X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

Анализ особенностей хранения нефти на нефтехранилищах.

1.  
   Общие сведения

трубному транспорту Казахстана, уже более 80 лет, он способствует динамичному развитию нефтегазового комплекса в целом и в частности kazTransOil. Последнее имеет в нашем городе Карагандинское нефтепроводное управление Восточного филиала (КНУ), обеспечивающего интеграцию нефтепроводов Казахстана, России и Китая. Сейчас система включает более 800 км. труб, головную нефтеперекачиваюшую станцию, а также 2 аварийно-восстановительных пункта. Трудится здесь более 400 высококвалифицированных сотрудников. Объём перекачки нефти в нефтепровод Атасу- Алашанькоу впрошлом году составил 11, 8 млн. т. За эти годы на ГНПС "Атасу" построены 3 дополнительных резервуаров по 20 тыс. т. каждый. Сейчас резервуаров 5, общей ёмкостью 100 тыс. т. В 2013-2014 г. ГНПС "Атасу" занимает первые места в конкурсе "Лучшая нефтеперекачивающая станция" АО "КазТрансОйл".

Требования к резервуарам:

а) непроницаемость для нефтепродуктов;

б) герметичность от паров;

в) долговечность и пожаробезопасность;

г) доступность для технологических процессов и ремонта;

е) надежность функционирования

Качество конструкции определяется:

а) простотой;

б) модульностью;

в) возможностью быстрого монтажа и демонтажа и простого изготовления ;

г) оптимальностью конструкции

К технико-экономическим показателям относятся:

а) стоимость;

в) расход материалов;

г) объем работ.

Различают наземные, полуподземные и подземные резервуары.

Подземное хранение характеризуется большей безопасностью, и минимальной опасностью аварий.

различают Формы резервуара: прямоугольные, цилиндрические, конические, сферические, и т.д.. Экономичность формы является отношение поверхности резервуара к его объему. Это также характеризует и величину эксплуа­тационных расходов по осмотру, ремонту и окраске.

Известны очень большие резервуары емкостью более 100 000 м³ (железобетонные и земляные).

Емкость отдельных наземных и полуподземных резервуаров или нескольких резервуаров, установленных группой, не должна превышать 40 000 м³. Емкость подземных резервуаров не ограничивается, однако поверхность зеркала не должна превышать 3000 м², а ширина резер­вуара — 42 м.

В зависимости от материала, примененного для изготовления резервуаров, последние делятся на две основные группы — металлические и неметаллические.

К группе металлических относятся резервуары клепаные и сварные, вертикальные и горизонтальные цилиндрические, сфероидальные и специальных конструкций.

К группе неметаллических относятся резервуары земляные, деревянные (применявшиеся ранее), каменные, кирпичные, бетонные и железобетонные.

Существенными факторами при выборе типа резервуара являются физические свойства нефтепродуктов, в частности, температура начала кипения, климатические условия, влияющие на степень испарения в вели­чину потерь, и технико-экономические показатели по расходу строитель­ных материалов затратам труда и средств.

При повышении температуры нефтепродуктов и их дополнительного испарения возрастает давление в паровоздушном пространстве резер­вуара. При прочих равных условиях давление в паровоздушной среде будет значительнее при хранении нефтепродуктов, содержащих больше низкокипящих фракций. Поэтому нефтепродукты с высокой упругостьюпаров должны храниться в резервуарах, выдерживающих повышенное внутреннее избыточное давление, более 200 мм вод. cm. (14.71 мм. рт. ст.); нефтепродукты со средней температурой начала кипения (лигроины, керосины, дизель­ное топливо) должны храниться в резервуарах, выдерживающих внутрен­нее давление до 200 мм вод. cm.; высококипящие нефтепродукты (котель­ное топливо, смазочные масла) и отбензиненные нефти могут храниться в резервуарах, имеющих. свободное сообщение с атмосферой.

Там, где конструкция резервуара не обеспечивает сохранения давле­ния, которого могут достигать пары нефтепродукта при повышении тем­пературы, имеют место потери паров в атмосферу.

Для хранения нефти и темных нефтепродуктов должны строиться подземные, полуподземные и наземные железобетонные резер­вуары.

Резервуары с безмоментной кровлей. Сварные вертикальные цилиндрические резервуары с безмоментной кровлей (Рисунок 1.1.2) отличаются от типовых резервуаров конструкцией кровли. Резервуары этого типа предложены А. С. Арзуняном. Корпус и днище резервуара выполняются по рассмотренным выше типовым проектам. В центре резервуара располагается стойка из трубы диаметром 100-300 мм в зависимости от размеров резервуара, оканчивающаяся вверху коническим металлическим зонтом из листовой стали толщиной 6 мм. Пространство между зонтом центральной стойки и корпусом перекрыто свободно провисающей под действием собственного веса стальной кров­лей, выполняемой из листов толщиной 2,5-4 мм. Кровля работает на растяжение наивыгоднейших для стали условиях и не испытывает изгиба, за исключением зоны центральной стойки и краевой зоны, при­мыкающей к корпусу. Поэтому она называется безмоментной.

Корпус по верхнему краю для увеличения жесткости усилен кольце­вым коробчатым каркасом. Центральная стойка делается на 1,5-2 м выше корпуса резервуара, благодаря чему обеспечивается уклон кровли для стока атмосферных осадков, В резервуарах с безмоментной кровлей снижается расход металла по сравнению с типовыми резервуарами на 10-15%. Кровлю резервуара при изготовлении сваривают в виде прямо­угольника со сторонами, равными одна - радиусу резервуара и другая - половине периметра. Затем прямоугольное полотнище разрезают поперек на равнобедренные треугольники, из которых получаются сектора кровли. Полотнище может свертываться в рулон, сердечником для которого используется центральная стойка.

Рисунок 1.1.2. Резервуар с безмоментной кровлей.

1 - лист каркаса; 2 - зонт; 3 - обвязочный уголок; 4 - каркас из угол­ка; 5 - опорная колонна; 6 - косынка; 7 - опорная плита.

Резервуары с безмоментной кровлей разной емкости (до 5000 м³) эксплуатируются на многих нефтебазах. Опыт эксплуатации показал, что по своему контуру кровля имеет небольшую жесткость, вследствие чего она прогибается с образованием круговой впадины, которая является местом скопления атмосферных осадков, вызывающих коррозию металла. Кроме того, недостаточная жесткость кровли затрудняет расположение на ней оборудования.

Днепропетровским инженерно-строительным институтом (ДИСИ) по предложению М. И. Ашкинази разработаны резервуары со сфероцилиндрической кровлей емкостью 400, 700, 1000 и 2000 м³ на различное вну­треннее избыточное давление до 2500 мм вод. ст. (Рисунок 1.1.3). Эти резер­вуары повышенного давления отличаются простотой конструкции.Цилиндрический корпус резервуара и плоское днище обычных конструкций аналогично типовому резервуару сооружаются из рулонных заготовок. Кровля резервуара состоит из цилиндрических лепестков, изогнутых в меридиональном направлении двумя сопряженными радиусами по коробовой кривой с плавным переходом к корпусу. Большое количество цилиндрических лепестков (36 лепестков в резервуаре ем­костью 2000 м³), будучи сваренными между собой, образуют кровлю в виде поверхности вращения. Кольцо жесткости дает возможность сваривать лепестки кровли внахлестку, что облегчает монтаж и уменьшает сварочные деформации в кольцевом направлении.

Рисунок 1.1.3. Резервуар с сфероцилиндрической крышей емкостью 1000 м³: вверху - разрез; внизу - вид в плане.

