На выполнение выпускной квалификационной работы

↑

▷ Содержание

Стр 1 из 10Следующая ⇒

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Специальность 131000 «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

УДК

Студент

Руководитель

КОНСУЛЬТАНТЫ:

По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

По разделу «Социальная ответственность»

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ:

Томск – 20 г.

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Специальность 131000 «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой ___________________________

(Подпись) (Дата) (Ф.И.О.)

ЗАДАНИЕ

Сварное днище.

Основные элементы вертикального стального резервуара:

─ днище,

─ корпус,

─ крыша.

Днище резервуара сварное из листов толщиной до 8 мм, расположено на фундаменте в виде песчаной подушки и имеет уклон от центра к периферии, равный 2% (Рисунок 4.).

Рисунок 4. – Схема днища резервуара

Днище резервуара

Уклон днища необходим для стока и удаления отделившейся в резервуаре пластовой воды.

Рисунок 5. – Схема конструкции резервуара

Корпус резервуара

Отмостка резервуара

Песчанная подушка

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Корпус резервуара изготовляют в виде поясов. Толщина поясов или одинакова по высоте, или возрастает к низу.

Вокруг резервуара имеется бетонная отмостка, имеющая уклон от резервуара (Рисунок 5.).

Крыши вертикальных стальных резервуаров бывают трех типов:

─ плоские;

─ конические;

─ сферические.

Резервуары с плоскими и коническими крышами рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 2000 Па и вакуум 250 Па, а резервуары со сферической крышей рассчитаны на избыточное давление в газовом пространстве 0,02 МПа и вакуум 0,002 МПа.

Резервуары с плоскими крышами имеют наименьшее газовое пространство, поэтому в них меньшие потери нефти от испарения, что обеспечило широкое их использование на нефтяных месторождениях.

Крышу резервуара собирают из крупноразмерных щитов заводского изготовления.

Щиты представляют собой каркас из двутавров и швеллеров, к которым приварен листовой настил толщиной 2,5-4,0 мм (Рисунок 6.).

Рисунок 6. – Схема щита

Листовой метал

Двутавр

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Центральная стойка

В середине резервуара щиты опираются на центральную стойку (Рисунок 7.). [4]

Рисунок 7. – Центральная стойка

Технологическая характеристика вертикальных стальных резервуаров приведена в таблице 1. [3]

Таблица 1 - Резервуары вертикальные стальные. Технологические характеристики

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Устройство, расположение и расстояния между разными резервуарами и группами резервуаров должны отвечать требованиям СНиП 2.11.03 -93 «Склады нефти и нефтепродук­тов. Противопожарные нормы». [5]

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Рисунок 8. – Устройство территории между резервуарами

Земляной вал

РВС

Каре

Территория между резервуаром и обвалованием называется каре.

Резервуары (каждый или группа, в зависимости от объема) должны быть ограждены замк­нутым земляным обвалованием шириной по верху не менее 0,5 м или ограж­дающей стеной из негорючих материалов, рассчитанными на гидростатическое давление разлившейся жидкости.

Высота обвалования или ограждающей стены каждой группы резер­вуаров должна быть на 0,2 м выше уровня расчетного объема разлившейся жид­кости, но не менее 1 м для резервуаров номинальным объемом до 10000 м³ и 1,5 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более. (Рисунок 9,10.).

Уровень расчетного объема определяется расчетным путем исходя из максимально возможного количества жидкости в резервуаре. [3]

Рисунок 9. – Схема обвалования для резервуаров до 10000 м³

Резервуары объемом до 10000 м3

Не менее 0,5 м

На 0,2 м выше уровня расчетного объема, но не менее 1 м

Не менее 3   м

Рисунок 9. – Схема обвалования для резервуаров более 10000 м³

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

На 0,2 м выше уровня расчетного объема, но не менее 1,5 м

Резервуары объемом 10000 м3 и более

Не менее 0,5 м

Не менее 6 м

Расстояние от стенок резервуаров до подошвы внутренних откосов обвалования или ограждающих стен следует принимать не менее 3 м для резервуаров объемом до 10000 м³ и 6 м - для резервуаров объемом 10000 м³ и более.

В пределах одной группы резервуаров внутренними земляными ва­лами или ограждающими стенами следует отделять каждый резервуар объемом 20000 м³ и более или несколько однотипных резервуаров, суммарный объем ко­торых равен или менее 20000 м³. (Рисунок 11,12.).

Высоту внутреннего земляного вала или стены следует принимать:

- 1,3 м - для резервуаров объемом 20000 м³ и более;

- 0,8 м - для остальных резервуаров.

