Проект производства работ по строительству РВС-20000 м3 на Рыбинской ЛПДС

метки: Резервуар, Градуировка, Работа, Оборудование, Конструкция, Устройство, Выполнять, Трубопровод

В данном пункте содержатся технические сведения, представляющие коммерческую ценность в силу неизвестности их третьим лицам. 8

1 Расчетная часть

Спроектировать вертикальный стальной резервуар объемом 20000 м³ для аварийного сброса и откачки нефти, нормативный срок службы которого должен составлять в будущем 20 лет. Плотность нефти при 15,6 0С равна 825 кг/м3.

Целью является проектирование стального вертикального резервуара объемом 20000 м3 для приемки нефти согласно нормативно-технической документации.

1.1 Определение расчетной температуры нефтепродукта

Для определения расчетных данных необходимо задаться температурой нефтепродукта. Температура жидкости будет равна температуре окружающей среды или температуре окружающего воздуха. Согласно заданию на проектирование для села Рыбинское принимаем температуру самой холодной пятидневки и абсолютно максимальную температуру соответственно по СНиП 23-01-99 «Строительная климатология» [1].

Рыбинская ЛПДС: tmin= –51 0C, tmax= 36 0C.

Значения плотности и вязкости при стандартных условиях берем по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» [2].

1.2 Определение расчетной вязкости для нефти

Рассчитываем кинематическую вязкость по формуле

• u  T-T* 

ν = ν*  e , (1.1)

где ν* – кинематическая вязкость при известной температуре, см2/с.

u – коэффициент крутизны вязкограммы, 1/ч.

1 ν

u=  ln 2 , (1.2)

T1 – T2 ν1

где ν1 – известное значение вязкости при Т1, см2/с

ν 2 – вязкость при температуре Т2, см2.

ν1 = ν54,4 = 3,5 сСт;

• ν 2 = ν15,6 = 9,7 сСт;

1 9,7

u=  ln = 0,026 1 / ч;

54, 4 – 15,6 3,5

• 0,026 -51-54,4 

ν-51 = 3,5  2,71 = 53,78 сСт;

• 0,026 36-54,4 

ν +36 = 3,5  2,71 = 5,64 сСт.

1.3 Перерасчет плотности по формуле Менделеева для нефти

ρ 293

ρT = ,

1+ β0   T – 293 (1.3)

где ρ 293 – плотность нефти при 20 0С, кг/м3 [2];

• β 0 – коэффициент объемного расширения, принимаем β0 = 0,000883 .

К

ρ-51 = = 880,181 кг / м3 ;

1+ 0, 000883   –51– 20 

Основные физические свойства и характеристики нефти и нефтепродуктов

... нефть четкими. К основным характеристикам нефти и нефтепродуктов относятся: 1) плотность; 2) молекулярная масса (вес); 3) вязкость; 4) температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения; 5) температуры ... слоев. Кинематическая вязкость () - величина, равная отношению динамической вязкости (Ю) к ее плотности () при той же температуре, т.е. = Ю / Кинематическая вязкость нефтей различных ...

ρ+36 = = 813,507 кг / м3 .

1+ 0, 000883   36 – 20 

1.4 Выбор материала резервуара

Элементы конструкций по требованиям к материалам подразделяют на три группы: А и Б – основные конструкции:

• А – стенка, привариваемые к стенке листы окрайки днища, обечайки люков и патрубков в стенке и фланцы к ним, усиливающие накладки, опорные кольца стационарных крыш, кольца жесткости, подкладные пластины на стенке для крепления конструктивных элементов;

• Б1 – каркас крыш, бескаркасные крыши;
• Б2 – центральная часть днища, плавающие крыши и понтоны, анкерные крепления, настил каркасных крыш, обечайки патрубков и люков на крыше, крышки люков;

• В – вспомогательные конструкции: лестницы, площадки, переходы, ограждения.

Для основных конструкций группы А должна применяться только спокойная (полностью раскисленная) сталь. Для основных конструкций группы Б должна применяться спокойная или полуспокойная сталь. Для вспомогательных конструкций группы В наряду с вышеперечисленными сталями с учетом температурных условий эксплуатации допускается применение кипящей стали.

Выбор марок стали для основных элементов конструкций должен проводиться с учетом гарантированного минимального предела текучести, толщины проката и хладостойкости (ударной вязкости).

Толщина листового проката 9 – 20 мм. Материал выбирается по таблице в зависимости от температуры, применяем сталь 09Г2С, с приделом текучести σТ = 345 106 Па [3].

1.5 Химический состав и свариваемость

Углеродный эквивалент стали с пределом текучести 390 МПа и ниже не должен превышать 0,43 ед [3].

Расчет углеродного эквивалента

Мn Si Cr Ni Cu V P

Сэкв = С + + + + + + + , (1.4)

6 24 2 40 13 14 2

где C, Mn, Si, Cr, Mo, Ni, Cu, V, P – массовые доли, % углерода, марганца, кремния, хрома, никеля, меди, ванадия и фосфора, по результатам плавочного анализа.

Массовые доли веществ для стали 09Г2С, приведены в таблице 1.

Таблица 1 − Массовые доли веществ для стали 09Г2С Марка стали C, % Mn, % Si, % P, %

09Г2С 0,12 1,3 – 1,7 0,5 – 0,8 0,035

1,5 0, 6 0, 035

Сэкв = 0,12 + + + = 0,399  0, 43.

6 24 2

Мы видим, что углеродный эквивалент не превышает допустимого значения для сталей 0,43 %.

Значения углеродного эквивалента Cэкв стали должны указываться в проектной документации и при заказе металлопроката.

1.6 Определение геометрических размеров резервуаров

Определим оптимальную высоту резервуара, при которой расход материала будет минимальным.

Определяем оптимальную высоту по следующей формуле

γс  R y  Δ

H опт = , (1.5)

γж  ρ  g

где γ с − коэффициент условий работы стенки резервуара, принимаем

γс = 0,8;

• R y − расчетное сопротивление материала конструкции, МПа;
• Δ − приведенная толщина стенки или кровли, выбираем по таблицы в зависимости от объема резервуара, принимаем Δ =1,6 см;

• γ ж − коэффициент надежности по нагрузки для гидростатического давления,принимаем γж  1,1;
• ρ = 880,181

ρ − максимальная плотность нефтепродукта, принимаем ρ = 880,18 кг/м3;

Создание конструкции шарового резервуара определенной емкости ...

... Структура дипломной работы определена ее задачами и целями, состоит из введения, шести глав с разделами, заключения, списка использованных источников, приложений. 1. Общая часть 1 Назначение сферических резервуаров Данные резервуары ...

• g – ускорение свободного падения, м/с2.

Ry.ннγсγt

Ry = , (1.6)

γm  γn

где Ry.н − нормативный предел текучести, принимаем Ry.н = 345 МПа;

• γ t − коэффициент учета температуры эксплуатации, принимаем γ t  1 ;
• γ n − коэффициент учитывающий уровень ответственности резервуара, принимаем γ n = 1,1 ;
• γ m − коэффициент надежности по материалу выбирается в зависимости от предела текучести, принимаем γm = 1, 05.

R y  (345 106  0,8) / (1,11,05)  238,96 МПа;

0,8  238,96 106  0, 016

Hопт = = 17,95 м.

1,1 880,1819,81

Определим количество листов

Для расчета будем использовать листы размерами: 1500*6000 мм (1490*5980 с учетом минусового допуска)

H опт

Nl = , (1.7)

Hl

где H l − высота листов, м;

• Hопт − высота оптимальная, м.

17,95

Nl = = 12;

1, 49

Найдем истинную высоту резервуара

Нист = Nl  Hl , (1.8)

где N l − число листов, шт;

• H l − высота листа, м.

Нист = 12 1, 49 = 17,88 м.

Определим радиус резервуара

V

r= , (1.9)

π  H ист

где V − объем резервуара, м3.

20000

r= = 18,87 м.

3,14 17,88

Определим длину (периметр)

lp = 2πr + 0, 2, (1.9)

где r − радиус резервуара, м;

• lp = 2  3,14 18,87 + 0, 2 = 118,7 м.

Определим количество листов в рулоне

lp

Nc = , (1.11)

ll

где lp − длина(периметр), м;

• l l − длина листа, м.

118, 7

Nc = = 19,85  20 листов.

5,98

Корректировка длины рулона

Lp = N с  ll , (1.12)

Lp = 20  5,98 = 119,6 м.

Lp — 0, 2

r= , (1.13)

2π

119, 6 – 0, 2

r= = 19, 01 м.

2  3,14

Рассчитаем фактический объем резервуара

Vф = πr 2  Hист , (1.14)

где H ист − истинная высота резервуара, м.

Vф = 3,14 19,012 17,88 = 20289,04 м3 ;

• Расхождение с заданным объектом составляет;

20000 – 20289, 04

100% = 1,5 % что допустимо.

20000

1.7 Расчет толщины стенки резервуара

Расчет толщины стенки резервуара наименьшая толщина каждого пояса стенки резервуара выбирается из сортаментного ряда, таким образом чтобы разность толщины стенки и минусового допуска на прокат была не меньше максимума из 3х величин [4];

• t  Δ  max  с + t c ;
• t q ;
• t k  , (1.15)

где Δ – минусовой допуск на прокат, мм;

• t c − минимальная толщина стенки при условиях эксплуатации, мм;
• С − припуск на коррозию, мм;
• t q − толщина стерни при условиях гидроиспытаний, мм;
• t k − минимальная конструктивно необходимая толщина стенки, мм.

С  к 10, (1.16)

где скорость коррозии, принимаем 0,1 мм/год

С = 0,110 = 1 мм;

Рассчитаем минимальную толщину стенки при условиях эксплуатации

g  ρ  Нвз  z   r +1, 2  Pизб

tc = , (1.17)

R y  γc

Нвз = Нист  0,95; (1.18)

Нвз = 17,88  0,95 = 16,99 м;

• где Нвз− уровень взлива, м;
• z – высота пояса стенки;
• Pизб – избыточное давление, Нормативное значение избыточного давления принимаем равным 2кПа;
• r – радиус резервуара, м;
• Ry − расчетное сопротивление материала конструкции, МПа;
• γ c − коэффициент условий работы стенки резервуара для нижнего пояса, принимаем γc = 0,7;
• γ c − коэффициент условий работы стенки резервуара е γc = 0,8.

9,81 762,591  16,99  0  19, 01 1, 2  2000

Строительство резервуара для нефти

... работы - показать умение самостоятельно принимать правильные и эффективные решения автором дипломного проекта, разработать проект строительства резервуара ... резервуаров росла и толщина стенки резервуара, превысив 18мм - предельную толщину стенки при сворачивании рулонов. Возникла необходимость выполнения сборки и сварки стенки резервуара ... емкости резервуаров особое значение при строительстве ...

tc1   0, 0167 м;

238,96 106  0, 7

9,81 880,181 16,99  1, 49  19, 01+1, 2  2000

t c2 = = 0, 0149 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  2,98 19, 011, 2  2000

t c3 = = 0, 0138 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  4, 47  19, 011, 2  2000

t c4 = = 0, 0123 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  5,96  19, 011, 2  2000

t c5 = = 0, 0108 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  7, 45 19, 011, 2  2000

t c6 = = 0, 0094 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  8,94  19, 011, 2  2000

t c7 = = 0, 0079 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  10, 43 19, 011, 2  2000

t c8 = = 0, 0065 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  11,92  19, 011, 2  2000

t c9 = = 0, 0049 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  13, 41 19, 011, 2  2000

t c10 = = 0, 0035 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  14,9  19, 011, 2  2000

t c11 = = 0, 0021 м;

238,96 106  0,8

9,81 880,181 16,99  16,39  19, 011, 2  2000

t c12 = = 0, 0006 м;

238,96 106  0,8

Рассчитаем толщину стенки при гидроиспытаниях

g  ρв  Нвз  z  r +1, 2 Pизб

tq = (1.19)

R y  γc

где ρ в − плотность воды;

• γ c − коэффициент условий работы стенки при гидроиспытаниях, принимаем γc = 0,9.

9,81 880,181 16,99  0  19, 01+1, 2  2000

t q1 = = 0, 017м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  1, 49  19, 01+1, 2  2000

t q2 = = 0, 0151 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  2,98 19, 01+1, 2  2000

t q3 = = 0, 0143 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 n 16,99  4, 47  19, 01+1, 2  2000

t q4 = = 0, 0134 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  5,96  19, 01+1, 2  2000

t q5 = = 0, 0113 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  7, 45 19, 01+1, 2  2000

t q6 = = 0, 01 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  8,94  19, 01+1, 2  2000

t q7 = = 0, 0062 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  10, 43 19, 01+1, 2  2000

t q8 = = 0, 005 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  11,92  19, 01+1, 2  2000

t q9 = = 0, 0039 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  13, 41 19, 01+1, 2  2000

t q10 = = 0, 0027 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  14,9  19, 01+1, 2  2000

t q11 = = 0, 0016 м;

238,96 106  0,9

9,81 880,181 16,99  16,39  19, 01+1, 2  2000

t q12 = = 0, 0005 м.

238,96 106  0,9

Сооружение железобетонного резервуара

... Для хранения 2 подземных железобетонных Существующий резервуар неприкосновенного резервуара по 250 м3 каждый ... Состав сооружений склада представлен в таблице 3. Таблица 3 – Состав сооружений склада ... города. Целью этой выпускной квалификационной работы является увеличение товарооборота предприятия пут ... устанавливается в короб с подпорными стенками, изготовленными из монолитного железобетона В15. ...

Значения толщины стенки от д е е

Теперь необходимо данные значения округлить до стандартного значения, по ГОСТ 19903-74 «Прокат листовой горячекатаный» [6].

t1 = 17 мм;

• t 2 = 15 мм;
• t 3 = 14 мм;
• t 4 = 13 мм;
• t 5 = 11 мм;
• t 6 = 10 мм;
• t 7-12 = 9 мм.

1.8 Определение снеговой и ветровой нагрузки на резервуар

Расчетное значение снеговой нагрузки определяется по формуле

S = Sg  μ, (1.20)

где Sg − расчетное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли, КПа;

• μ − коэффициент перехода от веса снегового покрова земли, к снеговой нагрузке на покрытие, принимаем μ = 0,85 ;

• Село Рыбинское относится к III снеговому району РФ, по СниП 2.01.07-85 «Нагрузки и воздействия» [5].

Sg = 1,8 кПа;

• S = 1,8 103  0,85 = 1,53 кПа.

