемся исходными геометрическими размерами понтонного кольца (конструктивно), таблица 28:

Таблица 28

Параметр	Значение
Радиус кольца наружный, м - R1	19,75
Радиус кольца внутренний, м - R2	18,25
Высота кольца наружный, м - hн	1,1
Высота кольца внутренний, м - hвн	0,9
толщина верхней поверхности, м - дверх	0,004
толщина нижней поверхности, м - дниж	0,004
толщина наружной поверхности, м - дн	0,007
толщина внешней поверхности, м - двн	0,007
толщина перегородки, м - дпер	0,004
число перегородок - n	24
число опор - К	18
число перегородок между двумя опорами - m	1,33
масса опор, т - Р1	1,71
масса затвора, т - Р2	5,28
масса бортика ограждения пены, т -Р3	3,3
плотность стали, т/м3 - с	7,85
Расчетное сопротивление стали, МПа - Rн	240

2.2.4.2 Проверяем выбранное понтонное кольцо на прочность

Рисунок 6 - Расчетная схема прочности понтонного кольца

Определим нагрузку на один погонный метр понтонного кольца, кН/м:

(42)

где k - коэффициент перегрузки, k = 1,05;

Р_пк - масса понтонного кольца, т;

R₁, R₂ - наружный и внутренний радиусы понтонного кольца, соответственно, м;

кН/м.

(43)

Где Р_верх - масса верхней стенки, т;

Р_ниж - масса нижней стенки, т;

Рн - масса наружней стенки, т;

Рвн - масса внутренней стенки, т;

Рпер - масса перегородок, т;

Р1 - масса опорных стоек, т;

Р2 - масса уплотняющего затвора, т;

Р3 - масса бортика ограждения пены, т;

т.

(44)

Где - толщина верхнего листа, м;

т.

(45)

Где - толщина верхнего листа, м;

т.

(46)

Где - толщина наружной стенки, м;

- высота наружной стенки, м;

т.

(47)

Где - толщина внутренней стенки, м;

- высота внутренней стенки, м.

т.

(48)

Где - толщина перегородок, м;

n - число перегородок, шт.

т.

Допустим, что нагрузка на понтонное кольцо равномерно распределена на внутреннюю и наружную стенки, тогда на наружную стенку воздействует q_n=q₁/2. Несущими являются балки, состоящие из стенок и полок шириной по 15д (рисунок 7а, 7б).

кН/м.

Рисунок 7 - Схема несущих балок понтонного кольца: а - наружная балка; б - внутренняя балка

Наружную стенку понтонного кольца, ввиду ее малой кривизны, можно представить как прямую балку, лежащую на опорах. Опорами являются поперечные перегородки. Тогда величину изгибающего момента в наружной стенке можно определить из зависимости:

(49)

кН·м.

Где - максимальный пролет балки между опорными стойками, определяют из условия что понтон содержит К опорных стоек и возможно исключения из работы одной из них. Тогда

(50)

Где m - число перегородок между двумя опорами;

К - число опорных стоек понтонного кольца;

м.

Площадь сечения наружной балки, м²:

;(51)

м².

Центр тяжести сечения, м:

;(52)

м.

Момент инерции сечения понтона, м⁴:

;(53)

м⁴.

Момент сопротивления сечения при изгибе понтонного кольца, м³:

;(54)

м³.

Напряжение в сечении понтонного кольца, МПа:

;(55)

МПа.

Проверяем условие прочности:

Аналогичным путем считается внутренняя балка, результаты занесены в таблицу 29:

Таблица 29

Расчет внутренней балки

пролет внутренней балки, м	12,73
изгибающий момент, кНм - Мх	47,02
площадь сечения наружной балки, м2 - Fвн	0,01
Центр тяжести сечения, м - z	0,43
Момент инерции, м4 - Jx	0,20
момент сопротивления сечения при изгибе, м3 - Wx	0,48
напряжения в сечении понтонного кольца, МПа - у	97,62	?	192

Условия прочности выполняются по обеим балкам понтонного кольца значит размеры кольца выбраны правильно.