Рисунок 11. – Схема земляного вала для резервуаров менее 20000 м³

0,8 м

Внутренний земляной вал

Рисунок 12. – Схема земляного вала для резервуаров более 20000 м³

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1,3 м

Внутренний земляной вал

Внутри обвалования резервуарного парка не допускается размеще­ние задвижек, за исключением коренных, устанавливаемых на приемр-раздаточных патрубках резервуара, а также задвижек систем пожаротушения. [5]

Оборудование резервуаров

Стандартные требования предписывают устанавливать на резервуар следующее оборудование:

─ хлопушки;

─ дыхательные клапаны;

─ предохранительные клапаны;

─ огневые предохранители;

─ зачистной патрубок;

─ приборы контроля и сигнализации (уровнемеры, сниженные пробоотборники ПСР, сигнализаторы уровня, манометры для контроля давления в газовой среде);

─ люк замерный.

─ противопожарное оборудование;

─ приемо-раздаточные патрубки;

─ оборудование для подогрева;

─ люк световой;

─ вентиляционные патрубки;

─ люки-лазы;

Для контроля давления в резервуаре на крышке замерного люка следует установить штуцер с запорным устройством для подключения мановакуумметра, автоматического сигнализатора предельных значений давления и вакуума или других приборов.

Резервуары, которые в холодный период, года заполняются нефтью и нефтепродуктами с температурой выше 0 °С, следует оснащать непримерзающими дыхательными клапанами. [6]

В резервуарах, хранящих нефть и бензин и не оборудованных средствами сокращения потерь от испарения, под дыхательные клапаны следует установить диски-отражатели. Эффективность дисков-отражателей в резервуаре зависит от диаметра диска и расстояния от нижней кромки патрубка до верхней плоскости диска.

Диаметр диска выбирают конструктивно из условия свободного пропуска диска в сложенном виде через монтажный патрубок, диаметр которого соответствует диаметру клапана.

Патрубки приемо-раздаточные и замерного люка вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов должны соответствовать требованиям ГОСТов (часть II, прил. 1, пп. 10, 11).

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Вязкие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, имеющих теплоизоляционное покрытие и оборудованных средствами подогрева, которые обеспечивают сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45 °С.

Подогреватели должны обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для создания необходимой скорости перекачки, экономного расходования пара и электроэнергии; быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

В резервуарах проводят общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов. Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара. [7]

Надежность резервуаров.

Надежность резервуаров — свойство его конструкции выполнять функции приема, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах (уровень наполнения, плотность и вязкость, температура, скорость закачки и отбора продукта, оборачиваемость резервуара, а также масса снегового покрова, сила ветра, расчетная температура, величина сейсмического воздействия и т. д.). [9]

Оценка уровня надежности резервуара и его элементов должна проводиться по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией с пределами, установленными СНиП III -18—75 (часть II, прил. 1, п. 33) и Руководством по обследованию и дефектоскопии вертикальных резервуаров РД (прил. 1, п. 40).

Порядок и методы контроля показателей надежности определяются ГОСТ 27.401—84 (СТ СЭВ 4492—84) (часть II, прил. 1, п. 15).

Критериями, характеризующими надежную работу резервуаров является:

─ работоспособность резервуара — состояние, когда резервуар способен выполнять все предписанные ему требования, обозначенные в нормативной документации. Для поддержания токого состояния необходимо выполнять плановый ремонт, атак же проверку резервуара на наличие дефектов;

─ безотказность работы резервуара — свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе.

─ долговечность резервуара и его элементов — свойство резервуара и его конструкций сохранять до предельного состояния с

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

необходимыми перерывами для технического обслуживания свои эксплуатационные свойства. Показателем долговечности – ресурс или срок службы;

─ ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность.

Основными факторами, обеспечивающими надежность и долговечность резервуаров, являются:

─ качественное сооружение оснований и фундаментов;

─ качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка;

─ соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов;

─ контроль качества строительных и монтажных работ;

─ соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов;

─ строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.

Своевременная и качественная оценка технического состояния и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию, сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др.

Различают проектную (теоретическую) надежность, регламентируемую нормативно - технической документацией, эксплуатационную надежность в период функционирования конструкции.

Проектная (расчётная) надежность закладывается в процессе конструирования резервуара. При этом учитывается следующие факторы: стандартизация и унификация изготовления, количество и качество применяемых элементов, технология сооружения, режим работы элементов конструкций и т.д. Большинство величин, входящих в формулы для расчета резервуарных конструкций, не могут быть определены вполне точно, поскольку в каждом конкретном случае могут иметь различные значения. Примерами таких случайных величин могут служить предел текучести, предел прочности, замеряемые во время эксперимента, а также опытные значения физико – механических характеристик строительных материалов и нагрузок.

В расчетах надежности резервуаров используется соотношение:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

R – Q = S>0,

где R – прочность элемента (случайная величина); Q – случайные напряжения, вызываемые нагрузкой; S – разность между прочностью и напряжение, т.е. резерв прочности.