Нормативное значение среднесуточной составляющей ветровой нагрузки, следует определять по формуле

Wm = Wо  k  c, (1.21)

где Wo − нормативное значение ветрового давления, принимаем Wo = 0,48 КПа;

• k – коэффициент учитывающий изменение ветрового давления, принимаем k = 1,25;
• c – аэродинамический коэффициент, принимаем с = 0,6.

Wm = 0, 48 1, 25  0,6 = 0,6 кПа.

1.9 Расчет конструктивных элементов резервуара на прочность

Расчет конструктивных элементов на прочность определяется по следующей формуле

R y  γc

σ12 — σ1σ 2 + σ 22  , (1.22)

γn

где σ1 – медиальное напряжение, МПа;

• σ 2 – кольцевое напряжение, МПа;
• Ry – расчетное сопротивление материала конструкции, МПа;
• γ c – коэффициент условий работы стенки резервуара, принимаем γc  0,8;
• γ n – коэффициент учитывающий уровень ответственности резервуара, принимаем γn  1,1.

Медиальные напряжения вычисляются для нижних точек поясов по формуле

1, 05G M + 0,95 1, 05G 0 +1, 2G y    0,9 1, 4S  0,95 1, 2P  r

σ1 =  + изб

, (1.23)

2πrt i 2t i

где GM − вес металлоконструкций выше расчетной точки;

• G0− собственный вес покрытия, площадок ограждения и стационарного оборудования;
• Gy − вес утеплителя;
• S − расчетное значение снеговой нагрузки, МПа;
• ti – толщина стенки, мм;
• r – радиус резервуара, м.

Рассчитаем вес металлоконструкций

G M = G М ст + G M кр , (1.24)

где GM ст – вес стенки, Н;

• GM кр – вес крыши, принимаем GM кр = 1040331 Н.

G M ст = vст  ρcт  g, (1.24) где νст = t i  z  2π  r, м ;

• r – радиус резервуара, м;
• ρcт – плотность стали, принимаем ρcт  7800 кг/м3;
• ti – толщина стенки, мм;
• g – ускорение свободного падения, м/с2.

vст1 = 17 1, 49  2  3,14 19,01 = 3м3 ;

• vст2 = 15 1, 49  2  3,14 19,01 = 2,67 м3 ;

• vст3 = 14 1, 49  2  3,14 19,01 = 2,5м3 ;

• vст4 = 13 1, 49  2  3,14 19,01 = 2,3м3 ;

• vст5 = 111, 49  2  3,14 19,01 = 1,96 м3 ;

• vст6 = 10 1, 49  2  3,14 19,01 = 1, 78м3 ;

• vст7-12 = 9 1, 49  2  3,14 19,01 = 1,6 м3 .

G Mст1 = 3  7800  9,81 = 229554 Н;

Тема работы Технология проведения товарно-коммерческих операций ...

... квалификационной работы Дипломной работы Студенту: Группа ФИО 3-2Т01 Адушкин Антон Валерьевич Тема работы: «Технология проведения товарно-коммерческих операций с нефтью с использованием резервуаров» ... крышей из алюминиевых сплавов Технические характеристики резервуара Конструкции и оборудование резервуара Понтон назначение и принцип работы Устройство понтона Устройство поплавка Основные технические ...

• G Mст2 = 2,67  7800  9,81 = 204303, 06 Н;

• G Mст3 = 2,5  7800  9, 81 = 191295 Н;
• G Mст4 = 2,3  7800  9,81 = 175991, 4 Н;

• G Mст5 = 1,96  7800  9,81 = 149975, 28 Н;

• G Mст6 = 1,78  7800  9,81 = 136202, 04 Н;

• G Mст7-12 = 1,6  7800  9, 81 = 122428,8 Н;

• G0 = 120345 Н.

Определим полный вес металлоконструкции, по следующей формуле.

G М = G ст1 + G ст2 + G ст3 + G ст4 + G ст5 + G ст6 + G ст7 + G ст8 + GM кр , (1.26)

где GM кр – вес крыши, принимаем, GM кр = 1040331 Н [7];

• GMст i – вес соответствующей стенки, Н.

GМ  GМ 1  229554  204303,06 191295 175991, 4  149976, 28  136202,04  6122428,8  1040331  2862225,58 Н;

• G M2 = 2862225,58 229554 = 2591350,86 Н;
• G M3 = 2591350,86  204303,06 = 2387047,8 Н;

• G M4 = 2387047,8 191295 = 2195752,8 Н;
• G M5 = 2195752,8 175991, 4 = 2019761, 4 Н;

• G M6 = 2019761, 4 149976, 28 = 1869785,12 Н;

• GM7 = 1869785,12 136202,04 = 1733583,08 Н;

• GM7 = 1869785,12 136202,04 = 1733583,08 Н;

• G M8 = 1733583,08 122428,8 = 1611154, 28 Н;
• GM9 = 1611154, 28 122428,8 = 1488725, 48 Н;

• GM 10  1488725, 48 122428,8  1366296,68 Н;

• G M11 = 1366296,68 122428,8 = 1243867,88 Н;

• G M12 = 1243867,88 122428,8 = 1121439,08 Н.

Приступаем к расчету медиального напряжения

1, 05  2820904,86 +0,95 1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01 σ1.1 =  + =

2  3,14 19, 01 0, 017 2  0, 017 = 1,52 МПа;

• 1, 05  2591350,86 +0,95 1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01 σ1.2 = + =

2  3,14 19, 01 0, 015 2  0, 015 = 1,59 МПа;

• 1, 05  2387047,8 + 0,95  1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01 σ1.3 = + =

2  3,14 19, 01 0, 014 2  0, 014 = 1,57 МПа;

• 1, 05  2195752,8 + 0,95 1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01 σ1.4 =  + =

2  3,14 19, 01 0, 013 2  0, 013 = 1,56 МПа;

• 1, 05  2019761, 4 + 0,95 1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01 σ1.5 = + =

2  3,14 19, 01 0, 011 2  0, 011 = 2,09 МПа;

• 1, 05 1869785,12  1, 05 120345 0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01 σ1.6 = + =

2  3,14 19, 01 0, 01 2  0, 01 = 1,97 МПа;

• 1, 05 1733583, 08 + 0,95 1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01 σ1.7 = + =

2  3,14 19, 01 0, 009 2  0, 009 = 1,85 МПа;

1, 05 1611154, 28 + 0,95 1, 05 120345 0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01

σ1.8 = + =

2  3,14 19, 01 0, 009 2  0, 009

= 1,73 МПа;

1, 05 1488725, 48 + 0,95 1, 05 120345 0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01

σ1.9 = + =

2  3,14 19, 01 0, 009 2  0, 009

Проектирование сварного резервуара объемом 5000м3 и расчёт термических ...

... На основе полученной величины высоты резервуара, рассчитываем диаметр резервуара по формуле: (2) 1.4 Определение толщины поясов корпуса резервуара Корпус резервуара с переменной по высоте толщиной стенки состоит из ряда поясов, высота h п каждого ...

= 1,61 МПа;

1, 05 1366296, 68 + 0,95 1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01

σ1.10 = + =

2  3,14 19, 01 0, 009 2  0, 009

= 1, 49 МПа;

1, 05 1243867,88 + 0,95 1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01

σ1.11 = + =

2  3,14 19, 01 0, 009 2  0, 009

= 1,37 МПа;

1, 05 1121439, 08 +0,95 1, 05 120345  0,9 1, 4 1, 02 10-3 19, 01

σ1.12 = + =

2  3,14 19, 01 0, 009 2  0, 009

= 1, 25 МПа.

Расчет кольцевых напряжений

g  ρнп  r  H — z 

σ2 = , (1.27)

ti

где Н – высота взлива, м;

• z – высота пояса, м;
• ρнп − максимальная плотность нефти, принимаем ρнп  880,181 кг/м3.

9,81 880,18119, 0116,99  0 

σ 2.1 = = 164,1 МПа;

0, 017

9,81 880,18119, 0116,99  1, 49 

σ 2.2 = = 169, 6 МПа;

0, 015

9,81 880,18119, 0116,99  2,98 σ 2.3 = = 164,3 МПа;

0, 014

9,81 880,18119, 0116,99  4, 47  σ 2.4 = = 158,1 МПа;

0, 013

9,81 880,18119, 0116,99  5,96  σ 2.5 = = 164, 6 МПа;

0, 011

9,81 880,18119, 0116,99  7, 45 σ 2.6 = = 156, 6 МПа;

0, 010

9,81 880,18119, 0116,99  8,94  σ 2.7 = = 146,8 МПа;

0, 009

9,81 880,18117,1116,99  10, 43 σ 2.8 = = 119, 6 МПа;

0, 009

9,81 880,18119, 0116,99  11,92  σ 2.9 = = 92,5МПа;

0, 009

9,81 880,18119, 0116,99  13, 41 σ 2.10 = = 65,3 МПа;

0, 009

9,81 880,18119, 0116,99  14,9  σ 2.11 = = 38,1 МПа;

0, 009

9,81 880,18119, 0116,99  16,39  σ 2.12 = = 10,9 МПа.

0, 009

Выполним проверочной расчет прочности для каждого пояса Первый пояс

239  0,8 1,522 +1,52 164,1+164,12  ;

1,1

164,86  173,8; Второй пояс

239  0,8 1,59 2 +1,59169, 6 +169, 62  ;

1,1

170, 4  173,8;

Третий пояс

239  0,8 1,59 2 +1,59169, 6 +169, 62  ;

1,1

165,1  173,8;

Четвертый пояс

239  0,8 1,56 2 +1,56158,1+158,12  ;

1,1

158,9  173,8;

Пятый пояс

239  0,8 2, 09 2 +2, 09 164, 6 +164, 62  ;

1,1

165,7  173,8;

Шестой пояс

239  0,8 1,97 2 +1,97 156, 6 +156, 62  ;

1,1

157,6  173,8;

Седьмой пояс

239  0,8 1,852 +1,85 146,8 +146,8 2  ;

1,1

147,7  173,8;

Восьмой пояс

239  0,8

1, 732 +1, 73 119, 6 +119, 62  ;

1,1

120,5  173,8;

Девятый пояс

239  0,8

1, 492 +1, 49  65,3 + 65,32  ;

1,1

93,3  173,8;

Десятый пояс

239  0,8

1, 492 +1, 49  65,3 + 65,32  ;

1,1

66,1  173,8;

Одиннадцатый пояс

239  0,8

1,372 +1,37  38,1+ 38,12  ;

1,1

38,8  173,8;

Двенадцатый пояс

239  0,8

1, 252 +1, 25 10,9 +10,92  ;

1,1

11,6  173,8.

Из расчетов мы видим, что условие прочности выполняется для всех поясов.

1.10 Расчет на устойчивость

Расчет на устойчивость будем проводить по следующему условию;

σ1 σ

+ 2  1, (1.28)

σ А1 σ А2

Пожарная безопасность резервуаров хранения нефти (2)

... электричества) загорались резервуары только на насосных станциях нефтепродуктов, что говорит ... комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности резервуарных парков в ... нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности составили 12 пожаров в год. Рис. 1.1. Места возникновения пожаров Распределительные нефтебазы 48,3% Нефтеперерабатывающие заводы 27,7% Нефтепромыслы 14% Насосные станции ...

где σА1 – медиальное критическое напряжение, МПа;

• σА2 – кольцевое критическое напряжение, МПа. Рассчитаем предельное медиальное напряжение по следующей формуле

t min

σ А1 = ci  E  , (1.29)

r

где Е – модуль Юнга, принимаем E = 2 105 МПа;

• ci – коэффициент зависящий от радиуса и толщины стенки резервуара;
• tmin – минимальная толщина стенки, мм.

r

1200   2500, (1.30)

t min

19, 01

1200   2500;

0, 009

1200  2112  2500.

Так как условие выполняется, то применяем следующую формулу для расчета значения ci

r

ci = 0, 085  , (1.31)

t min 105

где tmin – минимальная толщина стенки, мм;

• r – радиус резервуара, м.

19, 01

ci = 0, 085  = 0, 064;

0, 009 105

0, 009

σ А1 = 0, 064  2 1011  = 6, 06 МПа.

19, 01

Определим кольцевые критические напряжения:

 r   t min 

1,5

σ А2 = 0,55  Е     , (1.32)

 Hг   r 

где Нr – редуцированная высота, м.

2,5

t 

Hг =  h i   min  , (1.33)

 ti 

2,5 2,5 2,5

 0, 009   0, 009   0, 009 

Hг = 1, 49    +1, 49    +1, 49    +

 0, 017   0, 015   0, 014 

2,5 2,5 2,5

 0, 009   0, 009   0, 009 

+1, 49    +1, 49    +1, 49    +

 0, 013   0, 011   0, 01 

2,5 2,5 2,5

 0, 009   0, 009   0, 009 

+1, 49    + +1, 49    +1, 49    +

 0, 009   0, 009   0, 009 

2,5 2,5 2,5

 0, 009   0, 009   0, 009 

+1, 49    +1, 49    +1, 49    = 12,8м;

 0, 009   0, 009   0, 009 

1,5

 17,11   0, 000 

σ А2 = 0,55  2 1011      19, 01  = 1,52 МПа;

 12,8   

r

σ 2 =  0,9 1, 2  Рвак + 0,95  0,5  К i  w m  , (1.34)

ti

где Кi – коэффициент изменения ветрового давления, см;

• Рвак – давление вакуума, принимаем Рвак  0,2 МПа;
• wm – нормативное значение среднесуточной составляющей ветровой нагрузки, КПа.

σ 2,9 =  0,9 1, 2  0, 2 + 0,95  0,5 1, 25  0, 6 103 

19, 01

= 0, 75 МПа;

0, 009

σ1.9 = 1,61 МПа.

1, 61 0, 75

+  1;

6, 06 1,52

0,76  1.

Условие выполняется, значит, установка колец жесткости не требуется.

1.11 Расчет сопряжения стенки с днищем резервуара

Номинальная толщина кольцевых окраек должна быть не менее величины определяемой по формуле

t окр = 0, 77  t1 , (1.35)

где t1 – толщина первого пояса резервуара, мм;

• t окр = 0,77  0,017 = 0,013 м.

Рассчитаем толщину центральной части днища, она на 2 мм меньше, чем толщина кольцевых окраек

t ц.ч.д = 13  2 = 11 мм.

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

Оборудование резервуаров

... хлопушки. Хлопушки большого диаметра при заполненном резервуаре открываются с трудом, так как приходится преодолевать вес столба нефтепродукта, давящего на крышку хлопушки. Чтобы облегчить открывание хлопушки, устанавливают перепускные трубы для выравнивания давления ... алюминия, чтобы предотвратить искрообразование. Рисунок 1 - Оборудование резервуара для светлых нефтепродуктов: 1 -- люк световой; ...