2.2.5 Расчет понтона на плавучесть при прямой его посадке

В соответствии с законом Архимеда плавучесть понтона будет обеспечена при уравновешивании сил тяжести, вызванных собственной массой конструкции, внешними нагрузками и выталкивающими силами жидкости. При этом глубина погружения крыши Т не должна превышать высоты наружной стенки понтонного кольца h_н. Равновесие наступит тогда, когда силы не только равны по величине, но и лежат на одной вертикали. Вышеназванным условиям отвечают соотношения [9]:

(56)

Где Р_п - масса понтона, т;

к₁ - коэффициент перегрузки, к₁=1,2;

F_тр - сила трения затвора о стенку резервуара, F_тр=101,17 кН;

V_p - объем вытесненной жидкости, м³;

г_ж - удельный вес жидкости, кН/м³;

х_п - координата центра тяжести понтона, м;

х_с - координата приложения результирующих сил поддержания, м;

Т₀ - глубина погружения понтона в жидкость от собственного веса, м.

Рисунок 8 - Расчетная схема объема вытесненной жидкости

(57)

(58)

(59)

Где z₁ - аппликата притыка центральной части крыши к понтонному кольцу, м;

z₂ - аппликата нижней стенки понтонного кольца, м;

При x = R₂, z₂ = 0,0085м.

Глубина погружения понтонного кольца:

(60)

Где Р_пк - масса понтонного кольца, т;

м.

Аппликату притыка центральной части к понтонному кольцу можно определить из выражения

(61)

где Р_м - масса мембраны, т;

(62)

т;

м.

Тогда объем погружения равен

м³;

м³;

103,24м³.

При разгерметизации центральной части понтона плавучесть будет обеспечиваться только понтонным кольцом, понтон погрузится в жидкость на глубину Т₁ , м.

(63)

где Т₂ - глубина погружения понтона от веса взвешенной центральной части, м.

(64)

где G₁ - вес взвешенной центральной части понтона, т.

(65)

Где с и с_ж - плотность стали и продукта соответственно, т/м³.

кН;

м;

м.

Координаты центра величины понтона при прямой её посадке в жидкость можно охарактеризовать следующими выражениями:

где щ_i и z_i - площадь и координата центра тяжести элементарной фигуры в диаметральной плоскости, погруженной в жидкость.

(66)

м.

Для характеристики погруженной в жидкость понтона могут служить коэффициент полноты плавающего понтона д и метацентрический радиус r

(67)

0,25;

(68)

Где - момент инерции плоскости относительно осей у и х;

=119436,77 м⁴;

1156,93 м.

Плавучесть понтона при прямой его посадке будет обеспечена при Т₁ < h_н. Тогда запас плавучести крыши

З = h_н - Т₁;(69)

З = 1,1 - 0,2 = 0,9 м.

Коэффициент запаса плавучести

(70);

При выбранных геометрических размерах понтона выполняется не только проверка на прочность, но и обеспечивается плавучесть понтона. Размеры выбраны правильно.

2.3 Расчет категории взрывоопасности технологического блока и радиусов зон разрушения с учетом установки защитной стенки

2.3.1 Исходные данные для расчета

- для расчета энергетического потенциала технологического блока принят вариант аварии, когда происходит разрушение основного резервуара и часть продукта попадает в пространство между стенками основного и защитного резервуаров;

- в качестве расчетной площади аварийного разлива и испарения нефти принята поверхность между основным и защитным резервуарами F_исп = 195 м²;

- в качестве расчетного времени испарения взято время, равное 20 минутам.

Таблица 30

Наименование блока	Показатели параметров технологического блока
	Состав среды	Избыточное давление среды в блоке,кг/см2	Геометрический объем блока, м3	Объем продукта, м3 (при Нmax=16,4 м)	Объем парогазовой фазы в блоке, м3	Площадь разлива жидкости, м2
РВСП-20000 м3	нефть	-	25057	20505,9	-	195

Таблица 31

Характеристика взрывопожарных свойств нефти

Расчетная температура, єС	Температура начала кипения нефтепродукта,єС	Удельная теплота сгорания, кДж/кг
25	35	43961

2.3.2 Расчет энергетического потенциала

2.3.2.1 Давление насыщенных паров нефти при температуре 25єС равно:

Р_н=169 мм рт.ст.= 22,5 кПа.

2.3.2.2 Определяем молекулярный вес паров нефти по формуле:

М=45+0,6·t_н.к.;(71)

М=45+0,6·35=66 кг/кмоль.

2.3.2.3 Определяем интенсивность испарения нефти по формуле:

,(72)

где - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости температуры воздушного потока над поверхностью разлитой жидкостью, =2,4

М - молекулярная масса паров нефти;

Р_н - давление насыщенных паров;

кг/с·м².

