Введение. Быстрый рост нефтяной промышленности требует соответственного развития
advertisement
Введение. Быстрый рост нефтяной промышленности требует соответственного развития резервуаростроения. Многообразие нефтей и нефтепродуктов, особенности их свойств и условий хранения вызывают необходимость иметь емкости разных типов и назначений, удовлетворяющие индустриальности сооружения, экономичности, рациональности и удобств при эксплуатации. Своевременное строительство и пуск в эксплуатацию новых резервуарных парков и хранилищ, а также реконструкция существующих нефтебаз являются необходимыми условиями для обеспечения бесперебойной добычи нефти на промыслах, переработки ее на заводах и распределения готовых нефтепродуктов. Рациональные методы хранения и типы резервуаров позволяют сохранить качество нефти и нефтепродуктов и предотвратить потери и порчу их при хранении. Поэтому выбор наиболее эффективных методов хранения и конструкций резервуаров имеет важное практическое значение. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов классифицируются в зависимости от условий установки резервуаров по отношению к планировочной отметке площадки их расположения, от вида материала, из которого изготавливаются резервуары, от формы, конструктивного решения резервуаров и их технологических параметров. Область применения резервуаров в зависимости от сорта хранимой нефти или нефтепродуктов устанавливается главным образом в зависимости от условий взаимодействия хранимой жидкости с материалом, из которого сооружается хранилище. При этом учитывается необходимость минимального расхода металла на их возведение. Выбор оптимальных типов резервуаров по технологическим и конструктивным характеристикам был и остается основным вопросом, от правильного решения которого зависит уменьшение расхода стали в резервуарах, снижение трудоемкости и стоимости их изготовления, сокращения Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 5 потерь нефтепродуктов от испарения и повышение общей надежности и экономичности хранилищ. В данном дипломном проекте рассматривается сооружение РВС 5000 м3 обрудованный понтоном «Альпон» для хранения бензина на ОАО «Уфанефтехим». Монтаж стенки резервуара осуществляется индустриальным способом, так как конструкции данного типа обладают рядом преимуществ над резервуарами, монтируемыми полистовым методом. В ряде преимуществ можно выделить сравнительно меньшую металлоемкость, а так же простоту установки стенки в проектное положение, чем при монтаже полистовым методом. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 6 1 Техническая часть 1.1 В данном дипломном проекте рассматривается сооружение РВС 5000 м3 для хранения бензина А-76 на нефтеперерабатывающем заводе ОАО «Уфанефтехим», г. Уфа. По обрудованный понтоном «Альпон» для хранения бензина. Монтаж стенки резервуара осуществляется индустриальным способом, так как конструкции данного типа обладают рядом преимуществ над резервуарами, монтируемыми полистовым методом. В ряде преимуществ можно выделить сравнительно меньшую металлоемкость, а так же простоту установки стенки в проектное положение, чем при монтаже полистовым методом. 1 Средства сокращения потерь бензинов от испарения. Нефть и специфическими подавляющее свойствами, большинство существенно нефтепродуктов влияющими на обладают организацию процесса их хранения. Основными из них являются: высокая испаряемость, огне- и взрывоопасность и способность к электризации. Высокая испаряемость большинства сортов сырой нефти и светлых нефтепродуктов приводит к значительным потерям их при хранении, причем потери эти как количественные, так и качественные, так как испаряются главным образом наиболее легкие и ценные фракции горючего. Сокращение потерь нефтепродуктов – одно из важнейших направлений ресурсосбережения. По этой причине ко всем конструкциям резервуаров Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 24 предъявляются, помимо всех прочих (прочность, долговечность и др.), требования по снижению потерь от испарения. При хранении резервуар и находящийся в нём нефтепродукт подвержены влиянию окружающих их атмосферных условий. При нагревании резервуара (например, днём) или при снижении атмосферного давления нефтепродукт начинает интенсивно испаряться, и избыток его паров выбрасывается в атмосферу. При охлаждении или повышении атмосферного давления пары нефти в газовом пространстве резервуара конденсируются, в результате чего в резервуаре образуется разряжение и в него засасывается чистый воздух. Этот неоднократно повторяющийся процесс носит название «малых дыханий» резервуара. «Большие дыхания» имеют место при операциях заполнения резервуаров. При заливе резервуара из него вытесняется нефтепродуктом в атмосферу паровоздушная смесь, а при опорожнении засасывается чистый воздух. Единичные потери от «больших дыханий» велики, но они бывают относительно редко. Единичные же потери от «малых дыханий» невелики, но они происходят ежедневно и в общем объеме сопоставимы с потерями от «больших дыханий». В настоящее время в качестве средств, уменьшающих потери нефтепродуктов от испарения и соответствующее загрязнение окружающей среды, применяются: - покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта; - диски-отражатели; - газоуравнительные системы; - различные системы улавливания легких фракций. 1.1 Покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта В качестве покрытий, плавающих на поверхности нефтепродукта и препятствующих его испарению, применялись и применяются понтоны, плавающие крыши, плавающие защитные эмульсии и микрошарики из пластмасс. 1.1.1 Металлические понтоны Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 7 Понтоном называется жесткое плавающее покрытие, помещаемое в резервуар со стационарной кровлей с целью уменьшения скорости насыщения ГП парами нефтепродуктов. Конструктивно понтон представляет собой жесткую газонепроницаемую конструкцию в форме диска, закрывающую не менее 90 % поверхности нефтепродукта и снабженную затвором, уплотняющим кольцевой зазор между "диском" и стенкой резервуара. По материалу, из которого изготовлен "диск", различают металлические и синтетические понтоны. Типы металлических понтонов приведены на рис. 2. а) чашеобразные однодечные; б) однодечные с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки; в) однодечные с периферийным закрытым коробом, разделенным на отсеки; г) двудечные, разделенные на отсеки. Нетрудно видеть, что в порядке упоминания металлоемкость понтонов возрастает. Но одновременно увеличивается их непотопляемость. Рис.1. Резервуар с металлическим понтоном: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 8 1 - настил понтона; 2 - металлические короба-сегменты; 3 - уплотняющие затворы металлического понтона и направляющих; 4 — труба для ручного отбора проб; 5 - кожух пробоотборника ПСМ; 6 - опорные стойки Рис.2. Основные типы металлических понтонов: а)- чашеобразный однодечный; б)- однодечный с периферийным открытым коробом, разделённым на отсеки; в) - однодечный с периферийным закрытым коробом, разделённый на отсеки; г) – двудечный разделённый на отсеки Плавающие крыши. Плавающие крыши (ПК) в отличие от понтонов применяются в резервуарах, не имеющих стационарной кровли (рис. 3). В связи с этим их конструкция несколько отличается от конструкции понтонов. Прежде всего отсутствие стационарной кровли диктует необходимость изготовления коробов обязательно герметичными. Для удобства удаления осадков, выпавших на ПК, последняя должна иметь листовой настил с уклоном к центру. Дождевая вода с ПК отводится через дренажную систему либо из шарнирно-сочлененных труб, либо их гибких гофрированных труб. Для спуска на поверхность ПК служит передвижная (катучая) лестница, конструкция которой обеспечивает горизонтальное расположение ступенек при любом положении крыши. Верхним концом катучая лестница шарнирно опирается на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, по которой персонал поднимается на резервуар. Нижний конец передвижной лестницы снабжен катками и перемещается по специальным рельсам, Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 9 уложенным на поверхности ПК. По мере опускания плавающей крыши и передвижения лестницы угол ее подъема изменяется от 5 до 50 градусов. С целью усиления жесткости верхней части корпуса резервуара с плавающей крышей вдоль верхнего пояса монтируют кольцевую площадку для сохранения устойчивости и восприятия ветровой нагрузки. Для удаления паровоздушной смеси и газов из-под плавающей крыши на ней установлен предохранительный клапан. Основные типы применяемых в настоящее время ПК приведены на рис. 4: а) однодечная; б) однодечная с центральным поплавком; в) однодечная с ребрами жесткости; г) однодечная с поплавками; д) двудечная. Рис. 3 Резервуар с плавающей крышей: 1 - приемно - раздаточный патрубок с хлопушкой; 2 - запасной трос хлопушки; 3 – кольца жесткости; 4 - стенка резервуара; 5 - кольцевая площадка жесткости; 6 огневой предохранитель; 7 - трубопровод раствора пены; 8 - опорные стойки плавающей крыши; 9 - водоприемник атмосферных осадков; 10 - сухопровод орошения стенки резервуара; 11 - плавающая крыша; 12 - опорная ферма; 13 – катучая лестница; 14 - бортик удерживания пены; 15 - опорная ферма; 16 - периферийный кольцевой понтон плавающей крыши; 17 - уплотнитель (затвор) плавающей крыши; 18 - переходная площадка; 19 - шахтная лестница; 20 - трубчатая направляющая плавающей крыши; 21 – дренажная система; 22 - днище резервуара Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 10 Рис. 4.Основные типы применяемых плавающих крыш: а) однодечная; б) однодечная с центральным поплавком; в) однодечная с ребрами жесткости; г) однодечная с поплавками; д) двудечная 1 - закрытый кольцевой короб; 2 - листовой настил; 3 - центральный поплавок; 4 – рёбра жесткости; 5 – поплавок; 6 – радиальная переборка; 7 – кольцевая переборка Плавающие крыши снабжаются уплотняющими кольцевыми затворами в основном тех же типов, что и понтоны. Однако ввиду отсутствия стационарной кровли их снабжают защитными козырьками для предотвращения попадания атмосферных осадков на затвор и далее - в нефтепродукт. Плавающие крыши сокращают потери нефтепродуктов на 80...90 %. 1.1.2 Не металлические понтоны Синтетические понтоны. Синтетические разнообразны по понтоны значительно конструкции. менее Например, металлоемки. понтон, Они разработанный ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости, на которое натянута сетка, служащая основой для ковра из газонепроницаемой полиамидной пленки. Плавучесть данной конструкции обеспечивается поплавками, выполненными из химически стойкого к нефтепродуктам пленочного пенопласта. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 11 Получили распространение и синтетические понтоны из пенополиуретана (ППУ). Понтон конструкции СКБ "Транснефтеавтоматика", например, включает периферийное кольцо, обеспечивающее прочность и жесткость в месте крепления кольцевого затвора, центральную часть, несущее кольцо с эластичным вкладышем, формирующее борт понтона и позволяющее закрепить затвор. Для предотвращения насыщения ППУ нефтепродуктом, его поверхность покрывается полиуретановым латексом, а для придания поверхности понтона токопроводящих свойств - саженаполненным латексом. Понтон "Coverblot" компании "Larosch Buvj" изготавливают из панелей жесткого пенопласта, облицованных с обеих сторон алюминиевым листом. Панели скрепляют болтами с помощью зажимных планок. Независимо от конструкции все понтоны должны быть заземлены (чтобы избежать разрядов статического электричества), снабжены направляющими (чтобы предотвратить вращение конструкции под воздействием струй нефтепродукта), а также опорами (чтобы обеспечить возможность зачистки и ремонта днища). Одним из важнейших узлов любого понтона является уплотняющий кольцевой затвор, т. к. именно от качества герметизации зазора между газонепроницаемым "диском" и стенкой резервуара в значительной степени зависит достигаемая величина сокращения потерь нефтепродукта от испарения. В настоящее время в мире известно свыше 300 конструкций затворов для понтонов. Однако используется только около двух десятков, при большой выборке удовлетворяющих следующим требованиям: высокая плотность прилегания затвора кольцевого затвора; устойчивость к истиранию; работоспособность в широком диапазоне температур (от -40 до 80 °С); химическая инертность по отношению к нефтепродукту; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 12 простота при сборке и эксплуатации. Различают жесткие (с механическим уплотнением) и мягкие (с жидким, воздушным, газовым или эластичным синтетическим наполнителем) затворы. Согласно «Правилам технической эксплуатации нефтебаз» при применении понтонов сокращение потерь нефтепродуктов от испарения составляет 80...90 %. В «Правилам технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов» РВ39-0147103-385-87 отмечается, что понтоны сокращают потери: на 80 % от "больших дыханий" и на 70 % от "малых". Защитные эмульсии. Способ сокращения потерь от испарения путем применения защитных эмульсий заключается в том, что на поверхность нефтепродукта помещается текучая концентрированная эмульсия с меньшей плотностью, чем у защищаемого нефтепродукта. Достоинством данного способа сокращения потерь от испарения является то, что эмульсия хорошо распространяется по всей поверхности нефтепродукта, изолируя её от ГП, независимо от степени отклонения стенки резервуара от цилиндрической формы. Защитные эмульсии могут быть применены как во вновь строящихся, так и в уже эксплуатирующихся резервуарах с любой конструкцией кровли без ее модернизации. В настоящее время известны защитные эмульсии различного состава. Например, НИИТранснефть (ныне ИПТЭР) провел испытания эмульсии следующего состава (% масс): топливо ТС-1 - 56; вода- 21,6; этиленгликоль-1,2; желатин сухой - 0,3. Эмульсия представляла собой белую однородную вязкую массу плотностью 810 кг/м . Эмульсия испытывалась в резервуаре емкостью 600 м3 на нефти Плотностью 857 кг/м3. Толщина эмульсии на поверхности нефти в начале испытания достигла 20 см. Испытания защитной эмульсии показали, что она сокращает потери нефти от испарения в среднем на 80 %. Однако ее стабильность (срок службы) составила только 3 месяца, после чего эмульсия разрушилась и осела на дно Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 13 резервуара. Из-за непродолжительности срока службы эмульсии срок ее окупаемости более, чем в 10 раз превысил срок службы. В результате испытанная эмульсия промышленного применения не нашла. Еще один препятствующий испарению состав предложен в "Гипроморнефтегаз". Он включает (% масс): латекс БСНК - 79,3...83,7; натриевую соль нафтеновых кислот мылонафта - 16,0—20,0 и натриевые соли карбоксиметилцеллюлозы - 0,3.