δ ст

дн

+ δ11   М0 +  1рст + 1рдн  = 0, (1.36)

где δ11 – коэффициенты каноничного уравнения;

• Δ1р – свободные члены канонического уравнения;
• M0 – изгибающий момент, кН.

Найдем значение е е г е

2nβ ст 3

ст

δ = 11 , (1.37)

К ст

где βст – коэффициент деформации стенки;

• Кст – коэффициент постели стенки, кН/см3.

4  β3дн

дн

δ = 11 , (1.38)

К дн

Кдн – коэффициент постели основания, кН/см3.

‘

ст Р β – Р

Δ1р = – изб ст , (1.39)

К ст

‘ где Р – давление на днище (с учетом налива НП), кН/см3;

• Pизб – избыточное давление, принимаем равное 0,7 кПа;
• Кст – коэффициент постели стенки, Н/м3;
• βст – коэффициент деформации стенки, м–1.

2  β дн

дн

Δ1р =–   q  β дн – 2  Ризб  (1.40)

К дн

где q – нагрузка на единицу длины дуги стенки от собственного веса покрытия и снега на нем кг/м3;

• β дн – коэффициент деформации днища, см–1.

3 1-  2 

β ст = 4 , (1.41)

r 2  t12

где  = 0,3 – коэффициент Пуассона;

• t1 – толщина первого пояса, мм.

Е  t1

К ст = , (1.42)

r2

где Е – модуль Юнга, принимаем Е  2 105 МПа.

3  К дн 1-  2 

β дн = 4

(1.43)

Е  t окр 2

где Кдн – коэффициент постели основания, принимаем Кдн  0,1 кН/см3;

• tокр – толщина окрайки, мм.

3 1– 0,32 

βст = 4 = 2, 26 м-1 ;

19, 01  0, 017

2 2

2 1011  0, 017

К ст = 2

= 9, 41106 Н / м3 ;

19, 01

Коэффициент деформации днища

3  0,1 1– 0,32 

β дн = 4 = 0, 008 см-1;

2 10  0, 017

11 2

‘ Рi – Р изб

Р= , (1.44)

Н вз

Рi = γf1  ρ  g  Hвз – γf2  Ризб , (1.45)

где Нвз – уровень взлива, м;

• γf1  1,1 ;
• γf2  1,2 – гидростатическое давление;

• ρ − максимальная плотность нефтепродукт, принимаем ρ = 880,18 кг/м3.

Рi = 1,1 880,18  9,8116,99 -1, 2  700 = 158,9 кПа;

‘ 158,9 –0, 7

Р= = 9,31 кН / см3 .

16,99

q = qст + q кр + qсн , (1.46)

где qст – масса стенки на единицу объема;

• qкр – масса крыши на единицу объема;

7, 64  V  g

q ст = , (1.47)

2πr

где V – объем резервуара, м3;

7, 64  20289, 04  9,81

q ст = = 12, 74 кН / м;

2  3,14 19, 01

4,80  V  g

q кр = , (1.48)

2πr

4,80  20289, 04  9,81

q кр = = 8 кН / м;

2n3,14 19, 01

Sg  μ  r

q сн = , (1.49) где Sg – расчетное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли, КПа;

• μ – коэффициент перехода от веса снегового покрова земли, к снеговой нагрузке на покрытие, принимаем равный 0,85.

1,8  0,85 19, 01

q сн = = 14,54 кН / м;

• q = 12,74 +8 +14,54 = 35, 28 кН / м;

2  0, 008

1днр     35, 28  0, 008  2  700   0, 22;

700  2, 26  9310

ст

Δ1р = = 0, 0008.

9, 41106

Определим коэффициенты канонического уравнения

2  2, 26 3

ст

δ = = 2,5 10-6 кН-1;

9, 4110

11 6

дн 4  0, 0083

δ =

11 = 0, 00002 кН-1 ;

0,1

Подставляем в исходное уравнение;

 2,5 10 -6

+ 0, 00002  М0 +  0, 0008  0, 22  = 0

М0 = 2742 Н.

Проверяем окрайку на прочность по условию

4  2742

 0,8 1, 2  239 106 ;

0, 008

171,38 МПа  229, 4 МПа.

Условие выполняется.

1.12 Расчет крыши

1.12.1 Установление габаритных размеров сферического покрытия крыши

Стрелку подъема купола определяем по следующей формуле

f=  r, (1.50)

1

f= 19, 01 = 3,16 м. Радиус сферы

r2 + f 2

rсф = , (1.51)

2f

19, 012 + 3,162

rсф = = 58,8 м.

2  3,16

Длина щита покрытия колеблется в пределах 8…12 м. Центральный угол сферы, α определяется по формуле

α r

sin = , (1.52)

2 rсф

α 19, 01

sin = = 0,323.

2 58,8

Отсюда /2 = 18,9°; = 37,8°.

Длину дуги купола в вертикальной плоскости, определяем по формуле:

2πrсф  α

Lkn = , (1.53)

2  3,1458,8  37,8

Lkn = = 38, 77 м.

Половину длины дуги следует разделить на целое число ярусов щитов покрытия и выделить радиус верхнего центрального кольца. Примем длину щита по дуге окружности l°щ  10 м. При этом радиус центрального кольца равен

Lkn °

rк.с =  lщ , (1.53)

38, 77

rк.с =  10 = 9,39;

• Определяем число щитов в одном ярусе, исходя из ширины щита по опорному кольцу b0 = 3,0…3,5 м. Количество щитов в одном ярусе.

Lkn °

rк.с =  lщ , (1.54)

2πr

nщ = , (1.55)

2  3,1419, 01

nщ = = 39, 79.

34

Примем nщ = 40 шт. Рекомендуется, чтобы количество щитов в одном ярусе было кратно четырем.

Купол собирается из трех типов трапециевидных щитов, изготовленных на заводе. Расчетными элементами купола являются:

• радиальные ребра;
• промежуточные кольца;
• опорное кольцо;
• настил.

Ширина щитов

b0 = 3, 0.

2πr

b1 = , (1.56)

nщ

2  3,1419, 01

b1 = = 2,99 м.

1.12.2 Сбор нагрузок на купол

Нагрузки вертикального направления определяются по формуле

• направленные вниз

q = γf,щ  gщ + Ψ   γf,вак  Рвак

н

+ Sg  μ  , (1.57)

• направленные вверх

q1 = Ψ   γf,изб  Ризб

н

+ γf,оm  Wm   0,9  gщ , (1.58)

где γf,щ  1,05; γf,вак  1,2; γf,изб  1,2; γf,оm  1,4;

• Ψ ‒ коэффициент сочетания нагрузок, принимаем Ψ = 0,9;
• gщ ‒ собственный вес щитов, принимаем gщ = 0,7…1,0 кН/м2;

• Рнвак ‒ вакуум нормативный;
• Sg ‒ расчетная снеговая нагрузка;
• μ ‒ коэффициент перехода от веса снегового покрова земли, к снеговой нагрузке на покрытие, принимаем равный 0,85;

• Рнизб ‒ нормативное значение избыточного давления;
• Wm ‒ нормативное значение средней составляющей ветровой нагрузки на высоте z (до середины стрелки подъема купола) от уровня земли, принимаем Wm = 0,6 кПа.

q = 1,05 1,0 + 0,9  1, 2  0, 2 +1,8  0,85 = 2,643 кН / м2 ;

• q1 = 0,9  1, 2  0,07 +1, 4  0,6   0,9 1,0 = 0,0684 кН / м2 .

Нагрузки, вызывающие сжатие опорного кольца купола в виде активного давления ветра и вакуума, определяемые по формуле

W = 0, 4  H  b0 1, 4  w m +1, 2  Рнвак  , (1.59)

W = 0, 4 17,88  3,0 1, 4  0,6 +1, 2  0, 2  = 23,17 кН.

Нагрузки, вызывающие растяжение опорного кольца: ветровой отсос и избыточное давление по формуле

W = 0, 4  H  b0 1, 4  w m +1, 2  Рнизб  , (1.60)

W = 0, 4 17,88  3,0 1, 4  0,6 +1, 2  0,07  = 19,82 кН.

Вертикальная сосредоточенная нагрузка на узел пересечения радиального ребра с кольцом определяется по формуле

для 1-го кольца при r = 9,06 м

q  π  r12

V1 = , (1.61)

nщ

• направленная вниз

2, 643  3,14 19, 012

V1.1 = = 74,98 кН / м 2 ;

• направленная вверх

0, 0684  3,14 19, 012

V1 = = 1,94 кН / м 2 .

36

1.13 Расчет резервуара на опрокидывание и определение

контурного давления на фундамент

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

wm

М w = γ n   M ws + M wr   , (1.62)

w0

где Мws ‒ опрокидывающий момент от дейтвия ветра на стенку резервуара, кН  м;

• Мwr ‒ опрокидывающий момент от действия ветра на крышу резервуара, кН  м;
• γ n ‒ коэффициент, учитывающий уровень ответственности резервуара, принимаем γn  1,1;

• w0 ‒ нормативное значение ветрового давления, принимаем 0,38 кПа;
• wm ‒ нормативное значение среднесуточной составляющей ветровой нагрузки, КПа.

Mws = F  b, (1.63)

где F ‒ сдвигающая сила от действия ветра на стенку, кН;

• b ‒ коэффициент приложения равнодействующей силы.

 H

H

 H 

F = 0,575  D  w m 1  0, 705    + 4, 642    + 4,815     , (1.64)

  10   10   10  



где D ‒ диаметр резервуара, м;

• Н ‒ высота стенки, м.

  17,88 

 17,88 

 17,88  

F = 0,575  38, 02  0, 6 1  0, 705    + 4, 642    + 4,815     =

  10   10   10 



= 267,84 кН.

Координата b зависит от высоты резервуара

b = 2,5 + 0,57  Н  5 , (1.65)

b = 2,5 + 0,57 17,88  5  = 9,84 м;

• Mws = 267,84  9,84 = 2635,55 кН  м.

Определим опрокидывающий момент от действия ветра на крышу

Mwr = 0,72  Sr  x r , (1.66)

где Sr ‒ площадь вытекания поверхности крыши;

• xr ‒ расстояние от днища до центра тяжести крыши.

hD

Sr = , (1.67) где h ‒ высота образующей крыши, м.

3,16  38, 02

Sr = = 60, 07;

• Mwr = 0,72  60,07  20,73 = 896,58.

Определим опрокидывающий момент действующий на резервуар

0, 6

М w = 1,1  2635,55 + 896,58  = 4860 Па.

0, 48

Максимальная расчетная нагрузка на фундаментное кольцо определяется по следующей формуле

Qmax M W

q max = + 2 , (1.68)

2πr πr

Qmax ‒ расчетная максимальная ассиметричная нагрузка действующая на фундамент резервуара.

Qmax = 1,05  G M + 0,95 1,05  G O +  0,9  fsk  Sg + 0,95 1, 2  Pвак   πr 2 , (1.69)

где GM ‒ вес металлоконструкции, кН;

• fsk ‒ коэффициент учитывающий форму крыши, принимаем 1;
• GO ‒ вес оборудования, Н;
• Pвак ‒ давление вакуума, кПа;

Qmax = 1,05  2862225,58 + 0,95 1,05 1, 2 105 +

  0,9 11,8 + 0,95 1, 2  0, 2   3,14 19,012 = 3127,13 кН.

Qmin = G M + 0,95  GO — 0,95 1, 2  Pвак  πr 2 , (1.70)

Qmin = 2862225,58 + 0,95 1, 2 105 – 0,95 1, 2  0, 2  3,14 19,012 =

= 2975,97 кH.

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

Pf =  ρнп  Hвз + ρст  t ц.ч.д   0,001 g +1, 2  Pвак , (1.71)

Pf = 880,18116,99 + 7800  0,011  0,001 9,81+1, 2  2 =

= 149,9 кН / м3 .

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 выполняется.

М w   Qmin  Fwr  r , (1.72)

где Fwr ‒ подъемная сила от действия ветра на крышу.

wm

Fwr = 0, 72  πr  , (1.73)

w0

0, 6

Fwr = 0, 72  3,14 19, 01 = 53, 7 кН.

0, 48

Проверка условия

4860  4860³  2975,97 53,7  19,01;

4860  55552;

• Условие на опрокидывание не выполняется, значит, установка анкеров не требуется.

2 Эксплуатационное оборудование резервуара 20000 м3

На РВСП в зависимости от назначения рекомендуется устанавливать следующее оборудование, отвечающее требованиям стандартов и предназначенное обеспечить надежную эксплуатацию резервуаров.

• вентиляционное оборудование;
• приемо-раздаточные патрубки;
• хлопушки;
• противопожарное оборудование;
• заземление;
• люки-лазы;
• люк световой;
• сифонный кран;
• пробоотборник секционный;
• устройства размыва донных отложений.

Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям проектов в зависимости от хранимого нефтепродукта, скорости наполнения и опорожнения резервуара [8].

Таблица 2 – Технологическое оборудование для нормальной работы резервуара РВС 20000 м3, производительность закачки/выкачки нефти 10001500 м3/ч Наименование

Марка оборудования Количество, шт Масса общая оборудования

Патрубки приемо ППР-600 1 22,5 раздаточные

Хлопушка ХП-600 1 7,5

Механизм управления

МУ-600 1 30 хлопушкой

Пробоотборник

ПСРП-17 1 136 секционный

Кран сифонный КС-80 1 23

Люк световой ЛС-600 4 114 Люк-лаз ЛЛ-600*900 ЛЛ-600*900 3 870 Генератор пены ГПСС-2000 4 90 Люк замерный ЛЗ-150 4 105 Патрубок зачистной ПЗ-150 1 10 Клапан дыхат. КДС-1500/200 4

2.1 Кран сифонный КС-80

Сифонный кран монтируют на нижнем поясе резервуара. Кран служит для удаления придонной воды и механических примесей, осевших на дно резервуара при отстое нефтепродукта, или для слива топлива при отказе хлопушки. В северных районах страны кран используют для закачки воды зимой в случае течи в нижней части резервуара (вода замерзает на дне резервуара и течь прекращается).

Горизонтальная труба в сборе с втулкой сальника, корпусом сальника, фланцем и ручкой является затвором, который укрепляется на стенке резервуара через приваренный к ней фланец. С наружней стороны затвора крепится кран шаровый проходной, а с внутренней стороны – отвод. С помощью ручки горизонтальная труба вращается вместе с отводом и в соответствии с метками на втулке сальника занимает три положения:

• рабочее  отвод обращен вниз: происходит сброс отстоявшейся под нефтепродуктами воды;
• промывки  отвод обращен вверх: осуществляется сброс воды, находящейся в отводе;
• нерабочее  отвод расположен горизонтально. В нерабочем состоянии затвор вместе с проходным краном закрывается кожухом и фиксируется защелкой.

