вкр (1207402), страница 5
Текст из файла (страница 5)
На отводящем патрубке стойки размещаетсяогнеоградитель DN 50, радарный уровнемер и датчик температуры.3.3 Расчёт толщины стенки резервуара РВСПК-5000Несущиеконструкциивертикальныхцилиндрическихрезервуароврассчитывают 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.Изм.
Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист27Минимально допустимая толщина пояса стенки резервуара: ≥где(1 ∙ ∙ ∙ ( − ) + 2 ∙ ) ∙ , ∙ (2.5)i - минимально допустимая толщина стенки i-го пояса, м;n1 – коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давленияпродукта (n1 = 1,1, [6]);yi – расстояние от днища до расчётного уровня, м;n2 – коэффициент надежности по нагрузке избыточного давления газов(n2 = 1,2 [6]);Pи – нормативная величина избыточного давления, Па (Ри = 2 кПа [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]);Ry - расчётное сопротивление стали по пределу текучести, Па.Расчётное сопротивление стали по пределу текучести определяется поформуле:н =,н ∙ м(2.6)где н ‒ нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла стенки,равное минимальному значению предела текучести, принимаемому по [10], Па(для 09Г2С н = 325 МПа);н – коэффициент надёжности по материалу (н = 1,025 [9]);м – коэффициент надёжности по назначению (для резервуаров объёмомпо строительному номиналу 10 000 м3 и более м = 1,15 [6]).
=325≈ 276 МПа.1,025 ∙ 1,15Толщины для каждого пояса стенки должны быть округлены до целогочисла в большую сторону в соответствии с толщинами проката, а такжеучитывать минимально допустимые значения по [6].Изм. Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист28Радиальное перемещение стенки по поясам: 2 ∙ ∙ (р − )Δ =, ∙ где(2.7)Δ ‒ радиальное перемещение стенки i-го пояса, м;Е – модуль упругости металла, Па (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 поясаВысота у, м123456780,3Толщина стенки δ, ммрасчётнаяпринятая22,02517,12014,71612,2149,8117,3114,9112,4112,254,56,75911,2513,515,75Радиальноеперемещение Δr, мм2,692,993,213,053,112,331,550,783.4 Подводящие трубопроводы к резервуару РВСПК-50000Для подвода нефти к резервуарному парку используется системанефтепроводов.
Проектируемые технологические трубопроводы относятся к Iкатегории по [4].ПланподводящихтрубопроводовкрезервуаруРВСПК-50000представлен в приложении 2.Прокладка трубопроводов и технологических коллекторов подключениярезервуара ‒ подземная. Глубина заложения трубопроводов не менее 0,8 м отповерхности земли до верхней части трубопроводов.Срок эксплуатации трубопроводов составляет 50 лет в соответствии с[11].ТрубопроводнаяобвязкарезервуаровРВСПК-50000иподпорнойнасосной выполнена с учётом обеспечения возможности перекачки нефти изИзм. Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21.
03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист29резервуароввслучаеаварийнойситуации.Резервуарыоснащеныэлектроприводной быстродействующей запорной арматурой с дистанционнымуправлением.Аварийноеопорожнениерезервуаровосуществляетсяподпорныминасосами в приёмный коллектор магистральной насосной. При возникновенииаварийных ситуаций «пожар», «загазованность помещений» закрываютсязадвижки и подача нефти в резервуарный парк прекращается. При завышениидавления в общем коллекторе подводящего трубопровода срабатываютпредохранительные клапаны и нефть по трубопроводу аварийного сбросанаправляется в резервуары РВС-5000.Подводящие трубопроводы к РВСПК-50000 подключаются к приёмораздаточным патрубкам резервуаров с применением системы компенсациинагрузок(СКНР).ВкомплектпоставкиСКНРвходятсильфонныекомпенсаторы, подвесы пружинные с опорными конструкциями, трубы, отвод ит.д. Для уплотнения фланцевых соединений приемо-раздаточных патрубков исильфонных компенсаторов применяются прокладки из терморасширенногографита.Участки трубопровода DN 1000, проходящие под обвалованием,прокладываются в защитных футлярах DN 1200 с герметизацией концовфутляров герметизирующими манжетами, которые представляют собойизделияизмаслобензостойкойрезиныввидеусечённогоконуса,устанавливаемые на трубопровод и кожух и герметично закрепляемымихомутами из нержавеющей стали.
Материал манжет не подвержен гниению.Для прокладки применяются опорнонаправляющие кольца.Узлы задвижек, прокладываемые в каре резервуара, включают в себяследующее оборудование и материалы:-задвижки шиберные с концами под приварку DN 1000, PN 1,6 МПа ‒2 шт.;Изм. Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист30-задвижка клиновая с концами под приварку с ручным приводом DN150, PN 1,6 МПа ‒ 1 шт., для закачки нефти в технологический нефтепроводпри зачистке резервуара;-трубы 1020×12, 720×8 К56 второго уровня качества по [12] сзащитным покрытием (подземная прокладка, глубина залегания не менее0,8 м);-труба 720×8 К56 второго уровня качества по [12] (надземнаяпрокладка);-система компенсации нагрузок от приемо-раздаточных патрубковСКНР-700 ‒ 2 компл.;-труба 159×6;-фасонные детали по [13].Установка шиберных задвижек предусматривается подземной с засыпкойлегковыемным материалом (гравием керамзитовым, щебнем) под фланецкорпуса.