-0,7. По информации разработчиков он уменьшает потери нефтепродуктов от испарения на 17...21 %, что совершенно недостаточно. Во ВНИИ для предотвращения испарения легких фракций нефтепродуктов предложен состав, включающий (% масс): полиакриламид -1,02.-1,12; сульфоэтоксилат натрия - 0,35.-0,50; бихромат калия - 0,94...0,95; хромокалиевые квасцы - 0,07.-0,20 и воду (остальное). Исследования разработчиков показали, что эффект от применения данного состава зависит от его плотности и толщины. Установлено, что при плотности состава менее 500 кг/м3 происходит разрыв покрытия парами нефтепродукта, а при плотности выше 700 кг/м3 - его погружение в нефтепродукт. Оптимальным, по мнению разработчиков, является соотношения плотностей нефтепродукта и покрытия 1: (0,66.-0,93). Кроме того, было установлено, что при толщине покрытия менее 0,5 % от высоты взлива бензина в модельной емкости сплошности защитного покрытия обеспечить не удается: на его поверхности образуются пузыри, деформации и разрывы от напряжений, создаваемых парами нефтепродуктов, образующимися под покрытием. Испытания состава проводились в резервуаре объемом 10 м 3 с площадью поперечного сечения 2,5 м 2. Резервуар был заполнен бензином Аи-93 на высоту 1,5 м. Предварительно подготовленный аэрированный вязкоупругий материал в объеме 0,05 м3 закачивался в емкость насосом через приемный патрубок под уровень бензина. Поскольку плотность состава была равна 620 кг/м3, то он всплывал в бензине и растекался по его поверхности, образуя слой толщиной 0,1 м. Через 2...2,5 ч состав приобрел упругие свойства, эффективно разделяя нефтепродукт и воздух. В ходе испытаний было достигнуто сокращение потерь бензина от испарения на 87...99 %. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 14 Основным препятствием к применению данного состава является высокое содержание воды: при отрицательных температурах покрытие частично примерзнет к стенке резервуара, а частично будет разорвано образующимся льдом. Испытания других типов защитных эмульсий выявили еще один недостаток: при опорожнении резервуаров в случае низкого уровня взлива нефтепродукта защитная эмульсия захватывается образующейся воронкой, вследствие чего забиваются насосы и фильтры. Микрошарики. Микрошарики из пластмасс также служат для уменьшения поверхности испарения нефтепродуктов. Они представляют собой микросферы диаметром от 10 до 250 мк, изготовленные из фенольно-формальдегидных или карбамидных смол и заполненные инертным газом - азотом. Проведенные в лабораторных и промышленных условиях испытания показали, что микрошарики, плавающие на поверхности нефти или бензина слоем толщиной 20...25 мм сокращают потери от испарения по сравнению с потерями из резервуаров с незащищенной поверхностью: бензинов - на 35...50 %, нефти - на 80 %. При этом используемый объем резервуаров с различной конструкцией кровли не уменьшается. В то же время были выявлены и недостатки применения микрошариков: их унос из резервуаров вместе с откачиваемым нефтепродуктом, а также налипание на стенки резервуара. По этим причинам они не нашли применения. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 15 1.2 Другие виды и методы борьбы с потерями нефтепродуктов от испарения. Диски-отражатели. Диск-отражатель – это препятствие в форме диска, устанавливаемое на некотором расстоянии под монтажными патрубками дыхательной арматуры (рис. 5). Назначением диска-отражателя является предотвращение перемешивания содержимого газового пространства резервуаров при их опорожнении. Как правило, распределение концентрации углеводородов по высоте газового пространства резервуаров является неравномерным: вблизи поверхности нефтепродукта она равна концентрации насыщенных паров Cs, а с удалением к кровле – постоянно убывает (кривая 1 на рис. 1.6). Пусть в резервуаре высотой Hp в результате выкачки взлив нефтепродукта изменяется с H1 до H2. При этом через дыхательную арматуру в резервуар подсасывается воздух со скоростью до нескольких метров в секунду. При отсутствии на пути струи воздуха каких-либо препятствий она пронизывает газовое пространство резервуаров, интенсивно перемешивая его содержание. В результате распределение концентрации углеводородов по высоте газового пространства, исключая поверхностные слои, становится примерно одинаковым (кривая 2). Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 16 Рис. 5. Дыхательный клапан с диском - отражателем: Рис. 6. Распределение концентрации по высоте ГП резервуара: 1 - дыхательный клапан; 2 огневой предохранитель; 3 монтажный патрубок; 4 - диск отражатель 1 - до выкачки; 2 - после выкачки при отсутствии диска - отражателя; 3 - то же при его наличии Если же на пути подсасываемого воздуха установить преграду (ей и является диск), то при ударе об нее энергия струи гасится почти наполовину, а направление движения струи изменяется на горизонтальное. В последующем происходит постепенное замещение ПВС вошедшим воздухом, сопровождающееся их смешением. При этом в верхней части ГП преобладает воздух, а в нижней - пары нефтепродукта (кривая 3). Нетрудно видеть, что при последующем заполнении резервуара с дискомотражателем в атмосферу, благодаря искусственно созданному неравномерному распределению концентрации по высоте ГП, будет вытеснено меньшее количество углеводородов, чем из резервуара без диска-отражателя. Положительный эффект будет достигнут даже если взлив изменится от Н2 до H1, поскольку на момент окончания выкачки в резервуаре с диском-отражателем средняя концентрация углеводородов в ГП ниже. Это связано с тем, что после изменения направлений струй воздуха уменьшается интенсивность омывания ими поверхности нефтепродукта, а, следовательно, снижается скорость испарения. В "Правилах технической эксплуатации нефтебаз" указывается, что дискиотражатели уменьшают потери бензина от испарения на 20...30 %. Газоуравнительные системы Газоуравнительной называется система трубопроводов, соединяющая газовые пространства резервуаров с одинаковым нефтепродуктом (рис. 1.7). Если одновременно с заполнением резервуара 1 (расход Q3) производится выкачка нефтепродукта из резервуара 2 или 3 (расход Q0T), то, благодаря газоуравнительной системе (ГУС), часть паровоздушной смеси (ПВС) из резервуара 1 не пойдет в атмосферу, а по ГУС перетечет в резервуар 2. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 17 Рис. 6. Схема газоуравнительной системы: 1,2,3 - резервуары с нефтепродуктом; 4 -дыхательный клапан; 5 - задвижка; 6 — отвод; 7 - коллектор; 8 конденсатосборник Достигаемое при этом сокращение потерь нефтепродуктов принято характеризовать величиной так называемого коэффициента совпадения операций. Нетрудно видеть, что при отсутствии откачки К с = 0, т. е. уменьшение потерь не достигается. Наоборот, при QOT > Q3 величина Кс = 1, т.е. вся паровоздушная смесь из резервуара 1 полностью перетечет в резервуар 2 и, следовательно, потерь не будет совсем. В остальных случаях (QOT < Q3 при QOT * 0) 0 < IQ < 1, т. е. сокращение потерь нефтепродукта будет частичным. Отраслевой лабораторией трубопроводного транспорта (ОЛТТ) УНИ (ныне УГНТУ) в конце 70-х - начале 80-х годов был обработан обширный фактический материал с целью определения реально встречающихся коэффициентов совпадения операций, рекомендуемые для использования на этапе проектирования резервуарных парков величины К с приведены в табл. 1. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 18 Таблица 1 Рекомендуемые величины коэффициентов совпадения операций № Характеристика объекта n, 1/год Kc 1 Нефтебазы, осуществляющие прием по трубопроводу или железной дороге, отпуск - в автоцистерны до 50 0,2...0,5 2 Нефтебазы, расположенные на водных путях; прием - с любого вида транспорта, отпуск - в нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны до 30 0,1...0,3 Нефтебазы, осуществляющие прием по трубопроводу и железной дороге, отпуск 3 в железнодорожные и автомобильные цистерны до 25 0,2...0,4 4 Станции, на которых производится одновременно прием и отпуск в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом - 0,5...0,7 5 Станции, на которых не производится одновременно прием и отпуск в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом, а также наливные станции - 0,1.-0,3 Системы улавливания легких фракций. Исторически первенство в разработке систем УЛФ принадлежало западным странам, где они получили название 'Vapour recovery systems", т.е. системы возврата паров. Однако данное название можно трактовать очень широко, часто в ущерб уже сложившейся классификации методов и средств сокращения потерь нефтепродуктов от испарения. Поэтому было предложено назвать системой УЛФ совокупность технологического оборудования, обеспечивающего отбор и утилизацию легких фракции нефти и нефтепродуктов при повышении давления в газовом пространстве резервуаров до того как произойдет их «выдох» в Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 19 атмосферу. Под утилизацией в данном случае понимается либо накопление ПВС с целью последующего ее возврата в ГП резервуаров, либо отделение углеводородов от нее, либо реализация смеси потребителям. Несмотря на многообразие применяемых и заявленных в качестве изобретений конструкций систем УЛФ, их можно объединить в несколько групп. Системы УЛФ, применяемые в нефтепродуктообеспечении, могут быть разделены (рис. 8): - по характеру работы; - по виду «защитного газа»; - по методу отделения углеводородов; - по методу аккумулирования или реализации парогазовой смеси. По характеру работы системы УЛФ бывают разомкнутого и замкнутого типов. В первом случае парогазовая смесь, отобранная из ГП резервуаров, не возвращается в него при последующем создании разряжения. В системах же замкнутого типа уловленные углеводороды частично используются для исключения подсасывания воздуха в резервуары. По виду «защитного газа» системы УЛФ различаются тем, что в одних из них допускается подсасывание воздуха, в других же - не допускается. В компрессорных системах ГП заполняется метаном из газопровода (СУЛФ разомкнутого типа) или пропан-бутановой смесью сначала из баллонов, а затем из газгольдера высокого давления (СУЛФ замкнутого типа). В компрессорных системах замкнутого типа для заполнения ГП резервуаров используются также инертные газы (азот, СО2 и дымовые). Отсутствие кислорода в ГП позволяет при последующем повышении давления в нем безбоязненно компримировать газовую смесь. Для аккумулирования и реализации парогазовой смеси используют ее хранение в газосборниках постоянного или переменного объема, закачку в газопровод для подачи потребителям и сжигание в качестве топлива. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 20 Рис. 7. Классификация систем улавливания лёгких фракций для резервуаров нефтебаз и нефтепродуктопроводов По методу отделения углеводородов от парогазовой смеси различают адсорбционные, абсорбционные, компрессионные, конденсационные и комбинированные системы. В адсорбционных СУЛФ в качестве поглотителя углеводородной части ПВС используются уголь, полимеры и другие адсорбенты. В абсорбционных системах УЛФ для поглощения углеводородов используются бензин (под давлением или охлажденный), а также низколетучие нефтепродукты (керосин, дизтопливо и т.