Таблица 3 – Технические характеристики КС-80 [8] Наименование параметров КС-80 Условный проход, Dу, мм 80 Рабочее давление сифонного крана, МПа, не более 0,15

Рабочее давление проходного крана, МПа, не более 0,15

Габаритные размеры, мм, не более Длина L 1188 Высота H 637 Ширина 470

2.2 Световой люк ЛС-600

Световой люк служит для проветривания резервуара перед ремонтом и при дефектоскопии, а также при зачистке, подъема крышки-хлопушки с помощью аварийного троса при обрыве основного, проверки состояния и положения плавающего топливозаборного устройства. Люк световой (ЛС) устанавливается на крыше резервуара над хлопушкой, монтируемой на приемо-раздаточном патрубке, после чего производится приварка усиливающего фланца к крыше резервуара. Крышка светового люка крепится к фланцу через прокладку из маслобензостойкого паронита с помощью 16-ти болтов и гаек, что обеспечивает герметичность соединения. Световые люки на стационарной крыше устанавливается по периметру резервуара равномерно.

Рисунок 1 – Световой люк ЛС-600: 1  крышка; 2  прокладка; 3  корпус; 4  гайка;

5  болт; 6  усиливающая накладка.

Выбираем световой люк со следующими параметрами, которые представлены в таблице 4 [8].

Таблица 4 – Технические характеристики ЛС-600 Наименование параметров ЛС-600 Условный проход Dу, мм 600 Габаритные размеры, мм Диаметр наружный D 620 Высота H 562

2.3 Овальный люк-лаз ЛЛ-600*900

Люк-лаз предназначен для осмотра резервуара в его нижней части, а также для доступа обслуживающего персонала внутрь резервуара при зачистке и ремонте. С помощью люка-лаза в вертикальный резервуар доставляется необходимое оборудование, и извлекаются донные отложения при ручной очистке.

Люк-лаз изготавливают в двух исполнениях: круглый и овальный. По требованию заказчика люк-лаз комплектуется поворотным устройством.

Люк-лаз устанавливается на вертикальной стенке стального резервуара, приваривается к корпусу через усиливающую накладку. Корпус люк-лаза состоит из обечайки с приваренным к ней фланцем. К фланцу корпуса крепится крышка с помощью болтов и гаек через прокладку, обеспечивающую герметичность соединения. Для транспортировки в собранном состоянии или для открывания на крышке люк-лаза установлены ручки.

Плавающие крыши и понтоны должны быть оборудованы не менее чем одним люком-лазом диаметром 600 мм.

Люк-лаз вваривают в нижний пояс резервуара на расстоянии 0,7 м от нижней обечайки. В месте сварки устанавливается усилительное кольцо, так как люк-лаз испытывает нагрузки от гидростатического давления нефтепродукта, находящегося в резервуаре.

Для нашего случая необходимы три люк-лаза в овальном исполнении: два в нижнем поясе резервуара и один в четвертом поясе для обеспечения выхода на понтон.

Рисунок 2 – Люк-лаз Ду-600*900: 1 – фланец; 2 – корпус; 3 – усиливающая накладка;

4 – болт; 5 – гайка; 6 – прокладка.

Таблица 5 – Технические характеристики люк-лаза Ду-600*900 [8] Наименование параметров Ду-600*900 Диаметр условного прохода Dу, мм 600 Диаметр наружный D, мм 900 Высота, мм 440 Размеры усиливающей накладки, мм 1800×1260

2.4 Патрубки приемно-раздаточные ППР

Патрубок приемно-раздаточный (ППР), служит для присоединения к нему трубопровода закачки нефтепродукта резервуара, а также хлопушки или плавающего топливозаборника. Патрубок приемо-раздаточный ППР (далее именуемый  патрубок) монтируется в нижнем поясе резервуара. С внешней стороны к нему присоединяется задвижка, а на внутреннем конце патрубка, внутри вертикального резервуара устанавливается хлопушка. Через патрубок осуществляется прием в вертикальный резервуар или выдача из него продуктов.

Рисунок 3  Приемно-раздаточный патрубок ППР-600: 1 – фланец наружный;

2 – усиливающая накладка; 3 – труба; 4 – фланец внутренний.

Таблица 6 – Технические характеристики ППР-600 [8] Наименование параметров ППР-600 Условный проход присоединительного патрубка, Dу мм 600 h, мм 400 Присоединительные размеры фланцев на условное давление МПа для запорной арматуры 1,0 Диаметр окружности D1, мм 620 Диаметр крепежных отверстий d, мм 22 Количество крепежных отверстий n, шт 12 Присоединительные размеры фланцев на условное давление МПа для хлопушек 0,6 Диаметр окружности D2, мм 620 Диаметр крепежных отверстий d1, мм 18 Количество крепежных отверстий n1, шт 12 Габаритные размеры, мм, не более Длина L 380 Диаметр присоединительного фланца D 620

2.5 Патрубки зачистные

Резервуар должен комплектоваться конструкциями для зачистки, служащими для выполнения следующих операций:

• удаление осадка, образовавшегося в период эксплуатации резервуара;
• удаление остатков продукта;
• удаление подтоварной воды.

Патрубок зачистки, конструктивно представляет из себя патрубок в стенке резервуара, к которому изнутри присоединен отвод 90° с кольцом. Патрубки зачистки изготовляются условным проходом 100, 150, 200 и 250 мм.

Для нашего резервуара берем зачистной патрубок диаметром 150мм [8].

Рисунок 4 – Патрубок зачистной

2.6 Хлопушка ХП-600

Хлопушка устанавливается внутри резервуара на приемо-раздаточном патрубке и служит для налива и слива нефтепродукта и для дополнительной защиты от возможной утечки нефтепродукта из резервуара при неисправном состоянии трубопровода.

Хлопушка состоит из корпуса с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой, соединенной с корпусом рычажным механизмом. При наполнении вертикального резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием собственного веса опускается на свое место, закрывая трубу. При выдаче нефтепродукта из вертикального резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.

Крышки хлопушки изготавливаются из искробезопасных материалов, корпус хлопушки с условным проходом равным проходу приемно раздаточного патрубка, изготовлен из стали, а также с перепуском, что позволяет снижать усилия открытия-закрытия хлопушки.

Хлопушка состоит из: корпуса 1, крышки 2, пробки 3, рычага большого 4 и рычага малого 5. Хлопушка устанавливается внутрь резервуара. К петле рычага малого 5 крепится тросик, второй конец которого зафиксирован на механизме управления хлопушкой. При перекачке нефтепродукта крышка хлопушки поднимается механизмом управления, обеспечивая свободный проход. В случае отказа запорных устройств или аварии крышка хлопушки может быть быстро опущена механизмом, перекрывая проход нефтепродукта в трубопровод.

Рисунок 5 – Хлопушка-ХП600: 1 – корпус; 2 – крышка; 3 – пробка; 4 – большой рычаг;

5 – малый рычаг

Таблица 7 – Технические характеристики ХП-600 [8] Наименование параметров ХП-600 Условный проход, Dумм 600 Условное давление, МПа 0,34 Диаметр условного прохода перепускного отверстия dу, мм Присоединительные размеры, мм Диаметр присоединительного фланца D 620 Диаметр окружности D1 600 Диаметр крепежных отверстий d 18 Количество крепежных отверстий n, шт 12 Габаритные размеры, мм, не более Длина L 400 Ширина 600 Высота Н 600

2.7 Механизм управления хлопушкой МУ-600

Механизм управления хлопушкой боковой МУ-600 является комплектующим изделием резервуаров, предназначен для открытия и закрытия клапанов хлопушек (основного и перепускного) и фиксации их в открытом положении.

Механизм управления монтируется на боковой стенке резервуара над хлопушкой.

Механизмы управления хлопушкой состоят из стойки 2, на которой через сальник 4 и подвеску 5 установлен шпиндель 3. К верхнему хвостовику шпинделя крепится маховик 1. Путем вращения маховика производится подъем или опускание шпинделя 3, открывание или закрывание крышек хлопушки.

Рисунок 6 – Механизма управления хлопушкой МУ-600: 1 – барабан; 2 – штурвал;

3 – корпус управления; 4 – вал.

Таблица 8 – Технические характеристики МУ-600 [8] Наименование параметров МУ-600 Условный проход, Dу мм 600 Габаритные размеры, мм, не более Высота, H 710 Длинна, L 650 Ширина, B 710

2.8 Клапан дыхательный КДС-1500/200

Клапаны дыхательные КДС предназначены для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами, и регулирования давления в этом пространстве в заданных пределах. В состав клапанов входит кассета огневого предохранителя.

Клапаны КДС устанавливаются на монтажный патрубок крыши резервуара через присоединительный фланец переходника. Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и ветра клапан имеет крышку и четыре козырька для вакуумных затворов.

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

Таблица 9 – Технические характеристики КДС-1500/200 [8] Наименование параметров КДС-1500/200 Условный проход DN 200 Рабочее давление, Па (мм вод. ст.) 2000 (200) Рабочий вакуум, Па (мм вод. ст.) 250 (25) Давление срабатывания, Па (мм вод. ст.) 1500 – 1600 (150 – 160) Вакуум срабатывания, Па (мм вод. ст.) 100 – 150 (10 – 15) Пропускная способность, м3/ч 750 Площадь проходного сечения седла давления, см2 940 Площадь проходного сечения седел вакуума, см2 4 * 475 = 1900 — длина L 425 — ширина 250 — высота H 333 Габаритные размеры, мм не более:

• длина 900 — ширина B 900 — высота H 900 Присоединительные размеры, мм D 315 D1 280 d n, шт Масса, кг, не более 85 Рисунок 7 – Клапан дыхательный КДС-1500/200: 1 – корпус;
• 2 – тарелка вакуума;
• 3 – тарелка давления;
• 4 – переходник;
• 5 – огневой предохранитель;
• 6 – крышка;

7 – козырек.

2.9 Пробоотборник секционный ПСРП-17

Пробоотборники секционные, ПСРП-17 предназначены для отбора проб нефтепродуктов по всей высоте наземных резервуаров нормального и повышенного давления с понтоном и плавающей крышей.

Пробоотборник является комплектующим изделием вертикальных цилиндрических резервуаров и устанавливается внутри них. Приемный узел приваривается к стенке с наружной стороны в нижней части вертикального резервуара. Рисунок 8 – Пробоотборник секционный ПСРП-17: 1 – кронштейн; 2 – нижняя секция;

3 – средняя секция; 4 – верхняя секция; 5 – кран сливной с патрубком;

6 – ограждение; 7 – приемный узел; 8 – узел управления; 9 – основание;

10 – прокладка; 11 – шпилька; 12 – шайба; 13 – гайка; 14 – вал; 15 – муфта;

16 – уголок.

Отбор пробы осуществляется следующим образом:

а) ручку узла управления 8 повернуть вправо до упора. Усилие поворота через муфту 16 передается на вал 15 и через штифтовое соединение 14 на коромысло нижней секции. При повороте коромысел открываются или закрываются шаровые краны. Сквозные отверстия шаров совмещаются с боковыми отверстиями корпусов кранов, одновременно перекрывая и открывая нижние отверстия.

Продукт, находящийся в резервуаре, поступает через боковые отверстия корпусов шаровых кранов и заполняет секции независимо друг от друга;

— б) при повороте ручки узла управления до упора влево, сквозные отверстия шаров совмещаются с верхними и нижними отверстиями корпусов, перекрывая боковые отверстия, отсекая от основного продукта столб пробы в пробоотборной колонне. Проба смешивается и поступает в специальную пробоотборную посуду.

Проба, отобранная пробоотборником путем выделения в резервуаре столбика продукта по всей высоте резервуара и слива его через систему труб в пробоотборную посуду, по своему составу соответствует продукту в резервуаре.

Таблица 10 – Количество секций пробоотборника в зависимости от высоты резервуара Высота Обозначение Количество секций резервуара пробоотборника Нижних Средних Верхних 15 – 23 ПСР-17 1 6 1

Таблица 11 – Технические характеристики ПСРП-17 [8] Наименование параметров ПСР-17 Условный проход, Dу, мм 15 Объем пробы 1 м пробоотборной колонны, л 0,150±0,005 Максимальная вязкость продукта, Ст 5 Температура продукта, Минимальная -40 Максимальная +80 Гидростатическое давление в резервуаре, МПа, не более 0,16 Количество средних секций, шт, не более 7 Высота резервуара, м, не более 23 Габаритные размеры, мм, не более Длина 2435 Ширина 450

2.10 Пожарное оборудование. Генератор пены ГПСС-2000

Для тушения резервуара с плавающей крышей применяется ГПСС.

Генератор пены средней кратности стационарный ГПСС является частью автоматизированной стационарной системы тушения пожаров на вертикальных цилиндрических резервуарах с горючими и легковоспламеняющимися жидкостями.

Рисунок 9 – ГПСС: 1 – корпус; 2 – распределитель; 3 – кассета; 4 – сетка; 5 – крышки; 6,7 – фланцы; 8 – заслонка; 9 – вилка ; 10 – канат; 11 – ручка; 12 – тяга.

Использование данного оборудования является обязательным в соответствии с ПБ 03-605-03 для тушения возгораний надслойным методом. Тушение пламени происходит плоской пленкообразующей струей пены которая направлена на внутреннюю стенку резервуара, которая стекает по стенки и попадает в зазор. Пена поступает в резервуар через пенокамеры, находящиеся в верхнем поясе. Также пеногенераторы должны быть установлены таким образом, чтобы исключалось воздействие на них пламени и продуктов горения.

Таблица 12 – Технические характеристики ГПСС-2000 [8] Наименование параметров ГПСС-2000 Давление перед распылителем, МПа 0,6-0,8 Расход раствора пенообразователя, л/с 17-20 Кратность пены, не менее 70-100 Давление перед распылителем при автоматическом срабатывании

0,32 затвора, МПа, не более Усилие срабатывания ручного привода, Н Не менее 80 Не более 90 Габаритные размеры, мм, не более Окончание табл. 12 Наименование параметров ГПСС-2000 Длина 900 Ширина 620 Высота 620

Для наземных вертикальных резервуаров с плавающей крышей допускается применять послойный способ пожаротушения пеной низкой кратности.

Тушение пожара подачей пены в основание резервуара заключается в подаче низкократной пены снизу на поверхность горящей жидкости через эластичный рукав, который защищает пену от непосредственного контакта с нефтепродуктом. Такая защита пены необходима, поскольку для ее получения применяется обычный пенообразователь общего назначения.

Тушение пожаров подачей пены в слой горючего возможно только при использовании специальных пенообразователей, обладающих инертностью к нефтепродуктам и способных образовывать пленку на поверхности горючей жидкости.

