Э.Ш. Гайсин, Ю.А. Фролов, Г.Е. Коробков, И.А. Афанасьев, Н.Г. Коноплёв
НАДЕЖНОСТЬ
РЕЗЕРВУАРА
ВЕРТИКАЛЬНОГО
СТАЛЬНОГО
УФА
Издательство УГНТУ
2020
СОДЕРЖАНИЕ
Содержание .................................................................................................................. 3
Обозначения и сокращения ........................................................................................ 6
Введение ....................................................................................................................... 7
1 Надежность резервуара. Основные понятия и определения ............................... 8
2 Критерии оценки критического состояния резервуара ...................................... 15
3 Оборудование резервуара и нормы его комплектования ................................... 17
3.1 Системы и оборудование на РВС ...................................................................... 18
3.2 Системы и оборудование на резервуарах РВСП.............................................. 20
3.3 Системы и оборудование на резервуарах РВСПК ........................................... 21
4 Уровни налива ........................................................................................................ 23
5 Геометрические параметры резервуара ............................................................... 26
5.1 Геометрические параметры сферической кровли резервуара ........................ 26
5.2 Центр тяжести резервуара .................................................................................. 28
6 О природе собственных колебаний резервуара .................................................. 30
6.1 Формы колебаний ................................................................................................ 31
6.2 Параметры резервуара для расчета собственных колебаний ......................... 33
6.3 Частота собственных колебаний резервуара .................................................... 35
6.3.1 Эквивалентная распределенная масса............................................................ 37
7 Расчет стенки резервуара на прочность и устойчивость.................................... 39
7.1 Первичный расчет толщины стенки .................................................................. 41
7.2 Поверочный расчет стенки резервуара на прочность ..................................... 47
7.2.1 Нагрузки и воздействия ................................................................................... 51
7.2.2 Металлоконструкции и их учет в нагрузках ................................................. 52
7.3 Расчет ветровой нагрузки ................................................................................... 53
7.3.1 Расчет ветровой нагрузки с учетом sпервых форм
собственных колебаний ............................................................................................ 58
3
7.4 Поверочный расчет стенки резервуара на устойчивость ................................ 58
7.5 Кольца жесткости на стенке резервуара ........................................................... 61
7.5.1 Теория колец жесткости .................................................................................. 62
7.5.2 Возможность применения колец жесткости .................................................. 63
7.5.3 Профиль кольца жесткости ............................................................................. 63
7.5.4 Редуцированная высота ................................................................................... 65
7.5.5 Место установки кольца жесткости ............................................................... 67
8 Пример расчета стенки РВСП-10000 на прочность и устойчивость ................ 73
8.1 Исходные данные и подготовка к проведению расчетов ................................ 73
8.2 Расчет металлоконструкций и теплоизоляции для исследуемого
резервуара................................................................................................................... 74
8.3 Расчет требуемого оборудования для исследуемого резервуара ................... 75
8.4 Первичный расчет толщины стенки .................................................................. 76
8.5 Поверочный расчет стенки резервуара на прочность ..................................... 79
8.6 Расчет частоты собственных колебаний ........................................................... 85
8.7 Расчет ветровой нагрузки ................................................................................... 87
8.8 Поверочный расчет стенки резервуара на устойчивость ................................ 89
8.9 Кольца жесткости на стенке резервуара ........................................................... 91
8.10 Расчет сечения колец жесткости...................................................................... 96
9 Прогнозирование остаточного ресурса резервуара ............................................ 97
9.1 Прогнозирование остаточного ресурса резервуара по критерию
малоциклового нагружения ...................................................................................... 97
9.1.1 Расчет ресурса стенки резервуара до образования макротрещин ............... 98
9.1.2 Расчет ресурса стенки резервуара при развитии макротрещины до
появления лавинообразной трещины .................................................................... 101
9.1.3 Примечания к подразделу. ............................................................................ 105
9.2 Прогнозирование остаточного ресурса резервуара по критерию
коррозионного износа ............................................................................................. 106
9.2.1 Порядок прогнозирования ............................................................................. 106
4
9.2.2 Метод обработки результатов измерений ................................................... 107
9.2.3 Оценка однородности данных ...................................................................... 107
9.2.4 Определение максимальной глубины коррозии обследуемой
конструкции ............................................................................................................. 108
9.2.5 Расчет ресурса стенки по критерию коррозионного износа ...................... 109
10 Примеры расчета остаточного ресурса стенки резервуара ............................ 110
10.1 Пример расчета ресурса стенки резервуара до образования
макротрещины ......................................................................................................... 110
10.2 Пример расчета ресурса стенки резервуара до образования
лавинообразной трещины ....................................................................................... 112
11 Оценка качества резервуара .............................................................................. 114
12 Исходные данные для расчетов ........................................................................ 121
Список использованных источников .................................................................... 122
5
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
АРМ –
автоматизированное рабочее место;
КИН –
коэффициент интенсивности напряжений;
КНП –
камера низкократной пены;
НПС –
нефтеперекачивающая станция;
ПРП –
приемо-раздаточный патрубок;
ПРУ –
приемо-раздаточное устройство;
РВС –
резервуар вертикальный стальной;
РВСП –
резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей и
понтоном;
РВСПА – резервуар вертикальный стальной со стационарной крышей и
алюминиевым понтоном;
РВСПК – резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей;
СКНР –
система компенсации нагрузок от приемо-раздаточного патрубка на
стенку резервуара;
СРДО –
система размыва донных отложений;
УЗТ –
ультразвуковая толщинометрия.
6
ВВЕДЕНИЕ
Состояние
характеризуется
резервуаров
для
нефти
преобладающим
износом
и
нефтепродуктов
основных
в
фондов,
России
который
увеличивается с каждым годом [9]. Большая часть ныне действующих емкостей
нефтяного сырья и нефтепродуктов была построена в 70-80-е годы XX века. К
началу XXI века не менее 1000 РВС эксплуатировалось 40-50 лет, свыше 3000
РВС имели возраст более 50 лет, значительная часть эксплуатируется за
пределами установленного ресурса [36]. Поэтому рост числа аварий на
завершающих свой жизненный цикл резервуарах закономерен, как и тенденция
к увеличению интенсивности их отказов.
Ежегодный
прирост
добычи
нефти
приводит
к
повышению
оборачиваемости резервуаров, интенсивности их эксплуатации и износу,
поэтому проблемы обеспечения надежности нефтяных резервуаров остаются
актуальными.
Так, например, по данным журнала Ростехнадзора «Безопасность труда в
промышленности» (в котором с 2003 г. ведется рубрика «Хроника аварий»),
Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному
надзору, а также по иным источникам установлено, что за период с 2003 по
2019 гг. произошло 76 зарегистрированных аварий, или более 4 ежегодно,
поэтому проведение своевременного диагностирования и ремонта резервуаров
является одним из ключевых моментов на различных стадиях их жизненного
цикла и позволяет снизить число аварийных ситуаций и инцидентов.
В настоящем пособии приводятся основные сведения и понятия о
надежности резервуаров, подробно изложен метод расчета стенки резервуара
на прочность и устойчивость, рассмотрен расчет остаточного ресурса стенки
резервуара при малоцикловом и статическом нагружении с учетом коррозии
металла, приведены примеры расчетов, предложены варианты заданий к
практическим занятиям.
7
1 Надежность резервуара. Основные понятия и определения
Надежность объекта
Надежность
Свойство объекта сохранять во времени в установленных
пределах значения всех параметров, характеризующих
способность выполнять требуемые функции в заданных
режимах
и
условиях
применения,
технического
обслуживания, хранения и транспортирования
(ГОСТ 27.002-89).
Безотказность Свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное
состояние в течение некоторого времени или наработки
(ГОСТ 27.002-89).
Долговечность Свойство объекта сохранять работоспособное состояние до
наступления предельного состояния при установленной
системе
технического
обслуживания
и
ремонта
(ГОСТ 27.002-89).
Ремонтопригод- Свойство объекта, заключающееся в приспособленности к
ность
поддержанию и восстановлению работоспособного состояния
путем
технического
обслуживания
и
ремонта
(ГОСТ 27.002-89).
Сохраняемость Свойство объекта сохранять в заданных пределах значения
параметров,
характеризующих
способности
объекта
выполнять требуемые функции, в течение и после хранения и
(или) транспортирования (ГОСТ 27.002-89).
Отказ
Событие, заключающееся в нарушении работоспособного
состояния объекта (ГОСТ 27.002-89).
Наработка
Продолжительность
или
объем
работы
объекта
(ГОСТ 27.002-89).
Наработка до Наработка объекта от начала эксплуатации до возникновения
отказа
первого отказа (ГОСТ 27.002-89).
Наработка
Наработка объекта от окончания восстановления его
между отказами работоспособного состояния после отказа до возникновения
(наработка на следующего отказа (ГОСТ 27.002- 89).
отказ)
Срок службы
Календарная продолжительность эксплуатации от начала
эксплуатации или ее возобновления после ремонта до
перехода в предельное состояние (РД 153-112-017-97).
Ресурс
Суммарное число полных циклов заполнения от начала
эксплуатации или ее возобновления после ремонта до
перехода в предельное состояние (РД 153-112-017-97).
Остаточный
Суммарное число полных циклов заполнения от момента
8
ресурс
Остаточный
срок службы
Оценка
технического
состояния
Исправное
состояние
Неисправное
состояние
Работоспособное состояние
Неработоспособное
состояние
Аварийное
состояние
Предельное
контроля технического состояния до перехода в предельное
состояние (РД 153-112-017- 97).
Календарная продолжительность эксплуатации от последнего
ремонта (контроля его технического состояния) до перехода в
предельное состояние (РД 153-112-017-97).
Состояние объекта
Установление
степени
повреждения
и
категории
технического состояния строительных конструкций или
зданий и сооружений в целом, включая состояние грунтов
основания, на основе сопоставления фактических значений
количественно оцениваемых признаков со значениями этих
же признаков, установленных проектом или нормативным
документом (ГОСТ Р 53778-2010).
Состояние объекта, при котором он соответствует всем
требованиям
нормативно-технической
и
(или)
конструкторской (проектной) документации
(ГОСТ 27.002-89).
Состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы
одному из требований нормативно-технической и (или)
конструкторской (проектной) документации
(ГОСТ 27.002-89).
Состояние объекта, при котором значения всех параметров,
характеризующих способность выполнять заданные функции,
соответствуют требованиям нормативно-технической и (или)
конструкторской (проектной) документации
(ГОСТ 27.002-89).
Состояние объекта, при котором значение хотя бы одного
параметра, характеризующего способность выполнять
заданные
функции,
не
соответствует
требованиям
нормативно-технической
и
(или)
конструкторской
(проектной) документации. (ГОСТ 27.002-89).
Примечание – Для сложных объектов возможно деление их
неработоспособных состояний. При этом из множества
неработоспособных
состояний
выделяют
частично
неработоспособные состояния, при которых объект способен
частично выполнять требуемые функции.
Категория
технического
состояния
строительной
конструкции или здания и сооружения в целом, включая
состояние
грунтов
основания,
характеризующаяся
повреждениями и деформациями, свидетельствующими об
исчерпании несущей способности и опасности обрушения и
(или) характеризующаяся кренами, которые могут вызвать
потерю устойчивости объекта (ГОСТ Р 53778-2010).
Состояние резервуара, при котором его дальнейшая
9
состояние
эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо
восстановление его работоспособного состояния невозможно
или нецелесообразно (РД 153-112-017-97).
Критерии
Совокупность признаков предельного состояния резервуара,
предельного
установленных нормативно-технической и конструкторской
состояния
документацией (РД 153-112-017-97).
Диагностика
Диагностика
Комплекс мероприятий по получению и обработке
информации, установлению технического состояния
и
принятия
решения
по
дальнейшему
использованию резервуара (РД 153-112-017-97).
Диагностический
Мероприятие, проводимое для получения и
контроль
обработки информации, установлению технического
состояния и принятию решения по дальнейшему
использованию резервуара (РД 153-112-017-97).
Обследование
Комплекс мероприятий по внешнему и внутреннему
осмотру
(в
том
числе
с
привлечением
увеличительных средств) резервуара и территории в
пределах его обвалования (РД 153-112-017-97).
Дефектоскопия
Совокупность мероприятий по обнаружению
внутренних
и
поверхностных
дефектов
в
геометрической форме тела резервуара и в металле
без его разрушения (рентгеновский, гаммалучевой,
ультразвуковой, электромагнитный, тепловой и
другие методы контроля) (РД 153-112-017-97).
Техническое обслуживание и ремонт
Техническое
Комплекс
операций
по
поддержанию
обслуживание
работоспособности резервуара (РД 153-112-017-97).
Ремонт
Комплекс операций по восстановлению исправности
и восстановлению ресурса резервуара или его
элементов (РД 153-112-017-97).
Капитальный
ремонт 1. Ремонт, выполненный для восстановления
резервуара
исправности и полного или близкого к полному
восстановлению ресурса резервуара, включающий
полную диагностику, все виды работ среднего
ремонта, замену большого объема дефектных частей
корпуса,
крыши
и
днища,
испытание
(РД 153-112-017-97).
2. Комплекс мероприятий по восстановлению
технико-эксплуатационных характеристик с заменой
или восстановлением элементов конструкций
резервуара и оборудования, с выводом резервуара из
эксплуатации и зачисткой
10
Реконструкция
Техническое
перевооружение
(СО 02-04-АКТНП-007-2006).
1. Комплекс строительных работ и организационнотехнических мероприятий, связанных с повышением
технико-эксплуатационных показателей резервуара
(СО 02-04-АКТНП-007-2006).
2. Капитальный
ремонт,
предусматривающий
полное удаление металлических конструкций
резервуара (РД 23.020.00-КТН-279-07).
3. Реконструкция
объектов
капитального
строительства (за исключением линейных объектов)
– изменение параметров объекта капитального
строительства, его частей (высоты, количества
этажей, площади, объема), в том числе надстройка,
перестройка, расширение объекта капитального
строительства,
а
также
замена
и
(или)
восстановление несущих строительных конструкций
объекта
капитального
строительства,
за
исключением замены отдельных элементов таких
конструкций
на
аналогичные
или
иные
улучшающие показатели таких конструкций
элементы и (или) восстановления указанных
элементов (Градостроительный кодекс Российской
Федерации от 29.12.2004 N 190-ФЗ (ред. от
25.12.2018), статья 1).
4. Изменение первоначальных конструктивных
решений отдельных частей, узлов, внесение новых.
1. Техническое
перевооружение
опасного
производственного объекта – приводящие к
изменению технологического процесса на опасном
производственном объекте внедрение новой
технологии,
автоматизация
опасного
производственного объекта или его отдельных
частей, модернизация или замена применяемых на
опасном производственном объекте технических
устройств (Федеральный закон от 21.07.1997 N 116ФЗ (ред. от 29.07.2018)).
2. Замена старого (физически и морально
устаревшего) оборудования на новое, более
совершенное; установка дополнительных видов
оборудования и приборов с целью усиления
безопасности,
повышения
надежности
использования резервуара, улучшения его техникоэксплуатационных характеристик.
11
Качество
Качество продукции
1. Совокупность свойств объекта, относящихся к его
способности удовлетворять установленные и
предполагаемые потребности (ИСО 8402-84).
2. Совокупность
свойств
продукции,
обуславливающих ее пригодность удовлетворять
определенные потребности в соответствии с ее
назначением (ГОСТ 15467-79*).
Свойство продукции
Объективная особенность продукции, которая
может проявляться при ее создании, эксплуатации
или потреблении (ГОСТ 15467-79*).
Показатель качества
Количественная
характеристика
одного
или
продукции
нескольких свойств продукции, входящих в ее
качество, рассматриваемая применительно к
определенным условиям ее создания и эксплуатации
или потребления (ГОСТ 15467-79*).
Комплексный показатель Показатель качества продукции, характеризующий
качества продукции
несколько ее свойств (ГОСТ 15467-79*).
Комплексный метод
Метод оценки качества продукции, основанный на
оценки качества
использовании
комплексных
показателей
ее
продукции
качества (ГОСТ 15467-79*).
Определяющий
Показатель качества продукции, по которому
показатель качества
принимают решение оценивать ее качество (ГОСТ
продукции
15467-79*).
Интегральный
Показатель качества продукции, являющийся
показатель качества
отношением суммарного полезного эффекта от
продукции
эксплуатации или потребления продукции к
суммарным затратам на ее создание и эксплуатацию
или потребление (ГОСТ 15467-79*).
Базовое значение
Значение показателя качества продукции, принятое
показателя качества
за основу при сравнительной оценке ее качества
продукции
(ГОСТ 15467-79*).
Относительное значение Отношение
значения
показателя
качества
показателя качества
оцениваемой продукции к базовому значению этого
продукции
показателя (ГОСТ 15467-79*).
Предельное значение
Наибольшее или наименьшее регламентированное
показателя качества
значение
показателя
качества
продукции
продукции
(ГОСТ 15467-79*).
Уровень качества
Относительная характеристика качества продукции,
продукции
основанная на сравнении значений показателей
качества оцениваемой продукции с базовыми
значениями
соответствующих
показателей
(ГОСТ 15467-79*).
12
Коэффициент весомости Количественная характеристика значимости данного
показателя
качества показателя качества продукции среди других
продукции
показателей ее качества (ГОСТ 15467-79*).
Резервуар
Прочность
Способность
конструкции
сопротивляться
разрушению
при
воздействии
нагрузок
–
характеризуется значениями нагрузок, приводящих
к разрушению при заданной схеме нагружения
(РД 23.020.00-КТН-296-07).
Устойчивость
Способность конструкции и ее элементов
положения резервуара
противостоять усилиям, стремящимся вывести
резервуар из исходного состояния статического
равновесия (СТО-СА-03-002-2009).
Верхний допустимый
Уровень нефти в резервуаре, при достижении
уровень
которого выполняется автоматическое закрытие
задвижек на ПРП резервуара, с целью недопущения
превышения
верхнего
аварийного
уровня
(ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Верхний аварийный
Максимальный уровень заполнения, выше которого
уровень
заполнение резервуара запрещено по причине
конструктивных
особенностей
и
условий
эксплуатации резервуара
(ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Верхний нормативный
Уровень нефти, после достижения которого должны
уровень
быть выполнены технологические операции по
остановке закачки нефти в резервуар (при
достижении
нормативного
уровня
верхнего
передается
предупредительный
сигнал
и
оперативное сообщение на АРМ товарного
оператора) (ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Уровень аварийного
Уровень, обеспечивающий запас свободной емкости
запаса
для приема нефти при аварийных сбросах нефти из
нефтепроводов, предохранительных клапанов от
повышения давления (при достижении уровня
аварийного запаса передается предупредительный
сигнал и оперативное сообщение на АРМ товарного
оператора) (ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Нижний нормативный
Уровень нефти, после достижения которого должны
уровень
быть выполнены технологические операции по
остановке откачки из резервуара (при достижении
нормативного
уровня
нижнего
передается
предупредительный
сигнал
и
оперативное
сообщение на АРМ товарного оператора)
(ОР-23.020.00-КТН-256-07).
13
Нижний допустимый
уровень
Уровень нефти в резервуаре, при достижении
которого выполняется автоматическое закрытие
задвижек на ПРП резервуара с целью недопущения
опорожнения резервуара ниже нижнего аварийного
уровня (ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Нижний аварийный
Минимальный уровень опорожнения, ниже которого
уровень
опорожнение резервуара, при его эксплуатации,
запрещено
по
причине
конструктивных
особенностей и условий эксплуатации резервуара
(ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Объем по строительному Объем, равный произведению площади днища на
номиналу
высоту стенки резервуара
(ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Емкость (полезная) для Фактический объем нефти, находящийся в
товарных операций
резервуаре между нижним нормативным уровнем и
верхним нормативным уровнем за вычетом емкости
для аварийного сброса (ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Технологический
Объем нефти, который включает в себя объем по
остаток
нижнему аварийному уровню и технологический
запас (ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Технологический запас Объем нефти, необходимый для устойчивой работы
технологического участка нефтепровода в течение
времени, необходимого для оперативных действий
персонала
по
выполнению
переключений
(ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Ёмкость для аварийного Объем емкости, равный одночасовой максимальной
приема (сброса) нефти
производительности
технологического
участка
нефтепровода (при нескольких параллельных
нефтепроводах – по нефтепроводу с максимальной
производительностью) (ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Воронкообразование
Вращательное движение частиц жидкости с
образованием воронки и всасыванием воздуха при
ее истечении из резервуара через приемораздаточный патрубок (ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Технологический
Участок
нефтепровода
между
двумя
(эксплуатационный)
перекачивающими станциями с резервуарными
участок магистрального парками, работающий в едином гидравлическом
нефтепровода
режиме (ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Группа резервуаров
Не менее 2-х и более резервуаров, имеющих общий
коллектор с секущей задвижкой, предназначенных
для размещения нефти одного класса и
расположенных на геодезических отметках с
разницей не более 1 метр
(ОР-23.020.00-КТН-256-07).
14
Максимальная
Производительность,
ограниченная
конструкдопустимая
ционными
особенностями
резервуара
производительность
(производительностью
дыхательных
клапанов,
заполнения/опорожнения скоростью движения понтона/плавающей крыши,
резервуара
скоростью движения нефти)
(ОР-23.020.00-КТН-256-07).
Срединная поверхность Поверхность, равноудаленная от наружной и
(срединная плоскость)
внутренней поверхностей.
2 Критерии оценки критического состояния резервуара
Резервуар является сложной технической системой; его конструктивные
элементы (крыша, стенка, днище) имеют различную износостойкость и поэтому
стареют по-разному. Критерии оценки допустимого состояния элементов
резервуара определяются исходя из их технического состояния. Каждый
элемент имеет индивидуальное допустимое состояние и, следовательно,
индивидуальный остаточный срок службы.
Резервуар нельзя эксплуатировать, если хотя бы один из его элементов
достиг критического состояния. Критерии оценки критического состояния
элементов резервуара приведены ниже (таблица 2.1) [17]:
– для стенки и окрайков днища принимают критическую толщину
металла или максимальные напряжения в металле, соответствующие этой
толщине;
– для крыши и центральной части днища принимают максимально
допустимую толщину металла и герметичность.
При выполнении расчетов следует учесть следующие моменты [17]:
– если толщина листа какого-либо пояса по результатам измерений
оказалась меньше расчетной, то этот лист или пояс бракуют и заменяют новым;
– предельно допустимый износ листов центральной части днища и
понтона не должен превышать 50% проектной величины.
15
Листы настила кровли резервуаров с избыточным давлением в газовом
пространстве отбраковываются и заменяются при сплошном коррозионном
износе на 50% и более от проектной величины. Листы кровли резервуаров без
избыточного давления (резервуары с понтоном и резервуары для темных
нефтепродуктов) отбраковываются и заменяются при сплошном коррозионном
износе на 70% и более от проектной величины. Во всех случаях для днища и
настила кровли должно соблюдаться условие герметичности.
Вопрос замены листов окрайки днища решается расчетом узла
сопряжения стенки с днищем. При сплошном коррозионном износе на 30%
листы окрайки днища подлежат замене. Если имеется точечная коррозия, она
должна быть учтена при расчете допустимой толщины для листов четырех
нижних поясов и окрайки.
Таблица 2.1 – Критерии оценки критического (допустимого) состояния
резервуара
Наименование
Наименование
конструктивного
конструкции
элемента
Цилиндрическая
Стенка
стенка
Днище
Крыша
стационарная
Крыша
плавающая
Центральная
часть
Настил
Несущие
конструкции
Мембрана и
короба
Условия
Математическая запись
критериев
Условие
2 0,5
(𝜎12 − 𝜎1 𝜎2𝑘 + 𝜎2𝑘
) ≤𝑅
прочности
𝜎1
𝜎2
Условие
+
≤1
устойчивости 𝜎𝑐𝑟1 𝜎𝑐𝑟2
Условие
𝛿 − 3∆𝛿𝑎̅ > 0
геометричности 𝑎
Условие
𝜎 ≤ 𝛾𝑐 𝑅𝑦∗
прочности
Условие
̅ >0
𝛿 − 3∆𝛿дн
геометричности дн
Условие
̅ >0
𝛿̅ − 3∆𝛿кр
геометричности кр
Условие
𝜎𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝛾𝑐 𝑅𝑦∗
прочности
Условие
̅ >0
𝛿̅ − 3∆𝛿пкр
геометричности пкр
16
3 Оборудование резервуара и нормы его комплектования
Раздел написан в соответствии с рекомендациями, указанными в [19, 7,
18, 16, 14, 22, 11, 20].
Оборудование
на
резервуаре
необходимо
для
его
технического
оснащения и обеспечивает проведение технологических операций. Каждый
резервуар, в зависимости от объема и назначения, комплектуется различным
оборудованием.
Примечания к разделу:
1 Количество систем и оборудования на резервуарах определяется
расчетом.
2 Необходимость
установки
СКНР
определяется
согласно
таблице 3.4.
3 СКНР устанавливают по одному комплекту на каждый трубопровод.
4 Для резервуара аварийного сброса нефти/нефтепродукта устанавливают
один комплект СКНР на трубопроводе откачки. Кроме того, один комплект
СКНР устанавливают на трубопровод аварийного сброса только при вводе его в
резервуар через первый пояс стенки.
5 Количество
дыхательных
(предохранительных)
клапанов,
устанавливаемых на резервуарах для аварийного сброса, определяют расчетом
в соответствии с [7] по производительности заполнения резервуара, в качестве
которой
принимают
трубопровода
для
расчетную
пропускную
транспортировки
способность
конкретного
нефти/нефтепродукта),
с
учетом
технологической схемы НПС. Производительность заполнения/опорожнения
резервуара не должна превышать суммарную пропускную способность
установленных на резервуаре дыхательных (предохранительных) клапанов.
6 Количество
и
размеры
вентиляционных
проемов
и
патрубков
определяют по производительности заполнения и опорожнения резервуара.
17
7 Аварийный клапан устанавливается в дополнение к дыхательным
клапанам. На резервуарах с вентиляционными патрубками аварийный клапан
не устанавливается.
8 Для
РВСП
при
наличии
автоматических
установок
газового
пожаротушения предусматриваются вентиляционные аварийные устройства
согласно [35] (статья 111) и [20].
9 В
резервуарах
для
светлых
нефтепродуктов
вместо
СРДО
устанавливается пробоотборник. В резервуарах для противопожарного запаса
воды СРДО не предусматривают.
10 В РВС для светлых нефтепродуктов устанавливается один замерный
люк.
Кроме перечисленных в подразделах 3.1, 3.2, 3.3, резервуары также
оснащаются:
– приборами контроля, сигнализации и защиты резервуара;
– трубопроводами и генераторами системы пожаротушения;
– трубопроводами системы охлаждения резервуара;
– системой защиты резервуара от коррозии;
– заземлением и защитой от статического электричества.
3.1 Системы и оборудование на РВС
На
РВС
используется
следующее
оборудование
(количество
в
зависимости от объёма, примечание 1):
– ПРП с ПРУ или ПРП с хлопушкой [11] (таблица 3.1);
– СРДО (для 1000 и 2000 м3 отсутствуют; от 3000 до 20000 м3 – 1 шт.; для
30000 м3 – 2 шт.), примечание 9;
– система охлаждения (от 1000 до 30000 м3 – 1 шт.);
– система пожаротушения (согласно [25, 35, 20]);
18
– система подогрева (при необходимости: от 1000 до 30000 м3 – 1 шт.);
– люк-лазы DN 600 (от 1000 до 30000 м3 – 1 шт.);
– люк-лаз 600х900 мм (менее 5000 м3 – 1 шт.; 5000 м3 и более – 2 шт.);
– монтажный люк DN 1000 (от 1000 до 30000 м3 – 1 шт.);
– многоточечный датчик средней температуры нефти (от 1000 до
30000 м3 – 1 шт.);
– замерный люк (от 1000 до 30000 м3 – 4 шт.), примечание 10;
– уровнемер (измеритель уровня: от 1000 до 30000 м3 – 1 шт.);
– сигнализатор верхнего допустимого уровня (от 1000 до 30000 м3 –
2 шт.);
– световой люк (менее 10000 м3 – 3 шт.; 10000 м3 и более – 4 шт.);
– пожарные извещатели (таблица 3.5);
– кран сифонный (менее 10000 м3 – 1 шт.; 10000 м3 и более – 2 шт.);
– дыхательный клапан согласно [7], примечание 5;
– предохранительный клапан согласно [7], примечание 5;
– аварийный клапан (таблица 3.2), примечание 7;
– датчик гидростатического давления (при необходимости: от 1000 до
30000 м3 – 1 шт.);
– датчик (типа мановакуумметр) для контроля давления в паровоздушном
пространстве под стационарной крышей резервуара (от 1000 до 30000 м3 –
1 шт.);
– датчик подтоварной воды (при необходимости: от 1000 до 30000 м3 –
1 шт.);
– СКНР (менее 10000 м3 отсутствуют; от 10000 по 20000 м3 – 2 шт.; для
30000 м3 – 2шт.), примечания 2, 3, 4.
19
3.2 Системы и оборудование на резервуарах РВСП
На РВСП используется следующее оборудование (количество в
зависимости от объёма, примечание 1):
– ПРП с ПРУ или ПРП с хлопушкой (таблица 3.1 согласно [11]);
– СРДО (для 1000 и 2000 м3 отсутствуют; от 3000 до 20000 м3 – 1 шт.; для
30000 м3 – 2 шт.; 50000 м3 – от 2 до 4 шт.), примечание 9;
– система охлаждения (от 1000 до 50000 м3 – 1 шт.);
– система пожаротушения (согласно [25, 35, 20]);
– система подогрева (при необходимости: от 1000 до 50000 м3 – 1 шт.);
– люк-лазы DN 600 (для 1000 и 2000 м3–1 шт.; от 3000 до 20000 м3 –
2 шт.);
– люк-лаз 600х900 мм в поясе I (менее 3000 м3 – 1 шт.; от 3000 до
20000 м3– 2 шт.; 30000 и 50000 м3– 4шт.);
– люк-лаз 600х900 мм в поясе II (менее 3000 м3 – 1 шт.; от 3000 до
50000 м3– 2 шт.);
– монтажный люк DN 1000 (от 1000 до 50000 м3 – 1 шт.);
– многоточечный датчик средней температуры нефти (от 1000 до
50000 м3 – 1 шт.);
– замерный люк (от 1000 до 50000 м3 – 1 шт.);
– сигнализатор верхнего допустимого уровня (от 1000 до 50000 м3 –
3 шт.);
– световой люк (менее 3000 м3 – 2 шт.; от 3000 до 7500 м3 – 3 шт.; от
10000 до 50000 м3 – 4 шт.);
– уровнемер (измеритель уровня: от 1000 до 50000 м3 – 1 шт.);
– пожарные извещатели (таблица 3.5);
– кран сифонный (менее 10000 м3 – 1 шт.; 10000 м3 и более – 2 шт.);
– огнепреградитель в верхней части направляющей (от 1000 до 50000 м3 –
1 шт.);
20
– вентиляционные проемы и патрубки (количество согласно [7]),
примечания 6, 8;
– датчик гидростатического давления (при необходимости: от 1000 до
50000м3 – 1 шт.);
– датчик подтоварной воды (при необходимости: от 1000 до 50000 м3 –
1 шт.);
– направляющие (от 1000 до 50000 м3 – не менее 1 шт.);
– СКНР (для 10000 и 20000 м3 – 2 шт.; для 30000 м3 и 50000 м3– 4 шт.),
примечания 2, 3.