1 - нижнее кольцо жесткости; 2 - среднее кольцо жесткости; 3 - верхнее кольцо жесткости: 4 - верхнее обвязочное кольцо жесткости; 5 - центральный лист кровли; 6 - лепестки сфериче­ской части кровли; 7 - торовая часть кровли; 8 - центральная стойка; 9 -лестница.

Резервуары со сферической кровлейи дни­ще (полусфероиды). Вертикальные стальные резервуары со сферическими крышами и днищами могут выдерживать внутреннее давле­ние больше, чем цилиндрические с коническими крышами и плоскими днищами.

Разработанное институтом «Гипротрубопровод» конструкции резервуаров рассчитаны на давление в газовом пространстве 0,3 кг/см² (3000 мм вод. ст.) и вакуум в 0,015 кг/см²(150 мм вод. ст.).

Отличительными особенностями конструкции (Рисунок 1.1.4)

Рисунок 1.1.4. Вертикальный цилиндрический резервуар емкостью 2300 м³с сферическими крышей и днищем.

резервуаров являются бесстропильная сферическая крыша и сферическое днище.

Горизонтальные цилиндрические резервуары

Очень широко применяйся в народном хозяйстве (на распределительных нефтебазах, нефтеперерабатывающих заводах, в сельском хозяй­стве, лесотехнической, химической и других отраслях) горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (цистерны) (Рисунок 1.1.5), вследствие ихтранспортабельности. Они изготовляются в большинстве случаев в за­водских условиях и направляются готовыми на место монтажа, что значительно ускоряет и удешевляет монтаж. Размеры резервуаров для удобства перевозки по железным дорогам согласованы с габаритом подвижного состава.

Горизонтальные резервуары целесообразно применять для хранения светлых нефтепродуктов и особенно низкокипящих бензинов. Они обычно рассчитываются на внутреннее давление до 0,4 кг/см² вакуум до 0,1 м. вод.ст.

Конструкций горизонтальных цилиндрических резервуаров известно несколько: с плоскими днищами, коническими, цилиндрическими и сферическими. При давлении до 0,7 кг/см², являющемся предельным при хране­нии нефтепродуктов, резервуары емкостью 75, 100 и 150 м³диаметром 3,25 мдолжны выполняться с цилиндрическими днищами. Конструкции таких резервуаров предложены Е. Н. Лессигом. Они представляют собой листовую конструкцию, образованную пересечением под прямым углом цилиндрической оболочки корпуса с двумя днищевыми цилиндрическими оболочками одинаковой толщины.

Обечайки 1 (Рисунок 1.1.5) горизонтальных резервуаров имеют ступенчатое расположение или выполняются встык. Также выполняются и про­дольные швы корпуса.

Рисунок 1.1.5. Горизонтальные стальные резервуары: а - с плоскими Днищами (типовые); б - коническое днище резервуара; в - с цилиндрическими днищами (вид сбоку; вид в плане; поперечный разрез).

Резервуары Е. Н. Лессига на 9% легче резервуаров с плоскими мембранными днищами и имеют меньшую на 37% протяженность сварных швов. Сравнительные технико-экономические показатели горизонтальных резервуаров с днищами различной конструкции (плоских с ребрами жесткости, сферических, мембранных без ребер жесткости и цилиндрических) приведены в табл. 1. Как видно из таблицы, горизонтальные резервуары с цилиндрическими днищами имеют лучшие технико-экономические пока­затели.

Технико-экономические показатели горизонтальных цилиндрических резервуаров с различными конструкциями днищ

Таблица 1

Тип резервуара	Вес металла резервура, кг	Вес металла на 1 м3 емкости, кг	Общая длина сварных швов, м	Длина швов на 1 м3 емкости , м	Стоимость резервуара, руб	Стоимость, отнесенная к 1 м3 емкости, руб
С плоскими днищами, усиленными ребрами жесткости, емк. 46,5 м3	3525	75,8	208,2	4,5	44700	960
Со сферическими днищами, емк. 51,0 м3	3270	64,2	159,0	3,1	18300	940
С плоскими мембранными днищами, емк. 51,0 м3	3222	63,0	187,2	3,7	41200	800
С цилиндрическими днищами конструкции Е. Н. Лессига, емк. 50,0 м3	2887	57,7	137,6	2,7	37400	740

.

Многокупольные (многоторовые) резервуары. При необходимости сооружения сфероидальных резервуаров большой емкости применяют многокупольную или, как ее называют иначе, многоторовую форму оболочки. Емкость резервуаров такой формы доходит до 25 000 м³при внутреннем избыточном давлении до 1 кг/см².

На рисунке 1.1.8 изображен многокупольный резервуар емкостью

10 000 м³. Оболочка резервуара состоит из поясов 1-7; пояса 1-3 лежат на земле. В центре резервуара установлена колонна 5, на которую опираются радиально расположенные фермы 10, составляющие каркас жесткости ре­зервуара. Эти фермы в точках сочленения куполов поддерживаются опор­ными стойками 9 из труб.

Многокупольные сфероиды могут применяться на крупных нефтебазах для хранения нефтепродуктов с невысокой упругостью паров.

Сферические резервуары. Наиболее высокое давление способны выдерживать сферические резервуары (рисунок 1.1.9), которые рассчитываются обычно на давление до 10 атм. Такие резервуары предназна­чаются для хранения главным образом сжиженных газов (бутана, пропана).

Среди построенных резервуаров имеются резервуары емкостью 400, 600 и 800 м³.

Рисунок 1.1.8. Общий вид многокупольного резервуара:

I - план верхней части оболочки; II - план нижней части оболочки; III - план стропил; IV - план нижних колец жесткости.

Сферические резервуары обладают значительными технико-экономическими преимуществами перед цилиндрическими резервуарами. Они имеют наименьшую поверхность на единицу объема и минимальную тол­щину оболочки.

Расход металла для сферических резервуаров по сравнению с вертикальными цилиндрическими меньше в два раза при одинаковых условиях сравнения.

Сложность изготовлениями сравнительно высокая стоимость сфероидальных резервуаров не могут являться препятствием к их строительству, так как достигаемая экономия в результате снижения потерь при хране­нии легкоиспаряющихся нефтепродуктов окупает стоимость резервуаров в первые 2-2,5 года эксплуатации.

Рисунок 1.1.9. Общий вид сферического резервуара емкостью 600 м³.

Резервуары с плавающей крышей

Необходимость всемерно снизить потери нефтепродуктов от испарения при хранении привела к созданию конструкции резервуара переменного объема, т.е. с крышей, плавающей на поверхности хранимого нефтепродукта. Плавающая крыша при увеличении объема жидкости в резервуаре поднимается, а при уменьшении опускается. В резервуарах с плава­ющей крышей почти полностью устраняется газовое пространство и предотвращаются потери от испарения при больших и малых «дыханиях».

Резервуары применяются двух типов:

а) открытые сверху с плавающим понтоном;

б) с плавающим понтоном и покрытием в виде щитов или безмоментной кровли.

Резервуар с плавающей крышей изображен на рисунке 1.1.10. Он состоит из вертикального цилиндрического корпуса, открытого сверху, и помещенной внутри его с некоторым кольцевым зазором плавающей крыши. Кольцевая щель между краями крыши и стенкой резервуара перекры­вается уплотняющим затвором. Вверху корпуса для обслуживания ре­зервуара устраивается кольцевой балкон, на который ведет с земли на­ружная лестница; с балкона на плавающую крышу спускается внутрен­няя качающаяся лестница, шарнирно прикрепленная к верхней кромке корпуса резервуара. Внутренняя лестница перемещается по крыше при помощи катящейся опоры и не препятствует крыше изменять свое положе­ние по высоте.