п.). В компрессионных СУЛФ сжатие газовой смеси производится компрессорами или жидкостно-газовыми эжекторами, а в конденсационных - применяют одно- или двухступенчатое охлаждение. Наконец, имеется большое количество систем УЛФ, где используется сразу несколько методов отделения углеводородов. Вопрос о выборе той или иной системы УЛФ должен решаться в каждом конкретном случае. Определенное представление о технических показателях альтернативных предложено систем дает одиннадцать исследование, вариантов— выполненное авторами. функционально-структурных Ими схем установок отбора и компримирования легких фракций из резервуаров на основе Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 21 отечественных компрессорных машин и насосно-эжекторных установок. Базовыми для них являются схемы (рис. 8). Рис.8 Варианты функционально-структурных схем систем УЛФ для промысловых резервуаров: 1 - резервуар; 2 - конденсатосборник; 3 - сепаратор-газоотделитель; 4 компрессор 7 - ВКГ 25/5А; 5 - маслоотделитель; 6,16 -холодильник; 7,12,15 - сепаратор; 8 - насос для откачки конденсата; 9 - фильтр; 10 газодувка 2ГД12/2; 11 - эжектор; 13 - насос ЦНС300-400; 14 - насос компрессор 15ВК; 17 - сигнализатор напора; 18 - дыхательный клапан; 19 огневой предохранитель; 20 - регулятор давления типа "после себя" В вариантах (а) предусматривается отбор и компримирование газа винтовым компрессором 7ВКГ 25/5А до 9,5 МПа. Углеводородный газ из резервуара 1, через огневой предохранитель 19 по газопроводу поступает в коненсатосборник 2, где Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 22 происходит отделение образовавшихся жидких компонентов газа. Частично осушенный газ направляется через фильтр 9 на прием компрессора 4. Далее сжатый газ поступает в маслоотделитель 5, откуда отсепарированное от газа масло по маслопроводу через холодильник 6 возвращается обратно в систему смазки компрессора. Очищенный же газ проходит через холодильник 16, сепаратор газа 7 (где отделяются сжижившиеся компоненты) и подается по напорному газопроводу на ГПЗ. Жидкие углеводороды из конденсатосборника 2 и сепаратора 7 откачиваются насосами 8 потребителям. Система автоматического регулирования предусматривает возможность перепуска газа с нагнетательной линии компрессора во всасывающую при падении давления в ГП ниже 400 Па. В варианте (б) предусмотрен отбор и транспортирование уловленного газа роторным компрессором 10 марки 2ГД12/2, создающего на выкиде давление до 0,25 МПа. В варианте (в) предусмотрено компримирование газа с помощью ЖГЭ2. Рабочая жидкость (например, техническая вода) подается в ЖГЭ насосом 13 из сепаратора 12 через холодильник. Газоводяная смесь в сепараторе 12 разделяется и газ после охлаждения и отделения капельной влаги подается в напорный газопровод. В варианте (г) для компримирования уловленного газа используется винтовой насос-компрессор 14 марки 15ВК, который охлаждается и смазывается циркулирующей нефтью из сепаратора 15. Газо-нефтяная смесь после сжатия компрессоро-насосом направляется в сепаратор, откуда скомпримированный газ поступает в напорный газопровод, а нефть идет на охлаждение и смазку. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 23 2 Техническая часть 2.1 Общие принципы организации сооружения нефтяных резервуаров Условия эксплуатации резервуаров и их конструктивные особенности должны быть заданы заказчиком. При отсутствии полного задания от заказчика условия эксплуатации и другие требования принимаются проектировщиком с учетом положений СНиП 2.09.03-85 и согласовываются с заказчиком в техническом задании на проектирование. При назначении геометрических размеров в составе резервуарного парка следует учитывать требования действующих нормативов по взаимному расположению между отдельными резервуарами и их группами. ПБ 03-605-03 позволяют запроектировать резервуары с геометрическими размерами, которые предлагает заказчик. Заказчику при заключении договора на проектирование рекомендуется передать проектировщику бланк заказа, в котором отражены условия эксплуатации и конструктивные данные резервуара. Изготовителю запрещается принимать заказы на изготовление резервуаров всех классов по устаревшим типовым проектам, без их предварительного согласования и корректировки с проектировщиком. В зависимости от объема и места расположения, резервуары подразделяются на три класса: Класс 1- особо опасные резервуары: объемами 10000 м3 и более, а также резервуары объемами 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки. Класс 2- резервуары повышенной опасности: объемами от 5000 до 10000 м3 Класс 3- опасные резервуары: объемами от 100 до 5000 м3 Степень ответственности (опасности) учитывается при проектировании специальными требованиями к материалам, объемами контроля в рабочей документации, а также коэффициентом надежности по назначению. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 24 При проектировании резервуаров с расчетной температурой несущих конструкций более 100 0С, следует учитывать изменение физико-механических характеристик, применяемых марок стали. При проектировании, изготовлении и строительстве резервуаров наряду с правилами ПБ 03-381-00 следует выполнять действующие нормативные документы по охране и гигиене труда, пожарной безопасности, охране окружающей среды. ПБ 03-381-00 обязательны для исполнения всеми должностными лицами, специалистами, работниками, занятыми проектированием, изготовлением, реконструкцией, монтажом, наладкой, ремонтом, экспертизой промышленной безопасности и эксплуатацией резервуаров. Лица, допустившие нарушение правил ПБ 03-381-00, несут ответственность в соответствии с действующим законодательством. 2.2 Краткая характеристика строительства Целью строительства является замена физически устаревшего резервуара для хранения бензина А-76 № 1014 объемом 5000 м3 на резервуар с понтоном объемом 5000 м3 без изменения существующей технологической схемы перекачек и обвязки резервуара. Приведение существующего парка к действующим нормам и правилам в данной работе не проводилось. Вид строительства - текущий ремонт. Место строительства: г. Уфа, ОАО«Уфанефтехим», товарное производство, парк тит. 3610. 2.3 Основные решения, принятые в проекте Устанавливается новый вертикальный цилиндрический резервуар с понтоном и конической крышей для хранения бензина А-76 по рабочему проекту РВСП 5000 (22,8) - 030.2005-КМ, выполненному ЗАО «Нефтемонтаждиагностика». Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 25 Техническая характеристика вновь устанавливаемого резервуара: 1.Объем - 5000 м 2.Диаметр резервуара - 22800 мм; 3.Высота стенки - 11920 мм; 4.Плотность хранимого продукта при 200С - 0,735 т/м3; при гидроиспытании -1,000 т/м3; 5.Максимальный уровень налива - 10,2 м; 6.Внутреннее избыточное давление и вакуум в газовом пространстве - 0,2 кПа; 7.Относительный вакуум - нет; 8.Нормативный вес снегового покрова - 3,2 кПа; 9.Нормативная ветровая нагрузка - 0,3 кПа; 10.Температура наиболее холодных суток - минус 41 0С; 11.Расчетная сейсмичность района строительства - нет; Также в проекте выполнено дооборудование резервуара: - на штуцерах № 9, 10, 11, 12 стенки (Dy 80мм) установлены ответные фланцы с бобышками «G» для сигнализатора уровня типа LS3000; - на штуцере № 13 стенки (Dy 50мм) установлен ответный фланец с бобышкой М 27 х 1,5 для сигнализатора уровня подтоварной воды. - на штуцере № 14 стенки (Dy 50мм) установлен ответный фланец с бобышкой М 27 х 1,5 для термопреобразователя; - снаружи резервуара установлена направляющая труба Dy 100 для радарного уровнемера; выполнена полка для крепления трасс КиА на высоте 2,0м. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 26 По степени опасности устанавливаемый резервуар относится к I классу согласной. 1.2.6 ПБ 03-605-03. Стенка резервуара цилиндрическая, свариваемая в заводских условиях из восьми поясов высотой по 1490 мм каждый. Листы соединяются встык. Днище состоит из центрального полотнища толщиной 5мм и сегментных окраек толщиной 8 мм. Уклон днища 1:100 от центра к периферии, полотнище днища так же изготавливается в заводских условия, сварка листов встык. Стыковые сварные соединения окраек выполнены на накладках. Полотнища стенки и днища резервуара изготавливаются на заводеизготовителе и транспортируются свернутыми в рулоны. Крыша резервуаров стационарная, коническая с уклоном 1:6, состоящая из элементов каркаса и настила толщиной 5 мм. Каркас крыши состоит из 32 несущих радиальных балок, опирающихся на центральное кольцо и стенку корпуса резервуара, которые соединены промежуточными кольцевыми элементами. Конструкция крыши обеспечивает взрывозащиту резервуара за счет приварки настила к каркасу только по периметру. Резервуар оборудован алюминиевым понтоном, проектирование, изготовление и монтаж которого выполняет ЗАО «Нефтемонтаждиагностика». Для безопасности и удобства обслуживания оборудования, расположенного на стационарной крыше, предусмотрены кольцевая площадка и ограждение; для обслуживания оборудования в верхнем поясе стенки - так же выполнены площадки с ограждениями. Для подъема на кольцевую площадку обслуживания, расположенную на крыше резервуара, предусмотрена шахтная лестница Ш4. Защита от коррозии наружной поверхности резервуара должна производиться лакокрасочными покрытиями, состоящими из 2-х слоев грунтовки ФЛ-ОЗК по ГОСТ 9109-81* и 4-х слоев эмали ХВ-125 по ГОСТ 10144-89* или из эмали «Виниколор» по ТУ 2313-451-0-05034239-95. Срок службы покрытия составляет 5 лет. Защита от коррозии внутренней поверхности резервуара выполняется двухкомпонентной композицией ЦВЭС по ТУ 2312-004-12288779-99. Нанесение Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 26 покрытия выполнить в соответствии с инструкцией ТИ 002-12288779-00 и ППР по нанесению покрытия. Срок службы ЦВЭС - 5 - 7 лет. Перед нанесением защитных покрытий поверхность металла должна быть очищена от продуктов коррозии (ржавчины и окалины) любым механическим способом и обезжирена. Степень подготовки поверхности не ниже II по ГОСТ 9.402-80. Нормативный срок службы резервуара - 30 лет. Технические требования к изготовлению конструкций резервуара, включая требования по приемке, испытанию и контролю, принимаются по ПБ 03605-03. Монтаж резервуара, включая требования к испытанию на прочность, должен осуществляться в соответствии с проектом производства работ, ПБ 03-60503, ВСН 311-89 и СНиП Ш-4-80*. 2.4 Характеристика продукта, хранимого в резервуаре Характеристика продукта, хранимого в резервуаре, приведена в таблице 2. Таблице 2 Наименование параметра Величина показателя 1 2 Бензин автомобильный марки А-76 по ГОСТ2084-77, изм.6 1. Октановое число 2. Фракционный состав: -температура начала перегонки, °С -перегоняется бензин при температуре, °С не выше: 10% 50% 90% - конец кипения, °С - остаток в колбе, %, не более 3. Температура вспышки, °С 76 35 70 115 180 195 1,5 минус 27 минус 39 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 28 4. Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст), не более 66,7 93,3 (500 700) (400 - 600)* 5. Кислотность, мг КОН на 100 см3 бензина 1,0 6. Концентрация фактических смол, мг на 100 см3 бензина, не более 3,0 7. Массовая доля серы, %, не более 0,1 8. Концентрация свинца, г на 1 дм3 бензина, не более 9. Испытание на медной пластинке 0,013 Выдерживает 10. Водорастворимые кислоты и щелочи Отсутствие 11. Механические примеси и вода Отсутствие 12. Цвет (визуально) Не нормируется 735* 13. Плотность при 20 °С, кг/м3 по данным ОАО «Уфанефтехим» 2.5 Основные технологические решения 2.5.1 Технология производства Резервуар № 1014 предназначен для приема, хранения и отпуска бензина А76. Технологический процесс наполнения, хранения и откачки резервуара предусмотрен по существующей схеме (см. Приложение Б). Максимальное количество циклов заполнения - опорожнения резервуара в год - 96. Управление всеми операциями выведено в операторную тит. 3612. Резервуар устанавливается на месте демонтируемого резервуара (см. Приложение В). Максимальная температура хранения продукта в резервуаре - (+40°С). Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 29 Резервуар рассчитан на внутреннее избыточное давление паров нефтепродукта в газовом пространстве 0,2 кПа и вакуум 0,2 кПа. Максимальная высота заполнения резервуара составляет 10200мм. Слив подтоварной воды и воды после гидроиспытания производится через сифонный кран в существующую сеть ВиК. Для резервуара предусматривается стационарное орошение водой и автоматическое пожаротушение от насосной пенотушения тит.3616. Запуск системы пенотушения производится при срабатывании термоизвещателей, устанавливаемых на крыше резервуара. Для размещения 6 термоизвещателей предусмотрено 6 патрубков. Подача пены в резервуар осуществляется по двум стоякам через 2 пеногенератора ГПСС-2000, устанавливаемых в стенке резервуара. Аварийное освобождение резервуара осуществляется насосами Н-1, Н-2 насосной тит. 3611 в свободные резервуары № 1012, № 1013, 1015, 1016, 1017 тит.3610. При этом прекращение подачи нефтепродукта в аварийный резервуар и перекачка из него нефтепродукта предусмотрена по существующей схеме с помощью электроприводных задвижек. Попавший из резервуаров в небольшом количестве в обвалование бензин и дренажи трубопроводов перед ремонтом поступают в дренажную емкость Е-8 с погружным насосом Н-9, откуда по мере накопления откачивается в резервуары парка тит. 3613. Аварийный разлив бензина в обвалование при разгерметизации резервуара откачивается передвижной техникой. 