Пена низкой кратности образуется в высоконапорных пеногенераторах, устанавливаемых за обвалованием.

2.11 Устройство азотной «подушки»

В связи с постоянным изменением уровня нефти в резервуаре для аварийного сброса и откачки нефти и как следствие большого уровня воздушного пространства над нефтью, для предотвращения испарения в больших объемах будет целесообразно применить устройство азотной подушки.

Схема устройства азотной подушки представляет собой азотную станцию и систему подводящих трубопроводов к резервуару.

При применении данного средства сокращения потерь для резервуара объемом 20000 м3 можно сохранять до 300 тонн топлива в год.

Рисунок 10 − схема устройства азотной подушки в резервуаре: 1 – резервуар;

2 – запорный кран; 3 – управляемая камера; 4 – датчик температуры;

5 – обратный клапан; 6 – запорный клапан; 7 – ресивер азота низкого давления;

8 – генератор азота; 9 – насос-компрессор азота; 10 – запорный кран;

11 – нагнетательный трубопровод; 12 – трубопровод сброса давления; 13 – ресивер азота высокого давления; М1, М2, М3, М4 – датчики давления; N2 – газоанализатор;

• Z1, Z2 – уровень нефтепродукта.

2.12 Вспомогательное оборудование

Лестницы используют для осмотра оборудования, приборов, их ремонта, отбора проб, замера уровня. Лестницы могут быть вертикальные, наклонные, спиральные (по стенке резервуара) и шахтные. Они должны иметь наклон марша к горизонту < 60°, ширину 0,7 м, шаг ступеней < 0,25 м, высоту перил > 1 м. Лестницу устанавливают на земле на специальную бетонированную площадку, а сверху крепят к площадке, расположенной на крыше резервуара. Площадку по обеим сторонам лестницы обносят перилами высотой 1 м и длиной не менее 1,5 м.

В процессе эксплуатации осматривают места сопряжения лестниц с резервуаром, проверяют состояние ступеней и перил. При появлении обледенения его удаляют металлическими щетками, не дающими искры.

2.13 Устройство молниезащиты

Защита от прямых ударов молнии должна производиться отдельно стоящими или установленными на самом резервуаре молниеприемниками (молниеотводами).

Молниеприемники, устанавливаемые на резервуаре, изготавливают из круглых стержней или труб с площадью поперечного сечения не менее 100 мм2. Для защиты от коррозии молниеприемники оцинковывают или красят.

В проекте «Оборудование резервуара» (раздел «Молниезащита»), должны быть разработаны мероприятия по защите резервуара от электростатической и электромагнитной индукции в зависимости от электрических характеристик продукта, производительности и условий налива продукта, свойств материала и защитных покрытий внутренних поверхностей резервуара.

Для обеспечения электростатической безопасности нефтепродукты должны заливаться в резервуар без разбрызгивания, распыления или бурного перемешивания.

3 Технологическая часть

3.1 Характеристика объекта и условие строительства

3.1.1 Административно-территориальное расположение объекта

строительства

В данном пункте содержатся технические сведения, представляющие коммерческую ценность в силу неизвестности их третьим лицам.

3.1.2 Климатические условия района строительства

Климат района резко-континентальный, с суровой продолжительной зимой и непродолжительным летом с ранними заморозками.

Расчетная температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки: минус 45 оС

Абсолютная минимальная температура воздуха: минус 51 оС;

• Абсолютная максимальная температура воздуха: плюс 36 оС;
• Расчетная снеговая нагрузка для II снегового района: 1,80 кПа;
• Нормативная ветровая нагрузка для III ветрового района: 0,38 кПа;
• Район строительства по расчетной сейсмической интенсивности (в баллах шкалы MSK-64) согласно карт ОРС-97-А и ОРС-97-В: 8 баллов.

3.2 Основные решения по организации строительства

В соответствии с действующими технологическими организации подготовить разрешительные документы для допуска на объект.

Согласовать порядок оперативного руководства при возникновении аварийных ситуаций с эксплуатирующей организацией, места и условия подключения временных сетей водоснабжения, электроснабжения и др., места выполнения исполнительных съемок.

Всем участвующим в производстве работ пройти вводный и первичный инструктаж по ОТ, ПБ с оформлением в журнале регистрации инструктажей на рабочем месте. Оформить наряды-допуски на производство работ повышенной опасности.

Перед началом огневых, газоопасных работ и работ повышенной опасности с персоналом проводить инструктажи с регистрацией в нарядедопуске.

Выполнить временное обвалование на строящемся резервуаре с укреплением откосов на стесненных участках. Обвалование отсыпать минеральным грунтом, взятым со старого обвалования. Высоту обвалования принять 2,1 м. Перемещение грунта производить бульдозером. После завершения работ, во время благоустройства обвалование разобрать до отметки 1,3 м.

Проверить работоспособность механизмов, оборудования, приспособлений.

Организовать на местах производства работ наличие первичных средств пожаротушения в местах удобных для экстренного применения.

Проверить работоспособность механизмов, оборудования, приспособлений.

Не допускается выполнять монтажные работы на высоте в открытых местах при скорости ветра 15 м/с и более, а также при грозе, гололедице и тумане, исключающем видимость в пределах фронта работ.

При ветре 6 баллов (скоростью 10 м/с) и более работы с участием стреловых самоходных кранов должны быть прекращены.

Контроль ветровых нагрузок производится анемометром, которым оборудованы грузоподъемные краны.

Организация работ предусматривает следующие основные технологические операции:

• устройство временного обвалования строящегося резервуара с укреплением откосов на стесненных участках;
• демонтаж существующего обвалования, фундамента под резервуар, технологических трубопроводов.
• устройство основания и фундамента резервуара, отмостки вокруг резервуара;
• монтаж конструкций вертикального стального резервуара для нефти емкостью 20000 м3;
• монтаж площадок обслуживания оборудования резервуара;
• монтаж опор и фундаментов под трубопроводы и запорную арматуру;
• установка резервуарного оборудования;
• оборудование системами пожаротушения и охлаждения с подключением к автоматической системе охлаждения и пожаротушения;
• монтаж технологических трубопроводов с подключением к технологическим нефтепроводам резервуарного парка;
• монтаж узлов коренных задвижек резервуара;
• проведение гидравлического испытания резервуара и трубопроводов;
• монтаж трубопровода аварийного сброса;
• реконструкция кабельной эстакады;
• молниезащита и защита резервуара от статического электричества, заземление резервуара и трубопроводов;
• устройство антикоррозионной защиты резервуара, оборудования и трубопроводов;
• монтаж производственно-дождевой канализации;
• электроснабжение задвижек и устройства «Диоген-700»;
• монтаж канализационных и водопроводных колодцев;
• монтаж приборов и оборудования КИП;
• устройство подъездов к узлам для присоединения пожарной техники;
• устройство защитного обвалования, переходов через обвалование;
• устройство пешеходных дорожек к переходам через обвалование, стойкам КИП и оборудованию ЭХЗ;
• благоустройство территории.
• вывоз бытовых и промышленных отходов в отведенные места.

До заполнения резервуара нефтью для комплексного опробования произвести градуировку резервуара. Градуировка выполняется государственной метрологической службой или аккредитованными на право поверки метрологическими службами по договору с генподрядной организацией [9].

3.3 Организация труда

Производство строительно-монтажных и земляных работ разрешается только после оформления всех разрешительных документов.

Для осуществления технического надзора за качеством ремонта, соблюдением технологии выполнения работ, приемки выполненных работ и подготовки исполнительной документации, должно быть назначено лицо из числа работников специализированных служб, прошедших специальное обучение и аттестованных Ростехнадзором. Технический надзор должен осуществляться постоянно и непрерывно.

Работы по строительству стального резервуара выполнять с соблюдением требований проекта, ППР.

Площадка производства работ на территории действующего предприятия должна быть ограждена и обозначена соответствующими знаками и надписями.

Теплоснабжение временных помещений предусмотрено от электрических нагревательных приборов, для чего все обогреваемые помещения должны быть оборудованы специальными щитками.

Обеспечение участка производства работ электроэнергией, водой предусматривается от существующих инженерных сетей ЛПДС.

Обеспечение строительства сжатым воздухом осуществлять от передвижных компрессорных установок. Кислород, пропан доставлять на площадку в баллонах, централизовано специальным автотранспортом.

Осуществление связи предусмотрено при помощи мобильной радиостанции во взрывопожаробезопасном исполнении, а также использование существующей сотовой связи за территорией ЛПДС. На площадке строительной базы необходимо предусмотреть устройство телефонной и факсимильной связи.

Обеспечение строительной площадки питьевой водой производится за счет существующей системы водоснабжения ЛПДС «Рыбинская». Воду для хозяйственно-питьевых нужд на стройплощадке предусмотрено хранить в алюминиевых бочках с соблюдением гигиенических норм.

Установить пожарные посты с оснащением их соответствующим оборудованием и инструментом, обеспечить зоны производства работ первичными средствами пожаротушения (огнетушители, лопаты, кошма, песок), проложить временный пожарный рукав.

Конструкции резервуара должны поставляться в монтаж в соответствии с заказом с заводаизготовителя резервуарных металлоконструкций и комплектом чертежей.

При приемке конструкций резервуара необходимо проверить комплектность поставки согласно комплектовочной ведомости к проекту и требований к качеству заводского изготовления согласно проекту.

По результатам входного контроля качества изготовленных конструкций составляется акт приемки металлоконструкций в монтаж. К акту приемки металлоконструкций в монтаж должны быть приложены все отправочные документы:

• комплект рабочей документации КМД;
• комплектовочные ведомости с указанием отгрузочных мест;
• протокол качества на конструкции резервуара;
• заключение о качестве сварных соединений конструкций;
• схемы разверток стенки и днища с указанием марок стали и номеров плавок, а также толщины проката;
• копии сертификатов качества на использованные основные и сварочные материалы.

Отмеченные дефекты оформляются актом с приложением дефектной ведомости. Дефектная ведомость передается изготовителю для устранения обнаруженных дефектов.

3.4 Работы основного периода

3.4.1 Геодезическое обеспечение строительства

В соответствии с указаниями СНиП 12-01-2004 «Организация строительства» на основе проектной организации исполнителю работ следует подготовить схемы расположения разбиваемых в натуре осей резервуара, знаков закрепления этих осей и монтажных ориентиров, а также схемы расположения конструкций и их элементов относительно этих осей и ориентиров. Схемы разрабатывают исходя из условия, что оси и ориентиры, разбиваемые в натуре, должны быть технологически доступными для наблюдения при контроле точности положения элементов конструкций на всех этапах строительства [10].

Геодезические работы в строительстве, регламентируемые требованиями СНиП 3.01.03-84 «Геодезические работы в строительстве», должны выполняться в объеме и с точностью, обеспечивающей при возведении объектов строительства соответствие геометрических параметров проектной документации, требованиям строительных норм, правил и государственных стандартов. В процессе строительства детальные разбивочные работы выполняют ИТР генподрядной организации. Непосредственно перед выполнением разбивочных работ генподрядчик должен проверить неизменность положения знаков разбивочной сети сооружения путем повторных измерений элементов сети. Количество разбивочных осей, монтажных рисок указывается в ППР. В процессе возведения резервуара и прокладки инженерных сетей генподрядчику следует проводить геодезический контроль точности геометрических параметров сооружения, конструкций, который является обязательной составной частью производственного контроля качества [11].

Главные разбивочные оси закрепляются знаками. Осевые знаки не должны попадать в зону нарушения грунта при выполнении СМР, Наименьшее расстояние допускается 3 м от бровки котлована.

Подрядчик должен выполнить исполнительные геодезические съемки. По результатам исполнительной геодезической съемки элементов, конструкций и частей сооружений следует составить исполнительные схемы, а для подземных инженерных сетей – исполнительные чертежи, в масштабе соответствующих рабочих чертежей (согласно СНиП 3.01.03-84 «Геодезические работы в строительстве»), отражающие плановое и высотное положение вновь проложенных инженерных сетей. Исполнительные схемы и чертежи, составленные по результатам исполнительной съемки, следует использовать при приемочном контроле, составлении исполнительной документации и оценке качества строительно-монтажных работ. Генподрядчик передает исполнительную документацию на проверку заказчику вместе с актами, разрешающими дальнейшее производство работ [11].

3.4.2 Земляные работы

Земляные работы выполнять механизированным способом в соответствии с СНиП 12-01-2004 «Организация строительства», СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты», СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы», СП 50-101-2004 «Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений» [12].

Разработанный грунт с помощью экскаватора погружается в автосамосвалы и вывозится к месту складирования. Для сбора грунтовых и атмосферных вод необходимо выполнить водоотводные траншеи по периметру дна котлована и зумпф.

В случае обнаружения пучинистого грунта необходимо произвести его замену непучинистым грунтом, с последующей отсыпкой и уплотнением.

Траншеи для прокладки технологических коммуникаций разрабатываются с помощью одноковшового экскаватора, в стесненных условиях и при пересечении коммуникаций разработка ведется вручную. Обратную засыпку траншей выполнять бульдозером и вручную после ведения предварительных испытаний трубопроводов на прочность и герметичность, полного выполнения изоляционных и строительномонтажных работ.

В местах пересечения с действующими коммуникациями строительномонтажные работы производятся вручную под руководством ответственного лица, при наличии письменного разрешения и в присутствии представителей организаций, эксплуатирующих данные коммуникации согласно требованиям СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты».разработка грунта вблизи пересекаемых коммуникаций механизированным способом допускается на расстоянии не ближе 2 м по бокам коммуникаций не менее 1 м над верхом коммуникации, оставшийся грунт разрабатывается вручную. Траншеи под коммуникации и кабели, проходящие вблизи резервуара, выполняются ручным способом [12].

Перед началом работ и во время работ в траншеи необходимо контролировать воздушную среду на содержание в воздухе углеводородов (ПДК составляет 300 мг/м3) [43].

3.4.3 Бетонные работы

Бетонные работы необходимо выполнять в строгом соответствии с рабочим проектом и проетом производства работ при соблюдении требований СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции», СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты», СП 50-101-2004 «Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений», СНиП 52-01-2003 «Бетонные и железобетонные конструкции», СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1», СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2» [13].

Бетонную смесь, доставлять автобетоносмесителем, обеспечивающим сохранение свойств бетонной смеси, и разгружать непосредственно в конструкции без дополнительной перегрузки. Во время укладки бетонной смеси запрещается добавлять воду для увеличения ее подвижности.

Под отмостку и фундаменты устроить подготовку из щебня. Готовность основания из щебня под укладку бетонной смеси оформить актом.