3.3 Системы и оборудование на резервуарах РВСПК
На резервуарах типа РВСПК объёмом 50000 м3 используется следующее
оборудование в количестве (примечание 1):
– ПРП с ПРУ или ПРП с хлопушкой (таблица 3.1; согласно [11]);
– СРДО (от 2 до 4 шт.), примечание 9;
– система охлаждения (1шт.);
– система пожаротушения (согласно [25, 35, 20]);
– система подогрева (при необходимости 1 шт.);
– люк-лаз 600х900 мм в поясе I (4 шт.);
– люк-лаз 600х900 мм в поясе II (2 шт.);
– монтажный люк DN1000 (1 шт.);
– многоточечный датчик средней температуры нефти (1 шт.);
– замерный люк (6 шт.);
– уровнемер, измеритель уровня (1 шт.);
– сигнализатор верхнего допустимого уровня (3 шт.);
– световой люк (4 шт.);
– пожарные извещатели (таблица 3.5);
21
– кран сифонный (2 шт.);
– огнепреградитель в верхней части направляющей (1 шт.);
– водоспуск (2 шт.);
– датчик гидростатического давления при необходимости (1 шт.);
– датчик подтоварной воды при необходимости (1 шт.);
– направляющие (1 шт.);
– СКНР (4 шт.), примечания 2, 3.
Таблица 3.1 – Тип и количество патрубков на стенке резервуаров [19]
Тип резервуара
РВС-1000
РВС-2000
РВС-3000
РВС-5000
РВС-10000
РВС-20000
РВС-30000
РВСП-3000
РВСП-5000
ПРП
DN 250
DN 250
DN 300
DN 500
DN 500
DN 700
DN 700
DN 300
DN 500
Количество Тип резервуара
2
РВСП-10000
2
РВСП-20000
2
РВСПА-20000
2
РВСП-30000
2
РВСПА-30000
2
РВСПА-50000
2
РВСПК-30000
2
РВСПК-50000
2
ПРП
DN 500
DN 700
DN 700
DN 700
DN 700
DN 700
DN 700
DN 700
Количество
2
2
2
2
2
4
2
4
Таблица 3.2 – Рекомендуемое минимальное количество аварийных клапанов
для РВС
Количество аварийных
клапанов, шт.
Номинальный объем резервуара, м3
До 5000
Свыше 5000 до 50000
Свыше 50000
включительно
включительно
DN 500 или DN 600
1
2
–
DN 1000
–
1
2
Пропускная способность аварийных клапанов по избыточному давлению
составляет не менее 15000 м3/ч для DN 500 и DN 600; не менее 50000 м3/ч для
DN 1000.
Таблица 3.3 – Значения рабочего давления в газовом пространстве резервуара
РВС (в т.ч. для
нефтесодержащих стоков)
РВСП
РВС для противопожарного
запаса воды
избыточное
2000
0
0
вакуумметрическое
250
0
0
Рабочее давление, Па
22
Для РВСП с системой газового пожаротушения значения избыточного и
вакуумметрического давления принимаются как для РВС.
Таблица 3.4 – Условия установки СКНР на резервуарах
Номинальный объем
Условия установки СКНР
резервуара, м3
не менее 10000
всегда
ПРП номинальным диаметром не менее DN 350 в случае
от 3000 до 10000
расположения резервуара в зонах с сейсмической нагрузкой не менее
7 баллов по шкале MSK-64
Таблица 3.5 – Нормы расположения пожарных извещателей в зависимости
от типа резервуара [20]
Тип резервуара
РВС, РВСП
РВСПК, РВСПА
Расположение пожарных извещателей
на расстоянии не более 12,5 м друг от друга по периметру крыши
резервуара и на расстоянии не более 3,0 м от стенки, либо в верхнем
поясе
на расстоянии не более 12,5 м друг от друга по периметру крыши вблизи
стенки (РВСПА) либо в верхнем поясе (РВСПК, РВСПА)
4 Уровни налива
Раздел написан в соответствии с рекомендациями, указанными в [13].
Эффективность использования резервуара зависит от того, насколько
полно используется его объем, определяемый уровнем взлива (налива) и его
оборачиваемостью.
При проектировании нового резервуара расчет необходимой толщины
стенки выполняется исходя из условия прочности при гидроиспытаниях,
высоту взлива принимают равной верхнему аварийному уровню (рисунки 4.1 –
4.3).
При технической диагностике уже находящегося в эксплуатации
резервуара расчет необходимой толщины стенки выполняется исходя из
условия прочности при эксплуатации; высоту взлива также принимают равной
верхнему аварийному уровню.
23
При эксплуатации со временем в резервуаре появляются различные
дефекты (в том числе коррозионный износ). Поэтому для обеспечения условий
прочности с учетом утонения стенок (и других дефектов) все верхние уровни
взлива понижаются.
При превышении фактической толщины снежного покрова на кровле
резервуара над проектной (даже с учетом периодических чисток) верхние
уровни налива также снижаются.
Рисунок 4.1 – Схема определения уровней и объёмов для резервуара,
не предназначенного для приёма аварийного сброса
24
Рисунок 4.2 – Схема определения уровней и объёмов для резервуара,
предназначенного для приёма аварийного сброса
Рисунок 4.3 – Верхние уровни взлива
25
Автоматическое закрытие задвижек происходит при превышении
верхнего допустимого уровня, что считается инцидентом, а оператор будет
писать объяснительную. Чтобы этого избежать, ему дается 15 минут с момента,
когда при достижении верхнего нормативного уровня налива срабатывает
сигнализация, для принятия решения о закрытии задвижек ПРП или перепуска
нефти в другой резервуар.
5 Геометрические параметры резервуара
5.1 Геометрические параметры сферической кровли резервуара
В данном подразделе приведены формулы для расчета некоторых
геометрических параметров сферической кровли резервуара (рисунок 5.1).
Радиус кривизны сферической кровли 𝑅к можно определить по
следующей формуле:
ℎк 𝐶 2
𝑅к = +
,
2 8ℎк
где
(5.1)
ℎк – высота сегмента (она же высота подъема кровли);
𝐶 – хорда сегмента (она же диаметр резервуара 𝐶 = 𝐷).
Зная допустимый радиус кривизны кровли 𝑅к (регламентируется
нормативными документами), можно вычислить высоту подъема сферической
кровли:
1
ℎк = 𝑅к − √𝑅к2 − 𝐶 2 .
4
(5.2)
Угол дуги сегмента 𝛼 равен
𝛼 = 2𝑎𝑟𝑐𝑠𝑖𝑛
𝐶
, градусов.
2𝑅к
26
(5.3)
Площадь поверхности сферической кровли (сферического сегмента) 𝑆к
можно найти по формуле
𝑆к = 2𝜋𝑅к ℎк .
(5.4)
Объем полости внутри сферической кровли (шарового сегмента) 𝑉к
определяется по формуле
1
𝑉к = 𝜋ℎк2 (𝑅к − ℎк ).
3
(5.5)
Центр тяжести кровли вычисляется
ℎцтк = ℎк − 𝑅к +
𝐷3
𝛼𝜋
6 (𝑅к2 ×
− 𝐷(𝑅к − ℎк ))
180
Рисунок 5.1 – Параметры резервуара
27
.
(5.6)
5.2 Центр тяжести резервуара
Центр тяжести резервуара можно найти по формуле
ℎцт =
где
∑ 𝑚𝑖 ℎцт 𝑖
,
∑ 𝑚𝑖
(5.7)
𝑚𝑖 – масса i-го элемента резервуара;
ℎцт 𝑖 – высота центра тяжести i-го элемента от точки отсчета
(днища резервуара).
Расписывая подробнее, формулу (5.7) запишем в приближенном виде
ℎцт РВС =
ℎ
𝐻
2
𝑚ж взл +(𝑚ст +𝑚изол +𝑚мк ст ) ст +(𝑚кровл +𝑚 изол )(𝐻ст +ℎцтк )+(𝑚 обор +𝑚 мк )𝐻ст
2
ст
кровл
кровл
кровл
𝑚дно +𝑚ж +𝑚ст +𝑚изол +𝑚мк ст +𝑚кровл +𝑚 изол +𝑚 обор +𝑚 мк
ст
где
кровл
кровл
днища,
хранимой
металлоконструкций
оборудования
кровл
кровл
,
кровл
𝑚дно , 𝑚ж , 𝑚ст , 𝑚изол , 𝑚мк ст , 𝑚кровл , 𝑚 изол , 𝑚 обор , 𝑚 мк
ст
(5.8)
кровл
– массы
жидкости,
стенки,
изоляции
стенки,
стенки,
кровли,
изоляции
кровли,
металлоконструкций
кровли
кровли
и
соответственно, кг;
ℎвзл , 𝐻ст – высоты взлива хранимой жидкости и стенки резервуара,
м;
ℎцтк – высота центра тяжести кровли от ее нижней образующей
(рисунок 5.1), м.
Здесь стоит иметь в виду, что для оборудования и металлоконструкций
кровли (площадка) плечо выбирается равным 𝐻ст , поскольку основная часть
оборудования находится на периферии кровли и площадка также находится
примерно на уровне края стенки. Эквивалентная высота (центра тяжести
колеблющейся цилиндрической оболочки, т.е. стенки, изоляции на ней и
хранимой жидкости) определяется аналогично с помощью формулы
28
ℎ
ℎцт э =
𝐻
𝐻
𝑚ж взл + 𝑚ст ст + 𝑚изол ст
2
2
ст
𝑚ж + 𝑚ст + 𝑚изол
2
;
(5.9)
ст
𝑚ж = 𝜋𝑟 2 𝜌ж ℎвзл ;
(5.10)
𝑛
𝑚ст = ∑ 𝑚𝑖 ≈ 2𝜋𝑟𝑡̅𝑖 ̅̅̅̅𝐻
𝜌с 𝑖 ст ;
(5.11)
𝑖=1
𝑚изол ст ≈ 2𝜋𝑟𝑡изол 𝜌изол 𝐻ст ,
где
(5.12)
𝑡̅𝑖 – среднеарифметическая номинальная толщина всех поясов
стенки, м;
𝑟 – радиус резервуара, м;
𝑡изол – толщина изоляции, м;
𝜌с 𝑖 – среднеарифметическая плотность сталей поясов стенки,
̅̅̅̅
кг/м3;
𝜌ж – плотность жидкости (равна плотности воды 𝜌в при
гидроиспытаниях и в расчете на колебания как наихудший случай),
кг/м3;
𝜌изол – плотность изоляции, кг/м3.
Равномерно распределенная масса (масса единицы высоты) полностью
заполненного водой резервуара определяется по формуле
𝜇расп = 𝜇ж + 𝜇ст + 𝜇изол ст ,
где
(5.13)
𝜇ж , 𝜇ст , 𝜇изол ст – равномерно распределенные массы хранимой
жидкости, стенки и ее изоляции соответственно, кг/м;
𝑚ж
𝜇ж =
= 𝜋𝑟 2 𝜌ж ;
ℎвзл
𝑚ст
𝜇ст =
≈ 2𝜋𝑟𝑡̅𝑖 ̅̅̅̅;
𝜌с 𝑖
𝐻ст
𝑚изол ст
𝜇изол ст =
≈ 2𝜋𝑟𝑡изол ст ∙ 𝜌изол .
𝐻ст
(5.14)
(5.15)
(5.16)
Результат расчета по формулам (5.8) и (5.9) графически представлен ниже
(рисунок 5.2) на примере РВСП-10000 с теплоизоляцией.
29
Рисунок 5.2 – Высота от дна до центров тяжести цилиндрической оболочки и
резервуара в целом на примере РВСП-10000 с теплоизоляцией в зависимости от
уровня налива воды
6 О природе собственных колебаний резервуара
Резервуар как оболочка имеет бесконечное число частот собственных
колебаний, каждой из которых соответствует своя форма колебаний.
Частоту собственных колебаний резервуара необходимо знать для
определения пульсационной составляющей основной ветровой нагрузки 𝑤𝑔
(7.24).
Расчетная ветровая нагрузка, изменяющаяся по высоте сооружения,
определяется с учетом динамического воздействия пульсаций скоростного
напора, вызванных порывами ветра; в гибких сооружениях цилиндрической
формы действие ветра вызывает колебания, перпендикулярные направлению
его потока [2].
30
По характеру взаимодействия с окружающей средой колебания могут
быть
вынужденные1,
свободные2
(собственные),
автоколебания,
параметрические.
Важное значение при возбуждении колебаний имеет явление резонанса,
которое заключается в резком увеличении амплитуды колебаний системы при
приближении
частоты
внешнего
воздействия
к
резонансной
частоте,
характеризующей систему. Если последняя линейна и параметры её не зависят
от времени, то резонансные частоты совпадают с частотами собственных
колебаний, и амплитуда тем сильнее, чем выше добротность колебательной
системы. Нарастание амплитуды происходит до тех пор, пока энергия от
внешнего воздействия превышает ее потери за период колебания.
6.1 Формы колебаний
Существуют различные формы колебаний:
– в зависимости от числа полуволн в окружном направлении: 𝑛 = 0
(возникает при вертикальном возбуждении), 𝑛 = 1 (при однонаправленном
боковом возбуждении), 𝑛 > 1 (многоволновые сложные формы),
– в зависимости от числа полуволн в продольном направлении:
𝑚 = 1, 2, 3 …[40].
Буквами 𝑛 и 𝑚 в литературе обозначается не только число полуволн в
окружном и продольном направлении, но и номер формы колебаний в
соответствующем направлении.
Первые формы собственных колебаний резервуара представлены ниже
(рисунок 6.1–6.3).
Колебания в системе под действием внешней периодической силы [10].
Колебания в системе в отсутствие переменных внешних воздействий и возникают вследствие
начального отклонения одного из параметров системы от состояния равновесия [10]. В реальных системах
свободные колебания всегда затухают из-за потери энергии.
1
2
31
На рисунках также обозначены узловые точки – точки поверхности,
перемещения которых равны нулю.
Рисунок 6.1 – Формы колебаний стенки резервуара в продольном направлении
[40]
Рисунок 6.2 – Формы колебаний стенки резервуара в окружном направлении [40]
32
Рисунок 6.3 – Модели форм колебаний резервуара 2000 м3 с жидкостью [38]
6.2 Параметры резервуара для расчета собственных колебаний
Собственная частота и форма колебаний характерна:
– для пустого резервуара;
– жидкости внутри резервуара;
– резервуара с жидкостью (заполненного частично или полностью).
Согласно формулам (7.20), (7.21), (7.24), (7.26)
𝑤 = 𝑤𝑚 + 𝑤𝑔 ,
𝑤𝑚 = 𝑤0 𝑘(𝑧𝑒 )𝑐 ,
𝑤𝑔 = 𝑤𝑚 (𝑧𝑒 ), при 𝑓1 > 𝑓𝑙𝑖𝑚 ,
𝑤𝑔 = 𝑤𝑚 ξ(𝑧𝑒 ), при 𝑓1 < 𝑓𝑙𝑖𝑚 < 𝑓2 .
Чем больше значение 𝑤, тем больше 𝜎2𝑖 (7.40(7.40) и, соответственно,
больше значение
𝜎1
𝜎𝑐𝑟1
+
𝜎2
𝜎𝑐𝑟2
(7.32 (7.32).
Таким образом, следуя за перечисленными формулами в обратном
порядке, видим, что худшим в плане потери устойчивости будет вариант с
наибольшим 𝑤, что соответствует наибольшему 𝑤𝑔 .
Поскольку 𝜉 ≥ 1 (рисунок 7.3), то, в соответствии с формулой (7.26)
𝑤𝑔 = 𝑤𝑚 ξ(𝑧𝑒 )(7.26, увеличивается пульсационная составляющая ветровой
нагрузки, по сравнению с формулой (7.24) 𝑤𝑔 = 𝑤𝑚 (𝑧𝑒 ) (7.24.
33
При сравнении границ применения формул (7.24) и (7.26) получается, что
чем меньше первая частота собственных колебаний 𝑓1 , тем хуже случай, т.е.
больше ветровая нагрузка на резервуар и растет необходимая толщина стенки
для выполнения условия устойчивости.
В соответствии с таблицей I-5 [37] у полного резервуара 𝑓1 меньше, чем у
пустого, что также подтверждается другими исследованиями [15], и чем больше
плотность хранимой жидкости, тем меньшее значение будет принимать 𝑓1 для
системы резервуар-жидкость.
Следовательно, расчеты толщины стенки резервуара по критерию
устойчивости и пульсационной составляющей ветровой нагрузки необходимо
выполнять для условий гидроиспытания резервуара, как наихудший случай
(плотность воды больше плотности хранимых нефтей/нефтепродуктов, и
высота налива максимально возможная – до верхнего аварийного уровня, что
приведет к наименьшему 𝑓1 ).
Кроме того, согласно примечанию №2 в п.11.1.8 [27], собственные
частоты допускается определять при действии нормативных значений нагрузок
(постоянных,
длительных,
кратковременных),
учитываемых
для
рассматриваемой ситуации.
Также в статье [38] показано, что окружной cosθ (где θ – угол в
цилиндрической системе координат) режим колебаний резервуара легко
возбуждается при горизонтальном сейсмическом воздействии и играет главную
роль для колебательных характеристик резервуара, в то время как окружной
cos(nθ) многоволновой режим очень трудно стимулировать во время
землетрясения,
поэтому
он
не
относится
к
основной
колебательной
характеристике резервуара.
В статье [40] отмечено, что при однонаправленном боковом возбуждении
(что, в основном, соответствует ветровой нагрузке) возникает первая форма
колебаний в окружном направлении, т.е. 𝑛 = 1.
34
Таким образом, расчет частоты форм собственных колебаний необходимо
выполнять для резервуаров, заполненных водой на этапе гидроиспытаний до
верхнего аварийного уровня как наиболее нагруженный вариант. При этом в
окружном направлении для форм колебаний следует принимать n=1, а в
продольном направлении, как правило, достаточно определения частот первых
нескольких форм колебаний (m=1,2,3).
6.3 Частота собственных колебаний резервуара
Согласно формулам (6.2) из [40] и (178) из [23], угловую скорость
собственных колебаний резервуара (для первой окружной и произвольной
продольной формы, т.е. при n=1, m=1,2,3…), полностью (на 100%)
заполненного жидкостью и при допущении, что жидкость проявляет свойства
защемленной балки, можно найти по формуле
2
𝛽𝑚
𝐸𝐼 рад
𝜔𝑚 = 2 √
,
.
𝐻 𝜇расп с
Поскольку 𝑓 =
𝜔
2𝜋
(6.1)
, то частоту собственных колебаний 𝑚-й продольной
формы при n=1 определим по формуле
2
𝛽𝑚
𝐸𝐼
𝑓𝑚 =
, Гц.
√
2𝜋𝐻2 𝜇расп
(6.2)
Однако вода в резервуаре ведет себя не совсем как защемленная
(консольная) балка, поэтому для корреляции с реальными значениями нужен
коэффициент приведения 𝛼𝑚 .
Невозможность заполнения резервуара водой на 100% учитывается
использованием эквивалентной распределенной массы 𝜇э вместо 𝜇расп .
Формулу (6.2) запишем в виде
35
2
𝛽𝑚
𝐸𝐼
√
𝑓𝑚 =
, Гц,
2𝜋𝐻2 𝛼𝑚 𝜇э
где
(6.3)
𝛽𝑚 – безразмерный коэффициент частоты 𝑚-й продольной формы
колебаний (таблица 6.1 или формула (6.6));
𝐻 – высота стенки резервуара, м;
𝛼𝑚 – безразмерный коэффициент приведения частоты 𝑚-й
продольной и первой окружной формы колебаний, учитывающий
отклонение поведения жидкости от защемленной балки, формула
(6.4);
𝐸 – модуль упругости стали, Па;
𝐼 – осевой момент инерции поперечного сечения стенки резервуара
без изоляции, формула (6.5), м4;
𝐸𝐼 – жесткость поперечного сечения при изгибе;
𝜇э
–
эквивалентная
масса
единицы
высоты
(равномерно
распределенная масса) колеблющейся оболочки (стенки), включая
его изоляцию и хранимую жидкость (вода при гидроиспытаниях
кг
как наиболее нагруженный вариант), формула (6.9), .
м
Коэффициент приведения 𝛼𝑚 можно найти по формуле
𝛼𝑚 = −1,7639 + 3,6646 × 𝑚,
где
(6.4)
𝑚 – номер формы колебаний в продольном направлении
(m=1,2,3…).
Осевой момент инерции поперечного сечения разнотолщинной стенки
резервуара в приближении можно вычислить при среднеарифметической
расчетной толщине. Определить ее можно как для тонкостенного кольца:
𝐼 = 𝜋𝑟 3 𝑡̅𝑟 , м4 ,
где
𝑟 – радиус резервуара, м;
𝑡̅𝑟 – среднеарифметическая расчетная толщина поясов стенки, м.
36
(6.5)
Безразмерный коэффициент частоты 𝛽𝑚 определяется ниже (таблица 6.1)
при 𝑚 ≤ 5 или по формуле (6.6) при 𝑚 ≥ 6 [23, 40].
Таблица 6.1 – Значения коэффициента частоты 𝛽𝑚 для защемленной
(консольной) балки
𝑚
𝛽𝑚
1
1,87510
2
4,69409
𝛽𝑚 = (2𝑚 − 1)
где
3
7,85476
4
10,99554
5
14,13717
𝜋
при 𝑚 ≥ 6,
2
(6.6)
𝑚 – номер формы колебаний в продольном направлении
(m=6,7,8…).
6.3.1 Эквивалентная распределенная масса
Согласно
[24],
для
определения
периода
свободных
колебаний
используются различные приближенные способы. Одним из таких является
метод приведения масс, заключающийся в замене системы с распределенными
массами одной сосредоточенной массой с одной степенью свободы, которая
при погонной массе различной величины по высоте может быть найдена по
формуле
𝑀пр =
где
1
3
∑ 𝜇𝑖 ℎцт
𝑖 , кг,
2
𝐻
(6.7)
𝐻 – высота объекта, м;
кг
𝜇𝑖 – распределенная масса i-го элемента объекта, ;
м
ℎцт 𝑖 – высота от основания объекта до центра тяжести i-го элемента, м.
Чтобы
найти
эквивалентную
распределенную
приравнять приведенную массу объекта и эквивалентную:
3
1
𝜇э ℎцт
э
3
𝑀пр = 2 ∑ 𝜇𝑖 ℎцт 𝑖 =
,
2
𝐻
𝐻
откуда
37
массу,
необходимо
3
∑ 𝜇𝑖 ℎцт
𝑖
𝜇э =
.
3
ℎцт э
(6.8)
Применительно к колеблющейся цилиндрической оболочке резервуара с
хранимой жидкостью известного уровня налива, формула (6.8) примет вид
3
3
3
𝜇ж ℎцт
ж + 𝜇ст ℎцт ст + 𝜇изол ст ℎцт изол ст кг
𝜇э =
, ,
3
ℎцт
м
э
где
(6.9)
𝜇ж , 𝜇ст , 𝜇изол ст – распределенная масса хранимой жидкости (воды
при гидроиспытаниях как наиболее нагруженный вариант), стенки
кг
и изоляции, ;
м
ℎцт ж , ℎцт ст , ℎцт изол ст – высота от днища до центра тяжести
хранимой жидкости, стенки и изоляции на стенке, м;
ℎцт э – высота эквивалентного центра тяжести цилиндрической
оболочки от ее нижней точки (днища), м, формула (5.9), м.
Формула (6.9) становится подобной (5.13) при условии наполнения
резервуара жидкостью на 100%.
Высота центра тяжести хранимой жидкости от нижней образующей
стенки составляет половину высоты налива:
ℎвзл
(6.10)
.
2
При гидроиспытаниях высота взлива соответствует верхнему аварийному
ℎцт ж =
уровню.
Высота центра тяжести металла или изоляции стенки от нижней
образующей стенки составляет половину ее высоты:
𝐻ст
(6.11)
.
2
Посмотрев на рисунок 5.2, можно обнаружить интересную особенность:
ℎцт ст = ℎцт изол ст =
на примере РВСП-10000 видно, что при высоте налива воды ≈1 м центр
тяжести цилиндрической оболочки ℎцт э максимально смещается вниз и
принимает наименьшее значение. В соответствии с формулой (6.9) значение
эквивалентной распределенной массы 𝜇э при этом будет наибольшим, чтобы
38
компенсировать малую высоту центра тяжести – оно может быть в несколько
раз больше, чем для полностью заполненного резервуара. Удивляться этому не
стоит, поскольку согласно формуле (6.7) малая масса на большой высоте
колеблется эквивалентно большой массе на малой высоте (рисунок 6.4).
Рисунок 6.4 – Эквивалентные колебания масс на различной высоте
7 Расчет стенки резервуара на прочность и устойчивость
Согласно нормативно-техническим документам [7, 22] предусмотрен
следующий порядок расчета стенки нового РВС:
1) предварительный выбор толщины поясов стенки;
2) поверочный расчет стенки на прочность;
3) поверочный расчет стенки на устойчивость.
Расчет стенки нового и ремонтируемого старого (с заменой поясов)
резервуаров во многом идентичны.
Основным отличием является использование расчетной фактической
факт
толщины пояса 𝑡𝑟𝑖
с пропуском подраздела 7.1 (то есть пункта 1 алгоритма
выше) для старого резервуара вместо расчетной толщины 𝑡𝑟𝑖 для нового.
39
факт
Расчетную фактическую толщину каждого пояса 𝑡𝑟𝑖
определяют как
факт
наименьшее из среднеарифметических значений толщин листов пояса 𝑡лист 𝑖𝑗 :
факт
𝑡𝑟𝑖
факт
факт
факт
= 𝑚𝑖𝑛(𝑡лист 𝑖1 ; 𝑡лист 𝑖2 ⋯ 𝑡лист 𝑖𝑗 ),
(7.1)
факт
факт
факт
𝑡𝑖𝑗1 + 𝑡𝑖𝑗2 + ⋯ + 𝑡𝑖𝑗𝑘
факт
𝑡лист 𝑖𝑗 =
,
𝑘
где
факт
𝑡𝑖𝑗
(7.2)
– результаты kизмерений толщины j-го листа i-го пояса.
факт
Рассмотрим пример расчета фактической толщины пояса 𝑡𝑟𝑖
по данным
УЗТ (рисунок 7.1; пример полной развертки – рисунок Г.1).
Рисунок 7.1 – Пример развертки части стенки резервуара с результатами УЗТ
Определим среднеарифметические толщины первого листа первого пояса
и первого листа четвертого пояса по формуле (7.2):
9,1 + 9,2 + 9,5 + 9,7 + 9,4
= 9,38 мм,
5
7,2 + 7,3 + 7,2
факт
𝑡лист 41 =
= 7,23 мм.
3
Результаты расчета остальных листов с определением фактической
факт
𝑡лист 11 =
толщины пояса сведены ниже (таблица 7.1).
Таблица 7.1 – Определение расчетной фактической толщины пояса
Пояс
4
3
2
1
Среднеарифметическая толщина листа, мм
7,23
7,5
8,36
8,54
8,52
9,44
9,4
9,66
9,38
9,44
9,34
40
факт
𝑡𝑟𝑖
, мм
7,23
8,36
9,4
9,34
Массы поясов действующего резервуара также должны определяться по
фактическим среднеарифметическим замеренным значениям толщин листов.
При ремонте существующего (старого) резервуара у заменяемых поясов
могут измениться высоты и/или марки сталей по результатам расчетов и
проектных решений.
Следует
обратить
внимание,
что
формулы
для
определения
меридиональных и кольцевых напряжений при расчете на прочность
отличаются от аналогичных при расчете на устойчивость (таблица 7.2).
Таблица 7.2 – Путеводитель по напряжениям
Меридиональное напряжение
𝜎1𝑖
РВС(П)
(7.14)
РВСПК
(7.17)
Расчет
Прочность
Устойчивость
РВС(П)
РВСПК
Кольцевое напряжение 𝜎2𝑖
(7.33)
(7.17)
РВС(П)
РВСПК
(7.12)
РВС(П)
РВСПК
(7.40)
(7.41)
7.1 Первичный расчет толщины стенки
Предварительный выбор номинальной толщины стенки 𝑡𝑖 в каждом поясе
резервуара производится по следующей формуле согласно [7]:
𝑡𝑖 ≥ max(𝑡𝑑𝑖 + ∆𝑡𝑐 ; 𝑡𝑔𝑖 ; 𝑡𝑠𝑖 + ∆𝑡𝑐 ; 𝑡ℎ ) + ∆𝑡𝑚 , 𝑡 ≤ 40 мм,
где
𝑡𝑑𝑖 , 𝑡𝑔𝑖 , 𝑡𝑠𝑖 – расчетные толщины поясов стенки при действии
статических нагрузок при эксплуатации (𝑡𝑑𝑖 ), гидравлических
испытаниях (𝑡𝑔𝑖 ) и при сейсмическом воздействии (𝑡𝑠𝑖 ), мм;
𝑡ℎ – минимально допустимая конструктивная толщина стенки по
нормативу, мм (таблица 7.4);
∆𝑡𝑐 – припуск на коррозию металла стенки, мм;
41
(7.3)
∆𝑡𝑚 – минусовой допуск на листовой прокат, указанный в
сертификате на поставку металла, мм (при этом если в
сертификате указано ∆𝑡𝑚 < 0,3 мм, то допускается в расчетах
принимать ∆𝑡𝑚 = 0; таблица 7.4 при отсутствии данных).
𝑟
𝑡𝑑𝑖 = [0,001 ∙ 𝜌𝑑 ∙ 𝑔 ∙ (𝐻𝑑 − 𝑋𝐿 𝑖 ) + 1,2 ∙ 𝑝] ∙ ;
𝑅
𝑟
𝑡𝑔𝑖 = [0,001 ∙ 𝜌𝑔 ∙ 𝑔 ∙ (𝐻𝑔 − 𝑋𝐿 𝑖 ) + 1,25 ∙ 𝑝] ∙ ,
𝑅
где
(7.4)
(7.5)
𝜌𝑑 – плотность продукта, т/м3;
𝜌𝑔
–
плотность
воды,
используемой
для
гидравлических
испытаний, т/м3;
𝑔 – ускорение свободного падения, м/с2;
𝐻𝑑 – максимальная высота налива продукта при эксплуатации
(верхний нормативный уровень взлива), м;
𝐻𝑔 – максимальная высота налива воды при гидравлических
испытаниях (верхний аварийный уровень взлива), м;
𝑋𝐿 𝑖 – расстояние от дна до нижней кромки i-го пояса, м;
𝑝 – нормативное избыточное давление в газовом пространстве,
МПа;
𝑟 – радиус срединной поверхности стенки резервуара, м;
𝑅 – расчетное предельно допустимое напряжение, МПа (7.8).