2.5.2 Контроль и автоматизация Оснащение средствами КиА устанавливаемого резервуара с понтоном №1014 взамен демонтируемого выполнено в полном соответствии с решениями предыдущего проекта. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 30 Управление резервуаром №1014, который принадлежит к товарному парку тит. 3610, производится из существующей взрывоустойчивой операторной (тит. 3612) товарных парков средствами АСУТП с подсистемами управления и защиты. Для оснащения резервуара №1014 используются существующие датчики: 1. Для измерения температуры: - взрывозащищенный (lExdIICT5X) термометр сопротивления с защитной гильзой в комплекте с измерительным нормирующим преобразователем, встроенным в головку ТСМ, с выходным сигналом 4-20 мА. Изготовитель: ПГ «Метран», г. Челябинск. 2. Для измерения уровня по всей высоте резервуара с сигнализацией максимального и минимального уровней: - радарный уровнемер VEGAPULS 54 с видом взрывозащиты EExdiaIICT6. В связи с конструктивными особенностями резервуара (наличие понтона) установка уровнемера осуществляется в выносной камере. Изготовитель: фирма VEGA, Германия. Поставщик - Уфимское представительство VEGA. 3. Для сигнализации предельно допустимых максимального и минимального уровней в резервуаре: - вибрационные сигнализаторы уровня типа VEGASWING63 с видом взрывозащиты ЕЕхdIIСТ6. Изготовитель: фирма VEGA, Германия. Поставщик - Уфимское представительство VEGA. 4. Для сигнализации появления подтоварной воды в резервуаре: - емкостные реле уровня раздела фаз типа РОС-101 021И с видом взрывозащиты «искробезопасная цепь» в комплекте с вторичными преобразователями, располагаемыми в шкафу РОС в операторной тит.3612. Изготовитель: АООТ «Теплоприбор», г.Рязань. 5. Для обнаружения загазованности около резервуара: - измерительный преобразователь горючих газов типа ГР1.0 с видом взрывозащиты lExibdsIICT6 в комплекте с барьерами искробезопасности, Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 31 размещаемыми во взрывозащищенных коробках за обвалованием парка. Изготовитель - НПФ «Инкрам», г. Москва. По размещению средств КиА и прокладке трасс приняты следующие проектные решения: 1. Существующие типа термометр VEGASWING63 сопротивления монтируются и сигнализаторы непосредственно на уровня резервуаре в специальных штуцерах, выполненных в проекте. 2. .Существующий радарный уровнемер для измерения уровня устанавливается на выносной направляющей трубе. 3. Существующий датчик загазованности типа ГР1.0 расположен в месте возможных утечек и в соответствии с ТУ ГАЗ-86 на 0,5 м выше отметки земли внутри обвалования парка у резервуара предусмотрен проектом. 4. Существующие сирена сигнализации загазованности и кнопки опробования звуковой сигнализации, установленные на специальных стойках, предусмотренных проектом, остаются без изменения и демонтажа. 5. Существующий вторичный преобразователь реле уровня типа РОС размещается в шкафу РОС в операторной тит.3612, как было сказано ранее. Перечисленные в п. 1,2 датчики и первичные преобразователи подлежат демонтажу на старом резервуаре и новому монтажу на устанавливаемом резервуаре. Предлагается использовать для монтажа существующие кабельные проводки и лотки. Наружная прокладка кабелей осуществляется по технологическим и кабельным эстакадам, предусмотренным в строительной части проекта, а для прокладки по самому резервуару предусмотрены конструкции в механической части проекта. Все кабельные трассы до коробок и до операторной сохраняются существующими. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 32 2.5.3 Компоновочные решения Новый резервуар объемом 5000м3 располагается на месте демонтируемого резервуара объемом 5000м3 в границах существующей обваловки. План расположения резервуара приведен в Приложении В. Существующее обвалование соответствует объему резервуара. Существующие трубопроводы проложены с уклоном, в низких точках предусмотрены спускники, в высших - воздушники. Расположение существующих трубопроводов на эстакадах и по высоте обеспечивает проезд и работу грузоподъемных механизмов, а также обслуживание трубопроводов. 2.6 Предмонтажные подготовительные работы При проведении подготовительных работ основополагающим документом является СНиП 3.01.01-00 «Организация строительного производства. Проект производства и приемки работ». В соответствии с этим документом непосредственно перед началом СМР на площадке должны быть выполнены следующие общие организационные мероприятия: 1) Общестроительные организационные работы; 2) Внеплощадочные подготовительные работы (строительство подъездных путей и т.д.); 3) Подготовка строительно-монтажной площадки. В общестроительные организационные работы входит: а) согласование использования инженерных коммуникаций, дорожных сетей непосредственно в районе строительства; б) согласование возможности использования для строительных целей местных источников природных строительных материалов; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 33 в) согласование использования местных имеющихся предприятий строительной индустрии (ж/б блоки и т.д.); г) окончательное оформление документации на подряд как ген. подрядчиком, так и субподрядчиками, окончательное определение границ строительной площадки и её ограждение; д) рассмотрение возможности привлечения на строительно-монтажные работы местного населения; е) извещение местных органов власти о начале строительно-монтажных операций. Внеплощадочные подготовительные работы. Это работы выполняются силами заказчика или привлекая специализированные силы по отдельному договору или ген. подрядчиком. В эти работы входят: а) строительство автодорожных, ж/д подъездных путей, пирсов или причалов, береговых сооружений. Основное условие при этом – выполнение в капитальном варианте (окончательные постоянные подъездные пути); б) строительство внешних линий и инженерных коммуникаций (водопроводы, линии связи, электрические линии, канализационные линии с необходимыми очистными сооружениями. До начала строительно-монтажных работ все эти объекты должны быть сданы в эксплуатацию. Внутриплощадочные подготовительные работы: Инженерная подготовка площадки, общие предстроительные подготовительные работы. Основной документ по этой работе СНиП III-2-75 "Геофизические работы в строительстве. Проект производства и приёмки работ". В эти работы входят: а) Геофизическая разбивка строительной площадки; б) Планировка территории с обеспечением водооттока; в) Устройство на территории временных сооружений; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 34 г) Организация внутриплощадочной дорожной сети; д) Обеспечение строительной площадки светом, водой, теплом, газом, паром в соответствии с проектом работ; е) Образование площадки проходами, переходами, проездами, указателями (предупреждающими и др.); ж) Создание склада строительных материалов и изделий соответствующего оборудования; з) Подготовка мест стоянки строительной техники; и) Создание медицинского поста и противопожарных средств. В этот же период, при освоении площадки, проводится техническое обучение персонала, т.е изучение ППР. Все работы подготовительного периода фиксируются в журнале подготовительных работ и в этом же журнале фиксируется время разрешения начать основные строительно-монтажные работы. При ведении строительно-монтажных работ нужно выполнять следующие работы, связанные с охраной окружающей среды: 1. Строгий контроль за занимаемой территорией (только размеры указанные в проекте, эта территория ограждается); 2. Бережное отношение к плодородной земле; 3. Устройство спец. отвалов для строительного мусора, устройство ливнесборников и управляемый водоотвод с территории; 4. Проведение мероприятий по недопусканию загрязнения атмосферы, лесных массивов, посевных площадей строительными отходами. Инженерная подготовка строительной площадки. Инженерной подготовкой строительной площадки называются внутриплощадочные подготовительные работы. К этим работам относятся: 1.Геодезические работы. Выполняется геодезическая разбивка площадки, сутью которой является определение центра основания (резервуара), места расположения фундамента шахтной лестницы, разметка на местности главных Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 35 осей резервуара и выноска этих отметок за пределы действия землеройной техники, разметка границ котлована, свайного поля и т.д. Проводятся геодезические разбивочные работы для прокладки инженерных сетей, дорог. Эти разбивочные резервуарного парка работы и с осуществляются на основе использованием теодолита, стройгенплана нивелира и др. геодезических приборов; 2.Освоение территории площадки (корчевание деревьев, засыпка оврагов, срезка и складирование растительного грунта и др.); 3.Планировка территории с обеспечением водотока; 4.Понижение (в необходимых случаях)уровня грунтовых вод; 5.Устройство на территории временных сооружений производственного, складского, вспомогательного бытового и общественного назначения таких как административно-бытовые здания, склады, навесы, сооружения производственного назначения (арматурные и механические мастерские, площадки укрупнения монтажных элементов и т.п.); 6.Подготовка к ведению работ в зимнее время; 7.Устраивается внутриплощадочная сеть дорог с подходом и отходом к каждому основанию или фундаменту. Для этой цели применяются гравий, щебёнка или ж/б плиты. 8.Устройство инвентарных временных ограждений строительной площадки с организацией в необходимых случаях контрольно-пропускного режима; 9.Оборудование площадки переходами, проходами, переездами, указателями (предупреждающими т.д.); 10.Обеспечение строительной площадки светом, водой, теплом, газом, паром в соответствии с проектом работ; 11.Устройство складских площадок и помещений для материалов, конструкций и оборудования; 12.Подготовка мест стоянки строительной техники; 13.Определяется место отвала плодородного грунта, снятого из-под будущего основания или фундамента; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 36 14.Определяется место отвала материкового грунта для устройства грунтовой подготовки; 15.Подвозятся и складируются в соответствии со стройгенпланом ж/б плиты (если предусмотрено усиление основания ж/б кольцом), ж/б сваи, плиты, арматурные каркасы (если строится свайный фундамент); 16.Организовывают связь для оперативно-диспетчерского управления производством работ; 17.Создание медицинского поста; 18.Обеспечение строительной площадки противопожарным водоснабжением и инвентарем, освещением и средствами сигнализации; 2.7 Строительство основания и его приемка Все резервуары, где бы они не сооружались, устанавливаются на искусственное основание или фундамент. Их конструкции и размеры определяются с учетом геологических и гидрогеологических условий строительной площадки, размеров РВС, свойств продукта, технологических требований. Назначение оснований и фундаментов РВС – обеспечение его устойчивости и долговечности, защита днища от агрессивного воздействия грунтовой воды и влаги, достижение надежных и удобных условий эксплуатации. Для резервуаров объемом до 5000 м3 включительно основание представляет собой грунтовую подсыпку с уложенной поверх нее песчаной подушкой. Поверхность подушки имеет уклон I=1.15 от центра к краям. Диаметр песчаной подушки на 1.4 больше диаметра резервуара. Бермы подушки имеют уклон I= 110 от резервуара, а откосы – I=11.5. Бермы и откосы бетонируют. Вокруг основания устраивают водосборную канавку с выходом в приемный колодец ливневой канализации. Качество основания зависит от того, насколько качественно выполнены подготовительные работы, которые включают в себя: разметку на местности главных осей резервуара и выноску этих отметок за пределы работы техники, Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 37 определение места расположения фундамента шахтной лестницы, определение центра основания (резервуара), разметку границ котлована. Рекомендуемая последовательность работ: Отрывка котлована на проектную глубину, выработанный грунт отвозится за пределы строительной площади; Осмотр дна котлована с целью уточнения вида и отдельных свойств грунта на глубине; Укладка грунтовой подготовки (используем песчано-гравийную смесь). Укладка послойная, толщина слоя – не более 20 см, каждый слой уплотняется 6…10 тонными катками. Устройство песчано-гравийной подушки из среднезернистого песка и гравия. Технология та же, что и при укладке грунтовой подготовки, только уплотнение производится