Аналитика



Проектирование и эксплуатация нефтебаз

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕБАЗ

Глава 1

ГРУЗОВЫЕ ОПЕРАЦИИ НА НЕФТЕБАЗАХ § 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕБАЗ

Нефтебазой называется комплекс сооружений п установок для приема, хранения п отгрузкп нефтепродуктов п нефтей.

По своей значимости проводимые на нефтебазе операции делятся на основные и вспомогательные.

К основным операциям относятся:

1)    прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, нефтеналивных судах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным и воздушным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках);

2)    хранение нефтепродуктов в резервуарах п в тарных хранилищах;

3)    отгрузка больших партий нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, водным и трубопроводным транспортом:

4)    реализация малых количеств нефтепродуктов через автозаправочные станции, разливочные и тарные склады:

5)    затаривание нефтепродуктов в мелкую тару;

6)    регенерация масел:

7)    компоундпрованпе нефтепродуктов,

К вспомогательным операциям относятся:    .    --

1)    очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

2)    изготовление и ремонт нефтяной тары:

3)    производство некоторых видов консистентных смазок и охлаждающих жидкостей;

4)    ремонт технологического оборудования, здании и сооружений;

5)    эксплуатация энергетических установок п транспортных средств.

Объемы основных и вспомогательных операций зависят от размеров нефтебаз и программы их производственной деятельности.

Для наиболее удобного п бесперебойного проведения всех операций, а также по противопожарным соображениям все объекты нефтебаз скомпонованы в семи зонах.

Зона железнодорожных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки п разгрузки крупных партий нефтепродуктов и нефтей, перевозимых по железной дороге. В этой зоне размещаются:

1)    железнодорожные подъездные пути;

2)    погрузочно-разгрузочные эстакады и площадки;

3)    технологические трубопроводы различного назначения;

4)    насосные при эстакаде для перекачки нефтепродуктов и нефтей;

5)    операторная для обслуживающего персонала эстакады.

Зона водных нефтегрузовых операций включает сооружения для погрузки и разгрузки крупных партий нефтей и нефтепродуктов, перевозимых водным транспортом. В этой зоне размещаются: морские и речные грузовые пристани (пирсы и причалы); насосные;

береговые резервуарные парки; технологические трубопроводы; операторные.

Зона хранения представлена следующими объектами:

резервуарными парками;

технологическими трубопроводами;

насосными;

операторными.

Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет: автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны; разливочные для налива нефтепродуктов в бочки; склады для затаренных нефтепродуктов; лаборатория для анализа качества нефтепродуктов; тарные склады;

цех по затариванию нефтепродуктов в безвозвратную мелкую тару; цех по регенерации отработанных масел.

Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает: механическую мастерскую; котельную;

электростанцию или трансформаторную подстанцию; цех по производству и ремонту нефтяной тары; водопроводные и сантехнические сооружения; материальный склад; топливный склад для нужд нефтебазы; объекты противопожарной службы.

Зона административно-хозяйственная, в которую входят:

контора нефтебазы; пожарное депо; здание охраны нефтебазы; гараж.

Зона очистных сооружений включает: нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды; пруд-отстойник для сбора промышленных стоков; иловую площадку; насосную при нефтеловушке.

В отдельной зоне вне территории нефтебазы размещается жилой поселок. При проектировании нефтебаз необходимо строго руководствоваться утвержденными Госстроем СССР нормами СНиП II—П.3-70.

Классификация нефтебаз

Согласно нормам проектирования (СНиП П-П.3-70) все нефтебазы делятся на две группы. К первой группе относятся нефтебазы, являющиеся самостоятельными предприятиями, а также товарно-транспортные и сырьевые цеха

нефтяных промыслов, нефтеперерабатывающих заводов п магистральных трубопроводов, располагающих резервуарным парком общим объемом более 2000 м3 при хранении легковоспламеняющихся 196 нефтепродуктов и более 10 ООО м3 при хранении «горючих» 197 нефтепродуктов. Ко второй группе относятся нефтебазы, входящие в состав предприятий и имеющие общий объем резервуарного парка для хранения легкоиспаряющпхся нефтепродуктов менее 2000 м3. а для хранения горючих нефтепродуктов менее 10 000 м3.

При хранении в подземных резервуарах указанные выше предельные объемы резервуарного парка увеличиваются в 2 раза.

В зависимости от общего объема резервуарного парка нефтебазы делятся на три категории:

I    категория — общий объем парка более 50 000 м3;

II    категория — общий объем парка 10 000—50 000 м3:

III    категория — общий объем парка до 10 000 м3.

По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на перевалочные. распределительные и прпзаводскпе (нефтезаводскпе н промысловые).

Перевалочные нефтебазы — самые крупные по объему грузооборота. осуществляют перевалку нефтепродуктов для обеспечения примыкающего к ней района, а также выполняют поставки в другие районы страны и отгрузку на экспорт.

Распределительные нефтебазы предназначены для приема. хранения и снабжения нефтепродуктами потребителей, территориально расположенных в районе обслуживания базы.

Пр пзаводскпе нефтебазы осуществляют прием, хранение и отгрузку продукции нефтеперерабатывающих заводов п промыслов.

§ 2. ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА нефтебазы,    !

ВЫБОР П ПЛАНИРОВКА ПЛОЩАДКИ

В соответствии с перспективным планом развития промышленности и сельского хозяйства вопрос о целесообразности строительства нефтебазы в данном районе решается на основании анализа технпко-экономпческпх показателей, основными из которых являются:

1)    грузооборот и объем реализации нефтепродуктов;

2)    капитальные расходы;

3)    эксплуатационные расходы;

4)    коэффициент оборачиваемости;

5)    производительность труда:

6)    срок окупаемости капитальных расходов.

Основой для определения грузооборота перевалочных нефтебаз служат разработанные схемы обмена нефтью и нефтепродуктами, учитывающие наиболее эффективное размещение производительных сил и направления межрайонных связей.

Грузооборот распределительных нефтебаз определяется потребностью в нефтепродуктах тяготеющих к ним районов и оптимальными соотношениями в снабжении потребителей через нефтебазы и транзитом. Величина грузооборота значительно колеблется в зависимости от сезонности и неравномерности поставок и потребления. В связи с этим при определении месячного грузооборота вводится поправочный коэффициент, определяемый отношением максимального месячного грузооборота к среднему месячному.

При анализе грузооборота выявляется количество отдельных сортов нефтепродуктов, уточняются источники поступления, точки распределения и расстояния до них, а также выясняются частота и регулярность поставки, скорость их транспортировки и продолжительность сливо-наливных операций.

Зная грузооборот и емкость нефтебазы, по действующим укрупненным показателям определяют объем капитальных затрат. Наиболее крупные капиталовложения в объекты производственного назначения составляют стоимости резервуарных парков (20—30%), технологических трубопроводов (7—10%) и насосных станций (5—10%).

С увеличением общей мощности нефтебазы (грузооборота в год, месяц, сутки) капиталовложения на 1 т грузооборота падают.

Сумма эксплуатационных расходов, на основе которой определяется себестоимость реализации 1 т нефтепродуктов, устанавливается сметой затрат, состоящей из амортизационных отчислений, заработной платы, затрат на текущий ремонт, расходов на топливо, электроэнергию и т. д. Полученная по укрупненным показателям себестоимость сопоставляется с другими наиболее прогрессивными проектами нефтебаз, находящихся в аналогичных условиях. Если нефтебаза реконструируется, показатели также сравниваются с ее отчетными данными до реконструкции.

Величина себестоимости также зависит и от внешних условий, создающих конкретную экономическую обстановку, в которой происходит производственная и хозяйственная деятельность нефтебазы (цен на электроэнергию и топливо, отдаленности от поставщиков и потребителей, величины транспортных тарифов, продолжительности межсезонного потребления и др.).

Коэффициент оборачиваемости (к) определяется как отношение всего грузооборота к общему объему резервуарного парка нефтебазы. Расчетный показатель (к) должен быть сопоставлен с коэффициентом оборачиваемости аналогичной или реконструируемой нефтебазы для оценки скорости оборота резервуарной емкости. При известных к и числе дней в расчетном периоде т можно определить продолжительность хранения нефтепродуктов по формуле:

Следующим технико-экономическим показателем деятельности нефтебазы является производительность труда, которая определяется величиной грузооборота, приходящегося на одного работника нефтебазы в единицу времени.

Расчеты эффективности капиталовложений согласно типовой методике осуществляются на основе показателей удельных капиталовложении, себестоимости продукции, срока окупаемости дополнительных капиталовложений и производительности труда.

Оценка экономической эффективности капиталовложений должна производиться раздельно по новому строительству и реконструкции действующей нефтебазы. В ряде случаев расширение и реконструкция нефтебазы позволяют отказаться от строительства новой, обеспечивая большую экономию материальных и денежных ресурсов и создавая условия для ввода новых производственных мощностей в более короткие сроки.

Строительство новых нефтебаз экономически эффективно, если дополнительные капиталовложения по сравнению с реконструкцией действующих нефтебаз окупаются в сроки, не превышающие нормативного срока, установленного для данной отрасли промышленности. Сроки окупаемости для нефтебаз в значительной мере определяются величиной ее грузооборота. Поэтому при проектировании нефтебаз необходимо иметь данные о перспективах развития района и в соответствии с этим определить варианты и темпы строительства.

Сопоставление сроков окупаемости производят на основе соизмерения разности капиталовложений по различным вариантам и экономии по себестоимости.

Выбор площадки под строительство нефтебазы

Помимо чисто экономических условии, сводящихся в основном к минимальным суммарным транспортным расходам по перевозкам потребителям нефтепродуктов, необходимо, чтобы площадка, предназначенная для строительства нефтебазы, отвечала определенным инженерным требованиям, особенно геологическим и гидрогеологическим условиям. Отводимая для нефтебазы территория должна иметь необходимые разрывы между границами участка и соседними сооружениями (табл. 1.1).

Таблица 1,1

Разрывы между границами территорий нефтебазы и соседними сооружениями

Разрывы, м

Объекты, до которых

для нефтебаз I ка

для нефте

исчисляется разрыв

баз II и III

тегории

категорий

Промышленные пред

приятия .....

100

40

Лесные массивы хвой

ных пород ....

50

50

Полосы отвода для

железных дорог:

на станциях . .

100

80

на разъездах . .

80

60

на перегонах . .

50

40

Полосы отвода для

автомобильных до

рог:

I, II п III клас

сов .....

50

30

IV п V классов

30

20

Жплые п обществен

ные зданпя ....

200

100

Раздаточные колонки

АЗС общего поль

зования .....

30

30

Линии электропере

дач высокого на

пряжения ....

Не менее 1,5

высоты

опоры

Склады лесных мате

риалов, торфа, ка

менного угля . .

О

О

50


Площадку желательно выбирать с наветренной стороны от населенных пунктов и соседних сооружении, чтобы пары нефтепродуктов не относились на жилые дома, объекты с открытым огнем и т. п. Для этого по данным метеорологических станцнй вычерчивается «роза ветров» района, показывающая повторяемость ветров (в процентах или днях в году) по румбам. Во избежание распространения огня при растекании горящего нефтепродукта по поверхности воды и по санитарным условиям речные нефтебазы следует располагать ниже по течению реки от ближайших населенных пунктов, промышленных предприятий, пристаней, мостов и т. д.

Одно из важнейших условий при выборе площадки— удобное примыкание З^частка к транспортным магистралям.

На самой площадке или вблизи от нее необходимо иметь источник водоснабжения и энергоснабжения для хозяйственных, производственных и противопожарных нужд. Выбираемый участок должен обеспечивать удобный спуск ливневых и канализационных вод, не причиняющий вреда окрестному населению.

С целью снижения стоимости строительства вблизи площадки нефтебаз желательно иметь строительные материалы и рабочую силу. .

По геологическим условиям желательно, чтобы площадка была сложена из коренных пород, способных выдерживать удельную нагрузку не менее 0,1 МПа. Заболоченные и заливаемые водами территории непригодны для нефтебаз, так как в первом случае придется проводить дорогостоящие и трудоемкие дренажные работы, а во втором — возводить вокруг участка нефтебазы водозащитную дамбу. Различают надземную и подземную заливаемости. Особую опасность представляет подземная заливаемость, вызываемая действием подземных ключей, родников и периодическими колебаниями уровня грунтовых вод. Наиболее резкие изменения уровня грунтовых вод связаны с временами года: весной в связи с таянием снегов и дождями наиболее высокий уровень, летом и зимой наиболее низкий, осенью уровень опять повышается. Грунтовые воды, стоящие сравнительно высоко, не должны быть агрессивными, а скорость их движения должна быть незначительной во избежание размывания грунтов и связанных с этим карстовых и оползневых явлений.

Для окончательного выбора площади нефтебазы обычно в районе предполагаемого строительства по карте намечаются несколько вариантов. Затем в район предполагаемого строительства нефтебазы высылается изыскательская партия в составе начальника, инженера-геолога или инженера-гидрогеолога, инженера-строителя, техника-геодезиста, рабочих для производства разведочных выработок и топографической съемки участка и др. Изыскательская партия производит рекогносцировку местности в районах намеченных по карте площадок и окончательно выбирает вариант площадки для проектируемой нефтебазы, а также согласовывает отвод земли под строительство нефтебазы с соответствующими организациями.

Выбранную площадку обносят несколькими межевыми столбами. После этого составляют схематичный ситуационный план с указанием привязки площадки к железнодорожным путям или другим объектам и предварительный акт отвода площадки (окончательный же акт по утверждению выбора площадки составляют после производства всех изыскательских работ).

Генеральный план нефтебазы представляет собой определенное расположение различных объектов на территории, отведенной для строительства. Генеральный план нефтебазы составляется с учетом всех местных условий: рельефа, геологических и гидрогеологических особенностей площадки, метеорологических условий, номенклатуры нефтепродуктов и некоторых особых условий эксплуатации (противопожарных, санитарных, транспортных и др.).

Топографической основой для разработки генерального плана является ситуационный план с горизонталями. С помощью ситуационного плана с железнодорожными путями, автомобильными дорогами и инженерными сетями (телеграф, телефон, водопровод, канализация, линии электропередач и т. п.) нефтебазы увязываются с транспортными магистралями и с соответствующими сетями района. Железнодорожные тупики помимо малой протяженности и удобного примыкания к магистрали должны быть проведены с необходимыми уклонами и радиусами кривизны. После привязки сетей приступают к размещению всех сооружений по семи зонам. Для облегчения разбивки отдельных объектов на топографический план площадки наносят розу повторных ветров и координатную сетку 100 X 100 или 50 X 50 м. Разрывы между отдельными объектами принимаются согласно табл. 1.1. Зона хранения наиболее опасна в пожарном отношении, поэтому ее выделяют в обособленную площадку, доступ на которую разрешается лишь ограниченному кругу людей.

Оперативную зону следует располагать ближе к выезду и въезду, чтобы , потребители не задерживались на территории базы. На нефтебазах I и II категорий под оперативную зону отводится специально огороженный участок с самостоятельным въездом и выездом на дороги общего пользования. Объекты зоны вспомогательных технических сооружений отделяют от других зон, так

Рис. 1.1. Генеральный план нефтебазы.

-7—22 — резервуары: 23 — склад пенопорошка: 24 — водоем; 25 — запасной водоем; 26—27 — железнодорожные налнвные эстакады: 28 — помещение для налнвшпков; 29 — наливная насосная; 30 — узлы приема нефтепродуктов пз магистральных трубопроводов; 31 — трансформаторная подстанция; 32 — механическая мастерская; 33 — водоносная; 34 — резервуары для воды; зб — водонапорная башня; 36 — котельная; 37 — площадка для топлива; 3S — площадка для золы; 39 — обмывочная; 40 — контора; 41 — пожарное депо: 42 — здание охраны: 43 — телефонная станция; 44 — лаборатория; 45 — склад проб; 46 — вольер для собак; 47 — сторожевой пост: 4S — песколовка; 49 — нефтеловушка; 50 — ограда; 51 — узкоколейка; 52 — железнодорожные линии,

как там производят работы с открытым огнем, а в производственном отношении существует взаимосвязь между ними.

Зона очистных сооружений проектируется в наиболее пониженном участке территории, чтобы ливневые воды и промышленные стоки могли бы поступать в нефтеловушку самотеком.

Весьма важно ориентировать объекты внутри зон по сторонам света, принимая во внимание господствующее направление ветров. Так, котельные и другие объекты, где ведут работы с открытым огнем, надо размещать таким образом,

чтооы ветер не сноспл дым п пскры на резервуарные парки, разливочные, железнодорожные туппкп п т. д.

С целью меньшего охлаждения зданий зимой целесообразно их располагать длинной стороной вдоль господствующего направления ветров. Части зданий с небольшим числом оконных проемов для лучшего их освещения желательно обращать на юг и восток.

При компоновке зон и отдельных сооружений необходимо добиваться максимально возможного сокращения протяженности технологических трубопроводов и инженерных сетей.

Размещению объектов на плане должна предшествовать горизонтальная планировка всей территории нефтебазы.

Все здания и сооружения на генплане должны иметь габарит-2§=¦»!# ные размеры и координаты одного из углов.

Д7^--1 = =    Вертикальную    планировку    площадки    нефтебазы производят

I-?'!!sS1 с учетом следующих требований:

1)    должны быть созданы нормальные условия всасывания на-

Hijir сосов;

2)    по возможности обеспечены самотечный слив и налив железнодорожных цистерн, налив автоцистерн и мелкой тары и т. д.;

3)    трубопроводные сети должны быть проложены без «мешков» (резкого изгиба осп трубы в вертикальной плоскости).

Примерный генплан перевалочной нефтебазы представлен на рис. 1.1.

После разработки генерального плана приступают к составлению технологического плана и схемы трубопроводов нефтебаз, которые являются основными (исходными) документами для гидравлического расчета трубопроводов.

Технологическая схема представляет собой без-HilfS'i масштабную схему сети трубопроводов (с оборудованием), при по-jg^ofsf мощи которой обеспечивается выполнение всех операций по пере-| 5 || качке жидких нефтепродуктов (рис. 1.2).

Для составления схемы необходимо знать число и объем операций п их одновременность, а также номенклатуру хранимых на нефтебазе нефтепродуктов.

При составлении схемы следует учесть, что помимо основных t- операций по приему и отпуску нефтепродуктов необходимо осуществлять еще и внутрибазовую перекачку любым насосом из резервуара в резервуар в пределах определенной группы нефтепродуктов.

Технологический план представляет собой технологическую схему, нанесенную в масштабе на генеральный план нефтебазы. По этому плану для каждого трубопровода составляется профиль трассы, который имеет следующие графы (рис. 1.3): s ?я..    в первой прочеркивается сплошной линией профиль земной

; S13 s”    поверхности п жирной линией указывается положение трубо-

провода;

• з 1^ъ|    во второй указывается ситуация вдоль трассы трубопровода

[|| 1|§ (колодцы, насосные, пересечения дорог и т. д.);

в третьей приводятся красные отметки — требуемые отметки поверхности Земли:

,    в четвертой даются фактические отметки поверхности Земли

ч§|52 наиболее характерных точек трассы (разность отметок третьей

и четвертой граф составляет величину выемки или подсыпки грунта);

в пятой указываются отметки нижней части трубопровода (при подземной прокладке — отметки дна траншеи);

в шестой приводятся расстояния между характерными точками трассы, а также указываются пикеты через каждые 100 м и километровые столбы;

в седьмой приводятся уклоны трубопровода и расстояния, на которых этот уклон должен быть выдержан.

При помощи профилей можно: подсчитать объем земляных работ при прокладке трубопровода; проверить работу всасывающих линий построением

графиков остаточных напоров; определить «мертвые» остатки нефтепродуктов в резервуарах, которые не могут быть откачаны насосами; выявить наличие «мешков» в трубопроводах, мешающих освобождению их от нефтепродуктов.

§ 3. ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫЕ ПЕРЕВОЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Для проведения погрузки и разгрузки нефтепродуктов при железнодорожных перевозках на нефтебазах сооружаются специальные подъездные пути. 'Чаще всего это тупиковые пути, примыкающие к магистрали через станционные пути.

Железнодорожные нефтегрузовые тупики желательно располагать в наиболее высоком (при разгрузке) или низком (прн погрузке) участке территории нефтебазы. Железнодорожные путп на территории нефтебазы должны быть прямолинейны и строго горизонтальны во избежание самопроизвольного движения маршрутов при погрузке или разгрузке. Пути тупиков подразделяются (рис. 1.4) на:

1)    рабочие пути, на которых устанавливаются вагоны для погрузки и разгрузки нефтепродуктов;

2)    маневровые пути;

3)    обгонные и сквозные — для вывода составов при пожаре или занятости других путей;

4)    пути. обслуживающие разгрузочные площадки п тарные склады. Железнодорожные цистерны — основной тип вагонов для

перевозки нефтепродуктов.

За последние годы вагонный парк железных дорог систематически пополняется цистернами более совершенных конструкций. В настоящее время более 95°о парка цистерн имеют грузоподъемность 50 тс и более.

Схеыа /

Мсетипг С/!т&‘тоР™х грузов    ,

пасет щц    ^^ ^^ ^^    Сливнои рронт

Схема Z

Схема 3


CZ3 CD CZD CZD

Складб/ тсрных грузов

Рис. 1.4. Схема железнодорожных путей нефтебазы.

До 1957 г. все наливные нефтяные грузы перевозились в цистернах общего назначения. Этп цистерны делились на две группы: 1) для перевозки светлых нефтепродуктов (цистерны без сливных приборов); 2) для перевозки темных нефтепродуктов п нефтей (цистерны со сливными приборами).

Начиная с 1958 г. в эксплуатации появились новые четырехосные цистерны объемом 60 м3 (рпс. 1.5) с универсальными сливными приборами, в которых можно перевозить любые жпдкие нефтепродукты. Совершенствование железнодорожных перевозок нефтепродуктов сопряжено с улучшением организации работ и в первую очередь с частичной специализацией цистерн. Это позволяет полнее использовать грузоподъемность цистерн. Поскольку проектная грузоподъемность цистерн определялась из расчета перевозки воды, то дальнейшее совершенствование цистерн пошло по пути увеличения объема котла с использованием нагрузки на единицу длины, допускаемой прочностью путей

и искусственных сооружений. Так, у шестиосной цистерны грузоподъемностью 90 тс объем котла равен 101 м3.

Для сокращения простоя цистерн под сливом и упрощения процесса слива большинство цистерн оборудованы новыми универсальными сливными

приборами. На рис. 1.6 представлен сливной прибор, состоящий из корпуса 3, клапана 5 с уплотнительным резиновым кольцом 4, направляющей стойкой 6, кронштейна 7, штанги 8, крышки 12, прижимного винта 10, скобы 9, валиков 1,

паровой рубашки 2, патрубка для отвода пара 15 и патрубка для отвода конденсата 14. Направляющие 11 служат для центрирования клапана относительно седла при закрывании сливного прибора.

Кронштейн 7 предназначен для удержания верха штангп 8 и центрирования ее с осью сливного прибора. Крышка 12 находится в нижней части сливного прибора и служит для дополнительной герметизации клапана. Она укреплена на скобе 9, а для плотного прилегания к тори}' патрубка сливного прибора снабжена резиновым кольпом 13. В закрытом состоянии крышка 12 удерживается при помощи скобы 9 и прижимного винта 10. Скоба 9 при помощи валиков 1 шарнирно закреплена в выступах, приваренных к корпусу 3. В открытом состоянии крышка 12 отводится и удерживается крючком. Паровая рубашка 2 приварена к корпусу 3.

Рассмотренный универсальный прибор по сравнению со старыми конструкциями имеет следующие преимущества:

Рве. 1.7. Предохранительный ' клапан железнодорожной цистерны.

j — котел пиетерны: 2 — патрубок; 3 — стержень клапана; 4 — прокладка; 5 — фланец-седло; 6 - цепь; 7 — колпак; g — стержень впускного клапана; 9 — пружина впускного-клапана: 10 — прокладка впускного клапана; 11 — седло впускного клапана; 12 — уплотнение из пеньки, смоченной свинцовым суриком; 13 — крьппка; 14 — прокладка предохранительного клапана; 15 — направляющая втулка; 16 — шпилька; 17—пружина предохранительного клапана; 2§ — вттлка; 19 — сферическая шайба; 20 — пломба; 21 — прижимная планка; 22 — бирка.


1)    резиновые уплотнения

создают более герметичные затворы. что позволяет перевозить в цистернах с нижним сливным прибором светлые    нефтепро

Б- 9?Ml*


дукты;

2)    увеличение    диаметра

сливного патрубка    со 160 до

200 мм позволяет    сократить

время слива;

3)    благодаря тому, что седло клапана сливного прибора находится на 20 мм ниже уровня нижней образующей котла, обеспечивается полнота слива остатков.

Для предотвращения возникновения в стенках котла больших напряжении от избыточного давления пли вакуума на цистерне установлен предохранительный клапан (рис. 1.7). который состоит из впускного

клапана, рассчитанного на вакуум 0,02 МПа, и клапана избыточного давления, рассчитанного на 0,15 МПа.

Основные данные цистерн приведены в табл. 1.2.

Цистерны специального назначения в основном предназначены для перевозки высоковязкпх и парафинистых нефтей и нефтепродуктов.

Цистерны с внешним паровым обогревом отличаются от обычных тем. что нижняя половина котла этой цистерны оборудована паровой рубашкой площадью нагрева около 40 м2. Расстояние между листами паровой рубашки и наружной поверхностью котла 36 мм. Пар для разогрева нефтепродуктов перед сливом подается через штуцер паровой рубашки универсального сливного прибора, а конденсат выпускается через два патрубка,

2 Заказ 191    17”

I К^/^,гЮЯРОНЛ11 >

I КРАЕВАЯ I

|.-БЙВЛИ<)ТВНА Г

Основные данные четырехосных цистерн для перевозки нефти и нефтепродуктов

Типы цистерн

Показатели

5

8

(битум

ная)

20 (с паровой рубашкой)

25, 26, 27

Объем котла, м3...........

50

50

50

60

Внутренний диаметр котла, м ....

со

СО

2,6

2,6

2,8

Длина, м:

котла ..............

9,6

9,6

9,6

10,3

цистерны по осям автосцепления

¦12.22

12,02

12,02

12,02

Масса тары цистерны, т.......

22,5—24,7

25

25,7

23

Грузоподъемность цистерны, тс:

брутто ..............

80—79

75

75,7

83

нетто ..............

50—55

50

50

60

Нагрузка на рельсы, тс .......

•18,7—19,9

18,75

18,9

20,75

"находящихся на концах паровой рубашки когла. Поскольку при выпуске пара сливной прибор может разогреться до температуры более 100° С, резиновое уплотнительное кольцо клапана сливного прибора заменено алюминиевым. Цистерны с паровой рубашкой выпускаются грузоподъемностью 50 и 60 тс.

Один из существенных недостатков этих цистерн — некоторое увеличение веса тары. Вес паровой рубашки цистерн последующих выпусков снижен с 1,2 до 0,8 т.

Внедрение таких цистерн значительно облегчает слив высоковязких нефтепродуктов, сокращает время простоя, а также расход энергии и рабочей силы.

Цистерны- терм осы предназначены для горячих перевозок высоковязких нефтепродуктов. Котел этой цистерны покрыт трехслойной теплоизоляцией (первый слой — смесь 30% асбестита и 70% инфузорной земли; второй слой — мешковина, пропитанная жидким стеклом п укрепленная металлической сеткой; третий слой — шевелнн толщиной 100 мм). Снаружи изоляция покрыта кожухом из кровельного железа.

Внутри котла имеется стационарный трубчатый подогреватель поверхностью нагрева 34 м2. Трубы подогревателя уложены с уклоном 1 : 55 для стока конденсата. Сливной прибор снабжен паровой рубашкой.

Бункерные полувагоны для перевозки битумов состоят из вагонной рамы, на которой на опорах установлены четыре бункера. Сверху бункер закрывается створчатой крышкой. Бункеры имеют двойные стенки (паровые рубашки), служащие для подплавления битума перед выгрузкой. Вследствие смещения центра тяжести заполненного бункера выше опорных точек при освобождении захватов он легко опрокидывается, и битум в виде глыбы вываливается на разгрузочную площадку.

После выгрузки бункер легко возвращается в вертикальное (транспортное) положение, так как центр тяжести его после опорожнения смещается ниже точек опоры. Грузоподъемность бункерного полувагона 40 тс. объем одного бункера 11,8 м3.

С л и в о - н а л и в н ы е эстакады, предназначенные для разгрузки и погрузки железнодорожных цистерн, располагаются на прямом участке железнодорожного туппка. Нефтегрузовые операции на эстакадах могут производиться одновременно с маршрутом, группой или одиночными цистернами. При маршрутной подаче цистерн длина одной эстакады должна быть не менее половины длины маршрута (эстакады двухсторонние). Расчетное число эстакад п определяется в зависимости от количества прибывающих в сутки маршрутов N (при равномерной подаче маршрутов в течение суток):

XT

где -V — число цистерн в маршруте

G сут

~gT


N = -

Т — время пребывания маршрута на эстакаде. Если задано ?год. то

Orcjklkn

и Су- -

Тогда

Яг _ бГ0Д&1&2

~    365GM    ’

где С?м — грузоподъемность маршрута (принимается 2 — 3 тс); GcyT , Сгод — суточный п годовой грузообороты нефтебазы: A-j — коэффициент неравномерности завоза (вывоза) нефтепродуктов, представляющий отношение максимального месячного завоза (вывоза) нефтепродуктов к среднемесячному г ]>1); к, — коэффициент неравномерности подачи железнодорожного транспорта, представляющий отношение максимального числа цистерн, подаваемых в сутки на нефтебазу, к суточной подаче по плану 2 >1).

Длина железнодорожных эстакад

i=u

L3C = X У atli;

i=n

где Л’ — число цистерн в маршруте; at — количество цистерн (по типам), входящих в маршрут; /,¦ — длина цистерн различных типов.

При большом числе цистерн целесообразно строить двухсторонние эстакады. длина которых сокращается в 2 раза.

Количество сливо-налнвных устройств в случае подачи одиночных цистерн (плп мелких групп по 3—5 цистерн) принимается из условий обеспечения суточного слива — налива нефтепродукта одного сорта при максимальном количестве цистерн

у_ (^тах

30?    ’

где (?тах — максимальный месячный грузооборот:    q — грузоподъемность од

ной цистерны.

Для слива п налива одиночных цистерн применяется типовой стояк, изображенный на рис. 1.8. Наличие поворотного сальника является причиной засасывания воздуха (при износе набивки) п срыва работы стояка. При низких температурах смазка в сальнике сильно загустевает, и для поворота стояка требуются значительные усилия.

Для маршрутных сливо-наливных операций разработаны типовые эстакады НС и КС.

Рис. 1.8. Типовой железнодорожный стояк для слива и налива нефтепродуктов.

рис. 1.9. Наливная железнодорожная эстакада для светлых нефтепродуктов (НС).


Эстакада наливная двухсторонняя железнодорожная для светлых нефтепродуктов типа НС с нулевым габаритом приближения подвижного состава (рис. 1.9) выполнена из сборных железобетонных элементов: фундаментных плит, вертикальных рам (колонн) и крупнопанельных плит настила. Разработаны девять вариантов эстакад НС, каждый из которых состоит из трех основных звеньев (начального, среднего и конечного). Количество применяемых средних звеньев зависит от необходимоидлпны эстакады. Эстакады оборудуются наливными устройствами с подъемно-поворотным механизмом и автоматами ограничения налива.

Для обслуживания цистерн в каждом пролете эстакады имеются откидные мостики с противовесами.

Предусмотрена также установка приборов автоматического налива. Подъем, опускание и вращение в горизонтальной плоскости наливного устройства осуществляется при помощи шарнира, расположенного в верхней части вертикальных рам эстакады. Шаг стояков для одного сорта нефтепродуктов равен 12 м. На эстакаде можно наливать до четырех сортов нефтепродуктов. Основные показатели эстакад типа НС приведены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Основные данные эстакад для налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны

Эстакады

Показатели

НС-2

НС-з

НС-4

НС-5

НС-6

НС-7

НС-8

НС-9

НС-10

Длина эстакады, и .....

72

108

144

180

216

252

288

324

360

Количество средних звеньев.

шт.............

1

2

3

4

5

6

7

8

Количество стояков, шт.:

при трех коллекторах . .

34

52

70

88

106

124

142

160

178

при четырех коллекторах

44

68

92

116

140

164

188

212

236

Количество четырехосных ци

54

60

стерн. шт.........

12

18

24

30

36

42

48

Грузоподъемность маршрута,

брутто (по бензину), тс . .

300

1170

1540

1910

2280

2650

ЗОЮ

3380

3750

Для производства слпва п налива светлых нефтепродуктов на одной эстакаде разработана комбинированная эстакада (КС) (рис. 1.10), которая может производить слив (налив) до четырех сортов нефтепродуктов без опорожнения коллекторов и стояков. Эстакада запроектирована из сборных железобетонных элементов. Технологический шаг стояков принят 12 м. что обеспечивает прием четырехосных цистерн объемом 50 и 60 м3.

Разработаны девять типоразмеров эстакад КС. Основные показатели их приведены в табл. 1.4.