Рисунок 1.1.10. Резервуар с плавающей понтонной крышей.

На нижней стороне крыши устраиваются опоры, на которые она садится при опорожнении резервуара. Для возможности осмотра и ремонта крыши и днища опоры делаются высотой от 1 до 2 м.

Резервуары с пластмассовым понтоном

Таблица 2

Марка резервуара	d1	d2	d3	D1	D2	D3	D4	D5	Beс понтона, кг
РВС-100	133	150	170	2930	3762	4160	4490	4730	225
РВС-200	133	150	170	4830	5662	6060	6390	6630	340
РВС-300	159	180	200	5780	6612	7010	7340	7580	425
РВС-400	159	180	200	6730	7562	7960	8290	8530	500

Рисунок 1.1.11. Резервуары с герметичными крышами и стальными понтонами: а - вертикальный разрез резервуара емкостью 5000 м³; б - мон­тажная схема понтона резервуара емкостью 5000 м³; в- вертикальный разрез резервуара емкостью 400 м³.

1 - корпус; 2 - днище; 3 - кровля; 4 – центральная стойка; 5 - понтон; 6 - затвор понтона; 7 - опоры; 8 - люк-лаз; 9 - замерный люк; 10 –дыхательная аппаратура; 11 -смотровой люк; 12 - хлопушка.

Рисунок 1.1.12. Резервуар с герметичной крышей и пластмассовым понтоном: а - вертикальный разрез резервуара; б - вид понтона в плане.

1 - понтон; 2 - корпус резервуара; 3 - петлеобразный затвор; 4 - попла­вок; 5 -заземляющий провод; 6 - скоба; 7 - поплавки; 8 - ковер понтона; 9 - боковые стойки; 10 - центральная стойка.

Наиболее распространенная конструкция затвора представлена на рисунке 1.1.13, а.

Уплотняющие листы 3 из тонкой стали подвешены по окружности крыши к подвескам .9, прижимаемым кронштейном 7 и пружиной 8 к стен­ке резервуара 1. Низ уплотняющих листов прижимается к стенке резервуара рычагом 4. Для увеличения жесткости низа листов на них закрепле­ны скобы 2. Кольцевая щель между крышей 10 и уплотняющими листами закрыта фартуком 5 из газонепроницаемой ткани. Из этой же ткани устроен вторичный затвор 6, закрепленный на подвесках 9.

Рисунок 1.1.13. Затворы плавающих крыш: а - шторный; б - с гер­метизирующим мешком; в - пет­леобразный однорядный; г - петлеобразный двухрядный с пру­жиной.

На рисунке 1.1.13, б представлен затвор, относящийся к линейным или кон­тактным затворам. Он состоит из сплошного кольцевого герметизирующего мешка 14, заполненного незастывающей жидкостью 15 (масло, антифриз, соляной раствор и т.п.). Мешок 14 установлен между стенками корпуса резервуара 1 и плавающей крыши 10.

Герметизирующий мешок не подвергается коррозии, требует незначительного ухода, защищен от атмосферных влияний и воздействия паров нефтепродукта водозащитной накладкой 11 и рифленым фартуком 13, изготовленным из синтетического каучука. Оболочка мешка постоянно находится под давлением, что обеспечивает надежную герметизацию. Для налива жидкости в мешок последний снабжен гибким шлангом 12, выведенным на поверхность плавающей крыши.

Резервуары с «дышащими» крышами предназначаются для уменьшения потерь светлых нефтепродуктов от испарения при малых и больших «дыханиях» путем изменения объема газового пространства и по принципу действия делятся на два типа: с гибкой мембранной крышей и подъ­емной.

В резервуарах с гибкой «дышащей» крышей последние представляют собой мембраны, сваренные из высококачественной листовой стали толщиной 3-5 мм. При незаполненном резервуаре или вакууме средняя часть крыши провисает и покоится на колоннах, установленных внутри резер­вуара. При заполненном резервуаре и при повышении давления крыша поднимается, и объем резервуара увеличивается; при уменьшении температуры и падении давления крыша под действием собственного веса опускается, и объем резервуара уменьшается; таким образом, резервуары с мембранными «дышащими» крышами являются резервуарами переменным объемом газового пространства.

Упругие «дышащие» крыши дают изменение объема резервуара за счет своих перемещений на 3-5%, чего вполне достаточно для полной ликвида­ции потерь от «малых дыханий» низкокипящих жидкостей.

Вес крыши обычно обусловливает внутреннее давление до 40 мм вод.ст.

Газовые пространства нескольких резервуаров этого типа целесообразно соединять между собой трубопроводом (газовой обвязкой), в целях лучшего их использования за счет увеличения объема при несовпадении операций по наливу и опорожнению.

На резервуарах устанавливаются предохранительные клапаны, регулирующие давление и вакуум в газовом пространстве во избежание нарушения прочности.

Резервуары с подъемной «дышащей» крышей, называемые также газометрами (рисунок 1.1.14), представляют собой вертикальные резервуары, крыша которых выполнена в виде колокола, перемещающегося в вертикальном направлении. При повышении давления в резервуаре она поднимается, а при понижении - опускается.

Рисунок 1.1.14. Резервуар с подъемной крышей емкостью 5000 м³.

1 - люк световой; 2 - дыхательный клапан; 3 - клапан предохранительный; 4 - площадка для грузов; 5 - рычажной стабилизатор; 6 - настил крыши; 7 - кронштейн стабилизатора; 8 - балкон; 9 - стропила; 10 - лестница; 11 - пояс крыши; 12 - кор­пус резервуара; 13 - гидравлический затвор; 14 – защитный кожух; 15 – кольцо жесткости.

1.  
   Конструктивно-технологические схемы хранения нефти

Нефтебазы. Типы, характеристики, назначение.

Складские предприятия и хозяйства для хранения легковоспламеняющихся и горючих жидкостей с температурой вспышки паров до 230° С включительно разделяют на две группы:

1) склады, являющиеся самостоятельными предприятиями;

2) склады, входящие в состав других предприятий,

Самостоятельные складские предприятия, состоящие из комплекса

сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и от­пуска нефтепродуктов потребителям, называют нефтебазами.

Рисунок 1.2.1. Общий вид нефтебазы.

Нефтебазы располагают на специально выделенных территориях, удаленных от соседних производственных предприятий, населенных пунктов, пристаней, портов и лесных массивов на безопасное в пожарном отношении расстояние.

Размещение нефтебаз, а также связанных с ними объектов, жилищного и коммунального назначения, должно производиться в соответствии с проектом районной планировки, учитывающим перспективы развития района.

Нефтебазы (Рисунок 1.2.1) представляют собой сложное промышленное предприятие с разнообразным хозяйством, в которое входят

резервуарные парки, сливо-наливные и раздаточные устройства, технологические трубопроводы и инженерные сети, котельные, объекты энергоснабжения и связи, противопожарные устройства, лаборатории, ремонтные мастер­ские и т. д.

По противопожарным соображениям нефтебазы в зависимости от емкости и независимо от класса хранимых жидкостей делятся на 3 кате­гории, указанные в табл. 1.2.2.

Емкостью нефтебазы называется суммарный объем резервуаров и хранилищ нефтепродуктов в таре.