вибраторами, тромбовкой. Так же создается уклон. Укладка гидроизолирующего слоя. Гидроизолирующий слой выполняется из супесчаного грунта влажностью не более 3%. Перемешанного с вяжущим веществом (8% - 10% от объема смеси). В качестве вяжущих веществ применяются жидкие нефтяные битумы, гудроны, мазуты. Содержание серы в вяжущем веществе не должно превышать 0,5%. Грунт для приготовления смеси должен иметь следующий состав: а) песок крупностью 0,1-2 мм от 60% до 85%; б) песчаные, пылеватые и глинистые частицы крупностью менее 0,1 мм – от 15% до 40%. Поверхность бермы и откос бетонируются (бетон класса В10) Строительство фундамента под шахтную лестницу. Оно ведется параллельно со строительством основания резервуара; Разметка основания и сдача его под монтаж. Первопричиной большей части неисправностей, возникающих при эксплуатации резервуаров, являются разного рода осадки основания. Чтобы не Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 38 допускать чрезмерно быстрого проявления осадки, важен пооперационный контроль работ и приемочный контроль основания. Основные виды пооперационного контроля: Проверка качества отрывки котлована под насыпное основание, размеры котлована в плане и глубину; Проверка качества, физического состояния, влажности материкового грунта, песчано-гравийной смеси; Проверка качества гидроизоляционного слоя. Наблюдение за качеством работ проводится заказчиком и строительной лабораторией подрядчика. Завершающим этапом проверки качества построенного основания является приемочный контроль. Он осуществляется комиссией. Содержание работ по приемке основания резервуара следующее: Проверка качества уплотнения гидроизоляционного слоя проходом десятитонного катка по нему. Если следы колес катка имеют глубину более 10 мм, то должно быть выполнено дополнительное уплотнение слоя; Измерение размеров основания в плане и сравнение их с проектными, отклонения не должны превышать 50 мм; Определение уклона основания от центра к периферии, если он не соблюдается, уклон должен быть достигнут укладкой гидроизолирующего слоя с уплотнением; Проверка горизонтальности периметра основания – нивелированием поверхности его по кольцевой линии, с диаметром равным диаметру резервуара не менее чем в 8 точках, не реже чем через 6 метров. Допустимые отклонения отметок контура фундамента резервуара: 1. отклонения от проекта отметок периметра основания, определяемые в зоне расположения окраек не реже, чем через 6 метров и не менее чем в 8 точках составляют 5 мм; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 39 2. разность отметок любых несмежных точек основания составляет не более 20 мм; 3. толщина гидроизолирующего слоя в месте расположения стенки резервуара не должна отличаться более чем на 5 мм. При приемке основания определяется наличие разбивки главных осей на нем, знака (трубки или стержня, забитого в основание) центра, обозначение границ днища. Обо всех обнаруженных дефектах, недоделках делаются подробные записи в акте приемки основания, отражаются методы их исправления. К акту приемки основания прилагаются акты на скрытые виды работ: на отрывку котлована, укладку грунтовой подготовки, на устройство железобетонного кольца, на укладку песчано-гравийной подушки, а так же паспорта на использованную бетонную смесь. 2.8 Монтаж резервуара 2.8.1 Монтаж днища резервуара К монтажу днища приступают только после приемки основания резервуара и фундамента под шахтную лестницу и разметки рисок, определяющих проектное положение окраек днища резервуара по отношению к разбивочным осям и окружности резервуара. Разметка выполняется при помощи теодолита и рулетки. При сборке днища резервуара должна быть обеспечена сохранность основания (фундамента) и гидроизолирующего слоя от воздействия различных монтажных нагрузок. Монтаж днища производится в следующей последовательности: а) Укладывают в проектное положение окрайки, контролируя правильность их укладки с помощью разметочного приспособления, закрепленного в центре основания. По окончании сборки кольца окраек необходимо проверить: - отсутствие изломов в стыках окраек; - отсутствие прогибов и выпуклостей; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 40 - горизонтальность кольца окраек; - соответствие зазоров проектным. При разработке технологии сборки элементов днища, имеющего кольцо окраек, должно быть предусмотрено следующее: - стыки между окрайками собираются с зазором клиновой формы; - смещение кромок в стыках окраек не должно превышать 10 % толщины листа, при плотности прилегания к подкладным полосам с зазором не более 0,5 мм. Вмятины на окрайках, в зоне расположения стенки не допускаются; - величину усадки кольца окраек после сварки. Рис. 9.Схема сварки стыков окраек 1 - окрайка; 2 - подкладка; 3 - гребенка; 4 - сварочный шов; 5 - частичная сварка; 6 -риска установки первого пояса б) Прихватывают собранное кольцо окраек и сваривают радиальные щиты в проектном положении на длине 200-250 мм в зоне расположения стенки. Остальную часть шва между элементами окраек доваривают после сварки кольцевого шва, соединяющего стенку с днищем. Такая технология сварки позволяет снизить напряжения после сварки в кольцевом шве за счет усадки, которая компенсируется изменением зазоров между элементами окраек. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 41 в) Накатывают рулон на основание и устанавливают его в положение 1 как показано на рис.10, при этом начальный участок полотнища должен быть прижат к днищу рулона. Рис. 10 Монтаж днища резервуара. 1 – трактор; 2 – приспособление для раскатки рулонов Конструкция пандуса должна обеспечить сохранность формы основания и бетонного кольца во время накатывания рулонов. г) Развертывают полотнище 1. Срезку планок следует производить по мере развертывания при натянутых канатах приспособления. Перекатить рулон в положение 4. д) Наносят на развернутом полотнище шнуром, натертым мелом, две параллельные риски (ось монтажного стыка и риску укладки полотнища). Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 42 е) Перемещают, при необходимости полотнище трактором так, чтобы ось монтажного стыка совпала со шнуром А-А’, а концы были на одинаковом расстоянии от центра. Для удобства укладки полотнища 2 на полотнище 1 следует приварить уголки-ограничители нахлеста, далее развертывают полотнище 2. ж) Укладывают полотнище 2 в проектное положение, проверяют соответствие размеров днища проектным, соблюдение размеров в нахлесточных соединениях, сваривают днище в соответствии с ППР. При наличии остаточной деформации на периферийных участках центральной части днища до установки полотнища в проектное положение необходимо выполнить их правку. По окончании монтажа и сварки днища производят его разметку в следующей последовательности: 1) фиксируют центр резервуара приваркой шайбы и наносят оси резервуара; 2) в центре днища закрепляют разметочное приспособление, обеспечивающее точность кольцевой разметки; 3) на днище резервуара наносят кольцевые риски: - установки ограничительных уголков (по наружному радиусу резервуара); - установки вертикальных листов и ребер открытого понтона; 4) от точки пересечения оси резервуара с кольцевой риской установки ограничительных уголков наносят радиальные риски: - начала развертывания первого рулона; - положения осей монтажных стыков стенки; 5) наносят также риски, определяющие места расположения стоек понтона. По этим рискам приваривают к днищу опорные плиты под стойки (кроме плит, находящихся в зоне развертывания рулонов стенки). Центральную часть понтона монтируют после разметки днища и прихватки плит под опорные стойки в следующей последовательности: 1) накатывают рулоны и развертывают их на днище резервуара; 2) развернутые элементы сваривают между собой; 3) по окончании сборки и сварки полотнищ центральной части понтона Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 43 проверяют правильность расположения центральной части относительно криволинейной кромки окраек и прихватывают днища понтона к днищу резервуара. После завершения монтажа центральной части понтона на нее переносят центр днища резервуара, закрепляют в центре разметочное приспособление и производят разметку кольцевых рисок установки подкладного листа под монтажную стойку (на 10 мм больше радиуса подкладного листа) и контроля вертикальности монтажной стойки. Кроме того, наносят риски, определяющие положение опорных стоек понтона. 2.8.2 Монтаж стенки резервуара 2.8.2.1 Установка рулонов стенки в вертикальное положение Перед установкой рулона стенки производят следующие подготовительные работы: 1.Подготовить площадку для роботы крана, обеспечив несущую способность площадки не менее паспортных характеристик крана. 2.Разметить место установки крана, шарнира, отметить продольные оси крана, рулона и шарнира (схема 1). 3.Установить рулон стенки в исходное перед подъемом положение (схема 1.2), для чего: 1) установить рулон одним концом на днище резервуара, а другим - на шпальную клеть (схема 2. этап I). 2) приподнять краном нижнюю часть рулона, подвести шарнир под рулон и опустить рулон в ложе шарнира, при этом торец рулона должен плотно прилегать к вертикальной стенке ложа, а продольная ось рулона должна быть строго перпендикулярна продольной оси шарнира, рулон должен располагаться строго горизонтально; 3) зафиксировать лежащий в шарнире рулон клиньями (схема 1, вид A); Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 44 Схема 1. Подготовка рулона к подъему. 4) закрепить шарнир к днищу приваркой наружных пластин; 5) закрепить рулон канатом шарнира, предварительно приварив приставки к рулону, натянуть канат и затянуть талрепы шарнира, приварить шарнир внутренними пластинами к днищу. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 45 4. Разметить угловой сектор и приварить его к рулону. 5.На верхний конец рулона установить захват, предварительно приварив к каркасу рулона две распорки. 6.Произвести строповку грузового каната через захват. К захвату прикрепить тормозной канат. Проверить перпендикулярность продольных осей рулона и трубы шарнира. Ось рулона, грузовой и тормозной канаты должны находиться в одной вертикальной плоскости. 7.Разметить и приварить к поддону четыре упора и установить поддон на рулоне, так чтобы он не мешал подъему. 8.Приварить к верху рулона скобу, прикрепить к ней канат, с помощью которого обмотать рулон тремя витками (схема 1,2 тема "Разворачивание рулона стенки"). 9.Перед подъемом наружную поверхность поддона обильно смазать солидолом. Подъем рулона стенки производят, чередуя операции: 1.Установить кран в исходное для подъема положение и проверить вылет стрелы, опустив крюк до земли (схема 1). 2.Установить тормозной трубоукладчик на продолжении оси рулона. 3.Отработать систему сигнализации между руководителем подъема наблюдателями, машинистом крана и трактористом. 4.Проверить верхний минут. конец надежность такелажной рулона 100-150 Тщательно на осмотреть мм такелаж, оснастки, и для выдержать при чего в поднять течении отсутствии 10 каких-либо неисправностей начать подъем. 5.Выполнить подъем рулона краном с одновременным контролем допустимого отклонения грузового полиспаста крана от вертикали. 6.До достижения рулоном угла подъема 60 0 тормозной канат во избежание рывка должен иметь небольшое провисание. При достижении рулоном угла подъема, близкого к 750 (положения неустойчивого равновесия), включить в Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 46 работу тормозной канат. Плавно установить рулон тормозным канатом в вертикальное положение, при этом грузовой строп должен иметь провисание. 7.Произвести расстроповку рулонаи срезать с рулона все вспомогательные элементы, работы производить с автогидроподъемника. 2.8.2.2 Установка центральной монтажной стойки Монтажную стойку, используемую для укладки щитов покрытия, устанавливают в центре днища резервуара в следующей последовательности (рис.4): а) Производят сборку стойки: устанавливают центральное кольцо в сборе с фланцем, при этом зазор между ребрами стойки и патрубком центрального кольца должен быть не более 3 – 4 мм; устанавливают лестницу; приваривают к центральному кольцу 3 кронштейна для крепления отвесов, при этом один из кронштейнов приварить под одной из вертикальных пластин центрального кольца, расположенной около установленной лестницы; устанавливают на центральном кольце временное ограждение; прикрепляют расчалки. б) Устанавливают кран в исходное для подъема положение и производят строповку стойки. в) Производят подъем стойки в вертикальное положение, следя за отклонением полиспаста крана, которое должно быть не более 20, затем поворотом стрелы установить стойку таким образом, чтобы отвес, расположенный у лестницы, совпал с точкой К, нанесенной на днище понтона. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 47 Рис. 11. Схема установки монтажной стойки 1 – кран «Крупп»; 2 – якорь; 3 – талреп; 4 – зажим; 5 – расчалка. г) Фиксируют монтажную стойку в центре днища с помощью специальных упоров. д) Крепят стойку в вертикальном положении пятью расчалками с талрепами. Расчалки крепят к наземным якорям, расположенным за основанием резервуара. По мере развертывания рулона, мешающие расчалки поочередно укорачивают и крепят к днищу резервуара через приварные скобы с подкладными пластинами. е) Стойку выставляют в вертикальном положении с помощью талрепов расчалок. Контроль производят по отвесам. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 48 2.8.2.3 Развертывание рулона стенки К разворачиванию рулона стенки приступить после установки рулона в вертикальное положение и установки центральной монтажной стойки. 1.Приварить к днищу по кольцевой риске R11410мм ограничительные уголки на растоянии 3500мм от монтажного стыка в обе стороны уголки не устанавливать. 2.Установить рулон на днище так, чтобы после срезки скрепляющих планок начальная кромка полотнища стенки расположилась согласно разметке. 3.До срезки скрепляющих планок приварить к рулону скобу обтянуть рулон несколькими витками каната, прикрепить его к крюку трубоукладчика и выбрать слабину (Рис. 12). 4.Произвести срезку скрепляющих планок, начиная с верхней. Срезку производить с автогидроподъемника. Срезать последние 2 планки, стоя на днище. Рис. 12. Рулон перед срезкой планок. 5.Ослабляя натяжение каната, дать возможность рулону распушиться. 6.Установить клиновой упор. Установить начальную кромку полотнища согласно разметке. 7.Начальный участок полотнища стенки закрепить к днищу приваркой косынки. Приварить к рулону тяговую скобу с канатом для развертывания. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 49 8.Произвести развертывание начального участка на 3 м., установить переносную расчалку на расстоянии 1 м. от кромки. Развернуть полотнище так, чтобы свободной конец составлял 5,5 м от оси стыка и формообразовать начальную кромку. Развертывание полотнища стенки производить с помощью трубоукладчика. 9.После формообразования начальной участок полотнища стенки 5,5м прихватить к окрайкам на участке 2,0м, оставив свободным конец 3,5м. Свободный конец - З,5м. закрепить к окрайкам приваркой косынки по проектному радиусу. 10.Установить трубу жесткости. 11.Выставить начальную кромку в вертикальное положение с помощью талрепов расчалок трубы жесткости. Контроль производить по отвесу. 12.Установить и закрепить прижимным винтом постоянную расчалку на расстоянии 500мм от места начала установки первого блока каркаса крышиточки "В". 13.Произвести развертывание полотнища стенки на ~ 12,0м участками по~2,0м. По мере развертывания необходимо: — подгонку и прихватку стенки к окрайкам с наружной стороны стенки. На участке 3,5м от оси стыка прихватки не устанавливать. В местах неплотного прилегания стенки к ограничительным уголкам производить прижатие с помощью реечного домкрата, либо клина. — на верхнюю кромку полотнища стенки устанавливать переносные расчалки на расстоянии не более 3м. от разворачиваемого рулона. — следить за тем, чтобы сварной шов крепления тяговой скобы к рулону не работал на излом. Развертывание очередного участка полотнища стенки прекратить, когда опорная пластина тяговой скобы расположится по направлению тягового каната. В этом положении разворачивание прекратить. Вставить клиновой упор и ослабить натяжение тягового каната, при этом клин должен быть прижат рулоном для предотвращения его обратного сворачивания. Срезать опорную пластину тяговой скобы и перенести ее на новое место для разворачивания очередного участка полотнища. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 50 — с внутренней стороны в зоне уторного шва устанавливать косынки. На расстоянии 3,5м от монтажного стыка в обе стороны косынки не устанавливать. 14.Отрегулировать вертикальность участка стенки с помощью переносных и стационарных расчалок с кронштейнами. Контроль производить по отвесам. Произвести сборку стенки с днищем проектным швом. 15.Установить первый блок каркаса крыши. 16.Аналогично развернуть весь рулон стенки, устанавливая в процессе блоки каркаса крыши, заполнения и сектора 1. Перед замыканием произвести формообразование конечного участка полотнища стенки. 2.8.2.4 Замыкание монтажного стыка стенки Замыкание монтажного стыка стенки производят в следующей последовательности (рис. 13): а) приваривают на конечной кромке полотнища на высоте 300 мм от днища упор, ограничивающий величину нахлеста полотнища. б) приваривают на начальной кромке полотнища тяговую скобу и натаскивают полотнище до упора в ограничитель нахлеста. в) выводят домкратом (клином) нижние кромки полотнища за проектную риску R=11,41 м и фиксируют это положение приваркой пластин. г) устанавливают в исходное положение приспособление для замыкания, закрепляют подпятник, приваривая ограничители. Проверяют по отвесам вертикальность приспособление и фиксируют это положение расчалками. д) производят выравнивание стенки в зоне стыка с помощью винтов приспособления. Стык выставляют вертикально, контроль производят по отвесу. е) устанавливают с наружной стороны стенки стойку. ж) производят обрезку нахлеста и зачистку кромок под сварку. з) производят сборку стыка на стяжных приспособлениях (в необходимых местах), а затем сварку. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 51 Рис. 13. Замыкание вертикального монтажного стыка 1 – ограничительная пластина; 2 – клин; 3 – ось вертикального монтажного стыка. После сварки, проверки качества выполнения сварных соединений, исправления дефектов и повторного контроля снимают все монтажные приспособления с полотнища стенки в зоне монтажного стыка. 2.8.3 Монтаж стационарных покрытий При разработке ППР по монтажу резервуара необходимо учитывать монтажные нагрузки на крышу в целом и ее конструктивные узлы в процессе сборки. При необходимости должны устанавливаться временные распорки, связи и другие устройства препятствующие возникновению деформаций. Монтаж стационарной крыши выполняют способом монтажа с центральной стойки. Монтажную стойку с центральным щитом крыши устанавливают в центре днища понтона, и раскрепляют пятью расчалками. Нижний конец стойки должен опираться на подкладной лист и исключать его перемещение. Конструктивно узел опирания должен быть выполнен «шарнирно» – без приварки стойки к подкладному листу. Центральный щит крыши, закрепленный на монтажной стойке должен находиться в горизонтальной плоскости. Величина перекоса от горизонтальной Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 52 плоскости, на днище диаметра центрального щита, должна составлять не более 5 мм. Отклонение центра щита относительно центра резервуара в плане должно составлять не более 10 мм. 1) Подготовительные работы а) Проверяют качество приварки заводских ловителей (4 шт. на щит) и строповочных скоб. б) На каждом щите усиливают крепление крайних ловителей путем приварки пластин. в) Устанавливают на ловители обтекатели (для исключения заедания о кромку стенки). г) На каждом щите вдоль периферийной кромки устанавливают участок проектного ограждения (где не предусмотрено временное). На начальном щите устанавливают проектное, установить временное радиальное ограждение. д) На противоположных концах щита закрепляют пеньковые оттяжки. е) В месте расположения начального щита устанавливают монтажную стойку. ж) Располагают кран для монтажа начального щита. 2) Монтаж начального щита покрытия а) Устанавливают две расчалки с кронштейнами и отвесами в зоне начального щита. б) Проверяют вертикальность стенки по отвесам. При необходимости регулируют талрепами расчалок. в) Производят строповку начального щита трехветьевым стропом за заводские проушины. г) Щит поднимают краном и двум монтажником (один на центральном щите, другой на площадке монтажной стойки), направить его оттяжками и опустить вершиной на центральный щит с последующим креплением болтами. Затем опускают основание щита, оперев на все четыре ловителя. д) Проверяют расположение начального щита. Правая радиальная кромка (вид к центу резервуара) должна совпадать с точкой «К» перенесенной с днища. е) Снимают нагрузку на кран. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 53 ж) Приваривают вершину щита к центральному щиту. з) Производят стыковку щита со стенкой на всем периметре щита с наложением прихваток. В местах не прилегания применяют прижим. и) Приваривают щит к стенке на начальном участке длиною 800 мм. к) Производят расстроповку щита. Выход людей на щит допускают только после выполнения работ описанных выше. л) Заканчивают приварку щита к стене. 3) Монтаж промежуточных щитов а) Перемещают монтажную стойку для установки следующего щита. б) Устанавливают щит в проектное положение, выполняя работы аналогичные пункту 2). Выход на промежуточный щит допускается только после выполнения всех работ описанных в пункте 1.3.7.2 и сборки на прихватах радиального стыка. в) Монтаж остальных щитов выполняют аналогичным путем. На щите допускается нахождение не более двух человек. В процессе стыковки щита со стенкой сварщик располагается на площадке монтажной стойки и закрепляется предохранительным поясом к ограждению. Монтажники на щите закрепляются к периферийному ограждению. Вместо монтажной стойки, оборудованной площадкой, допускается применение монтажного гидроподъемника на автомобиле. Рулон стенки развертывают участками не более 3 – 4 м от устанавливаемого щита. 2.8.4 Монтаж понтона Устройство и работа понтона «Альпон» заключается в следующем: Понтон (плавучая часть) состоит из герметичных поплавков 1, расположенных параллельными рядами в центральной части и по окружности на периферии, причем в каждом ряду поплавки жестко скреплены между собой. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 54 Поверхность понтона покрыта настилом 5, состоящим из секций. Секции настила соединены между собой с помощью парных балок 2 и 3, обеспечивающих поперечную жесткость понтона. В нижнем положении (в зависимости от требований Заказчика) понтон может опираться на стационарную опору 6 (рис. 14) либо на опорные стойки постоянной или переменной высоты, монтируемые непосредственно на понтоне (рис. 15). Каждый ряд поплавков по концам имеет кронштейны, с помощью которых они прикреплены к юбке 4, формирующей периферийную часть понтона. Цилиндрическая юбка концентрично расположена к стенке резервуара и частично погружена в хранящуюся жидкость, что, совместно с герметичным настилом, предотвращает выход паров хранящегося продукта из под понтона. Кольцевой зазор между юбкой и внутренней поверхностью резервуара герметизируется затвором 10. Отвод статического электричества с поверхности понтона на корпус резервуара осуществляется по кабелю заземления 9, прикрепленному к понтону и кровле резервуара. Рисунок 8 Рисунок 9 Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 55 Для исключения поворота понтона вокруг оси в процессе эксплуатации установлены противоповоротные тросы 11, которые крепятся к днищу и крыше резервуара. Для удобства монтажа и эксплуатации на понтоне смонтирован люклаз 7, герметично закрываемый крышкой, которая при посадке понтона на стационарную опору или опорные стойки 6 открывается при помощи толкателя. При наличии в резервуаре пробоотборника вокруг него устанавливается специальный затвор 8. При наличии в резервуаре кожуха ПСР и ручного отбора проб на поверхности понтона могут быть смонтированы каркасы, обеспечивающие прохождение сквозь понтон вышеуказанных элементов и герметизации их в процессе эксплуатации. При отсутствии продукта в резервуаре понтон опирается на стационарную опору или опорные стойки. Доступ на понтон при этом производится через люклаз в III поясе 12 или через люк-лазы I пояса резервуара и понтона 7. При закачке продукта в резервуар понтон всплывает и двигается вместе с зеркалом продукта, разобщая тем самым поверхность последнего от газового пространства резервуара, чем достигается сокращение потерь от испарения продукта. Центральную часть понтона собирают также как и днище резервуара после монтажа последнего. Края центральной части понтона прихватывают по всему периметру к днищу резервуара. Установку и крепление стоек понтона осуществляют после его подъема наполнением резервуара водой до уровня, превышающего проектную высоту стоек на 200 мм. После слива воды из резервуара и очистки днища производят окончательную приварку опорных плит сток понтона, сварку потолочных швов и элементов крепления направляющих. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 56 2.8.4.1 Монтаж уплотняющего затвора Монтаж уплотняющего затвора производят после окончания сборочносварочных работ, контроля сварных соединений элементов конструкций, проверки геометрических размеров, проведения гидравлических испытаний резервуара согласно ВСН 311-89. Уплотняющий затвор монтируют, если ширина уплотняющего пространства между стенкой резервуара по всей ее высоте и понтоном отвечает требованиям затвора. Допускается по согласованию с заказчиком монтировать затвор во время гидравлического испытания резервуара. В этом случае в процессе подъема понтона производят все подготовительные работы (зачистка внутренней поверхности стенки, измерения зазоров). После выдерживания резервуара под испытательной нагрузкой производят дальнейший слив воды на высоту одного пояса (1,5 – 2 м) и осуществляют монтаж затвора. После монтажа затвора производят дальнейший слив воды и при опускании понтона контролируют работу элементов затвора. До начала монтажа уплотняющего затвора поверхность понтона должна быть очищена от посторонних предметов. Конструктивные элементы затвора доставляются на понтон в упакованном виде. Порядок монтажа затвора: а) Производят предварительную сборку элементов уплотняющего затвора между собой и укладывают по периметру понтона. б) Собранные элементы уплотняющего затвора последовательно опускают в кольцевое пространство между стенкой резервуара и понтоном и закрепляют в проектное положение. Крепление уплотняющего затвора производится болтовыми соединениями к конструкции понтона по всему периметру. Плотное прижатие затвора к внутренней поверхности стенки резервуара обеспечивается за счет упругих свойств затвора. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 57 После завершения монтажа затвора производят его испытание путем подъема и опускания понтона водой. При этом тщательно наблюдают за работоспособностью затвора. 2.8.5 Контроль качества сварных соединений и испытания резервуара 2.8.5.1 Контроль качества сварных соединений Контроль сварных стыков производится в соответствии с требованиями ПБ 03-605-03 и других действующих нормативных документов. Контроль сварных соединений на монтаже включает внешний осмотр, дефектоскопию физическими методами, испытания на непроницаемость и герметичность. Объем контроля сварных стыков приведен в табл. 3. Таблица 3. Контроль сварных стыков Методы контроля Тип конструкций, объем контроля 1.Внешний осмотр, с проверкой Все типы конструкций в объеме 100 геометрических размеров и формы длины сварных соединений швов резервуаров 2.Контроль швов неразрушающими Все типы конструкций в объеме методами-радиографическим, в согласно раздела 7.5 ПБ 03-605-03 соответствии с ГОСТ 7512 3.Испытания на непроницаемость и Конструкции резервуарные в объеме герметичность согласно раздела 7.4 ПБ 03-605-03 Швы сварных соединений и конструкции по окончании сварки должны быть очищены от шлака, брызг и натеков металла. После их удаления огневым или механическим способом остатки швов должны быть зачищены. Сварные соединения днища резервуаров, понтонов, кровли следует проверять на непроницаемость вакуумированием. Сварные соединения конструкции стенки резервуара следует проверить на качество радиографическим методом (уторный шов также проверяется на непроницаемость вакуумметодом). Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 58 По внешнему виду качество сварных соединений конструкций должно удовлетворять требованиям раздела 7.3 ПБ 03-605-03. Качество швов сварных соединений конструкций, контролируемых радиографическим методом, должно удовлетворять требованиям раздела 7.5 и таблицы 7.3 ПБ 03-605-03. В случае обнаружения недопустимого дефекта следует выявить его фактическую длину, дефект исправить и вновь проконтролировать. При повторном выявлении дефекта контролю подлежат все сварные соединения. Контроль непроницаемости швов сварных соединений следует производить пузырьковым или капиллярным методами в соответствии с ГОСТ 3242-79 (под непроницаемостью следует понимать способность соединения не пропускать воду или другие жидкости). Величина разрежения при пузырьковом методе должна быть не менее 2500Па (250мм вод.ст.). Продолжительность контроля капиллярным методом должна быть не менее 4ч при положительной и не менее 8ч при отрицательной температуре окружающего воздуха. Контроль герметичности (под герметичностью следует понимать способность соединения не пропускать газообразные вещества) швов сварных соединений следует производить пузырьковым методом в соответствии с ГОСТ 3242-79. Дефектные участки сварных швов надлежит удалять механизированной зачисткой (абразивным инструментов). Допускается удаление дефектов сварных соединений ручной кислородной резкой или воздушно-дуговой поверхностной резкой при обязательной последующей зачистке поверхности реза абразивным инструментом на глубину 1-2мм с удалением выступов и наплывов. Все ожоги поверхности основного металла сварочной дугой следует зачищать абразивным инструментом на глубину 0,5-0,7мм. При удалении механизированной зачисткой (абразивным инструментом) дефектов сварных соединений, корня шва и прихваток риски на поверхности металла необходимо направлять вдоль сварного соединения: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 59 -при зачистке мест установки начальных и выводных планок-вдоль торцевых кромок свариваемых элементов конструкций; -при удалении усиления шва-под углом 40-50 к оси шва. Ослабление сечения при обработке сварных соединений (углубление в основной металл) не должно превышать 3 толщины свариваемого элемента, но не более 1мм. При удалении поверхностных дефектов с торца шва абразивным инструментом без последующей подварки допускается углубляться с уклоном свариваемого элемента, но не более чем на 8мм с каждой стороны. При этом суммарное ослабление сечения (с учетом допустимого ослабления по толщине)не должно превышать 5.После обработки торцов швов необходимо притупить острые грани. Исправление сварных соединений зачеканкой не допускается. Остаточные деформации конструкций, возникшие после монтажной сварки, необходимо устранять термическим или термомеханическим воздействием в соответствии с требованиями п.4.2 СНиП 3.03.01-87. Устранение деформаций производить нагревом металла до температуры 150160С на площади деформации плюс по 120мм зоны, прилегающей к деформированной поверхности. Выправление деформаций металла производить безударным способом с применением домкратов. 2.8.5.2 Контроль качества защитного изоляционного покрытия Требования к контролю защитных покрытий на трубопроводах подземной прокладки. Изоляционное покрытие трубопроводов подлежит 100 контролю качества. При контроле качества защитного покрытия трубопроводов следует руководствоваться требованиями ГОСТ Р 51164-98, раздел 6.2 Основные показатели контроля: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 60 -адгезия в нахлесте; -адгезия к стали; -прочность при ударе; -сплошность. После укладки и засыпки трубопровода проверяется сплошность изоляционного покрытия искровым дефектоскопом типа «УКИ». При неудовлетворительных результатах испытаний по какому-либо показателю качества защитного покрытия, проводят повторное испытание на удвоенном количестве мест контроля. При нанесении защитного покрытия следует: -производить визуальный контроль состояния покрытия (не допускаются вздутия, гофры, складки); -ширину нахлеста полимерных лент и оберток, смежных витков; -толщину защитного покрытия, контролируемого неразрушающими методами с помощью толщиномера типа МТ-10НЦ и МТ-50НЦ. Проверка толщины защитного покрытия производится через каждые 50м длины трубопровода и в местах установки деталей трубопроводов (отводов, тройников, переходов). Контроль адгезии защитного покрытия производится прибором СМ-1 в соответствии с методикой ГОСТ Р 51164-98(приложение Б),на каждом отдельном участке технологического трубопровода(не менее 1 измерения на 500м длины трубопровода). Сплошность защитного изоляционного покрытия контролируется перед укладкой трубопровода в траншею (или до засыпки траншеи). Контроль производится искровым дефектоскопом по всей поверхности покрытия. Требования к контролю защитных покрытий резервуара и технологических трубопроводов надземной прокладки. Защитные лакокрасочные покрытия подлежат контролю: -состояние поверхности лакокрасочных и эмалевых поверхностей (визуально); Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 61 -толщина покрытия с помощью толщиномеров типа МТ-10 НЦ и МТ-50 НЦ; -сплошность покрытия с помощью искрового дефектоскопа типа УКИ; -адгезия (не менее 1 труб или площади покрытия и в местах вызывающих сомнение). 2.8.5.3 Испытание резервуара Испытание резервуара следует производить согласно ПБ 03-605-03 гидравлическим методом. Для испытания резервуаров необходимо проложить временный трубопровод типа ПМТ150 длиной 100÷120м до точки подключения к местному водопроводу (забор воды). Подключение и заполнение производить через нагнетательный агрегат АН-501Б. После испытания резервуара эту воду использовать для опрессовки обвязочных технологических трубопроводов. Опрессовку производить опрессовочным агрегатом типа АО 161. 1. До испытания резервуара должен быть выполнен полный комплекс работ по монтажу конструкций резервуара, выполнены врезки и приварка всех патрубков для подключения трубопроводов. На все время испытания должны быть установлены границы опасной зоны с радиусом не менее 45м (не менее 2 диаметра резервуара от центра испытуемого резервуара). Во время повышения давления допуск к осмотру конструкций разрешается не ранее, чем через 10 мин после достижения установленных испытательных нагрузок. Испытание резервуара на прочность производится только на гидростатическую нагрузку наливом воды до отметки – 10,5м. Потребность воды на гидравлическое испытание составляет -5400м3 (с учетом утечек и заполнения трубопроводов). 2. Герметичность кровли резервуара при гидравлическом испытании проверяют заполнением резервуара водой на высоту не менее 1м. Все люки на корпусе закрывают заглушками. Избыточное давление, равное проектному плюс Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 62 10, создается при дальнейшем нагнетании воздуха компрессором. Продолжительность испытания 30 мин. В процессе испытания сжатым воздухом сварные соединения необходимо смачивать снаружи мыльным или другим индикаторным раствором. Гидравлическое испытания резервуаров с понтонами производят без уплотняющих затворов с тщательным наблюдением за работой катучей лестницы, дренажного устройства, направляющих стоек. Скорость подъема (опускания) понтона при гидравлических испытаниях не должна превышать эксплуатационную. По мере заполнения резервуаров водой необходимо наблюдать за состоянием конструкций и сварных швов. При обнаружении течи из под края днища или появления мокрых пятен на поверхности отмостки необходимо прекратить испытание, слить воду, установить и устранить причину течи. Если в процессе испытания будут обнаружены свищи, течи и трещины в швах стенки (независимо от величины дефекта), испытание должно быть прекращено и вода слита до уровня: -полностью – при обнаружении дефекта в 1 поясе; - на один пояс ниже расположения дефекта – при обнаружении дефекта во IIVI поясах; - до V пояса при обнаружении дефекта в VII поясе и выше. Обнаруженные мелкие дефекты подлежат исправлению, а исправленные места – проверке на герметичность. Резервуар, залитый водой до проектной отметки, испытывают на гидравлическое давление с выдержкой под этой нагрузкой (без избыточного давления) 24часа. По истечении 24 часов после заполнения резервуара водой до проектного уровня необходимо произвести нивелировку наружного контура днища и определить осадку основания днища. Если отклонения отметок наружного днища превышают допустимые, согласно СНиП 3.03.01-87 табл.18,19,20,21 необходимо произвести подбивку основания гидрофобным грунтом. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 63 Резервуар считается выдержавшим испытания, если в процессе испытания на поверхности стенки или по краям днища не появляются течи и, если уровень воды не будет снижаться ниже проектной отметки. Гидравлическое испытание следует проводить при температуре окружающего воздуха +5С и выше. На резервуар, прошедший испытания, составляется приемочный акт по форме обязательного приложения Д7 ПБ 03-605-03,а при сдаче в эксплуатацию – паспорт по форме приложения Д8 ПБ 03-605-03. Испытание технологического трубопровода диаметром Ду 700, Ду 500 мм производится гидравлическим методом (СНИП III-42-80*). Гидравлическое испытание производится на прочность и плотность. Испытание на прочность производится давлением Рисп=Рзав. давлением Рисп=Рраб. Продолжительность испытания – 24часа. Испытание на герметичность производится Продолжительность испытания – не менее 12часов. Испытание трубопроводов пожаротушения. Трубопроводы обвязки пеногенераторов подачи раствора пенообразователя подвергаются гидравлическому испытанию на давление Рисп = 1,5Рраб (ВНПБ 01-02-01-2000 п.6.5). Продолжительность испытания – 6 часов. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 64 3 Расчет резервуара РВСП-5000 на прочность и устойчивость 3.1 Расчет прочности стенки резервуара РВСП-5000 Стенки стальных резервуаров по своей конструкции относятся к группе замкнутых оболочек вращения. При этом без заметной ошибки их можно считать тонкостенными оболочками , т.к. отношение толщины t их стенок к минимальному радиусу кривизны r составляет t 1 1 . 30 r 1000 Возможность рассмотрения стенки резервуара по схеме тонкостенной оболочки вращения с осесимметричным нагружением сильно упрощает задачу, т.