Оборудование всех железнодорожных цистерн новыми универсальными сливными приборами создало условие для широкого внедрения на нефтебазах закрытого (герметизированного) нижнего слпва не только высоковязких, но и маловязких нефтепродуктов (бензин, керосин, дизельное топливо и др.). Разработаны различные конструкции устройств для нижнего слива (УНС). На рис. 1.11 представлена одна из конструкции УНС. состоящая из неподвижного патрубка 1 для присоединения к сливному коллектору, отвода 2, шарнирно сочлененного трубопровода 3 и соединительной головки 4. Последняя подключается к патрубку сливного прибора цистерны при помощи захватов. Легкость горизонтального перемещения отдельных звеньев устройства достигается установкой между фланцами шарниров с шариковыми подшипниками.

На рис. 1.12 представлены схемы различных способов нижнего слива, а на рис. 1.13 — схемы различных способов налива нефтепродуктов в цистерны.

Рис. 1.10. Комбинированная железнодорожная сливо-на-ливная эстакада (КС).

Таблица 1л

Основные данные эстакад для слива и налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны

Эстак ады

Показатели

КС-2

КС-3

КС-4

КС-5

КС-6

КС-7

КС-8

КС-9

КС-10

Длина эстакады, м .....

72

108

144

180

216

252

288

324

360

'Количество средних звеньев, шт.............

__

1

2

3

4

5

6

7

8

Число одновременно сливаемых (наливаемых) цистерн, шт.............

12

•18

24

30

36

42

48

54

60

Грузоподъемность маршрута (по бензину), брутто, то . .

880

1290

¦1700

2100

2520

2920

3320

3740

4140

Объем маршрута пз расчета 60 м3 цистерн, м3.....

720

¦1080

1480

•1800

2160

2520

2880

3240

3600

Необходимая производительность насосов, мз/ч . . * .

540

810

1080

1350

1620

1890

2160

2430

2700

Выбор каждого из приведенных способов определяется различными физическими свойствами нефтепродуктов, климатическими условиями, требованиями сохранения качества, ускорения слива, удешевления работ, а также топографическими условиями площадки.

Рис. 1.11. Устройство для нижнего слива нефтепрод\ ктов нз железнодорожной цистерны (Сл-9)


6-6

Некоторая часть нефтепродуктов транспортируется и хранится в мелкой таре. В качестве нефтяной тары применяют стальные и деревянные бочки, барабаны, бидоны, стеклянные бутыли и контейнеры из полимерных материалов. Тару выбирают в зависимости от свойств нефтепродуктов, от дальности перевозок и вида транспорта. Конструкция и материал тары должны обеспечивать сохранение количества и качества нефтепродукта при хранении и транспортировке. Хранение нефтепродуктов в таре осуществляется в специальных хранилищах (рис. 1.14), степень огнестойкости которых должна быть не ниже II категории при хранении нефтепродуктов с температурой вспышки до 120° С и не ниже III категории при хранении горючих нефтепродуктов. В указанных





Рис. 1.12, Системы нижнего слива нефтепродуктов из железнодорожных    ци

стерн t а — открытий меж-рельсовый слив; б — открытый слив в боковой коллектор; в — самотечный герметизированный    слив;

г — принудительный слив; 1 — цистерна;

2    — межрельсовый сливной коллектор;

3    — отводная труба;

4    ¦— приемный резервуар; 5 — переносной лоток; 6 — сливной трубопровод; 7 — сливной коллектор;

8 — насос.


i г

Аг — -

О о

010


Рис. 1.13. Системы налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны. а — налив самотеком; б — принудительный налив; в — налив через буферный резервуар; г — нижнии налив; 1 — отвод; 2 — наливной коллектор; 3 — подводящий трубопровод; 4 — резервуар; 5 — насос; 6 ¦— специальное наливное устройство. Примечание. Н0 — z2zг.

хранилищах должно быть не более трех этажей прп хранении горючих нефтепродуктов и не более одного — прп хранении легковоспламеняющихся нефтепродуктов. Подземные п полуподземные хранилища выполняются только одноэтажными.

В одном хранилище допускается совместное хранение легковоспламеняющихся п горючих нефтепродуктов в таре в общем количестве не более 50 м198 лрп условии, что помещение будет разделено глухпмп огнестойкими перегородками.

Для механизации погрузочно-разгрузочных работ применяют бочкоподъем-нпкп, автокраны, тельферы и транспортеры различных конструкций.

§ 4. ВОДНЫЕ ПЕРЕВОЗКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ


г*-18000->

Рис.'1.14. Хранилище для затаренных нефтепродуктов.


Наличие большого количества морей, судоходных рек, каналов и озер на территории Советского Союза обусловило широкое развитие водных перевозок нефти п нефтепродуктов. Для некоторых экономических районов страны водный транспорт является основным средством перевозки нефти и нефтепродуктов. По своим экономическим показателям во многих случаях этот вид транспорта успешно конкурирует с трубопроводным.

Различают следующие типы нефтеналивных судов:

1)    танкеры морские и речные;

2)    баржи морские (лихтеры) и речные.

Нефтеналивное судно состоит из жесткого стального каркаса, к которому крепится обшивка. Каркас судна выполнен из продольных и поперечных жестких связен (рис. 1.15).

Продольные и поперечные переборкп образуют наливные отсеки-танки, которые соединяются между собой через перекрываемые клпнкетами отверстия. расположенные у днища. Открываются и закрываются клинкеты посредством маховика, выведенного на палубу.

Каждое нефтеналивное судно характеризуется следующими основными показателями:

1)    водоизмещение — вес воды, вытесненной груженым судном. Водоизмещение судна при полной осадке равно собственному весу судна и полного груза в нем;

2)    дедвейт — полный вес поднимаемого груза (транспортируемого и для собственных нужд);

3)    грузоподъемность — вес транспортного груза;

4)    осадка прп полной загрузке;

5)    скорость хода прп полной загрузке.

Отношение дедвейта к водоизмещению называется коэффициентом утилизации водоизмещения (для танкеров колеблется в пределах 0,65—0,75 и характеризует степень совершенства судна).

Существенное отличие конструкции нефтеналивных судов от других транспортных судов обусловлено особыми свойствами жидкого груза:

1)    жидкий груз, имеющий свободную поверхность, перетекает при крене на один борт, уменьшая устойчивость судна;

2)    удары жидкого груза при качке создают дополнительную нагрузку на переборки и борта;

давления в танках на палуое танкера устроена специальная газоотводная система с дыхательными клапанами.

Все грузовые танкп соединены между собой трубопроводами, проходящими от насосного отделения по днпщу танков. Различают грузовой и зачистной трубопроводы (рис. 1.16). Грузовые п зачистные приемники размещаются в наиболее глубокой частп танка, у кормовой переборкп, так как танкеры обычно пмеют дифферент на корму.

Кроме грузовой и зачистной спстем, грузовые танкп оборудуются и другими техно логическими трубопроводами и устройствами:    подогревателями,

установками для орошения, мопкп палубы, вентиляции и пропаривания танков. средствами пожаротушения п др.

Погрузка и выгрузка танкера производятся с соблюдением следующих тсловнй.

Рис- 1.17. Схема откачки нефтепродуктов через вакуумный танк.


при этом в танке создается разрежение, равное 0,035 МПа. После этого продолжают откачку, сообщают вакуум-танк с очередным грузовым танком, для чего открывают соответствующий клинкет 2 на грузовом трубопроводе. Переход на следующий танк по мере откачки нефтепродукта выполняется обычным переключением приемных клинкетов. Воздух, попадающий в грузовую магистраль, теперь уже не проникнет в насос, а останется в вакуум-танке. По этому же принципу производится зачистка танков.

Величина разрежения в вакуум-танке должна быть назначена с учетом давления насыщенных паров нефтепродукта при температуре откачки. Если Ру ^>Рвак’ начнется кипение нефтепродукта в танке. Применение вакуум-танков позволило сократить время выкачки нефтепродуктов на 20%.

При откачке воды баластной и после зачисток танков необходимо принимать специальные меры по предотвращению загрязнения моря нефтепродуктами. Согласно требованиям Международной конвенции по предотвращению загрязнения моря нефтью вдоль берегов установлена зона шириной 100— 150 миль, где запрещается выбрасывать воды с содержанием нефтепродуктов. Нежелателен слив нефтяных остатков и в открытое море, поскольку, плавая на поверхности воды, они могут быть занесены ветром или течением в запретные зоны.

Для приема с судов воды, загрязненной нефтепродуктами, на нефтебазах предусматриваются специальные береговые емкости с очистными установками. Кроме того, большинство танкеров оборудованы специальными сепараторами.

По своим техническим показателям и условию плавания различают морские,, речные и озерные танкеры.

Наибольший удельный вес имеют морские танкеры, получившие особенно широкое применение для перевозки нефти.

Некоторые данные о находящихся в эксплуатации танкерах приведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Основные данные морских танкеров

Танкеры

Показатели

«Олег

Кошевой»

«Казбек»

«Прага»

«Лиси

чанск»

«Серия»

Дедвейт, тс...............

4696

11 800

30 720

34 640

49 370

Мощность двигателя, л. с........

2X800

2X2000

19000

18 000

19 000

Техническая скорость, узлы ......

10,5

12,2

18,7

17,9

17,1

Размеры, м:

длина ................

123,5

145,5

202,8

195,0

230,5

ширина ...............

16,0

19,2

25,8

27,0

31,0

осадка с грузом ...........

4,3

8,5

10,4

10,7

11,6

Объем транспортируемого груза, м3 . . .

6680

14 020

40 370

47 400

57 730

Удельный объем транспортируемого гру

за, м3/т................

Число насосов и производительность вы

1,67

1,40

1,48

1,48

1,26

качки одного насоса, т/ч.......

2X500

4X250

3X750

3X1100

4x750

В настоящее время в мировом судостроении наметилась тенденция к резкому увеличению грузоподъемности. Уже сейчас плавают супертанкеры дедвейтом 200 000 т. Разрабатываются проекты строительства супертанкера дедвейтом 500 ООО т. Но несмотря на явные экономические преимущества крупнотоннажных танкеров дедвейтом более 80 ООО т, число таких судов исчисляется единицами. Это объясняется малочисленностью портов с достаточными глубинами для приема таких судов. При постройке крупнотоннажных танкеров с высокой скоростью хода возникает серьезная проблема вибрации корпуса и его отдельных конструкций. Поэтому по сравнению с темпами роста дедвейта значительно медленнее растет скорость хода танкера.

Речные танкеры в отличие от морских имеют сравнительно меньшую осадку, а следовательно, и ограниченную грузоподъемность. Строительство речных танкеров в настоящее время ведется по типовым проектам. Некоторые основные данные этпх танкеров приведены в табл. 1.6.

Рис. 1.15. Сазюходная речная баржа.

Наличие на малых реках перекатов и незначительных глубин, особенно в летний период навигации, требует применения танкеров с минимальной осадкой. Величина наименьшей осадки, исходя из условий обеспечения нормальной работы двигателей, может быть доведена до 1,25 м (в этом случае грзгзоподъем-ность составит около 600 т). В 1960 г. введен в эксплуатацию речной танкер грузоподъемностью 150 т с осадкой при полном грузе 1,12 м. Вместо танков применены четыре вставные цистерны, что позволяет перевозить четыре сорта нефтепродукта. Кроме того, на танкере размещается 10 т масла в таре.

Нефтеналивные баржи (рис. 1.18) получили широкое применение при речных перевозках. Внедрение метода толкания каравана барж вместо буксировки способствовало повышению экономичности речных перевозок.

Т аблица 1.6

Основные данные речных танкеров

Грузоподъемность, тс

Осадка танкера, м

Габарптные размеры, м

с полнкы

грузом

1 порожнего

1

злпна

ширина

высота

5000

2,04

1,89

132,6

16,75

1-1,80

3000

3,36

1,73

110,25

13,40

1300

2800

3,20

2,21

109,31

13,40

12.50

1000

1,98

1.25

86,70

12,99

8,00

600

2,14

66,00

9,54

11,30

600

1,89

1,35

65,60

9,60

8,70

500

1,32

1,08

43,10

7,40

7,35

При этом способе толкаемые баржи счаливаются жестко, что обеспечивает лучшее использование попутного потока и лучшую маневренность. Этот прогрессивный способ проводки несамоходных барж позволил резко увеличить скорость хода каравана и сократить расход топлива.

Основные показатели некоторых эксплуатируемых несамоходных барж приведены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Основные данные несамоходных речных барж

Показатели

Типы барж

РНБ-1

РНБ-2

РНБ-4

РНБ-6

РНБ-8

РНБ-12

Грузоподъемность, тс .....

1000

2000

4000

6000

8000

12000

Осадка с грузом, м ......

1,4

1,7

2,5

3,0

3,2

3,6

Поверхность подогревателя, м2 Габаритные размеры, м:

85

180

320

450

550

750

длина ...........

70

103

122

133

145

160

ширина ..........

11

13,5

17

19

20

22

высота...........

1.9

2,15

2,75

3.25

3,45

3,85

Нефтяные гаван

И II П [

и ч а л

ь н ы е

сооружен и

я слу-

жат для производства нефтегрузовых операций при водных перевозках.

При сооружении нефтяных гаваней необходимо соблюдать следующие тре

бования.

1.    Минимальная глубина воды т-т (в м) в гавани у причалов

^min ~ Но ~t~ hB — 0,5,

где Н0 — наибольшая осадка судна (наиболее глубоко сидящего) в м; hB — наибольшая высота волны в м.

2.    Нефтяная гавань должна иметь достаточную акваторию для размещения необходимого числа причалов и для свободного маневрирования судов.

3.    Нефтяная гавань должна быть надежно укрыта от господствующих ветров.

4.    Для защиты водоема от загрязнения нефтепродуктами в гавании должны быть предусмотрены специальные меры на случай аварийного розлива.

В морских гаванях нефтяные пирсы размещаются перпендикулярно к берегу. Расстояние между смежными пирсами должно быть более 200 м и не менее длины самого крупного танкера, прибывающего в порт.

В речной гавани нефтяные причалы размещаются параллельно берегу на расстоянии не менее 300 м от сухогрузных причалов. Речные причалы нефтебаз, как правило, размещают ниже по течению от неселенных пунктов, крупных рейдов и мест постоянной стоянки флота, на расстоянии не менее 1000 м. При невозможности соблюдения этого условия речные причалы нефтебаз могут быть сооружены и выше по течению, но в этом случае указанное расстояние должно быть не менее 5000 м.

Количество причалов на нефтебазах определяется в зависимости от грузооборота нефтепродуктов различных сортов, с учетом грузоподъемности прибывающих судов, частоты прибытия и времени их обработки.

Причалы речных нефтебаз бывают стационарные и временные в виде плавучих понтонов или разборных деревянных эстакад, устанавливаемых на период навигации. Наиболее распространенным типом стационарного причала являются железобетонные «бычковые» причалы с насосной установкой внутри «бычка». На рис. 1.19 приведена схема стационарного «бычкового» причала. Причал состоит из следующих основных сооружений: причальные «бычки» для швартовки судов, центральный «бычок» для установки насосов и устройств для шланговкп судов, отбопно швартовые палы, предназначенные для швартовки судов, подводящие эстакады для укладки технологических трубопроводовt

Рис. 1.19l Речной «бычковый» прпчал на свайном основании.


1 — пгвартово-отбой-яые палы нз металлд -ческого шпунта: 2 — переходные мостки: .3 — надстройка для размещения аппаратуры дистанционного управления в служебных помещений: 4 — железобетонный «бычок» с насосной станцнеп; б — железобетонные сваи «бычки»; 6 —- помещение насосной; 7 — подводящая эстакада.


i11 •• i !!*!«;^ 5

liMUiii;

соединяющие коммуникации нефтебазы с причалом, ледозащптные устройства, предохраняющие эстакаду от возможного разрушения во время ледохода.

В настоящее время за рубежом широкое распространение получили рейдовые причальные буп для швартовкп танкеров п перекачкп нефтегруза. Это позволяет обходиться без сооружения дорогостоящих ппрсов обычного типа для приема крупнотоннажных танкеров с большой осадкой. Причальные буи представляют собой плавучую конструкцию, установленную в определенной точке рейда прппомощпякорей. Посредствомгпбкпх шлангов буи соединены с подводными нефтепроводами, проложенными к нефтебазе.

§ о. РАЗДАТОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА НЕФТЕБАЗ

Мелкпе партпп нефтепродуктов на нефтебазах отпускаются в автоцистерны, контейнеры, бочкп п в другую мелкую тару через специальные раздаточные устройства — автоэстакады, автоколонкп. разливочные и автозаправочные станцпп (АЗС). С внедрением централизованных поставок и строительства широкой сети АЗС резко сократился объем реализации нефтепродуктов в мелкую тару через разливочные. Централизованные поставки нефтепродуктов осуществляются по заявкам потребителей в арендуемых базой автоцистернах. Налив

нефтепродуктов в автоцистерны осуществляется на специальных автоэстакадах или системах автоматического налива (АСН). На рис. 1.20 представлена одна

О Э О о

Рис. 1.20. Установка герметизированного налива автоцистерн АСН-Х2.

1 — наливной стояк; 2 — датчик налива с герметизирующей крышкой; 3 — газоотводящая линия; 4 — пульт управления наливом; S — обратный клапан; 6 — огневой предохранитель; 7—насосный агрегат; -8 — арка; 9 — фильтр-воздухоотделитель; 10 — гидроамортизатор; 11 — полуавтоматический дозирующий клапан; 12 — термокорректор; 13 — счетчик жидкости.

из конструкций АСН-12. Производительность одного стояка 16,7 л/с светлых нефтепродуктов, потребляемая мощность 1 кВт. На рис. 1.21 показана схема

автоматической станции налива, оборудованной АСН. Нефтепродукты подаются на станцию по трубам 13 и 14 из резервуаров. Для каждого сорта нефтепродукта прокладывается отдельный коллектор. На коллекторах устанавливаются плотномеры 3 с задвижками 1.


В плотномер продукт подается центробежным насосом 2, и после измерения плотности этим же насосом жидкость

возвращается в коллектор. В местах присоединения труб к наливным стоякам сооружаются колодцы о, в которых кроме отводов труб устанавливаются задвижки 6 для отключения лпнпи питания наливных блоков от коллектора

Рис. 1.22. Разлпвочная для масел.

и фильтра грубой очистки 4. Нефтепродукт через отводную трубу направляется к центробежному насосу 8, а затем через фильтр 9, клапан-дозатор 10, жидкостный счетчик 11 и наливной стояк 12 поступает в цистерну. На отводах труб

Рис. 1.23. Генеральный план АЗС-500.

1 — операторная;

2 — навес над автозаправочными колонками.

ставят воздушные колпаки у для смягчения гидравлического удара, вызываемого быстрым закрытием полуавтоматического клапана дозирования.

Разливочные для отпуска нефтепродуктов в тару размещаются в зоне производственных зданий и по огнеопасности относятся ко II категории.

Разлив и отпуск всех нефтепродуктов можно производить в одном здании, но прп условии, что разливочные краны для отпуска легковоспламеняющихся

нефтепродуктов будут отделены от других кранов огнестокой стеноп (так же отделяются краны для отпуска этилированного бензина). Строительство разливочных ведется по отдельным типовым проектам. На рис. 1.22 представлен типовой проект разливочной для масел на шесть кранов. На нефтебазах стали применять различные установки по автоматизированному разливу и затариванию в мелкую тару масел п консистентных смазок. Это позволяет значительно сократить объем реализации нефтепродуктов через разливочные.

Особенно бурными темпами растет сеть автозаправочных станций (АЗС),

являющихся конечным пунктом на слож-


8    ном    и длинном пути движения нефтепро

дукта от нефтеперерабатывающего завода до потребителя. Отпуск нефтепродуктов через .    АЗС    намного облегчает обслуживание потре-

бителей, исключает необходимость в емко-J    стях    для топлива в автохозяйствах, на пред-

*    приятиях и стройках и позволяет равномерно

распределять запасы нефтепродуктов, максимально приближая их к потребителю.

Различают городские, сельские, дорожные АЗС и передвижные. По числу заправок автомобилей в стткп различают АЗС-500. АЗС-750 и АЗС-1000.

В административном отношекпп все АЗС подчиняются соответствующим нефтебазам. На рис. 1.23 представлен генплан типовой АЗС-500. В состав АЗС входит здание станции с подземными резервуарами для масел, заправочные островки с навесами и островки с подземными резервуарами для топлива. Количество топлпвораздаючных колонок определяется из расчета заправки одной колонкой 15 автомобилей в час.

§ 1. НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ ПЗ ГИДРАВЛИКИ ТРУБОПРОВОДОВ П РЕОЛОГИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ 199

Основная цель гидравлического расчета трубопроводов нефтебаз — определение энергпп. требуемой для перекачкп по нпм нефтепродуктов с заданным расходом. Еслп трубопроводы самотечные (напорные п безнапорные), задача гидравлического расчета сводится к определению размеров сечения трубы при известном уклоне. Исходными данными для гидравлического расчета являются: расход, физические свойства нефтепродуктов (вязкость, плотность, давление насыщенных паров, температура), профиль и план трассы, а также технологическая схема с указанием всех местных сопротивлений и длин отдельных участков трубопровода.

Вязкость

Сопротивление жидкости прп ее движении по трубам объясняется вязкостью. Впервые понятие «вязкость» было введено Ньютоном, который связал явление внутреннего грения в жидкости с ее вязкостью известной формулой

ст = ,и ’    (2Л)

где а — напряжение внутреннего трения; и — динамическая вязкость — касательное усилие на единицу площади. приложенное к слоям жидкости, отстающим друг от друга на расстоянии, равном едпнпие длины, прп единичной разности скоростей между нтш; dw'dR — грацпенг скорости по радиусу трубы — это относительное изменение скорости по направлению, перпендикулярному к направлению течения, т. е. приращение скорости на единицу длины нормали.

Прп гидравлических расчетах чаще пользуются кинематической вязкостью

U

У = у-

где v — кинематическая вязкость в м200,7с: о — плотность жидкости в кг/м201.

Существует еще и условная вязкость ВУ. выражаемая в градусах (°ВУ). Условная вязкость представляет собой отношение времени истечения определенного объема данной жидкости 0.2 л из впзкозпметра Энглера к времени исте-

чения того же объема дистиллированной воды при 20° С. Для пересчета этой условной вязкости в кинематическую служит эмпирическая формула Уббелоде

v = 73,l°By-Tg7.    (2.2)

Рис. 2.1. Кривая зависимости кинематической вязкости от температуры.


Зависимость вязкости от температуры выражается формулой

vt = vue-u    (2.3)

где Vf0—кинематическая вязкость при' известной температуре t0; и — показатель крутизны вискограммы в 1/° С.

Чем больше и, тем сильнее изменяется вязкость при изменении температуры.

Значение и чаще всего определяют графически. Для этого наносят значение вязкости при различных температурах на координатную сетку v — t (в этом случае шкала v — логарифмическая). Через нанесенные точки проводят прямую линию (рис. 2.1). Тангенс угла наклона этой линии к оси температур равен и. При аналитическом определении и необходимо знать

-30 -20 -10    0    10    20    30    W    50    SO    70    SO    90    100110120 130 M150150170130

..

С L IV-

'V с

Г 510s

г 10е

- 510s

-Z 10s

Г VlOk

|

|

5-10]

З-Ю3.

=$ to3

%5Юг

r *J-IU

? I IU

-I to2

i

-Q ou ^ 50

Й 50 | UO S3 30 5 25 -| 20

? 15 ^ 10

\

!

5

0 (

i 1

5

s

!

4-

1

I

4 j

T с

cs

1

3 -30 -w

-10 0 к

1 20 3

9 W 50 6

0 70 80 90 /

W

120

no

WO

°c

>0 510°

10s f 5-10s

10s , 5-W

2'10*

5 10 3-103

2-Ю3 1035102

3-W2 2

102 SO 50

W

30

25

20

15

10 9 8 7 .

S

5

4


°ВУ

130.

100'

50-

W

30

го

15 i 1В 8

(>4 5 4

3-

2,0-

1,8

1,6-

1,5-

1%| 1,3 i 1,25 1,2


значение вязкостей заданного нефтепродукта для двух температур tx и f2 Тогда, логарифмируя уравнение (2.3), получим

На рис. 2.2 приведен график зависимости вязкости от температуры. Для построения этой завпсимости достаточно знать вязкости при двух температурах tx и ?2. Прямая линия, соединяющая vtl и v<2, и есть искомая вискограмма данного нефтепродукта. При выборе tx и f2 следует пожить, что значения определяемых вязкостей по впскограмме должны находиться в промежутке между v(, и v/2, так как экстраполяция может дать неверные результаты.

Рлс. 2.3. Номогралога для определения вязкости смеси.

Для определения вязкости смесп нефтепродуктов пользуются графиками Молина-Гурвпча (рис. 2.3). Если по осям ординат в логарифмической аномор-фозе отложить раздельно вязкости двух нефтепродуктов (va и vb), находящихся в смесп прп одинаковой температуре, и соединить эти точки, то получим виско-грамму смесп нефтепродуктов А и Б прп температуре t. Если отрезок оси абсцисс между осями va, vb разделить на 100 равных частей, то, зная процентное содержание одного пз нефтепродуктов, легко найтп вязкость смеси.

Вязкость смесп двух взапморастворимых нефтепродуктов может быть также определена по эмпирической формуле

lg lg Кн — к) = хг lg lg (vxк)х.г lg ]g (v2 - к),

где    —    весовые    концентрации нефтепродуктов в смеси; к = 0,6 при v >

>1,5.10-" м2/с.

itf

Рис. 2.4. Кривые течения жидкости.


площадь = 0. Тог-


(2.7)

фор-

(2.8)


dR


(1 =


Если построить зависимость, выраженную формулой Ньютона (2.1), то закон течения жидкости изобразится прямой линией 3. представленной на рис. 2.4. Для графической интерпретацпп формулы (2.1) выразпм а и dw/dR через параметры нефтепровода. Из условий равновесия внутренних п внешних сил в нефтепроводе длиной L, радиусом R, находящимся под давлением р, следует

2 nRLo = л R2p,

откуда

¦’ = -g- '    (2-5)

Значение градиента скорости dw/dR можно определить из уравнения скоростей ламинарного потока в цилиндрической трубе

ц; = 2и(1-~),    (2.6)

где w — скорость точки потока, находящегося на расстоянии г от осп трубы; и — средняя скорость потока

Q .


Q — объемный расход в м3/с; F — сечения потока.

Для осевой скорости (г^тах) г = да, дифференцируя (2.6), получаем

dw


4 Q лДз


и =


F


Подставпв значения а и dw/dR в мулу (2.1). получим


ЛЙ±р

8QL


Выражение (2.8) показывает, что в координатах ст п dw/dR величина р, изменяется по закону прямой линии, выходящей из начала координат.

Но как показали исследования, не все жидкости подчиняются линейному закону течения (2.1). Такие жидкости называются неньютоновскнми. В зависимости от температуры, прп которой происходит перекачка, одна и та же жидкость может быть и ньютоновской в области высоких температур и неньютоновской в области низких температур. Неньютоновские жидкости могут быть разделены на пластичные, псевдоп ластичные и д и л а -тантные.

Кривая течения пластичных жидкостей представляет прямую линию, пересекающую ось напряжения на расстоянии ст0 от ее начала (см. рис. 2.4, кривая 1). Течение пластичных жидкостей подчиняется уравнению Шведова — Бингама


Пластичные жидкости обладают свойствами твердых тел и при малых давлениях не текут. Напряжение, при котором пластичная жидкость начинает двигаться (течь), называется начальным напряжением сдвига (ст0) и определяется по формуле (2.5).

После достижения рй происходит разрушение структуры п жидкость начинает течь при давлениях, меньших, чем р0. Максимальное напряжение сдвига, при котором жидкость остается еще подвижной, называется ее пределом текучести прп данной температуре.

Поведение пластических жидкостей объясняется наличием в них пространственной структуры, достаточно прочной, чтобы сопротивляться любому напряжению, не превосходящему а0. Если напряжение превышает ст0, то структура полностью разрушается и жидкость ведет себя, как обычная ньютоновская, прп напряжении, равном (а — ст0). Уравнение (2.9) после почленного деления на div'dR можно представить в виде

(2.10)


ц5 — u li0,

где цэ — эффективная, или кажущаяся, вязкость; и — истинная вязкость; ,11 о — структурная составляющая эффективной вязкости.

Величина и0 для данной жидкости зависит от скорости движения потока. П с е в д о п л а с г и ч е с к и е жидкости не обнаруживают начального напряжения сдвига, но кривая течения этих жидкостей отклоняется от прямой особенно прп малых градиентах скорости (см. рис. 2.4, кривая 2). Для таких жидкостей справедлива следующая зависимость:

(2.11)

где к и п ~ постоянные величины для данной жидкости.

Характерным для псевдопластиков является то, что п всегда меньше единицы.

Дилатантные жидкости сходны с псевдопластическими тем, что в них тоже нет начального напряжения сдвпга. Течение этих жидкостей также подчиняется степенному закону (2.11). но показатель п уже будет превышать единицу (см. рпс. 2.4. крпвая 4).

У многпх жидкостей зависимость между напряжением и градиентом скорости изменяется во времени и потому не может быть выражена простыми формулами. Жидкости, обладающие свойством изотермического самопроизвольного увеличения прочности структуры во времени п восстановления структуры после ее разрушения, называются тиксотропными. Примером таких жидкостей являются некоторые парафпнпстые нефти.

Прп выполнении гидравлических расчетов необходимо руководствоваться следующими ориентировочными значениями скоростей: 0,5 —1,5 м/с для всасывающих и 0.8—2.5 м/с для нагнетательных трубопроводов. Меньшие скорости относятся к высоковязким нефтепродуктам, большие — к маловязким. При скоростях, менее указанных, трубопроводы получаются большего диаметра, расход металла возрастает. Прп больших скоростях значительно увеличиваются гидравлические сопротивления. Более строго задача об оптимальных скоростях (прп заданном расходе) решается путем нахождения экстремума уравнения приведенных суммарных эксплуатационных и капитальных затрат.

Потеря напора на трение в круглых трубах определяется по формуле Дарси — Вейсбаха

(2.12)

где hx — потеря напора на тренне в м; л - коэффициент гидравлического сопротивления; L — длина трубопровода в м; d внутренний дпаметр трубопровода в м; wсредняя скорость потока в трубе в м/с: g — ускорение силы тяжести в м/с2.

Общие потери напора

НК — 2 hM ~ Az,

где 2    — суммарные потери на местные сопротивления; А;— разность отме

ток между конечной и начальной точками трассы.

Величина Я зависит от режима движения жидкости, характеризуемого критерием Рейнольдса (Re).

При Re ^ 2000 происходит движение жидкости прп ламинарном режиме и величина Я определяется по формуле Стокса

Я-II-    (2,13)

При Re >3000 движение жидкости происходит прп турбулентном режиме. В интервале чисел Re от 2000 до 3000 могут наблюдаться оба режима. В этой области Я рекомендуется определять по формулам турбулентного режима.

Область турбулентного режима в зависимости от характера трения жидкости о стенки трубы разделяется на три зоны.

Первая зона гидравлически гладких труб прп Я = / (Re). В этом случае Я определяется по формуле Блазпуса

я = _03164,    (2 1 4)

1 Re

Вторая зона смешанного трения пли гидравлически шероховатых труб при Я = / (Re; е), где 8 — относительная шероховатость

е

е=тг;

е — абсолютная высота выступов шероховатости; Rрадиус трубы.

Переходное значение Rex для второй зоны турбулентного режима определяется по формуле

r.Q

Rei = ^I3T-    (2.15)

При значениях Re > Rex, значение Я определяется по формуле Альтшуля

^му'т+тгГ'    <2^>

где

а = 0,46*.    (2.17)

Здесь а — коэффициент, зависящий от «эквивалентной шероховатости» к (т. е. от такой величины выступов однородной абсолютной шероховатости, которая при подсчетах дает величину потери напора, одинаковую с действительной

шероховатостью). Значение к определяется на основании гидравлических испытаний трубопроводов и пересчета их результатов по соответствующим формулам. Значения е и к приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Значения абсолютной п эквивалентной шероховатостей внутренней поверхности нефтепроводных труб

Трубы

Значения шероховатости, м

е•10-®

к-ю~3

Новые цельнотянутые стальные Стальные цельнотянутые, находившиеся в непродолжительной эксплуатации (с незначи

0,05—0,15

0,02-0,07

тельной коррозией) .....

0,2-0,3

0,2-0,5

Старые стальные ........

0,5—2,0

До 1,0

Новые чугунные........

0,3

0,25

Асбоцементные.........

0.3—0,8

0,30

Третья зона квадратичного закона сопротивления при X = / (е). Для этой зоны /. определяется по формуле Нпкурадзе

(2.18)

(1,74 —2 lg s)2

Переходное значение Re2 для этой зоны находится по формуле

Re2 = 665 - у    ,    (2.19)

Следовательно, область применения формулы (2.18) для всех чисел Re > >Re2.