Бетонные смеси следует укладывать в бетонируемые конструкции горизонтальными слоями одинаковой толщины без разрывов, с последовательным направлением укладки в одну сторону во всех слоях. Укладка следующего слоя бетонной смеси допускается до начала схватывания бетона предыдущего слоя. Все конструкции и элементы, закрываемые в процессе последующего производства работ (подготовленные основания конструкций, закладные детали и пр.), правильность установки и закрепления опалубки должны быть приняты в соответствии со СНиП 12-012004 «Организация строительства» [10].

При установке разборно-переставной опалубки (лоток, фундаменты) обращать внимание на вертикальность и горизонтальность элементов, жесткость и неизменяемость всей конструкции. Устройство разборнопереставной опалубки, армирование конструкций, укладку бетонной смеси, уплотнение бетонной смеси и уход за бетоном выполнять в соответствии с разделом 2, СНиП 3.03.0187 «Несущие и ограждающие конструкции» [13].

Бетон в опалубку фундамента подавать из бетоносмесителя по коробу или из корыта лопатами вручную.

Испытания контрольных образцов бетонной смеси (куб 100 × 100 × 100 мм) по истечению срока набора прочности бетона (28 суток) производит аттестованная строительная лаборатория.

Приемку законченных бетонных и железобетонных конструкций или частей сооружений следует оформлять в установленном порядке актом освидетельствования скрытых работ.

3.4.4 Арматурные работы

Арматура должна иметь маркировку и соответствующие сертификаты, удостоверяющие ее качество. Условия хранения арматуры и ее перевозка должна исключать механические повреждения, загрязнения и коррозионные поражения по ГОСТ 7566-94* «Металлопродукция. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение». Установку арматуры в опалубку следует производить в соответствии с проектом. Отклонение в расстоянии между отдельно установленными рабочими стержнями и рядами арматуры для фундаментов +20 мм [14].

Фиксация арматуры не должна допускать смещения арматуры в процессе ее установки и бетонирования конструкции. Стыковые и крестообразные сварные соединения следует выполнять по проекту в соответствии с ГОСТ 14098-91 «Соединения сварные арматуры закладных изделий железобетонных конструкций» [15].

Отклонения от проектного положения арматуры при ее установке не должны превышать допустимых значений установленных СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции».

Контроль по устройству арматурных конструкций следует выполнять в соответствии с таблицей 9 СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции» [10].

3.4.5 Приемка фундамента

Непременным условием для получения проектной геометрической формы резервуара является качественное изготовление железобетонного кольца фундамента. Осмотр фундамента резервуара производят по следующим позициям:

• общее состояние фундамента и соответствие его проекту, наличие актов на скрытые работы;
• отметка центра основания, правильность разбивки осей резервуара 1, 2, 3, 4 опор под приемо-раздаточные трубопроводы;
• проверка толщины и технологического состава гидроизолирующего слоя;
• наличие отвода поверхностных вод от фундамента.

Для производства работ используются монтажные приспособления леса и такелажная оснастка.

Не допускается выполнять монтажные работы на высоте в открытых местах при скорости ветра 15 м/с и более, а также при грозе, гололедице и тумане, исключающем видимость в пределах фронта работ.

При ветре 6 баллов (скоростью 10 м/с) и более работы с участием стреловых самоходных кранов должны быть прекращены [10].

3.4.6 Поставка металлоконструкций резервуара

Листовая сталь для стенки, окраек днища должна поставляться металлургическими предприятиями партиями. Партию составляют листы одной марки стали, одной плавки, одной толщины, изготовленные по одинаковой технологии, включая режимы прокатки и термической обработки. Листы каждой партии должны сопровождаться документом о качестве по ГОСТ 7566-94* «Металлопродукция. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение». В документе о качестве, кроме характеристик, предусмотренных требованиями стандарта (технических условий) на сталь, должны быть указаны характеристики, предусмотренные дополнительными требованиями в соответствии с РД-25.160.10-КТН-050-06 с изм.1, 2 «Инструкция по технологии сварки при строительстве и ремонте стальных вертикальных резервуаров» и дополнительным требованиям к материалам [16].

Люки и патрубки в стенке и крыше должны изготавливаться на заводе и поставляться комплектно с заглушками, крепежные деталями и прокладками. Крепежные детали фланцевых соединений должны поставляться оцинкованными.

Листовой прокат по качеству должен соответствовать требованиям ГОСТ 5520-79 «Сталь листовая углеродистая, низколегированная и легированная для котлов и сосудов работающих под давлением», ГОСТ 19281-89 «Прокат стальной повышенной прочности», ГОСТ 14637-89 «Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества» и РД-23.020.00-КТН-079-09 «Нормы проектирования стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000 − 50000 куб.м». Поверхность листового проката должна быть очищена от окалины и покрыта консервирующей смазкой. Удаление поверхностных дефектов листов заваркой не допускается [16].

3.4.7 Монтаж технологических трубопроводов и оборудования

Резервуар РВС-20000 м3 № 52 предназначен для выполнения технологических операций по перекачке товарной нефти, а также для приёма нефти при срабатывании предохранительных устройств и при срабатывании автоматической защиты от перелива резервуарного парка на ЛПДС «Рыбинская».

Технологическая схема обвязки резервуара технологическими трубопроводами и оборудованием позволяет выполнять следующие операции:

• перекачку нефти по нефтепроводу по схеме «с подключенной емкостью»;
• перекачку нефти по нефтепроводу по схеме «через емкость»;
• использовать резервуар для приёма аварийного сброса нефти;
• выполнять освобождение надземного участка сбросного трубопровода после аварийного сброса нефти.

Для уплотнения фланцевых соединений трубопроводов, приёмораздаточных патрубков и сильфонных компенсаторов применяются прокладки из терморасширенного графита.

Для обслуживания приводов задвижек предусмотрены обслуживающие площадки.

Все оборудование должно иметь разрешение на применение, выданное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору.

В местах выхода трубопровода из земли предусматривается приварка узла заземления трубопровода. Все болтовые соединения узлов заземления защитить от коррозии нанесением силиконовой мастики толщиной 500 мкм.

На всех фланцевых соединениях предусматривается установка шунтирующих перемычек.

При эксплуатации резервуара между фланцами трубопроводной обвязки должны быть установлены проставки. Заглушки установить при выводе резервуара из эксплуатации.

В связи с тем, что максимальная температура начала застывания нефти (минус 20 °С) ниже минимальной температуры нефти в резервуаре (минус 10 °С) дополнительная теплоизоляция надземных технологических трубопроводов не требуется.

В местах выхода трубопровода из земли предусмотрена приварка заземления трубопровода.

Укладку трубопровода в траншею выполнять с бровки. Подъем и укладку трубопровода осуществлять самоходным краном с помощью мягких полотенец, соблюдая меры предосторожности против повреждения изоляционного покрытия.

Разработка траншеи производится экскаватором и вручную.

Состав работ и порядок производства включает:

• сборка технологических трубопроводов в плеть на бровке траншеи;
• радиографический контроль сварных стыков;
• гидроиспытание уложенного участка трубопровода;
• подключение проектируемых технологических трубопроводов к существующим трубопроводам гарантийным стыками;
• контроль качества гарантийных стыков радиографическим методом с дублированием ультразвуковым методом;
• устройство защитного антикоррозионного покрытия;
• подключение ЭХЗ с последующей засыпкой траншеи непучинистым грунтом.

Монтаж трубопроводов вести в соответствии со СНиП 3.05.05-84 «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы».

Сборку и сварку технологических трубопроводов выполнять ручным электродуговым способом аттестованными сварщиками под руководством аттестованного специалиста по аттестованной технологии сварки в соответствии с РД-25.160.00-КТН-011-10 «Сварка при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов» с применением аттестованного сварочного оборудования и аттестованных сварочных материалов [17].

Работы по контролю, методы и объем контроля технологических трубопроводов выполнять в соответствии с РД-19.100.00-КТН-001-10 «Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов» [18].

При монтаже трубопроводов системы водоснабжения, пожаротушения и сетей канализации соблюдать требования СНиП 3.05.04-85* «Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации».

Разработку грунта под прокладку трубопроводов выполнять экскаватором и вручную. Траншею разработать с откосами согласно табл. 1 СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве». Часть 2. Строительное производство» [20].

Обратную засыпку траншеи с трубопроводом водопровода, канализации выполнять бульдозерным отвалом экскаватора и частично вручную в стесненных условиях.

Сборку и сварку труб выполнять на монтажных опорах аттестованными сварщиками подруководством аттестованного специалиста по аттестованной технологии сварки ручным электродуговым способом. Перед сборкой и сваркой трубы следует очистить от загрязнений, проверить геометрические размеры разделки кромок, зачистить до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхность труб на ширину не менее 10 мм.

3.4.8 Устройство каре резервуара и защитного обвалования

Устройство обвалования сооружается из суглинистых грунтов. Уплотнение насыпаемого грунта обвалования производить послойно (до 15 см) пневмокатком и вибротрамбовками до коэффициента уплотнения 0,92. производить путем отсыпки насыпи привозным грунтом с послойным уплотнением.

Крутизна откосов принята 1:1,5. Крепление откосов и верха обвалования РВС-20000 выполнено бетонированием.

Площадка внутри защитного обвалования (каре) планируется вручную в сторону дождеприемного колодца.

Планировка территории каре в проектных отметках выполняется бульдозером после окончания земляных работ, прокладки подземных трубопроводов и устройства отмостки. Затем выполняется устройство подстилающего слоя толщиной 100 мм из среднезернистого песка, укладка гидропленки высокой плотности толщиной 1 мм, устройство мест сопряжения с трубопроводами.

Соединение рулонов в полотнище производить сваркой ручным аппаратом для сварки пленки закрепляется по обвалованию в анкерных траншеях и к бетонному фундаменту резервуара.

Конструкция узла сопряжения гидропленки с ж/б фундаментом резервуара должна обеспечивать водонепроницаемость сопряжения. Гидропленка с нанесенным герметиком прижимается к железобетонному фундаменту стальной полосой и пристреливается монтажным пистолетом дюбелями. Перед обратной засыпкой щебнем, на стальную полосу нанести защитное покрытие из полимерных или битумно-полимерных материалов.

Площадка внутри защитного обвалования устраивается с защитным экраном из гидропленки с подстилающим и защитным слоями из песка среднезернистого класс II толщиной по 0,10 м.

Работы по устройству защитного экрана производить по захваткам, по мере раскатки рулонов гидропленки. Все работы по устройству защитного экрана должны быть оформлены актами освидетельствования скрытых работ. Контроль качества подстилающего слоя, защитного слоя и укладки гидропленки должен осуществляться в соответствии с СН 551-82 «Инструкция по строительству противофильтрационных устройств из полиэтиленовой пленки для искусственных водоемов» [19].

Затем выполняется укладка поверх пленки защитного слоя из среднезернистого песка вручную.

После укладки пленки противофильтрационного экрана произвести планировку откосов обвалования, выполнить обвалование.

Затем производится выравнивание, планировка грунта, уплотнение и устройство бетонного покрытия.

Применяемые механизмы: автосамосвал, экскаватор, виброплита. Применяемые инструменты: нивелир, лопаты, кувалды, рулетки, молотки, шнур.

3.4.9 Общие положения по сварочным работам

Сварочные работы и контроль качества монтажных сварных соединений резервуара должны выполняться в соответствии с требованиями проекта, РД-23.020.00-КТН-283-09 «Правила ремонта и реконструкции резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 м3», СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции», ПБ 03-605-03 «Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» РД 25.160.10-КТН-050-06 с изм 1, 2 «Инструкция по технологии сварки при строительстве и ремонте стальных вертикальных резервуаров» и настоящего ППР [18].

3.5 Требования к сварочному оборудованию

Сварочное оборудование перед применением должно быть проконтролировано на наличие паспорта завода-изготовителя, комплектность и исправность, действие срока последней проверки.

Сварочный участок необходимо укомплектовать оборудованием, инструментом и материалами в соответствии с ведомостью сварочного оборудования данного в ППР. Применяемое сварочное оборудование должно быть аттестовано в соответствии с РД 03-614-03 «Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов» [21].

3.6 Требования к квалификации сварщиков

Руководство сварочными работами и работами по контролю качества сварных соединений должно возлагаться на специалиста, имеющего специальное образование и прошедшего аттестацию на знание нормативных документов по мерам безопасности при производстве монтажно-сварочных работ и работ по контролю качества сварных соединений.

Перед началом монтажно-сварочных работ руководитель сварочных работ обязан:

• изучить проектную документацию на монтаж и сварку резервуара;
• укомплектовать участок сварочными материалами, проверить их качество;
• отобрать для сварки резервуара аттестованных сварщиков, провести их инструктаж и организовать сварку допускных стыков.

Окончательное решение о допуске сварщиков к сварке соответствующих типов сварных соединений на резервуаре принимается руководителем сварочных работ на основании испытаний контрольных образцов, выполненных каждым сварщиком.

Сварщики, допущенные к механизированной сварке в защитных газах и к автоматической сварке соединений стенки должны сварить по одному контрольному соединению толщиной 15 и 12 мм для механизированной сварки, 15/14 и 12/11 мм для автоматической сварки под флюсом с разделкой кромок тождественной той, которая предусмотрена данной проектной документацией для стыковых соединений стенки. Металл для контрольных образцов должен соответствовать маркам сталей − С345-4 (09Г12С) ГОСТ 27772-88 «Прокат для строительных конструкций».

Образцы свариваются в пространственных положениях, методами сварки, с применением основных и сварочных материалов и по технологии тождественным тем, которые будут применяться для монтажа резервуара и должны соответствовать требованиям ППР и операционным технологическим картам на сварку.

Сварные контрольные образцы подвергнуть механическим испытаниям специализированной организацией [18].

3.7 Требования к подготовке, хранению и использованию

сварочных материалов

Сварочная проволока, электроды, защитный газ должны соответствовать ГОСТам на изготовление, что подтверждается наличием сертификата или паспорта предприятия-изготовителя. Импортная сварочная проволока должна соответствовать требованиям страны-поставщика, что подтверждается наличием сертификата или паспорта предприятияизготовителя.

Импортные сварочные материалы должны иметь сопроводительную документацию фирмы производителя, подтверждающую соответствие качества материалов требованиям проекта и подтверждающую, что данный материал прошел аттестацию в РФ.

Сварочные материалы должны храниться отдельно рассортированными по маркам, партиям и диаметром в условиях, обеспечивающих температуру воздуха не ниже 15 оС и влажности, не превышающей 50 % в помещении, защищающем их от воздействия атмосферных осадков, почвенной влаги, коррозии, загрязнений и механических повреждений.