При этом вводится понятие коэффициента запаса ζ, рассчитывается следующим образом:

ζ = [1 +

где – A_R, A_Q - соответственно изменчивости прочности и нагрузке, равные отношение стандарта соответствующей величины Ȓ, Ǭ к ее центру R, Q.

A_R = Ȓ/R; A_R = Ǭ /Q

= Ȓ/R²; = Ǭ/Q²

ᵞ - характеристика безопасности, показывающая, сколько стандартов Ŷ укладывается на отрезке 0<Y< Ŷ;

ᵞ = R – Q/ Ȓ+ Ǭ

В нормах расчёта строительных конструкций введены особые величины, названные коэффициентами однородности и коэффициентами перегрузки. Коэффициент однородности k₀ представляет собой отношения расчетного значения прочности k нормативной прочности. Коэффициент перегрузки k₀ – это отношение расчетного значения нагрузки к нормативному его значению. Коэффициент запаса ζ с использованием этих понятий определяется следующей зависимостью:

ζ = [1+ ;

Если полная нагрузка представляет собой сумму отдельных случайных нагрузок, то центр ее распределения равен сумме центров распределения каждой отдельной нагрузки.

В этом случае коэффициент перегрузки имеет вид:

K_n – 1 = ;

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Прочность не может быть выражена простой суммой компонентов. Для ее оценки в рамках проектной надежности используется приближенное решение по определению характеристик распределения нелинейной функции случайных аргументов, в котором нелинейная функция заменяется линейной путем разложения ее в ряд Тэйлора и т.п.

Расчётная нагрузка при оценке проекторной надежности для случаев повторного нагружения и нагружения, непрерывно изменяющегося во времени по случайному закону, определяются в соответствие с зависимостями теории расчета строительных конструкций.

Эксплуатационная надежность резервуара определяется возможностью выполнения им заданных функций, т.е. готовностью в любой момент времени в течение конкретного межремонтного периода принять на хранение, определённое количество нефти и нефтепродуктов при сохранение во времени установленного значения эксплуатационных характеристик (уровень заполнение, избыточное давление, вакуум и пр.).

В процессе эксплуатации на надежность резервуара оказывают воздействие внутренние напряжения в конструкциях, не соответствующие их проектным значениям; внешние воздействия (в заданных или иных режимах); система технического обслуживания (предупредительного и систематического); техническая квалификация обслуживающего и ремонтного персонала.

Особое влияние на эксплуатационную надежность оказывают дефекты, возникающие на этапах изготовления, монтажа, эксплуатации конструкции, а также вследствие коррозии, осадки оснований, вибрации, температурных воздействий. Несущая проектное состояние резервуара, данные факторы сокращают срок службы конструкции.

При оценки срока службы резервуаров с дефектами различных типов в большинстве случаев оценивается индивидуальный остаточной ресурс (ИОР) резервуара, что по терминологии является несколько некорректным, поскольку резервуары – восстанавливаемые системы. В этом случае целесообразно применять понятия соответствия объекта проектному состоянию.

Остаточный ресурс стенки резервуара, нагрузка на которую меняется при сливе и заливе нефти, в настоящее время определяют на основе механики малоциклового разрушения в предложении, что в металле стенки развиваются трещины. [10]

Диагностирование резервуара

Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию для определения их действительного состояния. Организация проведения работ по техническому диагностированию возлагается на владельца резервуаров, РД 08-95-95. Оценку технического состояния резервуара проводят по результатам частичного и полного обследования. Частичное обследование проводят без вывода резервуара из эксплуатации, без опорожнения и очистки; полное — после вывода из эксплуатации, опорожнения, дегазации и очистки. Периодичность проведения технического диагностирования РВС приведена в таблице 5. [19]

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Таблица 5. - Периодичность проведения технического диагностирования резервуаров.

Кроме того, внеочередное полное обследование резервуаров проводится, если по результатам частичного диагностического обследования выявлены недопустимые дефекты и резервуары выводятся из эксплуатации для проведения ремонта. Результаты частичного обследования учитываются при проведении полного диагностического обследования.

Размеры листа

В соответствии с рекомендациями ПБ 03-605-03
для изготовления стенки выбираем стальной лист с размерами в поставке 1500 × 6000 мм. С учетом обработки кромок листа с целью получения правильной прямоугольной формы при дальнейших расчетах принимаются следующие его размеры 1490 × 5990 мм.

Сначала выбираем высоту резервуара. Для этого используем рекомендации ПБ 03-605-03.[6] В соответствии с этими рекомендациями предпочтительная высота резервуара до 12 м.

Высота резервуара

Для резервуара объемом принимаем номинальную высоту резервуара . Соответственно количество поясов в резервуаре будет равно восьми ().

