антиплагиат (1207401), страница 5
Текст из файла (страница 5)
Основныеэксплуатационные параметры резервуаров, проектируемых на НПС No 27представлены в таблице 2.2.Таблица 2.2 ‒ Основные эксплуатационные параметры резервуараРВСПК-50000ПараметрЕдиницаизмеренияЗначениеВнутренний диаметр резервуара м 60,7Высота стенки резервуара м 18,1Геометрический объём (цилиндрической части) м3 5237 7Максимальный уровень взлива воды пригидроиспытаниим 17,157Верхний аварийный уровень м 17,15 27 1Верхний допустимый уровень м 16,91 20 6 20Верхний нормативный уровень м 16,19 20 1Нижний аварийный уровень взлива нефти м 1,626Нижний допустимый уровень м 2,20 20 3Нижний нормативный уровень м 2,44 20 7Расчетная производительность заполненияопорожнения 3 (из расчета на перспективу увеличенияпроизводительности МН до 60 млн.т/год)м3/ч 873 6Максимально-допустимая скорость движени 11 яплавающей крыш и при заполнении-опорожнениирезервуарам/ч 4,0Максимально допустимая скорость движения нефтив трубопроводах приемо-раздаточного узлам/с 8, 11 8Продукт - нефть поГОСТ Р 518582002 Плотность продукта при 20°С кг/м3 843 - 865Сейсмическая активность баллы 7 баллов иРасчетное значение веса снегового покрова кП 5 а менее 0, 8Нормативное значение ветрового давления кПа 0,38Расчетная температура основных металлоконструкцийрезервуара° 1 С минус 38Цикличность нагружения циклов в год не более 350Нормативный срок эксплуатации лет 50Межремонтный интервал лет 20Всё оборудование, подлежащее установке на резервуарах должносоответствовать требованиям предприятия-изготовителя, стандартам иправилам технической эксплуатации системы ПАО «Транснефть», иметьразрешение на применение, выданно е 11 Федеральной службой поэкологическому, технологическому и атомному надзору.
33Для обеспечения требуемых режимов и безопасной эксплуатациирезервуаров 5 в соответствии с [2 ] предусматривается монтаж следующег 5 отехнологического оборудования, патрубков и люков:- патрубок приёмо-раздаточный DN 700, расположенный в первом поясестенки резервуара, 4 с приемо-раздаточным устройством DN 700 4 , установленнымвнутри резервуара ‒ 4 шт.;- патрубок DN 150 для зачистки 11 , расположенный в первом поясе стенкирезервуара 11 с задвижко й DN 150 и трубопроводом DN 32 4 с шаровым краном DN32 для опорожнения патрубка, установленными снаружи резервуара ‒ 1 шт.;- кран сифонный DN 80 16 , расположенный в первом поясе стенки 16резервуара, 16 в комплекте с поворотным узлом DN 80 ‒ 2 шт.;- патрубок, расположенный на восьмом поясе стенки резервуара, длямонтажа камеры низкократной пены системы пожаротушения резервуара ‒7 шт.;- патрубок DN 250 11 , расположенный в первом поясе стенки резервуара 11 ,для подключения трубопроводов DN 250 системы подслойного пожаротушения‒ 3 шт.;- патрубок DN 150 н 24 а площадке обслуживани 24 я для установкисигнализатора верхнег 20 о уровня ‒ 3 шт.;- патрубок DN 150 дл 20 я монтажа системы водоспуска с плавающе йкрыши ‒ 2 шт.;- лю 3 к DN 700, расположенный в первом поясе стенки резервуара 3 , длямонтажа устройства «Диоген-700» для размыва донных отложений внутрирезервуара ‒ 2 шт.Для доступ 35 а внутр ь резервуара предусмотрены люки:- люк-лаз 600×900 35 , расположенный в первом поясе стенки резервуара ‒ 163 шт.- люк-лаз 600×900 16 , расположенный в первом поясе стенки резервуара 16 сустановленной на нём бобышкой для термопреобразователя для измерениятемпературы нефти в пристенном слое ‒ 1 шт.;- люк-лаз 600×900 3 , расположенный в о второ 3 м поясе стенки резервуара ‒ 22 шт.Для размещения оборудования и обслуживания резервуарапредусматривается монтаж следующих патрубков и люков н 5 а плавающейкрыш е резервуара:- патрубок DN 850 дл 24 я направляющей плавающей крыши ‒ 1 шт.;- патрубок DN 250 дл 20 я клапана предохранительного ‒ 2 шт.;- патрубок DN 150 для люка замерного ‒ 5 шт.;- патрубок DN 10 24 0 н 24 а направляюще й для датчика средней температуры‒ 1 шт.; 24- патрубок DN 150 дл 24 я люка замерного ‒ 1 шт.; 24- измерительная труба DN 204 (1 шт.) радарного уровнемера внаправляющей плавающей крыши;- патрубок водоприемника DN 168 мм ‒ 2 шт.;- патрубок дл 11 я аварийного водоспуск а DN 150 ‒ 2 шт.;- люк монтажный DN 1000 ‒ 1 шт.; 24- люк-ла 3 з DN 600 ‒ 4 шт.;- лю 20 к смотрово й DN500 ‒ 74 шт.На всех фланцевых разъемах предусматривается установка шунтирующихперемычек.