Все электроды перед употреблением должны быть прокалены в печи. Температура прокалки 300 – 350 °С в течение 1,5 − 2,0 часов или в соответствии с режимом, указанным заводом-изготовителем [18].

3.8 Основные положения по сборке под сварку и сварка

монтажных соединений

Конструкции сварных соединений и геометрические параметры

должны соответствовать:

• ГОСТ 5264-80 «Ручная дуговая сварка. Соединения сварные»
• ГОСТ 14771-76 «Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные»;
• ГОСТ 8713-79 «Сварка под флюсом. Соединения сварные»;
• ГОСТ 11534-75 «Ручная дуговая сварка. Сварные соединения под острыми и тупыми углами»;

До начала сварочных работ любые соединения конструкции резервуара должны быть проконтролированы и приняты под сварку по следующим конструктивным и технологическим критериям:

• соответствие металла требованиям проекта и заводской маркировки;
• соответствие собираемых элементов монтажной схеме, проектным размерам и геометрической форме;
• геометрические параметры кромок элементов, подготовленных под сварку (величина угла скоса кромок, зазор в стыке, величина притупления, смещение кромок), должны укладываться в поле допусков, предусмотренных проектом;
• поверхность кромок, а также прилегающие к ним зоны шириной 20 мм должны быть зачищены от любых загрязнений;
• кромки свариваемых элементов должны быть закреплены с помощью сборочных приспособлений и гребенок.

Прихватки, выполняемые в угловых и нахлесточных соединениях, можно переплавлять только после их зашлифовки и визуального контроля качества.

При наличии влаги на свариваемых кромках соединений необходимо производить их осушку путем предварительного нагрева до температуры от 20 до 60 °С независимо от температуры окружающего воздуха.

Сварку следует производить при стабильном режиме. Предельные отклонения заданных значений силы сварочного тока и напряжения дуги не должны превышать ±5 %. Оборудование для механизированной сварки следует подключать к отдельному фидеру. Колебания напряжения питающей сети электрического тока, к которой подключено сварочное оборудование, не должны превышать ±5 %.

Участки шва с порами, трещинами должны быть удалены до наложения следующих слоев. Кратеры в местах обрыва дуги должны быть зашлифованы и заварены.

Начало и конец каждого технологического участка в наплавленном валике многослойного шва должны перекрываться последующим на 15 − 30 мм.

В стыковых соединениях, после выполнения корневого шва, выполнить зачистку обратной стороны армированными абразивными кругами до чистого бездефектного металла перед выполнением последующей сварки с обратной стороны.

В процессе сварки необходимо обеспечить плавный переход от основного металла к наплавленному. Величина усиления стыковых сварных швов не должна превышать требований РД 25.160.10-КТН-050-06 с изм.1, 2. В случае, если высота усиления сварных швов превышает допустимую, сварные швы следует зачистить шлифмашинкой до требуемых величин.

Поверхность металла и выполненных швов, после окончания сварки, необходимо очищать от шлака, брызг и наплывов (натеков) расплавленного металла [18].

Качество прихваток, сварных соединений креплений сборочных приспособлений, определяемое внешним осмотром, должно быть не ниже качества основных сварных соединений.

3.9 Организация сварочных работ

Сварочными работами должен руководить квалифицированный специалист по сварке, имеющий опыт сооружения резервуаров полистовой сборки, имеющий квалификацию не ниже 2-го уровня согласно ПБ 03-273-99

К началу выполнения сварочных работ следует:

• обеспечить объект всей необходимой документацией по сварке;
• установить силовые пункты питания электроэнергией и проверить все сварочное оборудование. Питание сварочных машин электроэнергией осуществлять от отдельных фидеров;
• опробовать оборудование и сварочные материалы;
• оградить свариваемые поверхности конструкций и рабочее место сварщика от атмосферных осадков и ветра;
• проверить состояние изоляции сварочных кабелей и правильность присоединения их к клеммам источников постоянного тока;
• соединения кабелей при наращивании выполнять на соединительных муфтах;
• проверить арматуру газовых баллонов, рукава для кислорода, горючих газов, а также инструмент для газопламенной обработки.

3.10 Исправление дефектов сварных соединений

При выполнении ремонта сварных швов стенок резервуаров следует применять механизированные способы сварки в защитных газах. При выполнении ремонта других резервуарных конструкций допускается также применение ручной дуговой сварки.

Удалять дефектные участки сварных швов надлежит механизированной шлифовкой абразивным инструментом. Запрещается выплавлять дефекты сваркой.

При выполнении ремонтных работ по устранению дефектов сварных соединений произвести предварительный подогрев зоны ремонта до 100 – 130 °С независимо от температуры окружающего воздуха.

Отремонтированные участки сварных соединений должны быть вновь подвергнуты визуальному контролю, ультразвуковой дефектоскопии и радиографии. Если на отремонтированном участке шва вновь будут выявлены недопустимые дефекты, ремонт таких участков должен выполняться под непосредственным контролем руководителя сварочных работ.

Все сведения о выполнении ремонта внутренних дефектов сварных швов должны быть занесены в Журнал пооперационного контроля качества монтажно-сварочных работ.

4 Экономические расчеты

В дипломном проекте выполняется расчет и монтаж резервуара для нефтепродуктов объемом 20000 м3 Рыбинской линейной производственнодиспетчерской станции.

Затраты включают в себя:

• капитальные или единовременные;
• текущие или эксплуатационные.

4.1 Расчет капитальных или единовременных затрат

Единовременные капитальные вложения включают в себя приобретение вертикального резервуара объемом 20000м3, а так же приобретение технологического оборудования, автоматизированного устройства измерения, заработная плата за установку нового резервуара, установку оборудования.

Стоимость одного РВС-20000 составляет 101803200 рублей.

Стоимость технологического оборудования за одну единицу:

• Клапан дыхательный КДС-1500/200 – 57233рублей;
• Клапан предохранительный КПГ-200 – 30690 рублей;
• Люк замерный ЛЗ-150 – 3 300 рублей;
• Патрубок замерного люка ПЗЛ-150 – 3850 рублей;
• Люк лаз ЛЛ-600*900 – 58817 рублей;
• Патрубок приемно-раздаточный ППР-600 – 56500 рублей;
• Патрубок зачистной ПЗ-150 – 9670 рублей;
• Хлопушка ХП-600 – 75784,50 рублей;
• Генератор пены ГПСС-2000 – 12075 рублей;
• Кран сифонный КС-80 – 18795 рублей;
• Люк световой ЛС-600 – 27341,60 рублей;
• Технологический трубопровод Ду150 Ст20 – 350 рублей за полигонный метр;
• Задвижка 30с41нж Ду150 – 12190 рублей.

Стоимость одного секционного пробоотборника ПСРП-17 составляет 65500 рублей.

Единовременные затраты сводим в таблицу 13.

Таблица 13 – Единовременные капитальные вложения № п/п Наименование работ Кол-во, шт Стоимость,

руб 1 Приобретение РВС-20000 1 101 803 200 2 Приобретение технологического оборудования:

1 Клапан дыхательный КДС-1500/200 4 222932

2 Клапан предохранительный КПГ-200 4 122760 Окончание табл. 13 № п/п Наименование работ Кол-во, шт Стоимость,

руб

3 Люк замерный ЛЗ-150 2 6600

4 Патрубок замерного люка ПЗЛ-150 2 7700

5 Люк-лаз ЛЛ-600*900 2 117634

6 Патрубок приемно-раздаточ. ППР-600 1 56500

7 Патрубок зачистной ПЗ-150 1 9670

8 Хлопушка ХП-600 1 75784,50

9 Генератор пены ГПСС-2000 4 48300

10 Кран сифонный КС-80 1 18795

11 Люк световой ЛС-600 3 82024,8

12 Технологический трубопровод Ду150 400 140000

13 Задвижка Ду150 6 73140 3 ПСРП-17 1 65500

Итого 102850540,3

Для монтажа новых резервуаров и технологического оборудования требуется бригада из сторонней организации, в количестве 10 слесарей 5-го разряда и 10 электросварщиков-газорезчиков 5-го разряда. Заработная плата начисляется 25 % от стоимости резервуара и 16 % от стоимости технологического оборудования. Сведем данные в таблицу 14. Таблица 14 – Стоимость монтажных работ № Наименование Количество, шт Стоимость, руб 1 Монтаж РВС-20000 1 25450800 2 Монтаж КДС-1500/200 4 35669 3 Монтаж КПГ-200 4 19641 4 Монтаж ЛЗ-150 2 1056 5 Монтаж ПЗЛ-150 2 1232 6 Монтаж трубопровода 400 м 22400 7 Монтаж ЛЛ-600*900 2 35040 8 Монтаж ППР-600 1 9040 9 Монтаж ПЗ-150 1 1547,2 10 Монтаж ХП-600 1 12125,52 11 Монтаж ГПСС-2000 4 7728 12 Монтаж КС-80 1 3007,2 13 Монтаж ЛС-600 3 13123,97 14 Монтаж задвижек Ду150 6 11702

Итого 25621105

Для монтажа резервуаров необходимы кран и машина, а также привлечение рабочего персонала с данного предприятия.

Рассчитаем заработную плату рабочего персонала данного предприятия, участвующих в монтаже резервуаров. Таблица 15 – Расчет заработной платы на монтаж резервуаров Категория Кол- Стоимость 1 Кол-во Северная Районный Сумма

во чел-ч, часов надбавка, коэф-т, осн-й

руб работы % % з/п, руб

Электросварщик 10 91,84 720 30 30 1057997 5 разряда Слесарь 10 85,37 720 30 30 983462 5 разряда Водитель 2 60,41 720 30 30 139185 ЗИЛ-130 Крановщик 1 67,52 720 30 30 77783 Итого 2258427

Затраты на монтаж определяется по формуле

 

ЗПосн = Счел / час  Ч  1 + Сн + Р к , (4.1)

где ЗПосн – основная заработная плата сотрудника, руб;

• Счел/час – стоимость 1 человеко-часа сотрудника, руб;
• Сн – северная надбавка, %;
• Рк – районный коэффициент, %.

ЗПэ =  91,84  720  1+ 0,3 + 0,3 10 = 1057997 руб;

• ЗПс = 85,37  720  1+ 0,3 + 0,3 10 = 983462 руб;

• ЗПв = 60, 41  720  1+ 0,3 + 0,3  2 = 139185 руб;

• ЗПк = 67,52  720  1+ 0,3 + 0,3 = 77783 руб.

Социальные платежи на заработную плату определяются по формуле

Сэ = 3пл  30%, (4.2)

Сэ = 1057997  30% = 317399,1 руб;

• Сс = 983462  30% = 295038, 6 руб;
• Св = 139 185  30% = 41755,5 руб;
• Ск = 77 783  30% = 23334,9 руб;
•  С = 317399,1 + 295038, 6 + 41755,5 + 23334,9 = 677528,1 руб.

На транспортные средства начисляется амортизация (значения по данным предприятия)

• погрузчик ПД-45 – 3 057 рублей;
• ЗИЛ-130 – 879 рублей;
•  Ам = 3057 + 879 = 3936 руб.

Определим затраты на топливо для транспортных средств:

Зтоп = Ц топ  К топл , (4.3)

где Цтоп – розничная цена на бензин АИ-80 за 1 литр, руб;

• Ктопл – необходимое количество топлива для транспортных средств в месяц, л;
• Зтоп – затраты на топливо в месяц.

Зтоп = 30, 00  640 = 19200 руб.

В итоге сумма единовременных затрат определяется по формуле

Сед.з = Секв + Смр +  Зп +  С +  Ам + Зтоп , (4.4)

Сед.з = 102850540,3 + 25621105 + 2258427 + 677528,1+ 3936 + +19200 = 131430736, 4 руб.

4.2 Расчет текущих или эксплуатационных затрат

Рассчитаем годовые текущие затраты.

В годовые текущие затраты включаются:

• заработная плата;
• амортизационные отчисления;
• Рассчитаем заработную плату.

Численность персонала склада нефтепродуктов, группа производственных процессов согласно СНиП 2.09.04-87* «Административные и бытовые здания» и фонд оплаты труда (ФОТ) с учетом районного и северного коэффициента (1,3 соответственно) приведены в таблице 16 [22].

Основная заработная плата вычисляется по формуле

ЗПосн = Счел/час  Ч  1+ Сн + Рк  , (4.5)

где ЗПосн – основная заработная плата сотрудника, руб;

• Счел/час – стоимость 1 человеко-часа сотрудника, руб;
• Сн – северная надбавка, %;
• Рк – районный коэффициент, %.

Таблица 16 – Расчет фонда заработной платы эксплуатационного персонала Категория Кол- Стоимость 1 Кол-во Северная Районн Сумма

во чел-ч, часов надбавка, ый осн-й

руб работы % коэф-т, з/п, руб

% Оператор 1 164,51 180 30 30 47 378,9 5 разряда Слесарь 1 79,76 180 30 30 34 456,3 3 разряда

Суммарное значение заработной платы определяется по формуле

ЗПосн.оп = 164,51180  1+ 0,3 + 0,3 = 47378,9 руб;

• ЗПосн.с = 119, 64 180  1+ 0,3 + 0,3 = 34456,3 руб;

Итого в год заработная плата составит

 ЗПосн = (47378,9 + 34456,3) 12 = 982022, 4 руб.

Расчет затрат на страховые взносы.

На заработную плату начисляются страховые взносы в размере 30%, руб.

Свз = 982022, 4  0,30 = 294606, 72 руб.

4.3 Рассчитаем амортизационные отчисления.

Основные средства со сроком службы менее 12 месяцев и стоимостью менее 40000 руб. в полном объеме списываются на издержки производства.

Сумма амортизационных отчислений по каждому виду основных средств за год рассчитывается линейным методом, по формуле:

Ам.отч = Сос  На / 100, (4.6)

где Сос – первоначальная стоимость основного средства, руб;

• На – годовая норма амортизационных отчислений, %;
• На=100:срок службы в годах.

Данные сведем в таблицу 17.

Таблица 17 – Расчет годовых амортизационных отчислений Виды осн-х Кол- Стоимость Срок Годовая Сумма средств во, единицы, без эксплуа- норма амортиза шт НДС руб тации, аморт- ционных

лет ции, отчислений

% ,

руб РВС-20000 1 86273898,3 50 5 1725476 Оборудование: Клапан 4 188925 15 6,7 12657,98 дыхательный Клапан 4 104033,9 10 10 10403,4 предохранит. ЛЛ-600 2 99689,83 25 5 4984,49 ППР-600 1 47881,36 10 10 4788,14 ПЗ-150 1 8194.92 10 10 819,5 ХП-600 1 64224,6 10 10 6422,46 ГПСС-2000 4 40932,2 15 6,7 2742,46 КС-80 1 15927,97 10 10 1592,8 ЛС-600 3 69512,7 25 5 3475,64 Ду150 6 61983,1 25 5 3099,2 Итого 86457201,3 1776 462

Итого затраты на амортизацию составляют 1743871 рубля.