Если при расчетах получается, что 𝐻𝑑 − 𝑋𝐿𝑖 < 0 или 𝐻𝑔 − 𝑋𝐿𝑖 < 0, то
разность принимают равной нулю.
Результаты расчета толщины для каждого пояса стенки должны быть
округлены до ближайшего числа в большую сторону в соответствии с
толщинами проката. Для листового проката [5] это: 5,0; 5,5; 6,0; 6,5; 7,0; 7,5;
8,0; 8,5; 9,0 9,5; 10,0; 10,5; 11,0; 11,5; 12,0; 12,5; 13,0; 13,5; 14,0; 14,5; 15,0; 15,5;
16,0; 16,5; 17,0; 17,5; 18,0; 18,5; 19,0; 19,5; 20,0; 20,5; 21,0; 21,5; 22,0; 22,5; 23,0;
23,5; 24,0; 24,5; 25,0; 25,5; 26,0; 27,0; 28,0; 29,0; 30,0; 31,0; 32,0; 34,0; 36,0; 38,0;
40,0.
42
Значение припуска на коррозию ∆𝑡𝑐 зависит от степени агрессивности
хранимого
продукта,
характеризующейся
скоростью
коррозионного
повреждения металлоконструкций 𝜐кор :
– слабоагрессивная среда – не более 0,05 мм в год;
– среднеагрессивная среда – от 0,05 до 0,5 мм в год;
– сильноагрессивная среда – более 0,5 мм в год.
Степень агрессивного воздействия среды на внутренние поверхности
резервуаров представлена ниже (таблица 7.3).
Припуск
на
коррозию
без
использования
специальных
систем
антикоррозионной защиты будет определяться по формуле
∆𝑡𝑐 = 𝜐кор ∙ 𝑇,
где
(7.6)
𝜐кор – скорость коррозионного повреждения металлоконструкций
мм/год;
𝑇
–
срок
эксплуатации
резервуара
без
использования
антикоррозионной защиты.
При наличии антикоррозионной защиты несущих и ограждающих
конструкций срок службы резервуара должен обеспечиваться принятой
системой защиты от коррозии, имеющей гарантированный срок службы не
менее 10 лет.
При
использовании
системы
антикоррозионной
защиты
с
гарантированным сроком службы менее 10 лет для элементов резервуара,
защищенных от коррозии, а также для незащищенных элементов следует
назначать увеличение их толщины за счет припуска на коррозию.
Припуск на коррозию ∆𝑡𝑐 при использовании системы антикоррозионной
защиты определяется по формуле
∆𝑡𝑐 = ∆𝑡𝑐′ ∙ 𝑛птд ,
где
∆𝑡𝑐′ – значение потери толщины металла за время эксплуатации
между гарантированным сроком службы защитного покрытия и
наступлением срока полного технического диагностирования, мм;
43
(7.7)
𝑛птд – число полных технических диагностирований за общий срок
службы резервуара.
Минимальная конструктивная толщина листов стенки 𝑡ℎ и предельные
минусовые отклонения по толщине листового проката ∆𝑡𝑚 , в зависимости от
номинального объема и диаметра резервуара, приведены ниже (таблица 7.4).
Таблица 7.3 – Степень агрессивного воздействия среды на внутренние
поверхности резервуаров [22]
Элемент конструкций
резервуаров
Степень агрессивного воздействия на стальные конструкции резервуаров
нефтепродуктов
производственных
сырой нефти мазута, дизельного
стоков без очистки
бензина
топлива, керосина
1 Внутренняя
поверхность днища и
СреднеСреднеСлабонижний пояс на высоту агрессивная*
агрессивная
агрессивная
1 м от днища
3 < рH ≤11, суммарная
2 Средние пояса,
концентрация
СлабоСлабонижние части понтонов
Слабоагрессивная
сульфатов и хлоридов
агрессивная
агрессивная**
и плавающих крыш
до 5 г/дм3
3 Верхний пояс (зона
СреднеСреднепериодического
Слабоагрессивная
агрессивная*
агрессивная
смачивания)
4 Кровля резервуара,
верх и бортовые
СреднеСреднеСлабоСредне-агрессивная
поверхности понтонов агрессивная*
агрессивная
агрессивная
и плавающих крыш
Примечания
1 * При содержании в сырой нефти сероводорода в концентрации свыше 10 мг/дм3 или сероводорода
и углекислого газа в любых соотношениях степень агрессивного воздействия повышается на одну
ступень.
2 ** Для бензина прямогонного повышается на одну ступень.
Таблица 7.4 – Значение минимальной конструктивной толщины листов стенки
и предельного минусового отклонения по толщине листового проката [7, 22]
Номинальный
объем, м3
Диаметр
резервуара
D, м
100…2000
3000…5000
10000…20000
20000…50000
100000
d ≤ 16
16<d≤ 25
25<d≤ 40
40<d ≤ 65
d> 65
Минимальная
конструктивная
толщина листов
стенки 𝑡ℎ , мм
5
6
8
10
12
44
Предельные минусовые
отклонения
по толщине листового
проката ∆𝑡𝑚 , мм
0,50
0,60
0,80
0,80
0,80
Расчетное предельно допустимое напряжение 𝑅, МПа, рекомендуется
определять по формуле
𝑅=
где
𝑅𝑦𝑛
–
нормативное
𝑅𝑦𝑛 𝛾𝑐
,
𝛾𝑚 𝛾𝑛
сопротивление,
(7.8)
принимаемое
равным
гарантированному значению предела текучести по действующим
стандартам и техническим условиям на сталь;
𝛾𝑐 – безразмерный коэффициент условий работы поясов стенки
(таблица 7.7);
𝛾𝑚 – безразмерный коэффициент надежности по материалу
(таблица 7.6);
𝛾𝑛 – безразмерный коэффициент надежности по ответственности
(таблица 7.5).
Рекомендуемые значения коэффициентов надежности по ответственности
𝛾𝑛 , надежности по материалу 𝛾𝑚 и коэффициентов условий работы 𝛾𝑐
принимаются по данным ниже (таблица 7.5–7.7).
Таблица 7.5 – Значения коэффициентов надежности по ответственности 𝛾𝑛
Коэффициент
надежности по
Назначение резервуара
ответственности 𝛾𝑛
для нефти/нефтепродуктов и нефтесодержащих стоков
1,1
для противопожарного запаса воды
1,0
В зависимости от номинального объема резервуары подразделяются на
следующие классы ([7]: классы сооружения по уровню ответственности в
соответствии с приложением А [6]):
– класс КС-За – резервуары объемом более 50 000 м3 до 120 000 м3;
– класс КС-Зб – резервуары объемом от 20 000 м3 до 50 000 м3
включительно;
– класс КС-2а – резервуары объемом от 1000 м3 и менее 20 000 м3;
– класс КС-2б – резервуары объемом менее 1000 м3.
45
Таблица 7.6 – Значения коэффициентов надежности по материалу [22]
Нормативный документ на прокат и трубы
Для проката по ГОСТ 27772 (кроме сталей С590 и С590К) и другие
нормативные документы, использующие процедуру контроля свойств
проката по ГОСТ 27772
Для проката с пределом текучести свыше 380 МПа по ГОСТ 19281, для труб
по ГОСТ 8731
Для остального проката и труб, соответствующих требованиям
СП 16.13330.2017
Для проката и труб, поставляемых по международным нормативным
документам
Коэффициент
надежности по
материалу 𝛾𝑚
1,025
1,10
1,05
1,10
Таблица 7.7 – Значения коэффициентов условий работы поясов стенки γ с [22]
Элемент конструкции
резервуаров
Первый пояс
Пояса кроме первого
Уторный узел
Коэффициент условий работы поясов стенки, γс
в условиях гидравлических
в условиях эксплуатации
испытаний
0,7
0,9
0,8
0,9
1,2
1,2
Результаты расчета толщины 𝑡𝑖 для каждого пояса стенки рекомендуется
округлить до целого числа в большую сторону в соответствии с толщинами
проката по [5], если не указаны специальные условия поставки листового
проката.
Определив номинальную толщину стенку, можно вычислить расчетную
толщину по формуле
𝑡𝑟𝑖 = 𝑡𝑖 − ∆𝑡𝑐𝑖 − ∆𝑡𝑚𝑖 .
(7.9)
Массу i-го пояса при номинальной толщине можно вычислить по
формуле
𝑚𝑖 = 𝜌с 𝑖 ∙ ℎ𝑖 ∙
где
𝜋
∙ ((𝐷 + 2𝑡𝑖 )2 − 𝐷2 ), кг,
4
𝜌с 𝑖 – плотность стали i-го пояса стенки,
ℎ𝑖 – высота i-го пояса, м;
𝐷 – внутренний диаметр резервуара, м;
𝑡𝑖 – номинальная толщина i-го пояса, м.
46
кг
м3
;
(7.10)
7.2 Поверочный расчет стенки резервуара на прочность
Поверочный расчет на прочность для каждого пояса стенки резервуара
рекомендуется проводить в соответствии с п. 11.1.1 [26], по соотношению
2
2
√𝜎1𝑖
− 𝜎1𝑖 𝜎2𝑖 + 𝜎2𝑖
≤ 𝑅,
где
(7.11)
𝑅 – расчетное предельно допустимое напряжение, МПа (7.8);
𝜎1𝑖 – меридиональные напряжения, МПа, в i-м поясе стенки для
резервуаров со стационарной крышей, определяемые по формуле
(7.14) или (7.17);
𝜎2𝑖 – кольцевое напряжение3, МПа, вычисляемое в нижней точке
каждого пояса по формуле
𝜎2𝑖 = [0,001𝜌𝑔(𝐻 − 𝑋𝐿 𝑖 ) + 1,2𝑝]
где
𝑟
,
𝑡𝑟𝑖
(7.12)
𝜌 – плотность продукта, т/м3;
𝑔 – ускорение свободного падения, м/с2;
𝐻 – высота налива продукта: 𝐻𝑑 при эксплуатации, 𝐻𝑔 при
гидроиспытаниях, м;
3
Как видно из формулы (которая приведена в соответствии с действующими
нормативными документами), при расчете кольцевых напряжений в поясах не учитывается
вес понтона или плавающей крыши.
Для понтона данное допущение справедливо, поскольку, согласно расчетам, вес
понтона оказывает менее 1% от гидростатической нагрузки на пояс и несущественен даже в
верхних поясах.
Вес плавающей крыши также незначителен при расчете кольцевых напряжений в
нижних поясах резервуара (менее 1%), однако, в верхних поясах его влияние уже ощутимее,
и достигает 18% (на примере верхнего пояса РВСПК-50000 при его заполнении в половину
высоты пояса).
Таким образом, рекомендуется в данной формуле учитывать массу плавающей
крыши.
47
𝑋𝐿 𝑖 – расстояние от дна до нижней кромки i-го пояса, м;
𝑝 – нормативное избыточное давление в газовом пространстве,
МПа;
𝑟 – радиус срединной поверхности стенки резервуара, м;
𝑡𝑟𝑖 – расчетная толщина i-го пояса стенки, м;
𝑡𝑟𝑖 = 𝑡𝑖 − ∆𝑡𝑐𝑖 − ∆𝑡𝑚𝑖 ,
где
(7.13)
𝑡𝑖 – номинальная толщина i-го пояса, м;
∆𝑡𝑐𝑖 – припуск на коррозию для i-го пояса, м;
∆𝑡𝑚𝑖 – минусовой допуск на прокат для i-го пояса, м.
Рисунок 7.2 – Схема напряжений в оболочках вращения
Силы,
действующие
по
касательной
к
окружности,
называют
кольцевыми, а по касательным к меридианам – меридиональными (осевыми).
Кольцевые силы вызывают кольцевые напряжения, а меридиональные
силы – меридиональные напряжения.
48
Меридиональные напряжения 𝜎1𝑖 , МПа, вычисляемые для расчетной
(нижней) точки в i-м поясе стенки, для резервуаров со стационарной крышей
определяются по формуле
𝜎1𝑖 =
1,05𝐺𝑚 + 1,05𝜓𝑙1 𝐺0 + 1,3𝜓𝑙2 𝐺𝑡 1,4𝜓𝑡1 𝑆0 𝑟
+
∙ ,
2𝜋𝑟𝑡𝑟𝑖
𝑡𝑟𝑖
2
(7.14)
где
𝐺𝑚 – вес металлоконструкций выше расчетной точки (на стенке и
кровле) (перечень представлен в пункте 7.2.2), МН;
𝐺0 – вес стационарного оборудования выше расчетной точки (на
стенке и кровле) (перечень рассмотрен в разделе 3), МН;
𝐺𝑡 – вес теплоизоляции выше расчетной точки (на стенке и
кровле), МН;
𝑆0 – нормативное значение снеговой нагрузки на горизонтальную
проекцию покрытия, МПа, (7.15);
𝑟 – радиус срединной поверхности стенки резервуара, м;
𝜓𝑙𝑗 , 𝜓𝑡𝑗 – коэффициенты сочетаний соответственно для
длительных и кратковременных нагрузок, назначаемые в
соответствии с [4], формулы (7.18) и (7.19).
𝑆0 = 𝑐𝑒 𝑐𝑡 𝜇𝑆𝑔 ,
(7.15)
где
𝑐𝑒 – безразмерный коэффициент, учитывающий снос снега с
крыши под действием ветра, определяемый при расчетах на
устойчивость в зависимости от диаметра резервуара, формула
(7.16);
𝑐𝑡 – термический коэффициент, для резервуаров 𝑐𝑡 = 1;
𝜇 – коэффициент формы, учитывающий переход от веса снегового
покрова земли к снеговой нагрузке на покрытие, для резервуаров
𝜇 = 1;
𝑆𝑔 – расчетная снеговая нагрузка на поверхности земли (таблица
7.8), МПа, в соответствии с [4].
0,85 при 𝐷 ≤ 60 м;
(7.16)
𝑐𝑒 = {0,85 + 0,00375(𝐷 – 60) при 60 < 𝐷 ≤ 100 м;
1,0 при 𝐷 > 100 м.
Меридиональные напряжения σ1, МПа, в i-м поясе стенки для
резервуаров с плавающей крышей определяются по формуле
𝜎1𝑖 =
1,05𝐺𝑚 + 1,05𝜓𝑙1 𝐺0 + 1,3𝜓𝑙2 𝐺𝑡
.
2𝜋𝑟𝑡𝑟𝑖
49
(7.17)
Таблица 7.8 – Расчетная снеговая нагрузка на поверхности земли [27]
Снеговые районы
I
II
III
IV
V
VI VII VIII
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
𝑆𝑔 , кПа
Для основных и особых сочетаний нагрузок, за исключением случаев,
оговоренных в нормах проектирования сооружений в сейсмических районах и в
нормах проектирования конструкций и оснований, коэффициент сочетаний
длительных нагрузок 𝜓𝑙 определяется следующим образом:
– для равномерно распределенных длительных нагрузок
𝜓𝑙1 = 1,0,𝜓𝑙2 = 𝜓𝑙3 = ⋯ = 0,95,
где
(7.18)
𝜓𝑙1 – коэффициент сочетаний, соответствующий основной по
степени влияния длительной нагрузке;
𝜓𝑙2 , 𝜓𝑙3 – коэффициенты сочетаний для остальных длительных
нагрузок.
– для основных сочетаний необходимо использовать следующие значения
коэффициентов сочетаний кратковременных нагрузок:
𝜓𝑡1 = 1,0, 𝜓𝑡2 = 0,9, 𝜓𝑡3 = 𝜓𝑡4 = ⋯ = 0,7,
где
(7.19)
𝜓𝑡1 – коэффициент сочетаний, соответствующий основной по
степени влияния кратковременной нагрузке;
𝜓𝑡2
–
коэффициент
сочетаний,
соответствующий
второй
кратковременной нагрузке;
–
𝜓𝑡3 , 𝜓𝑡4
коэффициенты
сочетаний
для
остальных
кратковременных нагрузок.
При невыполнении условия формулы (7.11) рекомендуется увеличить
толщину соответствующего пояса.
В качестве альтернативного варианта по согласованию с заказчиком
номинальные толщины стенки каждого пояса стенки для режима эксплуатации
и номинальные толщины стенки для режима гидро- и пневмоиспытаний
назначаются
на
основе
расчета
наибольших
мембранных
кольцевых
напряжений σ2k в каждом поясе стенки, рассматриваемой как составная
цилиндрическая
оболочка
ступенчато-переменной
50
толщины.
Граничные
условия в месте сопряжения стенки с днищем задаются в виде нулевых
радиальных перемещений и изгибающего момента, равного пластическому
моменту в листе окрайки.
7.2.1 Нагрузки и воздействия
К постоянным нагрузкам относятся нагрузки от собственного веса
элементов конструкций резервуаров.
К временным длительным нагрузкам относятся:
– нагрузка от веса стационарного оборудования;
– гидростатическое давление хранимого продукта;
– избыточное внутреннее давление или относительное разряжение в
газовом пространстве;
– снеговые нагрузки с пониженным нормативным значением;
– нагрузка от веса теплоизоляции;
– температурные воздействия;
– воздействия
от
деформаций
основания,
не
сопровождающиеся
коренным изменением структуры грунта.
К кратковременным нагрузкам относятся:
– ветровые нагрузки;
– снеговые нагрузки с полным нормативным значением;
– нагрузки от веса людей, инструментов, ремонтных материалов;
– нагрузки, возникающие при изготовлении, хранении, транспортировке
и монтаже конструкций резервуара.
К особым нагрузкам относятся:
– сейсмические;
– взрывные;
– ударные, в том числе нагрузки от столкновений транспортных средств с
частями сооружения;
51
– нагрузки,
вызываемые
резкими
нарушениями
технологического
процесса, временной неисправностью или поломкой оборудования;
– воздействия,
обусловленные
деформациями
основания,
сопровождающимися коренным изменением структуры грунта (например, при
замачивании просадочных грунтов) или оседанием его в районах горных
выработок и в карстовых районах;
– нагрузки, обусловленные пожаром;
– климатические (снеговые, ветровые, температурные и гололедные)
нагрузки, действие которых может привести к аварийной расчетной ситуации.
Другие
типы
особых
воздействий
устанавливаются
в
нормах
проектирования конструкций и оснований.
7.2.2 Металлоконструкции и их учет в нагрузках
К металлоконструкциям относятся все сварные (неразъемные) элементы
резервуара.
Все элементы металлоконструкций по требованиям к материалам
разделяются на следующие группы и подгруппы [7]:
а)
основные
металлоконструкции
резервуара
группы
А:
стенка,
привариваемые к стенке листы окрайки днища, обечайки люков и патрубков в
стенке и фланцы к ним, привариваемые к стенке усиливающие накладки,
опорные кольца стационарных крыш, кольца жесткости, подкладные пластины
на стенке для крепления конструктивных элементов;
б) основные металлоконструкции резервуара группы Б:
– металлоконструкции подгруппы Б1: каркас крыши (включая фасонки),
самонесущие бескаркасные крыши;
– металлоконструкции
подгруппы
Б2:
центральная
часть
днища,
анкерные крепления, настил крыш, плавающие крыши и понтоны, обечайки
люков и патрубков на крыше, крышки люков;
52
в) вспомогательные металлоконструкции резервуара группы В: лестницы,
площадки, ограждения, конструкции крепления тепловой изоляции и др.
При расчете делать допущение, что вес от маршевых лестниц с
площадками распределен равномерно по поясам.
Вес от шахтных лестниц, действующих на любой пояс, принимается
равным 0, поскольку такой тип лестниц имеет собственный фундамент, на
который приходится основная нагрузка.
7.3 Расчет ветровой нагрузки
Нормативное значение ветровой нагрузки 𝑤 следует определять как
сумму средней 𝑤𝑚 и пульсационной 𝑤𝑔 составляющих:
𝑤 = 𝑤𝑚 + 𝑤𝑔 .
(7.20)
Нормативное значение средней составляющей ветровой нагрузки 𝑤𝑚 в
зависимости от эквивалентной высоты 𝑧𝑒 над поверхностью земли следует
определять по формуле
𝑤𝑚 = 𝑤0 𝑘(𝑧𝑒 )𝑐 ,
где
(7.21)
𝑤0 – нормативное значение ветрового давления (таблица 7.9);
𝑘(𝑧𝑒 )
–
коэффициент,
учитывающий
изменение
ветрового
давления для высоты ze, формула (7.23);
𝑐 – аэродинамический коэффициент. В качестве наихудшего
варианта принимается максимальное значение аэродинамического
коэффициента 𝑐 = 0,8 (согласно приложению В 1.4 [27]).
Таблица 7.9 – Нормативные значения ветрового давления [27]
Ветровые районы (принимаются Ia
I
II
III IV
V
VI VII
по приложению Б)
0,17 0,23 0,30 0,38 0,48 0,60 0,73 0,85
𝑤0 , кПа
53
Эквивалентная высота 𝑧𝑒 для башенных сооружений, мачт, труб и т.п.
сооружений вычисляется от поверхности земли до текущей отметки и
определяется для i-го пояса стенки по формуле
𝑖
𝑧𝑒 𝑖 = ∑ ℎ𝑗 ,
(7.22)
𝑗=1
где
ℎ𝑗 – высота j-го пояса, м.
Коэффициент 𝑘(𝑧𝑒 ) определяется по формуле (7.23), в которой
принимаются следующие типы местности:
A – открытые побережья морей, озер и водохранилищ, сельские
местности, в том числе с постройками высотой менее 10 м, пустыни, степи,
лесостепи, тундра;
B – городские территории, лесные массивы и другие местности,
равномерно покрытые препятствиями высотой более 10 м;
C – городские районы с плотной застройкой зданиями высотой более 25
м.
Сооружение считается расположенным в местности данного типа, если
эта местность сохраняется с наветренной стороны сооружения на расстоянии
30h – при высоте сооружения h до 60 м, и на расстоянии 2 км – при h>60 м (h –
высота сооружения).
𝑘(𝑧𝑒(𝐴) ) = 0,75 при 𝑧𝑒 ≤ 5 м;
𝑘(𝑧𝑒(𝐵) ) = 0,5 при 𝑧𝑒 ≤ 5 м;
𝑘(𝑧𝑒(𝐶) ) = 0,4 при 𝑧𝑒 ≤ 10 м;
𝑘(𝑧𝑒(𝐴) ) = 0,5 + 0,05𝑧𝑒 при 5 ≤ 𝑧𝑒 ≤ 10 м;
𝑘(𝑧𝑒(𝐵) ) = 0,35 + 0,03𝑧𝑒 при 5 ≤ 𝑧𝑒 ≤ 10 м;
𝑧𝑒 2𝛼
{ 𝑘(𝑧𝑒 ) = 𝑘10 (10) при 10 ≤ 𝑧𝑒 ≤ 300 м.
(7.23)
Значения параметров k10 и для различных типов местности приведены
ниже (таблица 7.10).
54
Таблица 7.10 – Значения параметров 𝑘10 , 𝛼 и 10 для различных типов
местностей [27]
Параметр
Тип местности
A
B
C
0,15
0,20
0,25
k10
1,00
0,65
0,40
0,76
1,06
1,78
10
Для сооружений (и их конструктивных элементов), у которых первая
частота собственных колебаний 𝑓1 больше предельного значения собственной
частоты 𝑓𝑙𝑖𝑚 (𝑓1 > 𝑓𝑙𝑖𝑚 ) (𝑓𝑙𝑖𝑚 определяется по формуле (7.29), пульсационная
составляющая ветровой нагрузки определяется по формуле
𝑤𝑔 = 𝑤𝑚 (𝑧𝑒 ),
где
(7.24)
𝑤𝑚 – определяется по формуле (7.21);
(𝑧𝑒 ) – коэффициент пульсации давления ветра,
который
рассчитывается по формуле (7.25) для эквивалентной высоты ze;
– коэффициент пространственной корреляции пульсаций
давления ветра (таблица 7.11).
(𝑧𝑒(𝐴) ) = 0,85 при 𝑧𝑒 ≤ 5 м;
(𝑧𝑒(𝐵) ) = 1,22 при 𝑧𝑒 ≤ 5 м;
(𝑧𝑒(𝐶) ) = 1,78 при 𝑧𝑒 ≤ 10 м;
(7.25)
(𝑧𝑒(𝐴) ) = 0,94 − 0,018𝑧𝑒 при 5 ≤ 𝑧𝑒 ≤ 10 м;
(𝑧𝑒(𝐵) ) = 1,38 − 0,032𝑧𝑒 при 5 ≤ 𝑧𝑒 ≤ 10 м;
𝑧𝑒 −𝛼
)
(𝑧
=
(
) при 10 ≤ 𝑧𝑒 ≤ 300 м.
𝑒
10 10
{
Для всех сооружений (и их конструктивных элементов), у которых
𝑓1 < 𝑓𝑙𝑖𝑚 < 𝑓2 (где 𝑓2 – вторая частота собственных колебаний), пульсационная
составляющая определяется по формуле
𝑤𝑔 = 𝑤𝑚 ξ(𝑧𝑒 ),
где
ξ – коэффициент динамичности, определяемый по рисунку
(рисунок 7.3) в зависимости от суммарного логарифмического
декремента колебаний δ (для стальных сооружений δ=0,15) и
55
(7.26)
безразмерного периода 𝑇𝑔,1 , который определяется по формуле
(7.28) для первой собственной частоты 𝑓1 ; для стальных
сооружений ξ также можно определить по формуле (7.27);
ξ=
1 + 4,2567𝑇𝑔,1 0,5 + 13,2184𝑇𝑔,1
1 + 0,7731𝑇𝑔,1 0,5 + 3,2354𝑇𝑔,1
𝑇𝑔,1 =
где
,
(7.27)
√𝑤0 𝑘(𝑧эк )𝛾𝑓
,
940𝑓1
(7.28)
𝑤0 – нормативное значение ветрового давления, Па (таблица 7.9);
𝑘(𝑧эк ) – коэффициент, учитывающий изменение давления ветра
для высоты 𝑧эк ; считается по формуле (7.23) для высоты 𝑧эк ;
𝑧эк – для конструктивных элементов: высота, на которой они
расположены; для сооружений: 𝑧эк = 0,8ℎ, где ℎ – общая высота
сооружения (высота от днища до верхней отметки кровли
резервуара);
𝛾𝑓 – коэффициент надежности по нагрузке, 𝛾𝑓 = 1,4;
𝑓1 – первая частота собственных колебаний.
Предельное значение частоты собственных колебаний 𝑓𝑙𝑖𝑚 , Гц, следует
определять по формуле
𝑓𝑙𝑖𝑚 =
где
√𝑤0 𝑘(𝑧эк )𝛾𝑓
,
940𝑇𝑔,𝑙𝑖𝑚
(7.29)
𝑇𝑔,𝑙𝑖𝑚 – предельный безразмерный период, равен 0,0077 для
стальных сооружений (при δ=0,15).
Значения параметров 10 и 𝛼 для различных типов местностей приведены
выше (таблица 7.10).
Коэффициент
пространственной
корреляции
пульсаций
давления
ветра рассчитывается по данным, представленным ниже (таблица 7.11) [27],
путем билинейной интерполяции. Для определения необходимо знать
эквивалентную высоту всего резервуара ℎ∗ :
56
ℎ∗ = 𝐻ст + 0,7ℎк ,
где
(7.30)
𝐻ст – высота всей стенки резервуара, м;
ℎк – высота кровли резервуара, м.
Таблица 7.11 – Коэффициент пространственной корреляции пульсаций
давления ветра [27]
D, м
5
0,95
0,89
0,85
0,80
0,72
0,63
0,53
10
0,92
0,87
0,84
0,78
0,72
0,63
0,53
Коэффициент при h*, м, равной
20
40
80
0,88
0,83
0,76
0,84
0,80
0,73
0,81
0,77
0,71
0,76
0,73
0,68
0,70
0,67
0,63
0,61
0,59
0,56
0,52
0,50
0,47
160
0,67
0,65
0,64
0,61
0,57
0,51
0,44
0,1
5
10
20
40
80
160
Примечания
1 D – диаметр резервуара
2 м;h* – эквивалентная высота всего резервуара, м, определяемая по формуле (7.30)
Рисунок 7.3 – Коэффициенты динамичности [27]
57
350
0,56
0,54
0,53
0,51
0,48
0,44
0,38
7.3.1 Расчет ветровой нагрузки с учетом sпервых форм собственных
колебаний
Для сооружений, у которых вторая собственная частота меньше
предельной (𝑓2 < 𝑓𝑙𝑖𝑚 ), необходимо производить динамический расчет с учетом
𝑠 первых форм собственных колебаний.
Алгоритм расчета следующий:
– установить число форм колебаний 𝑠 такое, что𝑓𝑠 < 𝑓𝑙𝑖𝑚 < 𝑓𝑠+1 ;
– определить частоты всех собственных колебаний от 𝑓1 до 𝑓𝑠 ;
– найти безразмерный период для всех найденных частот от 𝑓1 до 𝑓𝑠
аналогично формуле (7.28) 𝑇𝑔,𝑠 =
– по
графику
(рисунок
√𝑤0 𝑘(𝑧эк )𝛾𝑓
940𝑓𝑠
;
или
7.3)
формуле
(7.27)
установить
соответствующий коэффициент динамичности от ξ1 до ξ𝑠 для каждой из форм;
– по формуле (7.26) вычислить пульсационную составляющую ветровой
нагрузки от 𝑤𝑔 1 до 𝑤𝑔 𝑠 для каждой из форм;
– определить результирующую пульсационную составляющую ветровой
нагрузки с учетом 𝑠 первых форм собственных колебаний по формуле
𝑠
𝑤𝑔2 = ∑ 𝑤𝑔2 𝑖 .
(7.31)
𝑖=1
7.4 Поверочный расчет стенки резервуара на устойчивость
Расчет стенки резервуара на устойчивость рекомендуется выполнять в
соответствии с указаниями [27]. Он включает проверку толщин поясов стенки,
установку промежуточных ветровых колец, а также назначение мест установки
и сечений колец, если таковые требуются.
58
Устойчивость
стенки
резервуара
обеспечена
при
выполнении
следующего условия:
𝜎1𝑖
𝜎2𝑖
+
≤ 1,
𝜎𝑐𝑟1 𝜎𝑐𝑟2
где
(7.32)
𝜎1𝑖 – меридиональные напряжения в стенке резервуара, МПа;
𝜎𝑐𝑟1 – критические меридиональные напряжения в стенке, МПа;
𝜎2𝑖 – кольцевые напряжения в стенке, МПа;
𝜎𝑐𝑟2 – критические кольцевые напряжения в стенке, МПа.