Все болтовые соединения узлов заземления защищены от коррозиисиликоновой мастикой 3 .Согласно [2,6] предусматривается установка приёмо-раздаточногоустройства ПРУ-700 ‒ два комплекта (четыре единицы) на приемораздаточныхпатрубках резервуара DN 700.Цели установки ПРУ-700 :оптимальное увеличение полезной ёмкости стального резервуара;уменьшение интенсивности накопления парафинистых отложений;увеличение срока служб 8 ы первог о пояса и днища резервуара, за счётснижения зоны коррозионной активности донного осадка 20 .При заполнении резервуара нефть, проходя через ПРУ-700,распространяется по днищу резервуара в виде затопленной струи, размываетдонный осадок и переводит его во взвешенное состояние в массе нефти 7 . 41Также в соответствии с [2,6 ] предусмотрено оснащение резервуараустройством для размыва донных отложений «Диоген-700» в количеств 11 е двухштук.
Устройств о устанавливается в первом поясе стенки резервуара на люкеDN 700. 11«Диоген-700» обеспечивает:размыв и перемещение донных отложений в резервуаре подвижнойструей нефти, формируемой пропеллером устройства;автоматическое изменение направления струи нефти в горизонтальной 4плоскости за счёт встроенного привода поворота вала пропеллера;создание кругового вращения всей массы нефти, хранимой врезервуаре, при работе устройства в крайних угловых положениях валапропеллера;запуск в работу и остановку от местного поста управления илидистанционно с центрального пульта оператора 4 .Технологический процесс размыва и удаления донных отложений изнефтяного резервуара безопасен и не требует дополнительных мер по охранеокружающей среды, так как экологически чист.
Технология предусматриваетвовлечение размытого и диспергированного донного осадка непосредственно 8 внефть и откачку вместе с нею в магистральный нефтепровод и, тем самым,исключается загрязнение окружающей среды (атмосферы, почвы, водоёмов) 8 .Электрооборудование, используемое для размыва и удаления донныхотложений из резервуара 8 , имеет взрывозащищенное исполнение.Инструмент, используемый при монтаже системы размыва и удалениядонных отложений из резервуара 4 , выполнен из искробезопасных материалов.Во время процесса размыва и удаления донных отложений из резервуараоткрывание технологических люков запрещается.Замерять и отбирать пробы донных отложений разрешается не раньше,чем через 2 часа после закачки (откачки) нефти 4 .Пр 8 и открывании люков они должны быть заземлены на автономныйконтур заземления.Технический надзор за производством работ производится согласно [8].Для забора и слива подтоварной воды в первом поясе стенкипредусмотрены два крана сифонных DN 80.Система водоспуска располагается под плавающей крышей резервуара ипредназначена для отведения воды с поверхности крыши самотёком.