Сведем эксплуатационные затраты на обслуживание резервуара в таблицу 18.

Таблица 18 – Эксплуатационные затраты на обслуживание резервуара Наименование показателя Сумма, руб. Заработная плата 982022,4 Страховые взносы 294606,72 Амортизационные отчисления 1776462 Итого: 3053091,12

Исходя из приведенных выше расчетов затраты на строительство РВС20000 составляют: единовременные – 131430 тыс.руб., эксплуатационные в расчете на год – 3053,1 тыс.руб.

5 Безопасность и экологичность

В современных условиях развития общества решение проблем, связанных с обеспечением безопасной жизнедеятельности человека во всех сферах его деятельности от опасных и вредных факторов, является актуальным. Это обусловлено тем, что в последние годы в нашей стране и за рубежом происходит множество чрезвычайных ситуаций различного характера.

Возникающие стихийные бедствия, аварии, катастрофы, загрязнение окружающей среды промышленными отходами и другими вредными веществами, а также применение в локальных войнах различных видов оружия создают ситуации, опасные для здоровья и жизни населения. Эти воздействия становятся катастрофическими, они приводят к большим разрушениям, вызывают гибель, ранения и страдания людей. Чтобы умело и грамотно противостоять последствиям проявления любых опасностей в чрезвычайных ситуациях, необходимо постоянно совершенствовать уровень подготовки специалистов различных профилей, а также технические средства, способные решать комплекс взаимосвязанных задач в обеспечении безопасной жизнедеятельности человека.

5.1 Анализ потенциальных опасных и вредных производственных

факторов при проведении работ

При строительстве резервуаров проводят множество технологических операций: земляные, бетонные, транспортные работы, сварка металлоконструкций, строительство систем для транспортировки и хранения нефти и нефтепродуктов.

Первым этапом производится утрамбовка земляного слоя для фундамента под резервуар, далее бетонируют фундамент, затем рабочие выполняют сварку листового металла РВС с последующей его установкой. Все эти операции производятся на открытой производственной площадке внутри обвалования резервуара. Данные операции несут в себе потенциальную опасность для жизни и здоровья обслуживающего персонала.

В таблице 19 приведены опасные и вредные производственные факторы, возникающие при строительстве резервуара для хранения горючесмазочных материалов на Рыбинской ЛПДС [23].

Таблица 19 – Классификация опасных и вредных факторов при производстве работ на Рыбинской ЛПДС Природа действий Опасные и вредные производственные факторы Физические Движущиеся машины и механизмы; действие электрического

тока в случае повреждения изоляции проводов

высоковольтного оборудования, повышенная напряженность

электрического поля при использовании сварочных аппаратов;

• опасность падения при работах на высоте. Опасность пожара и

взрыва на пожароопасном предприятии; повышенная

запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

• повышенная пульсация светового потока сварочной дуги;

Высокий уровень шума при производстве работ Химические Токсические – химическое воздействие флюса,

применяющегося при сварочных процессах на легкие,

воздействие испаряющегося топлива на легкие, в случае его

утечки. Психофизиологические Физические перегрузки: статические; динамические.

Нервно-психические перегрузки; монотонность труда,

высокие физические нагрузки.

По основному виду экономической деятельности установлен I класс профессионального риска, характеризующий уровень производственного травматизма, профзаболеваемости и расходов по обеспечению по программе обязательного социального страхования. Страховые тарифы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний составляют 0,2% к начисленной оплате труда.

Возможными аварийными ситуациями при строительстве РВС-20000 являются:

• падение людей с высоты при высотных работах;
• утечка нефти из расположенных поблизости резервуаров;
• отрыв или падение переносимого груза при работе подъемных кранов.

5.2 Инженерные и организационные решения по обеспечению

безопасности работ

Рыбинская линейная производственно-диспетчерская станция расположена в Рыбинском районе в восточной части Красноярского края, и находится в Iб (IV) климатическом регионе с максимальной отрицательной температурой в зимний период –41 °С, скорость ветра 1,3 м/с. Средняя температура зимой составляет –15,4 °C, оттепели случаются редко. Осадки выпадают в виде снега. Световой день достаточно длинный, в летнее время восход солнца в 4:00, закат в 21:00 ч.

Средняя температура летом составляет +18,5 °C. Лето характеризуется тёплой погодой и наибольшим количеством осадков.

Работы выполняются до завершения строительства резервуара в дневное время, на открытой строительной площадке РВС-20000. Работы выполняют сварщики, водители транспортных машин и слесари, посменно.

В холодный период года работники обеспечиваются спецодеждой, удерживающей тепло. Для обогрева персонала должны быть обустроены вспомогательные помещения, оборудованные центральным отоплением и вентиляцией.

В теплый период года работники обеспечиваются репеллентами и легкой одеждой из антистатических материалов.

используемого оборудования

«ЛПДC Рыбинская» располагается вблизи села Рыбное. Площадь земель, отводимых для производства работ, составляет 7099 м2. Территория размещения РВС-20000 имеет проезды для строительной техники, пожарные проезды и выезды на дороги общего пользования. Для обеспечения безопасного проезда все дороги и проезды следует содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в темное время суток освещать [35].

Предельно допустимая концентрация паров топлива в воздухе рабочей зоны должна быть не более 300 мг/м³ [28].

Освещенность сварочных площадок должна быть равномерной и исключать возникновение слепящего действия осветительных приборов на работающих. Уровень освещенности не менее 50 лк при лампах накаливания и не менее 100 лк при газоразрядных лампах. Производство строительных и сварочных работ в неосвещенных местах не разрешается [36].

В качестве индивидуальных средств защиты слесарям, сварщикам и операторам выдаются рукавицы однопалые, каски сварочные, очки противопылевые, защитные каски [39].

К вспомогательным бытовым помещениям относятся: гардеробная, душевая с преддушевой, умывальная, сушилка, туалет, помещение для обогрева, комната для приема пищи [38].

Рабочие, занимающиеся строительством резервуара, обеспечиваются спецодеждой и спецобувью:

• костюм для защиты от воды из синтетической ткани с пленочным покрытием;
• костюм из смешанных тканей для защиты от общих производственных загрязнений и механических воздействий с масловодоотталкивающей пропиткой;
• головной убор;
• ботинки кожаные с жестким подноском или сапоги кожаные с жестким подноском;
• сапоги резиновые с жестким подноском или сапоги болотные с жестким подноском;
• перчатки с полимерным покрытием;
• перчатки резиновые или из полимерных материалов;
• очки защитные [39].

Каждый работник обеспечивается индивидуальным газоанализатором.

5.4 Обеспечение безопасности технологического процесса

Рядом с производством работ находятся резервуары с нефтью. При малых и больших дыханиях в воздух могут попадать пары нефти, которые пагубно влияют на здоровье человека, вызывая головные боли и головокружения, общую слабость, приступы кашля и потерю сознания.

Пары нефти относятся к 4 классу опасности, их предельная концентрация в воздухе составляет 300 мг/м3 [28].

Для контроля ПДК в течение смены с помощью газоанализаторов производится отбор проб с периодичностью в 4 часа. Газоанализаторы для контроля воздушной среды должны иметь взрывозащищённое исполнение [31].

Высокая температура сварочной дуги способствует интенсивному окислению и испарению металла, флюса, защитного газа, легирующих элементов. Окисляясь кислородом воздуха, эти пары образуют мелкодисперсную пыль, а возникающие при сварке и тепловой резке конвективные потоки уносят газы и пыль вверх, приводя к большой запыленности и загазованности производственных площадок, что в свою очередь оказывает негативное воздействие на легкие рабочих, находящихся в загазованной зоне.

На время выполнения сварочных работ все рабочие должны быть оснащены респираторами. Сварочные аэрозоли с содержанием марганца, который применяется в сварочных электродах, относятся ко 2 классу опасности и их предельная концентрация 12 мг/м3 [34].

На месте проведения работ не допускается нахождение людей, не связанных с проведением работ по монтажу резервуара.

При строительстве РВС-20000 в процессе сварки применяется высоковольтное оборудование, которое может быть источником пожара. На электрооборудовании должен быть указан уровень взрывозащиты не ниже II группы [31].

Электрооборудование и электроинструменты должны иметь заземление и подлежать занулению. Т.к. сварка стальных листов на нефтеперекачивающей станции относится к огневым работам, обязательно должен быть оформлен наряд допуск.

Погрузочно-разгрузочные работы и складирование грузов кранами на базах, складах, площадках должны выполняться по технологическим картам, разработанным с учетом нормативных требований [35].

На границах зон постоянно действующих опасных производственных факторов должны быть установлены защитные ограждения, а зон потенциально опасных производственных факторов – сигнальные ограждения и знаки безопасности [25].

5.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности

Площадка, на которой располагаются резервуары, относится к категории мест повышенной взрывопожароопасности, так как при утечке пары нефти могут образовывать взрывоопасную и пожароопасную среду [27].

Предельно допустимая концентрация паров топлива в воздухе рабочей зоны составляет 300 мг/м³ [28].

Нефть – это природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и других химических соединений [21].

Характеристики хранящегося на нефтебазе топлива представлены в таблице 20.

Таблица 20 – Характеристики нефти Наименование Температура Температурные Концентрационные

самовоспламенения, пределы пределы распространения

°С воспламенения, °С пламени, % нефть 260- 330 нижний: –27…–39; нижний: 1,0%; верхний:

верхний –8…–27 6% (по объему)

Строительная площадка по взрывопожарной опасности относится к категории А – взрыво-, пожароопасные, т.к. при строительстве резервуара используются сварочные аппараты, рядом находятся действующие резервуары для хранения нефти [31].

Причинами и источниками возникновения пожара в резервуарном парке Рыбинской ЛПДС могут быть: утечка нефти, нарушение техники безопасности, неисправность нефтяного оборудования, неисправная электропроводка сварочных аппаратов и другого электрического инвентаря.

Для обеспечения пожарной безопасности в резервуарном парке установлены системы водяного охлаждения, автоматические системы пожаротушения (АУПТ) и водяные лафетные пушки [45].

По периметру резервуарного парка установлена звуковая сигнализация, информирующая о возникновении пожара, в рабочих помещениях размещены информационные знаки и планы эвакуации [46].

На рабочих местах должны быть первичные средства пожаротушения:

• песок и земля;
• огнетушитель ОП-5 и ОП-50 – 2 шт.;
• лопата (штыковая и совковая) – 2шт.;
• пожарный щит;
• пожарный водоем [45,46].

5.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях

При производстве строительных работ могут произойти аварийные и чрезвычайные ситуации:

• пожар и взрыв в случае нарушения техники безопасности при работе со сварочным аппаратом;
• разгерметизация оборудования с аварийным выбросом вредных веществ в атмосферу, почву и воду;
• угрозы взрывов в случае утечки нефти из близ лежащих резервуаров;
• природные пожары.

Сооружения ЛПДС относятся к IV группе по ГО [32].

В обычной смене численность работников составляет 11 человек. Рабочие полностью обеспечены индивидуальными и медицинскими средствами защиты.

Территория Рыбинской ЛПДС оборудована сооружениями для хранения взрывоопасных и пожароопасных веществ, которые могут повлечь взрыв, как первичный поражающий фактор. Вторичным поражающим фактором при этом может быть пожар или благоприятные условия для него.

Подрядная организация имеет в рабочем инвентаре сварочные аппараты, которые могут поражать людей током (первичный поражающий фактор) и излучать высокоэнергетическое магнитное поле (вторичный поражающий фактор).

Резервуарный парк Рыбинской ЛПДС оснащён водопроводом, канализацией, электросетью и телефонной связью, рядом с местом строительства организованы выгребные ямы.

Для повышения устойчивости объекта и защиты работающих при возможных ЧС рекомендуется установить автономный электрогенератор, вышки для обеспечения сотовой связи, емкость для чистой воды, тепловой котел.

5.7 Экологичность проекта

В период проведения работ на объекте отрицательное воздействие на природную среду оказывают:

• работа и передвижение строительной техники и механизмов;
• заправка строительной техники;
• погрузочно-разгрузочные работы;
• грузоперевозки в пределах строительной площадки;
• земляные работы;
• устройство временных отвалов грунта;
• сварочные работы;
• изоляционные работы;
• проведение гидроиспытаний;
• загрязнение территории отходами производства.

Для защиты окружающей среды предлагаются следующие инженерные решения:

• в качестве приемника сточных бытовых вод и вод для гидроиспытаний организовать водонепроницаемый выгреб, который следует изготовить из герметичной металлической трубы. Подачу к месту установки и монтаж выгреба производить с помощью автокрана, в предварительно разработанный котлован. Пазухи между стенками котлована и выгребом (трубой) засыпать грунтом. По окончании ремонта выгреб демонтировать, котлован засыпать грунтом и произвести рекультивацию;
• для предотвращения загрязнения почвы следует всю площадь отведенную для строительство резервуара засыпать на глубину 0,5 м слоем глины и утрамбовать до толщины слоя в 20 см;
• для предотвращения загрязнения воздуха соорудить отводную траншею с перекрытием по ширине дорожного полотна металлическим листом толщиной 25 мм, имеющим сквозные отверстия, а также возвести земляное обвалование высотой до 1 м и шириной по основанию до 3 м;
• обеспечить герметизацию маслотопливных систем всей рабочей техники, провести ее ТО, для предотвращения утечек топлива и масел [23];
• обеспечить очистку территории вокруг строительства резервуара от горючесмазочных материалов. Минимальный радиус зоны, подлежащей очистке от горючих материалов, указан в таблице 21 [43].

Таблица 21 – Минимальный радиус зоны, подлежащей очистке от горючих материалов Высота точки сварки (резки) над уровнем 0 2 3 4 6 8 10 свыше 10 пола или прилегающей территории, м Радиус зоны, м 7 8 9 10 11 12 13 14

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Резервуар, для аварийного сброса и откачки нефти объемом 20000 м3, спроектирован с соблюдением всех норм пожарной безопасности. Подобраны оптимальные геометрические размеры РВС-20000 м3, произведена проверка по условию прочности и устойчивости – резервуар удовлетворяет всем требованиям. Рассчитаны все нагрузки, действующие на резервуар. Рассмотрены все условия при проектировании кольцевой окрайки. Рассчитаны все элементы крыши. Подобрано технологическое оборудование, которое необходимо для эффективной работы резервуара.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/graduirovka-rezervuarov/