𝜎1𝑖 =
где
1,05𝐺𝑚 + 1,05𝜓𝑙1 𝐺0 + 1,3𝜓𝑙2 𝐺𝑡 1,4𝜓𝑡1 𝑆0 + 1,2𝜓𝑙3 𝑝𝑣 𝑟
+
∙ ,
2𝜋𝑟𝑡𝑟𝑖
𝑡𝑟𝑖
2
(7.33)
𝑝𝑣 – нормативное значение вакуума, МПа;
все остальные параметры аналогичны приведенным в формуле (7.14).
Для резервуаров с плавающей крышей меридиональные напряжения 𝜎1𝑖 в
i-м поясе стенки при расчете на устойчивость определяются так же, как и при
расчете на прочность, – по формуле (7.17).
Критические меридиональные напряжения σcr1, МПа, определяются по
формуле
𝐸
.
𝛿
Коэффициент С0 рекомендуется определять по формулам:
𝜎𝑐𝑟1 = 𝐶0
40
, при 400 ≤ δ < 1220,
𝛿
𝐶0 =
0,085 − 10−5 𝛿 , при 1220 ≤ δ < 2500,
{0,065 − 2 ∙ 10−6 𝛿 , при 2500 ≤ δ < 5000.
(7.34)
0,04 +
(7.35)
Критические кольцевые напряжения σcr2, МПа, определяются по формуле
где
𝑟 𝐸
,
𝐻𝑟 √𝛿 3
𝑟
,
𝜎𝑐𝑟2 = 0,55
(7.36)
𝛿=
(7.37)
𝑡𝑟 𝑚𝑖𝑛
𝑡𝑟𝑚𝑖𝑛 = 𝑡𝑚𝑖𝑛 − ∆𝑡𝑐 − ∆𝑡𝑚 – расчетная толщина самого тонкого
пояса стенки (без промежуточных колец жесткости) или фрагмента
59
(с промежуточными кольцами), м;
𝑡𝑚𝑖𝑛 – номинальная толщина самого тонкого пояса стенки или
фрагмента, м;
𝐸 – модуль упругости выбранной марки стали (как правило, в
расчетах принимают 𝐸 = 206000 МПа).
Редуцированная высота пояса ℎ𝑟 𝑖 , м, вычисляется по формуле
𝑡𝑟 𝑚𝑖𝑛 2,5
ℎ𝑟 𝑖 = ℎ𝑖 (
) ,
𝑡𝑟 𝑖
где
(7.38)
𝑡𝑟 𝑖 – расчетная толщина i-го пояса стенки, м, определяется по
формуле (7.13).
Редуцированная высота стенки 𝐻𝑟 , м, вычисляется по формуле
𝑛
𝐻𝑟 = ∑ ℎ𝑟 𝑖 .
(7.39)
𝑖=1
При наличии промежуточных колец жесткости стенка делится на
фрагменты (от края стенки до кольца и от кольца до кольца), для каждого из
которых определяется своя редуцированная высота.
При наличии ребра жесткости в пределах i-го пояса в качестве ℎ𝑖 берется
расстояние от кромки этого пояса до ребра жесткости. В резервуарах с
плавающей крышей для верхнего пояса в качестве ℎ𝑖 берется расстояние от
нижней кромки пояса до ветрового кольца.
Кольцевые напряжения в i-м поясе стенки определяются по формулам:
– для резервуаров со стационарной крышей σ2, МПа
𝜎2𝑖 = (1,2𝜓𝑙3 𝑝𝑣 + 0,5𝜓𝑡2 𝑤)𝛿,
(7.40)
– для резервуаров с плавающей крышей σ2, МПа
𝜎2𝑖 = 𝜓𝑡2 𝑤𝛿,
где
𝑤
–
нормативное
значение
ветрового
(7.41)
давления
(МПа),
представляющего сумму средней и пульсационной составляющих,
определяемое по п. 7.3 настоящей методики или по п. 11.1.2
СП 20.13330.2016 [27].
60
При невыполнении условия (7.32) для обеспечения устойчивости стенки
рекомендуется увеличить толщину верхних (самых тонких) поясов или
установить промежуточное кольцо (кольца), или то и другое вместе. При этом
место установки промежуточного кольца рекомендуется выбирать с учетом
обеспечения равенства значений Hr, для участков стенки ниже и выше кольца, и
быть не ближе 150 мм от горизонтального сварного шва. Если это условие
обеспечить невозможно, ветровое кольцо рекомендуется устанавливать на
расстоянии 150 мм ниже или выше горизонтального сварного шва, для
которого разница значений 𝐻𝑟 для участков стенки ниже и выше кольца будет
минимальной.
Рекомендуется, чтобы после установки промежуточного ветрового кольца
участки стенки над кольцом и под ним удовлетворяли условию (7.32).
7.5 Кольца жесткости на стенке резервуара
Рисунок 7.4 – Кольца жесткости на резервуарах
Для
обеспечения
прочности
и
устойчивости
резервуаров
при
эксплуатации, а также для получения требуемой геометрической формы в
процессе монтажа, на стенках резервуаров допускается устанавливать кольца
жесткости (шпангоуты) (рисунок 7.4) следующих типов:
61
– верхнее ветровое кольцо для резервуаров без стационарной крыши или
для резервуаров со стационарными крышами, имеющими повышенную
деформативность в плоскости основания крыши;
– верхнее опорное кольцо для резервуаров со стационарными крышами;
– промежуточные ветровые кольца для обеспечения устойчивости при
воздействии ветровых и сейсмических нагрузок.
Промежуточное ветровое кольцо, как правило, устанавливают при
проведении капремонта существующего резервуара, поскольку такое решение
экономически выгоднее.
На стадии проектирования нового резервуара рекомендуется увеличивать
толщину стенки.
Когда увеличение толщины стенки резервуара не представляется
возможным, также устанавливаются кольца жесткости.
Как правило, допускается установка не более трех промежуточных колец
жесткости.
7.5.1 Теория колец жесткости
Шпангоуты (кольца жесткости) – круговые стержни, примыкающие к
цилиндрической оболочке. В сечении шпангоуты могут быть пластиночными,
тавровыми и др. Термин также применяется в кораблестроении, судостроении,
ракетостроении и др.
Цилиндрические оболочки со шпангоутами называются подкрепленными,
без шпангоутов – неподкрепленными.
Для каждого промежуточного шпангоута справедливы следующие четыре
условия [1]:
1) равенство окружных перемещений участков оболочки, прилегающих с
двух сторон к шпангоуту;
2) равенство осевых перемещений;
62
3) равенство осевых усилий в оболочке с двух сторон от шпангоута (при
переходе через шпангоут осевое усилие в оболочке не изменяется, поскольку
жесткость шпангоутов при деформациях из плоскости принята пренебрежимо
малой);
4) равенство
окружных
перемещений
точек
оси
шпангоута
соответствующим окружным перемещениям оболочки.
7.5.2 Возможность применения колец жесткости
Обеспечить устойчивость стенки с помощью промежуточных колец
жесткости возможно только при выполнении условия
𝜎1
< 1.
𝜎𝑐𝑟1
(7.42)
В этом случае из соотношения (7.32) при известных 𝜎1 , 𝜎𝑐𝑟1 , 𝜎2
вычисляется величина второго критического напряжения 𝜎𝑐𝑟2 , затем из
соотношения (7.36) находится значение редуцированной высоты 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 , при
котором условие (7.32) будет выполнено.
𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 ≤
где
𝜎𝑐𝑟1
–
критические
𝜎𝑐𝑟1 − 𝜎1 0,55 ∙ 𝑟 ∙ 𝐸
×
,
𝜎2 ∙ 𝜎𝑐𝑟1
√𝛿 3
меридиональные
напряжения
(7.43)
(МПа),
определяются по формуле (7.34);
𝜎1 – меридиональные напряжения в стенке резервуара (МПа),
определяются по формулам (7.17) или (7.33);
𝜎2 – кольцевые напряжения в стенке (МПа), определяются по
формулам (7.40) или (7.41).
7.5.3 Профиль кольца жесткости
Согласно [22] сечение ветрового кольца рекомендуется подбирать из
условия восприятия изгибающего момента при действии ветрового давления на
стенку опорожненного резервуара.
63
Коэффициент условий работы при расчете колец жесткости на стенке
резервуара γc= 0,9.
Минимальный момент сопротивления сечения верхнего ветрового кольца
РВСПК Wzt, м3, определяется по формуле
𝑊𝑧𝑡 =
где
1,5 ∙ 1,4𝑤 2
𝐷 𝐻𝑠 ,
215 ∙ 𝑅
(7.44)
1,5 – коэффициент, учитывающий разрежение от ветра в
резервуаре с открытым верхом;
w
–
нормативное
значение
ветрового
давления,
МПа,
представляющее сумму средней и пульсационной составляющих
(7.20);
𝑅 – расчетное предельно допустимое напряжение, МПа (7.8);
𝐷 – диаметр резервуара, м;
𝐻𝑠 – высота стенки резервуара, м.
Если ветровое кольцо присоединяется к стенке сплошными сварными
швами, в сечение кольца можно включать участки с номинальной толщиной 𝑡 и
шириной 15 ∙ (𝑡 − ∆𝑡с ) вниз и вверх от места установки кольца.
В случае установки промежуточного ветрового кольца рекомендуется
иметь такую конструкцию, чтобы его поперечное сечение удовлетворяло
требованиям:
– для РВС(П):
а) если 𝑝𝑣 ≠ 0:
𝑊𝑧𝑖 =
где
𝑤
–
нормативное
1,4𝑤 + 1,2𝑝𝑣 2
𝐷 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 ,
215 ∙ 𝑅
значение
ветрового
(7.45)
давления,
МПа,
представляющее сумму средней и пульсационной составляющих,
определяется по формуле (7.20);
𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 – максимальное из значений редуцированной высоты
участка
стенки
выше
или
ниже
определяемое из условия (7.39);
64
промежуточного
кольца,
б) если 𝑝𝑣 = 0:
1,4𝑤 2
𝐷 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 ,
215 ∙ 𝑅
(7.46)
1,5 ∙ 1,4𝑤 2
𝐷 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 ,
215 ∙ 𝑅
(7.47)
𝑊𝑧𝑖 =
– для РВСПК:
𝑊𝑧𝑖 =
В момент сопротивления промежуточного кольца жесткости включаются
части стенки выше и ниже места установки кольца номинальной толщиной 𝑡 и
шириной 𝐿𝑠 , м2, определяемой по формуле
𝐿𝑠 = 0,6√𝑟(𝑡 − ∆𝑡𝑐 ).
(7.48)
В качестве кольца жесткости условно можно использовать приваренный
по кругу к стенке резервуара тавр с параллельными гранями полки
по ТУ 14-2-685-86 (таблица Б.7, рисунок Б.1) [33].
𝑊𝑥𝑚𝑎𝑥
показывает максимальный момент сопротивления, который
возникает в волокнах металла, наименее удаленных от линии нейтральных
волокон (проходит через центр тяжести фигуры); местоположение – край полки
тавра.
𝑊𝑥𝑚𝑖𝑛
показывает
минимальный
момент сопротивления,
который
возникает в волокнах металла, наиболее удаленных от линии нейтральных
волокон; местоположение – край стенки тавра.
Поскольку напряжение в фигуре равно 𝜎 = 𝑀𝑥𝑚𝑎𝑥 /𝑊𝑥 , то наибольшим
оно будет при использовании 𝑊𝑥𝑚𝑖𝑛 , то есть на краю стенки тавра.
Соответственно, расчет необходимо выполнять, ориентируясь именно на него.
7.5.4 Редуцированная высота
Смысл редуцированной высоты заключается в следующем: происходит
«замена» разнотолщинной оболочки
одной высоты на эквивалентную
65
ортотропную14однотолщинную оболочку другой высоты путем «размазывания»
жесткостей разнотолщинных поясов на однотолщинные [1].
Кроме того, редуцированная высота – это эквивалентная высота от
одного жесткого сечения (края стенки или места установки кольца жесткости)
до другого. В случае, когда все пояса резервуара имеют равную толщину,
редуцированная высота совпадает с высотой стенки.
В расчетах на устойчивость резервуара используется редуцированная
высота:
– всей стенки резервуара;
– частей стенок между кольцом жесткости и краем стенки;
– частей стенок между кольцами жесткости.
Редуцированная высота одного пояса в расчетах почти не используется
(кроме случаев определения места установки кольца жесткости).
Результат 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 = 0 означает, что кольцо жесткости (независимо от
местоположения) не способно обеспечить устойчивость пояса, и необходимо
увеличивать толщину стенки.
Значение 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 показывает максимальную редуцированную высоту
пояса, при котором будет выполняться его устойчивость, и позволяет
вычислить местоположение кольца жесткости.
Фактическое значение редуцированной высоты 𝐻𝑟 должно быть не
больше расчетного значения 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 , то есть кольцо можно ставить ближе к
точке отсчета (край стенки либо ближайшее кольцо жесткости), и нельзя
дальше, иначе устойчивость пояса/стенки не будет обеспечена.
На
одном
поясе
должно
быть
установлено
не
более
одного
промежуточного кольца (и рекомендуется не более трех на всем резервуаре).
Нельзя устанавливать кольца жесткости на нижних поясах резервуаров,
поскольку они должны быть непрерывными, что может помешать работе
1
Материал считается ортотропным в случае уникальности и независимости
механических и термических свойств вдоль трех взаимно перпендикулярных направлений.
66
оборудования, а также использованию люк-лазов и площадок на стенке.
7.5.5 Место установки кольца жесткости
1) Первый способ
Данный пункт написан в соответствии с п. 3.5.7 [14].
Рисунок 7.5 – Расчет положения нескольких колец жесткости
Место
установки
первого
промежуточного
кольца
жесткости
определяется по следующему алгоритму.
Последовательно суммируются приведенные высоты поясов по формуле
(7.39) (высота верхнего пояса для резервуара с плавающей крышей
отсчитывается от уровня ветрового кольца). В процессе суммирования
находится номер j-гo пояса, в котором приведенная высота переходит через
значение 𝐻𝑟 max 𝐼 (рисунок 7.5).
Высота установки кольца от кромки j-го пояса ℎ𝑗 𝐼 вычисляется по
формуле
67
ℎ𝑗 𝐼 =
𝐻𝑟 max 𝐼 − 𝐻𝑟 𝑗 𝐼
𝑡𝑟 min 𝐼
( 𝑡
где
𝑟𝑗 𝐼
2,5
,
(7.49)
)
𝐻𝑟 𝑗 𝐼 – редуцированная высотаот предыдущего кольца жесткости
или края стенки до кромки пояса, в котором установлено искомое
кольцо, м (определять необходимо с учетом установки кольца
жесткости);
𝑡𝑟 min 𝐼 – минимальная расчетная толщина из всех поясов в
пределах 𝐻𝑟 max 𝐼 , мм;
𝑡𝑟𝑗 𝐼 – расчетная толщина пояса, в котором установлено кольцо
жесткости, мм.
Если расчетное место установки кольца попадает ближе 150 мм к
горизонтальному сварному шву, или есть конструктивные препятствия по
установке кольца, то место установки переносится таким образом, чтобы
редуцированная высота участка стенки стала меньше.
Параметры кольца жесткости находятся по п. 7.5.3.
После
назначения
места
установки
первого
кольца
жесткости
продолжают расчет места установки следующего кольца жесткости по
алгоритму п.7.5.5, полагая, что место стационарной крыши (ветрового кольца
открытого резервуара) занимает предыдущее кольцо жесткости.
Если приведенная высота последнего фрагмента между нижним кольцом
жесткости и днищем окажется существенно меньше допустимой 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 ,
следует распределить общее количество колец по стенке таким образом, чтобы
приведенные высоты всех участков были, по возможности, одинаковыми.
Важным при расчете колец жесткости является выполнение условия
𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 ≥ ℎ𝑖 + 0,3,
где
𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 считается по формуле (7.43);
0,3 м – двукратное минимальное регламентное расстояние от
кольца жесткости до горизонтального сварного шва стенки
68
(7.50)
(дважды по 150 мм – над поясом и под ним).
При невыполнении условия (7.50) высока вероятность, что установка
колец станет невозможной: может возникнуть ситуация, когда одна часть пояса
(например, под кольцом) сохраняет устойчивость, а другая (над кольцом) – нет
(каждый случай рассматривается индивидуально).
В
случае,
когда
условие
(7.50)
не
выполняется,
необходимо
последовательно увеличивать (согласно прокату) номинальную толщину
каждого пояса сверху вниз (при этом следует помнить, что высота
вышележащих поясов должна быть не больше нижележащих), начиная с самого
тонкого, и до выполнения условия (7.50).
В качестве альтернативного варианта по согласованию с заказчиком
расчеты на устойчивость и определение положения промежуточных колец
жесткости могут быть проведены методом конечного элемента с учетом
различных толщин поясов оболочки. С помощью такого расчета могут быть
уточнены количество и расположение колец жесткости, а также расчетные
толщины поясов оболочки.
2) Второй способ
Место установки промежуточного кольца следует выбирать с учетом
обеспечения равенства полученных по формуле (7.39) значений 𝐻𝑟 для
участков стенки ниже и выше промежуточного кольца жесткости.
В идеальном случае (при игнорировании требования расположения
кольца на расстоянии не менее 150 мм от горизонтального сварного шва
стенки) равенство редуцированных высот любого числа фрагментов стенки
будет обеспечено при выполнении условия
∏𝑘+1
𝑖=1 𝐻𝑟 𝑖
(∑𝑘+1
𝑖=1 𝐻𝑟 𝑖 )
где
𝑘+1 =
1
,
(𝑘 + 1)𝑘+1
(7.51)
𝑘 – число промежуточных колец жесткости;
𝐻𝑟𝑖 – редуцированная высота i-го фрагмента стенки.
Однако, на практике расположение промежуточного кольца жесткости на
69
расстоянии ближе 150 мм до горизонтального сварного шва стенки не
допускается, и если возможность обеспечить условие равенства 𝐻𝑟 отсутствует,
промежуточное кольцо жесткости следует устанавливать на расстоянии 150 мм
ниже или выше горизонтального сварного шва стенки, при этом разница
значений 𝐻𝑟 для участков стенки ниже и выше кольца должна быть
минимальной.
Поверочный расчет устойчивости стенки резервуара с промежуточным
кольцом (кольцами) жестокости следует выполнить в соответствии с условием
(7.32).
При ремонте (реконструкции) для обеспечения устойчивости стенки
должны быть предусмотрены следующие мероприятия:
а) снижение снеговой нагрузки и вакуума до значений, при которых будет
выполняться условие (7.32);
б) установка промежуточного кольца (колец) жесткости;
в) установка понтона (для РВС, кроме технологических емкостей);
г) установка центральной опорной стойки;
д) восстановление проектной толщины стенки.
3) Третий способ
Авторами предлагается следующий алгоритм:
выполнить расчет устойчивости резервуара без применения колец
жесткости;
вычислить максимальную редуцированную высоту 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 по формуле
(7.43) для поясов, у которых не выполняется условие устойчивости, и отложить
их в масштабе на изображении редуцированных поясов резервуара в
направлении сверху вниз (рисунок 7.6, А);
определить максимальное количество поясов, устойчивость которых
может быть обеспечена первым кольцом жесткости; пояс при этом должен быть
полностью покрыт соответствующей 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 . На рисунке 7.6, А видим, что
первым кольцом можем обеспечить устойчивость только верхнего пояса, и для
70
этого можно поставить кольцо в поясе 7 (рисунок 7.6, Б);
вычислить геометрическое положение ℎ𝑗 1 места установки первого
кольца по формуле (7.49), при этом соблюсти необходимый минимальный
интервал 150 мм от места крепления кольца жесткости до горизонтального
сварного шва стенки;
выполнить расчет резервуара с одним кольцом жесткости на
устойчивость с учетом разбиения резервуара на две части шпангоутом (рисунок
7.6, В);
вычислить новую максимальную редуцированную высоту 𝐻𝑟нов
𝑚𝑎𝑥 по
формуле (7.43) для поясов, у которых не выполняется условие устойчивости, и
отложить их в масштабе на изображении редуцированных поясов с одним
кольцом жесткости в направлении сверху вниз (рисунок 7.6, Г);
определить максимальное количество поясов, устойчивость которых
может быть обеспечена вторым кольцом жесткости; пояс при этом должен быть
полностью покрыт соответствующей 𝐻𝑟нов
𝑚𝑎𝑥 . На рисунке 7.6, Г видим, что
вторым кольцом можем обеспечить устойчивость поясов 7, 6, 5 и 4, и для этого
можно поставить кольцо в поясе 3 (рисунок 7.6, Д);
вычислить геометрическое положение ℎ𝑗 2 места установки второго
кольца по формуле (7.49), при этом соблюсти необходимый минимальный
интервал 150 мм от места крепления кольца жесткости до горизонтального
сварного шва стенки;
выполнить расчет резервуара с двумя кольцами жесткости на
устойчивость с учетом разбиения резервуара на три части шпангоутами
(рисунок 7.6, Е);
алгоритм повторять до тех пор, пока не будет обеспечена устойчивость
всех поясов (разрешается установка не более 3 колец жесткости).
Отличие третьего способа от первого заключается в возможности увидеть
картину целиком для всех поясов и выбрать наиболее оптимальный вариант
расстановки колец.
71
Рисунок 7.6 – Расстановка колец жесткости
72
8 Пример
расчета
стенки
РВСП-10000
на
прочность
и устойчивость
В примере остановимся на проектировании нового резервуара с
различными высотами поясов и их марками сталей для лучшего понимания
процесса.
8.1 Исходные данные и подготовка к проведению расчетов
Исходными данными в задаче являются:
– резервуар типа РВСП-10000 (исп. 2) с внутренним диаметром 34,2 м и
общей высотой стенки 11,92 м;
– район строительства – п.г.т. Уренгой (не путать с городом Новый
Уренгой); район строительства по снеговой нагрузке – IV, по ветровой – II; тип
местности расположения резервуара – А; сейсмическое воздействие на
резервуар не учитывать;
– хранимое сырье – товарная нефть;
– плотность сырья ρ = 934 кг/м3;
– лестница – маршевая;
– высота налива воды при гидроиспытаниях (верхний аварийный
уровень) Hg = 11 м;
– максимальная высота налива нефти (верхний аварийный уровень)
hвзл = 11 м;
– теплоизоляция стен и крыши из пеностекла с плотностью 140 кг/м 3
толщиной 10 см;
– тип кровли – каркасная сферическая массой 55 т, высота подъема
f = 3,7м.
Пусть резервуар будет иметь следующие параметры (таблица 8.1).
73
Таблица 8.1 – Параметры проектируемого резервуара
𝑅𝑦𝑛 = 𝜎т ,
Плотность
3
стали, кг/м
МПа
1
1485
10Г2СБ
7790
440
2
1490
10Г2СБ
7790
440
3
1495
10Г2СБ
7790
440
4
1485
10Г2СБ
7790
440
5
1495
09Г2С
7850
345
6
1485
09Г2С
7850
345
7
1490
09Г2С
7850
345
8
1495
09Г2С
7850
345
Недостающие параметры принимаются по нормативно-технической
Пояс
Высота пояса, мм
Марка стали
литературе:
– плотность воды при гидроиспытаниях ρg = 1000 кг/м3;
– модуль упругости сталей E = 206000 МПа;
– класс ответственности резервуара КС-2а;
– ускорение свободного падения g = 9,8 м2/с;
– нормативное избыточное давление в газовом пространстве для
резервуаров с понтоном р = 0 Па (таблица 3.3);
– нормативное значение вакуума для резервуаров с понтоном p v = 0 Па
(таблица 3.3);
– назначенный срок службы резервуара не менее 50 лет.
8.2 Расчет металлоконструкций и теплоизоляции для исследуемого
резервуара
Радиус кривизны крыши вычислим по формуле (5.1)
3,7 34,22
𝑅к =
+
= 41,36 м.
2
8 ∙ 3,7
Площадь поверхности крыши найдем по формуле (5.4)
𝑆к = 2𝜋 ∙ 41,36 ∙ 3,7 = 961,64 м2 .
74
Поскольку толщина теплоизоляции стенок и кровли составляет 10 см, то
ее масса при плотности 140
кг
м3
для кровли составит
961,64 ∙ 0,1 ∙ 140 = 13462,98 кг.
В качестве кольцевого элемента жесткости (опорное кольцо) выбирается
уголок номер 20 (толщ. 20 мм) по [8] с погонной массой 60,08 кг/м.
Масса опорного кольца составит
𝜋 ∙ 34,2 ∙ 60,08 = 6455,14 кг.
Площадь стенки резервуара по его внутреннему диаметру
𝜋 ∙ 34,2 ∙ 11,92 = 1280,71 м2 .
Масса теплоизоляции всей стенки
1280,71 ∙ 0,1 ∙ 140 = 17930 кг.
8.3 Расчет требуемого оборудования для исследуемого резервуара
Подбор оборудования следует выполнять в соответствии с разделом 3.
Количество, расположение и масса основного оборудования резервуара
указано ниже (таблица 8.2).
Таблица 8.2 – Масса, расположение и количество основных элементов,
установленных на резервуаре РВСП-10000
Наименование оборудования
Кол-во, Масса,
Расположение
шт.
кг/шт.
Кровля
Опорное кольцо
Площадка на крыше
1
1
1
55000
6455,14
4297
Лестница маршевая
1
2128
ППР 500
Площадка для обслуживания КНП
Уровнемер радиолокационный УЛМ-11
Вентиляционные патрубки ПВ-350
Люк монтажный DN 1000
Люк световой DN 600
Замерный люк DN 150
2
4
1
3
1
4
4
270
165
10
50
310
170
3,3
75
кровля
восьмой пояс
кровля
равномерно
с 1 по 8 пояс
первый пояс
восьмой пояс
кровля
кровля
кровля
кровля
кровля
Тип
металлок.
металлок.
металлок.
металлок.
металлок.
металлок.
оборуд.
оборуд.
оборуд.
оборуд.
оборуд.
Продолжение таблицы 8.2
Наименование оборудования
Кол-во, Масса,
шт.
кг/шт.
Расположение
Тип
Люк-лаз 600 (первый пояс)
Люк-лаз 600х900 (первый пояс)
ПРУ-Д 500
УРДО «ТАЙФУН-16»
Кран сифонный КС-80
Люк-лаз 600х900 (второй пояс)
Растворопровод кольцевой DN 100 (примечание: ось
трубопровода расположена на расстоянии 10 см от
теплоизоляции, толщина стенки принята 3,5 мм)
2
2
2
1
2
2
170
280
550
510
50
280
первый пояс
первый пояс
первый пояс
первый пояс
первый пояс
второй пояс
оборуд.
оборуд.
оборуд.
оборуд.
оборуд.
оборуд.
1
1102,27
второй пояс
оборуд.
Пробоотборник ПСРПТ-1
1
100
Растворопровод вертикальный DN 80
4
99,95
Камера низкократной пены КНП-10
Понтон алюминиевый в сборе (на стойках переменной
высоты)
Тепловая изоляция крыши
4
65
равномерно
с 1 по 8 пояс
равномерно
со2 по 8 пояс
восьмой пояс
1
4950
восьмой пояс
оборуд.
1
13462,98
теплоизол.
Тепловая изоляция стенки
1
17930
кровля
равномерно
с 1 по 8 пояс
оборуд.
оборуд.
оборуд.
теплоизол.
8.4 Первичный расчет толщины стенки
Согласно условию назначенный срок службы резервуара составляет 50
лет, но при этом в течение всего срока эксплуатации осуществляется
антикоррозионная защита резервуара. Скорость коррозии в среднеагрессивной
среде (нижний и верхний пояса при хранении товарной нефти) составляет 0,1
мм в год, для слабоагрессивной (промежуточные пояса, кроме нижнего и
верхнего, при хранении товарной нефти) 0,05 мм в год.
Припуск на коррозию определим по формуле (7.7).
Поскольку срок службы антикоррозионной защиты составляет не менее
10 лет, а интервал между полными техническими диагностиками не превышает
10 лет, то припуски на коррозию равны нулю (∆𝑡𝑐 = 0), так как время
эксплуатации без антикоррозионной защиты равно нулю.
В примере высоты поясов расчётного резервуара уже заданы (таблица
8.1).
76
При проектировании другого резервуара размеры листов могли бы
составить 2,0 × 8,0 м, поскольку:
– источник [7] устанавливает, что стенки и днища резервуаров всех типов
объемом 10000 м3 и более должны изготовляться и монтироваться методом
полистовой сборки (для резервуаров меньшего объема допускается как метод
полистовой сборки, так и рулонирования);
– в зависимости от типа изготовления (рулонная или полистовая сборка)
определяются размеры листов (таблица Б.2).
Минусовой допуск на листовой прокат регламентируется
[5] и
представлен выше (таблица 7.4). Для РВСП-10000 минусовой допуск на прокат
составляет ∆𝑡𝑚 =0,8 мм.
Коэффициент γ𝑐 для резервуара с D ≤ 61 м в условиях эксплуатации для
первого пояса равен 0,7, для второго пояса 0,8, для остальных поясов 0,8, а в
условиях гидроиспытаний для всех поясов равен 0,9 (таблица 7.7).
Коэффициент γ𝑛 для класса резервуара, предназначенного для хранения
нефти или нефтепродуктов, равен 1,1 (таблица 7.5).
Значение коэффициента γ𝑚 для проката из стали 10Г2СБ с пределом
текучести свыше 380 Н/мм2 равно 1,1, а для проката из стали 09Г2С составит
1,025 (таблица 7.6).
Расчеты будут приведены для первого пояса. Остальные выполняются
аналогично.
Расчетный параметр R определим по формуле (7.8):
– в условиях эксплуатации
𝑅=
440 ∙ 0,7
= 254,55 МПа,
1,1 ∙ 1,1
– в условиях гидроиспытаний
𝑅=
440 ∙ 0,9
= 327,27 МПа.
1,1 ∙ 1,1
Расчетные толщины 1-го пояса стенки при эксплуатации 𝑡𝑑
гидроиспытаниях 𝑡𝑔 найдем по формулам (7.4) и (7.5):
77
и
𝑡𝑑1 = [0,001 ∙ 0,934 ∙ 9,8 ∙ (11 − 0) + 1,2 ∙ 0] ∙
17,1
= 0,00676 м =
254,55
= 6,76 мм,
𝑡𝑔1 = [0,001 ∙ 1,0 ∙ 9,8 ∙ (11 − 0) + 1,25 ∙ 0] ∙
17,1
= 0,00563 м =
327,27
= 5,63 мм,
𝑡𝑑1 + ∆𝑡𝑐 + ∆𝑡𝑚 = 0,00676 + 0 + 0,0008 = 0,00756 м = 7,56 мм,
𝑡𝑔1 + ∆𝑡𝑚 = 0,00563 + 0,0008 = 0,00643 м = 6,43 мм.
Минимальная конструктивная толщина (таблица 7.4) для данного
резервуара 𝑡ℎ = 8 мм = 0,008 м.
𝑡ℎ + ∆𝑡𝑚 = 0,008 + 0,0008 = 0,0088 м = 8,8 мм.