Склады, входящие в состав других предприятий, предназначены для приема, Емкость нефтескладов

Таблица 3

Характер нефтепродуктов	Суммарная емкость в резервуарах и зданиях для хранения в таре, м3
	подземных	наземных и полуподземных
Легковоспламеняющиеся	2000	1000
Горючие	10 000	5000

Категории нефтебаз в зависимости

от их емкости

Таблица 1.2.2

Категория	Общая емкость, м3
I	От 30001 и выше
II	От 6001 до 30000
III	До 6000

хранения и отпуска нефтепродуктов, идущих для удовлетворения производственных нужд предприятия. К ним относятся склады нефтепродуктов промышленных предприятий, совхозов, колхозов, аэропортов, железнодорожных станций, речных и морских портов и автохозяйств.

Нефтесклады размещаемые на территории предприятий, могут иметь емкость, не выше указанной в табл. 3

В зависимости от характера преобладающих операций нефтебазы делятся на перевалочные и распределительные.

Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Они принимают и отправляют сравнительно большие партии нефтепродуктов, а также отпускают нефте­продукты более мелкими партиями на распределительные нефтебазы. Сроки хранения нефтепродуктов на перевалочных нефтебазах минимальны (от 6 до 24 дней), за исключением перевалочных нефтебаз, расположенных на замерзающих водных путях.

Перевалочные нефтебазы располагаются в морских портах, на бере­гах судоходных рек и на железнодорожных магистралях.

Водные перевалочные нефтебазы (морские и речные) перегружают нефтепродукты с железнодорожного или трубопроводного транспорта в нефтеналивные суда или наоборот. В отдельных случаях перевалочные нефтебазы могут перегружать нефтепродукты на однородный вид транспорта, например, из морских танкеров в речные баржи,

Перевалочные нефтебазы имеют мощное насосное хозяйство и развитые приемо-отпускные устройства, необходимые для обеспечения перегрузки в короткие сроки, во избежание простоя транспорта.

К перевалочным нефтебазам относятся нефтебазы, главным образом, I категории, т. е. емкостью свыше 30 000 м³.

Планировка нефтебаз

Планировка нефтебазы должна предусматривать наилучшую организацию технологического процесса, создание удобной связи между объек­тами, рациональное и экономичное использование территории, а также широкое кооперирование с соседними предприятиями в обслуживании общими системами транспорта, инженерными сетями, водозаборными сооружениями, общими жилыми и коммунальными комплексами и пожар­ной охраной.

Размещение комплекса сооружений проектируемой нефтебазы производится, исходя ив обеспечения противопожарных санитарно-гигиенических условий как на нефтебазе, так и в районе ее расположения с уче­том особенностей местности.

При проектировании нефтебазы следует обеспечить блокирование производственно-вспомогательных, обслуживающих, административно- конторских и бытовых помещений в одном или нескольких крупных зданиях. Разрывы между зданиями и сооружениями назначаются мини­мальными, исходя из условий размещения технологических трубопрово­дов, инженерных сетей и дорог с соблюдением требований противопожар­ных и санитарных норм.

Для каждой категории нефтебаз устанавливаются свои противопожарные разрывы.

Нефтебазы I категории должны быть удалены границ промышленных предприятий и общественных зданий не менее чем на 200 м, а нефте­базы II и III категорий на 60 м от промышленных предприятий и на 100 м от прочих зданий.

Располагать нефтебазы на берегах рек разрешается ниже (по тече­нию) пристаней, речных вокзалов, гидроэлектростанций, гидротехнических сооружений, промышленных предприятий и мостов на расстоянии 300 м или выше по течению на расстоянии 5000 м для нефтебаз I категории и 3000 ж для нефтебаз II и III категории.

При расположении нефтебаз на более высоких отметках по сравне­нию с отметками территории населенного пункта, промышленного пред­приятия или железной дороги необходимо предусматривать специальные мероприятия, предотвращающие разлив жидкостей с территории нефте­баз при аварии резервуаров (например, ограждающие валы, отводные каналы, ловушки и др.).

Размещение всех объектов, сооружений и установок на территории нефтебазы должно обеспечивать:

1) поточность в движении нефтепродуктов и транспорта;

2) экономичность и надежность эксплуатации сооружений и оборудования;

3) необходимую пожарную безопасность;

4) минимальные капитальные затраты на строительство нефтебазы.

Для этого территория нефтебазы разбивается на шесть производственных зон:

I - железнодорожного приема и отпуска нефтепродуктов;

II - водного приема и отпуска нефтепродуктов;

III - хранения нефтепродуктов в резервуарах;

IV - розничного, отпуска и производственных зданий и сооружений;

V - подсобных зданий и сооружений;

VI - административно-хозяйственных зданий и сооружений.

В первой зоне размещаются:

1) железнодорожные пути для установки железнодорожных нефтеналивных маршрутов и отдельных партий вагонов-цистерн;

2) сливо-паливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов;

3) сливные (нулевые)* резервуары для приема темных нефтепродуктов и масел из сливных коммуникаций;

4) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагоновцистерн в резервуарные парки нефтебаз и обратно, а также для внутрискладских перекачек;

5) узлы задвижек для управления потоками нефтепродуктов, направляемых по трубопроводам к различным объектам нефтебазы;

6) лаборатория для проведения анализов нефтепродуктов;

7) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков;

8) хранилища нефтепродуктов в таре;

9) железнодорожные погрузо-разгрузочные площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.

Во второй зоне располагаются:

1) нефтепричалы для швартовки нефтеналивных судов, часто оборудованные насосными установками для выкачки нефтепродуктов из барж;

2) насосные и узлы задвижек;

3) конторы грузовых операции;

4) лаборатории;

5) помещения для сливщиков и наливщиков.

В третьей зоне размещаются сооружения, предназначенные для хранения нефтепродуктов. В состав этой зоны входят:

1) резервуарные парки, являющиеся основными сооружениями нефтебазы, подразделяющиеся по роду хранимых нефтепродуктов на бензино­вые, керосиновые, нефтяные, масляные, мазутные и т. д.;

2) мерники - резервуары малой емкости, используемые для отпуска небольших количеств нефтепродуктов;

3) газосборники для улавливания паров нефтепродуктов и теплообменники;

4) насосные, компрессорные и узлы задвижек;

5) обвалования (земляные) или огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков, препятствующие разливу нефтепродуктов при авариях с резервуарами или при пожаре.

Объекты первой, второй и третьей зон соединяются между собой сетью трубопроводов, обеспечивающих возможность перекачки нефте­продуктов при их приеме, хранении и отпуске.

В четвертой зоне размещаются сооружения, назначением которых является отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны. К числу таких сооружений относятся:

1) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в автоцистерны;

2) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и бидоны;

3) тарные склады для хранения расфасованных в бочки и бидоны нефтепродуктов;

4) склады чистой и грязной тары;

5) автомобильные весы для взвешивания автомашин с грузом и без груза;

6) погрузочные площадки для автотранспорта;

7) маслоосветлительные установки.

Зона розничного отпуска должна располагаться как можно ближе к въезду на нефтебазу.

В пятую зону, предназначенную для обслуживания основных объек­тов нефтебазы, входят следующие сооружения:

1) котельная, снабжающая нефтебазу паром для силовых установок (паровые насосы), технологических и хозяйственных нужд и отопления зданий;

2) склад топлива для котельной;

3) механическая мастерская с электросварочным и электроремонтным отделениями;

4) бондарный завод, цех или мастерская для изготовления и ремонта тары (бочек и бидонов);

5) склад материалов для изготовления бочек ибидонов;

6) материальный склад для хранения оборудования, запасных частей и разных материалов;

7) электростанции и трансформаторные подстанции для обеспечения электроэнергией силовых установок иосветительных нужд нефте­базы;

8) водонасосная станция для снабжения нефтебазы водой и создания необходимого напора при пожарном водопотреблении;

9) резервуары для хранения противопожарного запаса воды;

10) водонапорная башня для обеспечения необходимого напора в сети при производственно-хозяйственном потреблении;

11) регенерационные установки для восстановления отработанных масел;

12) обмывочные пункты для персонала, занятого на работах с этилированными нефтепродуктами, прачечная для дегазации и стирки одежды;

13) диспетчерские пункты.