Коэффициенты сопротивления для неметаллических круглых труб определяются по следующим формулам:

для асбоцементных трубопроводов

а = 0,206 Re-0'21;    (2.20)

для гладких шлангов

Я = 0,0113- 0,917 Re-Mi.    (2.21)

Для прорезиненных гофрированных шлангов, армированных внутри стальной проволокой,

(2.22)

где Xj. — коэффициент гидравлического сопротивления, вычисленный по формулам    (2.13)    и    (2.14);    е    —    высота выступов проволочной    спирали    над    внутренней поверхностью    шланга    в м; d диаметр шланга    в    м;    I — шаг    проволоч

ной спирали в м.

Значения е, d и I принимаются согласно ГОСТ 8496—57.

Во' многих случаях удобнее вычислять hx по формуле JI. С. Лейбензона, представляющей собой разновидность формулы (2.12),

Q2-mvm -- А/

к=$


(2.23)


где v — кинематическая вязкость в м2/с; Q — объемный расход в м3/с; (3 — и т — коэффициенты, зависящие от режима движения: для ламинарного режима

для турбулентного режима в зоне гидравлически гладких труб

п П- а 0,241 яг = 0,2d; р = ——

для зоны квадратичного закона сопротивления

При пользовании формулой (2.23) следует иметь в виду, что она не применима для зоны гидравлическп шероховатых трзтб.

Местные сопротивления

Помимо потерь на трение в трубопроводах могут возникать еще и местные потери напора, вызываемые различными запорными, регулирующими устройствами (задвижки, затворы, диафрагмы) и возникающие в местах изменения сечения трубы или направления движения жидкости. Местные потери напора иногда составляют значительную часть от общих потерь напора в системе (например, во всасывающих- и самотечных трубопроводах).

Потери напора на местные сопротивления определяются по формуле Вейсбаха

(2.24)

где ? — коэффициент местного сопротивления.

В некоторых случаях удобнее определять местные сопротивления по эквивалентной длине, которая представляет собою такую длину прямого участка трубопровода данного диаметра, на которой потеря напора на трение по длине hx равна (эквивалентна) потере напора Ам, вызываемом местным сопротивлением:

(2.25)

Следовательно, величина эквивалентной длины Ьэ может быть установлена из равенства потери напора на тренпе по длпне, определяемой формулой (2.25), и местной потери напора, определяемой (по (2.24):

а хуэ и,~    _у w

~d~"2T~^~2g

Отсюда

Таким образом, трубопровод, имеющий местное сопротивление, можно рассчитывать по формуле (2.25), в которой геометрическую длину L следует заменить приведенной Lrp, т. е.

' L ¦

Как показали экспериментальные исследования, значения ? и Ьэ при ламинарном режиме изменяются в широких пределах и являются функцией Re. Прп турбулентном же режиме для практических расчетов ? п Ьэ можно принять постоянными.


Рпс. 2.5. График для определения эквивалентных длин местных сопротивлений.

1 — выход пз резервуара через подъемную трубу; 2 — фильтр* для светлых нефтепродуктов;

3 — колено 90е, сварное с одним швом; 4 — выход пз резервуара через хлопушку; 5 — колено 90°, сварное с двумя швами; в — колено гнутое R = 3d; 7 —задвижка; 8 — колено гнутое R = 4d; 9 — колено 45s, сварное; ю — тройник.

Значения некоторых местных сопротивлении можно определить по графику,, приведенному на рпс. 2.5. Чтобы определить L3 не помещенного на графике местного сопротивления прп лампнарном режиме, необходимо взять соответствующее значение Ьэ прп турбулентном режиме (такие таблицы приведены во многпх руководствах по гпдравлпке), и через полученную точку провести лпнпю эквидистантно имеющейся на графике. Для практических расчетов потери напора на местные сопротивления при турбулентном режиме можно пользоваться следующими значениями L3Jd.

Входы жпдкостп в трубу пз резервуара, когда:

§ 2. РАСЧЕТ ВРЕМЕНИ СЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН

Задача об определении времени опорожнения цистерн вследствие непрерывного изменения напора, а следовательно, и скоростей во времени является примером неустановившегося движения жидкости. Поэтому прп решении этой

задачи следует воспользоваться известным приемом, по которому полное время истечения разделяют на бесконечно малые промежутки времени, в течение каждого из которых напор считают постоянным, а движение жидкости установившимся. Это позволяет использовать определенные зависимости установившегося движения.

Рис. 2.6. К расчету времени слива нефтепродуктов пз железобетонных цпстерн.


В общем случае слив из цистерн может происходить через сливной трубопровод и при избы-точно.м давлении в цистерне. При этом режим истечения может быть турбулентный в начале слива, ламинарный — в конце. В частных случаях возможно истечение только прп одном режиме (рис. 2.6). Рассмотрим решение этой задачи в целом. Положим, что за время dx уровень нефтепродукта в цистерне понизился на dz. Слитый из цистерны объем составит qdx. Из условия неразрывности потока

qdx — fwdx — -~Fdz,    (2.27)

где q — расход нефтепродуктов в м8/с; / — площадь поперечного сечения потока нефтепродукта, вытекающего через сливной патрубок, в м2; w — скорость истечения нефтепродукта из цистерны в м/с; F — площадь свободной поверхности нефтепродукта в цистерне в м2.

Значение F, как функцию переменной ординаты г, можно подучить из рассмотрения треугольника АОВ (см. рис. 2.6):

F = 2xL

или

F — 2LYz{Dz), где L — длина котла цистерньт в м.

_ __ 7    __ Pi__?    |    Л    Р    W'2    [    [    Pz_

* ¦ 0 pg bK 2g d 2g 2g pg ’

где ?Kкоэффициент местного сопротивления сливного клапана; lnp, dприведенные длина п дпаметр сливного трубопровода в м; р — плотность спиваемого нефтепродукта в кг/м202.

Остальные обозначения даны на рпс. 2.6.

Решая уравнение Бернулли относительно скорости, получаем

(2.28)

d

где -    = u~ — коэффициент расхода системы.

Подставив значения F и и; в уравнение (2.27) п разделив переменные, получим

--%=- Г--.dz.    (2.29)

fVcV2g -1/    z^}

I/ '    P g

Дифференциальное уравнение (2.29) представляет собой общий вид функциональной зависимости времени истечения от переменных величин z и р,с. Для решения этого уравнения необходимо знать закономерность изменения цс в процессе истечения. Но такая закономерность может быть установлена только экспериментально для конкретных условий слива. По этой причине рассмотрим частные с луч ап слива, для которых известен характер изменения (хс.

Первый случай. Слив через короткий патрубок

Дано: h0 = 0; ри = 0, р1 = р.2 и равно атмосферному давлению ра.

Тогда уравнение (2.29) упростится п примет вид

dx=--VD — zdz,    (2.29а)

/Цо У -g

где fi0 — коэффициент расхода сливного клапана с патрубком.

Натурные экспериментальные исследования по сливу нефтепродуктов из цистерн объемом 50 и 60 м3, оборудованных универсальным сливным прибором (d 1 0,2 м). позволили получить зависимость |.i0 = / (i?eT). Из кривой (л0 = = /(ReT), приведенной на рпс. 2.7, следует, что коэффициент расхода сливного

ю dV2gz

приоора резко меняется прп малых текущих Кет = —-—, достигая постоянного значения прп

Re; = d}-2SZ*p ъ 10 000.

Следовательно, для практических расчетов uj = const только при ReT

Re?. Таким образом, уравнение (2.29а) правомерно интегрировать при 0 — const только в пределах от D до ZkP, соответствующей границе перехода турбулентного режима в ламинарный. Для определения же полного времени слива необходимо весь процесс истечения разделить на две части: на время истечения при турбулентном режиме (тт) и ламинарном (тл). Тогда т = тт — тл. Но, как отмечалось выше, = const и для определения тл необходимо в уравнение (2.29а) ввести Цо = / (ReT). Это обстоятельство значительно усложняет решение и затрудняет практическое пользование полученными формулами вследствие их громоздкости. Поэтому для упрощения расчетов времени слива полученные экспериментальные значения и0 в процессе слива каждой цистерны были усреднены во времени и таким образом получены приведенные значения

Рис. 2.7. Экспериментальная зависимость коэффициента расхода универсального сливного прибора железнодорожной цистерны от ReT.


Рис. 2.3. График функции -ф = / _— L


(Ло Для различных вязкостей. Опыты проводились в интервале изменения кинематической вязкости от 1 до 650 см203/с. Полученная кривая (.ц = / (Лет) затем была апроксимирована зависимостью

1

(2.30)


0,0238V— 1.29

где v — кинематическая вязкость в с.м2/с.

Полагая, что вязкость нефтепродукта за время слива постоянна, и зная v при температуре слива, можно по (2.30) найти положив его постоянным при интегрировании уравнения (2.29а) в пределах от D до 0:

Ш'о V2;

D

или


LD УЪ

(2.31)


Второй случай. Слив под избыточным давлением через короткий патрубок

Дано; h0 0, рх ри ; р2, р2 Ра, Pi    р2    Ри

Р и Р g


К


При этих условиях уравнение (2.29) примет вид

2 L

Wo V2g

и 4 LDVD | j f D — hK [~ 2hB-\-D -p    2hH -p    “ij    /r,    qo\

r° = ^7^vTg \y —^l—D—E<^'2>—тг (ft;"/2)JI’    (2-32)

где E(k- я/.2) n F(k\ л -2) — полные эллиптические интегралы соответственно иер-

7    ч/ ^    л

вого и второго рода при модуле к = у ~h и амплитуде —.

Уравнение (2.32) можно представить в виде

о *(-5г)-    (2-33)

То;

Следовательно, полное время истечения иол избыточным давлением всегда меньше времени свободного истечения т0 на величину ф (hJD).

Таким образом, я|) (hJD) показывает, на сколько уменьшается время слива прп наличии избыточного давления по сравнению со временем при свободном истечении. Для удобства вычисления ио (2.32) значение

,i. (    \    Л    Г 2hB — D р    2/ги -р "1

Н"о*] = 1 —о— |—ъ—ь(Л;=.г)--

в зависимости от hs;D представлено в виде кривой, изображенной на рис. 2.8.

Третий с л у ч а й. Слив через специальный трубопровод

Дано: Ну =0: ри = 0: 1\ = р, = р?.

Это наиболее распространенная схема слива, предусматривающая применение специальных шарнирно соединенных отрезков труб, позволяющих герметизировать сливные коммуникации.

Уравнение (2.29) для этого случая примет вид

dx =--Щ=- I/dz.    (2.29b)

hicVlg t    h0    K    ’

Основное отличие уравнения (2.29в) от (2.296) — это новое значение коэффициента расхода в связи с появлением сливного трубопровода. Коэффициент jllc так же. как li0. изменяется весьма значительно в процессе слива. Поэтому аналогично тому, как это было сделано для и0. также были получены усредненные во времени приведенные значения иё = / (v). Так, для системы сливных труб СЛ-9 (d = 0,15 ми h0 = 1,16 м) в интервале изменения вязкости от 1 до 70 см2/с получена следующая зависимость:

1    (2.34)

0,22v+ 3.73

где v — кинематическая вязкость в см-.'с.

Если и'с определять по (2.34). то прп интегрировании уравнения (2.29в) его можно принять постоянным. Тогда

' Vis j '    :~0

f&V2g D


4 LD'УD \ Ро ~\f    Г 2ho~r-D ^    2h0    -р    ~||

^"1Т7ШУ    L^r— E<ft; =•*)—2tf<*    (2-35>

A

3 ' \М


D+ й0. ‘

Формула (2.35) может быть представлена в виде

^•^Ь'Стг)-    <2'36>

Четвертый случай. Герметичный слив при наличии избыточного давления

(Общий случай)

Если известна зависимость \а'с = f (v), то интегрирование уравнения (2.29)

аналогично (2.29а) с той лишь разницей, что в данном случае ft0+——— может

быть заменено на Н, а следовательно, время полного слива определится по уравнению (2.35), в котором h0 следует заменить Н.

Время слива из цистерны с внешним обогревом

При сливе высоковязких нефтепродуктов из цистерн, имеющих внешний обогрев, гидравлические сопротивления в сливном патрубке значительно уменьшатся за счет образования «горячего» пристенного слоя. Вследствие малой длины сливного патрубка толщина «горячего» пристенного слоя будет незначительна, а потому наличие двух режимов течения в патрубке маловероятно. Таким образом, оба потока «горячий» пристенный и «холодное» ядро будут двигаться ламинарно.

Рассмотрим задачу о времени полного слива из цистерн, оборудованных внешним обогревом. Примем, что ри = 0; рг = рг = 0 и h0 = 0. Расход в трубах с внешним обогревом при ламинарном режиме согласно (2.55)

г Г— di + (  ---—^do

ng L vr V vx    vr J

q ~ 128 ¦ t;

де l'a — эквивалентная длина сливного клапана с обогреваемым патрубком.

Подставив значение q в уравнение (2.27) и разделив переменные, получим исходное дифференциальное уравнение

* = - —j--^    1    . - ,    dz.    (2.37)

L V Yx vr / UJ

Г.I2M's 1Л ;л •    <2-38>

Выражение в квадратных скобках .может быть упрощено:

а?

^ro~i?SrL-    (2-39)

Для практических расчетов следует принимать толщину «горячего» пристенного слоя 6 = 0.5 мм. а Г3 = 2,1 м. Значение vr следует принимать при температуре конденсации пара в патрубке.

Формула (2.39) показывает, что время слива из цистерн с внешним обогревом мало зависит от вязкости нефтепродукта. Это обстоятельство позволяет резко повысить эффективность перевозки высоковязких нефтепродуктов в цистернах с внешним обогревом. Величина сокращения времени слива может быть определена из сравнения формул (2.31) и (2.39):

ТГ

к0 г0

т. е.

г. _ *2,и0//э'’г 1    z    С2 40)

Ш    I gD •    v ЛУ)

Принимая диаметры слпвных патрубков одинаковыми, получаем

(2-40а)

§ 3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОММУНИКАЦИЙ СЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ ИЗ ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ ЦИСТЕРН

Гидравлическим расчетам слпвных коммуникации должны предшествовать следующие работы:

1)    выбор и обоснование способа слива;

2)    разработка технологической схемы;

3)    расстановка технологической арматуры;

4)    определение основных высотных отметок:

5)    определение длин (геометрической, эквивалентной, приведенной);

6)    определение расчетного расхода, вязкости, скорости, рабочего давления. Различные системы нижнего слива можно разделить на две группы:

1)    открытый слив (см. системы на рпс. 1.12, а, б);

2)    герметизированный слив (см. спстемы на рис. 1.12, в, г).

Системы открытого слива могут работать и без «нулевого» резервуара. Рассмотрим в отдельности каждый пз элементов спстемы нижнего слива.

Открытый слив

Расчет сливных лотков и межрелъсовых коллекторов

Сливные лотки и межрельсовые коллекторы представляют собой трубопроводы прямоугольного сеченпя, в которых происходит безнапорное движение жидкости, т. е. со свободной поверхностью. Для облегчения вывода формулы

расчета пропускной способности таких трубопроводов введем следующие упрощающие положения:

1)    движение установившееся, равномерное;

2)    режим ламинарный;

3)    сопротивление боковых стенок не учитывается.

При изложенных упрощающих положениях исходное дифференциальное уравнение запишется в виде.

d2w |    •    л

(2.41)


где (А — динамическая вязкость в Па-с; w — скорость потока в канале в м/с; р — плотность нефтепродукта в кг/ы3; g — ускорение силы тяжести в м/с3; а — угол наклона канала.

Расчетная схема представлена на рис. 2.9.

ft    Интегрируя    уравнение    (2.41),    по

лучаем

Рис. 2.9. К расчету безнапорных сливных коллекторов прямоугольного сечения.


с

w —--jj- g-p sin a J j” dz2

или

z2

w = — ~pg-sma + ^+c2.    (2.42)

Значение постоянных интегрирования сг и са найдем из граничных условий:

1)    при z = 0; w = 0 из уравнения (2.42)

с2 — 0,

2)    при z = h касательные напряжения на поверхности потока т = 0. Согласно закона Ньютона

dw

Дифференцируя уравнение (2.42), получаем

aw    1

г— --zog sin a -j- с.,

dz    и 1 °    1    1

7    dw    „

п имеем —— = 0. dz


так как при z Отсюда


ghp sin a

Подставив значения сх и с2 в (2.42), получим уравнение скорости вязкой жидкости в прямоугольном канале при установившемся ламинарном режиме

Q = Ъ [ w dz;

о

Q = ~ bpg sin -g- f ^ dz - kbpg sin a \zdz;

J    LL    J

<? =


Известно, что для малых углов sin а tg а = i представляет уклон канала.

В этом случае

1 bhsgi

Q-

илп. обозначив 4- = п,

Q =-tlL .    '    (2.43)

х л- 3

Полное решение задачи о движении вязкой жидкости в прямоугольных каналах с учетом сопротивления у боковых стенок выполнено автором совместно с А. Ш. Асатуряном. Решение получено в виде гиперболических тангенсов и имеет вид    -

Q = hAgl Г---( th л?г —-t- th Зл71 —^ th Ъпп — . . Л .

* v [_ 12 л° V    '    3»    о5    J

Исследование представленного ряда показывает его быструю сходимость,

g

так как гиперболический тангенс изменяется от 0 до 1, а множитель —г- = 0,027„ Поэтому для практических расчетов можно ограничиться двумя членами ряда:

9 = il?L^_0v027th.ire).    (2.44)

Оптимальное соотношение между высотой и шириной канала п можно определить, исходя пз условий наименьшего гидравлического сопротивления. Согласно формуле (2.23) для прямоугольных каналов потеря напора на трение прп ламинарном режиме

QvL

Я, = Р-

(4г)* *


где г — гидравлический радиус, т. е. отношение площади сечения потока (S) к его смоченному периметру 2h).

Из этой формулы следует, что наименьшие гидравлические сопротивления при заданной площади сечения потока соответствуют rmax. Максимальное зна-

dr

чение г можно определить из условия = U.

VnS

/• =


2h + b    2ге + 1’

* = --2/^ = 0;

2 Кл

Лвт-

Полученный результат показывает, что из всех сечений наиболее близко приближается к полукругу, который имеет максимальный гидравлический радиус, прямоугольник с отношением сторон 1 : 2.

Поперечное сечение коллектора при турбулентном режиме можно определить по гидравлическому радиусу, пользуясь формулой (2.23):

^    ( ibn \b-m    /n /rN

^ V    (iLv™ Л 2/1 + 1 J ’    (2.45)

где L — длина коллектора; Az — разность отметок начального и конечного сечений коллектора.

Чтобы коллектор не лимитировал производительность слива, что возможно при поступлении в коллектор высоковязких и парафинистых нефтей и нефтепродуктов, необходимо подогревать дно коллектора. Помимо увеличения расхода подогрев    дна    коллектора    позволяет легко удалять    возможные    осадки,

особенно выпадающие    в    больших    количествах из высокопарафинистых    нефтей.

Расход в коллекторе прямоугольного сечения с обогревом дна (Q'r) определяется по уравнению

Q'    0,0267    thnn)    1    +    -    *?-    ¦    -ML    Л[

r-tr)


(2.46)


Vr vx \ 12    /    .    vr    bn    у    gibnpc    (tr—tx)

где vx и vr — кинематическая вязкость основной массы холодного нефтепродукта и пристенного горячего слоя, соприкасающегося с обогреваемым дном, в м2/с; tT температура теплоносителя в °С; tx и ?г — температуры холодного и горячего пристенного слоев нефтепродукта в °С; кполный коэффициент теплопередачи от теплоносителя к нефтепродукту в Вт/(м2-°С); L — длина коллектора в м; с — весовая теплоемкость нефтепродукта в Дж/(кг-°С); р — плотность нефтепродукта в кг/м3.

При обогреве помимо дна и боковых стенок коллектора расход нефтепродуктов в таком безнапорном трубопроводе может быть определен из уравнения

ill-°'027 *Н [‘ " ».13 ( v)"'” ( аЙт)’] ¦    <2'47>

Сравнивая уравнения (2.44), (2.46) и (2.47), можно определить, на сколько увеличится расход нефтепродуктов в обогреваемых коллекторах по сравнению

с холодными:    _

Qx____v_x_ _ 3,23 -J Г kLvr (tr — tr)

Q'r vr bn r gibnpc (trtx)

Прп герметизированном нижнем сливе коллектор укладывается параллельно железнодорожному пути на расстоянии не менее 1,8 м от оси пути. При самотечном сливе эти коллекторы представляют собой безнапорные трубопроводы круглого сечения. Расход нефтепродуктов в таких коллекторах определяется по формуле

<?=-^/( Ф),    (2.48)

где ф — угол, характеризующий степень заполнения трубы (рис. 2.10, а).


Рис. 2.10. К расчету безнапорного коллектора круглого сеченпя (а) п характеристика безнапорного трубопровода (б)


Таблица 2.2

Значения / (<р) в зависимости от степени заполнения нефтепровода

ф

h

? = —

; (ф)

Q ф ~оГ

0

1,000

3,1416

1,000

7,5

0,996

3,1973

1,018

15

0,988

3,3741

1,074

30

0,932

3,7994

1,209

45

0,853

4,0197

1,279

60

0,751

3,6268

1,155

75

0,629

2,6790

0,853

90

0,500

1,5708

0,500

120

0,250

0,3348

0,106

150

0,067

0,0025

0,001

Функция / (ф) определяет влияние степени заполнения трл'бы на расход и вычисляется методом численного интегрирования. В табл. 2.2 приведены значения j (ф) в зависимости от ф и степени заполнения г = hjd. Здесь же даны значения отношений расходов прп неполном заполнении к расходам прп полном заполнении сечения трубы (Q0).

Пз приведенной табл. 2.2 п графика на рпс. 2.10, б впдно, что расход в безнапорном трубопроводе прп малых степенях заполнения больше, чем при полном заполненпп трубы, п достигает максимального значения Qф = 1,279(?0 при ф = 45°. Это явление объясняется тем, что с уменьшением степени заполнения от 1 до 0.7 гидравлический радиус незаполненного трубопровода больше, чем заполненного, и достигает максимума прп & = 0,853. Затем по мере дальнейшего уменьшения е наблюдается обратное явленпе, когда гидравлический радиус незаполненного трубопровода становится меньше по сравнению с заполненным трубопроводом.

При турбулентном режиме движения расход в коллекторе можно определять по формуле

Для определения размеров поперечного сечения сливных [трубопроводов необходимо знать величину расчетного расхода. При сливе одной цистерны этот расход определяется, как

?тах ' Не/ j/ D -j- h0

Pi—Pt


Расход для коллекторов рассчитывается для нескольких цистерн или целого маршрута. При этом Qv определяют с учетом неодновременности начала слива из различных цистерн. Время запаздывания Ат складывается из времени, затрачиваемого на подготовительные операции. Расход в коллекторе равен сумме расходов из каждой цистерны маршрута. Расход из первой цистерны,, откуда только что начался слив,

J±L

9i = V-J V 2gD.

. ,+! .11. ... гл.. rib

__ 1 _„

--J+1

А

1

| ) 1 | I \4n-i \9г

}

1

Рис. 2.11. К определению расчетного расхода сливного коллектора.

Если из второй цистерны слив начался раньше на Ат, то часть нефтепродукта из не(? уже сольется и истечение будет происходить при уровне h2D, а следовательно, и q2 -< q1 (рис. 2.11). Уровень нефтепродукта определится из формулы (2.31):

'/г

4 L (D — fog)

3 Не/ Vig 3 ,u/ V 2 g

Ат = ¦

Ат

L

Отсюда

D-

2 g


Расход из третьей цистерны, сливающейся в течение 2Ат времени, будет еще меньше и по аналогии со второй цистерной составит:

D-

Если число цистерн в маршруте N, а бригада сливщиков одновременно может обработать а цистерн, тогда расход из п-й цистерны с учетом поправок на запаздывание составит:

-и/ ]/":


\ifV2g


2g\D-


Ат



— -О -

2 а } \ 4


При сливе на одной половине коллектора 0,5 маршрута расчетный расход составит:

Таким образом, гидравлический расчет коллекторов сводится к нахождению размеров поперечного сечения прп известном расходе Qp и заданном уклоне i. Обычно величину i принимают в пределах от 0,005 до 0,01.

Слив по схеме (см. схему на рис. 1.12, г) производится через специальный трубопровод при помощи насосов. Если применяется самовсасывающий насос, способный создать разрежение в трубопроводе р^к- = hBC, то расчет такой системы сводится к проверке неравенства

Рис. 2.12. К расчету нефтепровода с в неш-нш! обогревом.

1 —пристенный разогретый слой нефтепродукта; 2 — внешний обогрев; 3 — «холодное» ядро нефтепродукта в трубе.


hBC^ 2 ha — Az,    (2.50)

где Az — разность отметок начала и конца нефтепровода.

В случае применения несамовсасывающих насосов неравенство (2.50) запишется в виде

Az^h,—- hM.

Отводная труба при подключении к середине сливного коллектора рассчитывается по удвоенному расходу в коллекторе.

При движении нефтепродукта в отводной трубе полным сечением диаметр ее определяется по формуле

5~/п/    /о /О \2—т\-т    ~

d- V    (2-51)

где Az — разность отметок нижнего уровня нефтепродукта в коллекторе и оси отводной трубы у нулевого резервуара.

Если движение потока в отводной трубе происходит неполным сечением, то d определяют по формуле (2.48).

При сливе высоковязких нефтепродуктов из цистерн, оборудованных паровой рубашкой, в отводную трубу поступает поток в вязко-пластическом состоянии. Чтобы это звено сливной коммуникации не лимитировало производительность слива, необходимо предусмотреть внешний обогрев трубы.

Движение таких потоков мало изучено и решение подобной задачи связано с большими трудностями.

В данном случае для трубопровода небольшой протяженности задача может быть упрощена и сведена к установившемуся движению изотермического ламинарного двухкомпонентного потока, в центре которого движется «холодная» часть (ядро потока), а в пристенном слое (кольцо толщиной б) «горячая» часть. Оба компонента потока движутся соосно, т. е. симметрично относительно оси трубы. Расчетная схема представлена на рис. 2.12. При указанных упрощающих положениях дифференциальные уравнения движения примут вид:

= 0,    (2.53).

где w — скорость потока; г — переменный радиус; jx — динамическая вязкость;

R — радиус трубы; — пьезометрический уклон.

В результате интегрирования уравнений (2.52) и (2.53) получим уравнения скоростей потоков:

I dp п ,

^ = *r'~r+cilnr^c;

Wr~------‘-у-+ C^lnr-f- Cj.

г    |Цг dx 4    1    1    2

Здесь clt с2 и с[, с2 — постоянные интегрирования, определяемые из следующих граничных условий:

1)    при г = R скорость потока горячей нефти (у стенки) равна нулю, т. е. wt ~ 0

3)    при r = r0 касательные напряжения «холодного» и «горячего» потоков равны, т. е. тх = тг

tor

Цх-^=ЦГ-*Г.

Дифференцируя уравнения скоростей, получаем

Цх^! = Мт^1>

4)    при г = 0 касательные напряжения на оси «холодного» потока равны нулю, т. е. тх = 0

L dx 2 1 lrx г Jr=o Выполнение последнего условия возможно при сг = 0.

Тогда из третьего условия следует, что и с[ = 0, а согласно первому условию

с’ = — -    .

2 ,ur da:    4

Подставив значение с2 в равенство по второму условию, получим

Расходы «холодного» и «горячего» потоков получим, проинтегрировав уравнения скоростей:

Го

Qx = J 2nrwx dr:

о

1 ?

Qr = J 2m-wr dr,

т. e.

О -JL.M. Г A. nM_fJ___J—VI-

4 cfc Ur    0 Ur    2UX J 0 J ’

Л _ iL .    .    jL    (" f?2_,,2 N2

8 dx jLlr \    °'

Общий расход трубопровода

Q = Qx-rQr

или

9-f[(тЬ-^)г‘"-тЬд<]-    (2'54)

Уравнение (2.54) можно упростить, если принять, что рг рх = р и р, = dp h^pe .

= pv, а также заменить

dx L

Тогда, переходя к диаметру трубы, получим

¦ h =^~__2^---(2.55)

-1    ^    rXi4+(_L_JL)^

L 'V'r \ Vx Vr / 0 J

Формула (2.55) позволяет определять потери напора на трение в трубопроводах с внешним обогревом при ламинарном режиме.

Кроме того, при отсутствии внешнего обогрева (vx = vr = v) формула (2.55) обращается в известное уравнение Пуазейля:

ng d±

При больших значениях vxвеличиной l/vx(по сравнению с l/vr) можно пренебречь. Тогда выражение в квадратных скобках (обозначим его буквой А) упростится:

A=hh{di ~d°}]=-h[di-(-d~2S)4]-Пренебрегая величинами б2, б3 и б4, как весьма малыми, получаем

8бйз

Если подставить значение А в (2.55), получим уравнение для приближенных расчетов:

Qvr

16

ng


К


(2.56)

Из сравнения (2.56) и формулы Пуазейля видно, что чем больше вязкость основного (холодного) потока, тем выше эффективность внешнего обогрева:

^ = ^ =    (2.57)

а’


Поскольку для коротких трубопроводов б = const, величина кэ будет возрастать с увеличением вязкости холодного нефтепродукта.

Значение б для практических расчетов отводных труб с внешним обогревом следует принимать в пределах от 0,5 до 1 мм.

Гидравлический расчет сифонных трубопроводов

Сифонным трубопроводом (сифоном) называется трубопровод, часть которого располагается выше уровня откачиваемой жидкости в емкости. В условиях нефтебазы сифон имеется при сливе нефтепродуктов через верхний колпак железнодорожных цистерн. На примере этого способа слива рассмотрим основные положения расчета. Для наглядности воспользуемся графоаналитическим методом расчета одиночной сливной колонки.

Нормальная работа сливной колонки возможна при условии, когда остаточное давление в любой точке трубопроводной сети р0 больше давления насыщенных паров ру сливаемого нефтепродукта при температуре перекачки. При несоблюдении этого условия поток нефтепродукта в трубопроводе разрывается, образуются газовые мешки, вследствие чего пропускная способность сливной коммуникации резко снижается. Предельная высота одиночной сливной колонки над нижней образующей цистерны, при которой не происходит разрыва потока, равна

К = -~р--К    (2-58)

гДе Ра — атмосферное давление; ру — давление насыщенных паров при температуре слива; hx — потеря напора на трение до наивысшей точки сливной колонки; р — плотность нефтепродукта.

Расчет сливной коммуникации заключается в подборе отдельных ее элементов по средней скорости (w ^1,5 X 2,5 м/с) и в построении графика вакуу-мов и остаточных напоров (рис. 2.13), при помощи которого соблюдается указанное выше условие.

Для построения графика вакуумов и остаточных напоров необходимо предварительно подсчитать гидравлические сопротивления отдельных участков коммуникации. График строят для наиболее неблагоприятного случая, когда атмосферное давление наименьшее, а уровень нефтепродукта в цистерне наи-низший. Сливную коммуникацию вычерчивают в масштабе. Вверх от зеркала нефтепродукта (см. рис. 2.13) откладывают атмосферное давление в метрах столба откачиваемого нефтепродукта (отрезок ал')

Остаточный напор в конечной точке первого участка трубопровода (точка Ъ) равен

hB — НаAzabhu    (2.59)

где Azab — разность нивелирных высот начальной точки трубопровода и точки Ь; hx — потеря напора на трение на первом участке трубопровода (отрезок а'Ъ').

Остаточный напор в точке с

г

К ~ На AZqC ^ ^.

1

Здесь Azac — разность нивелирных высот начальной точки трубопровода 2

и точки с; — сумма потерь напора на тренне на первом и втором участках 1

трубопровода.

Подобным же образом находят остаточные напоры в других точках коммуникации. Ломаная линия, соединяющая точки а', Ъ', с' и т. д., есть линия падения напора в сливной коммуникации; любая ордината между напорной линией и коммуникацией представляет остаточный напор в данной точке трубопровода. На расстоянии hy = py]pg эквидистантно напорной линии, вниз от нее, строится линия давлений насыщенного пара перекачиваемого нефтепродукта (на рис. 2.13 показана пунктиром). Для соблюдения условия р0 >-ру необходимо, чтобы линия hy не пересекала соответствующие участки линии коммуникации. Из графика видно, что наименьшее остаточное давление имеется в верхней точке колонки (точка с), а предельное ру, при котором будет нормальная работа сливной колонки, равно отрезку сс'. Если линия hy пересекает линию коммуникации, то образования газовых пробок в трубопроводе можно избежать следующими методами: 1) увеличением диаметра участков коммуникации; 2) понижением температуры нефтепродукта; 3) заглублением насосной; 4) применением погружных эжекторов.

Если линию падения напора отложить под уровень нефтепродукта, как это показано на рис. 2.13, то получим линию вакуума. Линия вакуума а"Ь"с" . . . /" проходит эквидистантно линии падения напора на расстоянии НЛ. Любая ордината, проведенная между линией вакуума и линией коммуникации, представляет собой величину разрежения в данной точке коммуникации. Крайняя правая ордината линии вакуума характеризует разрежение, которое должен создать насос для выкачки нефтепродуктов с заданной производительностью. Если линия вакуума пересекает коммуникацию, это значит, что участки трубопровода, лежащие ниже линии вакуума, находятся под избыточным давлением.