2.3.2.4 Определяем массу G жидкой фазы, испарившейся с поверхности разлива за расчетное время:

,(73)

где F_н - площадь испарения;

ф_н - время испарения нефти при аварийном разливе;

G=0,0004387·195·1200=102,66 кг.

2.3.2.5 Общий энергетический потенциал

Е=G·q`,(74)

где q` - удельная теплота сгорания;

Е= 102,66·43961= 4513036,26 кДж.

нефтяной терминал резервуар понтон



Таблица 32

Расчетные данные энергетического потенциала

Давление насыщенных паров, кПа	Молекулярная масса, кг/кмоль	Интенсивность испарения нефти, кг/с·м2	Масса жидкости испарившейся с поверхности разлива, кг	Энергетический потенциал, кДж
22,5	66	0,0004387	102,66	4513036,26

2.3.3 Расчет категории взрывоопасности технологического блока

2.3.3.1 Относительный энергетический потенциал взрывоопасности блока

(75)

2.3.3.2 Общая масса горючих паров взрывоопасного парогазового облака m, приведенная к единой удельной энергии сгорания, равной 46000 кДж/кг, равна:

; (76)

кг.

Таблица 33

Показатели и категории взрывоопасности блока

Относительный энергетический потенциал	Общая приведенная масса горючих паров блока, участвующих во взрыве, кг	Категория взрывоопасности блока
9,99	98,12	III



2.3.4 Расчет радиусов зон разрушения

2.3.4.1 Для оценки уровня воздействия применяем тротиловый эквивалент. Тротиловый эквивалент взрыва парогазовой среды W_т, определяемый по условиям адекватности характера и степени разрушения при взрывах парогазовых облаков, рассчитывается по формуле

, (77)

Где 0,4 - доля энергии взрыва парогазовой смеси;

0,9 - доля энергии взрыва тринитротолуола;

q` - удельная теплота сгорания парогазовой среды;

q_T - удельная энергия взрыва тринитротолуола, q_T=4520 кДж/кг;

z - доля горючих паров , участвующих во взрыве, принимаем z=1;

кг

2.3.4.2 Зоной разрушения считается площадь с границами, определяемыми радиусами, центром которой является центр расчетной площадки рассматриваемого технологического блока. Границы каждой зоны характеризуются значениями избыточных давлений по фронту ударной волны ДP и, соответственно безразмерным коэффициентом K.

Радиус зон разрушения определяется по формуле

R = K·R₀,

где K - безразмерный коэффициент, характеризующий воздействие взрыва на объект;

; (78)

м.

Таблица 34

Зоны разрушений

Класс зоны разрушения	Безразмерный коэффициент	Давление ударной волны (кПа)	Расчетные радиусы зон разрушения, м
1 - Сильное повреждение всех зданий	3,8	> 100	14,55
2 - Среднее повреждение всех зданий с массовыми обвалами	5,6	70	21,45
3 - Среднее повреждение промзданий	9,6	28	36,77
4 - Легкие повреждения фабричных труб	28,0	14	107,24
5 - Частичное разрушение стен	56,0	<2	214,48

Здания, в которых расположены помещения управления (операторные), административные и другие непроизводственные здания, в которых предусмотрено постоянное пребывание людей, должны быть устойчивыми к воздействию ударной волны Р=14 кПа [5].

2.4 Оборудование резервуара РВСП-20000 м³

2.4.1 Патрубки на стенке [4]:

- патрубок приема Ду 500;

- патрубок раздачи Ду 500;

- патрубок зачистки Ду 150;

- люк-лаз 600х900 мм в I поясе - 2 шт.(рисунок 10)

- люк-лаз 600х900 мм в I I поясе - 2 шт.(рисунок 11)

- люк-лаз Ду 600 в I поясе;

- патрубок ввода теплоносителя Ду 50 - 2 шт.;

- патрубок вывода теплоносителя Ду 50 - 2 шт.;

- патрубок подслойного пенотушения Ду 150 - 3 шт.;

- патрубок пеногенератора для ПК-20 Феникс - 6 шт.;

- патрубок сниженного пробоотборника.