Рисунок 1.2.2. Генеральный план перевалочной нефтебазы с наземными резервуарами.

1 - резервуары емкостью по 5000 м³для хранения светлых нефтепродуктов; 2 - резервуары ем­костью от 61 до 200 м³раздаточного блока; 3 - пожарное депо; 4 - контора с лабораторией; 5 - производственный блок; 6 - склад тары; 7 - склад масел; 8 – сливо-наливная эстакада; 9 - насосные; 10 - автоматические наливные колонки для автотранспорта; 11 - стояки для налива масел; 12- обмывочный пункт; 13 - котельная; 14 - резервуары для воды; 15 - насосная станция противопожарная; 16 - водонапорная башня; 17 - нефтеловушка; 18 - канализационные очистные сооружения; 19 – сторожевые посты; 20 - помещения управления задвижками; 21 - трансформаторная; 22 - диспетчерская; 23 - резервная электростанция; 24 - разливочные.

В шестой зоне, административно-хозяйственной, размещаются: 1) контора с проходной; 2) пожарное депо; 3) здание охраны; 4) гараж; 5) дома для оперативного персонала.

Жилищно-коммунальные здания и сооружения располагаются на территории, отделенной от нефтебазы.

Нефтебазы не всегда имеют перечисленный комплекс сооружений в полном составе. Номенклатура сооружений зависит от типа и емкости нефтебаз, назначения и характера проводимых операций.

На рисунке 1.2.2 представлена типичная планировка перевалочной нефте­базы с наземными металлическими резервуарами.

Нефтебаза имеет общую емкость 98 тыс. м³. Площадь земельного участка нефтебазы составляет 25 га. Коэффициент застройки, характеризующий отношение площади, занятой зданиями и сооружениями, к общей площади нефтебазы, равен к_з= 0,43.

Нефтебаза предназначена для проведения операций в основном со светлыми нефтепродуктами (бензином, керосином, дизельным топливом). Резервуарные парки для хранения указанных продуктов состоят из на­земных металлических резервуаров емкостью по 5000 м³ каждый. Опе­рации по перекачке производятся центральной насосной станцией, кото­рая расположена между резервуарными парками и железнодорожной сливо-наливной эстакадой.

Нефтебаза, изображенная на рисунке 1.2.3, предназначена для перевалки нефти и дизельного топлива, имеет емкость 190 тыс. м³и занимает пло­щадь в 38 га. Коэффициент застройки к_з - 0,52.

Рисунок 1.2.3. Генеральный план перевалочной нефтебазы с подземными резервуарами.

1 - резервуары подземные емкостью по 30000 м³; 2 - то же, емкостью по 10000 м³; 3 - резервуары-мерники емкостью по 1000 м³; 4 - насосная; 5 - теплообменные установки; 6 - трансформаторная; 7 - бытовые помещения; 8 - лаборатория; 9 - блок вспомогательных помещений; 10 - обмывочный пункт; 11 - контора; 12 - пожарное депо; 13 - котельная; 14 - ре­зервуары для воды емкостью 1000 м³; 15 - насосная для воды; 16 - канализационные очистные сооружения; 17 - пеногенераторные станции.

Перекачка нефтепродуктов производится насосной станцией, размещенной в середине парка, чтобы создать наиболее благоприятные условия для работы насосов. При подземном размещении резервуаров насосные станции и здания управления задвижками на трубопроводах устраи­ваются заглубленного типа.

При нефтебазах размещаются раздаточные блоки, состоящие из наземных резервуаров-мерников емкостью от 61 до 200 м³, автоматических наливных колонок, разливочных и тарных хранилищ. Раздаточный блок предназначен для снабжения горючим и маслами потребителей, тяготе­ющих к району расположения нефтебаз.

Ко всем зданиям и сооружениям нефтебаз предусмотрены подъезды и дороги, имеющие производственное и противопожарное значение. Свободная от застройки площадь нефтебазы озеленяется различными лиственными насаждениями.

Состав и планировка складов второй группы для легковоспламеняющихся и горючих жидкостей определяются в каждом отдельном случае производственным назначением склада. При проектировании их необходимо также учитывать рассмотренные принципы планировки.

1.  
   Цели разработки

Цель: Разработка и расчет вертикального цилиндрического резервуара для хранения нефти и светлых нефтепродук­тов.

Задачи:

- анализ особенностей хранения нефти;

- выбор конструкции объекта исследования;

- выбор методик расчета и используемого пакета;

- разработка элементов методики и анализ полученных результатов;

Как следует из проведенного анализа развитие систем для перекачивания нефти является актуальной задачей для Карагандинской области, где проходит трасса перекачки нефти в нефтепровод Атасу-Алашанькоу, при этом необходимо иметь резервуары для хранения нефти. Естественно, что для таких систем необходимо развитие вопросов проектирования и расчета нефтепроводов, а также сосудов для хранения нефти. Наличие таких методик поможет расширять возможности КНУ повысить его эффективность за счёт возможности частичного ввода необходимых емкостей на Карагандинских заводов металлоконструкций, а также ремонта и безопасного обслуживания трубопроводов и сосудов. Для этого необходимо выполнить анализ имеющихся конструкций, определить возможности и направления совершенствования как конструктивных схем , так и технологии их изготовления и проектирования, включая возможности контроля их состояния. Ранее в КарГТУ на кафедре ГМ и О был выполнен цикл работ по автопроектированию и расчетов трубопроводов, включая построение сплайнов трубопроводов, исследование методик их моделирования и расчёта на основе конечно-элементных технологий в плоской и объёмной постановке. Учитывались условия местности по которым проходит трубопровод, возможности коррозии на отдельных участков. При этом использовались типовые пакеты для расчета трубопроводов так и методологии поставленные на основе пакета Ansys. Поэтому следующий этап включает исследование методов автопроектирования непосредственно сосудов для хранения нефти включая вспомогательное оборудование: крышки, монорельсы и т.п. Поскольку также как и у трубопроводов возможен коррозионный износ стенок сосудов, то моделирование следует провести в полной объемной постановке, когда в отличии от оболочечных методов моделируется вся толщина стенки сосуда. Для КарГТУ это относительно новая постановка, поскольку моделируемая толщина сосуда по сравнению с его протяженности отличается на несколько порядков. Это поставит ряд технических проблем по построению и контролю точности построения конечно-элементной сетки и особенно у сложносопряженных конструкций. Поэтому в данной дипломной работе предполагаем разработать методику автопроектирования и расчета сосудов с учетом указанных факторов. Мы полагаем, что такой подход, а затем и внедрение в учебный процесс указанных наработок с полным моделирование технологического состояния трубопроводов и сосудов в многомерных базах данных позволит резко повысить профессиональный уровень специалистов в КарГТУ.

Анализ и обзор конструктивных аналогов и элементы методик расчета

Расчет вертикальных цилиндрических резервуаров

Расчет резервуаров на прочность проводится по методу расчетных предельных состояний.

Стенки вертикальных цилиндрических резервуаров при отсутствии избыточного давления над поверхностью жидкости испытывают давление, распределяющееся по закону треугольника, а при наличии избыточного давления - по закону трапеции (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1. Эпюры давлений "и толщин стенок резервуаров: а - эпюра гидростатического давления; б - то же, при избыточном давлении на поверхность жидкости; в и г - эпюры толщин стенки резервуара в указанных случаях.