Нормальная работа сифонных трубопроводов в случае нарушения условия Ро^> Ру возможна путем создания дополнительного подпора с помощью эжектора.

г Ч

J


7

Jh


\®сРс

На рис. 2.14 представлена схема работы эжектора (струйного насоса). Нефтепродукт (рабочая жидкость) под давлением рр с расходом Qp подводится по трубопроводу 1 к соплу 3, через которое в виде мощной струи 5 с большой скоростью поступает в смесительную камеру 4 п далее через диффузор 7 в рабо-

Схеиа I


Рис. 2.15. Варианты технологических схем эжекторного слива. Примечание, h — высота уровня нефтепродукта в цистерне до наивысшей точки стояка.


чий трубопровод 8. Струя нефтепродукта 5, увлекая за собой из смесительной камеры 4 паровоздушную смесь, создает в ней разрежение, благодаря которому во всасывающую трубу 2 и далее в смесительную камеру поступает нефтепродукт из цистерны. Из смесительной камеры нефтепродукт увлекается струей через горловину|б и диффузор 7 в рабочий трубопровод.

Таким образом, основная работа эжектора — передача части энергии рабочего потока подсасываемому. Этот процесс приводит к расширению струи

рабочего потока за счет вовлечения подсасываемого потока. Такое явление прекращается в камере смешения, где происходит интенсивное перемешивание подсасываемой и рабочей жидкостей*

На рис* 2.15 представлены варианты технологических схем эжекторного слива. Первая схема применяется в том случае, когда развиваемый основным насосом напор недостаточен для преодоления всех сопротивлений коммуникации и создания в эжекторе необходимого рабочего давления pv. В этом случае применяется дополнительный насос для питания эжектора рабочей жидкостью, развивающий напор ffR. н.

Если рабочий насос способен перекачать расход (Q0 — (?р) за установленную норму времени слива, то трубопровод для подачи эжектору рабочей жидкости может быть подключен к нагнетательной линии основного насоса.

По второй схеме требуется „ только основной насос. Однако при этом давление, развиваемое Рр насосом, должно преодолеть все х гидравлические сопротивления ип коммуникации с учетом создания необходимого давления рабочей жидкости в эжекторе, а расход насоса должен быть не менее (Q 0 + ?р).

Рис. 2.16. Типовая характеристика эжектора.


По третьей схеме эжектор сам перекачивает нефтепродукт из цистерны в резервуар, а насос используется только для подачи рабочей жидкости на эжекцию.

Очевидно, что эта схема целесообразна в случае незначительных гидравлических сопротивлений на нагнетательной линии (например, резервуарный парк расположен значительно ниже эстакады).

Из рассмотрения схем следует что эжекторный слив всегда имеет более низкий к. п. д. по сравнению с обычным. Это объясняется тем, что при работе эжектора необходимо израсходовать дополнительную энергию на перекачку Qv и создание давления рр.

Эффективность приведенных схем в каждом конкретном случае рассчитывается по к. п. д. Коэффициент полезного действия эжекторной установки следует определять как отношение полезной работы ко всей затраченной.

Гидравлический расчет эжекторного слива заключается в определении необходимого давления и расхода рабочей жидкости, а также в подборе подходящих насосов. Как и все насосы, эжектор также имеет энергетическую характеристику, представленную на рис. 2.16 (в безразмерных параметрах). Здесь и — коэффициент подмешивания; и = (Q0/Qv Из приведенной характеристики видно, что к. п. д. эжектора имеет максимальное значение лишь в точке оптимального и.Для каждого эжектора есть свое значение иоп:

Рс

¦ Ur.


Рр

Поскольку в действительных условиях эксплуатации возможны отступления от иоп, то при практических расчетах пользуются зоной оптимального режима, которая ограничивается областью значений и при 0,9т]тах (см. заштри-

хованную часть характеристики). Расчет ведется в следующей последовательности.

1.    По данной характеристике эжектора определяют иоп и соответствующее значение ср) = х (давление жидкости на поверхности нефтепродукта и у приемного патрубка принимаем атмосферным — расчет ведется на наихудшие условия без учета высоты столба жидкости над эжектором).

2.    Рабочее давление в эжекторе    '    '

Рр = --Рс,

где рс — потеря давления в стояке прп расходе Qc

Pc=Pg(K + Az);

где Az — разность невелирных отметок приемного патрубка эжектора и наивысшей точки сифонного трубопровода.

При норме времени на слив (без учета подготовительных операций) — тн расход

где — объем налитого в цистерну нефтепродукта.

Тогда

<?c = <?o(l + 4")’

так как Qp = (Q0/u).

По вычисленному значению рс и известной величине х находят рр, по которому подбирают насос.

Характеристики эжекторов приводятся в каталогах насосов.

Расчет напорных коллекторов

Напорные сливные коллекторы представляют собой трубопроводы с переменным по длине расходом. В зависимости от числа одновременно работающих стояков потеря напора на трение hx в таком трубопроводе будет складываться из значений hx на каждом участке.

При большом числе одновременно работающих стояков такие расчеты громоздки и трудоемки. Расчеты эти могут быть упрощены. Для определения потери напора на трение в коллекторе диаметром d, на котором установлено на равном расстоянии I определенное число работающих стояков (рис. 2.17), примем, что расходы в каждом стояке постоянны и одинаковы.

Тогда потеря напора на трение будет: на первом участке

g2 -mvm

nTi — Р dp-™

h О (2q)*-mvm 7. т 2 — Н    d5

на iV-м участке (Л' — число одновременно сливаемых цистерн на всей длине L коллектора)

(Xq)2-mxm

I.


Потеря напора на всей длпне коллектора

.V

Я. = > А. = р ~^п- I (1 - 22_m - 32~т - 42-m -f . . . +N2-m).    (2.60)

Исследуем полненное ура-вненпе для различных режимов течения.

Ламинарный режим (т = 1: (3 =

\    '    лг

(1 •; 2 Л 1    .    .    .    X)

(X — i)X X*


г\

9

9

г\

9

rv

ч

\ (

г\

9

г\

9

9

ц

Зд

o-(N~t)

Q=qN

— Z —

—L

— 1 —¦

h-z -

-Z=/W -

прп Т ^>> 1 Рпс. 2.17. К расчету потерь напора на трение в напорном _    ^    '    1    коллекторе.

Подставляя полученное значение суммы и замечая, что Nq = Q, а N1 = L, имеем:

(2.61)


L.

лg d-i

Из сравнения формул (2.61) и (2.23) видно, что потеря напора на трение в коллекторе с переменным расходом прп ламинарном режиме равна половине гидравлического сопротивления трубопровода той же длины с постоянным расходом Q.

Турбулентный режим (область гидравлически гладких труб SpTwi = 0,25; [0 = -5^-)

ЛГ2.75 -V —L 4 ОЛ

(1 ^    -    З175    -    4175    W°)    ~    Л    ^    •

Подставив (дЛ’)175 = Q1~ и XI = L в уравнение (2.60), получим

н = 0.241 , С>Ь76У0.7ЭL (X—12)    рщ

9.У0.75

d±>


Турбулентный режим (квадратичный закон сопротивления

A Q т 8 /.

при т0; р

я %g

(1 -f 22 - З2 42 - . . . - .V2) =

.уз


-V (2-V-i) (.V-1)


Из сравнения формул (2.61) и (2.23) видно, что потеря напора на тренпе в коллекторах с переменным расходом при турбулентном режиме (квадратичный закон сопротивлений) примерно равна х/3 гидравлического сопротивления трубопровода той же длины с постоянным расходом,

§ 4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОММУНИКАЦИЙ НАЛИВА НЕФТЕПРОДУКТОВ В ТРАНСПОРТНЫЕ ЕМКОСТИ

Как и в предыдущем параграфе, гидравлическим расчетам должны предшествовать работы, перечисленные в пп. 1—6 (см. с. 49).

Расчетный расход в случае налива определяется, как

где N — число цистерн в маршруте; V4 — объем одной цистерны (при однотипных цистернах); тн — норма времени налива маршрута.

Как следует из способов налива, приведенных на рис. 1.13, все трубопроводные коммуникации являются напорными. Поэтому основная цель расчета — определение потребной энергии Н для налива транспортных емкостей с заданным расходом Qr.

Рассмотрим особенности расчета по приведенным способам налива.

Налив самотеком может быть успешно осуществлен при наличии статического напора АН, которое принимается равным или больше разности отметок между наинизшей точкой наливного стояка ^ и отметкой оси расходного патрубка резервуара z2.

Условие самотечного налива с заданным расходом Qp запишется в виде

А Я - (zx - z2) Ss Z К - 2 К,

(2.64)


где — суммарные потери напора на трение на первом, втором и третьем участках, рассчитываемые по формулам (2.23) и (2.25) в зависимости от режима движения. Расчет суммарных потерь напора ведется в следующей последовательности:

1) задаются значением расчетной скорости w ^ 1,5 -f- 2,5 м/с для маловязких нефтепродуктов и w = 0,7 -г 1,5 м/с для высоковязких нефтепродуктов. По известному значению Qp находят диаметр трубопровода d

/ 4<?р

Полученное значение d округляется до ближайшего размера по стандарту;

2)    определяется режим течения Re - (4Qp]rcd\')',

3)    определяются суммарные потери напора на местные сопротивления согласно технологической схеме по табл. 2.2 (турбулентный режим) или по графику на рпс. 2.5 (ламинарный режим).

При проверке условия выполнения нормы времени илп налива с заданным расходом по формуле (2.64) расчетную вязкость следует принимать при возможно наинизшей температуре нефтепродукта в резервуаре. Если на эстакаде производится налив нескольких нефтепродуктов, то гидравлический расчет следует вести по наиболее вязкому из них.

Налив с помощью специальных насосов. Диаметры трубопроводов определяются так же, как и при наливе самотеком. Необходимый напор определяется по условию (2.64) с топ лишь разницей, что в этом случае Я0— разность отметок между нагнетательным патрубком насоса и коллектором. Помимо этого проверяется работа насоса на всасывание. Если насос самовсасывающий, то

Н зсh, —    — Az,

а необходимый напор насоса

Я„ . h. - h,, - Я0.

Здесь Аз =    — -3 — разность отметок между всасывающим патрубком насоса

и приемным патрубком резервуара.

В случае применения несамовсасывающих насосов нормальная работа их проверяется по условию

АЯ 3= /г. — /г.„

где АН = (-minz2) — кавитационный подпор насоса; г2 — отметка приемного патрубка насоса; ;min — минимально допустимый уровень нефтепродукта в резервуаре, при котором создается необходимый кавитационный подпор для выбранного насоса (для большей гарантии rmin принимается на уровне расходного патрубка резервуара).

Налив через буферную емкость представляет сочетание первых двух способов: расчет такой системы включает два самостоятельных расчета — принудительного и самотечного налива.

Нижний налив применяют в связи с модернизацией сливных приборов и созданием единого типа цистерн, предназначенных для перевозки маловязкпх нефтепродуктов.

Особенностью расчета напорной части коммуникации является наличие противодавления столба нефтепродукта в цистерне 2 = D. В остальной части расчеты аналогичны предыдущим схемам.

Гидравлический расчет «горячих» нефтепроводов нефтебаз

С точки зрения особенностей расчета гидравлических потерь «горячие» нефтепроводы нефтебаз могут быть разделены на три вида.

1.    Трубопроводы, по которым перекачивается предварительно подогретый нефтепродукт до температуры, значительно превышающей температуру окружающей среды. Такие нефтепроводы имеют ту особенность, что вследствие неизотермичности потока вязкость нефтепродукта увеличивается по длине нефтепровода, а следовательно, возрастает и гидравлический уклон. Но для коротких нефтепроводов, например для технологических трубопроводов нефтебаз, потери напора на трение могут быть рассчитаны по формуле (2.23) с той лишь разницей, что расчетную вязкость следует принимать при средней температуре

t -±t -±-t Р 3    3    °'

где t„ — начальная температура перекачиваемого «горячего» нефтепродукта; tо — температура окружающей среды.

2.    В случае, когда нефтепровод снабжен путевым внешним подогревом, благодаря чему представляется возможным перекачивать весьма вязкие нефтепродукты с частичным разогревом лишь небольшого пристенного слоя, потери напора на трение следует определять по уравнению (2.55).

3. Гидравлические сопротивления нефтепровода с внутренним подогревом (см. рис. 6.9) при ламинарном режиме вычисляются по'формуле

К


(2.65)


R*~R{ -f


ln-


(Д|-Д?-е2)2


RiRx

Rl-Rf


8 QvL


Максимальные потери напора на трение получаются при концентрическом расположении труб, т. е. когда е = 0.

»

.1    '    Г л а в а 3    ¦

РЕЗЕРВУАРЫ

Резервуары являются одним пз основных сооружений нефтебаз и предназначены для хранения нефтепродуктов п производства некоторых технологических операций. По материалу, из которого сооружены резервуары, различают металлические, железобетонные, каменные и земляные. Большое развитие получили резервуары, сооружаемые в горных выработках. Основным строительным материалом для выработок является сама горная порода, в толще которой создается емкость.

По отношению к уровню земли резервуары могут быть:

подземными, когда напвысший уровень нефтепродукта в резервуаре находится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0.2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефтепродукта в резервуаре);

наземным и. когда днище резервуара находится на одном уровне или выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 и от стенки резервуара).

Для полной сохранности качества п количества нефтепродуктов, обладающих различными физическими свойствами, разработано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа резервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным технико-экономическим расчетом.

Классификация резервуаров

Емкости для хранения нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:

1)    по материалу, из которого они изготовлены: металлические, железобетонные. каменные, земляные, синтетические, ледогрунтовые игорные в различных горных породах, слагающих кору земного шара;

2)    по величине избыточного давления: резервуары низкого давления, в которых избыточное давление мало отличается от атмосферного п =?¦ 0,02МПа), и резервуары высокого давления к >0.02Л1Па);

3)    по технологическим операциям: резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов, резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов, резервуары-отстойники, резервуары-смесители, резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров;

4) но конструкции: а) стальные резервуары (вертикальные цилиндрические с коническими и сферическими крышами, горизонтальные цилиндрические с плоскими и пространственными днищами, каплевидные, шаровые, резерву-ары-цшшндроиды); б) железобетонные резервуары (вертикальные и горизонтальные цилиндрические, прямоугольные и траншейные).

Нефтехранилища в горных выработках, сооружаемые в пластах каменной соли путем размыва и уплотнения пластических пород взрывом, шахтные и ледогрунтовые.

В зависимости от назначения резервуары разделяются на две группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до 120° С. Такие резервуары проектируются и изготовляются согласно «Нормам и технологическим условиям проектирования и изготовления стальных конструкций и промышленных сооружений». Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа. Они проектируются и изготовляются по специальным технологическим условиям. Эксплуатация этих конструкций находится под особым наблюдением специальной Государственной инспекции.

Нефтяные металлические резервуары имеют форму поверхностей вращения и подвергаются действию постоянного внутреннего давления, распределенного симметрично относительно оси вращения. Под действием внутреннего давления в стенках оболочки возникают напряжения растяжения и частично изгиба. Но вследствие малой толщины стенки по сравнению с радиусом кривизны оболочки при определении напряжений с достаточной для практических расчетов точностью для резервуаров объемом до 10 000 м3 можно пренебречь изгибом стенок.

При этих условиях основным расчетным уравнением для определения прочности металлических стальных резервуаров является уравнение Лапласа:

Rm Rk    (3.1)

где Ты и i?M - усилие и радиус кривизны в меридиональном сечении; Тк и RK — усилие и радиус кривизны в кольцевом сечении; р — максимальная плотность хранимого в резервуаре нефтепродукта; hs, — избыточное (газовое) давление; hr — высота столба жидкости в рассматриваемом сечении резервуара (принимается равным расстоянию от максимального уровня до расчетного уровня пояса, который на 300 мм выше нижней кромки пояса).

§ 1. ВЕРТИКАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Цилиндрические резервуары являются наиболее распространенными для хранения нефтепродуктов, относительно просты в изготовлении и наиболее экономичны по стоимости. Различают: вертикальные цилиндрические резервуары низкого и высокого давления, с пространственными днищами, с плавающими крышами и понтонами; горизонтальные цилиндрические резервуары высокого и низкого давления, наземные и подземные.

Цилиндрические резервуары представляют собой сварную конструкцию из стальных листов. Наиболее распространенные размеры листов: 1000 X 2000 и 1250 X 2500 мм при толщине <5 ^ 4 мм; 1500 X 6000 мм при толщине <5 >-> 4 мм. Листы для резервуаров изготовляются из полуспокойнои и спокойной мартеновских сталей ВМСт. 306 и ВМСт. Зсп (ГОСТ 380—71), удовлетворяющих следующим требованиям по механическим свойствам и химическому составу (группа В):

1)    временное сопротивление 37—46МПа;

2)    предел текучести не менее 24МПа для первого разряда (при толщине проката 20—41 мм);

3)    верхние пределы содержания углерода — 0,22%, серы —0,05%, фосфора — 0.045% и кремния — 0,15%;

4)    предельное содержание хрома, нпкеля и меди не более 0,3% (каждого элемента);

5)    ударная вязкость при температуре —20= С не менее 30 Дж/см2.

При понижении температуры (ниже —20= С) стали ВМСт.Зпс и ВМСт.Зсп приобретают повышенную хрупкость и ударная вязкость падает ниже 30 Дж/см2. Поэтому для резервуаров, эксплуатируемых при температуре ниже —20; С, следует применять специальные низколегированные марганцовистые стали с высокой ударной вязкостью. Например, по ГОСТ 5520—69 сталь 1072С обладает следующими пределом текучести (сгт) и пределом прочности (сг )г сгт = 37МПа и сгвр = 51МПа для <5 = 4—7 мм; стт = 34МПа и сгвр = 50МПа для <5 = 8    32 мм. Ударная вязкость этой стали 30 Дж/см2 при температуре.

—40° С и 24,5 Дж/см2 при температуре —70= С.

Для сварных резервуаров, работающих под давлением 0,8—6 МПа, при температуре хранения нефтепродуктов 120—450е С применяют стали марок 15К и 20К, которые по химическому составу и механическим свойствам удовлетворяют требованиям ГОСТ 5520—69.

Сталь для сварных резервуаров должна поставляться с гарантией свариваемости. Во избежание образования трещин применять конверторную сталь не допускается.

Расчет корпуса

Все металлические резервуары по форме представляют тела вращения и для них справедливо уравнение Лапласа. Применительно к вертикальным цилиндрическим резервуарам уравнение Лапласа упростится (так как RM = оо, a i?K = i? — радиусу резервуара) и примет вид

^-=pg(K ~К)-

(3.2)


Кольцевое усилие Тк ка единицу длины окружности связано с напряжением сгк и толщиной стенки корпуса <5 формулой

(3.3)

Тогда согласно (3.2) и (3.3) получим формулу для определения толщины стенки корпуса

(3.4)

где сгр — расчетное напряжение растяжения в Па

пг — коэффициент условий работы резервуаров (т = 0,8); к — коэффициент однородности металла = 0,9); п — коэффициент перегрузки, учитывающий возможность повышения эксплуатационного давления (п = 1,1).

Следует отметить, что расчет толщины корпуса резервуара по безмоментной теории является упрощенным, так как не учитываются влияния изгибающих моментов, возникающих в сопряжении корпуса с днищем и в кольцевых нахле-сточных швах.

Пользуясь формулой (3.4), можно построить эпюру толщин стенок корпуса резервуара (рис. 3.1, а). Для «атмосферных» резервуаров кя = 0, тогда

б = chT,

где с — для данного резервуара величина постоянная.

рис. 3.1. Эпюры толщин стенок вертикальных цилиндрических стальных резервуаров. а — теоретическая; б — для «атмосферного» резервуара с постоянной толщиной стенок; в — для «атмосферного», резервуара с переменной толщиной стенок; г — для резервуара высокого давления.


Й


__ pgR


лервая б р gR


из двух частей: рис. 3.1, г) и вторая б


hr


Если толщина стенки б ^ 4 мм, то такие резервуары строятся с постоянной толщиной стенки всех поясов корпуса б0 = 4 мм (рис. 3.1, б). При значениях 5 >60 резервуары строятся с переменной толщиной стенок по высоте корпуса (рис. 3.1, в).

Эпюра толщины стенок для резервуара с hH 4= 0 будет состоять как бы


hn (заштрихованный лрямоуголышк на


Практические эпюры толщин отличаются на величину незаштрихованной части. Ввиду ограниченности сортамента листовой стали фактические эпюры еще более перекрывают расчетные (рпс. 3.1, в).

Если толщина нижних поясов крупных резервз^аров из углеродистой стали получается больше 16 мм, а из стали повышенной или высокой прочности более 14 мм, то для возможности рулонирования полотнищ корпуса следует применять обмотку нижних поясов (толщиной, допускающей рулонирование) высокопрочной проволокой при помощи арматурно-навлвочной машины. Степень обжатия корпуса определяется пределом, за которым круговая


форма цилиндра теряет

S

1

1

1

1

R

1 ООО

1500

2000

3000

а

0,01

0,02

0,005

0,0033

кольца единичнои шири-критическое напряжение Е f 6 \2 12а2 V R

(3.6)

где Е — модуль упругости металла резервуара в Па; а — коэффициент, определяемый опытным путем.

'кр

устойчивость.

Для сжатого ны и толщиной б


Избыточное давление в таких резервуарах мало отличается от атмосферного, поэтому их корпус рассчитывается на гидростатическое давление, вызывающее растягивающее усилие, равное весу столба жидкости над рассматриваемым сечением (см. эпюры на рис. 3.1, а, б, в).

Для восприятия ветровой нагрузки, превышающей 30 Па, корпус резервуара должен быть усилен кольцами жесткости. Покрытие резервуара коническое с уклоном 1 : 20. Вследствие трудоемкости изготовления и монтажа конической крышки, несущие конструкции которой состоят из ферм, прогонов,

Основные данные типовых стальных вертикальных резервуаров объемом 100—5000 м3 со щитовой кровлей


Основные данные стальных вертикальных резервуаров объемом 10 000, 15 000 п 20 000 м со щитовой кровлей


Таблица 3.1

Марка

Фактиче

ский

Внутренний-диа-метр1^ нижнего пояса,

Ш1

Высота

Число

Число

Толщина

поясов

Масса резервуара, кг

резервуара

объем *, м3

корпуса,

мм

поясов

щитков

кровли

корпуса,

ЛШ

с лестницей

на 1 м»

РВ С-5000

4832

22790

11845

8

25

10, 8, 7, 6,

5, 5, 5, 5

90256

18,7

РВС-3000

3340

18980

11825

8

9

8, 7, 6, 5,

5. 4, 4, 5

63081

18,9

РВ С-2000

2135

15180

11805

8

¦15

7,6, 5,4, 4,4, 4,4

42961

20,1

РВС-1000

1056

12330

8845

6

13

5, 4, 4,4, 4,4

25047

23,8

РВС-700

757

10430

8845

6

11

4, 4, 4,4, /, /

18383

24,3

РВ С-400

421

8530

7375

5

8

4. 4

4, 4, 4, 4, 4

12712

30,2

РВС-300

332

7580

7375

5

5

4. 4,4, 4,4

11209

33,5

РВС-200

204

6630

5920

4

2

4,4,4, 4

7353

36,0

РВС-100

104

4730

5920

4

2

4, 4, 4, 4

4966

47,2

1 Фактический объем этих резервуаров определяется по внутреннему диаметру нижнего пояса и высоте корпуса от поверхности днища до обушка верхнего обвязочного уголка.

Таблица 3.2

Объем резервуара, мг

Высота, мм

Внутренний диаметр нижнего пояса, мм

Телщина Ноясов, мм

Число

щитов

кров

ли

Масса, т

номи

наль

ный

фак

тичес

кий

кор

пуса

сферического купола

кор

пуса

щитов

кровли

кольца

жестко

сти

10000

10950

11920

3000

34200

14,12,11,9,7,6,6,6

64

90.88 *

58,02

10,19

15000

15000

11860

3400

40920

14,12,10, 8, 7, 5, 5,5

76

100

104,50

13,2

20000

19500

11860

4000

46660

14,13,11,9, 7, 6, 5,5

88

121

137,00

17,0

* Для районов с расчетной температурой до —40° С нижний пояс выполняется иэ стали 09Г2С толщиной 12 мм и масса корпуса уменьшается до 88,3 2 т.

радиальных балок и связей, разработана и применяется кровля, собираемая из крупноразмерных щитов заводского изготовления. Щиты представляют собой каркас из прокатных двутавров и швеллеров, к которому приварен листовой настил толщиной 2,5 мм. В середине резервуара щиты опираются на оголовок центральной стойки. На рис. 3.2 представлена типовая конструкция резервуара со щитовой кровлей, рулонным корпусом и днищем, а в табл. 3.1 приведены их основные данные. Как видно из табл. 3.1, с увеличением объема резервуара расход стали на 1 м3 объема уменьшается. Днище резервуара сварное, расположено на песчаной подушке и имеет уклон от центра к периферии, равный 2%. Уклон днища необходим для стока и удаления подтоварной воды.

ЦНИИПроектстальконст р у к-ция спроектировал резервуары объемом 10 ООО, 15 ООО и 20 ООО м3 для районов со снеговой нагрузкой до 1000 Па, ветровым напором до 300 Па и расчетной температурой tv За —20° С. Резервуары рассчитаны для хранения нефти и темных нефтепродуктов с плотностью 950 кг/м3 при внутреннем избыточном давлении в паровоздушном пространстве до 2000 Па и вакууме 250 Па. Покрытие резервуара представляет собой сферический купол, секторные щиты которого опускаются на верхнее обвязочное кольцо корпуса. Основные данные этих резервуаров с рулонным корпусом п днищем и сферической щитовой кровлей приведены в табл.3.1и3.2.

Ряс. 3.2. Стальной цилиндрический резервуар со щитовой кровлей объемом 5000 м*. i —. корпус; 2 — покрытие; 3 — опорная стоика; 4 — лестница; б — днище.


Вертикальные цилиндрические резервуары высокого давления

Резервуары высокого давления предназначены для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров. На рпс. 3.3 представлена конструкция резервуара, состоящая из цилиндрического корпуса, сферической кровли и плоского днища. Основанием резервуара служит песчаная подушка. Во избежание возможного поднятия периферийной части днища под действием избыточного давления при небольшом заполнении нижний пояс корпуса закрепляется в грунте при помощи анкерных болтов и железобетонных плит. Крепление анкерных болтов к стенке резервуара осуществляется посредством приваренных консолей. Устойчивость оболочки корпуса при вакууме обеспечивается промежуточными горизонтальными кольцами жесткости из неравнобоких уголков, согнутых на «спинку» и приваренных к корпусу большой полкой. Такое расположение кольца увеличивает его пространственную жесткость. Настил кровли образует пологую сферическую форму при укладке

тонких листов кровли на каркас покрытия, выполненного в виде стержневого сферического купола. Поэтому при изготовлении листов кровли гнуть по поверхности двоякой кривизны не требуется. Резервуары объемом до 2000 м3 изготовляют на избыточное давление (0,03 -f-0,04) МПа, а резервуары объемом до 5000 м3 — на (0,015 —0,02) МПа.

Толщину листов корпуса рассчитывают по формуле (3.4). Эпюра толщин стенок представлена на рис. 3.1, г.    j

Толщина листов сферического покрытия определяется по уравнению Лапласа, в котором Лм = Дк ~

—    Ri — радиус сферического покрытия. Так как избыточное давление вызывает одинаковые усилия ео всех точках покрытия, то Тл. = Тк =

—    Т — о б, п уравнение (3.1) примет вид


Pf-Hi


РиЙ1


СТм =


26


Тогда из (3.8) получим


Ри«1 ( 2__


26


Отсюда следует, что npni?x = 2гх напряжение в кольцевом сечении: стк =- 0. А при i? j = г j напряжение в меридиональном сечении ст,. = стк, что возможно в случае, когда поверхность оболочки является полусферой. Однако такая поверхность не экономична вследствие увеличенной выпуклости покрытия,

н

В большинстве случаев —- > 2 и, следовательно, стк < 0. т. е. в переходной

ri

зоне возникают сжимающие усилия.

В результате значительного увеличения вакуума по сравнению с «атмосферными» резервуарами необходимо проверить корпус резервуара на устой-


(3.7)

Рис. 3.3. Вертикальный цилиндрический резервуар высокого давления.

1 — корпус; 2 — сферическое покрытие; 3 — сферическсо кольцо сопряжения цилиндрического корпуса с шаровой поверхностью Покрытия; 4 — днище; 5 — анкерные крепления; 6 — стенка: 7 — днище; 8 — нижнее кольцо жесткости; 9 — анкерная консоль: 10 — анкерный болт; 11 — анкер; 12 — бетонная плита; 13 — верхнее кольцо жесткости..


6 =


В зоне сопряжения сферического покрытия с цилиндрической частью могут возникнуть значительные краевые напряжения, определяемые из уравнения


(3.8)


¦


R г


где гх — радиус кривой сопряжения.

Согласно (3.7) для сферической оболочки


(3.9)


чивость. При наличии в резервуаре колец жесткости расчет корпуса на устойчивость можно произвести по формуле

. (зло)

гДв <7kp — критическая нагрузка; I — расстояние между кольцами жесткости; т) — коэффициент, учитывающий начальную кривизну оболочки (следует принимать т) = 0,45). В случае отсутствия колец жесткости величина критической нагрузкиА'(отнесенная к единице длины окружности корпуса резервуара) определяется по формуле

9кр~ дКза->) ’    (    }

где (х — коэффициент Пуассона (для стали ц, = 0,3).

Расчетная нагрузка Р =    где    коэффициент    запаса    к    =    1,2. Если

<7кр > Р> т0 кольца жесткости не требуются. Количество колец жесткости определяется из сравнения дкр с Р, или из формулы (3.10), в которой следует принять дкр = Р и решить ее относительно I. Зная IН!п, находим число колец п при известном значении высоты цилиндрического корпуса Н.

Расчет анкерных креплений сводится к определению величины противовеса,''"компенсирующего возникающую в резервуаре отрывающую силу. Величина отрывающей силы G составляет разность между силой от избыточного давления Ga и силой веса резервуара Gp

DhPng    ,    D8K    ,    D


G = G„-Gp = nD> р“°

¦peg 2li8i


(ЗЛ2)

l' 1 ' ' ' где/? —¦ диаметр резервуара; h — высота остатка нефтепродукта плотностью рн; рс — плотность материала (стали) резервуара; I — высота пояса резервуара;

б — толщина листов в данном поясе; п — число поясов; бк и бд — толщина листов крыши и днища.

Усилие, приходящееся на один болт, '

¦    .V-

(3.13)


лО0

где D о — диаметр окружности центров анкерных болтов; к — коэффициент запаса (к — 1,3); т — шаг анкерных болтов.

Площадь сечения болта / = Л'/стр, где стр — расчетное напряжение на растяжение.

Величина противовеса Gn складывается из веса бетонной плиты G6 и веса грунта над плитой Grp. Число бетонных плит а = nD/m. Тогда Gn = (G6 + -j- Grp) ка. Вес бетонной плиты определяется в зависимости от принятых размеров. Вес призмы грунта, расположенной над плитой, рассчитывается в зависимости от глубины заложения плиты и угла внутреннего трения породы (предполагается, что грунт над плитой скалывается под углом трения).

Вертикальные цилиндрические резервуары _ .    .    j

с пространственными днищами    ¦    .

Резервуары с пространственными днищами широко применяются как отстойники. Устанавливают их на высотных кольцевых фундаментах. Такое конструктивное решение создает днищам большие эксплуатационные преиму-

щества, так как они по сравнению с плоскими днищами имеют меньший вес. Расчет этих резервуаров ведется раздельно: корпус по формуле (3.2), а днище в зависимости от его геометрической формы по нижеприведенной методике.

Расчет конических днищ

В настоящее время наибольшее распространение получили резервуары-отстойники с коническими днищами. Как видно из рис. 3.4, у конического днища Лм = со, следовательно, уравнение (3.1) примет вид:

Т к Rk


(3.14)

Рис. 3.4. Резервуар с коническим днищем.


'-Рп + Р Г


Для определения толщины конического днища найдем значения усилий, возникающих от гидростатического давления Т' и отдельно от равномерного распределенного избыточного давления паров Т".

Для произвольного сечения mn


У ctg а; рг = pg (Н — у).


Лк


Подставляя значения Лк и рг в основное уравнение, получаем

ctg а


Т' =


у (Н—у) pg-


sin а


Значение Т* будет изменяться в зависимости от у. Наибольшее его значение определяется условия dT’Jdy = О

—“ -^^(H-2y)pg = 0t


dy sin а

= Я/2.


откуда у Т огда


ctg а sin а


(3.15)


[К] Г


Pg-


Из анализа полученной формулы видно, что для Н = f наибольшее значение Тк будет в точке у — //2; при Н = 2/ в точке у —- /, т. е. в месте сопряжения конуса с цилиндрической частью. При Н > 2/ точка, где Т'к достигает максимального значения, выходит за пределы очертания конуса. В этом случае [Тк!тах необходимо определять по формуле (3.14), принимая в ней у ~ /.