Согласно формуле (7.3) без учета сейсмического воздействия для первого
пояса с округлением в большую сторону будет выбрана толщина
𝑡 ≥ max(7,56 мм; 6,43 мм; 8,8 мм) , 𝑡 ≤ 40 мм;
𝑡1 = 9 мм.
Расчетная толщина 1-го пояса стенки по формуле(7.13):
𝑡𝑟1 = 9 − 0 − 0,8 = 8,2 мм.
Массу 1-го пояса резервуара при номинальной толщине стенки найдем по
формуле (7.10):
𝜋
9 2
𝑚1 = 7790 ∙ 1,485 ∙ ∙ ((34,2 + 2 ∙
) − 34,22 ) = 11189,14кг.
4
1000
Результаты расчетов остальных поясов приведены ниже (таблица 8.3).
𝑡𝑔 + ∆𝑡𝑚 ,
мм
7,56
5,92
5,12
4,31
4,03
3,07
2,12
1,17
6,43
5,67
4,91
4,14
3,87
2,96
2,06
1,15
𝑚𝑖
при 𝑡𝑖 , кг
𝑡𝑑 + ∆𝑡𝑐 +
∆𝑡𝑚 ,мм
327,27
327,27
327,27
327,27
275,39
275,39
275,39
275,39
𝑡𝑟 , мм
Rгидр,
МПа
254,55
290,91
290,91
290,91
244,79
244,79
244,79
244,79
𝑡𝑖 , мм
Rэкспл,
МПа
1
2
3
4
5
6
7
8
𝑡ℎ + ∆𝑡𝑚 ,
мм
Номер
пояса
Таблица 8.3 – Расчет толщин поясов стенки резервуара
8,8
9
9
9
9
9
9
9
9
8,2
8,2
8,2
8,2
8,2
8,2
8,2
8,2
11189,14
11226,81
11264,49
11189,14
11351,25
11275,32
11313,28
11351,25
78
8.5 Поверочный расчет стенки резервуара на прочность
Расположение и масса основных элементов резервуара представлено
ниже (таблица 8.4).
Распределение
нагрузок
от
оборудования,
теплоизоляции
и
металлоконструкций по поясам представлено ниже (таблица 8.5).
Поверочный расчет на прочность выполняется в соответствии с
требованиями [26], исходя из условия (7.11).
Расчетная снеговая нагрузка на поверхности земли, в соответствии с [27],
для района п.г.т. Уренгой Sg= 2 кПа=0,002 МПа.
Коэффициент ce = 0,85 при диаметре резервуара D ≤ 60 м (7.16).
Тогда нормативное значение снеговой нагрузки на горизонтальную
проекцию покрытия 𝑆0 найдем по формуле (7.15):
𝑆0 = 0,85 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 0,002 = 0,0017 МПа.
Масса металлоконструкций выше расчетной точки для первого пояса
получена суммированием масс металлоконструкций, расположенных на первом
поясе и всех поясах выше, а также на кровле:
55000 + 6455,14 + 4297 + 266 + 266 + 266 + 266 + 266 + 266 + 266 +
+ 266 + 540 + 11189,14 + 11226,81 + 11264,49 + 11189,14 + 11351,25 +
+ 11275,32 + 11313,28 + 11351,25 + 660 = 159240,82 кг.
Вес металлоконструкций выше расчетной точки для первого пояса
составит
𝐺𝑚 = 159240,82 ∙ 9,8 ∙ 10−6 = 1,561 МН.
Массу металлоконструкций выше расчетной точки для второго пояса
получим
аналогично
суммированием
масс
металлоконструкций,
расположенных на втором поясе и всех поясах выше, а также на кровле.
Масса оборудования выше расчетной точки для первого пояса получена
суммированием масс оборудования, расположенного на первом поясе и всех
поясах выше, а также на кровле:
79
10 + 150 + 310 + 680 + 13,2 + 340 + 560 + 1100 + 510 + 100 + 560 +
+ 1102,27 + 12,5 + 12,5 + 12,5 + 12,5 + 12,5 + 12,5 + 12,5 + 12,5 + 57,11 +
+ 57,11 + 57,11 + 57,11 + 57,11 + 57,11 + 57,11 + 260 + 4950 =
= 11145,24 кг.
Вес оборудования выше расчетной точки для первого пояса составит
𝐺𝑜 = 11145,24 ∙ 9,8 ∙ 10−6 = 0,109 МН.
Массу оборудования выше расчетной точки для первого пояса получим
аналогично суммированием масс оборудования, расположенного на втором
поясе и всех поясах выше, а также на кровле.
Масса изоляции выше расчетной точки для первого пояса получена
суммированием масс изоляции, расположенной на первом поясе и всех поясах
выше,
а
также
на
кровле:
13461,42 + 2241,24 + 2241,24 + 2241,24 +
2241,24 + 2241,24 + 2241,24 + 2241,24 + 2241,24 = 31391,34 кг.
Вес теплоизоляции выше расчетной точки для первого пояса составит
𝐺𝑡 = 31391,34 ∙ 9,8 ∙ 10−6 = 0,308 МН.
Массу изоляции выше расчетной точки для второго пояса получим
аналогично суммированием масс изоляции, расположенной на втором поясе и
всех поясах выше, а также на кровле.
Остальные
пояса
и
кровля
рассчитываются
80
схожим
образом.
Таблица 8.4 – Расположение и масса основных элементов резервуара
№
Наименование элемента
81
1 Кровля
2 Опорное кольцо
3 Площадка на крыше
4 Лестница маршевая
5 ППР 500
6 1 пояс стенки
7 2 пояс стенки
8 3 пояс стенки
9 4 пояс стенки
10 5 пояс стенки
11 6 пояс стенки
12 7 пояс стенки
13 8 пояс стенки
14 Площадка для обслуживания КНП
1 Уровнемер радиолокационный УЛМ-11
2 Вентиляционные патрубки ПВ-350
3 Люк монтажный DN 1000
4 Люк световой DN 600
5 Замерный люк DN 150
6 Люк-лаз 600 (первый пояс)
7 Люк-лаз 600х900 (первый пояс)
8 ПРУ-Д 500
9 «ТАЙФУН-16»
10 Кран сифонный КС-80
11 Люк-лаз 600х900 (второй пояс)
Растворопровод кольцевой DN 100 (примечание:
трубопровода расположена на расстоянии 10
12 ось
см от теплоизоляции, толщина стенки принята 3,5
мм)
13 Пробоотборник ПСРПТ-1
14 Растворопровод вертикальный DN 80
15 Камера низкократной пены КНП-10
алюминиевый в сборе (на стойках
16 Понтон
переменной высоты)
1 Тепловая изоляция крыши
2 Тепловая изоляция стенки
Кол-во,
шт
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
4
1
3
1
4
4
2
2
2
1
2
2
Масса,
кг/шт
55000
6455,14
4297
2128
270
11189,14
11226,81
11264,49
11189,14
11351,25
11275,32
11313,28
11351,25
165
10
50
310
170
3,3
170
280
550
510
50
280
Масса
общая
55000
6455,14
4297
2128
540
11189,14
11226,81
11264,49
11189,14
11351,25
11275,32
11313,28
11351,25
660
10
150
310
680
13,2
340
560
1100
510
100
560
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
металлоконстр.
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
1
1102,27
1102,27
оборудование
1
4
4
1
100
99,95
65
4950
100
399,8
260
4950
оборудование
оборудование
оборудование
оборудование
1
1
13461,42
17929,94
13461,42
17929,94
теплоизоляция
теплоизоляция
Тип
1
2
3
Пояс
4 5
6
7
8
Крыша
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Таблица 8.5 – Распределение масс основных элементов резервуара
82
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
располож. располож. располож. располож. располож. располож. располож. располож. располож.
№
Наименование элемента
на 1 поясе, на 2 поясе, на 3 поясе, на 4 поясе, на 5 поясе, на 6 поясе, на 7 поясе, на 8 поясе, на крыше,
кг
кг
кг
кг
кг
кг
кг
кг
кг
1 Кровля
0
0
0
0
0
0
0
0
55000
2 Опорное кольцо
0
0
0
0
0
0
0
6455,14
0
3 Площадка на крыше
0
0
0
0
0
0
0
0
4297
4 Лестница маршевая
266
266
266
266
266
266
266
266
0
5 ППР 500
540
0
0
0
0
0
0
0
0
6 1 пояс стенки
11189,14
0
0
0
0
0
0
0
0
7 2 пояс стенки
0
11226,81
0
0
0
0
0
0
0
8 3 пояс стенки
0
0
11264,49
0
0
0
0
0
0
9 4 пояс стенки
0
0
0
11189,14
0
0
0
0
0
10 5 пояс стенки
0
0
0
0
11351,25
0
0
0
0
11 6 пояс стенки
0
0
0
0
0
11275,32
0
0
0
12 7 пояс стенки
0
0
0
0
0
0
11313,28
0
0
13 8 пояс стенки
0
0
0
0
0
0
0
11351,25
0
14 Площадка для обслуживания КНП
0
0
0
0
0
0
0
660
0
Уровнемер
радиолокационный
1 УЛМ-11
0
0
0
0
0
0
0
0
10
2 Вентиляционные патрубки ПВ-350
0
0
0
0
0
0
0
0
150
3 Люк монтажный DN 1000
0
0
0
0
0
0
0
0
310
4 Люк световой DN 600
0
0
0
0
0
0
0
0
680
5 Замерный люк DN 150
0
0
0
0
0
0
0
0
13,2
6 Люк-лаз 600 (первый пояс)
340
0
0
0
0
0
0
0
0
7 Люк-лаз 600х900 (первый пояс)
560
0
0
0
0
0
0
0
0
8 ПРУ-Д 500
1100
0
0
0
0
0
0
0
0
9 «ТАЙФУН-16»
510
0
0
0
0
0
0
0
0
10 Кран сифонный КС-80
100
0
0
0
0
0
0
0
0
11 Люк-лаз 600х900 (второй пояс)
0
560
0
0
0
0
0
0
0
Растворопровод кольцевой DN 100
(примечание: ось трубопровода
12 расположена на расстоянии 10 см
0
1102,27
0
0
0
0
0
0
0
от теплоизоляции, толщина стенки
принята 3,5 мм)
13 Пробоотборник ПСРПТ-1
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
12,5
0
Растворопровод
вертикальный
DN
14 80
0
57,11
57,11
57,11
57,11
57,11
57,11
57,11
0
Продолжение таблицы 8.5
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
Масса,
располож.
располож.
располож.
располож.
располож.
располож.
располож.
располож.
располож.
№ Наименование элемента
на 1 поясе, на 2 поясе, на 3 поясе, на 4 поясе, на 5 поясе, на 6 поясе, на 7 поясе, на 8 поясе, на крыше,
кг
кг
кг
кг
кг
кг
кг
кг
кг
15 Камера низкократной пены КНП-10
0
0
0
0
0
0
0
260
0
Понтон
алюминиевый
в
сборе
(на
16 стойках переменной высоты)
0
0
0
0
0
0
0
4950
0
1 Тепловая изоляция крыши
0
0
0
0
0
0
0
0
13461,42
2 Тепловая изоляция стенки
2241,24
2241,24
2241,24
2241,24
2241,24
2241,24
2241,24
2241,24
0
Масса металлоконструкций
выше расчетной точки, кг
Масса оборудования выше
расчетной точки, кг
Масса теплоизоляции выше
расчетной точки, кг
83
𝐺𝑚
𝐺𝑜
𝐺𝑡
Вес металлоконструкций выше
расчетной точки, МН
Вес оборудования выше
расчетной точки, МН
Вес теплоизоляции выше
расчетной точки, МН
159240,82 147245,68 135752,87 124222,38 112767,24 101149,99
89608,67
78029,39
59297
11145,24
8522,74
6790,86
6721,25
6651,64
6582,03
6512,42
6442,81
1163,2
31391,34
29150,1
26908,86
24667,62
22426,38
20185,14
17943,9
15702,66
13461,42
1,561
1,443
1,33
1,217
1,105
0,991
0,878
0,765
0,581
0,109
0,084
0,067
0,066
0,065
0,065
0,064
0,063
0,011
0,308
0,286
0,264
0,242
0,22
0,198
0,176
0,154
0,132
Рассчитаем кольцевые напряжения в первом поясе по формуле (7.12):
𝜎21 = [0,001 ∙ 0,934 ∙ 9,8 ∙ (11 − 0) + 1,2 ∙ 0]
17,1
= 209,97 МПа.
0,0082
Рассчитаем меридиональное напряжение для первого пояса по формуле
(7.14):
𝜎11 =
=
1,05 ∙ 1,561 + 1,05 ∙ 1 ∙ 0,109 + 1,3 ∙ 0,95 ∙ 0,308 1,4 ∙ 1 ∙ 0,0017
+
×
2𝜋 ∙ 17,1 ∙ 0,0082
0,0082
17,1
= 4,90 МПа.
2
Проверка условия (7.11):
×
√4,902 − 4,90 ∙ 209,97 + 209,972 = 207,56 МПа.
207,56 ≤ 254,55 МПа, условие
выполняется.
Результаты
расчетов
остальных поясов приведены ниже (таблица 8.6).
Таблица 8.6 – Результаты поверочного расчета на прочность
Эквивалентные
Номин. Расчетная Кольцевые Меридиональные
Расчётный
напряжения,
Номер
толщина, толщина, напряжения, напряжения,
2 )0,5 параметр,
пояса
(𝜎12 − 𝜎1 𝜎2𝑘 + 𝜎2𝑘
,
𝑡𝑖 , мм
𝑡𝑟𝑖 , мм
𝑅𝑖 , МПа
𝜎2𝑘 , МПа
𝜎1 , МПа
МПа
1
2
3
4
5
6
7
8
209,97
4,90
207,56
254,55
181,62
4,70
179,32
290,91
153,18
4,52
150,97
290,91
124,64
4,35
122,52
290,91
96,30
4,19
94,27
244,79
67,76
4,02
65,84
244,79
39,42
3,85
37,64
244,79
10,98
3,68
9,68
244,79
С принятыми расчётными толщинами прочность стенки резервуара
9
9
9
9
9
9
9
9
8,2
8,2
8,2
8,2
8,2
8,2
8,2
8,2
обеспечивается.
84
8.6 Расчет частоты собственных колебаний
Определим по формуле (6.4) безразмерный коэффициент приведения
частоты 𝑚-й продольной и первой окружной формы колебаний, учитывающий
отклонение поведения жидкости от защемленной балки 𝛼𝑚 . Например, для
первой формы колебаний (m=1) он составит
𝛼1 = −1,7639 + 3,6646 × 1 = 1,9007.
Безразмерный коэффициент частоты 𝑚-й продольной формы колебаний
𝛽𝑚 для первых пяти форм определен выше (таблица 6.1), а начиная с шестой
формы и выше рассчитывается по формуле (6.6). Например, при m=1
𝛽1 = 1,87510.
Распределенная масса хранимой жидкости (воды при гидроиспытаниях
как наиболее нагруженный вариант), стенки и изоляции определяются по
формулам (5.14), (5.15) и (5.16) соответственно:
кг
𝜇ж = 𝜋 ∙ 17,12 ∙ 1000 = 918633,11 ;
м
𝜇ст =
= (11189,14 + 11226,81 + 11264,49 + 11189,14 + 11351,25 +
кг
+ 11275,32 + 11313,28 + 11351,25)/11,92 = 7563,82 ;
м
кг
𝜇изол ст = 2𝜋 ∙ 17,1 ∙ 0,1 ∙ 140 = 1504,19 .
м
Высота от днища до центра тяжести хранимой жидкости, стенки и
изоляции на стенке определим по формулам (6.10) и (6.11):
ℎцт ж =
11
= 5,5 м;
2
ℎцт ст = ℎцт изол ст =
11,92
= 5,96 м.
2
Массы хранимой жидкости, стенки и изоляции стенки вычислим по
формулам (5.10), (5.11) и (5.12):
𝑚ж = 918633,11 ∙ 11 = 10104964,21 кг;
85
𝑚ст =
= 11189,14 + 11226,81 + 11264,49 + 11189,14 + 11351,25 +
+ 11275,32 + 11313,28 + 11351,25 = 90160,68 кг;
𝑚изол = 1504,19 ∙ 11,92 = 17929,94 кг.
ст
Эквивалентная высота (центра тяжести колеблющейся цилиндрической
оболочки, т.е. стенки, изоляции на ней и хранимой жидкости) определим с
помощью формулы (5.9):
ℎцт э =
10104964,21 ∙
11
2
+ 90160,68 ∙
11,92
2
+ 17929,94 ∙
11,92
2
10104964,21 + 90160,68 + 17929,94
= 5,5 м.
Эквивалентная масса единицы высоты (равномерно распределенная
масса) колеблющейся оболочки (стенки), включая его изоляцию и хранимую
жидкость (вода при гидроиспытаниях как наиболее нагруженный вариант)
определим согласно (6.9):
918633,11 ∙ 5,53 + 7563,82 ∙ 5,963 + 1504,19 ∙ 5,963
𝜇э =
=
5,53
кг
= 930171,96 .
м
Осевой момент инерции поперечного сечения разнотолщинной стенки
резервуара в приближении можно вычислить при среднеарифметической
расчетной толщине как для тонкостенного кольца (6.5):
𝐼 = 𝜋 ∙ 17,13 ∙ 0,0082 = 128,81 м4 .
Тогда частота собственных колебаний для 1-й формы составит (формула
(6.3))
1,87512
2,06 ∙ 1011 ∙ 128,81
√
𝑓1 =
= 11,07 Гц.
2𝜋 ∙ 11,922 ∙ 1,9007
930171,96
Данные расчета по первым 10 формам колебаний приведены ниже
(таблица 8.7).
86
Таблица 8.7 – Частота собственных колебаний для 10 форм колебаний
m
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
βm
1,8751
4,69409
7,85476
10,99554
14,13717
17,27875959
20,42035225
23,5619449
26,70353756
29,84513021
αm
1,9007
5,5653
9,2299
12,8945
16,5591
20,2237
23,8883
27,5529
31,2175
34,8821
fm, Гц
11,07
23,69
39,99
56,09
72,21
88,32
104,43
120,55
136,66
152,77
8.7 Расчет ветровой нагрузки
Расчет показан для
первого пояса, остальные пояса считаются
аналогично. Ветровое давление оказывается на резервуар, характеризующийся
высотой 𝑧𝑒 от днища до верхней отметки текущего пояса (7.22).
𝑧𝑒 1 = ℎ1 = 1,485 м.
Для ветрового района II и типа местности А принимаются следующие
значения параметров: 𝑤0 = 0,3 кПа (таблица 7.9), 𝑘10 = 1, 𝛼 = 0,15 и 10 =
0,76 (таблица 7.10). В соответствии с высотой 𝑧𝑒 рассчитывается коэффициент,
учитывающий изменение ветрового давления, по формуле (7.23):
𝑘(𝑧𝑒 ) = 𝑘(1,485(𝐴) ) = 0,75.
Рассчитаем нормативное значение средней составляющей ветровой
нагрузки 𝑤𝑚 по формуле (7.21):
𝑤𝑚 = 0,3 ∙ 0,75 ∙ 0,8 = 0,18 кПа.
Рассчитаем коэффициент пульсации давления ветра по формуле (7.25):
(𝑧𝑒 ) = (1,485(𝐴) ) = 0,85.
Для определения необходимо знать эквивалентную высоту всего
резервуара ℎ∗ (7.30)(7.30):
87
ℎ∗ = 11,92 + 0,7 ∙ 3,7 = 14,51 м.
В
соответствии
с
данными
выше
(таблица
7.11),
коэффициент
пространственной корреляции пульсаций давления ветра рассчитаем методом
билинейной интерполяции при ℎ∗ = 14,51 м: = 0,7284.
Для определения пульсаций рассмотрим условие 𝑓1 > 𝑓𝑙𝑖𝑚 . Если оно
выполняется, расчет производим по формуле (7.24), если не выполняется, – по
формуле (7.26) или (7.31).
Определим величину 𝑧эк = 0,8 ∙ ℎ = 0,8 ∙ (11,92 + 3,7) = 12,5 м. Тогда
коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления, найдем по (7.23):
12,5 2∙0,15
𝑘(𝑧эк ) = 1 ∙ (
= 1,069.
)
10
Предельное значение частоты собственных колебаний 𝑓𝑙𝑖𝑚 составит
(7.29):
𝑓𝑙𝑖𝑚 = √300 ∙ 1,069 ∙ 1,4/(940 ∙ 0,0077) = 2,93 Гц.
Поскольку 𝑓1 = 11,07 Гц > 𝑓𝑙𝑖𝑚 = 2,93 Гц, рассчитаем пульсационную
составляющую ветровой нагрузки по формуле (7.24):
𝑤𝑔 = 0,18 ∙ 0,85 ∙ 0,728 = 0,111 кПа.
Нормативное значение ветровой нагрузки 𝑤 определим по формуле
(7.20):
𝑤 = 0,18 + 0,111 = 0,291 кПа = 0,000291 МПа.
Результаты расчетов для всех поясов стенки резервуара представлены
ниже (таблица 8.8).
Таблица 8.8 – Результаты расчетов ветровой нагрузки для всех поясов
Номер пояса
1
2
3
4
5
6
7
8
ze, м
1,485
2,975
4,47
5,955
7,45
8,935
10,425
11,92
k(ze)
0,750
0,750
0,750
0,798
0,873
0,947
1,013
1,054
wm, кПа
0,180
0,180
0,180
0,191
0,209
0,227
0,243
0,253
88
ζ(ze)
0,850
0,850
0,850
0,833
0,806
0,779
0,755
0,740
ν
0,7284
wg, кПа
0,111
0,111
0,111
0,116
0,123
0,129
0,134
0,136
w, МПа
0,000291
0,000291
0,000291
0,000308
0,000332
0,000356
0,000377
0,000389
8.8 Поверочный расчет стенки резервуара на устойчивость
Расчет показан для первого пояса стенки, остальные пояса считаются
аналогично. Для расчета критических меридиональных напряжений определим
коэффициенты 𝛿 и 𝐶0 .
По формуле (7.37):
𝛿=
17,1
= 2085,37.
0,0082
Так как 1220 ≤ δ < 2500, то 𝐶0 рассчитываем по соответствующей
формуле (7.35):
𝐶0 = 0,085 − 10−5 𝛿 = 0,085 − 10−5 ∙ 2085,37 = 0,0641.
Критические меридиональные напряжения определим по (7.34):
2,06 ∙ 105
𝜎𝑐𝑟1 = 0,0641 ∙
= 6,34 МПа.
2085,37
Редуцированная высота стенки составит (7.39)
𝐻𝑟 =
= (1,485 + 1,49 + 1,495 + 1,485 + 1,495 + 1,485 + 1,49 + 1,495) ×
0,0082 2,5
×(
) = 11,92 м.
0,0082
Критические кольцевые напряжения найдем по формуле (7.36):
17,1 2,06 ∙ 105
𝜎𝑐𝑟2 = 0,55 ∙
∙
= 1,71 МПа.
11,92 √2085,373
Кольцевые
напряжения
в
первом
поясе
стенки
резервуара
со
стационарной крышей составят (7.40):
𝜎21 = (1,2 ∙ 0,95 ∙ 0 + 0,5 ∙ 0,9 ∙ 0,00029) ∙ 2085,37 = 0,27 МПа.
Найдем меридиональные напряжения 𝜎1𝑖 в первом поясе резервуара
(7.33):
89
𝜎1𝑖 =
=
1,05 ∙ 1,561 + 1,05 ∙ 1 ∙ 0,109 + 1,3 ∙ 0,95 ∙ 0,308 1,4 ∙ 1 ∙ 0,0017 + 0 17,1
+
∙
=
2𝜋 ∙ 17,1 ∙ 0,0082
0,0082
2
= 4,90 МПа.
Выполним проверку условия устойчивости стенки резервуара (7.32):
4,90 0,27
+
= 0,931.
6,34 1,71
0,931 < 1, условие выполняется. Результаты расчетов остальных поясов
приведены ниже (таблица 8.9).
Таблица 8.9 – Результаты поверочного расчета на устойчивость
tr
σ1 cr,
σ2 cr, w0,
k wm, ζ
wg,
σ2i, σ1i, Услов. Выполн.
Пояс hi,м tr, мм min,
δ
Со
Hr, м
z(e), м
ν
w, МПа
МПа
МПа кПа
(z(e)) кПа (z(e))
кПа
МПа МПа устойч. условия
мм
1 1,485 8,2
1,485 0,750 0,180 0,850
0,111 0,000291 0,27 4,90 0,931
+
2 1,49 8,2
2,975 0,750 0,180 0,850
0,111 0,000291 0,27 4,70 0,899
+
3 1,495 8,2
4,47 0,750 0,180 0,850
0,111 0,000291 0,27 4,52 0,871
+
4 1,485 8,2
5,955 0,798 0,191 0,833
0,116 0,000308 0,29 4,35 0,856
+
8,2 2085,37 0,0641 6,34 11,92 1,71 0,3
0,7284
5 1,495 8,2
7,45 0,873 0,209 0,806
0,123 0,000332 0,31 4,19 0,842
+
6 1,485 8,2
8,935 0,947 0,227 0,779
0,129 0,000356 0,33 4,02 0,827
+
7 1,49 8,2
10,425 1,013 0,243 0,755
0,134 0,000377 0,35 3,85 0,812
+
8 1,495 8,2
11,92 1,054 0,253 0,740
0,136 0,000389 0,37 3,68 0,797
+
Как видно из расчета, условие устойчивости выполняется для всех
поясов. В противном случае нужно поэтапно увеличивать толщину каждого
пояса (согласно прокату) до тех пор, пока условие устойчивости не выполнится,
а расчеты будут аналогичны изложенным выше. По завершении составляется
новая сводная таблица.
С увеличением толщины стенки эквивалентные напряжения при расчете
на прочность уменьшаются, условие прочности будет выполняться с еще
бо́льшим
запасом,
поэтому
в
повторном
необходимости.
90
расчете
на
прочность
нет
8.9 Кольца жесткости на стенке резервуара
В примере расчета (подраздел 8.8) устойчивость нового резервуара
выполняется при выбранных толщинах поясов.
Рассмотрим случай длительной эксплуатации того же резервуара, в ходе
которой толщина стенки уменьшилась по причине коррозионного износа.
Результаты ультразвуковой толщинометрии и расчетов устойчивости
сведем в таблицу таблица 8.10, при этом фактически замеренная толщина
заменит в формулах расчетную.
Таблица 8.10 – Данные по результатам поверочного расчета стенки
резервуара на устойчивость
Номер
пояса
факт
𝑡𝑟𝑖 , мм
1
2
3
4
5
6
7
8
7,3
7,5
7,7
7,9
8
8,1
7,9
7,6
Критические
меридиональные
напряжения
𝜎cr1 , МПа
5,42
Критические
кольцевые
напряжения
𝜎cr2 , МПа
Кольцевые
напряжения
𝜎2𝑖 , МПа
Меридиональные
напряжения
𝜎1𝑖 , МПа
1,66
0,31
0,31
0,31
0,32
0,35
0,38
0,40
0,41
5,34
5,01
4,71
4,43
4,22
4,02
3,96
3,95
Условие Выполустойчи- нение
вости
условия
1,172
1,111
1,056
1,01
0,989
0,971
0,972
0,976
–
–
–
–
+
+
+
+
Поверочный расчет на прочность при этом не будет выполняться только
для первого пояса.
Как правило, во время эксплуатации резервуара сильнее всего
корродирует первый пояс, и при ремонте с заменой поясов его почти всегда
меняют.
Посмотрим, как изменятся расчеты при замене первого пояса. Поскольку
расчет колец должен быть выполнен заранее, то фактическую толщину первого
пояса после установки мы знать не можем, поэтому будем ориентироваться на
расчетную толщину по формуле (7.9), приняв номинальную за 9 мм.
91
Таблица 8.11 – Данные по результатам поверочного расчета стенки резервуара
на устойчивость после замены первого пояса
Пояс 𝑡 факт , мм 𝜎cr1 , МПа
𝑟𝑖
1
2
3
4
5
6
7
8
8,2
7,5
7,7
7,9
8
8,1
7,9
7,6
5,62
𝜎cr2 , МПа
𝜎2𝑖 , МПа
𝜎1𝑖 , МПа
1,67
0,30
0,30
0,30
0,32
0,34
0,37
0,39
0,40
4,77
5,01
4,71
4,43
4,22
4,02
3,96
3,95
Условие
устойчивости
Выполнение
условия
1,028
1,071
1,018
0,98
0,954
0,937
0,938
0,942
–
–
–
+
+
+
+
+
Поверочный расчет на прочность при этом будет выполняться для всех
поясов.
Как видно выше (таблица 8.11), устойчивость не обеспечена с первого по
третий пояса.
Чтобы выполнилось условие устойчивости стенки (7.32), можно не
увеличивать ее толщину, а вместо этого установить кольцо жесткости, что мы и
сделаем в рамках примера.
Определим для «неустойчивых» поясов возможность установки кольца
жесткости согласно условию (7.42). Результат расчета представлен ниже
(таблица 8.12).
Таблица 8.12 – Выполнение условия возможности обеспечения устойчивости
с помощью промежуточного кольца жесткости
Выполнение условия
Номер
𝜎1 /𝜎𝑐𝑟1
пояса
𝜎1 /𝜎𝑐𝑟1 < 1
1
0,849
+
2
0,891
+
3
0,838
+
Вычислим максимальную редуцированную высоту 𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 для этих
поясов по формуле (7.43), при которой условие (7.32) будет выполнено:
5,62 − 4,77 0,55 ∙ 17,1 ∙ 2,06 ∙ 105
𝐻𝑟 max 1 ≤
×
= 8,97 м,
0,3 ∙ 5,62
√22803
92
5,62 − 5,01 0,55 ∙ 17,1 ∙ 2,06 ∙ 105
𝐻𝑟 max 2 ≤
×
= 6,43 м,
0,3 ∙ 5,62
√22803
5,62 − 4,71 0,55 ∙ 17,1 ∙ 2,06 ∙ 105
𝐻𝑟 max 3 ≤
×
= 9,60 м.
0,3 ∙ 5,62
√22803
Таким образом, чтобы у перечисленных поясов выполнилось условие
устойчивости, кольцо жесткости необходимо установить на расстоянии не
более 8,97, 6,43 и 9,60 м (в редуцированном эквиваленте) соответственно.
Определим редуцированные высоты каждого пояса по формуле (7.38) и
представим ниже (таблица 8.13, рисунок 8.1, а).
Таблица 8.13 – Редуцированные высоты поясов до установки кольца жесткости
Пояс
Высота пояса, м
Расчетная толщина, м
1
2
3
4
5
6
7
8
1,485
1,490
1,495
1,485
1,495
1,485
1,490
1,495
0,0082
0,0075
0,0077
0,0079
0,008
0,0081
0,0079
0,0076
Всего
Редуцированная
высота пояса, м
1,188
1,490
1,400
1,304
1,272
1,225
1,308
1,446
10,634
Исходя из полученных результатов, построим схему допустимых мест
установки кольца жесткости (рисунок 8.1) согласно алгоритму №3 из п 7.5.5
(𝐻𝑟 𝑚𝑎𝑥 при этом будем откладывать снизу, поскольку первые три пояса
находятся в нижней половине резервуара), по которой определим его
расположение на стенке резервуара (5 пояс, рисунок 8.1, б).