В первом случае в нижней точке резервуара давление равно

Р = Нγ.(2.1)

На глубине у давление будет

Р_у=y γ.(2.2)

Для вывода формулы, позволяющей определить толщину стенки Ь_у цилиндрического резервуара с радиусом г, на глубине у, рассмотрим равновесие кольца резервуара бесконечно малой высоты dy. Давление жидкости Р_убудет распределяться равномерно по всему кольцу, стремясь его разорвать.

Чтобы кольцо сохранило свою форму, необходимо соблюдение следующего равенства

P_v2rdy= 2δ_ydy σ

или

Р_уr = δ_y σ,

откуда толщина стенки резервуара будет

δ_y = P_y r/ σ, (2.3)

или, заменяя Р_уего значением из уравнения (2.2)

δ_y=yγr / σ,(2.4)

где а - напряжение в металле от растяжения.

По методу предельных состояний, принятому в Советском Союзе при расчете конструкций, проверяется выполнение условия несущей способности, при котором должно соблюдаться неравенство

N < N_пред(2.5)

где N - расчетное усилие;

N_пред - расчетной предельная несущая способность стенки.

Расчетное усилие на единицу высоты стенки равно:

N = (n₁yγ + n_2Pи)r = P_y r, (2.6)

а расчетная предельная несущая способность стенки (при h= 1) равна

N_пред = mRσ.(2.7)

В этих формулах обозначают:

п - коэффициент перегрузки;

m-коэффициент условий работы;

R - расчетное сопротивление стали.

Расчетное сопротивление стали равно нормативному R^н, умноженному на коэффициент однородности к.

Коэффициент однородности равен:

Для стали марки Ст.3 0,9

Для сварного шва:

при физических методах контроля 0,9

при обычных методах контроля 0,75

для углового сварного шва 0,6

Коэффициент перегрузки принимается для:

Гидростатического давления жидкости 1,1

Собственного веса конструкций 1,1

Избыточного давления газов и вакуума 1,2

Собственного веса оборудования 1,2

Ветровой нагрузки 1,2

Снеговой нагрузки 1,4

Коэффициент условий работы т = 0,8; принимается по «Н и ТУ 121-55».

Подставляя в неравенство (2.5) значение (2.6) и (2.7), получим

(n₁yγ + n_2Pи)r ≤mRσ. (2.8)

Толщина стенки резервуара на любом уровне будет

δ ≥ (n₁yγ + n_2Pи)r ∕ mR = P_y r ∕ mR (2.9)

Кольцевые растягивающие напряжения вызывают увеличение ра­диуса резервуара. Обозначив приращение радиуса через ∆r относитель­ное удлинение радиуса будет

ε = ∆r ∕ r(2.10)

и величина напряжения

σ = εE = E∆r ∕ r(2.11)

Заменив в выражении (2.4) аего значением (3.11) будем иметь.

_ (2.12)

Откуда приращение радиуса для сечения резервуара, находящегося на любой глубине у, будет

∆r_y = γr²y ∕ Eδ(2.13)

Следует иметь в виду, что при телескопическом расположении поясов резервуара наибольшее напряжение в каждом поясе будет не внизу пояса, а примерно выше нижней кромки на 300 мм. Это обстоятельство объяс­няется утолщением стенки в месте соединения поясов, а самого нижнего пояса - соединением с днищем.

В соответствии с уравнением (2.4) теоретическая эпюра толщины стенок резервуара, так же как и эпюра давлений жидкости, представляет собой треугольник для резервуаров без избыточного давления и трапецию для резервуаров с избыточным давлением (рисунок 2.1).

По технологическим условиям изготовления резервуаров (сварка и пр.) листовая сталь толщиной менее 3 – 4 мм не может применяться. В связи с этим на практике делаются отступления от теоретической эпюры толщины стенок. Резервуары малой емкости, когда расчетная толщина стенки получается меньше δ = 3 - 4 мм, выполняются с постоянной тол­щиной стенки 4 мм. Резервуары средней и большой емкости в целях эко­номии металла изготовляются с переменной толщиной стенки в нижней части резервуара.

Листы днища резервуара, лежащие на упругом основании не имеют значительной нагрузки, так как последняя воспринимается непосред­ственно основанием; поэтому толщина листов днища выбирается по кон­структивным соображениям.

Толщина листов крыши резервуаров рассчитывается на вакуум, ветровую и снеговую нагрузки, так же как и вся конструкция перекрытия, на общих основаниях проектирования сооружений.

Приведенный метод расчета резервуаров на прочность является упрощенным, так как не учитывает влияния изгибающих моментов, возникающих в сопряжении стенки с днищем и в кольцевых нахлесточных швах корпуса. Уточненный метод расчета корпуса резервуара с учетом влияния кольцевых нахлесточных швов и нижнего узла резервуаров с учетом воз­никающих в узле изгибающих моментов и поперечных сил разработан М. К. Сафаряном и М. Н. Ручимским.

Выбор основных размеров стальных вертикальных резервуаров, диаметра и его высоты, должен производиться с обеспечением условия ^экономичности. Экономичность зависит как от капитальных вложений, так и эксплуатационных затрат. При выборе основных размеров резервуа­ров обычно исходят из наименьшего расхода металла на сооружение ре­зервуара данной емкости.

1.  
   Конструктивный анализ объекта расчета.

Резервуары с плоским днищем и конической крышей (типовые). Наиболее широкое распространение получили стальные вертикальные цилиндрические резервуары с плоским днищем и конической крышей. Конструктивно стальные резервуары представляют собой тонкостенные оболочки, способные сопротивляться внутреннему давлению. Сопротивление внешним нагрузкам значительной величины не свойственно им, в силу недостаточной пространственной жесткости.

Корпус и днище резервуаров, сооружаемых в районах с расчетной температурой воздуха - 20° С должны изготовляться из мартеновской спокойной стали марок М16 или М18 (ГОСТ 380-57), а в районах с более низкими расчетными температурами - из мартеновской спокойной стали марки Ст.З улучшенного раскисления или М16, дополнительно раскислен­ной алюминием. Для изготовления кровли, центральной стойки, лестниц и перил допускается применение кипящей мартеновской стали марки Ст.З кп. При применении стали М16 в районах с расчетной температурой ниже - 20° С дополнительно должна проверяться ударная вязкость при - 40° С, которая в этих условиях не должна быть ниже 3 кг * м/см².

Максимальная допустимая температура нефтепродукта, хранимого в стандартных резервуарах, составляет 80° С.

Сталь должна соответствовать следующим требованиям: предел текучести (кг/ мм²) не менее 24; предельное содержание (%) углерода 0,22, серы 0,055, фосфора 0,05.

По временным техническим условиям на листовую сталь для изготовления вертикальных сварных резервуаров для хранения нефтепродуктов (ЧМТУ 5232-55) она поставляется толщиной от 4 до 12 мм и разме­рами 1500 X 6000 мм. Стальные листы толщиной 2,5 и 3 мм имеют раз­меры 1250 X 2500 мм.

При изготовлении корпуса резервуара стальные листы располагают короткой стороной вертикально. Замкнутое расположение листов в од­ном ряду по окружности резервуара образует пояс резервуара.