Меридиональные усилия от гидростатического давления Тдействуют по направлению образующей и пытаются оторвать коническое днище от корпуса. Значение этих усилий можно найти из условия равновесия сил веса нефтепродукта, резервуара и внутренних сил. Без учета веса металла в сечении mn, будет действовать на коническое днище вес нефтепродукта, равный

[ях2(Н — у) + пх2 рg = nx2pg (Н — \ у) ¦

Под действием этой силы в металле днища возникают внутренние уси-' лия Т'ы, действующие по окружности радиусом х. Суммарные усилия T'w будут равны 2лхТ^.

По условию равновесия вертикальная слагающая силы 2яхТ'к должна быть равна весу нефтепродукта в сечении mn

Заменив х — у ctg а, получим

(3.16)

Так же, как и для Т'к, найдем значение у, при котором Т’к будет иметь максимальное значение. Из условия clT'Jdy = 0 следует, что у ~ 3/4Я. Тогда

(3.17)

Полученная формула применима при Н4/3/,

При больших значениях Н максимальное значение Т'я следует определять по уравнению (3.16), в котором следует принять у ----- /.

Строительная толщина листов днища определяется по наибольшему зна-

ЧеНИЮ Т' — t Тк?max'

(3.18)

где стр — расчетное напряжение на растяжение.

Если в резервуаре кроме гидростатического давления действует еще и избыточное ри, то под действием этой равномерно распределенной нагрузки в днище возникают дополнительные усилия Т"л и Т"к. Значение Т"ы найдем из условия равновесия внешних сил жх2рл и проекции внутренних сил на вертикальную ось 2яхТ„ sin а:

jix2p,A --= 2пхТм sin а.

Произведя сокращения и заменив х = RK sin а, получим

гр"__Ри^к

(3.19)


1 М - о *

Подставив значение 1"к в (3.1) и принимая Аг — 0, найдем

Так как йм = оо, то

7'--А,Лк = 2П

(3.20)


При определении толщины стенки к максимальным значениям усилий от гидростатического давления (Т'к) необходимо прибавить усилия от избыточного давления (Т’к).

Расчет сферических днищ

Для определения усилий воспользуемся основным уравнением (3.1), которое в данном частном случае примет вид

На рис. 3.5 представлена расчетная схема, из которой следует, что для произвольного сечения тп

Pr^pg(H-y).

Для упрощения вывода формулы примем, что радиус сферической части равен радиусу цилиндрической части. Определим усилие от гидростатического давления и = 0) столба нефтепродукта плотностью р. Произвольным сечением выделим шаровой сегмент радиусом основания х — R sin а и высотой у = = R (1 — cos а). Усилия Ту, имеют направления касательной к меридиональному сечению и могут быть определены из условия равновесия внутренних и внешних сил.

Рис. 3.5. Резервуар со сферическим днищем.


Это условие для выбранного сечения запишется так:

2лхТ'у, sin а = nx2pg (Н — у) — KSPV2 (3/? — у).

Подставив значения туи произведя некоторые преобразования, получим искомую формулу для определения Т’ы>

Т* = PgR    + 4; ( с os а - —) ] . (3.22)

Подставив значения в уравнение (3.21), получим формулу для Т'к:

К = pgR Г-f ~ (2 cos а--—5--')"].

' ° L 2    1    3    V    1    -7 cos a J j

(3.23)

Максимальные усилия возможны при у — 0 и а --- 0, т. е. в точке О:

[Штах = [П]тах = -е^-.    (3.24)

Минимальные значения Ту, получим на границе цилиндрической и сферической частей резервуара.

При а =• я/2 согласно (3.22) ц (3.23) имеем:

(3.25)

(3.26)

Следует иметь в виду, что в рассматриваемом переходном сечении резервуара происходит резкое изменение меридионального радиуса кривизны от i?M = оо для цилиндра до i?M = R для сферического днища. Такой скачок радиуса кривизны приводит к резкому изменению значений кольцевых усилий, а потому Тк для этого сечения вычислить по приведенной теории нельзя.

Если помимо гидростатического давления действует еще избыточное, то усилия Т1, и Т”к вычисляют по формуле (3.21), приняв рг = 0. Эти усилия могут быть вычислены и по формуле (3.1), в которой i?M = RKR или Т^ = Т" =

= 2 • ^ месте сопряжения днищ со стенками резервуара меридиональное

сечение поверхности днища (за исключением полушаровых днищ) имеет излом с радиусом кривизны Дм, равным нулю. Если в уравнении (3.1) усилие Тыпри этом не обращается в нуль, то стм = оо, т. е. в месте сопряжения получится изгиб с остаточными деформациями. Чтобы избежать этого, сопряжения пространственных днищ с цилиндрической частью резервуара производят при помощи торцового кольца из размалкованного стального уголка.

Для нахождения площади сечения кольца определим величину внутренней силы Ро, которая возникает в кольце под действием силы Q, соответствующей сумме весов нефтепродукта и конического днища. Горизонтальная составляющая силы Q

2яВ    2 я/ *

Для определения внутренней силы Ро, сжимающей кольцо, рассмотрим равновесие одной его половины. На каждый элемент кольца, соответствующий углу <iqp, действует усилие TRdф, проекция которого на ось симметрии равна TR sin фс?ф.

Сила сжатия кольца:

Ч2

Р0 = J TR sin фйф, ' '    '

о

откуда    '    .    ‘

P0 = TR=-Цг.    :    -    (3.27)

Торцовое кольцо необходимо проверить на устойчивость по формуле

<hy- ’    -    '    '    '    '    (3.28)

где Е — модуль упругости; I — момент инерции; RK — радиус торцового кольца.

Для безопасной эксплуатации резервуара необходимо, чтобы qKp > 1,5Р0. Определив I при дкр, можно найти минимально допустимую площадь сечения кольца FK.

Резервуары с плавающей крышей

Корпус^резервуаров с плавающей крышей (рис. 3.6) представляет собой обычную цилиндрическую оболочку, рассчитанную на гидростатическое Сдавление столба нефтепродукта (см. расчет цилиндрических вертикальных «атмосферных» резервуаров).    i

В настоящее время существуют плавающие крыши двух типов:

1) двойная понтонная крыша, состоящая из ряда герметических отсеков, обеспечивающих непотопляемость при нарушении герметичности понтона.

Верхний настил^крыши понижается к центру для отвода воды, а нижний, наоборот, повышается к центру для сбора паров;

2) одинарная крыша с центральным диском из стальных листов, по периферии которого располагается кольцевой понтон, разделенный радиальными переборками на герметические^отсекп. препятствующие потоплению крыши при течи. Благодаря малому весу п'простоте конструкции крыши второго типа получили наибольшее распространение.


Рдс. 3.6. Резервуар е плавающей крышей. а — план верхнего настила плавалэгцей крыши; б — план ребер жесткости нижнего настила плавающей кры-шИ; $ е — план днища резервуара:

1    — плавающая крыша:

2    — затвор; з — кронштейны затвора; 4 — ребра жесткости; 5 — опорные стойки: 6 — балкон: 7 — подвижная лестница; 8 — неподвижная лестница.

Для предупреждения заклинивания вследствие неровностей стенок резервуара или неравномерной осадки плавающая крыша имеет диаметр на 200— 400 мм меньше диаметра резервуара. Зазор между крышей и стенками резервуара уплотняют затворами специальных конструкций для обеспечения герметичности прп переходе крыши через сварные стыки и неровности поверхности резервуара. Эффективность работы плавающих крыш в значительной степени зависит от надежности уплотняющих затворов, которые должны быть непрерывными и обеспечивать постоянный контакт с корпусом резервуара. В настоящее время наибольшее распространение получили затворы шторный (щелевой) и линейный (контактный). На рис. 3.7, а представлена одна из отечественных конструкций щелевого затвора, состоящего из дюралюминиевой ленты 2, бензостойкой газонепроницаемой ленты 4, соединяющей ленту 2 с контуром 3 и тем самым герметизируя зазор. Дополнительная герметизация обеспечивается

лентой 5 из такой же ткани. При помощи направляющей 6, шарнирно-стержневых систем


7 и пружины 8 затвор плотно прилегает к стенке резервуара 1. На рис. 3.7, б показан петлеобразный затвор из прорезиненного белтинга. Затвор состоит из кольцевой петлеобразной шины 3, которая прикреплена к понтону крыши 2 и соприкасается с корпусом резервуара 1.

Для спуска на плавающую крышу в любом ее положении предусмотрена лестница, которая одним концом опирается через шарнир на верхнюю площадку наружной лестницы, а другим перемещается горизонтально по рельсам, уложенным на плавающей

Рис. 3.7. Затворы плавающих крыш. а — шторный (щелевой); б — петлеобразный (линейный).


крыше. Отвод статического электричества осуществляется медным проводом, присоединяющим лестницу к корпусу резервуара. Корпус резервуара заземлен при помощи четырех стальных труб, соединенных между собой стальной лентой. Отбор пробы производится из перфорированной трубы диаметром 325 мм. Труба предохраняет крышу от поворотов при движении и одновременно является направляющей. Уровень замеряют прибором УДУ-5 через специальный люк в плавающей крыше.

Для удаления с плавающей крыши дождевой воды предусмотрено водоспускное устройство, представляющее собой шарнирную систему из стальных труб и гибкого шланга. Чтобы при откачке нефтепродукта из резервуара в нижнем положении крыши не образовался вакуум, а также газовая подушка при закачке нефтепродукта, предусмотрен специальный дыхательный клапан.

В нижнем положении плавающая крыша опирается на стойки из труб. Стойки закреплены в коробах днища плавающей крыши л при движении перемещаются вместе с ней.

Расчет плавающей крыши сводится к определению толщин листов верхнето и нижнего настилов и проверки условия плавучести в случае заполнения внутренней полости (до переливной трубы) дождевой водой.

Верхний настил плавающей крыши можно рассматривать состоящим из плит, защемленных по контуру (на ребрах жесткости


Таблица 3.3

Значения коэффициентов изгибающих моментов для плит, защемленных по всему контуру

*вх

®ву

Л

0,50

436.53

27,28

0,0588

0,55

310,15

28,38

0.0838

0,60

229,50

29,74

0,1147

0,65

175,97

31,41

0.1515

0,70

139,24

33,43

U. 1936

0,75

113,30

35,85

0,2404

0,80

94.51

38,71

0.2906

0,85

80,60

42,08

0,3430

0,90

70.10

46,00

0,3962

0,95

62,04

50,53

0,4489

1,00

55,74

55,74

0,5000

1,10

46,77

68,48

0.5942

1,20

40.90

84,80

0.6747

1,30

36,89

105,38

0 7407

1,40

34,08

130,92

0,7935

1,50

32,04

162,22

0.8351

1.60

30,54

200,13

0,8676

1,70

29.40

245,53

0,8931

1,80

28.52

299.38

0,9130

1,90

27,75

362.69

0.9287

2,00

27,28

436.53

0,9412



I


J


77777777777777777


жшпш


шшшшш


Рис. 3.S. К расчету понтона плавающей крыши.


понтона) и нагруженных равномерно распределенной нагрузкой от собственного веса листов и веса снега (дождевая вода отводится с поверхности плавающей крыши). Моменты в пролете Мх и Му и на опорах М'хи Л/,' находятся в зависимости от отношений сторон плит 1у/1х по формулам:

/2 ;2 М'х = ~квхд- х

4>вх


Мг


12


г2

у

12


Ми


Му-


(1 - %) q


ф бу


ГДе Фвл! cpei/i Хвх — коэффициенты, определяемые в зависимости от характера загрузки, по классификации К. В. Сахновского (в данном случае имеется в виду шестая схема загрузки — защемление по контуру рис. 3.8). Значения коэффициентов приведены в табл. 3.3 Применительно к расчету верхнего настила понтона q k8bpcg, где к — коэффициент, учитывающий снеговую нагрузку = 1,2 Ч-1Д). Тогда

М,


-к)


к и Ml


12 J 2


(3.29)


Pcgbaly

Фв1/


Ми


к.


и Му —    (1 Хвх)


Толщина листов верхнего настила 8В определяется по наибольшему из вычисленных моментов:

а так как момент сопротивления прямоугольного сечения на единицу длины

,6


, то


бв-j/”

(3.30)

где С7р — расчетное напряжение на изгиб.

Нижний настил рассчитывается аналогичным образом, но за расчетную нагрузку q в данном случае принимают вес столба нефтепродукта, соответствующий максимальному уровню заполнения короба. Предполагается, что такое гидростатическое давление может возникнуть при «заедании» плавающей крыши и возможном переливе нефтепродуктов внутрь короба через переливную трубу высотой ho. Пренебрегая весом нижнего настила ввиду его малости (4 —5 % от Ртах), за действующую на нижний настил нагрузку можно принять

где ртах ¦— максимальная плотность нефтепродукта.

Подставляя Ртах в формулы (3.29) и найдя Мтах по формуле (3.30), можно определить 8Н.

Значение ватерлинии h найдем из неравенства

G^G^ADih9ming.

Откуда

(3.31)


где GK — вес крыши; Gc — снеговая нагрузка; DK — диаметр плавающей крыши; pmin — минимальная плотность нефтепродукта; т — коэффициент запаса плавучести (т — 1,3 -f-1,5).

Для нормальной эксплуатации резервуаров необходимо соблюдать следующие условия.

1.    Не реже двух раз в неделю осматривать состояние затвора. Не допускать скопление пыли и грязи на мембране и козырьке затвора.

2.    Не реже двух раз в месяц проверять герметичность коробов через специальные люки в каждом отсеке короба.

3.    Перекос крыши вследствие частичного затопления некоторых коробов не должен превышать 150 мм. Погружение борта плавающей крыши в случае перекоса проверяют при отжатии затвора. Измеряется расстояние от уровня продукта до верхнего обреза плавающей крыши. Это расстояние должно быть не менее 200 мм.

4.    Необходимо следить, чтобы между направляющей трубой и кожухом постоянно находится тавот.

5.    В зимнее время необходимо регулярно очищать плавающую крышу от снега. Толщина снежного покрова не должна превышать 100 мм.

Наряду с резервуарами с плавающими крышами широкое распространение получили резервуары со стационарными крышами и понтонами (металлическими г ли из полимерных материалов). Уплотнение кольцевого зазора между корпусом резервуара и понтоном осуществляется с помощью петлеобразного затвора из бензостойкого материала (см. рис. 3.7, б). Преимущества резервуара с понтоном — простота конструкции, лучшие условия эксплуатации (особенно в районах с отрицательной температурой воздуха и снегопадами), возможность монтажа мелкими секциями по габаритам, не превышающим диаметр люка, что позволяет устанавливать понтоны в быв-ших в эксплуатации резервуарах и др.

Эффективность плавающих понтонов намного возрастет при использовании полимерных материалов вместо металла. В первых образцах понтонов, разработанных в институте НИИтранснефть, былп использованы винипластовые трубы (для каркаса) и полиамидная пленка ПК-4 для настила. Уплотнение понтона осуществляется с помощью петлеобразного затвора.

Конструкция понтона разборная, что позволяет изготовлять понтон по частям в заводских условиях и затем монтировать внутри резервуара. Размеры отдельных узлов не превышают диаметра нижнего люка резервуара. Благодаря этому понтонами из полимерных материалов могут быть оборудованы все эксплуатируемые «атмосферные» резервуары. Широкое внедрение понтонов из синтетических материалов позволит резко снизить капитальные расходы, что повысит их экономичность. Как показал опыт эксплуатации понтонов из полимерных материалов, на их прочность весьма отрицательно влияют содержащиеся в нефтепродуктах ароматические углеводороды и по этой причине в некоторых зарубежных странах (США, Франция, Англия) пластмассовые материалы заменяются алюминием. Так, в США созданы конструкции понтонов, в которых сочетаются пластмассовые и алюминиевые материалы. В одной из конструкций поплавки изготовлены из пенопласта, мембрана из алюминия, а затвор из неопрена.

Выбор конструкции резервуаров с плавающей крышей или понтоном производится с учетом условий эксплуатации, а также в результате техникоэкономического расчета.    .

§ 2. ЭКОНОМИКА ОСНОВНЫХ РАЗМЕРОВ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ

Резервуар заданного объема можно спроектировать в нескольких вариантах, изменяя его радиус или высоту. Очевидно, из всех вариантов один должен быть оптимальным. В 1883 г. акад. В. Г. Шухов предложил оптимальные размеры вертикального стального резервуара заданного объема определять по минимальному расходу металла на их сооружение. Классическое решение В. Г. Шухова до настоящего времени применяется в резервуаростроении без существенных изменений. Между тем в современных условиях это решение требует существенного дополнения. Разработанное в начале развития нефтяной промышленности, когда легкие фракции нефти до осветительного керосина не использовались, а единственным методом монтажа резервуаров являлось соединение листов с помощью заклепок, это решение, естественно, не могло учесть возрастающую роль эксплуатационных расходов и прогресса в технологии и экономике резервуаростроения. В общем случае экономичные размеры резервуаров зависят от следующих основных факторов:

Капитальных затрат, включающих стоимости: расходуемого металла; сварки и монтажа корпуса, крыши, днища и монтажа оборудования; сооружения основания и фундамента.

Эксплуатационных расходов, включающих количество теряемых фракции от испарения в резервуарах, стоимость расходуемой энергии в «горячих» резервуарах, стоимость отстоя 1 м3 нефтепродукта в резервуарах-отстойниках и другие расходы, связанные с технологическим назначением резервуара и физическими свойствами нефтепродуктов.

Рассмотрим решение В. Г. Шухова для резервуаров с переменной толщиной стенки, эпюра которой представлена на рис. 3.1, в. Общий объем металла Q, необходимого для строительства резервуара заданного объема V, складывается из:

1)    объема металла днища и покрытия

дхлН-д -- бк) = лЯ2а,

где а = бд + бк.

Значения бд и бк для «атмосферных» резервуаров не рассчитывают, а принимают исходя из технологии строительства и конструктивных соображении;

2)    объема металла корпуса

Чг - q'2 ~ ?2>

где q% — объем работающего металла, равный объему тороида с треугольным поперечным сечением (заштрихованный треугольник ABC на рис. 3.1, в); ql — объем «неработающего» металла, соответствующий сумме объемов тороидов с треугольным сечением ОКТ

q2 = 2л R .

Заменив Н = и б =    .    получим

' = F2pg-лН-о

р

и

ql = 2nR-^~n при h0n~H.

Здесь е — разность толщин соседних поясов; п — число поясов; h0 — высота пояса.

Из подобия треугольников АБС и ОКТ следует:

6    е

g" — nRh08,

или, подставив значение б, получим

„ __ Vhppg

Чч    а

иР

Отсюда следует, что для резервуара заданной емкости объем «неработающего» металла не зависит от расчетных величин Н и R. Суммируя объемы дх, д'г и ql, получаем

/О -г D2™    ^    I    V    hyPg    /Г)

¦ (3-32>

Оптимальный радиус резервуара заданной емкости, на сооружение которого будет израсходован наименьший объем металла, найдем из условия {dQ/dR) = 0:

<мз>

Подставив значе ше Лоп в формулу объема цилиндра, получим

яоп=у^г.    (3-34)

Минимальный объем металла получим, подставив значение Rou в (3.32):

=    +    (3.35)

Последнее уравнение показывает, что для заданного резервуара с уменьшением высоты пояса h0 объем «неработающего» металла уменьшается, но это обстоятельство не может быть использовано без учета возможного удорожания монтажных работ вследствие увеличения длины кольцевых сварочных щвов.

Аналогичным способом можно определить оптимальные значения R, Н и (?min для резервуаров с постоянной толщиной стенкн (см. рис. 3.1, а):

Я0П = 1    (3.36)

Ron =    •    (3-37)

<?Ш1П — Зу лабо^о-    (3.38)

Для решения задачи оптимальных размеров резервуаров с учетом всех вышеперечисленных факторов воспользуемся уравнением приведенных расходов

S = ^Kt-9it    (3.39)

где S — суммарные приведенные расходы в руб./год; <р — величина, обратная сроку окупаемости, в 1/год; Kt — суммарные капитальные расходы в руб.; 9i — суммарные эксплуатационные расходы в руб./год.'

В качестве примера рассмотрим задачу об оптимальных размерах вертикального цилиндрического «атмосферного» резервуара с переменной толщиной стенок корпуса.

1.    Составим функцию 5:

5 = ф 2-ft1/(3.40) <-i    г=1

2.    Определим суммарные капитальные затраты (в руб.):

2 Я. = ЯI - К2 ~ #8 - #4.    (3.41)

1=1

где Кх — стоимость металла, израсходованного на сооружение резервуара в руб.

KlQblpcg Г ,    -    %

или,, пользуясь уравнением (3.32),

K1 = b,pcg(nR*a + -^. + ^L)-,

К2 — стоимость сварки и монтажа резервуара в руб.    .    ,    .

Kz=hpcgQ;

Ks — стоимость сооружения основания в руб.; — стоимость резервуарного оборудования и его монтажа в руб.; Ь1 — стоимость 1 т металла в руб./т; рс — плотность металла (стали) в т/м3; р — максимальная плотность хранимого в резервуаре нефтепродукта; Ъ2 — стоимость сварки и монтажа единицы веса металлоконструкции в руб./т.

Более точно — переменная величина, функционально зависящая от основных размеров резервуара, а также от высоты пояса корпуса. Для упрощения задачи воспользуемся приближенным значением. Стоимость сооружения нормального фундамента Ks может быть приближенно принята пропорционально объему резервуара

Ka = bsV,

где Ь3 — стоимость сооружения фундамента, отнесенная к 1 м3 объема, в руб./м3. Стоимость оборудования и его монтажа также приближенно принимается пропорционально объему резервуара

/'•; М'.

где Ь± — стоимость оборудования, отнесенная к 1 м3 объема резервуара-в руб./м3.

Подставляя значение Ki в уравнение (3.41), [получаем суммарные капитальные затраты (в руб./год)

2 Kt = pcg (Ь, + Ьг) ( кЕ2а +    + У (Ьз + Ъ,).    (3.42)

i=i

3. Определим основные эксплуатационные расходы (в руб./год):

V д. _ Эг -f- 32 + З3 + 34,    (3.43)

<= i

где Эг — стоимость теряемых от испарения нефтепродуктов в резервуаре; Э2 — амортизационные отчисления; <93 — расходы на текущий ремонт; Эл — заработная плата обслуживающего персонала.

Можно учесть и другие статьи эксплуатационных расходов (освещение,, охрана и другие), но они мало влияют на конечный результат и излишне осложняют задачу. Если в резервуаре хранится легкоиспаряющицся нефтепродукт, то

1) Эх = с^згл2,

где ai — стоимость нефтепродуктов, теряемых с 1 м2 поверхности испарения, в руб.

с — стоимость единицы веса нефтепродукта в руб./кг* т — количество нефтепродуктов, теряемых с 1 м2 поверхности испарения в год [принимается согласно действующим нормам в кг/(год-м2)];

2) 92 = a^Kit

где а2 — установленная норма амортизационных отчислений для стальных резервуаров в 1/год (а2 = 5% в год от ^К);

¦    3) 9a = as'2.Ki,

где as — доля амортизационных отчислений, направляемых на ремонт, в 1/год (as = 2,9% в год ог УК)-,

4) 34 =- a.V,

где а4 — годовая заработная плата эксплуатационного персонала, приходящаяся на 1 м3 объема, в руб./(год¦ м3).

Подставив значение Э{ в уравнение (3.43), получим эксплуатационные расходы (в руб./год):

г=4

2 эг =    -    г    - а3) [pcg г - Ъ2) (аПга 4-    )    +

?=1 ' Р Р

+ V (^з т~ + aiV‘

Теперь после подстановки всех членов уравнение (3.40) примет вид

S = 2 _ as + ф) [рс? г - Ъ2) (лД2а -    -f    ) + V (bs -j- bt) -f

-r a^iR2 a4F.

Оптимальное значение радиуса резервуара найдем из условия (dS/dR) = 0: (а2 — as~qs [рс^ (bL - Ъ2) (2л/?3 - 2 -^-)] + 2^ = 0;

dS

d-R


Из последнего соотношения следует, что радиус резервуара, вычисленный из минимума приведенных расходов, всегда меньше радиуса, определяемого по минимуму расхода металла. Подставив в формулу объема резервуара значение Ron, получим оптимальное значение высоты резервуара

ifS _ gP [al~raPcg (fcj-f-Ьг) (а2аз~гф)]    /О    /.а\

on У РРсГ-(Ьп-Ь2)(а23 + Ф) •    

Нрп    ] Г л  __

Щп У арс g

xpcg (fti — b2) (a2 q8 — qr)


Последнее отношение показывает, что экономически наивыгоднейшая высота резервуара, вычисленная по минимальным годовым приведенным расходам, всегда больше высоты, полученной из условия минимума расхода металла.

Анализ полученных решении позволяет сделать вывод, что резервуары, в которых хранятся легкоиспаряющиеся нефтепродукты, будут иметь различные оптимальные значения в зависимости от физических свойств нефтепродуктов и географического месторасположения резервуара.

Изложенный метод .может быть успешно использован для определения наивыгоднейших параметров резервуаров различных конструкций и технологического назначения.

Опыт решения уравнения (3.38) на ЭВМ показал полную возможвгэстб, резкого сокращения времени при решении рассмотренных выше задач.

§ 3. ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ ЦИЛИНДРИЧЕСКИЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Горизонтальные цилиндрические резервуары получили широкое применение на нефтебазах для хранения нефтепродуктов в малых количествах.

По сравнению с вертикальными на сооружение горизонтальных резервуаров расходуется на 1 м3 объема больше металла. Преимущества горизонтальных резервуаров заключаются в возможности серийного изготовления их на заводах, в хранении нефтепродуктов под высоким избыточным давлением и вакуумом, в удобстве подземной установки. Типовые горизонтальные резервуары, изготовляемые объемом от 3 до 400 м3. способны выдерживать внутреннее избыточное давление до 2,5 МПа н вакуум до 0.09 МПа. В зависимости от величины внутреннего давления днища таких резервуаров выполняются сферическими, плоскими или цилиндрическими.

Сферические днища пмеют более высокую стоимость и поэтому они могут быть оправданы при относительно высоком давлении (>0.3 МПа). Радиус сферического днища принимается равным диаметру корпуса резервуара из условия равнопрочности конструкции при одинаковой толщине корпуса и днища. Толщину плоских днищ рассчитывают по формуле

(3.48)

где ф — коэффициент, зависящий от условий закрепления днища по контуру (ф =0,5 Н- 0,75); р — давление на днище в Па: ор — расчетное напряжение растяжения в Па.

Наивыгоднепший диаметр горизонтального резервуара низкого давления

(3.49)

В формулах (3.49) и (3.50) указаны средние значения коэффициентов пропорциональности. С увеличением объема резервуара они уменьшаются, а с уменьшением объема резервуара увеличиваются.

Расчет оболочки наземного резервуара

В горизонтальной оболочке, покоящейся на сплошном основании, под действием веса нефтепродукта и собственного веса возникают изгибающие моменты и М,. стремящиеся сплющить оболочку — увеличить горизонтальный диаметр (рис. 3.9. а). При наличии избыточного газового давления в стенках корпуса возникают равномерно распределенные растягивающие напряжения, способствующие сохранению формы корпуса. Поэтому корпус

1 л,р?рд

hzM


Рпс. 3.9* К расчету горизонтального дплиндрл-ческого резервуара: а — расчетная схема наземного резервуара; б — эпюра давлений грунта на подземный резервуар.

резервуара, рассчитанный на действие изгибающих моментов, осязательно должен быть проверен на растягивающие напряжения от внутреннего избыточного давления.

Изгибающий момент, возникающий в оболочке под действием гидростатического давления нефтепродукта (на единицу длины оболочки), равен

О    J

ф

sin ср


(3.51)


М-, = pzRs ---— cos ср ¦

(обозначения даны на рпс. 3.9, а). Изгибающий момент, возникающий от собственного веса оболочки (на единицу длины оболочки).

(3.52)


Мо = ocgbR2 — (f sin <f — cos ср

где рс — плотность материала ооолочки. Суммарный изгибающий момент

1

(3.53)


Из сравнения формул (3.51). (3.52) и (3.53) видно, что влияние собственного веса оболочки учитывается коэффициентом

Максимальные значения моментов Мх и М2 будут при ф = я/2, т. е. по концам горизонтального диаметра

(3.54)

При комбинированном воздействии нагрузок от собственного веса металла, веса нефтепродукта и внутреннего давления ри суммарный изгибающий момент уменьшается на величину с = 3EI/(puR3 -J- 3EI) и может быть приближенно вычислен по формуле

^(1+2+Ри) max —

(3.55)

где Е — модуль упругости материала оболочки в Па; / - момент инерции стенки резервуара (на единицу длины).

Толщину стенки корпуса резервуара определяют по известной формуле

'У' Мтах

где W — момент сопротивления. Для прямоугольного сечения толщиной 6 и единичной длины

тогда

(3.56)

где 0р — расчетное напряжение на изгиб в Па.

Вычисленная по формуле (3.56) толщина стенки корпуса обычно получается значительной. С целью экономии металла оболочку резервуара выполняют из листов толщиной 4—5 мм, а для придания корпусу необходимой жесткости в каждом поясе резервуара (число поясов принимается кратное ширине стандартного листа) устанавливают кольца жесткости. В таких конструкциях момент изгибающий и момент сопротивления вычисляются для участка оболочки между кольцами жесткости длиной I, а момент сопротивления W определяется с учетом кольца жесткости. Напряжение в оболочках и кольцах жесткости рассчитывается по формуле

W'

Расчет оболочки подземного резервуара

Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов в результате суточного колебания воздуха горизонтальные резервуары часто заглубляют ниже уровня земли. Кроме того, заглубление резервуаров позволяет значительно сократить площадь парка, а также уменьшает пожарную опасность. Особенно незаменимы такие резервуары на городских автозаправочных станциях, где по противопожарным соображениям установка наземных резервуаров недопустима. Однако подземные резервуары обладают и некоторыми существенными недостатками: 1) трудность обнаружения дефектов корпуса

- за утечек- 2) необходимость специальных мероприятий по защите от коррозии;

3) необходимость заглубления насосных станций.

Подземные резервуары подвержены внутреннему гидростатическому давлению нефтепродукта, наружному давлению грунта и действию вакуума.

Грунт сдавливает оболочку резервуара неравномерно. Вертикальное давление грунта , 4    '    -    .

РвеРт Prp^^i

а горизонтальное

,    .    Pr0p    = Prp^tg2 (45 —

гДе ргр — плотность грунта; h — расстояние от поверхности земли до рассматриваемой точки; а — угол внутреннего трения грунта.

Для практических расчетов эллиптическую эпюру давления грунта заменяют круговой с постоянной интенсивностью давления (см. рис. 3.9, б)

рс„> '=E+ia_f^L[l + tg>(45-|-)].    (3.57)

Величина изгибающего момента (на единицу длины оболочки) от давления грунта определяется по формуле

= prpgh0R2 cos 2ср|—tg (45 —tg а —[о,225 — 0,085 tg2 ^45 — у)]}»

° “    (3.58)

тде h0 — глубина заложения оси резервуара в грунт; R — радиус оболочки резервуара.

Максимальное значение изгибающего .момента от давления грунта (Ма)тзх . 'будет для грунтов, имеющих угол внутреннего трения а < 18° при ф = 0 ж а 18° при ф = л/2.

Толщину стенки корпуса подземного горизонтального цилиндрического резервуара следует определять по суммарному изгибающему моменту

SS Wmax = (М1+3+Ри)тах + (^з)тах.

Как указывалось выше, оболочка подземного резервуара под влиянием внешнего давления может потерять свою форму. Это может произойти еще задолго до того, как напряжения в ней достигнут расчетных значений. Поэтому оболочку подземного резервуара необходимо всегда проверять на устойчивость цилиндрической формы в радиальном направлении по формуле

.    ркр    = 0,92Е у- ("^ )5/2 >    (3.59)

где I — расстояние между ребрами жесткости.

Для устойчивости формы резервуара внешнее давление грунта рср должно €ыть меньше ркр на величину коэффициента запаса устойчивости п, равную

(Ркр)тт п

П = -Si О.

.Рср

В рассматриваемом случае работы резервуара наравне с оболочкой необходимо проверять устойчивость колец жесткости по формуле

EI

да

где RK — радиус кольца жесткости: со — угол в радианах (при треугольной решетке жесткости со = 2/Зл, при четырехугольной со = л ’2).

Для устойчивости кольца необходимо соблюдать условие (р'кр/Р) Зг 6. где Р — нагрузка на единицу длины кольца. Если гидрогеологические условия местности не позволяют устанавливать резервуары выше уровня грунтовых вод, необходимо произвести расчет на всплываемость.

Чтобы резервуар не всплывал, необходимо соблюдать неравенство

(Gp — GrP) 3= npBg\s>    (3.61)

где Gp — вес порожнего резервуара в Н (Ньютон): Gr — вес призмы груша, расположенной над резервуаром, в Н (принимается, что грунт берут под углом внутреннего трения а); п — коэффициент запаса: п„ — плотность грунтовой воды в кг/м3; VB — объем части резервуара, погруженной в воду, в м3.