Точная высота резервуара определяется умножением высоты листа на количество поясов:

.

Предварительный радиус резервуара

Радиус резервуара определяется из формулы, предназначенной для расчета объема цилиндра:

,

Далее определяем периметр резервуара и число листов в поясе :

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

.

Предпочтительней округлять число листов (рисунок 17.) в поясе до целого

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

или выбирать последний лист равным половине длины листа.

Рисунок 17. – Развертка в сечение стенки вертикального резервуара

Принимаем число листов в поясе . Тогда периметр резервуара будет равен:

а окончательный радиус:

.

Уточняем объём резервуара на пересчитанные данные:

.

Получаем, что уточненные габаритные размеры РВС – 5000 м³ равны: диаметр 23,846 м, объём 4999,2 м³.

Предварительный выбор толщины поясов

В соответствие с Правилами ПБ 03-381-00 [21] номинальные толщины стенок резервуара определяется в три этапа:

─ предварительный выбор толщин поясов;

─ корректировка толщин при проверочном расчете на прочность;

─ корректировка толщин при расчете на устойчивость.

Минимальная толщина листов стенки резервуара РВС для условий эксплуатации рассчитывается по формуле:

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

,

где – коэффициент надежности по нагрузке гидростатического давления;

– коэффициент надежности по нагрузке от избыточного давления и вакуума;

– плотность нефтепродукта, кг/м³;

– радиус стенки резервуара, м;

– максимальный уровень взлива нефтепродукта в резервуаре, м;

– расстояние от днища до расчетного уровня, м;

– нормативная величина избыточного давления;

– коэффициент условий работы, для нижнего пояса, для остальных поясов;

– расчетное сопротивление материала пояса стенки по пределу текучести, Па.

Расчетное сопротивление материала стенки резервуаров по пределу текучести определяется по формуле:

,

где – нормативное сопротивления растяжению (сжатию) металла стенки, равное минимальному значению предела текучести, принимаемому
по государственным стандартам и техническим условиям на листовой прокат;

– коэффициенты надежности по материалу;

, так как объем резервуара входит в диапазон от 1000 до 20000 м³.

Стенка резервуара относится к основным конструкциям подгруппы «А», для которых должна применяться сталь класса С345 (09Г2С) с нормативным

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

расчетным сопротивлением .

Вычисляем расчетное сопротивление:

.

3.3.2. Вычисление предварительной толщины стенки для каждого пояса резервуара

Для вычисления используем формулу, в которой, начиная со второго пояса, единственным изменяемым параметром при переходе от нижнего пояса к верхнему является координата нижней точки каждого пояса. [22]

,

где – номер пояса снизу вверх;

– ширина листа.

Основные геометрические размеры резервуара при проведении прочностных расчетов округляем в большую сторону до номинальных размеров так, чтобы погрешность шла в запас прочности: .

Толщина первого пояса определяется при ; ;
:

Для второго пояса при ,

Для остальных поясов резервуара полученные значения для толщины стенки приведены в таблице 8.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Таблица 8. – Толщины стенки резервуара, в зависимости от номера пояса

ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА

«ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ»

Студенту:

Задание выдал консультант:

Задание принял к исполнению студент:

В пунктах 4.1. – 4.3. анализируется воронкообразный метод очистки резервуаров от донных отложений, а также эффективность работы студента над изучаемым вопросом. В пункте 4.5. рассчитываются затраты на строительство резервуара типа РВС – 5000м³. В пункте 4.6. рассчитаны два способа сварки и представлен наиболее выгодный для строительства резервуара.

Матрица SWOT

SWOT – Strengths (сильные стороны), Weaknesses (слабые стороны), Opportunities (возможности) и Threats (угрозы) – представляет собой комплексный анализ научно-исследовательского проекта. SWOT-анализ применяют для исследования внешней и внутренней среды проекта.

Таблица 1. – Матрица SWOT

После того как сформулированы четыре области SWOT переходят к реализации второго этапа, который состоит в выявлении соответствия сильных и слабых сторон научно-исследовательского проекта внешним условиям окружающей среды. Это соответствие или несоответствие должны помочь выявить степень необходимости проведения стратегических изменений.

В рамках данного этапа необходимо построить интерактивную матрицу проекта. Ее использование помогает разобраться с различными комбинациями взаимосвязей областей матрицы SWOT. Каждый фактор помечается либо знаком «+» – сильное соответствие сильных сторон возможностям, либо знаком «-» – слабое соответствие; «0» – если есть сомнения в том, что поставить «+» или «-». Пример интерактивной матрицы проекта представлен в табл. 2.

Таблица 2. - Интерактивная матрица проекта

Познавательные статьи:



Психологические особенности спортивного соревнования

Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации

Занятость населения и рынок труда

Социальный статус семьи и её типология