В резервуарах емкостью от 300 до 700 м³ несущие конструкции покрытия состоят из металлических радиальных балок, закрепленных в центральном кольце и на корпусе резервуара. Несущие конструкции покрытия резервуаров емкостью от 1000 м³ и выше отличаются тем, что крыша опирается на полуфермы, между которыми расположены прогоны, радиальные балки и связи. Настил кровли резервуара приваривается ко всем поддерживающим его элементам потолочными швами, электро­заклепками или наплавными швами. Днище резервуара собирается непо­средственно на песчаном основании.

Первоначально днище выполнялось с сегментным кольцом, к кото­рому при помощи упорного уголка приваривался нижний пояс, а вер­тикальные швы для соединения листов поясов выполнялись встык с на­кладками. Опыт эксплуатации и исследования показали, что сегментные кольца, упорные уголки и внутренние накладки являются источником концентрации напряжений. При низких температурах в сварных швах и возле них возникают трещины, распространяющиеся в зону основного металла. В связи с этим днища стали изготовлять без сегментных колец, а вертикальные швы выполнять встык без накладок и подваривать со сто­роны корня шва, что существенно улучшило качество швов.

Индустриальный способ сооружения резервуаров, предложенный Институтом электросварки имени акад. Е. О. Патона Академии наук УССР, заключается в том, что резервуары на месте монтажа собираются из готовых укрупненных элементов (полотнищ и щитов). Сущность этого метода заключается в том, что листы корпуса и днища резервуара свариваются между собой с применением автоматической сварки на магнитных стендах в полотнища и по мере сварки последние сворачиваются в рулоны диаметром2,6-2,8 м. Такой диаметр рулонов позволяет их перевозить по железной дороге. Готовые рулоны доставляются на место монтажа и разворачиваются на заранее приготовленном основании. Кровли резер­вуара по предложению В. М. Дидковского и В. Г. Зильбершмидта выпол­няются из сборных щитов, изготовленных также на заводе. Щиты состоят из каркасов, покрытых листовой сталью.

Кровля в центре резервуара опирается на стойку, которая выпол­няется решетчатой конструкции и в виде трубы. Лестницы для резервуа­ров применяются одномаршевые (до 300 м³), двухмаршевые и многомар­шевые, шахтного типа. Решетчатые стойки и шахтные лестницы при­способлены для наворачивания на них рулонов.

Описанный метод изготовления резервуаров значительно повышает качество сварки и надежность корпуса и днища, сокращает объем свароч­ных работ на строительной площадке до минимума и продолжительность монтажа. Индустриальный метод строительства резервуаров получил широкое распространение.

Резервуары полистовой сборки и изготовляемые из рулонированных полотнищ рассчитаны на внутреннее избыточное давление в газовом пространстве в 200 мм. вод. ст. и вакуум 25 мм вод. ст.

В резервуарах большой емкости, рассчитанных на избыточное давление в 200 мм вод. cm., в момент их заполнения происходит бурное испа­рение нефтепродукта, и давление в газовом пространстве достигает расчет­ного. При таком давлении в газовом пространстве возможно выгибание днища и, вследствие этого, некоторый подъем корпуса. Это может при­вести к потере устойчивости частично заполненного резервуара, особенно при сильных ветрах. Для предотвращения этого явления к нижнему поясу резервуаров полистовой сборки емкостью 700 м³ и выше подвеши­вают противовеса из железобетонных плит.

Используемые пакеты и методика расчета.

Для разработки и расчета объекта исследования в данной работе будет использоваться пакет ПО «ANSYS».

Программа «ANSYS» предлагает широкий спектр возможностей конечно элементного анализа, начиная от простого линейного стационарного анализа и заканчивая комплексным нелинейным анализом переходных процессов. Справочные руководства набора документации «ANSYS» описывают специфичные для разных инженерных дисциплин методы решения задач.

«ANSYS» – программное обеспечение, позволяющее решать следующие задачи:

1. Построение модели конструкции (геометрия, реологические свойства, краевые условия) или импорт их из CADсистем.

2. Изучение реакции конструкции на различные физические воздействия, такие, как воздействие различных нагрузок, температурных и электромагнитных полей, решение задач механики жидкости и газа.

3. Оптимизация геометрии конструкции.

Методикой расчета является метод конечных элементов (МКЭ), успешно используемый ПО «ANSYS» для простого линейного стационарного анализа и комплексным нелинейным анализом переходных процессов.

Возникновение МКЭ связано с решением задач космических исследований (1950 г.). Этот метод возник из строительной механики и теории упругости, а уже потом был осмыслен математиками, которые часто называли данный метод вариационно-разностным, подчеркивая тем самым его математическую природу. Они занимаются математическим обоснованием МКЭ, т.е. проводят теоретический анализ его сходимости и точности результатов. Представители же инженерного направления решают довольно сложные технические задачи, часто не задумываясь над строгим обоснованием применяемых ими приемов, а построенные алгоритмы и программы проверяют на известных точных решениях.

Существенный толчок в своем развитии МКЭ получил после того, как было доказано (1963 г.), что этот метод можно рассматривать как один из вариантов известного в строительной механике метода Рэлея – Ритца, который путем минимизации потенциальной энергии позволяет свести задачу к системе линейных уравнений равновесия.

Связь МКЭ с процедурой минимизации позволила широко использовать его при решении задач в других областях техники. Метод применялся к задачам, описываемым уравнениями Лапласа или Пуассона (например, электромагнитные поля). Решение этих уравнений также связано с минимизацией некоторого функционала. Известны решения с помощью этого метода задач распространения тепла, задач гидромеханики и, в частности задач о течении жидкости в пористой среде.

Область применения МКЭ существенно расширилась, когда было показано (1968 г.) что уравнения, определяющие элементы в задачах строительной механики, распространения тепла, гидромеханики, могут быть легко получены с помощью таких вариантов метода взвешенных невязок, как метод Галеркина или способ наименьших квадратов. Установление этого факта в теоретическом обосновании МКЭ, т.к. позволяло применять его при решении многих типов дифференциальных уравнений. Таким образом, МКЭ из численной процедуры решения задач строительной механики превратился в общий метод численного решения дифференциальных уравнений или систем дифференциальных уравнений.

Краткая сущность МКЭ. Основная идея метода конечных элементов состоит в том, что любую непрерывную величину (перемещение, температура, давление и т.п.) можно аппроксимировать моделью, состоящей из отдельных элементов (участков). На каждом из этих элементов исследуемая непрерывная величина аппроксимируется кусочно-непрерывной функцией, которая строится на значениях исследуемой непрерывной величины в конечном числе точек рассматриваемого элемента.

В общем случае непрерывная величина заранее неизвестна, и нежно определить значения этой величины в некоторых внутренних точках области. Дискретную модель, однако, очень легко построить, если сначала предположить, что известны значения этой величины в некоторых внутренних точках области (в дальнейшем эти точки мы назовем «узлами»). После этого можно перейти к общему случаю.

Чаще всего при построении дискретной модели непрерывной величины поступают следующим образом:

Область определения непрерывной величины разбивается на конечные подобласти, называемые элементами. Эти элементы имеют общие узловые точки и в совокупности аппроксимируют форму области.

В рассматриваемой области фиксируется конечное число точек. Эти точки называются узловыми точками или просто узлами.

Значение непрерывной величины в каждой узловой точке первоначально считается известным, однако необходимо помнить, что эти значения в действительности еще предстоит определить путем наложения на них дополнительных ограничений в зависимости от физической сущности задачи.

Используя значения исследуемой непрерывной величины в узловых точках и ту или иную аппроксимирующую функцию, определяют значения исследуемой величины внутри области.