Фактическое место установки кольца определяется по формуле (7.49).
ℎ𝑗 𝐼 =
6,43 − (1,188 + 1,49 + 1,4 + 1,304)
0,0075 2,5
= 1,231 м.
(0,0080)
Убеждаемся, что кольцо будет установлено не ближе 150 мм к
горизонтальному сварному шву стенки. При установке кольца в данном месте
редуцированная высота верхнего фрагмента стенки составит 6,43 м, а нижнего
4,35 м (таблица 8.14, рисунок 8.1, в).
93
Таблица 8.14 – Редуцированные высоты фрагментов резервуара
Пояс Высота пояса, м Расчетная толщина, м
1
2
3
4
5 низ
5 верх
6
7
8
1,485
1,490
1,495
1,485
1,231
0,264
1,485
1,490
1,495
0,0082
0,0075
0,0077
0,0079
0,008
0,008
0,0081
0,0079
0,0076
Всего
Редуцированная
высота пояса, м
1,188
1,490
1,400
1,304
1,048
0,232
1,266
1,353
1,495
10,776
Редуцированная
высота фрагмента, м
6,430
4,346
10,776
На основе рекомендаций о равенстве редуцированных высот двух
фрагментов и возможности их применения с учетом формулы (7.51) получим
следующее место установки кольца (таблица 8.15).
Таблица 8.15 – Равные редуцированные высоты фрагментов резервуара
Пояс Высота пояса, м Расчетная толщина, м
1
2
3
4
5 низ
5 верх
6
7
8
1,485
1,490
1,495
1,485
0,027
1,468
1,485
1,490
1,495
0,0082
0,0075
0,0077
0,0079
0,008
0,008
0,0081
0,0079
0,0076
Всего
Редуцированная
высота пояса, м
1,188
1,490
1,400
1,304
0,023
1,291
1,266
1,353
1,495
10,810
Редуцированная
высота фрагмента, м
5,405
5,405
10,810
Однако теперь не соблюдается требование о минимальном расстоянии в
150 мм от кольца жесткости до горизонтального сварного шва (27 мм).
Окончательно примем необходимую высоту и выполним расчет (таблица
8.16, рисунок 8.1, г).
94
Таблица 8.16 – Близкие редуцированные высоты фрагментов резервуара
с учетом требования о расстоянии до сварного шва
Пояс Высота пояса, м Расчетная толщина, м
1
2
3
4
5 низ
5 верх
6
7
8
1,485
1,490
1,495
1,485
0,150
1,345
1,485
1,490
1,495
0,0082
0,0075
0,0077
0,0079
0,008
0,008
0,0081
0,0079
0,0076
Всего
Редуцированная
высота пояса, м
1,188
1,490
1,400
1,304
0,128
1,183
1,266
1,353
1,495
10,807
Редуцированная
высота фрагмента, м
5,510
5,297
10,807
После установки кольца жесткости необходимо выполнить повторный
расчет стенки резервуара на устойчивость. Результаты сведем ниже (таблица
8.17).
Таблица 8.17 – Расчет устойчивости при установке первого кольца жесткости
tr
Высота
σ1 cr,
σ2 cr, w0,
k wm, ζ
wg,
σ2i, σ1i, Услов. Выполн.
tr, мм min, δ
Со
Hr, м
z(e), м
ν
w, МПа
пояса,м
МПа
МПа кПа
(z(e)) кПа (z(e))
кПа
МПа МПа устойч. условия
мм
+
1 1,485 8,2
1,485 0,750 0,180 0,850
0,111 0,000291 0,30 4,77 0,942
1,49 7,5
+
2
2,975 0,750 0,180 0,850
0,111 0,000291 0,30 5,01 0,984
+
3 1,495 7,7 7,5 2280 0,0622 5,62 5,510 3,23
4,47 0,750 0,180 0,850
0,111 0,000291 0,30 4,71 0,931
+
4 1,485 7,9
5,955 0,798 0,191 0,833
0,116 0,000308 0,32 4,43 0,887
8
+
5 низ 0,15
6,105 0,805 0,193 0,830
0,117 0,000310 0,32 4,22 0,85
0,3
0,7284
5 1,345
8
+
7,45 0,873 0,209 0,806
0,123 0,000332 0,34 4,22 0,837
верх
+
6 1,485 8,1 7,6 2250 0,0625 5,72 5,297 3,43
8,935 0,947 0,227 0,779
0,129 0,000356 0,37 4,02 0,811
1,49
7,9
+
7
10,425 1,013 0,243 0,755
0,134 0,000377 0,39 3,96 0,806
1,495
7,6
+
8
11,92 1,054 0,253 0,740
0,136 0,000389 0,40 3,95 0,807
Пояс
95
Рисунок 8.1 – Схема определения места установки кольца жесткости
8.10 Расчет сечения колец жесткости
Рассчитаем необходимый момент сопротивления промежуточного кольца
жесткости для РВСП (7.46).
Промежуточное кольцо жесткости должно иметь сечение с минимальным
моментом сопротивления не менее
𝑊𝑧𝑖 =
1,4 ∙ 0,00039
∙ 34,22 ∙ 5,51 ∙ 106 = 66,75 см3 .
215 ∙ 244,79
96
В качестве кольца жесткости на поясе 5 подойдет тавр нормальный БТ по
[33] с профилем 20БТ1 (таблица Б.7), имеющий Wxmin=70,4 см3, что превышает
минимально допустимый момент сопротивления 66,75 см3.
9 Прогнозирование остаточного ресурса резервуара
Вертикальные стальные резервуары работают в условиях статического
(не более 100 циклов в год) и малоциклового (более 100 циклов в год)
нагружения, поэтому при их диагностировании необходим расчет остаточного
ресурса
с учетом коррозии металла (статическое нагружение) и на
малоцикловую долговечность (динамическое нагружение).
Резервуары
для
нефти/нефтепродуктов
относятся
к
циклически
нагружаемым резервуарам, для нефтесодержащих стоков и противопожарного
запаса воды – к статически нагружаемым резервуарам.
Для вновь строящихся резервуаров проектные решения должны
обеспечить нормативный срок их эксплуатации продолжительностью не менее
50 лет и межремонтный интервал не менее 20 лет.
Существующие методы оценки технического состояния резервуаров
предусматривают использование не только расчетных формул, но и метод
конечных элементов [29].
9.1 Прогнозирование остаточного ресурса резервуара по критерию
малоциклового нагружения
Остаточный ресурс стенки резервуара при малоцикловом нагружении
можно определить на основе механики малоциклового разрушения как сумму
циклов по двум стадиям циклического разрушения:
97
𝑁с = 𝑁0 + 𝑁р ,
где
(9.1)
N0 – число циклов до образования макротрещин;
Np – число циклов развития макротрещины до появления
лавинообразной трещины.
Малоцикловой усталостью называются разрушения при повторных
упругопластических деформациях.
Границы
между малоцикловой
усталостью, переходной
зоной
и
многоцикловой усталостью условны и зависят от пластичности материала. Для
сталей усталостное разрушение называют малоцикловым, если оно происходит
в пределах ≈104 циклов.
9.1.1 Расчет ресурса стенки резервуара до образования макротрещин
Число циклов до образования макротрещины можно определить по
наименьшей из двух формул:
1
|4
(
1,28𝐸𝑙𝑛
𝜎∗
𝜑с
1,28𝑛𝜎 а −𝜎−1
𝑁0 =
| 1
4𝑛𝑁
где
1
1−𝜓
(
1,28𝐸𝑙𝑛
1
1−𝜓
𝜎∗
𝜑с
1,28 а −𝜎−1
2
− 1)
2,
− 1)
𝐸 – модуль упругости, 𝐸 = 2 ∙ 105 МПа;
𝜓 – относительное сужение, определяемое экспериментально или
по справочникам;
𝑛𝜎 – коэффициент запаса под напряжением, 𝑛𝜎 = 2;
𝜎а∗ – амплитуда условных напряжений, МПа;
𝜎−1 – предел выносливости для стали, МПа;
𝜑с – коэффициент, учитывающий снижение характеристик при
сварке (при ручной или полуавтоматической дуговой сварке
резервуаров полистовым способом 𝜑с = 0,8, при автоматической
дуговой сварке рулонным способом 𝜑с = 0,9);
98
(9.2)
𝑛𝑁
–
коэффициент
запаса
по
долговечности
(отображает
соотношение между наработкой изделия до момента образования
усталостных
трещин
и
проектным
сроком
эксплуатации,
выраженным в числах циклов нагружения), 𝑛𝑁 = 10.
Амплитуда условных напряжений 𝜎𝑎∗ в расчетной точке резервуара
определяется по следующему алгоритму:
1) определить номинальное кольцевое напряжение σн в стенке (возникает
под действием гидростатического давления столба хранящейся жидкости):
𝜎н =
где
𝜌𝑔(𝐻𝑚𝑎𝑥 − 𝑥) ∙ 𝑟
,
𝛿
(9.3)
𝐻𝑚𝑎𝑥 – наибольший уровень нефтепродукта в резервуаре, м,
𝑥 – высота, на которой определяется напряжение в стенке, м;
𝑟 – радиус резервуара, м;
𝛿 – толщина стенки резервуара, м;
2) определить коэффициент концентрации напряжений𝐾𝜎 :
𝜎т
𝐾𝜎 = ,
𝜎н
где
(9.4)
𝜎т – предел текучести, МПа;
3) определить
коэффициент
концентрации
деформации
𝐾𝑒
в
упругопластической зоне, определяемый по зависимости Нейбера:
𝛼02
𝐾𝑒 = ,
𝐾𝜎
где
(9.5)
0 – коэффициент концентрации напряжений и деформаций в
стадии линейно-упругого деформирования (таблица 9.1). Наиболее
распространенный случай для стенки резервуара полистовой
сборки – это стыковое соединение, т.е. 0 = 1,9. Для резервуара
рулонной сборки возможны стыковые соединения с пересечением
их продольным швом (в виде креста), т.е. 0 = 2,4;
4) определить амплитуду напряжений в расчетной точке стенки при двух
условиях (𝜎𝑎′ и 𝜎𝑎′′ ) и выбрать наибольшее значение:
99
Таблица
9.1
–
Значения
𝜎𝑎′ = 0,5𝐾𝜎 𝜎н ;
(9.6)
𝜎𝑎′′ = 0,5𝐾е 𝜎н ;
(9.7)
𝜎𝑎∗ = max(𝜎𝑎′ ; 𝜎𝑎′′ ).
(9.8)
теоретического
коэффициента
концентрации
напряжений
0
Соединения
Стыковое, при обычном усилении
1,9
Стыковое, в случае пересечения его продольным швом
2,4
Прикрепление планок, ребер и других вспомогательных
3,0
элементов
Нахлесточное с обваркой по контуру
3,6
Нахлесточное с фланговыми швами
5,0
5) оценить число циклов 𝑁0 до образования макротрещины по формуле
(9.2);
6) остаточный ресурс стенки резервуара с учетом коррозии должен
вычисляться по формуле
𝑁ост = 𝑁0 (1 − 𝛽кс ), циклов,
где
𝑁0
(9.9)
– ресурс стенки резервуара без учета коррозионного
воздействия по формуле (9.2);
𝛽кс – коэффициент влияния среды, для частот до 1,0 Гц;
𝛽кс = 𝑙𝑔𝑁0 ,
где
(9.10)
– коэффициент коррозии, таблица 9.2 (уменьшение частоты на
один порядок приводит к увеличению на 10...15%). Без применения
мер по снижению коррозионного воздействия = 0,1.
Таблица 9.2– Коэффициент коррозии
Коррозионная среда
При осуществлении специальных мер по снижению коррозии
0,02...0,05
Без применения мер по снижению коррозионного воздействия
0,1
100
7) зная остаточный ресурс резервуара, остаточный срок службы можно
определить по формуле
𝑇=
где
𝑁ост
, лет,
𝑛0
(9.11)
𝑛0 – годовая оборачиваемость или число полных циклов
заполнения резервуара, 1/год.
При проектировании новых резервуаров для нефти/нефтепродуктов
приведенную
цикличность
нагружения
резервуара
следует
принимать
250 циклов/год; при их реконструкции с полной заменой металлоконструкций
количество приведенных циклов заполнения-опорожнения назначают на
основании эксплуатационных данных по приведенной цикличности нагружения
резервуара за последние 3 года эксплуатации в соответствии с данными
системы диспетчерского контроля и управления, но не менее 250 циклов/год.
При проектировании резервуаров для нефтесодержащих стоков и
противопожарного запаса воды цикличность нагружения резервуара следует
принимать не более 100 циклов/год.
9.1.2 Расчет ресурса стенки резервуара при развитии макротрещины до
появления лавинообразной трещины
Остаточный ресурс стенки резервуара на стадии развития трещины
определяется числом циклов, соответствующих росту трещины от начальной до
критической.
Рекомендуется следующий порядок расчета остаточного ресурса по числу
циклов в связи с ростом трещины:
– выявить неразрушающими методами контроля максимальную длину
(глубину) начальной трещины L0;
– определить
значение
критического
коэффициента
интенсивности
напряжений для трещины нормального отрыва в условиях плоской деформации
и статического нагружения KIC экспериментально или расчетным методом;
101
– вычислить критическую длину трещины Lкр;
– найти размах коэффициента интенсивности напряжений Δ𝐾и сравнить
его с пороговыми значениями;
– установить число циклов до лавинообразного развития трещины 𝑁р и
остаточный срок службы резервуара T.
Число циклов, соответствующих росту трещины от начальной до
критической, вычисляется по формуле (вывод приведен в приложении В с
учетом того, что конечная длина трещины и есть критическая, т.е. Lк=Lкр, и,
соответственно, число циклов определяется до лавинообразного развития
трещины, т.е. 𝑁 = 𝑁р ):
𝐿1−0,5𝑛
− 𝐿1−0,5𝑛
кр
0
𝑁р =
,
(𝑛 − 2)𝐶(0,5𝜋)0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
где
(9.12)
С и n – безразмерные параметры степенной зависимости Пэриса,
описывающей участок средних скоростей развития трещин;
определяются экспериментально либо по справочникам;
𝐿0 , 𝐿кр – начальная и критическая длина трещины, м;
∆𝜎 – изменение напряжения за один цикл нагружения, МПа.
Если принять 2𝐶 = 𝐴, то формула становится аналогичной [17]:
𝐿1−0,5𝑛
− 𝐿1−0,5𝑛
к
0
𝑁=
.
(0,5𝑛 − 1)𝐴(0,5𝜋)0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
(9.13)
Согласно [31], существует корреляция между С и n. В справочнике
предложены зависимости в системе координат
Н
мм3/2
(Δ𝐾) и мм (𝑎). При
переходе к системе МПа√м и м они примут следующий вид:
1,168 ∙ 10−7
𝐶=
, 1,8 ≪ 𝑛 ≪ 4;
25,29𝑛
(9.14)
2,647 ∙ 10−7
𝐶=
, 3 ≪ 𝑛 ≪ 6,5;
34,81𝑛
(9.15)
4,291 ∙ 10−8
𝐶=
, 2 ≪ 𝑛 ≪ 5,5;
14,75𝑛
(9.16)
102
1,449 ∙ 10−7
𝐶=
, 1,8 ≪ 𝑛 ≪ 5,1;
27,68𝑛
(9.17)
1,485 ∙ 10−7
𝐶=
, 1,5 ≪ 𝑛 ≪ 11.
27𝑛
(9.18)
Для многих сталей 𝑛 ≈ 4.
Значение критического КИН для трещины нормального отрыва в
условиях плоской деформации и статического нагружения 𝐾𝐼𝐶 можно
определить по одной из двух формул:
1
𝜋 3
𝐾𝐼𝐶 = [2𝜎𝑇 𝐸 ( ) ∙ 𝐷]
6
где
0,5
1
∙ 𝑓 −6 , МПа√м,
(9.19)
𝐷 – диаметр упрочняющих частиц, м;
𝑓 – объемная доля упрочняющих частиц;
𝜎𝑇 – предел текучести, МПа;
𝐸 – модуль упругости, МПа;
𝐾𝐼𝐶 = √219,78 ∙ 𝐾𝐶𝑉, МПа√м,
где
(9.20)
𝐾𝐶𝑉 – ударная вязкость по ГОСТ 9454, Дж/см2.
𝐾𝐼𝐶
также называется вязкостью разрушения. В зависимости от
температуры и марки стали 𝐾𝐼𝐶 изменяется в пределах от ≈30 МПа√м (при
77 К) до ≈300 МПа√м (при 300 К) [30]. В различных источниках размерность
3
𝐾𝐼𝐶 указывается иной: 1 МПа√м = 1 ∙ 102 МПа√мм = 1
Чем
больше
𝐾𝐼𝐶 ,
тем
выше
МН
3
3 = 1 ∙ 102
м2
сопротивление
Н
3
.
мм2
материала
вязкому
разрушению и его долговечность.
КИН является характеристикой хрупкой прочности материала и
обозначается в соответствии со схемой нагружения [12, рисунок 9.1]: для
растяжения (отрыв) – 𝐾𝐼𝐶 ; поперечный сдвиг – 𝐾𝐼𝐼𝐶 ; продольный сдвиг – 𝐾𝐼𝐼𝐼𝐶 .
103
Рисунок 9.1 – Основные виды смещений поверхности трещины
Критическая длина трещины 𝐿кр определяется в соответствии с
концепцией Гриффитса-Орована-Ирвина (с критерием Ирвина 𝐾𝑚𝑎𝑥 = 𝐾𝐼𝐶 ) по
формуле
2
𝐾𝐼𝐶
𝐿кр =
, м,
1,122 𝜋𝜎 2
где
(9.21)
𝐾𝐼𝐶 – вязкость разрушения, МПа√м;
𝜎 – напряжение при максимальной нагрузке (соответствует 𝜎н ),
МПа.
Критическая длина – такая длина трещины, при которой начинается ее
лавинообразное
распространение
(происходит
переход
к
хрупкому
разрушению) [32].
Вычисляют
размах
коэффициента
интенсивности
напряжений
по
формуле
Δ𝐾 = Δ𝜎√0,5𝜋𝐿кр , МПа√м,
где
(9.22)
∆𝜎 = 𝜎𝑚𝑎𝑥 − 𝜎𝑚𝑖𝑛 , МПа.
Далее необходимо сравнить его с пороговыми значениями КИН 𝐾𝑡ℎ и 𝐾𝑓𝑐 .
При Δ𝐾 < 𝐾𝑡ℎ трещина либо не растет, либо растет со скоростью,
незначимой для практического применения (трещина не будет расти как
минимум 106 циклов нагружения).
104
Значение 𝐾𝑡ℎ зависит от марки стали и определяется экспериментально
либо по справочникам.
Для большинства «резервуарных» сталей 𝐾𝑡ℎ ≤ 10 … 15 МПа√м.
При
достижении
окончательное
критического
разрушение
образца.
значения
Для
Δ𝐾 = 𝐾𝑓𝑐
нагрузок,
происходит
возникающих
на
резервуарах, такое, как правило, не происходит.
При Δ𝐾 ≥ 𝐾𝑡ℎ необходимо определить число циклов до лавинообразного
развития трещины 𝑁р по формуле (9.12).
Остаточный срок службы резервуара в годах определяется по формуле
𝑇=
𝑁р
.
𝑛0
(9.23)
9.1.3 Примечания к подразделу.
По современным требованиям НТД ресурс нового резервуара должен
быть не менее 50 лет.
Остаточный ресурс по критерию циклического нагружения для каждого
пояса складывается из суммы числа циклов до зарождения трещины и в
процессе ее развития (таблица 10.1 и таблица 10.2).
В примере для первого пояса остаточный ресурс будет 31,58+4,61=36,19
лет, резервуар до поломки прослужит не дольше, чем его самое слабое звено, то
есть именно столько – 36,19 лет.
А должно быть не менее 50 лет (для каждого пояса).
Как это исправить? Есть несколько способов.
– первый способ: убедиться в правильности определения числа циклов
заполнения резервуара (например, 300 раз в год) и, при необходимости,
уменьшить его оборачиваемость;
– второй способ: увеличивать толщину поясов до тех пор, пока ресурс
каждого из поясов (в сумме по двум таблицам) будет не менее 50 лет.
Пересчитывать прочность и устойчивость при этом не нужно, потому что если
105
условия выполняются при меньшей толщине, то при большей они тем более
будут выполняться;
– третий способ: изменить марку стали, при этом весь расчет выполнить
заново, поскольку толщины и массы поясов могут измениться в меньшую
сторону;
– четвертый способ: в расчете используются данные металлографических
исследований стали (в примере для 09Г2С: D = 4·10-5 м; f = 0,05; A = 2,8∙10−10;
n = 3,86), которые не являются табличными или неизменными: у одной и той же
марки стали на разных резервуарах они могут быть разными; и даже просто с
течением времени способны изменяться. Поэтому (в условиях отсутствия
измеренных лабораторным путем данных) можно оценить влияние этих
параметров на остаточный ресурс путем их коррекции в допустимых пределах
(формулы (9.14) – (9.20));
– пятый способ: различные комбинации вышеописанных способов.
9.2 Прогнозирование остаточного ресурса резервуара по критерию
коррозионного износа
9.2.1 Порядок прогнозирования
Прогнозирование остаточного ресурса осуществляется путем проведения
периодических обследований резервуара, измерения фактических толщин
конструкции стенки, днища, покрытия (плавающей крыши), статистической
обработки результатов измерений и последующего расчета остаточного ресурса
по
каждому
конструктивному
элементу
отдельно.
При
обследовании
резервуара должны быть определены: площадь поверхности, подвергшейся
коррозии;
площадь
поверхности,
приходящаяся
измерение;
степень
неравномерности
измерений.
106
коррозии
на
одно
независимое
и
необходимое
число
9.2.2 Метод обработки результатов измерений
Статистическая обработка результатов измерений включает:
– определение минимального необходимого числа измерений (объем
выборки);
– оценку однородности полученной выборки;
– определение коэффициента вариации и параметров распределения
глубины коррозии;
– определение
максимальной
глубины
коррозии
по
элементам
конструкции.
Выбор
необходимого
минимального
числа
точек
измерения
на
поверхности элемента корпуса резервуара (стенка, кровля, днище, плавающая
крыша) следует осуществлять в зависимости от требуемой доверительной
вероятности оценки ү, допустимой ошибки Δ и степени неравномерности
коррозии, характеризующейся коэффициентом вариации глубин коррозии.
Величина коэффициента вариации v ориентировочно может быть
выбрана:
– при малой неравномерности коррозии до 0,2;
– при значительной 0,3…0,5;
– при сильной – свыше 0,5.
Доверительную вероятность ү выбирают не менее 0,90, максимальную
допустимую относительную oшибкy Δ равной 0,10.
9.2.3 Оценка однородности данных
Поскольку различные участи поверхности металла при эксплуатации
могут подвергаться различной интенсивности коррозии, то полученные данные
необходимо проверить на однородность. Для этого последовательно проверяют
выборки на однородность по критерию Стьюдента.
107
Коэффициент вариации v глубины коррозии по поверхности определяют
по формуле
𝑣=
где
𝑆
,
ℎ̅
(9.24)
ℎ̅ – средняя глубина коррозии, мм.
По известному значению v по справочнику выбирают значения
параметров распределения Вейбулла b и Kb.
По средней глубине коррозии определяют значение параметра масштаба
ℎ̅
𝑎= .
𝐾𝑏
9.2.4 Определение
максимальной
(9.25)
глубины
коррозии
обследуемой
повреждения
конструкции
конструкции
Максимальная
глубина
коррозионного
определяется путем непосредственного измерения. При невозможности
измерения всех участков конструкции производят измерение глубины коррозии
на отдельных участках. Максимальную вероятную глубину коррозии на всей
поверхности, подлежащей обследованию, определяют расчетом по формуле
1
𝛾 𝑏
ℎ𝑚𝑎𝑥 = 𝑎 [−𝑙𝑛 (−𝑙𝑛 )] ,
𝑀
где
(9.26)
γ – требуемая достоверность оценки;
b – параметр распределения Вейбулла;
M – показатель масштаба;
𝑀=
где
𝐹
,
𝐹0
F – площадь поверхности, подлежащая обследованию;
F0 – площадь поверхности, приходящаяся на одно независимое
измерение.
108
(9.27)
9.2.5 Расчет ресурса стенки по критерию коррозионного износа
Прогнозирование остаточного срока службы резервуара осуществляют на
основании расчета остаточного срока службы всех элементов резервуара
(поясов стенки, днища, кровли) и определения минимального значения
𝑇 = 𝑚𝑖𝑛 𝑇 𝑖 .
(9.28)
Остаточный срок службы элемента резервуара оценивают по формуле
(𝛿̅𝑖 − [𝛿]𝑖𝑚 )
𝑇 =
,
𝐶̅ 𝑖
𝑖
где
(9.29)
𝛿̅ 𝑖 – средняя толщина i-го элемента, мм;
[𝛿]𝑖𝑚 – минимально допустимая толщина i-го элемента, мм;
𝐶̅ 𝑖 – средняя скорость коррозии i-го элемента, мм/год:
𝐶̅ 𝑖 =
где
ℎ̅𝑖
,
𝑇1
(9.30)
𝑇1 – время эксплуатации резервуара между обследованиями.
Скорость коррозии элемента может значительно отличаться от средней
величины. Тогда с учетом разброса
𝑖
𝐶𝑚𝑎𝑥
= 𝐶 𝑖 ∙ (1 ± 𝛼),
𝑚𝑖𝑛
где
(9.31)
𝛼 – коэффициент, учитывающий разброс скоростей коррозии.
При v = 0,2 получают α = 0,88, при v = 0,5 α = 0,575, при v = 0 α = 1.
Максимальную скорость коррозии можно определить из зависимости
ℎ𝑚𝑎𝑥
(9.32)
.
𝑇
Тогда гарантированный остаточный срок службы элемента резервуара по
𝑖
𝐶𝑚𝑎𝑥
=
критерию коррозионных повреждений
𝑇г𝑖 =
𝑖
𝛿𝑚𝑖𝑛
− [𝛿]𝑖𝑚𝑖𝑛
𝑖
𝐶𝑚𝑎𝑥
.
(9.33)
За гарантированный остаточный срок службы резервуара по критерию
коррозионных повреждений принимают величину
𝑇г = 𝑚𝑖𝑛 𝑇г𝑖 .
109
(9.34)
10 Примеры расчета остаточного ресурса стенки резервуара
10.1 Пример расчета ресурса стенки резервуара до образования
макротрещины
Расчетом определить ресурс (число циклов нагружения) резервуара
объемом 5000 м 3 .
Исходные данные:
– диаметр D =22,8 м;
– высота Н = 12 м;
– высота заполнения Hmax = 10,4 м;
– расчетная плотность нефтепродукта ρ = 1000 кг/м3.
Материал – сталь СтЗ, для которой:
– относительное сужение ψ = 0,31;
– предел выносливости σ-1 = 160 МПа;
– предел текучести σT = 230 МПа;
– остаточная толщина стенки – 8 мм;
– сборка полистовая.
Подробный расчет покажем для нижнего пояса, остальные выполняются
аналогично.
1 По формуле (9.3) определим напряжение в текущем (нижнем) поясе
стенки при максимальной нагрузке
𝜌𝑔(𝐻𝑚𝑎𝑥 − 𝑥) ∙ 𝑟
= 1000 · 9,8 ∙ (10,4 − 0) · 11,4/0,008 = 145,24 МПа.
𝛿
2 Находим по формуле (9.4)
𝜎н =
𝐾𝜎 =
𝜎т
230
=
= 1,58.
𝜎н 145,24
3 Определим коэффициент концентрации деформаций 𝐾𝑒 (9.5(9.5)
110
1,92
𝐾𝑒 =
= 2,28.
1,58
4 Находим амплитуду напряжений в расчетной точке при двух условиях
(9.6) и (9.7):
𝜎𝑎′ = 0,5𝐾𝜎 𝜎н = 0,5 × 1,58 × 145,24 = 115,00 МПа,
𝜎𝑎′′ = 0,5𝐾е 𝜎н = 0,5 × 2,28 × 145,24 = 165,57 МПа.
Согласно формуле (9.8)
𝜎𝑎∗ = max(𝜎𝑎′ ; 𝜎𝑎′′ ) = max(115,00; 165,57) = 165,57 МПа.
5 По формуле (9.2) вычислим число циклов работы резервуара до
образования макротрещины.
По первой формуле
2
1
5
1 1,28 ∙ 2 ∙ 10 ∙ 𝑙𝑛 1−0,31
𝑁0 = (
− 1) = 16365.
4 1,28 ∙ 2 ∙ 165,57 − 160
0,8
По второй формуле
1,28 ∙ 2 ∙ 105 ∙ 𝑙𝑛
𝑁0 =
1
2
1
1−0,31
− 1) = 20450.
(
165,57
4 ∙ 10
1,28 ∙
− 160
0,8
Принимаем наименьшее из полученных результатов:
𝑁0 = 16365.
Остаточный ресурс стенки резервуара с учетом коррозии находим по
формуле (9.9).
Предварительно вычислим коэффициент влияния среды (9.10):
𝛽кс = 𝑙𝑔𝑁0 = 0,1 ∙ 𝑙𝑔16365 = 0,421,
𝑁ост = 𝑁0 (1 − 𝛽кс ) = 16365 ∙ (1 − 0,421) = 9475.
При частоте циклов заполнения 300 раз в год остаточный срок службы
составит (9.11)
𝑇=
𝑁ост 9475
=
= 31,58 года.
𝑛0
300
111
По аналогии выполняется расчет остаточного ресурса стенки до
образования макротрещины для остальных поясов. Результаты представлены
ниже (таблица 10.1).
Таблица 10.1 – Результаты расчетов остаточного ресурса стенки до образования
макротрещины
Пояс
1
2
3
4
5
6
7
8
σn, МПа
145,24
124,29
103,34
82,39
61,45
40,50
19,55
0,00
σa*, МПа
165,57
121,18
115,00
115,00
115,00
115,00
115,00
0
N01
16365
43272
51914
51914
51914
51914
51914
∞
N02
20450
196297
391448
391448
391448
391448
391448
∞
Nост
9475
23193
27410
27410
27410
27410
27410
∞
T, год
31,58
77,31
91,37
91,37
91,37
91,37
91,37
∞
10.2 Пример расчета ресурса стенки резервуара до образования
лавинообразной трещины
Данные для расчета принимаем из предыдущего примера.
По данным металлографических исследований стали имеем:
D = 4·10-5м; f = 0,05; 𝐴 = 2,8 ∙ 10−10 ; n = 3,86.