к. в этом случае она становится двухмерной (рис.10). Для нее применимы такие упрощенные гипотезы: прямолинейный элемент, нормальный к серединной поверхности, остается таковым и после деформации; общая картина деформации оболочки полностью может быть описана деформацией серединной поверхности и т.д. а) б) Рис. 10. К расчету стенки резервуара по безмоментной теории: а) реальная форма деформации стенки от внешних сил; б) принимаемая в расчете по безмоментной теории форма деформации стенки. По каталогу определяем марки сталей использованных для изготовления поясов стенки: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 65 для 1 09Г2С-12; для 2 и 3 пояса пояса 09Г2С-12; для 4 и последующих поясов 09Г2С-12. а) б) в) Рис. 11 К расчету стенки РВС на прочность: а) схема внутренних нагрузок и воздействий; б) и в) расчетная схема. Для каждого пояса вычисляем максимальное значение давления на стенку Px по сечениям, совпадающим с кольцевыми сварными швами между поясами (x=0; 1,5;... м), состоящее из двух составляющих: гидростатического давления жидкости, хранящейся в резервуаре и избыточного давления в газовом пространстве резервуара: Px=o..g.(H-x)+s.psн, (1) где o - коэффициент надежности по гидростатическому давлению o=1; - плотность перекачиваемого продукта (нефти), =735 кг/м3; Н – высота, на которую перекачиваемый продукт заполняет резервуар, H=11.92 м; Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 66 s.psн –избыточное давление в газовом пространстве резервуара, s.psн=0 т.к. резервуар оборудован понтоном. Px1=1. 735.9,81.(11.92-0)=85947,4 Па; Px2=1. 735.9,81.(11.92-1,5)=75131,8 Па; Px3=1. 735.9,81.(11.92-3)=64316,3 Па; Px4=1. 735.9,81.(11.92-4,5)=53500,8 Па; Px5=1. 735.9,81.(11.92-6)=42685,3 Па; Px6=1. 735.9,81.(11.92-7,5)=31869,8 Па; Px7=1. 735.9,81.(11.92-9)=21054,2 Па; Px8=1. 735.9,81.(11.92-10,5)=10238,7 Па. Напряжения, возникающие в стенке, определяются по формуле: Ơx=(Px*r)/ tcт, (2) где r – радиус стенки резервуара, r=11,4 м; tст – толщина стенки, для которого рассчитываем напряжения. Ơx1 =(85947,4*11,4)/10*103 =97,98.106 Па; Ơx2 =(75131,8*11,4)/8*103=107,06.106 Па; Ơx3 =(64316,3*11,4)/8*103= 91,65.106 Па; Ơx4 =(53500,8*11,4)/7*103= 76,24.106 Па; Ơx5=(42685,3*11,4)/7*103= 69.52.106 Па; Ơx6 =(31689,8*11,4)/7*103= 51,609.106 Па; Ơx7 =(21054,2*11,4)/7*103= 34,288.106 Па; Ơx8 =(10238,7*11,4)/7*103= 16,674.106 Па. Вычисляем величину (с*Rуп)/ m, где с – коэффициент условий работы стенки при расчете ее на прочность по безмоментной теории, с =0,7 для нижнего пояса, с=0,8 для остальных поясов; m – коэффициент надежности по материалу по пределу текучести m=1,025. Для первого пояса (с*Rуп)/ m=(0,7*275*106)/1,025=187.106 Па; Для остальных поясов (с*Rуп)/ m=(0,8*275*106)/1,025=214.106 Па. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 67 Для обеспечения прочности должно выполняться условие: Ơx мах c R yn m ; (3) 97,98 МПа 187 МПа; 107,06 МПа 214 МПа. Вывод: т.к. условие выполняется, прочность стенки резервуара обеспечена. 3.2 Расчет устойчивости стенки РВСП-5000 В определенные моменты нагруженного состояния стенка РВС может потерять свою устойчивость: образование гофр на верхних, тонких поясах, остаточные выпучины или вмятины по всей высоте стенки. (рис. 12) Силами вызывающими такие деформации, являются: - снеговая нагрузка на крышу; - вес самой крыши; - вакуумметрическое воздействие на крышу и стенку; - ветровое давление. Изобразим возможные формы потери устойчивости стенки (рис.12). Рис. 12. Характерные формы потери устойчивости стенки РВС: а) и б) от воздействия внешних вертикальных сил; в) от воздействия внешних горизонтальных сил; г) от совместного воздействия вертикальных и горизонтальных сил. Все эти формы деформации недопустимы. И проще всего потому, что они могут привести или к разрушению стенки, или к уменьшению рабочего объема Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 68 V, коэффициента оборачиваемости К0. Поэтому правилами проектирования РВС предусмотрена обязательная проверка на устойчивость стенки типовых резервуаров по конкретным значениям вертикальных и горизонтальных внешних Необходимо рассчитать устойчивость стенки между: - первым поясом и днищем; - первым и вторым поясами; - вторым и третьим поясами; - третьим и четвертым поясами. Определяем критические меридиальные напряжения: Ơв кр=c*Е*tmin/r, если tmin/r>300, (4) Где tmin=7.10-3 м, минимальная толщина стенки; 11.4/7*103=1671.4>300; с – параметрический коэффициент, с=0,066; Е=2,06.105 МПа, модуль упругости стали. Ơв кр=c.Е. tmin/r =0,066*2,06*105*7*10-3/11,4=8,348 МПа. Определяем нижнее критическое напряжение в вертикальном сечении стенки: Ơг кр=0,55*Е*r/HCT*(tcp/2) 3/2, если 0,5< H ст 10; r (5) 0,5<11,92/11,4=1,045 10, где tср – средняя толщина стенки резервуара, определяется: tt n 10 8 8 7 7 7 7 7 *10 3 =7,625.10-3 м, 8 Ơг кр=0,55*Е*r/HCT*(tcp/2) 3/2= =0,55*2,06.105*11,92/11,4*(7,625*10-3/2) 3/2=27,87 МПа. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 69 3.3 Расчет устойчивости стенки от вертикальных внешних нагрузок и воздействий Рис. 13. К расчету устойчивости стенки от вертикальных (осевых) нагрузок. Определяем расчетную величину результирующей снеговой нагрузки на крышу: S=fs.,.S0 (6) где fs – коэффициент надежности по снеговой нагрузке, fs =1,4; -коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на покрытие, =1. S=1,4.1.100=140 Па. (7) Находим вес части стенки, расположенной выше рассматриваемых поясов: Рст*=Рст-.(rн2-rв2).H., (8) где rн - наружный радиус резервуара, м; rв – внутренний радиус резервуара в рассматриваемом поясе, м; H – высота рассматриваемого пояса, м; = 7850 кг/м3 плотность стали; Рст1*=48900-3,14.(11,42-11,3902).1,5.7850=41316 кг; Рст2*=48900-3,14.(11,42-11,3922).1,5.7850=34574 кг; Рст3*=48900-3,14.(11,42-11,3922).1,5.7850=34574 кг; Рст4*=48900-3,14.(11,42-11,3932).1,5.7850=24618 кг. Определяем расчетное напряжение сжатия в кольцевом сечении рассматриваемого пояса от суммарного значения горизонтальных расчетных внешних воздействий и нагрузок: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 70 Ơв= Pk PCT r 2 ( S Pd ) 2 tmin (9) где Рd – расчетная величина результирующей силы вакуумметрического давления воздействия на стенку, в расчетах не учитывается т.к. резервуар с понтоном. . 20990 48900 3,14.11,42 140 Ơв1= =0,295 МПа; 2.3,14.11,4.7.10 3 . 20990 41316 3,14.11,42 140 Ơв2= =0,278 МПа; 2.3,14.11,4.7.10 3 . 20990 34574 3,14.11,42 140 Ơв3= =0,262 МПа; 2.3,14.11,4.7.10 3 . 20990 34574 3,14.11,42 140 Ơв4= =0,262 МПа; 2.3,14.11,4.7.10 3 . 20990 24618 3,14.11,42 140 Ơв5= =0,237 МПа. 2.3,14.11,4.7.10 3 Проверяем условие устойчивости стенки от вертикальных внешних нагрузок и воздействий: Ơв с.Ơв кр, (10) где с - коэффициент условий работы стенки при расчете ее на устойчивость, с=0,9. 0,295 МПа 0,9. 8,348 =7,513 МПа. Вывод: Очевидно, что условие выполняется, значит, устойчивость стенки от вертикальных суммарных нагрузок выдержана. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 71 3.4 Расчет устойчивости стенки от горизонтальных внешних нагрузок и воздействий а) б) в) Рис. 14. К расчету устойчивости стенки от горизонтальных (кольцевых) нагрузок и воздействий: а) схема нагружения; б) и в) расчетная схема. Определяем расчетную величину результирующей ветровой нагрузки на стенку: Wm=fw.с.k.W0, (11) Где fw – коэффициент надежности по снеговой нагрузке, fw=1,4; с – коэффициент обтекаемости конструкции (аэродинамический коэффициент), с=0,5; k – коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте конструкции, k=0,7. Wm=1,4.0,5.0,7.30=14,7 Па. Определяем расчетное напряжение сжатия в кольцевом сечении рассматриваемого пояса от суммарного значения горизонтальных расчетных внешних нагрузок и воздействий: r Pd Wm 11,4.14,7 Ơ г= = =0,0219 МПа. t ср 7.625.10 3 .. (12) Проверяем условие устойчивости стенки от горизонтальных внешних нагрузок и воздействий: Ơг с. Ơг кр, (13) 0,0219 МПа 0,9.27,87=25,083 МПа Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 72 Вывод: Очевидно, что условие выполняется, значит, устойчивость стенки от горизонтальных суммарных нагрузок выдержана. 3.5 Расчет общей устойчивости стенки на совместное воздействие вертикальных и горизонтальных нагрузок и воздействий Проверяем условие устойчивости стенки на совместное воздействие вертикальных и горизонтальных нагрузок и воздействий: в в кр + г с, (14) гкр 0,295/8,348 +0,0219/27,87=0,0361 0,9. Вывод: Очевидно, что условие выполняется, значит, общая устойчивость стенки на совместное воздействие вертикальных и горизонтальных нагрузок и воздействий выдержана. Общая устойчивость стенки резервуара обеспечена 3.6 Расчет прочности грунта естественного основания резервуара Оценка прочности грунта естественного основания РВС производится с целью выявления возможности использования выбранной площадки, залегающей грунтами с конкретными физико-механическими свойствами. Смысл расчета прочности грунта оснований сооружений заключается в установлении факта, будут ли в них появляться области предельного напряженного состояния, каковы их фактические размеры, допустимы ли они исходя из условий обеспечения прочности основания в целом. И в конечном итоге оценка прочности грунта основания выполняется сравнением величин внешней вертикальной нагрузки q с критической qкр, предварительно задаваясь максимально допустимой глубиной zmax (рис. 15) распространения области предельного напряженного состояния грунта. Величину zmax для стальных резервуаров рекомендуется принимать равной (0,5…0,8 м). Определяем по физические характеристики слоев грунтов залегающих под основанием резервуара: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 73 1 слой глина, глубина залегания – 8 м; удельный вес грунта в естественном состоянии ест=20 кН/м3; угол внутреннего трения =180; коэффициент сцепления грунта с=12,4 кПа. 2 слой песок, глубина залегания – ниже 8 метров; удельный вес грунта в естественном состоянии ест=16 кН/м3; угол внутреннего трения =220; коэффициент сцепления грунта с=1,1 кПа. Рис.15. Схема нагружения и поперечный разрез естественного основания резервуара Определяем нормативную величину глубины котлована с учетом глубины сезонного промерзания грунтов: hз=k.hзн, (15) где k – коэффициент надежности, для неотапливаемых сооружений k=1.1. hзн – нормативная глубина сезонного промерзания, согласно материалам изысканий hзн=2,2 м. hз=1,1.2,2=2.42 м. Далее определяем графически размеры котлована в плане: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 74 Определяем превышение основания от планировочной отметки земли вокруг резервуара h0=0,7 м; Устанавливаем диаметр насыпного основания: D0=2r+2=24.8 м. (16) Рис. 16. Графический метод определения геометрических размеров насыпного основания. С точек А вычерченного в масштабе вертикального сечения резервуара под углом 300 к вертикали проводим линию АБ до пересечения с линией 2-2, затем линии БВ с уклоном 1= (угол внутреннего трения грунта) и линии ВГ с уклоном 2=1:1,5, Таким образом, получаются контуры насыпного основания в вертикальном разрезе. Определяем расчетную величину снеговой нагрузки: S=S.F=S.r2=140.11,42=0,571 МН. (17) Определяем расчетное значение массы резервуара: Мр-ра=m.g=89231.9,8=8,744 МН. (18) Определяем расчетное значение массы воды: Мв=V..g=4460.1000.9,8=43,708 МН, (19) где V= 4460 м3 объем резервуара РВСП-5000; =1000 кг/м3 плотность воды. Определяем объем фундаментного кольца: Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 75 Vф.к.=.(rн2-rвн2).Н=3,14.(11,82-10,82).0,4=28,4 м3. (20) Определяем расчетную массу фундаментного кольца: Мф.к.= Vф.к.б=28,4.3000=0,085 МН. (21) Определяем объем насыпного основания: Vосн.=V1+V2, V1=1/3..hз.(rк2+rc2+rк.rс)=1/3.3,14.2,42.(12,972+13,942+12,97.13,94)=1376,26 м3; V2=1/3..h0.(r32+r02+r3.r0)=1/3.3,14.0,7.(12,862+12,42+12,86.12,4)=350,66 м3; V2=V2-Vф.к.=350,66-28,4=322,26 м3. Vосн.=1376,26+322,26=1698,52 м3. Определяем расчетную массу насыпного основания: Мосн.= Vосн..0,75.ест=1698,52.0,75.16.103=20,382 МН. (22) Определяем величину внешней веритикальной нагрузки: q= M S дк кПа. = S M р ра М в М фк М осн rк 2 = 0,571 8,744 43,708 0,085 20,382 139,129 3,14.12,97 2 (23) Определяем критическую нагрузку на основание, при которой глубина распространения области предельного напряженного состояния (ПНС) будет равна zmax=0,8 м: qкр=ест.(М1+ zmax+М2.hз)+М3.с, (24) где М1,М2,М3 –безразмерные коэффициенты зависящие от угла внутреннего трения грунта, М1=1,7248, М2=2,7248, М3=5,3089. qкр=20.103.(1,2748.0,8+2,7248.2,42)+5,3089.12,4.103=225,307 кН/м2. Определяем критическую краевую нагрузку, при которой zmax=0: qкр*=М2. ест.hз+М3.с=2,7248.20.103.2,42+5,3089.12,4.103=197,71 кН/м2. (25) Проверяем соблюдения q qкр: 139,129<225,307 (26) 139,129<197,71 Очевидно, что в обоих случаях условие выполняется, значит, в грунте естественного основания не будут появляться области предельного напряженного состояния. Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дат а КЛУШ 073.736О90 ПЗ 76