Глубина засыпки должна быть на 100 мм ниже фланца корпусазадвижки. Сальниковые узлы должны находиться выше уровня засыпки неменее чем на 100 мм. По периметру приямка предусмотрен бортик из бортовогокамня.Для обслуживания запорной арматуры, предусмотрено применениеразборных площадок обслуживания с опорой на корпус задвижки. Запорнаяарматура номинальным диаметром DN 400 и более должна устанавливаться нафундаментные плиты, укладываемые на уплотненное основание.Прием нефти в резервуары РВСПК-50000 осуществляется по коллекторуDN 1000. Откачка нефти из резервуара РВСПК-50000 осуществляется по двумколлекторам DN 1000.Изм. Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017.
ПЗ – 946Лист313.5 Плавающая крыша резервуара РВСПК-50000Резервуары РВСПК-50000 оборудуются плавающей крышей двудечнойконструкции заводского изготовления на стойках переменной высоты.Конструкция опорных стоек предусматривает установку плавающейкрыши в трёх положениях:1. монтажно-эксплуатационном ‒ высота от днища резервуара (наокрайке) до нижней точки крыши 1300 мм;2.
ремонтном ‒ высота от днища резервуара (на окрайке) до нижнейточки крыши 2000 мм;3. при покраске ‒ высота от днища резервуара (на окрайке) до нижнейточки крыши 2600 мм.Рабочее положение должно определяться минимальной высотой, прикоторой конструкции плавающей крыши, в т. ч уплотняющего затвора, отстоятне менее чем на 100 мм от верхних частей устройств, находящихся на днищеили на стенке резервуара и препятствующих дальнейшему опусканиюплавающей крыши.В ремонтном положении отметка нижней точки плавающей крышидолжна превышать отметку окрайки днища не менее чем на 2,0 м.В положении при окраске отметка нижней точки плавающей крышидолжна превышать отметку верха первого пояса стенки не менее чем на 350 мм.Монтаж плавающей крыши производится из 48 коробов заводскогоизготовления, соединяемых монтажными марками, образующими монтажныекороба.
Все короба оборудованы смотровыми люками. Все короба на заводеизготовителедолжныманометрическимбытьметодом.проконтролированыПослемонтажанагерметичностьплавающейкрышиманометрическим методом контролируются монтажные короба и коробазаводского изготовления.При опускании плавающей крыши на стойки световые люки DN 600 илюк монтажный DN 1000 должны быть открыты с установкой защитных стоекИзм. Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист32для обеспечения безопасности.Все оборудование, применяемое на объекте, должно иметь сертификатысоответствия требованиям промышленной безопасности для применения всоставе опасных производственных объектов.План расположения оборудования на плавающей крыше приведён вприложении 3.Для отвода статического электричества плавающая крыша снабжаетсятремя токоотводами, прикрепленными к кронштейнам на стенке резервуара.Резервуары имеют узлы для подключения к общему контуру заземления,расположенные равномерно по периметру.
На всех фланцевых разъемахпредусматривается установка шунтирующих перемычек для защиты отвторичных проявлений молний.Ограничение отклонения от номинального размера кольцевого зазора 275мм между ПК и стенкой резервуара обеспечивается упорами в количестве24 шт.Плавающая крыша согласно [2] оснащается затвором жесткого типа,предназначенным для уплотнения кольцевого зазора между плавающей крышейи стенкой резервуара. Затвор оснащен вторичным уплотнением и скребками,исключающими попадание нефти со стенок на поверхность плавающей крыши.Сток дождевых вод обеспечивается уклоном верхнего настила ПК клинии водостока.
На линии водостока предусмотрены два патрубка длямонтажа трубопроводов водоспуска DN 150, отводящих дождевые стоки всистему промышленной канализации.Доступ на плавающую крышу обеспечивается по катучей лестнице,которая крепится через опорный узел к стенке резервуара. Ступени лестницыостаются горизонтальными при любом угле наклона. На настиле плавающейкрыши предусмотрены пути катучей лестницы.Люки замерные предназначены для замера уровня и отбора проб нефти врезервуаре.
Проектом предусмотрен монтаж замерных люков в количествеИзм. Лист№ докум.Подпись ДатаВКР 21. 03. 01. 2017. ПЗ – 946Лист336 шт. (на плавающей крыше резервуара на монтажные патрубки DN 150 (5шт.)и на направляющей плавающей крыши (1 шт.)).Плавающая крыша оснащается двумя комплектами предохранительныхклапанов принудительного открытия:1. при эксплуатации открытие производится при опускании нижнейотметки крыши ниже 1400 мм;2. для вывода в ремонтное положение, при остановке слива воды науровне третьего пояса, шток предохранительного клапана заменить с 1400 ммна 2100 мм.Антикоррозионное покрытие технологического оборудования должноотвечатьтехническимтребованиямПАО«Транснефть»напокрытия,установленным в [14]. Конструкция покрытия ‒ системы лакокрасочныхматериаловнаосновесинтетическихАнтикоррозионные защитныепленкообразующихпокрытия, применяемые насмол.наружной ивнутренней поверхностях резервуара и оборудовании, должны соответствовать[15], и обеспечивать защиту в течение не менее 20 лет.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