Вычислим 𝐾𝐼𝐶 по формуле (9.19)
1
𝜋 3
𝐾𝐼𝐶 = [2𝜎𝑇 𝐸 ( ) ∙ 𝐷]
6
0,5
1
∙ 𝑓 −6 =
1
𝜋 3
= [2 ∙ 230 ∙ 2 ∙ 105 ( ) ∙ 4 ∙ 10−5 ]
6
0,5
1
∙ 0,05−6 = 89,73 МПа√м.
По формуле (9.21) находим 𝐿кр
89,732
𝐿кр =
= 0,097 м = 97 мм.
1,122 ∙ 𝜋 ∙ 145,242
Согласно расчетам, выполненным ранее (подраздел 10.1), по формуле
(9.3)
112
𝜎𝑚𝑎𝑥 = 𝜎н = 145,24 МПа.
Принимаем минимальный взлив 1 м, тогда минимальные напряжения в
стенке найдем по формуле (9.3)
𝜎𝑚𝑖𝑛 =
1000 ∙ 9,8 ∙ (1 − 0) ∙ 11,4
= 13,97 МПа,
0,008
∆𝜎 = 145,24 − 13,97 = 131,27 МПа.
Принимая условно длину минимальной обнаруживаемой трещины (либо
известную длину обнаруженной трещины) L0 = 5 мм, по формуле (9.13)
находим остаточный ресурс резервуара
0,005(1−0,5∙3,86) − 0,097(1−0,5∙3,86)
𝑁р =
=
(0,5 ∙ 3,86 − 1) ∙ 2,8 ∙ 10−10 ∙ (0,5 ∙ 𝜋)0,5∙3,86 ∙ 131,273,86
= 1384 циклов.
Принимая n = 300, находим остаточный срок службы резервуара (9.23)
𝑇=
1384
300
= 4,61 года.
По аналогии выполняется расчет остаточного ресурса стенки до
образования лавинообразной трещины для остальных поясов. Результаты
представлены ниже (таблица 10.2).
Таблица 10.2 – Результаты расчетов остаточного ресурса стенки до образования
макротрещины
Пояс KIC, МПа√м
1
89,73
2
89,73
3
89,73
4
89,73
5
89,73
6
89,73
7
89,73
8
89,73
Lкр, м
σmax, МПа
0,097
145,24
0,132
124,29
0,191
103,34
0,301
82,39
0,541
61,45
1,246
40,50
5,346
19,55
0,00
∞
σmin, МПа
13,97
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
113
∆σ
131,27
124,29
103,34
82,39
61,45
40,50
19,55
0,00
Nр
1384
1738
3595
8725
27321
137548
2297823
∞
T, год
4,61
5,79
11,98
29,08
91,07
458,49
7659,41
∞
11 Оценка качества резервуара
Проблема повышения качества на всех этапах жизненного цикла
резервуара, с учетом существенного износа основных фондов резервуарного
парка России, является одной из важнейших экономических и политических
задач
на
современном
этапе
развития
общественного
производства.
Эффективным способом решения этой задачи может стать внедрение методов
объективной оценки качества.
Общеизвестно, что информация о качестве, кроме полноты и надежности,
должна обладать и другим важным свойством – иметь количественную форму
выражения, поскольку она наиболее удобна для использования в современных
системах управления.
В условиях ограниченности ресурсов (материальных, временных)
порядок повышения качества элементов (а значит, и надежности РВС в целом)
должен определяться в зависимости от их весомости с учетом возможного
материального ущерба.
Согласно законам квалиметрии, для определения качества объекта
существующие характеристики объекта относят к характеристикам эталона
(базового образца) Pбаз:
𝐾𝑖 = 𝑓 (
где
𝑃𝑖
),
𝑃𝑖 баз
(11.1)
Ki – относительный показатель технического уровня оцениваемой
продукции по i-й характеристике;
Pi – абсолютный показатель свойств.
При этом следует уточнить требования, предъявляемые к продукции, то
есть в каких условиях будет использоваться объект. Поэтому один и тот же
объект может иметь несколько различных оценок качества – в зависимости от
совокупности потребностей, которая может быть разбита на две основные
114
группы: потребность каждого потребителя в отдельности; усредненные
потребности определенной группы потребителей.
В квалиметрии считается, что любое свойство качества может быть
определенно двумя числовыми параметрами: весомостью (важностью) q и
оценкой качества K.
Наибольшее распространение получил вариант, в котором сумма
весомостей всех свойств одного уровня равна единице:
𝑛
∑ 𝑞𝑖𝑗 = 1,
(11.2)
𝑗=1
где
j– число свойств, лежащих на i-м уровне.
Существуют и другие методики, но все они подчиняются правилу:
весомости всех свойств, находящихся на одном уровне, связаны друг с другом
таким образом, что сумма весомостей всегда остается постоянной:
𝑛
∑ 𝑞𝑖𝑗 = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡.
(11.3)
𝑗=1
Существует две основных группы методов определения весомостей
свойств – аналитическая и экспертная. Наиболее объективной представляется
стоимостная
оценка
определения
значимости
свойства,
входящая
в
аналитическую группу. Однако на сегодняшний день еще не была предложена
объективная методика по определению весомостей свойств для технической
системы РВС.
Весомость свойств элементов как функция от возможного ущерба в
случае аварии будет иметь вид
𝑞𝑖 = 𝑓𝑖 (Па ),
где
(11.4)
Па – полный (возможный) ущерб от аварии в рублях РФ.
Полный (возможный) ущерб составит
Па = Ппп+ Пла+ Псэ+ Пнв+ Пэкол+ Пв.тр.,
где
Ппп
–
прямые
потери
организации-владельца
115
(11.5)
опасного
производственного объекта;
Пла – затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование
аварии;
Псэ – социально-экономические потери (затраты, понесенные
вследствие гибели и травматизма людей);
Пнв – косвенный ущерб;
Пэкол – экологический ущерб;
Пв.тр. – потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели
людей или потери ими трудоспособности.
Поскольку некоторые потери характерны для каждого конкретного
случая, для удобства расчета в первом приближении примем
Па = Пэл,
где
(11.6)
Пэл – стоимость всех конструктивных элементов резервуара.
Тогда
весомость
свойства
элемента
qiможно
будет
определить
отношением ущерба Пi, последующего в случае аварии из-за неисправности
элемента, к полному, максимально возможному ущербу Па:
𝑞𝑖 =
П𝑖
.
П𝑎
(11.7)
Предложенная математическая модель определения весомости свойств
позволит избежать ряда проблем, связанных с комплексной оценкой качества:
необъективности экспертного метода определения весомости; «прикрытия»
низкого уровня одних свойств более высоким других; независимости весомости
отдельных свойств продукции от условий ее потребления; изменения весомости
свойств с возрастом резервуара.
Каждая из основных групп методов определения весомостей свойств –
аналитическая и экспертная – обладает своими достоинствами и недостатками.
Скорректировав
предложенную
весомостей элементов, получим:
116
ранее
формулу
для
определения
Пполомок + П∗сырье + П∗простой
П𝑖
𝑞𝑖 =
=
,
П𝑎 Пэл + Псырье + Ппростой + Пмонтаж
где
(11.8)
П∗сырье – ущерб от потерь сырья, если он есть (если их нет по
матрице, то показатель равен 0);
П∗простой – ущерб от простоя резервуара, если он есть (если простоя
нет по матрице, то показатель равен 0);
Пполомок – суммарный ущерб от первичных и вторичных поломок
(определяется по матрице поломок);
Пэл – стоимость всех конструктивных элементов резервуара;
Псырье – потери от разлива сырья (нефти/нефтепродукта) =
стоимостихранимого в резервуаре сырья;
Ппростой – потери от остановки эксплуатации резервуара;
Пмонтаж – затраты на монтаж резервуара.
Для
нивелирования
недостатков
обоих
методов
предлагается
в
дальнейшем использовать их среднеарифметические значения (таблица 11.1).
Таблица 11.1 – Усредненные значения весомостей конструктивных элементов
РВС-5000
Конструктивные элементы РВС
Приемо-раздаточное устройство ПРУ
Патрубок для зачистки
Компенсирующая
система
приемораздаточных патрубков
Устройство
для
размыва
донных
отложений «Диоген»
Кран сифонный
Люк-лазы в первом поясе
Люк-лаз
Люки световые
Люк монтажный
Люк замерный
Дыхательные и предохранительные
клапаны
Весомости
Экспертн. метод
Стоим. метод
0,678
0,280
0,599
0,257
117
Усреднен.
0,479
0,428
0,612
0,280
0,446
0,659
0,455
0,557
0,681
0,447
0,401
0,280
0,320
0,334
0,334
0,264
0,253
0,013
0,008
0,001
0,507
0,355
0,327
0,146
0,164
0,167
0,861
0,660
0,761
Продолжение таблицы 11.1
Весомости
Экспертн. метод
Стоим. метод
Конструктивные элементы РВС
Сигнализатор максимального допустимого
(аварийного) уровня
Уровнемер (измеритель уровня)
Система охлаждения
Пробоотборник
Система пожаротушения
Многоточечный
датчик
средней
температуры нефти
Датчик
(термометр)
для
измерения
температуры нефти в пристенном слое
Пожарные извещатели
Фундамент
Кровля
Стенка
Днище
Лестница
Площадка на крыше
Усреднен.
0,684
0,233
0,459
0,479
0,480
0,378
0,722
0,003
0,032
0,007
0,063
0,241
0,256
0,193
0,392
0,383
0,004
0,193
0,349
0,000
0,175
0,446
0,991
0,690
0,996
1,000
0,248
0,140
0,002
1,000
0,228
0,734
0,334
0,261
0,012
0,224
0,996
0,459
0,865
0,667
0,254
0,076
Значения весомостей с учетом распределения элементов по группам
важности и учетом матрицы матожиданий поломок приведена ниже (таблица
11.2).
Таблица 11.2 – Значения весомостей элементов на примере РВС-5000 с учетом
их распределения по группам важности
Название конструктивного элемента
Уср.
вес.
Группа
Фундамент
Кровля
Стенка
Днище
0,95
0,369
0,919
0,94
I
118
Удельный
Сумма
вес
веса
элемента в
группы
группе
0,299
0,116
3,178
0,289
0,296
∑
1
Продолжение таблицы 11.2
Приемо-раздаточное устройство ПРУ
Компенсирующая система приемораздаточных патрубков
Устройство для размыва донных
отложений «Диоген»
Кран сифонный
Дыхательные клапаны +
Предохранительные клапаны
0,675
0,214
0,642
0,203
0,34
II
3,158
0,674
0,213
0,827
0,262
∑
Система охлаждения
Система пожаротушения
0,244
0,368
III
0,612
∑
Сигнализатор максимального
допустимого (аварийного) уровня
Уровнемер (измеритель уровня)
Пробоотборник
Многоточечный датчик средней
температуры нефти
Датчик (термометр) для измерения
температуры нефти в пристенном слое
Пожарные извещатели
0,399
0,24
0,19
0,142
0,112
0,192
IV
1,696
на
полученных
0,113
0,175
0,103
0,223
0,131
1
0,146
0,271
0,259
0,069
0,078
0,081
0,061
0,035
1
0,302
0,558
0,534
0,142
0,161
0,167
0,126
0,072
V
2,062
∑
Основываясь
1
0,399
0,601
1
0,676
∑
Патрубок для зачистки
Люк-лазы в первом поясе
Люк-лаз
Люки световые
Люк монтажный
Люк замерный
Лестница
Площадка на крыше
0,108
значениях
усредненных
весомостей
конструктивных элементов, возможно определить комплексный показатель
качества РВС. Для этого в квалиметрии существует значительное количество
методов (точный, упрощенный, приближенный методы и др.). В основном и в
России, и за рубежом используют упрощенные методы квалиметрии. В то же
119
время на сегодняшний день отсутствуют формулы для определения качества
резервуаров как целостных систем, включающих различное оборудование.
На основе анализа работ по определению качества технических систем
предлагается
для РВС
на этапе эксплуатации
монтажа
использовать
средневзвешенное геометрическое значение качества K:
𝑛
1
𝑛
𝑞
𝐾 = ∏(𝑘𝑖 𝑖 )∑𝑖=1 𝑞𝑖 , 0 ≤ 𝑞𝑖 ≤ 1;
𝑖=1
′
𝑘𝑖 = 𝑞𝑖𝑗
×
где
𝑃𝑖𝑗
эфф
𝑃𝑖𝑗
(11.9)
′
𝑚𝑖𝑛
𝑚𝑎𝑥
𝑚𝑎𝑥
, 0 ≤ 𝑞𝑖𝑗
≤ 1, 𝑃𝑖𝑗𝑚𝑖𝑛
баз ≤ 𝑃𝑖𝑗 раб ≤ 𝑃𝑖𝑗 ≤ 𝑃𝑖𝑗 раб ≤ 𝑃𝑖𝑗 баз , (11.10)
𝑞𝑖 и 𝑘𝑖 – весомость и количественная оценка качества i-го
конструктивного элемента соответственно;
′
𝑞𝑖𝑗
– весомость j-го свойства i-го конструктивного элемента;
𝑃𝑖𝑗 – текущий абсолютный показатель j-го свойства i-го элемента
соответственно;
𝑚𝑎𝑥
[𝑃𝑖𝑗𝑚𝑖𝑛
баз ; 𝑃𝑖𝑗 баз ]
–
паспортный
(базовый)
интервал
значений
показателя j-го свойства i-го элемента;
𝑚𝑎𝑥
[𝑃𝑖𝑗𝑚𝑖𝑛
раб ; 𝑃𝑖𝑗 раб ] – интервал допустимых рабочих значений j-го
свойства i-го элемента;
эфф
𝑃𝑖𝑗
– наиболее эффективное для эксплуатации значение
эфф
показателя j-го свойства i-го элемента; при 𝑃𝑖𝑗 > 𝑃𝑖𝑗
принимается
значение 𝑘𝑖 = 1.
Для элементов, показатели свойств которых определить затруднительно
(например, стенка резервуара), качество можно определить по следующей
формуле:
факт
𝑇ост
𝑘𝑖 =
, 0 ≤ 𝑘𝑖 ≤ 1;
𝑇назнач
где
факт
𝑇ост – фактический остаточный срок службы (либо ресурс),
определяемый по результатам диагностики;
120
(11.11)
𝑇назнач – срок службы (либо ресурс), назначенный резервуару с
момента ввода его в эксплуатацию (указывается в техническом
факт
задании на проектирование либо в паспорте); при 𝑇ост
> 𝑇назнач
значение 𝑘𝑖 принимается равным 1.
Приемлемое значение качества элемента в зависимости от срока
эксплуатации закладывается при проектировании:
проект
𝑘𝑖
где
=
𝑇назнач − 𝑇экспл
𝑇экспл
=1−
, 0 ≤ 𝑘𝑖 ≤ 1,
𝑇назнач
𝑇назнач
(11.12)
𝑇экспл – срок эксплуатации элемента в определенный момент
времени.
факт
При этом значения (𝑇назнач − 𝑇экспл ) и 𝑇ост
не всегда равны между собой.
Таким образом, одним из условий надежной эксплуатации объекта
проект
является выполнение неравенства 𝑘𝑖 ≥ 𝑘𝑖
.
12 Исходные данные для расчетов
Исходные и справочные данные приведены в приложениях А и Б.
Теплоизоляция отсутствует.
Задание:
подобрать оборудование;
определить уровни налива;
выполнить расчет стенки резервуара на прочность и устойчивость без
колец жесткости;
подобрать кольца жесткости (если возможно);
– оценить остаточный ресурс стенки резервуара.
121
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1
Алфутов, Н. А. Основы расчета на устойчивость упругих систем /
Н. А. Алфутов. – М.: Машиностроение, 1978. – 312 c.
2
Бедов, А. И. Инженерные сооружения башенного типа, технологические
эстакады и опоры линий электропередачи: учебное пособие / А. И. Бедов,
А. И. Габитов. – М.: Изд-во Моск. гос. строит. ун-та, 2017. – 328 c.
3
ВНТП 5-95. Нормы технологического проектирования предприятий по
обеспечению
нефтепродуктами
(нефтебаз)
[Текст].
– Волгоград:
АО «Нефтепродуктпроект». – 54 c.
4
Газовик. Нефть [Электронный ресурс] Каталог. РВС. - 2012. - Режим
доступа: http://gazovikoil.ru/rvs.
5
ГОСТ 19903-2015. Прокат листовой горячекатаный. Сортамент [Текст]. –
М.: Стандартинформ, 2016. – 15 c.
6
ГОСТ 27751-2014. Надежность строительных конструкций и оснований
[Текст]. – М.: Стандартинформ, 2015. – 14 c.
7
ГОСТ 31385-2016. Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для
нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия [Текст]. – М.:
Стандартинформ, 2017. – 96 c.
8
ГОСТ 8509-93. Уголки стальные горячекатаные равнополочные. Сортамент
[Текст].
– Минск:
Межгосударственный
совет
по
стандартизации,
метрологии и сертификации, 1996.
9
Кондрашова, О. Г. Причинно-следственный анализ аварий вертикальных
стальных резервуаров / О. Г. Кондрашова, М. Н. Назарова // Электронный
научный журнал "Нефтегазовое дело". – 2004. – Т.2.
10 Мигулин, В. В. Основы теории колебаний / В. В. Мигулин, В. И. Медведев,
Е. Р. Мустель, Парыгин В. Н. – М.: Наука, 1978. – 392 c.
122
11 Мустафин, Ф. М. Резервуары для нефти и нефтепродуктов: учеб. для вузов:
в 2 т. – т. 1. Конструкции и оборудование / Ф. М. Мустафин, Р. А. Жданов,
М. Г. Каравайченко, Ф. Ш. Ахметови др. – СПб.: Недра, 2010. – 480 c.
12 Николаева,
Е.
А.
Е. А. Николаева.
Основы
–Пермь:
механики
разрушения:учеб.
Изд-во
Пермского
пособие
/
государственного
технического университета, 2010. – 103 c.
13 ОР 13.01-60.30.00-КТН-003-1-01. Регламент расчета полезной емкости
резервуарного парка и разработки технологических карт на резервуары и
резервуарные парки. [Текст]. – М, 2003. – 44 c.
14 ПБ 03-605-03. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных
резервуаров
для
нефти
и
нефтепродуктов
[Текст].
– М.:
НТЦ
"Промышленная безопасность", 2003. – 173 c.
15 Петровская, М. В. Расчет собственных частот колебаний РВС-3000 /
М. В. Петровская, А. М. Ворожейкин // Деловой журнал Neftegaz.RU. –
2015. – №11-12. – C. 78–81.
16 Правила
проектирования,
изготовления
и
монтажа
вертикальных
цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (СТОСА-03-002-2009)
[Текст].
– М.:
Российская
ассоциация
экспертных
организаций техногенных объектов повышенной опасности (Ассоциация
Ростехэкспертиза), 2009. – 216 c.
17 РД 153-112-017-97 Инструкция по диагностике и оценке остаточного
ресурса
вертикальных
стальных
резервуаров
[Текст].
– Уфа:
ЗАО
"Нефтемонтаждиагностика". – 74 c.
18 РД 153-39.4-078-01 Правила технической эксплуатации резервуаров
магистральных нефтепроводов и нефтебаз [Текст]. – Уфа, 2001. – 100 c.
19 РД
16.01-60.30.00-КТН-026-1-04
Нормы
проектирования
стальных
вертикальных резервуаров для хранения нефти объемом 1000-50000 м3 (с
изм. от 30.12.2005 г. и 15.06.2007 г.) [Текст]. – 2007. – 141 c.
123
20 РД-13.220.00-КТН-014-10
пожаротушения
и
Нормы
водяного
проектирования
охлаждения
систем
объектов
пенного
магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов [Текст]. – 2010. – 187 c.
21 Резервуаростроитель. Резервуары и нефтеналив [Электронный ресурс]
Каталог. Резервуар вертикальный стальной РВС. - 2014. - Режим доступа:
http://r-stroitel.ru/catalog/rvs/.
22 Руководство по безопасности вертикальных цилиндрических стальных
резервуаров для нефти и нефтепродуктов. Серия 03. Выпуск 69 (Приказ
Ростехнадзора №780) [Текст]. – М.: Закрытое акционерное общество
«Научно-технический
центр
исследований
проблем
промышленной
безопасности», 2013. – 240 c.
23 Руководство по расчету зданий и сооружений на действие ветра [Текст]. –
М.: Стройиздат,1978. – 216 c.
24 Савицкий, Г. А. Ветровая нагрузка на сооружения / Г. А. Савицкий– М.:
Стройиздат, 1972. – 111 c.
25 СП 155.13130.2014 Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной
безопасности (с Изменением N 1 от 20.03.2017) [Текст]. – М.: Росстандарт,
2013. – 55 c.
26 СП 16.13330.2017 Стальные конструкции [Текст]. – М.: Стандартинформ,
2017. – 148 c.
27 СП 20.13330.2016 Нагрузки и воздействия. Актуализированная редакция
СНиП 2.01.07-85* (с Изменением №2 от 29.07.19) [Текст]. – М.: Минстрой
России. – Введ. 05.07.2018. – 104 c.
28 СТО 02494680-0056-2007 Слоистое разрушение сварных соединений
строительных стальных конструкций. Требования при проектировании,
изготовлении и монтаже [Текст]. – М.: ЦНИИПСК им. Мельникова. – 42 c.
29 Тарасенко,
А.
А.
Оценка
технического
состояния
резервуаров
с
недопустимыми геометрическими несовершенствами формы стенки /
124
А. А. Тарасенко, П. В. Чепур, А. А. Грученкова // Нефтяное хозяйство. –
2017. – №6. – C. 118–121.
30 Трощенко,
В.
Т.
Сопротивление
материалов
деформированию
и
разрушению: справ. пособие: в 2 ч. / В. Т. Трощенко, А. Я. Красовский,
В. В. Покровский, Л. А. Сосновский, В. А. Стрижало. – Киев: Наукова
думка, 1994. – 701 c.
31 Трощенко, В. Т. Сопротивление усталости металлов и сплавов:справочник:
в 2 ч. / В. Т. Трощенко, Л. А. Сосновский. – Киев: Наукова думка, 1987. –
1313 c.
32 Трощенко, В. Т. Трещиностойкость металлов при циклическом нагружении
/ В. Т. Трощенко, В. В. Покровский, А. В. Прокопенко. – Киев: Наукова
думка. – 1987. – 256 c.
33 ТУ 14-2-685-86 Сортамент тавров широкополочных [Текст].
34 Тугунов, П. И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации
нефтебаз и нефтепроводов: учеб. пособие для ВУЗов / П. И. Тугунов,
В.Ф.Новосёлов,
А.
А.
Коршак,
А.
М.
Шаммазов.
– Уфа:
ООО
«ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 c.
35 Федеральный закон от 22.07.2008 N 123-ФЗ (ред. от 27.12.2018)
"Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" [Текст]. –
М.: Собрание законодательства РФ, 2008.
36 Ханухов, Х. М. Нормативно-техническое и организационное обеспечение
безопасной эксплуатации резервуарных конструкций / Х. М. Ханухов,
А. В. Алипов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2011. –
№10. – C. 1–40.
37 Haroun, M. A. Dynamic analyses of liquid storage tanks / M. A. Haroun. –
Pasadena, California. – 1980. – 281 p.
38 Lu Ping Yi. Modal Analysis on Anchored Tank Considering Shell and Fluid
Coupling / Lu Ping Yi, Jing Ji // Advanced Materials Research. – 2012. – №549.
– p.903–907.
125
39 Paris, P. A Critical Analysis of Crack Propagation Laws / P. Paris, F. Erdogan //
Journal of Basic Engineering. – 1963. – p. 528–533.
40 Yang, J. Y. Dynamic behavior of fluid tank systems : diss. / Yang J. Y. –
Houston, 1976. – 214 p.
126
Приложение А
(обязательное)
Таблица А.1 – Исходные данные для расчетов
Гр. Вар. Тип резервуара
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
2
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
1
2
3
4
5
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
РВС-5000 (2)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
РВС-5000 (2)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
Плотность
Продукт
продукта,
кг/м3
Керосин
782
Сырая нефть
827
Мазут
971
Бензин
729
Керосин
810
Бензин
757
Мазут
979
Сырая нефть
730
Керосин
785
Бензин
741
Мазут
919
Сырая нефть
810
Мазут
992
Бензин
711
Мазут
952
Бензин
728
Мазут
983
Сырая нефть
981
Мазут
921
Бензин
720
Мазут
966
Сырая нефть
926
Бензин
744
Керосин
786
Бензин
714
Мазут
987
Бензин
720
Дизтопливо
849
Бензин
723
Дизтопливо
844
Бензин
753
Дизтопливо
852
Бензин
744
Мазут
922
Бензин
740
Мазут
930
Бензин
732
Мазут
904
Сырая нефть
864
Керосин
818
127
Расположение
Абакан
Алушта
Альметьевск
Анадырь
Ангарск
Арзамас
Армавир
Артём
Архангельск
Астрахань
Ачинск
Балаково
Балашиха
Барнаул
Батайск
Белгород
Белогорск (Республика Крым)
Бердск
Березники (Пермский край)
Бийск
Биробиджан
Благовещенск (Амурская область)
Бодайбо
Братск
Брянск
Бугульма
Бузулук
Вашингтон (окр. Колумбия, США)
Великие Луки
Великий Новгород
Владивосток
Владикавказ
Владимир
Волгоград
Волгодонск
Волжский
Вологда
Воронеж
Воткинск
Выборг
Продолжение приложения А
Гр. Вар. Тип резервуара
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
РВС-5000 (2)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
РВС-5000 (2)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
Плотность
продукта,
кг/м3
Сырая нефть
968
Дизтопливо
827
Сырая нефть
919
Дизтопливо
828
Бензин
743
Сырая нефть
874
Дизтопливо
838
Сырая нефть
895
Керосин
784
Сырая нефть
804
Мазут
978
Сырая нефть
1047
Дизтопливо
855
Сырая нефть
742
Керосин
825
Сырая нефть
883
Керосин
817
Бензин
754
Дизтопливо
827
Сырая нефть
863
Мазут
957
Сырая нефть
740
Керосин
818
Бензин
758
Керосин
804
Сырая нефть
740
Керосин
789
Бензин
711
Сырая нефть
1010
Мазут
910
Сырая нефть
909
Дизтопливо
824
Сырая нефть
830
Керосин
830
Бензин
743
Дизтопливо
844
Бензин
734
Керосин
840
Сырая нефть
830
Мазут
956
Сырая нефть
820
Мазут
900
Бензин
717
Продукт
128
Расположение
Гатчина
Глазов
Горно-Алтайск
Грозный
Дербент
Джанкой
Дзержинск
Димитровград
Дмитров
Евпатория
Екатеринбург
Елец
Ессентуки
Железногорск
Железнодорожный
Жуковский
Златоуст
Зона 51 (США)
Иваново
Ижевск
Йошкар-Ола
Иркутск
Казань
Калининград
Калуга
Каменск-Уральский
Камышин
Канск
Каспийск
Кемерово
Керчь
Кинешма
Киров
Киселевск
Кисловодск
Клин
Ковров
Коломна
Комсомольск-на-Амуре
Копейск
Кострома
Красногорск
Краснодар
Продолжение приложения А
Гр. Вар. Тип резервуара
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
РВС-5000 (2)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
РВС-5000 (2)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
Плотность
продукта,
кг/м3
Мазут
929
Сырая нефть
872
Керосин
796
Сырая нефть
926
Дизтопливо
824
Сырая нефть
1022
Мазут
970
Сырая нефть
788
Сырая нефть
858
Керосин
788
Сырая нефть
921
Керосин
788
Бензин
722
Мазут
985
Сырая нефть
1046
Керосин
789
Бензин
729
Керосин
807
Бензин
752
Мазут
956
Бензин
757
Керосин
798
Сырая нефть
735
Керосин
809
Бензин
729
Мазут
901
Сырая нефть
827
Мазут
938
Бензин
741
Дизтопливо
844
Сырая нефть
758
Сырая нефть
973
Мазут
938
Сырая нефть
1025
Дизтопливо
835
Бензин
748
Мазут
985
Бензин
754
Мазут
929
Сырая нефть
980
Мазут
928
Бензин
746
Мазут
920
Продукт
129
Расположение
Красноярск
Кропоткин (Краснодарский край)
Кузнецк
Курган
Курск
Кызыл
Ленинск-Кузнецкий
Ленск (Республика Саха (Якутия)
Липецк
Люберцы
Магадан
Магас
Магнитогорск
Майкоп
Махачкала
Междуреченск
Миасс
Мичуринск
Москва
Мурманск
Муром
Мытищи
Набережные Челны
Назрань
Нальчик
Нарьян-Мар
Находка
Невинномысск
Нефтекамск
Нефтеюганск
Нижневартовск
Нижнегорский
Нижнекамск
Нижний Новгород
Нижний Тагил
Новокузнецк
Новокуйбышевск
Новомосковск
Новороссийск
Новосибирск
Новочебоксарск
Новочеркасск
Новошахтинск
Продолжение приложения А
Гр. Вар. Тип резервуара
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
РВС-5000 (2)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
Плотность
продукта,
кг/м3
Сырая нефть
901
Керосин
832
Бензин
732
Мазут
924
Бензин
717
Дизтопливо
854
Бензин
719
Керосин
798
Бензин
746
Дизтопливо
839
Бензин
725
Сырая нефть
805
Мазут
924
Сырая нефть
800
Керосин
812
Сырая нефть
819
Мазут
961
Сырая нефть
880
Керосин
827
Бензин
722
Керосин
830
Бензин
710
Дизтопливо
828
Бензин
743
Мазут
951
Бензин
736
Дизтопливо
848
Сырая нефть
935
Керосин
808
Бензин
733
Керосин
823
Бензин
757
Мазут
951
Сырая нефть
1031
Бензин
755
Дизтопливо
849
Сырая нефть
743
Дизтопливо
823
Бензин
714
Керосин
782
Бензин
724
Керосин
821
Бензин
745
Продукт
130
Расположение
Новый Уренгой
Ногинск
Норильск
Ноябрьск
Обнинск
Одинцово
Октябрьский
Омск
Орел
Оренбург
Орехово-Зуево
Орск
Пенза
Первоуральск
Пермь
Петрозаводск
Петропавловск-Камчатский
Подольск
Прокопьевск
Псков
Пушкин
Пятигорск
Ростов-на-Дону
Рубцовск
Рыбинск
Рязань
Салават
Салехард
Самара
Санкт-Петербург
Саранск
Сарапул
Саратов
Саров
Севастополь
Северодвинск
Северск
Сергиев Посад
Серов
Серпухов
Симферополь
Смоленск
Соликамск
Продолжение приложения А
Гр. Вар. Тип резервуара
5
5
5
5
5
5
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
30
31
32
33
34
35
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
РВС-5000 (2)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-2000
РВС-3000
РВСП-3000
РВС-5000 (1)
РВСП-5000 (1)
РВСП-5000 (2)
РВС-7500
РВСП-7500
РВС-10000 (1)
РВСП-10000 (1)
РВС-10000 (2)
РВСП-10000 (2)
РВС-20000 (1)
РВСП-20000 (1)
РВС-20000 (2)
РВСП-20000 (2)
РВС-30000
РВСП-30000
РВСП-50000
РВС-1000
РВСП-1000
РВС-2000
РВСП-3000
Плотность
продукта,
кг/м3
Керосин
811
Сырая нефть
892
Мазут
958
Бензин
757
Мазут
945
Бензин
757
Мазут
912
Бензин
734
Мазут
972
Бензин
726
Керосин
811
Сырая нефть
926
Мазут
890
Бензин
716
Бензин
716
Дизтопливо
850
Бензин
750
Мазут
932
Бензин
726
Керосин
808
Бензин
751
Дизтопливо
837
Бензин
710
Бензин
739
Дизтопливо
839
Бензин
715
Керосин
839
Сырая нефть
978
Мазут
994
Бензин
748
Дизтопливо
830
Бензин
713
Керосин
814
Бензин
748
Дизтопливо
834
Бензин
742
Сырая нефть
750
Керосин
836
Сырая нефть
995
Мазут
893
Сырая нефть
863
Продукт
131
Расположение
Сочи
Ставрополь
Старый Оскол
Стерлитамак
Сургут
Сызрань
Сыктывкар
Таганрог
Тамбов
Тверь
Тобольск
Тольятти
Томск
Тула
Тюмень
Улан-Удэ
Ульяновск
Уссурийск
Усть-Илимск
Уфа
Ухта
Феодосия
Хабаровск
Ханты-Мансийск
Хасавюрт
Химки
Чайковский
Чебоксары
Челябинск
Череповец
Черкесск
Чита
Шахты
Щелково
Электросталь
Элиста
Энгельс
Южно-Сахалинск
Якутск
Ялта
Ярославль
Приложение Б
(справочное)
Таблица Б.1 – Районирование городов России по снеговой и ветровой нагрузке [27]
Абакан
2 с.р. 3 в.р.