Рисунок 9 - Общий вид патрубка в стенке резервуара

Рисунок 10 - Люк-лаз овальный 600х900 мм в I поясе стенки

Рисунок 11 - Люк-лаз овальный в II поясе стенки

2.4.2 Патрубки на крыше [4]:

- световой люк Ду 500 - 4 шт.(рисунок 12);

- направляющие понтона Ду 500 - 2 шт.;

- монтажный люк 1000х1000;

- патрубок замерного люка Ду 150;

- патрубок пожарного извещателя Ду 100 - 6 шт.;

- патрубок аварийного уровня Ду 100- 3 шт.;

- патрубок сниженного пробоотборника;

-патрубок вентиляционный Ду 500 - 13 шт (рисунок 14);

Рисунок 12 - Люк световой 500

Рисунок 13 - Патрубки на крыше

Таблица 35

Условный проход патрубка, мм	Толщина обечайки патрубка, мм	Диаметр усиливающего листа , мм
100	5	220
150	5	320
200	5	440
250	6	550
300	6	650
350	6	760
400	6	860
500	6	1060

2.4.3 Дыхательная аппаратура должна устанавливаться на стационарной крыше резервуаров и должна обеспечивать проектные величины внутреннего давления и вакуума или их отсутствие (для атмосферных резервуаров и резервуаров с понтоном). В первом случае дыхательная аппаратура выполняется в виде совмещенных дыхательных клапанов (клапанов давления и вакуума) и предохранительных клапанов, во втором случае - в виде вентиляционных патрубков.

Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов, предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций (включая аварийные условия) по следующим формулам [11]:

пропускная способность вентиляционного патрубка, м/ч,

(79)

или

, что больше,(80)

где - производительность залива продукта в резервуар, м/ч,

- производительность слива продукта из резервуара, м/ч,

- полный объем резервуара, включая объем газового пространства под стационарной крышей, м.

= Размещено на http://www.allbest.ru/

25057 м³;

М₁ = 1000 м/ч;

М₂ = 2000 м/ч - аварийная;

Q₁ = 1000 +0,02·25057 = 1504 м³/ч;

Q₂ = 2000 +0,22·25057 = 7512 м³/ч;

Не допускается изменение производительности приемораздаточных операций после введения резервуара в эксплуатацию без пересчета пропускной способности дыхательной аппаратуры, а также увеличение производительности слива продукта в аварийных условиях, так же все дыхательные патрубки оборудуются защитным колпаком, и металлической сеткой (рисунок 14).

2.4.4 Понтон

Конструкция понтона (рисунок) представляет собой днище из листовой стали толщиной 4 мм, по периметру которого приварены два замкнутых кольцевых ребра, отстоящих друг от друга на расстоянии 2,8 м. Кольцевые ребра придают жесткость всей конструкции понтона при его движении при сливе или наливе нефтепродукта, а также создают необходимый запас плавучести на случай затопления его центральной части. Для повышения жесткости системы и обеспечения совместной работы кольцевых ребер последние соединены между собой радиальными ребрами, размещенными с шагом, равным 1/48 части окружности.

Рисунок 14 - Дыхательный патрубок: 1- патрубок; 2 - колпак; 3 - металлическая сетка

Кольцевые и радиальные ребра приварены к днищу понтона сплошными швами. Общая масса понтона составляет 60,65 т.

В нижнем положении понтон опирается на трубчатые стойки высотой 1,8 м. Стойки плавающие, т. е. они закреплены в радиальных ребрах и в днище понтона и перемещаются вместе с ним. На днище резервуара под каждой стойкой приварена опорная плита размером 10600600 мм. Между понтоном и стенкой резервуара предусмотрен зазор 200 мм. Чтобы не испарялся нефтепродукт, в зазоре установлен уплотняющий затвор. Во избежание возможного поворота понтона при его перемещениях в резервуаре имеются две диаметрально расположенные направляющие трубы.



Рисунок 15 - Понтон: 1- стойка понтона; 2 - днище понтона; 3 - днище резервуара; 4 - стенка резервуара; 5 - направляющие трубы; 6 - покрытие резервуара.



3. СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ

3.1 Монтаж резервуаров полистовым методом

Организация, разрабатывающая или привязывающая ППР по монтажу резервуаров, должна в его составе уточнить подготовку кромок листов стенки в зависимости от принятых видов сварки, места строповки конструкций и другие вопросы, вытекающие из принятой технологии монтажа резервуаров. Одновременно должны быть разработаны поставляемые вместе с конструкциями резервуаров приспособления: устройства, конструкция которых должна предусматривать восприятие ветровых нагрузок для обеспечения устойчивости стенки во время монтажа; стенды для контрольной сборки и укрупнения листов стенки и кровли в блоки, монтажные стойки для резервуаров с покрытием; сборочные и строповочные приспособления; контрольные пластины для сварщиков и т.п.