Даннаясистема не должна ограничивать подъём плавающей крыши на полную высоту .Проектом предусмотрена установка направляющей стойки DN 500 дляпредотвращения вращени 16 я плавающей крыши и размещения приборов КиПиА, 20а такж е замерного люка. Н 20 а отводящем патрубке стойки размещаетсяогнеоградитель DN 50, радарный уровнемер и датчик температуры.3.3 Расчёт толщины стенки резервуара РВСПК-5000Несущие конструкции вертикальных цилиндрических резервуароврассчитывают по предельным состояниям в соответствии с [9].Стенку резервуара рассчитывают на прочность как цилиндрическуюоболочку, работающую на растяжение от действия гидростатического давленияжидкости и избыточного давления газа.Исходные данные следующие:- диаметр резервуара: D=60,7 м;- высота резервуара: Hр=18 м;- высота пояса: Нп=2,25 м;- количество поясов: 8;- материал стенки: сталь 09Г2С.Минимально допустимая толщина пояса стенки резервуара:где di - минимально допустимая толщина стенки i-го пояса, м;n1 – коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давлени 8 япродукта (n1 = 1,1, [6]);yi – расстояние от днища до расчётного уровня, м;n2 – коэффициент надежности по нагрузке избыточного давлени 8 я 21 газов (n2= 1,2 [6]) ;Pи – нормативная величина избыточного давления (Ри = 200 13 0 Па [2]);r – радиус резервуара, м (r = D/2 = 30,35 м);m – коэффициент условий работы (m = 0,7 для первого пояса, m = 0,8 дляостальных поясов [6]) 4 ; 8Ry - расчётное сопротивление стали по пределу текучести 8 .
43Расчётное сопротивление стал 43 и по пределу текучести определяется поформуле 4 :где ‒ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла стенки, равноеминимальному значению предела текучести, принимаемому по [10] 5 ( 47 для 09Г2С= 32 5 МПа);– коэффициент надёжности по материалу ( = 1,025 [9]);– коэффициент надёжности по назначению (для резервуаров объёмом построительному номиналу 10 000 м3 и более = 1,15 [6]) 4 .Толщины для каждого пояса стенки должны быть округлены до целогочисла в большую сторону в соответствии с толщинами проката, 27 а такжеучитывать минимально допустимые значения по [6].Радиальное перемещение стенки по поясам:где ‒ радиальное перемещение стенки i-го пояса, мм;Е – модуль упругости металла (для 09Г2С-12 Е = 2,06105 МПа [10]).Результаты расчёта по формулам (2.5) и (2.7) приведены в таблице 2.3.Таблица 2.3 ‒ Результаты расчёта стенки резервуара по поясамНомер пояса Высота у, м Толщина стенки δ, мм Радиальноерасчётная принятая перемещение Δr, мм1 0,3 22,0 25 2,692 2,25 17,1 20 2,993 4,5 14,7 16 3,214 6,75 12,2 14 3,055 9 9,8 11 3,116 11,25 7,3 11 2,337 13,5 4,9 11 1,558 15,75 2,4 11 0,783.4 Подводящие трубопроводы к резервуару РВСПК-50000Для подвода нефти к резервуарному парку используется системанефтепроводов.
Проектируемые технологические трубопроводы относятся к Iкатегории по [11].План подводящих трубопроводов к резервуару РВСПК-50000 представленв приложении 2.Прокладка трубопроводов и технологических коллекторов подключениярезервуара ‒ подземная. Глубина заложения трубопроводов не менее 0,8 м отповерхности земли до верхней части 64 трубопроводов.Срок эксплуатации трубопроводов составляет 50 лет в соответствии с [12].Трубопроводная обвязка резервуаров РВСПК-50000 и подпорнойнасосной выполнена с учётом обеспечения возможности перекачки нефти изрезервуаров в случае аварийной ситуации.
Резервуары оснащеныэлектроприводной быстродействующей запорной арматурой с дистанционнымуправлением.Аварийное опорожнение резервуаров осуществляется подпорныминасосами в приёмный коллектов магистральной насосной. При возникновенииаварийных ситуаций «пожар», «загазованность помещений» закрываютсязадвижки и подача нефти в резервуарный парк прекращается. При завышениидавления в общем коллекторе подводящег 3 о трубопровод а срабатываютпредохранительные клапаны и нефть по трубопровод 3 у ававрийног о сбросанаправляется в резервуар 3 ы РВС-5000.Подводящие трубопроводы к РВСПК-50000 подключаются к приемораздаточным патрубкам резервуаров с применением системы компенсациинагрузок (СКНР). В комплект поставки СКНР входят сильфонныекомпенсаторы, подвесы пружинные с опорными конструкциями, трубы, отвод ит.д 3 .
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