Если неравенство (3.61) не соблюдается, то резервуар снабжают якорями. Общий вес якорей Ga прп погружении их в грунтовую воду определяется из уравнения

G„ — Gp-Grp = np5gVV'

откуда

Gs = npEgV*~(GP~Grp).    (3.62)

Якори прикрепляют к хомутам из полосовой стали, обтягивающим корпус резервуара в местах расположения диафрагм, при помощи анкеров и стяжных муфт. Расчет резервуара на потопляемость следует производить исходя из наихудших условий, когда резервуар пуст, а грунтовая вода достигает наивысшего уровня.

§ 4. ОБОРУДОВАНИЕ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Для правильной и безопасной эксплуатации наземные стальные резервуары должны иметь следующее оборудование (рис. 3.10).

Верхний световой люк предназначен для проветривания во время.ремонта и зачистки, а также для подъема крышки хлопушки и шарнирных труб при обрыве рабочего троса.

Замерный люк служит для замера уровня нефтепродукта и отбора пробы из резервуара. В настоящее время резервуары оснащаются дистанционным уровнемером УДУ-5 и сниженным пробоотборником ПС.Р. Эти приборы позволили облегчить труд операторов, повысить точность измерения уровня и отбора средней пробы.

На рис. 3.11 представлена схема работы указателя уровня УДУ-5, Поплавок 1, подвешенный на перфорированной ленте 2, при своем движении скользит вдоль направляющих струн 3. Струны жестко закреплены на дне емкости и натянуты при помощи специальных устройств 4, установленных на крышке выходного патрубка. Лента с роликами -5 проходит через гидрозатвор 6 и вступает в зацепление с мерным шкивом 7. Перемещение шкива передается на счетчик, показания которого соответствуют уровню нефтепродукта в резервуаре. Натяжение мерной ленты обеспечивается пружинным двигателем постоянного момента. Принцип его действия заключается в том. что стальная закаленная лента 9, навитая специальным способом, одним концом прикреплена к барабану 10, другим свободно охватывает ось барабана 8. создавая момент постоянной величины в направлении, показанном стрелкой. Когда поплавок находится в верхнем положении, мерная лента смотана на барабан 10. а лента пружинного механизма — на барабан 8. При понижении уровня жидкости вес поплавка преодолевает момент трения в системе н момент, создаваемый пружинным механизмом. Поплавок начинает перемещаться вниз, мерная лента вращает барабан 10 и перематывает пружинную ленту двигателя постоянного момента с барабана 8 на барабан 10. накапливая тем самым энергию. При повышении уровня жидкости вес поплавка компенсируется выталкивающей силой

Рис. 3.10. Схема расположения оборудования на вертикальном стальном резервуаре, а — для хранения маловязкпх нефтепродуктов: 1 — верхний световой люк, 2 — вентиляционный патрубок, з — огневой предохранитель, 4 — основной механический дыхательный клапан, 5 — замерный люк, 6 — уровнемер, 7 — нижний люк-лаз, 8 — водоспускной кран, 9 — хлопушка, 10 — грузовой патрубок, 11 — перепускное устройство, 12 — подъемник хлопушки, 13 — предохранительный гидравлический дыхательный клапан: б — для хранения высоковязких нефтепродуктов: 1 — верхний световой люк, 2 ¦— вентиляционный патрубок, з — замерный люк, 4 — уровнемер, о — нижний люк-лаз, 6 — водоспускной кран, 7 — шарнирная подъемная труба, 8 — перепускное устройство. 9 — грузовой патрубок.

жидкости, пружинный механизм преодолевает дюдхент трения в системе и сматы-вает освободившуюся мерную ленту на барабан 10 за счет энергии, накопленной при понижении уровня.

Разработаны различные модификации УДУ: для вертикальных наземных резервуаров УДУ-5М. для заглубленных резервуаров УДУ-5А, для резервуаров с плавающей крышей УДУ-5Б. для резервуаров высокого давления (до 0,03 МПа) УДУ-5Д.

В конструкции указателей уровня предусмотрена возможность подсоединения к ним потенциометрических и ходоимпульсных датчиков для передачи показании в диспетчерский пункт.

Пробоотборник ПСР позволяет автоматически отбирать из резервуара пробу, соответствующую составу нефтепродукта в резервуаре. Это достигается путем выделения в резервуаре столбика продукта по всей высоте налива. Проботборник ПСР-4 (рис. 3.12) состоит из трех основных узлов: верхнего люка 3, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы 6. Пробоотборная колонна состоит из концевой трубы 2 с одним клапаном

Для получения пробы в воздушной трубе 5 пробоотборной колонны ручным насосом создают давление 0,3 МПа. В результате все нормально закрытые клапаны открываются, и продукт начинает поступать в пробоотборную колонну. После заполнения и смешения нефтепродукта в пробоотборной колонне давление в системе при помощи спускного клапана понижают до нуля, закрывая клапан и отсекая столб пробы. При нажатии на рукоятку клапана слива проба поступает в специальную пробоотборную посуду.

Пеногенератор. В настоящее время тушение пожаров осуществляется высокократной воздушной механической пеной с применением генераторов высокократной пены (ГВП).    ¦    .    -

Одно из таких устройств состоит из генератора высокократной пены в комплекте с пенокамерой специальной конструкции. Пеногенератор стационарно укреплен на верхнем поясе резервуара, куда подается раствор пенообразователя; образующаяся пена через пенокамеру вводится внутрь резервуара.

Вентиляционный патрубок устанавливают в верхней точке покрытия резервуара, в котором хранятся горючие нефтепродукты. Поперечное сечение патрубка затянуто медной сеткой, предупреждающей попадание искр внутрь резервуара.

Л ю к - л а з. помещаемый в первом поясе резервуара на высоте 700 мм (расстояние оси люка до днища), предназначен для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку от скопившейся на дне грязи. Люк-лаз одновременно служит для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, а потому расположен диаметрально противоположно световому люку. Наименьший диаметр люк-лаза 500 мм.

Подъемная труба устанавливается на приемной трубе резервуара, предназначенного для хранения, подогрева и отстоя горючих нефтепродуктов. Подъемная труба служит для отбора нефтепродукта из верхних слоев, где он имеет наибольшую температуру и наиболее чист, и вращается вокруг шарнира. Будучи поднятой выше уровня нефтепродукта, предотвращает утечки. Подъем трубы производится специальной лебедкой, а опускание — под собственным весом. Но поднимать трубу можно до определенной высоты, так как при угле с горизонтальной плоскостью 70—75° она входит в угол трения и собственным весом опуститься в нижнее положение не сможет. Поэтому длина подъемной трубы принимается равной

Г    H-h    1    '    *

sin 70° ’

где Н — высота резервуара; hx — высота ввода трубопровода над дном резервуара.

Для уменьшения входной скорости подтекания нефтепродуктов конец подъемной трубы срезается под углом 30°. Подъемная труба может эксплуатироваться и без лебедки, если на конце трубы поместить поплавок, который будет поддерживать конец трубы на постоянном уровне. Заполнение и погружение подъемной трубы производят при помощи перепускной трубы.

Водоспускное устройство, устанавливаемое на первом поясе резервуара, предназначено для периодического спуска подтоварной воды (рис. 3.13). Подтоварная вода накапливается на дне, осаждаясь из обводненных нефтей. Одним из способов предохранения утечки через неплотности днища является хранение нефтепродуктов на водяной подушке. Нормальная высота водяной подушки 3—5 см. Водоспускное устройство может поворачиваться, что позволяет полностью вытеснять нефтепродуктом воду из устройства. Этим предотвращается возможность замерзания воды при отрицательных температурах воздуха.

Хлопушка предотвращает утечку нефтепродукта из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. На рис. 3.14 показана управляемая хлопушка, которую устанавливают обычно на приемной трубе. Если в резервуаре имеются две специализированные приемо-раз-даточные трубы, то на нагнетательной трубе можно установить хлопушку без управления. Для обеспечения открывания хлопушки устраивают перепуск, позволяющий выравнивать давление до и после хлопушки.

Для резервуаров с понтонами и плавающими крышами используются хлопушки с управлением, встроенным в приемо-раздаточнып патрубок.

Огневые предохранители, препятствующие проникновению внутрь резервуара огня и искр через дыхательные клапаны, устанавливают под дыхательными клапанами. Принцип действия основан на том, что пламя или пскра не спосооны проникнуть внутрь резервуара через отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

Рис. 3.13. Водоспускной кран.

1 — защитный чехол; 2 — сальниковое уплотнение; 3 — патрубок; 4 — защитная диафрагма; 5 — поворотная ручка; 6 — пробковый кран.


Рис. 3.14. Хлопушка.

1 — стопор хлопушки;

2 — втулка    сальника;

3    — сальниковая набивка; 4 — корпус сальника; 5 — вал подъемника; 6 — барабан; 7 — трос подъемника; 8 — запасной трос к крышке светового люка; 9 — хлопушка; 10 — перепускное устройство; 11

штурвал.


На рис. 3.15 изображен стандартный огневой предохранитель с круглой фольговой кассетой, состоящей из свитых в спираль гофрированной н плоской лент из алюминиевой фольги, образующих несколько параллельных каналов. Эти заградители пламени об-    7

I

ладают малым гидравлическим сопротивлением роп и


i?

1


Рис. ЗЛ5. Огневой предохранитель.

1 — фланец; 2 — прижимной болт; 3 — корпус; 4 — крепежный болт; о — кассета; 6 — кожух; 7 — уплотняющая прокладка.


/3 И    11

Рис. ЗЛ6. Основной (механический) дыхательный клапан длн «атмосферных» резервуаров.

наиболее устойчивы против обледенения. Сопротивление огневых предохранителей определяют по заводским характеристикам Qроп.

Дыхательные клапаны устанавливают на крыше у замерной площадки для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуаре при хранении в них легковоспламеняющихся нефтепродуктов и для предотвращения разрушения резервуара.

Дыхательный клапан работает при повышении давления в резервуаре или вакууме выше расчетного. В первом случае он выпускает в атмосферу образовавшуюся в резервуаре паровоздушную смесь и таким путем доводит давление в резервуаре до расчетного значения, а во втором случае, наоборот, при образовании разрежения впускает в резервуар атмосферный воздух и тем самым поддерживает расчетный вакуум. На случай выхода из строя дыхательного клапана предусмотрен предохранительный, который срабатывает при повышении расчетного давления и вакуума на 5—10%. На рис. 3.16 дана конструкция механического дыхательного клапана КД-2 для вертикальных цилиндрических резервуаров, рассчитанных на давление 2000 Па, вакуум 250 Па и пропускную способность до 900 м3/ч воздуха. Обтекаемое очертание внутренних поверхностей корпуса 1 позволяет сократить гидравлические потери за счет более плавного изменения направления проходящего потока и уменьшения завихрения. Направляющие стержни 2 (по четыре на каждый клапан) предназначены для устранения перекоса тарелок клапанов.

В нижней части корпуса предусмотрен фланец 9, с помощью которого клапан крепится на огневом предохранителе, установленном на штуцере резервуара. Корпус клапана сварной из алюминия, что исключает возможность образования восплагленяющихся соединений металла, а следовательно, и самовозгорание. Внутри корпуса клапана на одной вертикальной оси размещены нижняя тарелка давления 8 и верхняя тарелка вакуума 3, лежащие на седлах 5 и 7. Алюминиевые седла выполнены съемными. Откидная крышка 4, расположенная над тарелками клапана, обеспечивает свободный доступ к ним для осмотра, проверки и чистки. Вертикальное положение тарелок вакуума и давления обеспечивается направляющей 6. Сообщение клапана с атмосферой осуществляется через сетку 10. Крепление крыши с корпусом клапана производится посредством рычага 11, шарнирно связанного с крышкой н корпусом, откидным болтом 13 и маховичком 12. Тарелки клапана покрыты маслобензостойкой и морозоустойчивой резиновой прокладкой 14. Благодаря выступу на поверхности алюминиевого седла возрастает удельное давление уплотнения и повышается герметичность клапана. Такое уплотнение затвора обладает еще и повышенной надежностью против примерзания. Это достигается применением фторопластовой оболочки 15 и фторопластовой трубки 16. Диски клапанных тарелок имеют в нижней части выступающий буртик, препятствующий стеканию конденсата на уплотнительную поверхность затвора. Характеристика и присоединительные размеры дыхательных клапанов КД-2 даны в табл. 3.4.

Таблица 3.4

Основные данные типовых клапанов КД-2

Марка клапана

Размеры клапана (см. рис

3.16), мм

Пропускная

способность,

м3

Масса,

кг

су

D

Do

Ci

D,

Я

L

do

КД-2-50

50

220

110

90

140

300

350

14

0,005

1,2

КД-2-100

100

315

170

148

205

425

460

18

0,018

12,5

КД-2-150

150

390

225

202

260

490

550

18

0,036

19,0

КД-2-200

200

500

280

258

315

600

705

18

0,070

27,0 ¦

КД-2-250

250

550

335

312

370

675

770

12

1,110

35,0

КД-2-350

350

670

445

415

485

770

990

23

2,500

57,0

Дыхательные клапаны типовых вертикальных цилиндрических резервуаров рассчитываются на максимальное давление, которое люжет выдержать перекрытие, где Рцmax — максимальное давление паров нефтепродукта в Па; 8К — толщина листа перекрытия в м; рс — плотность металла перекрытия в кг/м3; G — вес каркаса перекрытия (фермы, прогоны) в Н (Ньютон); F — площадь перекрытия в м2.

Для резервуаров высокого давления _рдтах приравнивается ри, т. е. избыточному давлению, на которое рассчитано перекрытие резервуара. Расчет дыхательного клапана проводится также и на максимально допустимый вакуум СРв max)j величина которого определяется исходя из устойчивости смятия резервуара по формулам (3.52) и (3.60). Расчетный перепад давления в клапане Ар расходуется на преодоление следующих сопротивлений:

Ар - Ар п -г Лрк — Арс,

где Ар0тП — падение давления в огневом предохранителе в Па

tw 2

'    -    Ар0_    п    =    L0'    п    ^ pni

Со. п — коэффициент местного гидравлического сопротивления огневого предохранителя; w0. п — .максимальная скорость газа в огневом предохранителе в м/с; рп — плотность смеси паров нефтепродукта (и воздуха при расчете вакуумного клапана) в кг/м3; Арк падение давления в клапанной конструкции в Па

А    9“    ^    К-

Ар к ~~2 Рп»

ZK — коэффициент местного гидравлического сопротивления клапанной конструкции; wK — максимальная скорость газа в седле клапана в м/с; Арс — давление срабатывания клапана (равно отношению веса тарелки к ее площади) в Па.

Арс = пАр

при п1. Для клапанов КД-2 п = 0,75.

Заменив скорость газа через'расход и приняв w0,wK, получим

А^(1-?г) = (С0.п^Ск)^Г1

<3-и>

Значение максимального расхода газов, проходящих через клапан давления, определяется как сумма, состоящая из

<?д max = % + qu    +

где Qa max — максимальный расход газов в м3/с; q$    —    максимальный    расход

нефтепродуктов при    заполнении резервуара в м3/с;    qtt    — максимальный    расход газа вследствие    нагрева газового пространства    от    внешней среды    в    м3/с;

д<1==РД7Тг;    (3.65)

Р — коэффициент объемного расширения газов (Р = 1/273 К-1); АТ — скорость нагревания газового пространства резервуара в К/с (принимается равной

0,0013 К/с); Vr — максимальный объем газового пространства (принимается равным объему резервуара) в м3.

Подставив значения АТ п (3 в (3.65). получим

qti = 4,2 • 10~6Т~Г м3/с;

qtt — расход газа вследствие нагрева газового пространства прп закачке более нагретого нефтепродукта (в м3/с)

р    и Т7) RTT

?<,"= Р-ё---- ’    (3,6Ь)

а — коэффициент теплообмена в Вт/м2-К: F — площадь зеркала продукта в резервуаре в м2; Тн, Тг — соответственно температура нефтепродукта, закачиваемого в резервуар, п температура газового пространства в К; с — теплоемкость в Дж/К; R — удельная газовая постоянная в Дж/кг-К; р — давление в газовом пространстве резервуара в Па.

Для практических расчетов вместо формулы (3.66) можно пользоваться приближенной зависимостью

9r. = AD~-

где D — диаметр резервуара: А — коэффициент, зависящий от разности температур закачиваемого нефтепродукта (Тн) п газового пространства резервуара г). Средние значения коэффициента даны в следующей таблице:

ТнTTi К ...

i

5 | 10

15

20

30

40

50

А, м/с .....

0,074

0,089

0.31

0,47

0,81

1,18

1,62

При работе резервуара на вакуум расход поступающего через клапан атмосферного воздуха (в м3/с) будет

(?е гг,ах = Я в Чи

где qB — расход продукта пз резервуара в м3/с; q, — дополнительный расход из-за возможного охлаждения газового пространства резервуара п частичной конденсации паров в м3/с. •

Величина qt определяется по формуле (3.65). где АТ — скорость охлаждения газового пространства резервуара. Наиболее интенсивно резервуар охлаждается во время ливня, поэтому для практических расчетов величину скорости охлаждения следует принимать в условиях лпвня (АТ ^ 8-10“3 К/с). Подставляя значения |3 и АТ в (3.65), получаем

qt ^ 2,9 • 10'5Т’Г.

Если по формуле (3.64) значение dK получптся больше 350 мм. то на одном штуцере устанавливают несколько клапанов меньшего дпаметра. Высота подъема тарелки клапана /гк определится и.з условий равенства площадей сеченпя газоходов (рис. 3.17)

= л dJiK,

откуда

-.4/ (Со. П + &

У Ар(1~

и) 2я2


Вес клапана 6? можно определить по величине статического давления Арс = п Ар:

G = A рп^,

4

или, согласно (3.64),

р _ пл[ Рп Ар (go. П +?к)

(3.68) У7Я7777^


ШШ


VK 2(1-л)

Значения ?0. „ и ?к в значительной степени зависят ОТ конструктивных оформлений, И их Целесооб- Рис. 3.17. К расчету высоты

подъема тарелки дыхательного

разно определять по заводским характеристикам.    клапана.

Предохранительные клапаны

На случай выхода из строя механического клапана на каждом резервуаре обязательно должен быть установлен еще п предохранительный. Роль предохранительного дыхательного клапана выполняет представленный на рис. 3.18 гидравлический дыхательный клапан конструкции ВНИИнефтемаша. Клапан заливают незамерзающей слабо испаряющейся жидкостью, которая образует гидравлический затвор. При повышении давления внутри резервуара газы вытесняют жидкость из внутреннего кольцевого пространства во внешнее. Когда уровень жидкости понизится до нижней зубчатой кромки подвижного цилиндра, газы начнут прорываться во внешнее кольцевое пространство и через столб жидкости hA будут выходить в атмосферу (рис. 3.19, а). При вакууме жидкость из наружного кольцевого пространства перейдет во внутреннее, и через столб жидкости в будет поступать в резервуар атмосферный воздух (рис. 3.19, б). Зубчатая кромка подвижного цилиндра (стакана) способствует более плавной работе клапана.

Чтобы гидравлический клапан не работал вместе с механическим, его устанавливают на повышенные (5—10%) давления и вакуум. Гидравлические клапаны следует устанавливать по уровню строго горизонтально, иначе они будут работать с пониженными вакуумом и давлением вследствие стока жидкости на одну сторону клапана.

Расчет гидравлического клапана ведется на основе следующих отправных положений.

1.    При работе на давление клапан должен создать гидравлический затвор высотой hA = p/jpg, а прп работе на вакуум — затвор высотой hB = pjpg (где р — плотность заполняющей клапан жидкости).

2.    Площади поперечных сечений заполненных жидкостью газоходов (Ft и F2) должны быть больше площади поперечного сечения штуцера /. Это требование объясняется необходимостью предотвращения уноса жидкости из клапана при прохождении газов через гидравлический затвор.

Для расчетов ориентировочно Fx = 3/, или

nD\    ^    q    ЛС?.2

~4    4    ~    ’

откуда

D-! = 2d,

П /. 1/" Р(?2 (So. П — 2к)

2л2Дп(1_л)    •

(3.69)

Расстояние от нижнего конца подвижного цилиндра до дна внешнего неподвижного цилиндра h можно определить также, исходя пз второго условия

L


л dl

nD-Ji



рис. 3.18. Предохранптельный (гпдравлпческдп) дыхательный клапан для «атмосферных» резервуаров.

1 •— штуцер клапана; 2 — внешний цилиндрический сосуд7с жидкостью; 3 — внутренний подвижной полый пнлиндр; 4 — предохранительная трубка; о — каялеуловителъ; в — воронка для залива жидкости; 7 — вентиляционный патрубок с сеткой; 8 — указатель уровня со спускным краном.

Так как то

Di = 2dK


Рас. 3.19. Схемы работы предохранительного гидравлического клапана, с — при избыточном давлении в резервуаре; б — при вакуумном давлении в резервуаре: е —* при гавленшх в резервуаре. равном атмосферному.

л = |^- ' 1 Диаметр внешнего неподвижного пплпндра D„ определяется по первому условию

лD\    .из h_ I .тД1 лД|

-)к.

Гл5гбина погружения внутреннего цплпндра /гм находится из условия, что объем жидкости в неработающем клапане над нпжним срезом его должен создать гидравлические затворы на давление ha и на вакуум hB (рис. 3.19, в), т. е.

Заменяя Dt п Do их значениями, находим ' - =(3-?1)

Прп высоких скоростях газов в кольцевых газоходах клапана жидкость уносится в виде капель, захватываемых газами, вследствие чего клапан начинает работать прп пониженных hB п 1г-. Для предупреждения этого в верхней части корпуса клапана ставят каплеуловптель.

Усовершенствованные конструкции дыхательных клапанов

Описанная выше конструкция дыхательного клапана тппа ДК имеет су* щесгвенные недостатки, основными пз которых являются: низкая пропускная способность п возможность примерзания тарелок к седлам в осенне-зимний период.

Разработанный институтом ВНИНСПТнефть новый клапан типа НДКМ лишен этих недостатков. Представленная на рпс. 3.20 типовая конструкция клапана тппа НДКМ состоит пз соединительного патрубка 1 с седлом 2, тарелки 3 с мембраной 4, зажатой между фланцами нижнего корпуса 5 и верхнего корпуса 6, верхней мембраны 8 с дисками 9 и регулировочными грузами 10. Мембрана 8 закреплена в крышке 11, в которой пмеются отверстия для сообщения камеры под крышкой с атмосферой посредством трубки 12. Диски 9 и тарелки 3 соединены цепочками 14. Межмембранная камера сообщается через импульсную трубку 15 с газовым пространством резервуара.

Гпбкая уплотняющая поверхность тарелкп 3 выполнена из второпластовой пленкп. Для устранения колебаний затвора установлена пружина 13. В нижнем корпусе размещен кольцевой огневой предохранитель 16. Для удобства обслуживания клапан имеет боковой люк 7. Корпус клапана алюминиевый сварной. Мембрана изготовлена пз бензостопкой прорезиненной ткани. Непри-мерзаемость тарелки к седлу обеспечивается за счет покрытия соприкасающихся поверхностей пленкой пз фторопласта.

Клапан рассчитан на давление 2000 Па и вакуум 400 Па (для железобетонных резервуаров допускается вакуум 1000 Па). Конструкция клапана предусматривает возможность широкого регулирования пределов его срабатывания. Срабатывание прп вакууме регулируется изменением веса тарелки 3 при помощи сменных грузов (на рисунке не показаны), а срабатывание клапана при его работе на давление — пзменением количества регулировочных грузов 10.

Клапан работает следующим образом. Прп образовании вакуума в резервуаре в межмембранной камере клапана (под диском 9) также создается вакуум. Когда вес узла тарелки 3 будет меньше усилий, которые под действием атмосферного давления давят на нижнюю поверхность мембраны 4 и на выступающую

за седло поверхность тарелки, последняя поднимается, в результате чего газовое пространство сообщается с атмосферой. С увеличением расхода воздуха через клапан тарелка перемещается вверх без существенного увеличения вакуума в резервуаре. Если в резервуаре создается избыточное давление, то оно передается в мембранную камеру и прижимает тарелку с мембраной к седлу. Одновременно избыточное давление действует на верхнюю мембрану с грузом, и при некотором дополнительном давлении, определяемом весом грузов и дисков, мембрана с дисками перемещается вверх,    j    ч

натягивая цепочки. При достижении расчетного давления усилие от воздействия давления на мембрану 8 уравно-


Рис. 3.20. Непримерзающнй мембранный дыхатель- Рпс. 3.21. Предохранительный (гидравлический) ный клапан типа НДКМ.    клапан    типа    КПГ.

весится суммарным усилием от воздействия давления на мембрану 4 и весом тарелки 3, дисков 9 и грузов 10, а при дальнейшем увеличении давления тарелка приподнимается.

Техническая характеристика клапанов типа НДКМ приведена в табл. 3.5.

Для работы в комплекте с основными клапанами типа НДКМ разработаны предохранительные гидравлические клапаны типа КПГ.

На рис. 3.21 представлена конструкция клапана типа КПГ, состоящая из корпуса 8 с соединительными фланцами, чашки 7 для размещения жидкости гидравлического затвора, верхнего корпуса 6 с патрубком для создания столба жидкости гидравлического затвора, экрана 5, предотвращающего выброс жидкости при работе клапана, огневого предохранителя 4, крышки 3 для защиты от атмосферных осадков и трубки 2 для слива и налива жидкости. Клапан имеет шарнирный разъем, что позволяет легко осматривать его внутреннюю часть. Горизонтальное положение клапана выверяется по зеркалу жидкости в чашке с помощью шпилек 1.

Техническая характеристика предохранительных клапанов типа КПГ приведена в табл. 3.5.

В отличие от типовых клапанов КД, работающих по принципу барботажа, работа клапанов типа КПГ основана на принципе выброса жидкости гидравли-

Марка клапана

Параметры

НДКМ-150

НДКМ-200

| НДКМ-250

j

НДКМ-3 50

КПГ-150

КПГ-200

КПГ-250

КПГ-350

i

Диаметр патрубка, м.......

Давление срабатывания, Па: .... в зависимости от сменной чашки .............

Вакуум срабатывания, Па:

для стальных вертикальных резервуаров ..........

для железобетонных резервуаров .............

в зависимости от сменной чашки .....

Расход воздуха, м3/с:

для стальных вертикальных ре

0,15

0,20

156-

640-

0,25

-176

-685

0,35

0,15

0,20 | 0,25 2000

1200

250-300

350-400

900—1000

0,35

зервуаров ..........

для железобетонных резервуа

0,138

0,250

0,418

0,832

-

-

-

1

ров ............

0,250

0,360

0,694

1,390

при вакууме 250—400 Па ...

0,138

0,250

0,418

0,750

» » 1000 Па.....

Объем жидкости в гидравлическом

-

¦—

¦—

-

0,250

0,360

0,750

1,390

затворе, л ............

-

•-

16

16

23

35

Масса клапана, кг ........

Габаритные размеры (диаметр и вы

43

52

77

105

90

125

170

190

сота), м.............

0,46Х

0,51 X

0.64Х

0.85Х

0,7 X

0,76Х

0,9 X

0,9 X

Х0.7

Х0,7

Х0,8

х 1)0

XI,2

XI,3

XI,3

Х1.3

ческого затвора. Это позволило увеличить их пропускную способность без значительного увеличения габаритных размеров, массы и объема жидкости гидравлического затвора. При повышении давления в резервуаре и в полости а жидкость из чашки вытесняется в патрубок и при достижении предельно допустимого значения давления жидкость выбрасывается на экран, отражаясь от которого скапливается в кольцевой полости б. При вакууме в резервуаре жидкость вытесняется из патрубка в чашку и при срабатывании выбрасывается на стенки корпуса, по которым стекает в кольцевую полость в. Для обеспечения полного выброса жидкости в момент срабатывания на вакуум в чашке имеется цилиндрическая перегородка с отверстиями, разделяющими ее на две сообщающиеся полости. Площадь кольцевого зазора г между патрубками и перегородкой не превышает двух площадей патрубка, что облегчает выброс жидкости из этого зазора на крышку чашки и затем на стенки корпуса клапана. В освобожденный кольцевой зазор из сообщающейся полости чашки перетекает остаток жидкости и по мере поступления выбрасывается из затвора, не создавая заметного превышения вакуума. Выброшенная жидкость сливается через сливные штуцеры и используется для повторной заливки. После срабатывания клапана газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой через свободные газоходы, и клапан типа КД работает как «сухой», обеспечивая более высокую производительность по сравнению с типовым клапаном.

Для хранения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров и сжиженных газов получили широкое распространение шаровые резервуары, работающие под избыточным давлением. В соответствии с ГОСТ 9463—60 в шаровых резервуарах установлены следующие давления: 0,25; 0,6; 1,0 и 1,8 МПа. При давлении меньше 0,2 МПа неэкономично применять шаровые резервуары, так как их вес при этом получается такой же, как каплевидных, а стоимость на 40— 50% выше из-за необходимости штамповки листов, усложнения обработки кромок и сборки. Материалом для шаровых резервуаров служит низколегированная сталь 09Г2С (ГОСТ 5058—65). Для индустриальных методов изготовле-

Рис. 3.22. Шаровой резервуар.


1 — узел дыхательной арматуры; 2 — поплавк овый указатель уровня; 3 — совмещенный узел (шлюзовая камера) для замера уровня, температуры нефтепродукта и отбора пробы; 4 — запорная арматура; «5 — приемный и раздаточный патрубки; 6 — дренажный кран.

ния лепестков оболочки на заводах принят постоянный ряд диаметров шаровых резервуаров 9, 10,5, 12, 16 и 20 м, соответствующих номинальным объемам 300, 600, 900, 2000 и 4000 м3. Согласно правилам Госгортехнадзора шаровые резервуары отнесены к сосудам первого класса, для которых запас к пределу прочности должен быть не менее трех, а коэффициент прочности стыковых швов к = 0,85 -Ь- 0,95.

Оболочка ^'сферического резервуара опирается на несколько колонн, привариваемых непосредственно к корпусу, которые передают давление на бетонный фундамент. Для большей жесткости колонны часто соединяют между собой системой растяжек (рис. 3.22).

Согласно основному уравнению (3.1) для шаровой оболочки (без учета явлений местного изгиба и концентраций напряжений у опор)

где R — радиус шаровой оболочки.

Если в резервуаре действует только избыточное давление, то усилия в обо-' лочке во всех точках будут одинаковыми

Т:    Тл    .    '    (3.73)

Усилия от гидростатического давления будут зависеть от положения рассматриваемой на оболочке точкп. Для расчета усплпй, возникающих в оболочке от гидростатического давления, разделим резервуар по линии сечения ас' (рпс. 3.23) на две части и рассмотрим раздельно условия равновесия верхней и яижней частей.

Расчет верхней части оболочки ф < ф0

По расчетной схеме на рпс. 3.23, а условие равновесия верхней части запишется так:

АВ = Ц,    (3.74)

где Ав — спла реакции верхней части оболочки, равная весу нефтепродукта в объеме оболочки над выделенным элементарным кольцом; Ту — проекция меридиональных усплпй на вертикальный диаметр оболочки.

Выделим на поверхности шара элементарное кольцо ds и примем его за цилиндрическое с площадью поверхности df = 2cizds. При этом ds = R tg ац>; так как тангенсы малых углов равны значению угла, то ds ^ Rdq>, а х =

ф

= R sin ф. Тогда dF = 2rtR2 sin ф dq. Полная спла реакцпп ЛЕ = f dFpy,

о

где ру — проекппя переменного гидростатического давления на вертикальный диаметр

Ру—-Р совф; p=pgh:    h-—R(    1—cosq>).

Тогда

р = pgR (1 — соэф)

и

ф

Аъ = | 2?iRspg sin ф cos ф (1 — cos ф) <2ф.

о

Проекция внутренних сил в верхней части оболочки на вертикальный диаметр

Ту = 2яжГ?зш ф;

Тву = 2n/??’®!sin2 ф.

Подставляя найденные значения Ав и Тд в уравнение равновесия, получаем

Тв _ РgR2 2COS2 Ф \

а на основании основного уравнения (3.72)

П=^(5-в«-» + ^).    (3.77,

Толщину листов верхней части оболочки вычисляют по полному значению усилий

Тм = тк + Тм', тк = т’к+т».

Расчет нижней части оболочки ф>ф0

Согласно расчетной схеме, представленной на рис. 3.23, б, условие равновесия для нижней части оболочки запишется

4, = 4В+ 40 = г-    (3>78)

где А0 — реакция на опорном кольце, равная весу нефтепродукта в объеме шара

А0 =jnfispg;

Tf} — проекция внутренних сил в нижней части оболочки на вертикальный диаметр

Ту = 2 пгТЪ sin (180 - ф); ТJ = 2nR sin2 ФП; г = R sin (180 — ф).

Подставляя в (3.78) найденные значения А0, Ту ж Ав, получаем 2nR3pg —cos2 ф (Ч — —- cos2 ф^ nR3pg — 2nRT* sin2ф,

откуда

П-^(5 + ^г).    (3.79)

Значение 21® найдем из основного уравнения (3.72), в котором h = R [1 -г cos (180 — ф)] = R (1 — соэф).