В сплошной среде число связи точки бесконечно, и именно это составляет основную трудность получения численных решений в теории упругости. Понятие «конечных элементов» представляет собой попытку преодолеть эту трудность путем разбиения сплошного тела на отдельные элементы, взаимодействующие между собой только в узловых точках, в которых вводится фиктивные силы, эквивалентным поверхностным напряжениям, распределенным по границам элементов. Если такая идеализация допустима, то задача сводится к обычной задаче строительной механики, которая может быть решена численно.

Из-за особенностей работы пакета ПО «ANSYS», объект исследования будет строиться в плоскости

1.  
   Разработка элементов методики и анализ полученных результатов.

2.3.1 Данные объекта исследования

Объектом исследования является вертикальный цилиндрический стальной резервуар для хранения нефти и нефтепродуктов со стационарной крышей, вместимостью 20000 м³ (Рис. 1.2.1). Основные размеры резервуара: внутренний диаметр 39990 мм, внешний диаметр 40030 мм, высота (по внутренним стенкам) 17910 мм. Материал сталь с параметрами: модуль упругости 3*10¹⁰, коэффициент Пуассона 0,3, плотность 7000 кг м³.

Так же в работе проектируется тело, представляющее собой нефть с параметрами: модуль упругости 3*10⁴, коэффициент Пуассона 0,5, плотность 1000 кг м³.

2.3.2 Разработка элементов методики

В настоящее время цилиндрические резервуары собираются методом сварки или клепки на местах, в данной работе пренебрегается этот факт, т.к. построение всех особенностей (швы, надрезы, места стыковки листов) сборки резервуара, заняло бы большое количество времени. Да и на конечный вид результатов внесение этих особенностей не повлияет критически.

Из-за особенностей механики построения геометрических тел в ПО «ANSYS», нормальная плоскость XOZ была представлена в виде плоскости YOX, и притяжение будет действовать параллельно оси Z.

Последовательность операций в ПО «ANSYS»:

Построение модели конструкции. Резервуар: внутренний диаметр 39990 мм, внешний диаметр 40030 мм, высота (по внутренним стенкам) 17910 мм. Нефть: диаметр 39990 мм, высота 8500 мм. Итог построения виден на рисунках 2.3.1 и 2.3.2

Рисунок 2.3.1. Резервуар с нефтью общий вид (вид в линиях).

Назначение реакций опор и гравитации. Напомним, что учитывая механику построения геометрических тел в ПО «ANSYS» пришлось взять за поверхность земли плоскость YOX, следовательно из этого гравитация будет действовать параллельно оси Z,

1.  
   1.  
      Анализ полученных результатов.

После решения задачи программа выдает результаты исследования в виде диаграмм, эпюр напряжения на самой модели и деформации модели, которые будут перечислены на рисунках ниже.

Рисунок 2.3.2. Резервуар с нефтью общий вид (вид в объеме).

Рисунок 2.3.3. Вид деформации объекта (общий вид).

Рисунок 2.3.4. Вид деформации объекта (профильный вид).

Рисунок 2.3.4. Вид напряжений в объекте (общий вид).

Рисунок 2.3.6. Вид напряжений в объекте (профильный вид).

Рисунок 2.3.7.

Рисунок 2.3.8.

1.  
   1.  
      Развитие

В карагандинской области имеются склады горючесмазочных материалов

ТОО «ALPAR GROUP» (АЛПАР ГРУП) с установленными резервуарами типа РВС

Рисунок. 2.3.9. и 2.3.10 разработанные элементы методики расчета НДС будут при их усовершенствовании применены для текущего ремонта этих резервуаров. На рисунке 2.3.9 их расположение на территории с габаритными размерами, а на рисунке 2.3.10 конструкция резервуара. Он состоит из отдельных листов с известной технологией их изготовления на пракатных станках. Поэтому в полученной методике следует учесть технологию подготовки сварочных кромок и различие материалов основного листа и шва. В зонах ремонта следует проверить возмозность применения накладных листов для ремонта течи, при этом будут исходить из имеющихся материалов листов и электродов. Следовательно, необхоимо получить в этой зоне НДС с учетом этих параметров с проверкой услой прочности и герметичности.

Рисунок. 2.3.9

Рисунок 2.3.10

Заключение

Исходя из полученных данных, можно сделать вывод, что представленная методика разработки и расчета элементов хранения нефти имеет место быть. На этом начальном этапе было выяснено, что посредством использования ПО «ANSYS» исследования такого рода возможны. Напряжения и деформации в модели повели себя естественным образом, без критических отклонений.

В дипломном проекте дан подробный анализ способов хранения нефти (наземного, подземного), конструкций, а также их основных узлов резервуаров (крыши, фермы, поплавки и т.п.), методов изготовления резервуаров с полистовой сборкой или из рулонированных материалов. Рассмотрены и конструктивно-технологические схемы хранения нефти.

Далее рассмотрены методы расчета резервуаров, особенности действующих нагрузок, и в частности, метод предельных состояний, который учитывает конструктивные особенности условия сопряжения различных частей резервуара. Определенное место для обеспечения расчёта занимает формирования исходных данных, включая и толщину используемых листов.

Приведенный метод расчета резервуаров на прочность является упрощенным, так как не учитывает влияния изгибающих моментов, возникающих в сопряжении стенки с днищем и в кольцевых нахлесточных швах корпуса.

Для модернизации расчетной системы резервуаров автором выполнена попытка создать проектную модель на основе конечно-элементного подхода с использованием возможностей программного пакета ANSYS, который позволит в будущем использовать сложные каркасные элементы, конструкции и технологию соединения листов сваркой.

Хранение легкоиспаряющихся и горючих жидкостей осуществляют, как правило, в вертикальных стальных резервуарах. В общем объеме хранения они составляют более 80%. Именно поэтому исследования в данном направлении как никогда актуальны. И разработка новых, менее трудоемких методик в данное время востребованы.

Список использованной литературы

Оленев Н.М. «Хранение нефти и нефтепродуктов», издательство «Недра», Ленинград 1964 г.

Правила по охране труда при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций ПОТ Р О-112-001-95.

Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности. ППБО-85.

Годес Э.Г., Нарбут Р.М. Строительство в водной среде. Справочник. Издание 2-е, переработанное и дополненное. Ленинград. Стройиздат. Ленинградское отделение, 1989г.

ВСН 010-88. Миннефтегазстрой. Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы. Москва, 1990г.

Клейн Г.К. Расчет подземных трубопроводов. Издательство литературы по строительству. Москва, 1969г.

Ведомственные нормы «Строительство подводных переходов газопроводов способом направленного бурения»

ВСН 006-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка

СНиП РК 1.04.03-2008 «Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятии зданий и сооружений»

СН РК 3.02-16-2003 «Нормы отвода земель магистральных трубопроводов»

ВСН 51-1-80 «Инструкция по производству строительно-монтажных работ в охранных зонах магистральных нефтепроводов»

ОСТ РК 153-39-014-2005 «Правила эксплуатации магистральных трубопроводов»

ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляции»

ВСН 011-89 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание»

СНиП РК 1.03-06-2002* «Строительство производство. Организация строительства предприятий, зданий и сооружений»

Санитарные нормы и правила проектирования производственных объектов. СаНПиН №1.01.001-94.

Бейсембаев К.М., Жетесов С.С., Малыбаев Н.С. Практические и исследовательские аспекты автопроектирования горных машин в 3D. Караганда, 2012г.

Аксенов А.П. Экономика предприятия. Москва, 2011г.

Унгаев И.Ю. Экономика предприятия. Алматы, 2007г.

Конституция РК с изменениями на 21.02.2011г.

Трудовой кодекс РК с изменениями на 06.04.2015г. 132с.

Код для цитирования: Скопировать