Алушта
2 с.р. 3 в.р.
Альметьевск 1,85 кН/м2 2 в.р.
Анадырь
2 с.р. 7 в.р.
Ангарск
1,05 кН/м2 3 в.р.
Арзамас
1,6 кН/м2 1 в.р.
Армавир
0,85 кН/м2 4 в.р.
Артём
2 с.р. 4 в.р.
Архангельск
1,8 кН/м2 2 в.р.
Астрахань
0,4 кН/м2 3 в.р.
Ачинск
1,25 кН/м2 3 в.р.
Балаково
3 с.р. 3 в.р.
Балашиха
3 с.р. 1 в.р.
Барнаул
1,55 кН/м2 3 в.р.
Батайск
2 с.р. 3 в.р.
Белгород
1,55 кН/м2 2 в.р.
Белогорск
(Республика
1 с.р. 2 в.р.
Крым)
Бердск
1,6 кН/м2 3 в.р.
Березники
(Пермский
2,45 кН/м2 1 в.р.
край)
Бийск
2,15 кН/м2 3 в.р.
Биробиджан 0,95 кН/м2 3 в.р.
Благовещенск
(Амурская
0,5 кН/м2 2 в.р.
область)
Бодайбо
4 с.р. 1а в.р.
Братск
1,25 кН/м2 2 в.р.
Брянск
1,6 кН/м2 1 в.р.
Бугульма
2,55 кН/м2 2 в.р.
Бузулук
1,3 кН/м2 3 в.р.
Вашингтон
25
87 mph
(о. К., США)
фунт/фут2
Великие Луки 1,1 кН/м2 1 в.р.
Великий
1,55 кН/м2 1 в.р.
Новгород
Владивосток
2 с.р. 4 в.р.
Владикавказ 0,65 кН/м2 4 в.р.
Владимир
1,85 кН/м2 1 в.р.
Волгоград
1 кН/м2 3 в.р.
Волгодонск
0,85 кН/м2 3 в.р.
Волжский
1 кН/м2 3 в.р.
Вологда
1,65 кН/м2 1 в.р.
Воронеж
1,55 кН/м2 2 в.р.
Воткинск
2,35 кН/м2 1 в.р.
Выборг
1,8 кН/м2 2 в.р.
Гатчина
1,4 кН/м2 2 в.р.
Глазов
1,7 кН/м2 1 в.р.
Горно-Алтайск 1,9 кН/м2 3 в.р.
Грозный
0,45 кН/м2 4 в.р.
Дербент
1 с.р. 5 в.р.
Джанкой
1 с.р. 2 в.р.
Дзержинск
4 с.р. 1 в.р.
Димитровград 2,05 кН/м2 2 в.р.
Дмитров
1,45 кН/м2 1 в.р.
Евпатория
0,45 кН/м2 4 в.р.
Екатеринбург 1,35 кН/м2 1 в.р.
Елец
1,35 кН/м2 2 в.р.
Ессентуки
0,65 кН/м2 4 в.р.
Железногорск 1,4 кН/м2 2 в.р.
Железно3 с.р. 1 в.р.
дорожный
Жуковский
3 с.р. 1 в.р.
Златоуст
1,85 кН/м2 2 в.р.
Зона 51 (США)
10
80 mph
фунт/фут2
2
Иваново
1,7 кН/м 1 в.р.
Ижевск
2,15 кН/м2 1 в.р.
Йошкар-Ола
1,8 кН/м2 1 в.р.
Иркутск
1,05 кН/м2 3 в.р.
Казань
2,3 кН/м2 2 в.р.
Калининград 0,8 кН/м2 2 в.р.
Калуга
1,9 кН/м2 1 в.р.
Каменск1,25 кН/м2 2 в.р.
Уральский
Камышин
1,15 кН/м2 3 в.р.
Канск
1,1 кН/м2 3 в.р.
Каспийск
0,6 кН/м2 5 в.р.
Кемерово
1,8 кН/м2 3 в.р.
Керчь
2 с.р. 3 в.р.
Кинешма
1,9 кН/м2 1 в.р.
Киров
2,1 кН/м2 1 в.р.
Киселевск
1,6 кН/м2 1 в.р.
Кисловодск
0,65 кН/м2 4 в.р.
Клин
1,85 кН/м2 1 в.р.
Ковров
1,6 кН/м2 1 в.р.
Коломна
1,45 кН/м2 1 в.р.
Комсомольск1,25 кН/м2 3 в.р.
на-Амуре
Копейск
1,2 кН/м2 2 в.р.
Кострома
1,8 кН/м2 1 в.р.
Красногорск
3 с.р. 1 в.р.
Краснодар
1,1 кН/м2 4 в.р.
Красноярск
1,35 кН/м2 3 в.р.
Кропоткин
(Краснодар0,7 кН/м2 4 в.р.
ский край)
Кузнецк
1,8 кН/м2 2 в.р.
Курган
1,3 кН/м2 2 в.р.
Курск
1,25 кН/м2 2 в.р.
Кызыл
0,5 кН/м2 1 в.р.
Ленинск4 с.р. 3 в.р.
Кузнецкий
Ленск
(Республика
4 с.р. 1а в.р.
Саха (Якутия)
Липецк
1,5 кН/м2 2 в.р.
Люберцы
3 с.р. 1 в.р.
Магадан
1,35 кН/м2 5 в.р.
Магас
1 с.р. 4 в.р.
Магнитогорск 1,3 кН/м2 2 в.р.
Майкоп
0,9 кН/м2 4 в.р.
Махачкала
0,6 кН/м2 5 в.р.
Междуреченск 3,5 кН/м2 3 в.р.
Миасс
1,1 кН/м2 2 в.р.
Мичуринск
1,5 кН/м2 2 в.р.
Москва
1,45 кН/м2 1 в.р.
Мурманск
3,2 кН/м2 4 в.р.
Муром
1,55 кН/м2 1 в.р.
Мытищи
3 с.р. 1 в.р.
Набережные
2,25 кН/м2 2 в.р.
Челны
Назрань
0,65 кН/м2 4 в.р.
Нальчик
0,5 кН/м2 4 в.р.
Нарьян-Мар
5 с.р. 4 в.р.
Находка
2 с.р. 5 в.р.
Невинномысск 0,75 кН/м2 4 в.р.
Нефтекамск 2,05 кН/м2 2 в.р.
Нефтеюганск 1,8 кН/м2 1 в.р.
Нижневартовск 2,3 кН/м2 1 в.р.
Нижнегорский
1 с.р. 2 в.р.
Нижнекамск
2,1 кН/м2 2 в.р.
Нижний
2,1 кН/м2 1 в.р.
Новгород
Нижний Тагил 1,5 кН/м2 1 в.р.
Новокузнецк
1,8 кН/м2 3 в.р.
Новокуйбы1,6 кН/м2 3 в.р.
шевск
Новомосковск 1,45 кН/м2 1 в.р.
Новороссийск
2 с.р. 6 в.р.
Новосибирск 1,6 кН/м2 3 в.р.
Новочебок1,95 кН/м2 1 в.р.
сарск
Новочеркасск 0,85 кН/м2 3 в.р.
Новошахтинск 0,8 кН/м2 3 в.р.
Новый Уренгой 2,55 кН/м2 3 в.р.
Ногинск
3 с.р. 1 в.р.
Норильск
2,4 кН/м2 4 в.р.
Ноябрьск
5 с.р. 1 в.р.
Обниск
3 с.р. 1 в.р.
Одинцово
3 с.р. 1 в.р.
Октябрьский 1,85 кН/м2 2 в.р.
Омск
1,35 кН/м2 2 в.р.
Орел
1,4 кН/м2 2 в.р.
Оренбург
1,25 кН/м2 3 в.р.
Орехово-Зуево 3 с.р. 1 в.р.
Орск
1,2 кН/м2 3 в.р.
Пенза
1,45 кН/м2 2 в.р.
Первоуральск 1,4 кН/м2 2 в.р.
Пермь
1,95 кН/м2 1 в.р.
Петрозаводск 1,7 кН/м2 2 в.р.
Петропавловск
4,1 кН/м2 7 в.р.
-Камчатский
Подольск
3 с.р. 1 в.р.
Прокопьевск
1,6 кН/м2 3 в.р.
Псков
1,3 кН/м2 1 в.р.
Пушкин
1,3 кН/м2 2 в.р.
Пятигорск
0,45 кН/м2 4 в.р.
Ростов-на-Дону 0,85 кН/м2 3 в.р.
Рубцовск
1 кН/м2 3 в.р.
Рыбинск
2 кН/м2 1 в.р.
Рязань
1,55 кН/м2 1 в.р.
Салават
2,45 кН/м2 3 в.р.
Салехард
4 с.р. 4 в.р.
Самара
1,6 кН/м2 3 в.р.
Санкт1,3 кН/м2 2 в.р.
Петербург
Саранск
1,6 кН/м2 2 в.р.
Сарапул
1,8 кН/м2 1 в.р.
Саратов
1,4 кН/м2 3 в.р.
Саров
1,65 кН/м2 1 в.р.
Севастополь
1 с.р. 2 в.р.
Северодвинск 2,25 кН/м2 2 в.р.
Северск
2,15 кН/м2 3 в.р.
Сергиев Посад 1,6 кН/м2 1 в.р.
Серов
1,55 кН/м2 1 в.р.
Серпухов
1,5 кН/м2 1 в.р.
Симферополь
1 с.р. 2 в.р.
Смоленск
1,6 кН/м2 1 в.р.
132
Соликамск
2,6 кН/м2 1 в.р.
Сочи
2 с.р. 3 в.р.
Ставрополь
0,95 кН/м2 5 в.р.
Старый Оскол 1,55 кН/м2 2 в.р.
Стерлитамак 2,2 кН/м2 3 в.р.
Сургут
1,8 кН/м2 1 в.р.
Сызрань
1,55 кН/м2 3 в.р.
Сыктывкар
2,45 кН/м2 1 в.р.
Таганрог
0,85 кН/м2 2 в.р.
Тамбов
1,4 кН/м2 2 в.р.
Тверь
1,6 кН/м2 1 в.р.
Тобольск
1,55 кН/м2 1 в.р.
Тольятти
1,65 кН/м2 3 в.р.
Томск
2,15 кН/м2 3 в.р.
Тула
1,5 кН/м2 1 в.р.
Тюмень
1,6 кН/м2 1 в.р.
Улан-Удэ
0,45 кН/м2 3 в.р.
Ульяновск
1,4 кН/м2 2 в.р.
Уссурийск
0,7 кН/м2 4 в.р.
Усть-Илимск 1,25 кН/м2 2 в.р.
Уфа
2,45 кН/м2 2 в.р.
Ухта
2,15 кН/м2 2 в.р.
Феодосия
2 с.р. 2 в.р.
Хабаровск
1,1 кН/м2 3 в.р.
Ханты1,95 кН/м2 1 в.р.
Мансийск
Хасавюрт
0,65 кН/м2 5 в.р.
Химки
3 с.р. 1 в.р.
Чайковский
1,85 кН/м2 1 в.р.
Чебоксары
1,95 кН/м2 1 в.р.
Челябинск
1,2 кН/м2 2 в.р.
Череповец
1,85 кН/м2 1 в.р.
Черкесск
0,6 кН/м2 4 в.р.
Чита
0,4 кН/м2 2 в.р.
Шахты
0,8 кН/м2 3 в.р.
Щелково
3 с.р. 1 в.р.
Электросталь
3 с.р. 1 в.р.
Элиста
0,7 кН/м2 3 в.р.
Энгельс
1,4 кН/м2 3 в.р.
Южно3,85 кН/м2 6 в.р.
Сахалинск
Якутск
0,7 кН/м2 1 в.р.
Ялта
0,5 кН/м2 3 в.р.
Ярославль
1,8 кН/м2 1 в.р.
Примечания
1 с.р. – снеговой район;
2 в.р. – ветровой район.
3 Снеговая нагрузка принимается
в соответствии с районом, кроме
населенных пунктов,
обозначенных в приложении К
[27]. Для указанных городов при
расчете используется конкретная
снеговая нагрузка Sg, кН/м2,
представленная в данной
таблице.
4 mph – мили в час (скорость
ветра);
5 1 миля в час равна 0,44704 м/с;
6 1 фунт/фут2=0,04788 кН/м2.
7 𝑤0 = 0,5𝜌возд 𝜐 2 [Па],где
𝜐 – скорость ветра, м/с; 𝜌возд –
плотность воздуха,1,2 кг/м3.
Приложение Б
Продолжение
Таблица Б.2 – Характеристики стальных резервуаров [4, 11, 21, 34]
Таблица Б.3
Таблица Б.3
Таблица Б.5
33
133
1
Высота
Высота
Масса площадки и
Наименование и объем Внутренний
Высота
Кол-во Масса
Масса
Масса
стенки,
подъема
Тип кровли
ограждения на
1
2
резервуара, м³
диаметр, м
налива
поясов днища, т кровли , т лестницы
м
кровли, м
крыше
РВС-100
4,73
5,96
0,64…1,36
4
0,76
0,87
РВС-200
6,63
5,96
0,89…1,91
4
1,47
1,69
Бескаркасная
РВС-300
7,58
7,45
1,02…2,18
5
1,95
2,34
коническая
РВС-400
8,53
7,45
1,15…2,46
5
2,40
2,66
РВС-500
8,45
9,30
1,14…2,43
5
3,48
5,05
РВС-700
10,43
8,94
0,44…0,86
6
3,58
5,08
РВС(П)-1000
10,43
11,92
0,44…0,86
8
3,47
5,01
РВС(П)-2000
15,18
11,92
0,64…1,26
8
8,46
13,84
Каркасная
РВС(П)-3000
18,98
11,92
0,8…1,58
коническая
8
13,43
22,80
(щитовая)
РВС(П)-5000 (исп. 1)
20,92
14,90
0,88…1,74
8
17,73
26,20
РВС(П)-5000 (исп. 2)
22,80
11,92
0,95…1,9
8
18,98
33,95
РВС(П)-7500
24,50
17,88
1,03…2,04
12
22,07
39,20
РВС(П)-10000 (исп. 1)
28,50
17,88
2,45…5
12
42,15
78,61
РВС(П)-10000 (исп. 2)
34,20
11,92
2,94…6
8
30,90
54,65
Каркасная
РВС(П)-20000 (исп. 1)
39,90
17,90
3,43…7
12
57,41
106,05
сферическая
РВС(П)-20000 (исп. 2)
45,60
11,94
3,92…8
8
91,42
145,47
(купольная)
РВС(П)-30000
45,60
18,00
3,92…8
12
91,42
145,47
РВСП-50000
60,70
18,00
5,21…10,65
12
152,32
228,75
РВСПК-50000
60,70
18,00
по расчету
Плавающая
12
152,32
325,05
Примечания
РВС(П) означает, что параметры верны как для РВС, так и для РВСП.
1 Количество поясов указано по данным ГК «Газовик», может изменяться в зависимости от ширины листового проката. Как правило, в
ПАО «Транснефть» на резервуарах по РВС-3000 (когда допусти́м монтаж рулонированием) ширина проката составляет 1500 мм. Начиная с РВС-5000
(когда используется полистовая сборка) ширина проката лежит в интервале 2000; 2100; 2200; 2300; 2400; 2500 мм, часто равна 2000 мм. Для стенки
полистовой сборки следует использовать листы размером не менее 2,0х8,0 м, но не более 2,5х8,0 м; с рулонной технологией сборки следует
использовать листы размером 1,5х6,0 м. Согласно [7] п. 6.1.4.8 минимальные рекомендуемые размеры основных листов стенки должны составлять
1,5x6,0 м. По [5] номинальный ряд листового горячекатаного проката составляет от 1500 по 2500 мм с интервалом 100 мм. При необходимости
нестандартной ширины лист может обрезаться до нужного размера на заводе.
2 Масса кровли зависит от ее высоты; в таблице указана для средней высоты по данным ПО «ВЗРК».
Приложение Б
Продолжение
Таблица Б.3 – Массы конструкций металлических по данным ПО «ВЗРК»
Параметры резервуара
Массы и тип лестницы, кг
Высота
стенки, м
100
200
300
400
500
700
1000
1000
2000
3000
5000
5000
5000
7500
10 000
20 000
30 000
50 000
4,73
6,63
7,58
8,53
8,45
10,43
10,43
12,33
15,18
18,98
18,98
20,92
22,80
24,50
34,20
39,90
45,60
60,70
5,96
5,96
7,45
7,45
9,30
8,94
11,92
8,94
11,92
11,92
17,88
14,90
11,92
17,88
11,92
17,90
18,00
18,00
654
916
1013
1139
1139
1560
1560
1705
2153
2460
2460
2892
3349
3441
4297
6303
6304
8391
Кольцевые
(маршевые)
Шахтные
Стремянки
Ст3сп5
09Г2С
Общая масса
лавинозащиты
1179
1179
1468
1468
1688
1688
2128
1688
2128
2128
3192
2660
2128
3192
2128
3198
3198
3198
2190
2190
2570
2570
3325
3325
4288
3325
4288
4288
6747
4726
4288
6747
4288
6747
6747
6747
320
320
370
370
540
540
610
540
610
610
1130
880
610
1130
610
1130
1130
1130
234
297
462
558
558
801
1105
–
1328
1787
–
–
2497
–
3620
4877
412
635
1107
1430
1430
2469
4121
–
8122
12240
–
–
20027
–
39242
65022
646
932
1569
1988
1988
3270
5226
–
9450
14027
–
–
22524
–
42862
69899
1
Внутренний
диаметр, м
Площадки и
ограждения
на крыше, кг
34
134
Номинальный
объем
резервуара, м3
Массы конструкций металлических
лавинозащиты, кг
Приложение Б
Продолжение
Таблица Б.4 – Рекомендуемые марки стали (толстолистовой прокат) для резервуаров [7, 27, 28]
Плотность стали следует принимать по справочным данным, либо
использовать расчетную плотность 7850 кг/м3 согласно [26].
Значения предела текучести σт и предела прочности σв следует
принимать:
- если при испытаниях значения σт и σв соответствуют требованиям
действовавших во время строительства государственных стандартов
и технических условий на сталь – по минимальному значению,
указанному в этих документах;
- если при испытаниях значения σт и σв ниже предусмотренных
государственными стандартами или техническими условиями на
сталь, действовавшими во время строительства – по минимальному
значению, полученному при испытаниях.
1
Элементы конструкций по требованиям к материалам подразделяют на следующие группы:
А и Б – основные конструкции: А – стенка, привариваемые к стенке листы днища или
окрайки днища, обечайки люков и патрубков в стенке и фланцы к ним, усиливающие
накладки, опорные кольца стационарных крыш, кольца жесткости, подкладные пластины на
стенке для крепления конструктивных элементов;
Б1 – каркас крыш, бескаркасные крыши;
Б2 – центральная часть днища, плавающие крыши и понтоны, анкерные крепления, настил
каркасных крыш, обечайки патрубков и люков на крыше, крышки люков;
В – вспомогательные конструкции: лестницы, площадки, переходы, ограждения.
Для конструкции стационарных крыш допускается применение алюминиевых сплавов АД33,
АД31, АМг6, АМг5 для несущего каркаса крыши и сплавы АМц, АМг2, АМг3 для настила
крыши.
35
135
По ГОСТ 27772
По другим стандартам и ТУ
Минимальный
Предел
Предел
Относ.
гарантированный
Класс
прочности выносливости равном. Группа
Толщина
Нормативный
Толщина
листов,
предел текучести, прочности
Марка стали
σв, МПа
σ-1, МПа
сужен. ψ
листов, мм
документ
мм
МПа
стали
От 4 до 20 Ст3пс5
ГОСТ 14637-89
С245
От 4 до 20 включ.
370
190
15, 25, 35
Б
включ.
Ст3Гпс5
(ИСО 4995-78)
245
От 4 до 20
ГОСТ 14637
С255
Ст3сп5
От 4 до 20 включ.
380
195
15, 25, 35 А, Б, В
включ.
(ИСО 4995-78)
С345-3 От 4 до 40 09Г2С-12
От 265 до 345
09Г2С-13
ГОСТ 19281-89
От 4 до 40 включ.
490
245
30
А, Б, В
С345-4 включ.
09Г2С-14
10ХСНД-12
10ХСНД-13
ГОСТ 19281-89
От 8 до 40 включ.
540
267
71
А, Б, В
От 4 до 40 10ХСНД-15
390
С390
включ.
10ХСНД-3
ГОСТ 6713-91
От 8 до 40 включ.
540
267
71
А, Б, В
10ХСНДА-3
ТУ 14-1-5120-92
От 8 до 40 включ.
540
267
71
А, Б, В
От
4
до
40
От 410 до 440
С440
10Г2СБ
ТУ 14-1-5270-94
От 8 до 25 включ.
590
290
15, 25, 35 А, Б, В
включ.
–
–
10Г2ФБ
ТУ 14-1-4034-96
От 12 до 22 включ.
590
297
15, 25, 35 А, Б, В
От 460 до 500
–
–
10Г2ФБЮ
ТУ 14-1-46-27-96 От 8 до 32 включ.
633
297
15, 25, 35 А, Б, В
–
–
08Г1НФБпл
ТУ 14-1-5386-99
От 8 до 25 включ.
590-690
297
15, 25, 35 А, Б, В
От
10
до
40
12ГН2МФАЮ-У
590
С590К включ.
ТУ 14-104-167-97 От 10 до 40 включ. 700-850
310
35
А, Б, В
(ВС-1-У)
Приложение Б
Продолжение
Таблица Б.5 – Коэффициент использования емкости в зависимости от типа [3]
Емкость резервуара
До 5000 м3 включительно
Свыше 5000 м3
Коэффициент использования емкости в зависимости от типа
без понтона
с понтоном
с плавающей крышей
0,85
0,81
0,80
0,88
0,84
0,83
Примечание – коэффициентом использования емкости резервуаров учтен объем резервуара, постоянно занятый под переходящим
остатком (мертвый), равный 2%, и объем резервуаров, находящихся в зачистке или ремонте, – 5%.
Таблица Б.6 – Конструктивное исполнение резервуаров [19]
Полистовая
Купольная
Конусная
Плавающая
Понтон
Шахтная
Маршевая
(кольцевая)
РВСПК
Рулонная
РВСП
1000
2000
3000
5000
7500
10000
20000
30000
1000
2000
3000
5000
7500
10000
20000
30000
50000
50000
Лестница
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
+
+
+
+
+
+
-
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
1
РВС
Объем
резервуара, м3
Крыша
36
136
Тип резервуара
Стенка
Полистовое
Днище
Приложение Б
Продолжение
Таблица Б.7 – Тавры нормальные БТ [33]
Профиль
10БТ1
11.5БТ1
13БТ1
13БТ2
15БТ1
15БТ2
17.5БТ1
17.5БТ2
20БТ1
20БТ2
22.5БТ1
22.5БТ2
25БТ1
25БТ2
27.5БТ1
27.5БТ2
30БТ1
30БТ2
35БТ1
35БТ2
40БТ1
40БТ2
45БТ1
45БТ2
50БТ1
50БТ2
50БТ3
50БТ4
h
96,5
111,5
125,5
127
144,5
146
169,5
171
192,5
194,5
218
220
242,5
244,5
268
270
293
295
342
345
392
395,5
443
446,5
491,5
495,5
499,5
503
b
100
110
120
120
140
140
155
155
165
165
180
180
200
200
220
220
230
230
260
260
280
280
300
300
320
320
320
320
s
мм
5,6
5,6
5,8
6
5,8
6
6,2
6,5
7
7,5
7,8
8,4
8,8
9,2
9,5
10
10
11
12
12,5
13,5
14
15
15,5
16
17
18
19,5
t
R
Wx min
см
14,1
18,9
24,8
26,4
33,3
35,2
48,7
52,1
70,4
77,2
100,5
110,3
139,7
149,1
184,9
197,9
233,1
258,8
373,6
399,1
546,8
583
769,6
816
1012
1100
1187
1300
Wx max
3
8,5
9
8,5
10
8,5
10
8,5
10
9,5
11,5
11
13
12
14
13,5
15,5
15,5
17,5
15,5
18,5
17
20,5
18,5
22
21
25
29
32,5
12
12
12
12
15
15
18
18
21
21
21
21
21
21
24
24
24
24
24
24
26
26
30
30
30
30
30
30
49,2
67,4
83,8
93,5
116,7
130,2
162,1
181,5
224,8
257,2
316,5
357,9
427,8
477,6
580,1
641,5
743,2
821,1
1048
1189
1456
1662
1971
2226
2609
2970
3319
3643
Z0
см
2,15
2,45
2,87
2,79
3,21
3,11
3,92
3,82
4,59
4,49
5,25
5,18
5,97
5,82
6,48
6,37
7
7,07
8,99
8,67
10,7
10,27
12,44
11,98
13,74
13,39
13,16
13,23
h – высота балки; b – ширина полки; s – толщина стенки; t – толщина полки;
z0 – расстояние до центра тяжести (нейтральных волокон)
Рисунок Б.1 – Обозначения к таврам по [33]
137
Приложение В
Согласно формуле Пэриса-Эрдогана [31, 39]
𝑑𝑎
= 𝐶(∆𝐾)𝑛 .
𝑑𝑁
Тогда число циклов, приводящее к развитию трещины полудлиной от 𝑎0
до 𝑎к , можно найти по формуле
𝑎к
𝑁= ∫
𝑎0
𝑑𝑎
.
𝐶(∆𝐾)𝑛
Примем ∆𝐾 = ∆𝜎√𝑀𝑎, где 𝑀 – безразмерная величина, зависящая от вида
нагружения и расположения трещин.
𝑎к
𝑁= ∫
𝑎0
𝑁=
𝑑𝑎
𝑎к
1
𝑑𝑎
𝑎к
1
𝑛
−
𝑛 =
𝑛 ∫
𝑛 =
𝑛 ∫ 𝑎 2 𝑑𝑎 .
𝐶(∆𝜎√𝑀𝑎)
𝐶(∆𝜎√𝑀) 𝑎 (√𝑎)
𝐶(∆𝜎√𝑀) 𝑎
0
𝑎к
1
𝑛
𝐶(∆𝜎√𝑀)
𝑎0
𝑛
2
− +1
0
𝑎к
𝑎1−0,5𝑛
=
.
| 𝑛
|
− + 1 𝐶𝑀0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛 𝑎 1 − 0,5𝑛
𝑎
1
2
0
𝑎к1−0,5𝑛 − 𝑎01−0,5𝑛
𝑎01−0,5𝑛 − 𝑎к1−0,5𝑛
𝑁=
.
(
)=
(0,5𝑛 − 1)𝐶𝑀0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
𝐶𝑀0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
1 − 0,5𝑛
1
Поскольку 𝑎0 , 𝑎к – начальная и конечная полудлина трещины, то
𝐿
𝐿
2
2
𝑎0 = 0 и 𝑎к = к .
Заменив, получим
𝑁=
1
𝐶𝑀0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
𝑎к1−0,5𝑛 − 𝑎01−0,5𝑛
(
1 − 0,5𝑛
𝐿
)=
𝐿1−0,5𝑛
− 𝐿1−0,5𝑛
к
0
𝑁 = 1−0,5𝑛
=
(0,5𝑛 − 1)𝐶𝑀0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
2
1−0,5𝑛
( 20 )
𝐿
1−0,5𝑛
− ( к)
2
.
(0,5𝑛 − 1)𝐶𝑀0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
𝐿1−0,5𝑛
− 𝐿1−0,5𝑛
к
0
2
(0,5𝑛 − 1)𝐶𝑀0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
0,5𝑛
2
𝐿1−0,5𝑛
− 𝐿1−0,5𝑛
к
0
𝑁=
.
(0,5𝑛 − 1)2𝐶(0,5𝑀)0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
138
.
Приложение В
Продолжение
Согласно [31], 𝑀 = 𝑦𝐼2 𝜋, где 𝑦𝐼 – безразмерная функция для тел
различной формы, вида нагружения и расположения трещин. В случае
растяжения пластины с центральной трещиной при отношении длины трещины
к длине листа до 0,1 (для резервуаров данное условие справедливо, поскольку
критическая длина трещины существенно меньше) 𝑦𝐼 = 1, и, соответственно,
𝑀 = 12 𝜋 = 𝜋.
Тогда формула примет вид
𝐿1−0,5𝑛
− 𝐿1−0,5𝑛
к
0
𝑁=
.
(0,5𝑛 − 1)2𝐶(0,5𝜋)0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
Если принять 2𝐶 = 𝐴, то формула становится аналогичной [17]:
𝐿1−0,5𝑛
− 𝐿1−0,5𝑛
к
0
𝑁=
.
(0,5𝑛 − 1)𝐴(0,5𝜋)0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
Однако,
поскольку
в
справочниках
присутствует C, будем использовать формулу
𝐿1−0,5𝑛
− 𝐿1−0,5𝑛
к
0
𝑁=
.
(𝑛 − 2)𝐶(0,5𝜋)0,5𝑛 ∆𝜎 𝑛
139
отсутствует
величина
A
и
Приложение Г
140
Рисунок Г.1 – Пример полной развертки стенки резервуара с результатами УЗТ