Тогда

r;_ifi(i-eco89-iy|Lit).    (3.80)

Толщину стенки нижней части оболочки определяют по полному значению усилий

п + п п п-т».

Незаполненный шаровой резервуар должен иметь достаточный коэффициент запаса на опрокидывание под действием ветровой нагрузки. Опрокидывающий момент от давления ветра

М = РВ(Д-Ь),

где М — опрокидывающий момент от давления ветра в Н-м; Рв сила ветра в Н; R — радиус шара в м; Ъ — расстояние от нижнего полюса резервуара до земли в м.

Тогда

Рв =- pBnR2k,

где к — коэффициент сопротивления шаровой поверхности потоку воздуха, пли аэродинамический коэффициент (к ^ 0,15); рв — давление [ветра в Па

ш2

Рв= Р — I

р — плотность воздуха в кг/м3; w — скорость ветра в м/с.

Расчет колонн следует вести на продольный изгиб по формуле Эйлера

Р* Р^-^.    (3-81)

где Ркр — сила, прп которой возможна потеря прямолинейности оси колонны вН;? — модуль упругости материала колонн в Па; /min — наименьший момент инерции в м204; L — длина колонны в м; а — коэффициент, зависящий от вида

ЗЭ.Д6ЛКИ.

Если один конец колонны заделан, а другой свободен, то а = nj^t, а если оба конца колонн заделаны, то а =2.

Допускаемая нагрузка на колонну


где с — запас устойчивости (для стали с 4 -f- 5).

Нагрузка Р, действующая на все колонны, складывается из веса нефтепродукта Рн и веса оболочки Р0. Тогда число колонн



Опорные плиты изготовляются из бетона М-110. Необходимую площадь опорной плиты находят из условия работы бетона при осевом сжатии

F = Р п Ш '

Толщина стальной плиты определяется из условия работы на изгиб по пятой схеме защемления г.

Основное назначение каплевидных резервуаров (рис. 3.24) — хранение нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров под избыточным давлением что позволяет значительно сократить потери от испарения по сравнению с «атмосферными» резервуарами. Однако стоимость стандартного цилиндрического «атмосферного» резервуара значительно меньше каплевидного такого же объема. Это объясняется сложностью сооружения каплевидной оболочки. Поэтому непременным условием широкого внедрения каплевидных резервуаров является его экономичность, которая определяется сравнением размеров дополнительной

ч ,

1 — днище; г — корпус; 3 — лестница; 4 — площадка с оборудованием; 5 — опорное кольцо.

стоимости и экономией от сокращения потерь за период амортизации. Поскольку стоимость металлоконструкций определяется в значительной мере ее собственной массой, на каплевидные резервуары должно затрачиваться возможно меньше металла. Это условие удается выполнить, используя способность безмоментных оболочек двойной кривизны, а также уравновешивать распределенные по их поверхности нагрузки растяжением (или сжатием), одновременно действующими в направлении главной кривизны.

Так, из сравнения формул (3.1) и (3.2) следует, что при одинаковых i?K и Р усилие Тк в элементе цилиндрической оболочки будет больше, чем в элементе двоякой кривизны. Поэтому прп равных Р цилиндрическая оболочка будет толще каплевидной.

В основу определения рациональной формы корпуса резервуара положено требование полног-о использования несущей способности металла тонкой оболочки вращения.

\

Интенсивность и закон распределения нагрузок, действующих на корпус резервуара, меняются с изменением уровня продукта и величины давления в газовом пространстве. Условие равнопрочности, удовлетворенное для одного случая загружения, не выполняется при других возможных режимах работы резервуара. Поэтому очертание безмоментноп, равнопрочной оболочки следует искать по наиболее интенсивной нагрузке. Тогда местную концентрацию усилий от менее интенсивных нагрузок можно компенсировать без ущерба для общей экономичности сооружения местным утолщением оболочек и введением рациональной системы опор, что подтверждается опытом проектирования. Для резервуаров, в которых нефтепродукт хранится под давлением, наиболее интенсивной и систематически повторяющейся нагрузкой является гидростатическое давление нефтепродукта при наивысшем уровне в сочетании с максимальным давлением паровоздушной смеси. Объем парового пространства при наивысшем уровне нефтепродукта обычно составляет около 10% полной емкости резервуара.

Суммарное давление нефтепродукта и паровоздушной смеси на произвольный, бесконечно малый элемент стенки корпуса можно выразить так (рис. 3.25)

Рис. 3.25. К расчету оболочки каплевидного резервуара.


P = P?(A*-f У),

где р — суммарное давление нефтепродукта и паровоздушной смеси в Па; р — плотность нефтепродукта в кг/м3; ки — максимальный избыточный напор в паровом пространстве в м; у — расстояние по вертикали от наивысшего уровня продукта до рассматриваемого элемента в м.

При определении формы корпуса условно принимают, что наивысший уровень нефтепродукта совпадает с вершиной резервуара, и собственный вес оболочки не учитывают.

Подставляя в уравнение Лапласа (3.1) выражение для давления и требуя, чтобы усилия растяжения оболочки в направлении главных линий кривизны были равны и постоянны для всех элементов, т. е.

Тм = Тк ~ Т — const, получаем уравнение срединной поверхности оболочки

'ЖГ_*"лГ = '!г'^и + ^!

или, заменяя Т — ад,

Если оболочка с поверхностью, удовлетворяющей уравнению (3.82), будет всюду иметь постоянную толщину, то при действии основной расчетной нагрузки во всех ее элементах в направлении главных линий кривизны возникнут одинаковые напряжения растяжения, т. е. будет выполнено условие равнопрочности оболочки.

Уравнение (3.82) является основным уравнением каплевидного резервуара, так как оно связывает форму корпуса с основной расчетной нагрузкой.

Заметим, что уравнение (3.82) вполне тождественно уравнению поверхности капли жидкости, лежащей на несмачиваемохт плоскости:

1    ,    1    __ Р

i?M “1_ ДК    “    ’

где а — поверхностное натяжение пленки жидкости в Н/м.

Таким образом, равнопрочная относительно основной расчетной нагрузки безмоментная оболочка постоянной толщины должна иметь очертания капли жидкости, лежащей на несмачиваемой плоскости. Если в уравнении (3.82)

радиусы кривизны выразить в декартовой системе координат, то получится сложное дифференциальное уравнение второго порядка, аналитическое решение которого до сих пор не получено. Поэтому контур сфероида строят методом последовательного графического интегрирования. По этому способу из уравнения (3.82) определяют радиус кривизны в вершине оболочки при значении у = 0. В полюсе А на оси вращения NN', как во всякой оболочке, полученной вращением отрезка кривой, примыкающей к оси вращения (рис. 3.26):

Рис. 3.26. Построение контура оболочки каплевидного резервуара.


Дм =    =

Поэтому

7?    2а&

0    р ghu

Найдем радиус в некотором масштабе. Из полюса А по оси вращения NN' засекаем точку

О j, из нее тем же радиусом проведем небольшую дугу АВ. Затем, измерив по чертежу гидростатический напор в точке В (hB) и подставив его значение в (3.82), определим величину радиуса кривизны Rтак как R^ = = R0. Нахвденным радиусом Rfi из центра, лежащего на направлении радиуса RB, в точке О2 проводят дугу ВС. Соединив точки С и 02 прямой и продолжив ее до пересечения с осью NN' в точке тс, находят кольцевой радиус Rg = тсС для точки С. Далее из уравнения (3.82) по найденному значению R? и измеренному гидростатическому напору he находим значение меридионального радиуса Rfi для точки С и т. д. Таким образом, меридиональные радиусы Rh, последующих участков контурной кривой находим по кольцевым радиусам RKпредыдущих участков. Построение контурной кривой продолжаем до тех пор, пока касательная к ней не станет горизонтальной. Плоская часть оболочки образует днище радиусом г. Огибающую радиусом кривизны Ог, Ог, 03, . . . при достаточно большом количестве элементарных дуг можно рассматривать как эволюту кривой меридионального сечения. Точность построения контура сфероида зависит от величины элементарных дуг — чем меньше их длина, тем точнее контур поверхности.

Один из существенных недостатков способа последовательного графического интегрпрованпя уравнения (3.82) заключается в необходимости несколько раз выполнять построение контура сфероида, задаваясь различными значениями растягивающего усиления в металле Т = сгб до тех пор, пока не будет найдено очертание оболочки, отвечающее заданному объему V при заданных значениях ha и р. Для этой цели необходимо уметь определять величину объема сфероида по построенному контуру поверхности.

Определение объема каплевидной оболочки

Каплевидная оболочка, опирающаяся на основание плоским днищем, при действии основной расчетной нагрузки будет находиться в равновесии, потому что уравнение (3.82) поверхности оболочки является в то же время условием равновесия всех ее малых элементов.

Рис. 3.27. Эпюра нагрузки оболочки каплевидного резервуара.


Рассмотрим равновесие на плоской части оболочки с учетом соотношения действующих на нее сил (рпс. 3.27).

Если принять объемный вес продукта за единицу, то сила давления на часть оболочки, расположенную выше экватора, численно равна объему эпюры давления abb'а' и направлена вверх. Центральная ордината этой эпюры равна давлению в газовом пространстве hH. Сила давления на под-экваториаяьную неплоскую часть оболочки численно равна объему, описанному вращением площади а-bkl. Оба рассмотренных объема имеют общую часть в виде кольцевого объема с сечением abkm, поэтому можно считать, что на плоскую часть оболочки вверх действует сила А, численно равная объему mkk'm', вниз —сила В, равная кольцевому объему сечением ami. В кольцевом сечении, разделяющем неплоскую часть оболочки и днище, действует сила растяжения Т, постоянная для всей оболочки (из условия равнопрочности). Проектирование всех сил, приложенных к неплоской части оболочки, на вертикальную ось приводит к выводу, что сила давления А. действующая вверх, должна быть равна силе В, действующей вниз (так как проекция силы Т равна нулю). Следовательно, объем mkk'm' равен кольцевому объемз’ с сечением ami, т. е.

Vmkk'm' = Vami-

Объем оболочки можно представить как сумму объемов

V = V Imm'l'~Г Уami-Подставив в последнее равенство значение Vaml = Vmhh'm', получим

V = Vimm'l' ~г Vmkk'm'

ИЛИ

V = жгЦН + кш),    (3.83)

где hM — величина избыточного давления в м; г — радиус основания оболочки в м.

Дыхательный клапан резервуаров высокого давления представляет собой более сложную конструкцию, чем клапаны типов КД и НДКМ.

На рис. 3.28 представлена одна из новых конструкций клапана высокого давления ДКМ-150. Клапан мембранный с управляющим устрой-ством-командоаппаратом. Работает клапан следующим образом. Давление из газового пространства резервуара передается через командоаппараг в камер у над мембраной. Когда давление в резервуаре достигнет расчетной величины, на которую отрегулирован командоаппарат, мембрана с шариком перемещается вверх. В результате этого надмембранная камера сообщается с атмосферой, избыточное давление в ней падает, после этого тарелка под давлением, действующим снизу, открывается, сообщая газовое пространство резервуара

Рис. 3.28. Клапан ДКМ-150 для резервуаров высокого давления.

1 — мембрана; 2 — крышка; 3 — тарелка; 4 — корпус; S — присоединительный патрубок; 6 — седло клапана; 7 — защитный кожух; 8 — патрубок; 9 — огневой предохранитель; Ю — седла;

11 — командоаппараты;

12 — щток; 13 — пружина; 14 — корпус командоаппа-рата; 15 — шарик; 16 — соединяющая трубка.

с атмосферой. Давление срабатывания клапана определяется предварительным натяжением пружины командоаппарата, что позволяет осуществлять регулировку в пределах (0,01—0,007) МПа.

При работе на вакуум шарик командоаппарата находится в нижнем положении. В надмембранноп камере устанавливается вакуум, равный разрежению в газовом пространстве резервуара. При достижении расчетного значения вакуума вес узла тарелки уравновешивается усилием от атмосферного давления на нижнюю поверхность мембраны, и тарелка перемещается вверх, соединяя газовое пространство резервуара с атмосферой. Таким образом, вакуум срабатывания определяется весам тарелки клапана.

§ 7. ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Железобетон — сочетание бетона и стальной арматуры, используемое для совместной работы в конструкции как одно монолитное целое. Поскольку бетон хорошо сопротивляется сжатию, но обладает относительно небольшой прочностью на растяжение, бетонные конструкции приходится проектировать так, чтобы растягивающие напряжения в бетоне совсем не возникали или были очень незначительны. Это приводит к тому, что бетонные конструкции делаются, как правило, массивными, а область их применения ограничивается. Введение в бетон стальной арматуры, работающей преимущественно на растяжение,

дает возможность не только существенно сократить расход бетона, но также выполнить из железобетона такие конструкции, которые нельзя было бы осуществить из неармированного бетона. Совместная работа стали и бетона достигается за счет сил сцепления между обоими материалами и наличия сил трения, вызываемых усадкой бетона, обжимающей стержнп арматуры, приданием арматуре периодического профиля, сваркой ее в каркасы и сетки при помощи отгибов стержней и устройства крюков. Разница в коэффициентах температурного расширения стали и бетона в большинстве случаев невелика (для бетона в зависимости от рода наполнителя коэффициент равен от 0,000012 до 0,000007 1/°С, для стали 0,000012 1/°С. Поэтому при изменении температуры в пределах немногих десятков градусов усилия, стремящиеся сдвинуть арма-туру по отношению к бетону, хотя и возникают, но они относительно незначительны, так что силы связи между обоими материалами успешно им противостоят. Бетон предохраняет заключенную в нем стальную арматуру от коррозии. Проектирование железобетонных резервуаров производится в строгом соответствии с требованиями, изложенными в СН 326—65.

Механические свойства бетона зависят от следующих факторов: от качества применяемых цементов, характеристик заполнителей, состава бетона, водоцементного соотношения, а также от способа приготовления бетона, его укладки и обработки в конструкции. Для железобетонных резервуаров рекомендуется применять силикатные цементы (портландцементы) марки не ниже 170 с минимальным содержанием свободной извести. Вода для приготовления бетона не должна быть загрязнена кислотами, щелочами и органическими веществами.

Песок — кварцевый, кварцево-полевошпатный мелкий (с диаметром зерен менее 1 мм) с содержанием органических примесей и глины не более 2%.

В качестве крупного заполнителя применяется природный гравий или щебень из твердых горных пород. Наибольший размер гравия или щебня не должен превышать J/5 толщины стенки резервуара.

Многочисленными опытами доказано, что прочность бетона в определенный срок при твердении в нормальных условиях зависит главным образом от прочности (активности) цемента и от водоцементного соотношения (В/Ц). Под водоцементным соотношением в этом случае понимается отношение веса воды к весу цемента в свежеприготовленной бетонной смеси. Прочность бетона повышается с уменьшением В/Ц.

Состав бетона (весовое соотношение между цементом, песком и гравием) для резервуаров рекомендуется 1 : 1,5 : 3 или 1:2:4.

Таблица 3.6

Водоцементное отношение (В/Ц) некоторых бетонов

Бетоны

Значения В/Ц

при клинкерных цементах

при бесклин-керных и ма-локлинкер-ных шлаковых цементах

при сульфо-тированных глиноземлистых цементах

Плотные (для слабоагрессивных сред) . . Повышенной плотности (для агрессивных

сред) .................

Особо плотные (для сильноагрессивных сред) .................

0,65—0,56 0,55-0,51 0,50-0,40

0,60—0,51

0,50—0,40

0,70-0,61

0,60-0,51

0,50—0,40

Рекомендуемые пределы водоцементных соотношений в плотных бетонах приведены в табл. 3.6.

По степени фильтрации илп по проницаемости бетоны разделяются на марки, характеризующие их стандартную (по ГОСТ на гидротехнический бетон) водопроницаемость: В-2, В-4, В-6, В-8.

Наиболее агрессивными средами являются нефтепродукты — дизельное топливо и отработанное машинное масло, содержащее кпслоты. Для этих нефтепродуктов следует применять особые бетоны повышенной прочности.

Конструкции железобетонных резервуаров

Железобетонные резервуары по геометрической форме разделяются на цилиндрические и прямоугольные (квадратные, траншейные). Наибольшее распространение получили цилиндрические резервуары, удобные в эксплуатации и имеющие конструктивные преимущества.

Цилиндрические стенки резервуаров, испытывая преимущественно осевые растягивающие усилия, могут иметь небольшую толщину (практически 5 принимают не менее 8—10 см). Арматура стенок состоит из горизонтальных стержней, образующих замкнутые кольца, и вертикальных стержней. Наиболее ответственным узлом резервуара является сопряжение стенки с днищем, которое осуществляется при помощи армированных вутов и добавочных стержней для восприятия растягивающих усилий. Горизонтальные стержни воспринимают кольцевые усилия. Эти усилия увеличиваются к нпжней части резервуара (рис. 3.29), однако, начиная примерно с 2/з высоты от верхней части, кольцевые усилия благодаря жесткой связи стенки с днищем перестают возрастать и постепенно уменьшаются к нижней части.

В связи с этим сечение кольцевой арматуры, вычисленное по наибольшему усилию, обычно постоянное в нпжней части стенкн, в верхней же части оно уменьшается соответственно с уменьшением кольцевых усилий. Вертикальные стержни являются не только монтажными, служащими для удержания колец во время бетонирования, но необходимы также и для восприятия изгибающих моментов, действующих в вертикальных плоскостях. Эти стержни обычно принимают несколько меньшего диаметра, чем кольцевые стержни, и располагают на расстоянии 10 — 20 см друг от друга. В резервуарах большого диаметра перекрытие собирается из отдельных плит, опирающихся на промежуточные стойки: иногда по концентрическим кругам, а чаще прямоугольной сеткой осей с шагом 3,5—4,5 м. Сечение стоек квадратное, не менее 25 X 25 см. Перекрытие цилиндрических резервуаров обычно безбалочное, а для резервуаров диаметром до 15 м купольное, без промежуточных стоек. В настоящее время разработаны типовые проекты на различные емкости объемом от 500 до 30 ООО м3 с безбалоч-ным перекрытием. Толщина плиты безбалочного перекрытия и днища принимается не менее 12 см, толщина купольного покрытия не менее 8 см.

Внутренняя поверхность днища устраивается с уклоном 1 : 100 в сторону сборного колодца.

Фундаменты под стопками при безбалочноп конструкции перекрытия устраиваются в уровень с подошвой днища в виде обратных капителей. При отсутствии грунтовых вод фундаменты можно располагать и ниже днища, что менее надежно в отношении образования трещин, но обходится дешевле.

Стенки прямоугольных резервуаров (рис. 3.30) работают на изгиб в горизонтальном и вертикальном направлениях и обычно имеют большую толщину, чем стенки цилиндрических резервуаров тех же размеров. Слабым местом

у прямоугольных резервуаров являются углы, которые ооычно усиливаются вутами с добавочной арматурой для обеспечения жесткой связи стенок между собой. Однако в этих резервуарах можно использовать имеющуюся площадь

Рис. 3.29. Цилиндрический железобетонный резервуар. 1 — колонны; 2 —смотровой люк; 3 — отверстия для вытяжной трубы; 4 — сливной люк.

Рпс. 3.30. Эпюры усилий и моментов в стенке цилиндрического железобетонного резервуара.


когда требуется расположить несколько резервуаров рядом. Размеры таких резервуаров в плане ничем не ограничены; высота же их редко бывает больше

6 м. В резервуарах малого объема стенкп имеют вид простых плит, которые .могут быть постоянной толщины по всей высоте. Резервуары большого объема

могут быть разделены на камеры с одной или несколькими промежуточными стенками. При большой длине резервуара делают ребра жесткости.

Перекрытия прямоугольного резервуара выполняют ребристыми с плитами, опираемыми по контуру, или безбалочными, которые получили наибольшее распространение. Днище при хорошем грунте может быть бетонное толщиной 30—50 см, причем в этом случае необходима хорошая связь его с железобетонными стенками, достигаемая закладкой стержней-коротышей. Чаще днище выполняют железобетонным с утолщением под стенками и стойками.

Расчет прямоугольных и многоугольных резервуаров

Способ расчета стенок резервуара, имеющих в плане очертание прямоугольника, зависит от принятой конструкции и соотношения размеров резервуаров (рис. 3.31).

1

а

=

а


А-А

¦777?4^0=7;

24 000 -

!~6


Мп-

Ml


L


<L


гр—j—ц

1 &


А


ме


Г


М


&-


¦М,

м.-


Mr


24 ООО


тА


/"Мс


Pnc.J3.31. Прямоугольный сборный железобетонный резервуар объемом    Рис. 3.32.    Эпюры усилий и

2000 м3.    моментов    в стенке прямо-

1 — сборное перекрытие; 2 — монолитное дншце; S — световой люк; i —    угольного    железобетонного

люк-лаз; 5 — вентиляционный патрубок; в — приямок.    резервуара.

Открытые прямоугольные резервуары со стенками без ребер при отношении высоты к большому размеру в плане, более двух, для расчета разбиваются по высоте на отдельные пояса-рамы. Каждый пояс представляет собой замкнутую горизонтальную раму с пролетами а и b (рис. 3.32), нагруженную внутренним давлением р, которое вызывает в элементах рамы продольные силы и изгибающие моменты. Продольные силы Na и Nb определяются из условия равновесия внутренних и внешних сил:

Р = 98h-

Угловые моменты можно определить по теореме трех моментов, рассматривая замкнутый контур как неразрезанную балку. Для резервуаров квадратного сеченпя в плане (при а = Ь):

Ма=^~; МЕ = -^.    (3.85)

Эти формулы применимы п для резервуаров, имеющих в плане форму правильного многоугольника, так как вследствие симметрии не происходит поворотов углов и, следовательно, все элементы будут жестко закреплены. Таким образом, для многоугольного резервуара справедливы формулы (3.85), а продольные силы могут быть рассчитаны по формуле

где d — диаметр вписанного круга в м.

Расчет прямоугольного резервуара, разделенного на два отделения внутренней перегородкой, производится так же, как и расчет горизонтальной двухпролетной замкнутой рамы. Для траншейных резервуаров выгодно применять промежуточные затяжки по длине. Растягивающие усилия в затяжках и моменты в стенках находятся из расчета соответствующих рам или по готовым формулам.

Изгибающие моменты и продольные растягивающие силы в стенках прямоугольного резервуара с отношением сторон от 0,5 до 2 от действия гидростатической нагрузки могут быть определены также по специальным таблицам.

Расчет цилиндрических железобетонных резервуаров

Наиболее опасными напряжениями в железобетонных резервуарах являются напряжения растяжения. Поэтому элементарный расчет цилиндрических резервуаров по стадии разрушения сводится к подбору сечения кольцевой стальной арматуры, воспринимающей кольцевые растягивающие усилия, и к определению толщины бетонной стенкн. Сечение бетонной стенки корпуса рассчитывается также при работе бетона на растяжение из условий получения необходимого запаса прочности против образования трещин.

При расчете статически неопределимая конструкция цилиндрического резервуара может быть расчленена на более простые элементы: стену (замкнутую цилиндрическую оболочку), днище (плиту на упругом основании) и перекрытие. Это допущение возможно, так как толщина и высота стенки резервуаров, применяющихся на практике, таковы, что в соответствии с теорией расчета оболочек краевые усилия, приложенные к верхнему контуру цилиндрической стенки, практически не оказывают влияния на величину усилий, возникающих при сопряжении стенки с днищем.

Определение площади сечения кольцевой арматуры

Поскольку гидростатическое давление изменяется по высоте резервуара, стенку резервуара разбивают на несколько сечений через равные промежутки (например, через 1 м). Сечение арматуры каждого пояса определяют по максимальному давлению, т. е. треугольную эпюру давлений заменяют ступенчатой.

Согласно формуле (3.1) растягивающее кольцевое усилие на единицу длины горизонтального сечения стенки резервуара (в Н/м)

Т = р gRh,

где h — глубина погружения расчетного сечения под уровень нефтепродукта в м.

Площадь поперечного сечения кольцевой арматуры определяется из уело-вий, что все кольцевое усилие воспринимается арматурой:

(3.86)

где к — общий коэффициент запаса прочности = 1,8); ат среднее значение предела текучести стали в Па.

Толщина стенки б для каждого сечения определяется из условия монолитности железобетонного резервуара, при которой арматура и бетон работают совместно. Следовательно,

Tkrp = F6o6.p + Faoa,    (3.87)

где Т — растягивающее кольцевое усилие в Н/м; ктр — коэффициент трещино-устойчивости (при давлении до 0,1 МПа кгр = 1,3); F6 — площадь поперечного сечения бетонной стенки, приходящаяся на единицу длины; б — толщина стенки рассчитываемого пояса резервуара в м; аб.р — предел прочности, бетона на растяжение в Па

1 3/--2

<*б.Р=-2-у °в;

<jg — предел прочности кубического образца бетона на сжатие (т. е. марка бетона) в Па; аа — допустимое растягивающее напряжение в стальной арматуре в Па.

Из условия монолитности относительные деформации арматуры и бетона должны быть равны

&а ~ — 8.

Следовательно,

оа >

где Е — модуль упругости стали в Па.

Многочисленными опытами установлено, что к моменту образования трещин предельное относительное удлинение бетона еб = 0,0001, напряжение в стальной арматуре в этот момент будет равно

аа = 8&Е = 0,0001 • 20,5 • 1010    20,5МПа.

Подставив значения Fa, F6 и оа в (3.87), получим

Тктр = бстб_ р~Тк^-, отсюда толщина стенки резервуара

¦а-р?*д(Х^Г‘)-    <3'88)

Если подставить рекомендуемые значения А:    к,    оа    и    принять    сгт    =

= 250 МПа, то окончательно получим б в м:

л ^ с PShR

Для предупреждения образования трещин допускаемая нагрузка, найденная из расчета появления трещин, должна быть всегда больше нагрузки, определенной из условия передачи всего растягивающего усилия на арматуру, т. е.

Рфб. р~Ь Fа^а    РaqT

ктр    к

Из последнего условия нетрудно найти необходимое насыщение стенки резервуара арматурой, при котором не возникает в бетоне трещин. Обозначив через = FJF6 коэффициент армирования и разделив обе части неравенства на F6, получим

Рис. 3.33. Расчетная схема железобетонного резервуара.


^=^7*    (3-90)

ПГ-03

В действительности стенка цилиндрического резервуара закреплена у днища и у перекрытия и кроме растягивающих усилий она подвергается еще изгибу по образующей. Поэтому при расчете цилиндрических резервуаров    большого

объема и прямоугольных резервуаров необходимо также рассчитывать и вертикальную арматуру.

Расчет сводится к следующему.

Из стенкн резервуара выделяют вертикальную полоску шириной, равной единице, нагруженной треугольной нагрузкой от гидростатического давления. Выделенную полоску рассматривают как балку, лежавшую на сплошном упругом основании. Для нее находят уравнение упругой линии, а затем изгибающий момент и поперечную силу.

Железобетонные цилиндрические резервуары с жесткой заделкой стенок в днище более точно следует рассчитывать методом сил, разработанным П. JI. Пастернаком (расчетная схема приведена на рис. 3.33). Не излагая здесь подробно этот метод, приведем только некоторые окончательные уравнения и формулы для расчета цилиндрических резервуаров с переменной толщиной стенок. Стенка такого резервуара рассчитывается по этому методу так же, как и любая статически неопределимая система по методу сил, т. е. для определения изгибающих моментов и поперечных сил для места сопряжения стенки с днищем составляются два линейных уравнения упругости:

бцМд-|-61аЛГд = Д;    (3.91)

^21-^Д Г " $22^ = Д2р>

где Мп — изгибающий момент в заделке, действующий в плоскости меридионального сечения; Na — поперечная сила в плоскости меридионального сечения; 6 612, 621, 622Д, Д — единичные упругие деформации (при увеличении в EI раз)

Здесь 5Д = j/ Пз- = 0,76Y$gR — величина, обратная коэффициенту

гибкости стенки у днища тп, т. е. Sa = 1/m-; бд и бк — толщина стенки у днища и перекрытия; Рл и Рк горизонтальная нагрузка на уровне днища и перекрытия; при гидростатическом давлении Р = рgH\ Н — высота резервуара; р — плотность нефтепродукта, Рк = 0 при отсутствии давления грунта; R — радиус резервуара;

Од—Ок

При постоянной толщине стенки бд = 6К I = оо.

Тогда

^11 = ^1 ^12 =    =    I    ^22    =    _2^>

А — ~^(РР V А — р

^1р — 41    ск)1    2р — 4    *д,

а расчетные уравнения приводятся к виду

^д=^-(Рд_Рк);

2    2    —ГД-

Определив по (3.91) значения Мп и Nn, изменяющиеся по высоте стенки, изгибающие моменты М и кольцевые усилия Т найдем из уравнений:

М = МдГ)! -{- я + SnNp) г)2;

Т = PR + [Лг-Мд д-\- SaNд) г^],    (3.92)

где

г)1 = e_3C/Sfl cos-^- • r)2 = sin .

°Я    Лд    ¦

PR — статически определяемое кольцевое усилие; х — расстояние от уровня нефтепродукта в резервуаре до расчетного пояса.

Задаваясь коэффициентом армирования [i, полезная толщина стенки 60 определится по максимальному моменту

6«=л/ —f Tv    <3-93>

где аб.н — предел прочности бетона на сжатие при изгибе. Полная толщина стенки

б=бо-4+°,015,    ¦.    ¦

где d — диаметр стержней арматуры в м.

= Ц^б.

Сечение кольцевой арматуры определяется по (3.86).

Днище резервуара рассчитывается как круглая плита на упругом основании (в случае же высокого уровня грунтовых вод следует считать и на нагрузку от их давления). Если железобетонные резервуары располагаются в зоне грунтовых вод, то имеется опасность их всплывания. Проверку устойчивости на всплывание ведут так же, как и для стальных подземных резервуаров.

В резервуарах большого объема сборной конструкции необходимо учитывать силы трения, возникающие между основанием стенки и днищем. Расчетное кольцевое усилие

= pghR —~ Nтрт],    (3.94)

где ivTp — сила трения между стенкой и днищем

N Тр — крс,

рс — давление от собственного веса покрытия и стенки на 1 м длины ее основания; т] — коэффициент трения стенкн по днищу, принимаемый ^равным 0,5 при наличии уплотняющего слоя из битума, рубероида и др.

Расчет напряженно-армированных железобетонных резервуаров

Известно, что бетон обладает крайне слабой сопротивляемостью растягивающим усилиям. Даже применение бетона повышенной марки незначительно увеличивает сопротивляемость его растяжению. Как уже отмечалось в предыдущем параграфе, при напряжениях в кольцевой арматуре в монолитном бетоне 20,5 МПа возникают первые волосяные трещины. Это обстоятельство не позволяет в обычном железобетоне эффективно использовать арматуру из высокопрочных сталей. Между тем применение высокопрочных материалов позволяет значительно сократить стоимость резервуара.

Проблема трещиноустойчивости железобетонных резервуаров успешно была разрешена созданием специальных напряженно-армированных железобетонных резервуаров путем предварительного обжатия их стенок арматурой с таким расчетом, чтобы в них под действием гидростатического давления оставались сжимающие напряжения или, в крайнем случае, возникающие растягивающие напряжения не превышали предельного значения, при котором образуются трещины в бетоне. Предварительное напряжение арматуры производится после того, как бетон достигнет 70% требуемой прочности. Вследствие усадки и ползучести бетона, а также частичного смятия его под арматурой последняя, следуя за бетоном, теряет часть растягивающих напряжений, а бетон — часть сжимающих напряжений. Указанные потери напряжения доходят до 150 МПа. Поэтому требуется применять высокопрочную арматуру для полной компенсации потерь и создания большого запаса предварительного напряжения сжатия бетона. Как показали расчеты, при применении в резервуарах предварительного напряжения общий расход металла может быть снижен на 25—30%, а расход бетона на 1020%.

При обеспечении трещиноустойчивости только за счет предварительного напряжения, т. е. без учета работы бетона на растяжение, стенку резервуара можно выполнить из отдельных секций с вертикальными швами между ними.

Это позволяет изготовлять отдельные секции в заводских условиях и применять индустриальные методы строительства, что также удешевляет стоимость резервуара.

На рис. 3.34 представлен разрез боковой стенки предварительно напряженного железобетонного резервуара. Сечение стенки состоит из слабо армированного бетонного сердечника 1 с арматурой 2, который обжимается предварительно напряженной кольцевой арматурой 3, наружной торкрет-штукатурки 4, защищающей предварительно напряженную арматуру от коррозии, внутреннего защитного экрана 5, предохраняющего нефтепродукт от утечек.

Предварительно напряженные конструктивные части резервуара рассчитывают на прочность и трещиноустойчивость. Отличительная особенность предварительно напряженного бетона по сравнению с обычным — более позднее появление трещин, поэтому расчет на прочность производится, как и для обычного железобетона, по стадии разрушения без учета сопротивления бетона растяжению.

0 ' о ' . •< «

б'°' 'S>

- е

В О О

0 > ¦

л<*

6-0 ¦

-.1

¦'А

ж

о о ,

N

¦о ¦ о •

•< ’Q >

V4

.’•'.•о.' ;в

. о . ' -Л •

0, •.

. . О . .

- ¦. 0-

•><

: о> w ¦;

О- >

•‘¦О-'о

. •¦’

¦    о

¦    °

• Л ¦ 1 '

¦ ¦ .0

. 0 •

; «

О

¦. • о ¦

:о .

„ / -2

Рис. 3.34. Сечение стенки предварительно напряженного железобетонного резервуара.


Площадь сечения основной предварительно напряженной арматуры Fa. п определяется для каждого участка высотой 1 м. Полное растягивающее усилие Т = = pghR воспринимается кольцевой арматурой

Tk = Fa


' Fа. наХ)

где к — коэффициент запаса прочности (к — 2,5); сгп. п— предел прочности напряженной арматуры; Fa. н — площадь сечения обычной арматуры сердечника; ат — предел текучести арматуры сердечника

ТкFа< н^т <?п. п


(3.95)


F =

1 а. п


Величина монтажного предварительного напряжения сжатия бетона находится из условия равенства усилий в напряженной арматуре и в сердечнике

отсюда


(3.96)


F б


Fa. n^ai — F*-}- FHaa.H;

Fa. n<7ai + Fа. нСТа. н


Об. =


где aai — предварительное монтажное напряжение в арматуре; аа.н — напряжение сжатия в арматуре сердечника; F6 — площадь поперечного сечения бетонного сердечника

°а. к — предварительное напряжение арматуры, контролируемое при натяжении (сга. к0,6ан); ап — потеря предварительного напряжения от усадки и ползучести бетона (ап ^ (40    100) МПа); ан — нормативное сопротивление

напрягаемой арматуры; асм — потеря предварительного напряжения от смятия бетона под витками кольцевой арматуры (<тсм = 10 МПа).

Величина напряжения сжатия в арматуре сердечника аа. н находится из условия равенства деформации сердечника еа и бетона еб.

^а. н    .гг _ ^а

Еа — Еб ’    0a- н ~ Е6

Здесь Еа и Е6 — модули упругости арматурной стали сердечника и бетона. Подставляя значение аа. „ в (3.96), получаем

Fа пС, .

F б +    а. н

¦р

или, выразив через коэффициент армирования =

И-П


СТа„    (3.97)

1 + геин иа

где |лп и (хн — коэффициенты армирования для предварительно напряженной и нормальной наружной кольцевой арматуры сердечника.

Минимальная толщина стенки сердечника вычисляется по формуле

6min = 3.25    (3.98)

где сгб — предел прочности бетона на сжатие.

§ 8. ОСНОВАНИЯ И ФУНДАМЕНТЫ ПОД РЕЗЕРВУАРЫ

Фундаментом называется часть сооружения, передающая нагрузку от веса сооружения на основание.

Основанием называется толща грунта, находящаяся ниже подошвы фундамента и воспринимающая давление, передаваемое фундаментом.

Грунты, находящиеся в условиях их природного залегания, являются естественными основаниями сооружении, а грунты, предварительно уплотненные или укрепленные другими способами, искусственными основаниями.

Крупноблочные, песчаные и глинистые грунты состоят из отдельных минеральных частиц (скелета грунта), между которыми имеются промежутки — поры, заполненные водой, воздухом или цементирующим веществом. Твердые частицы грунта имеют различную величину (от нескольких сантиметров до тысячных долей миллиметра) и различную форму (кубовидную, призмовидную или пластинчатую). Физические и механические свойства грунтов зависят от свойств составных частей и от их взаимодействия.

Плотность р — отношение массы частиц грунта, высушенных до полной потери влаги, к объему, занимаемому этими частицами.

Порист.ость грунта п — доля объема пустот Fn в общем объеме грунта (F = Fn — Fc, где Fc — объем твердых частиц (скелета) грунта)

(М9>

Коэффициент пористости грунта ц — отношение объема пор к объему твердых частиц, т. е.

Fc 1-

откуда


Угол естественного откоса — наибольшее значение угла, который с горизонтальной плоскостью образует поверхность грунта, отсыпанного без толчков и сотрясений. Угол естественного откоса (угол внутреннего трения грунта) характеризует сопротивление грунта сдвигу.

Сжимаемость грунтов. По мере изменения нагрузки на грунт будет меняться и величина коэффициента пористости. Кривая е = / (р), отражающая зависимость между деформацией и нагрузкой, называется компрессионной кривой.

На рис. 3.35 изображена характерная компрессионная кривая наиболее часто встречающихся грунтов. На этой кривой можно выделить участок АВ, отражающий естественное уплотнение грунта, которое он приобрел в условиях

природного залегания. Следовательно, е0 — коэффициент пористости до приложения внешней нагрузки. При нагрузке, большей природного давления, деформация начинает увеличиваться быстрее, чем и объясняется перегиб в точке В. Для образца грунта с нарушенной структурой участок АВ отсутствует. Кривая разгрузки не совпадает с кривой нагрузки, а проходит ниже ее. В небольшом начальном промежутке кривой до давления р1 кривую можно заменить прямой ВС. Тогда в пределах этого участка зависимость между коэффициентом пористости е и давлением р выразится уравнением

Рис. 3.35. Компрессионная кривая грунта.

1 — кривая нагрузки; 2 — кривая разгрузки; з — прямолинейный участок.


а — 8°~S] = tg а,    (3.101)

Pi—Po    v 7

где а — коэффициент уплотнения грунта в данном интервале изменения нагрузки. На начальном прямом участке компрессионной кривой можно принять, что деформация прямо пропорциональна нагрузке, следовательно, относительное укорочение элемента грзшта можно вычислить, пользуясь известными формулами обобщенного закона Гука.

Нормальные фундаменты под резервуары

Фундаменты под резервз>-ары являются наиболее ответственной частью всего сооружения, так как принимают на себя гидростатическое давление нефтепродукта в резервуаре, что позволяет резко уменьшить толщину листов днища. Неправильно спроектированный фундамент может быть причиной неравномерной осадки резервуара, вследствие чего в корпусе и днище появляются трещины, а в некоторых случаях происходит полное его разрзапе-ние. Площадки, на которых возводятся резервз''ары, следует выбирать так, чтобы давление на грунт р было бы меньше допускаемого рло

Р = PgH,

где Н — высота резервуара; р — плотность самого тяжелого нефтепродзгкта.

Нормальные фундаменты строят из крупнозернистых материалов (песка, гальки, гравия, щебня и других), которые передают давление на большую площадь и дают небольшую равномерную осадку. Они выгодно отличаются от монолитных фундаментов тем, что благодаря отсутствию связанности между отдельными частями крупнозернистых материалов обладают эластичностью и перераспределяют усилия, передающиеся грунту при неравномерной осадке, локализуя тем самым ее вредное влияние на резервуар. Поэтому такие фундаменты незаменимы, когда резервуар строится на насыпных грунтах, насыщенных водой. В этом случае в первый момент времени нагрузка от резервуара будет целиком передаваться на грунтовую воду, заключающуюся в порах грунта. Напор грунтовых вод увеличится и начнется фильтрация воды из-под дна резервуара по направлению к свободной поверхности земли. Токи фильтрации будут иметь вид, показанный на

рис. 3.36, а. Наибольший напор грунтовых вод будет в точке 0. Затем величина напора будет падать вдоль линии фильтрации до нуля на поверхности земли за пределами основания резервуара. Таким образом, под резервуаром возникает гидродинамическое давление на грунтовый скелет, стремящееся выдавить грунт

Рис. 3.36. Токи фильтрации в грунте. а — под резервуаром, не имеющим песчаное основание; б — под резервуаром, имеющим песчаное основание



на поверхность. Ввиду малой сопротивляемости грунтового скелета сдвигу при значительных нагрузках может произойти разрушение основания вследствие размыва грунта. В таких случаях наличие под резервуаром подушки из крупнозернистых материалов изменяет направление токов фильтрации, так как подушка не оказывает существенного сопротивления фильтрации грунтовой воды (рис. 3.36, б). Размыва грунта при этом не происходит, потому что дренирующая воду подушка предохраняет целостность грунта в течение всего процесса фильтрации. Нормальный фундамент под резервуары (рис. 3.37, а) состоит из грунтовой подсыпки, подушки из крупнозернистых материалов и гидроизолпрующего слоя. Грунтовая подсыпка производится после срезки и удаления растительного слоя толщиной 15—30 см. Для грунтовой подсыпки лучше использовать щебенистые, гравийные и песчаные грунты. Допускаются глинистые и суглинистые грунты влажностью не более 15%. На макропористых грунтах для подсыпки лучше использовать суглинистые    грунты    естественной    влажности    (без дренирующих примесей).


Рис. 3.37. Нормальный фундамент для вертикального стального резервуара.


а— объемом 5000 м3; б — объемом 10 000 м3. Примечание. Размеры указаны в метрах.


Подсыпку    желательно    выполнять    из    однородных грунтов горизонтальными слоями толщиной 15—20 см с тщательным послойным уплотнением. Толщина слоя подсыпки 0,5—2,0 м.

Подушку фундамента устраивают толщиной 20—25 см из зернистых материалов. Максимальный поперечник частиц не должен превышать 10% от толщины подушки. Радиус подушки на 0,7 м больше радиуса резервуара. Поскольку наибольший напор грунтовых вод наблюдается под центром днища резервуара, верхнюю полость подушки целесообразно делать с уклоном от центра основания. Высота конуса в центре 0,015/?. Конус также разгружает днище от термических напряжений и позволяет полнее удалять из резервуара подтоварную воду. Подушка укладывается с откосами 1 : 1,5, поверх нее из крупнозернистых материалов устраивают гидроизолирующий слой толщиной 80—100 мм (на макропористых грунтах толщина слоя должна быть увеличена в 2—2,5 раза). Гидроизолирующий слой предохраняет металл днища от коррозии под действием грунтовых вод, а макропористые осадочные грунты от увлажнения в случае утечки воды через днище резервуара. Гидроизолирующий слой изготовляют путем тщательного перемешивания супесчаного грунта (90% объема смеси) с вяжущим веществом (10%) — жидкие битумы, каменноугольные дегти, пояугудроны и мазуты. Супесчаный грунт должен быть влажностью не более 3% и иметь следующий гранулометрический состав: 60—85% по объему песка размером песчинок 0,1—2 мм, 15—40% песчаных пылевидных и глинистых частиц размером менее 0,1 мм. Гидроизолирующий слой следует укладывать без подогрева, равномерно по всей поверхности подушки с уклоном от центра к краям при последующем уплотнении дорожными катками.

Готовый фундамент должен иметь вокруг резервуара бровку шириной

0,7 м и откосы с уклоном 1 : 1,5 и 1 : 2, замощенные булыжником или бетонными плитами. Для отвода вод вокруг основания устраивается кювет с уклоном i = 0,005 к приемнику ливневой канализации. Для резервуаров объемом 10 000 м3 и более при проектировании фундамента необходимо предусматривать бетонное кольцо шириною 1 м и высотой 0,2 м (рис. 3.37, б).

Расчет осадки резервуаров

Расчет предполагаемой полной осадки резервуара производится на основе следующих положений.

1.    Принимается, что осадка происходит только после дополнительной нагрузки от веса резервуара сверх расчетного сопротивления от собственного веса лежащих выше слоев.

2.    Считается, что осадка происходит только за счет деформации грунта в пределах некоторой толщи ограниченной мощности (активная зона), начинающейся от начальной плоскости приложения нагрузки. Нижняя граница сжимаемой толщи принимается на топ глубине от подошвы фундамента, на которой дополнительное давление составляет 20% от расчетного сопротивления на глубине заложения грунта.

3.    Распределение давлений в грунте от веса резервуара принимается по формуле, полученной на основе рассмотрения грунта как упругого тела

Pz = ср,

где с — коэффициент распределения давления в грунте, зависящий от отношения D]z. Значения с даны в следующей таблице:

D/z

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

2,0

3,0

5,0

с

1

0,96

0,8

0,61

0,45

0,34

0,26

0,20

0,16

0,11

0,05

0,02

Здесь D — диаметр резервуара; z — глубина, на которой определяется рг; р — нагрузка от веса резервуара 205

Р = Р gH;

Н — полная высота резервуара; р — плотность наиболее тяжелого нефтепродукта.

Если испытание резервуара на прочность производится заполнением его водой, то ртах = 1000 кг/м3.

4.    Поскольку дополнительное давление в грунте от веса резервуара в пределах сжимаемой толщи непостоянно и уменьшается с возрастанием глубины, то для определения осадка сжимаемая толща разбивается на отдельные слои толщиной не более 0,4D.

5.    Расчетное сопротивление на глубине заложения грунта рр, возникающее под действием вышележащих пластов, определяется по гидростатическому закону:

jPpi — ^iPrpig; Ррг ~ ^2^Ргр2 ”Ь ^lgPrp,. Рра=Ррг + йз?Ргрз ••• Ррп ~ Pfn-1 ~г ^«^РгРп,

где рр — расчетное сопротивление в подошве n-го пласта; hn — мощность п-то пласта; рГРп — плотность грунта п-то пласта.

6. Принимается, что деформация сжатия каждого слоя толщиной h происходит при отсутствии бокового расширения и величина ее может быть определена на основании обобщенного закона Гука, из которого следует, что относительная деформация грунта в вертикальной плоскости (у) равна

В пределах всей сжимаемой толщи полная осадка резервуара Ah складывается из осадки отдельных слоев грунта с различными модулями деформации:


(3.102)

где (х — коэффициент Пуассона для грунтов (для песка ц = 0,29; для супеси ц, = 0,3; для суглинка (х = 0,37; для глины = 0,41); Et — модуль общей деформации слоя; pt — среднее давление в пределах слоя (принимается постоянным и равным полусумме давлений на верхней и нижней границах рассматриваемого слоя).

Так, если фундамент резервуара подстилает мощный однородный слой, в пределах которого рг при z = h достигает 0,2рр, то в этом случае формула

(3.102) будет иметь вид:

h__2^_1

д h^H±P?UL


2(12 -1 1 (1-Ц) J Е{ *


L (l-ц) J

Осадка резервуара, расположенного на грунте, подстилаемом скальным основанием

Такая схема осадки является частным случаем вышеизложенной задачи и считается приближенной, так как по этой схеме осадка происходит лишь вследствие уплотнения слоя, расположенного над скальным основанием (рис. 3.38).

Введем следующие обозначения: F — площадь поперечного сечения деформируемого объема грунта; hx — толщина слоя грунта над скальным основанием после осадки.

Объем деформируемого грунта V можно представить как объем, состоящий из объема пор Vn и объема скелета Vc:

V = V„ + Vc = Ve(l + e).

Согласно (3.100) V,

отсюда

Скальная порода

Рис, 3.3S. К расчету осадки резервуара на скальном основании.


1 + s


Но так как объем грунтового скелета в процессе деформации не изменяется, то


Fh0

1 + so

h1 = h0


и осадка резервуара


1 + ei

1 + 8!

1 + So


Fh0 1 + s0


Fh-i


Согласно формуле (3.101) тогда

s0г1=-ах — Ро),

Ah —h а ('Pl ~Ро^

(3.103)


к, -п0    1    +    .

В последней формуле р±р0 — рgH — есть нагрузка от веса резервуара. Осадка резервуара Ah происходит не мгновенно, а в течение некоторого времени. Прирост осадки резервуара с течением времени (при постоянной нагрузке) будет уменьшаться. В песчаных и крупнообломочных грунтах полная осадка будет происходить значительно быстрее, чем в глинистых, где этот процесс может продолжаться годами. Расчет осадки резервуара во времени производится в предположении, что осадка связана с процессом фильтрации воды, находящейся в порах грунта и вытесняемой из них давлением от веса заполненного резервуара. Осадка (в м) по истечении промежутка времени т после заполнения резервуара приближенно определяется по формуле

где т — время осадки в годах; Ъ — величина, зависящая от коэффициента фильтрации модуля деформации и сжимаемой толщи грунта

ъ__ *(1 + ео+вр). 0>75.108;

к — коэффициент фильтрации грунта в м/с; а — коэффициент, измеряемый в мс'2/кг (для сильно сжимаемых грунтов а 0,5 • 10" 6 мс2/кг; для грунтов средней жесткости а 0,3 • 10"6 мс2/кг; для жестких грунтов а :=» 0,1 X Х_10-6 мс2/кг); рв — плотность воды в кг/м3.

§ 9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ НЕФТЕБАЗ

При расчете объема потребной емкости для каждого нефтепродукта необходимо в первую очередь руководствоваться соображениями экономики, так как капиталовложения по резервуарным паркам доходят до 60% стоимости всей базы. Резервуарные парки не должны иметь излишней емкости, но в то же время не должно быть и недостатка ее во избежание увеличения простоев транспорта и нарушения режима работы нефтебазы.

Величина резервуарной емкости зависит главным образом от характера основных операций и назначения нефтебазы, а также от ее расположения. В основу расчета емкости принимаются грузооборот и годовые планы (графики) ввоза, вывоза и местной реализации нефтепродуктов по месяцам с учетом перспективных изменений, очередности и сроков строительства. Расчет емкости нефтебазы производится по значениям ввоза и вывоза данного нефтепродукта в процентах от годового оборота за определенное время. Чем меньше промежуток времени, к которому отнесены ввоз и вывоз, тем точнее результат подсчета емкости нефтебазы. Пусть изменение ввоза и вывоза нефтепродуктов дано помесячно в процентах от годовой реализации и выражается цифрами, приведенными в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Объемы месячных ввоза и вывоза нефтепродуктов на нефтебазу (в процентах от годовой реализации)

Месяцы

Показатели

j

j январь

февраль

Р.

СС

S

!

апрель

май

ИЮНЬ

ИЮЛЬ

1

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь |

Сумма, %

Ввоз .........

2

4

6

8

10

15

16

14

10

7

5

3

100

Вывоз.........

6

8

12

13

11

12

11

9

8

5

2

2

100

Месячный остаток . . .

-4

—4

—6

-5

-1

+3

+5

+ 5

+2

+2

+3

+1

0

Сумма месячных остатков .........

-4

-8

—14

-19

—20

-17

-12

—7

-5

-3

+1

0

Вычитая из показателей первой строки показатели второй, в третьей строке получим месячное превышение вывоза нефтепродукта над ввозом (—) или ввоза над вывозом (+). Складывая в третьей строке последовательно помесячные остатки нефтепродуктов, получим изменение емкости базы по месяцам (см. четвертую графу). Из данных этой строки следует, что емкость базы = ^шах — Vmln = 1 — (—20) = 21% годового оборота.

Проектная емкость Fn =    /г], где г] — коэффициент использования резер

вуаров (принимается равным 0,95—0,97). При отсутствии графиков ввоза и вывоза резервуарная емкость нефтебаз определяется менее точными способами.

1. Для железнодорожных распределительных нефтебаз по формуле

(3.105)

где Vn проектный объем в м206; Qcp — средняя месячная реализация нефтепродуктов в т; к — коэффициент неравномерности поступления и реализации нефтепродуктов (табл. 3.8); р — плотность нефтепродукта в т/м3.

Таблица 3.8

Значения коэффициента неравномерности поступления и реализации нефтепродукта

Значение коэффициента h

Районы

для светлых нефтепродуктов

для масел и темных нефтепродуктов

Промышленные города........

1,0

1,5

Промышленные районы........

1,1

1,65

Районы, в которых промышленность

потребляет 70% нефтепродуктов,

а сельское хозяйство 30% .....

1,2

1,8

Районы, в которых промышленность

потребляет 30% нефтепродуктов,

а сельское хозяйство 70% .....

1,5

2,25

Сельскохозяйственные районы ....

1,8

2,7

3)    минимальных потерь нефтепродуктов от испарений;

4)    требований возможно большей однотипности резервуаров. Для одного сорта нефти или нефтепродукта следует предусматривать не менее двух резервуаров, если операции по приему п отпуску происходят непрерывно и в случаях, когда при периодическом совмещении операций требуется проводить отстой или подогрев.

При прочих равных условиях экономические показатели эксплуатации резервуаров зависят от загруженности и полноты их использования, которая определяется коэффициентом оборачиваемости. Последний может быть вычислен как отношение годового оборота к установленной емкости.

§ 10. ХРАНИЛИЩА В ГОРНЫХ ВЫРАБОТКАХ

За рубежом и в Советском Союзе стали успешно внедряться подземные емкости, сооружаемые в толще материка. Строительным материалом для таких емкостей является сама горная порода, слагающая толщу материка. В случае

Рис. 3.39. Ледогрунтовое хранилище.

1 — емкость; 2 — эксплуатационный колодец; з — артезианский насос; 4 — ледяное перекрытие; 5 — электродвигатель; 6 — дыхательный клапан; 7 — термоизоляционный слой.

хранения больших объемов нефтепродуктов и при наличии соответствующих геологических условий подземные емкости имеют следующие преимущества: они пожаро- и взрывобезопасны; не требуют для строительства больших земельных участков; капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоемкость их ниже по сравнению с наземными стальными резервуарами.

Все известные подземные емкости по способу их сооружения подразделяются на следующие типы: ледогрунтовые; шахтные; хранилища, сооружаемые способом камуфлетного взрыва, и хранилища, сооружаемые в толщах каменной соли способом выщелачивания.

Возможность строительства емкости того или иного типа определяется геологической характеристикой пласта, географическими факторами, экономическими показателями и некоторыми эксплуатационными соображениями.

Ледогрунтовые хранилища сооружаются в районах вечной мерзлоты и представляют собой выемку в грунте, устраиваемую выше горизонта с нулевым колебанием температуры породы. По конструкции эти емкости представляют собой траншею шириной до 5 м, имеющую специально намороженное ледяное перекрытие сводчатой формы, покрытое сверху термоизоляционным слоем (рис. 3.39). Термоизоляционный слой рассчитывается с учетом поддержания в ледяном своде хранилища температуры не выше —3° С. Дно и борта траншеи облицовывают льдом. Верхнюю кромку ледяного перекрытия устраивают на 0,5 м ниже уровня, соответствующего глубине оттаивания породы летом. Для размещения эксплуатационного оборудования в одной стороне траншеи устраивают специальный колодец, сечение которого определяется из условия размещения необходимого оборудования и труб. Площадка для строительства ледогрунтового хранилища должна быть удалена от естественных источников тепла на расстояние не менее 50 м. Ледогрунтовые хранилища размещают преимущественно в тонкодисперсных, незаселенных льдонасыщенных суглинистых породах, имеющих влажность не менее 20% . Мерзлые породы обеспечивают необходимую прочность и устойчивость емкости без применения крепи. Облицовку льдом стенок и устройство свода производят при температуре воздуха не выше —10° С. Лед на стенки и свод емкостей обычно намораживают: а) заливкой воды в пространство между опалубкой и грунтом;

Рис. 3.4:0. Шахтное хранилище. 1 — трубопровод для заполнения хранилища нефтепродуктом; 2 — буровая скважина;

3    — эксплуатационная колонна;

4    — хранилище; 5 — насосная.

б) выкладкой стен из ледяных блоков или намораживанием ледяного слоя на стенки выработки путем послойного нанесения воды на охлажденные стенки. Для ускорения процесса намораживания ледяной облицовки необходима интенсивная вентиляция емкости морозным воздухом.

Температура заливаемого в емкость нефтепродукта должна быть не выше 0° С. В тех случаях, когда нефтепродукт поступает на базу с положительной температурой, его надо охладить в специальной холодильной установке и только после этого закачать в ледогрунтовую емкость.

Шахтные хранилища строят с помощью специальных вертикальных или наклонных скважин с последующими горизонтальными выработками — штольнями для вскрытия пласта, в котором намечено создать хранилище. Наиболее пригодными для строительства подземных шахтных емкостей являются: осадочные породы (плотные известняки, доломиты, гипс, мел, алевриты, аргиллиты) и метаморфические породы (глинистые и шиферные сланцы, кварциты, кремнистый сланец). Как показано на рис. 3.40, одной скважиной можно разработать несколько емкостей для различных нефтепродуктов. Такие комплексные хранилища достигают иногда объема 100 000 м3.

Пробуренная скважина в период строительства хранилищ служит для спуска и подъема грузов, рабочих, прокладки водоотливных труб, кабеля, а также для вентиляции штолен. По окончании строительства скважина используется для монтажа трубопроводов и эксплуатационного оборудования. Стоимость сооружения скважины составляет 30—50% общей стоимости хранилища.

Шахтные хранилища представляют собой отдельные тоннели или систему взаимосвязанных горизонтальных выработок, имеющих уклон 0,002 в направлении к месту установки откачивающего насоса. Разрыв между выработками должен быть равным 3—5-кратной ширине емкости.

Сечение емкостей может быть сводчатым, круглым или трапецеидальным. Для разгрузки кровли хранилищ от веса вышележащих слоев устраивают целики. Объем оставляемых целиков и расстояние между ними зависят от прочности пород. Большинство ранее сооруженных шахтных хранилищ имеют сечение сводчатой формы высотой 4—12 м и шириной 4,5—10,5 м. Минимально допустимая глубина заложения штольни определяется условием прочности кровли. Слив нефтепродуктов в подземную емкость может осуществляться самотеком (светлые нефтепродукты) или насосом. Выкачивание производят


Рис. 3.41. Схема последовательности работ при создании хранилищ методом камуфлетного взрыва. а — бурение скважины на начальный размер; б — обсадка скважины (цементация затрубного пространства и бурение скважины на конечный размер); в — первый «прострел» скважины; г — второй «прострел» скважины; д — взрыв основного заряда взрывчатого вещества (ВВ); е — готовое подземное хранилище.

погружными насосами. Весьма эффективным является использование заброшенных горных шахт (после окончания разработки полезных ископаемых) под хранилище для нефтепродуктов.

Хранилища, сооружаемые способом камуфлетного взрыва. Сущность этого метода заключается в том, что на расчетную глубину бурят скважину, оборудованную обсадной колонной, до расчетной глубины, соответствующей высоте будущей емкости. Сначала в скважине взрывают прострелочные заряды с целью создания необходимой полости для размещения основного заряда. В результате полного камуфлетного взрыва основного заряда пластичная среда сжимается, а затем деформируется, образуя полость сфероидальной формы с уплотненными стенками (рис. 3.41). Наиболее благоприятными породами для создания подземных хранилищ взрывным способом являются пластичные глины и сугДинки, так как они обладают необратимыми пластическими деформациями под действием больших давлений, возникающих при взрыве.

Горные породы для создания емкостей взрывным способом должны удовлетворять следующим требованиям: глинистые частицы (d = 0,005 мм) должны составлять не менее 15% , пылевидные (d — 0,05 -f- 0,005 мм) — не менее 35% и песчаные (d — 2    0,05    мм) — не более 40%; естественная влажность от 10

до 20% ; пористость более 30%.

Опытное строительство емкостей методом камуфлетного взрыва показало, что полости объемом 50—;100 м3 можно успешно сооружать с гарантированной прочностью стенок.

При создании хранилищ большего объема прибегают к базовой застройке. В этом случае сейсмобезопасное расстояние между двумя соседними емкостями должно быть в 2—3 раза больше минимального значения заглубления заряда камуфлетного взрыва.

Емкости, создаваемые камуфлетным взрывом, дешевле стальных резервуаров; их эффективность во многом зависит от глубины заложения, стоимости эксплуатации и срока службы. В настоящее время накоплен опыт создания подземных емкостей значительных объемов посредством подземных взрывов.

Подземные хранилища в отложениях каменной со л п. Это наиболее распространенный вид подземных емкостей для хранения нефтепродуктов. Каменная соль (галит) характеризуется пределами прочности: на сжатие 25—30 МПа, на растяжение 1,65 МПа, на изгиб 3,35 МПа. Важным свойством каменной соли является способность резко увеличивать пластические свойства прп повышении давления (до 15,0—27,5 МПа). Пластичность каменной соли повышается прп смачпванпп. При этом капиллярные трещины в кристаллах закрываются, что приводит к значительному повышению предела прочности на растяжение. Пластичность каменной соли зависит от фактора времени. При большой продолжительности действия давления даже небольшие нагрузки могут вызвать текучесть каменной соли. Поэтому отложения каменной соли в толще земной коры имеют весьма малую проницаемость и пористость. Указанные свойства каменной соли весьма благоприятны для создания в ее отложениях подземных емкостей.


Рис. 3.42. Схема методов создания хранилищ в отложениях каменной соли.

а — выщелачивание методом «снизу — вверх»; б — Bbiin^iaj чивание методом «сверху — вниз»; в — комбинированный метод выщелачивания; 1 — обсадная труба; 2 — внешняя рабочая колонна труб; 3 — внутренняя рабочая колонна труб; I, П, III, IV — ступени в порядке^выщелачивания.


Образование    подземных    хранилищ    в    отложениях каменной соли осуществляется    циркуляционным    выщелачиванием — растворением соли водой,

нагнетаемой    через    скважину    в пласт    с одновременным выдавливанием образу

ющегося при этом рассола на земную поверхность. В среднем в 1 м3 воды прп 20° С может раствориться 360 кг соли.

Для управления формообразованием емкости прп выщелачивании солей в пласт вводят нерастворптель — чаще всего нефтепродукт, для которого предназначено хранилище. Создание хранилищ методами выщелачивания может производиться по следующим технологическим схемам выщелачивания: «снизу — вверх», «сверху — вниз» и комбинированная (рпс. 3.42).

В пластах малой мощности (5—20 м) и значительного простирания создаются емкости галерейного типа, располагаемые вдоль простирания пласта. Для строительства таких емкостей бурят наклонную скважину с выходом параллельно простиранию пласта по возможности в нижнюю его часть (рис. 3.43).

Выщелачивание галерейной емкости осуществляется двумя способами. По первому способу выщелачивание осуществляется частями. Вследствие разности удельных весов подаваемая в забой вода занимает верхнее положение, а рассол опускается вниз. Для полного насыщения воды при этом способе создается движение вдоль стенки пласта. Поэтому первоначально камера вытянута вдоль пласта.

Как показал опыт строительства таких хранилищ, вначале соль вокруг трубы выщелачивается равномерно, затем постепенно возрастает тенденция развития камеры вверх и в результате камера приобретает определенную форму (см. рис. 3.43, сеч. АА).

После выщелачивания первой части пласта эксплуатационная труба поднимается нз скважины на заданную величину, укорачивается горизонтальный участок и начинается выщела-вание следующей части пласта.

Undo ¦ Р.'осп

I?AWAWA\^AW/{^AWA4^AVJT7A\VA^A\WNW/\WA\\

Рис. 3.43. Схема выщелачивания каменной соли в пластах малой мощности.

1 — пласт каменной соли; 2 — вмещающие породы; 3 — обсадная труба; 4 — водоподающая труба; 5 я 6 — камеры, образованные выщелачиванием; 7 ¦— первоначальная скважина; 8 — промежуточные положения водопадающей колонны труб.


По второму способу размыв каменной соли производится одновременно на всю длину галерейной емкости. На горизонтальной части эксплуатационной трубы по всей длине имеются отверстия, через которые вода подается в пласт. Объем и напор подаваемой на размыв воды регулируются размерами отверстий. При необходимости из одной скважины можно размыть несколько емкостей галерейного типа.

При создании подземных емкостей методом выщелачивания необходимо соблюдать условия, важнейшими из которых являются:

1)    наличие достаточно мощного соляного пласта на неооходимои глубине;

2)    наличие источника пресной воды;

3)    наличие необходимых транспортных средств, путей сообщения;

4)    благоприятное расположение емкостей по отношению к местам производства и сбыта нефтепродуктов;

5)    возможность сброса или использования рассола.

Выполнение последнего условия сопряжено с некоторыми трудностями, которые могут быть преодолены следующими способами:

1)    сооружением специальных емкостей — рассолохранилищ объемом, равным объему размываемой емкости;

2)    сбросом рассола в подземные пористые и проницаемые структуры покрывающих или подстилающих пород;

3)    созданием кустов рассолозаборных скважин.

При решении проблемы рассола следует иметь в виду, что количество сбрасываемого рассола должно приниматься из расчета использования части его при эксплуатации подземных емкостей, для подъема на поверхность нефтепродуктов.

Проектирование и строительство подземных хранилищ в отложениях каменной соли для нефти и нефтепродуктов ведется в соответствии с СН 320-65.

Создание емкости заданного объема V в процессе выщелачивания происходит в течение времени т, продолжительность которого зависит от растворимости галита, геологической структуры залежи, технологии размыва и других факторов, не поддающихся строгому учету. Поэтому размеры емкости в процессе выщелачивания постоянно контролируются путем определения значений концентрации и производительности выдаваемого рассола Q.

Количество поступающей на поверхность соли за время г1

Gi — QiCiii.

Объем полости, который образовался за время т2, составит:

у- _ Gi__ Q lCjT'i

(3.107)


1 ~ Pi Pi ’

где рх — плотность соли.

Аналогично подсчитываются объемы V2; Vs и т. д. за время т2, Тз и т. д. Продолжительность отрезка времени т определяется периодом, в течение которого концентрация и производительность выдаваемого рассола постоянны. Общий объем емкости

i«n

v = 2vt.

С увеличением объема емкости уменьшаются капитальные затраты на 1 м3. Но чрезмерно большие объемы емкости должны удовлетворять требованиям прочности.

Глава 4 насосные станции и трубопроводы нефтебаз § 1. устройство насосных станций  »
Библиотека »