Шаровые (сферические) и каплевидные резервуары

Шаровые резервуары применяют для хранения сжиженных газов и весьма низкокипящих нефтепродуктов, находящихся, с целью снижения потерь, при значительных давлениях порядка 0,25…1,8 МПа. Для этих условий шаровые резервуары оказываются рентабельными при емкости 400…4000

м ³_.

Поскольку давление газа действует равномерно во всех направлениях, емкость должна быть полностью симметричной, что характерно для сферы. Это и есть оптимальная форма емкости, в которую можно поместить максимальный объем газа при минимальной поверхности самого сосуда, а следовательно, и при минимальной массе материала.

Сферические резервуары более сложны в изготовлении, чем цилиндрические, при этом трудоемкость их изготовления определяется прежде всего принятой схемой раскроя сферы ( параллельно- меридиональной или меридиональной ).

Расчет на прочность на избыточное давление шаровой оболочки производится по (5.7) или, более точно, по формуле

r

σ₁ = σ₂ = р_И + р_Г ( 1 – cos ψ ) 2 r ≤ [σ], (5.37)

2 δ

где ψ– угол, определяющий высоту залива резервуара продуктом (рис.5.23).

Требуемая толщина стенки оболочки в самой нижней точке сферических резервуаров определяется как

( р_Г + р_И ) D

δ = ,

4 [ σ ]_P φ¹

или, более точно,

r

δ = р_И + р_Г ( 1 – cos ψ ) 2 r , (5.38)

2 m γ_H [ σ¹ ]

Здесь р_Г – гидростатическое давление; р_И – избыточное давление; D – диаметр резервуара; φ¹ – коэффициент прочности; m = 0,7 – коэффициент условий работы резервуара; γ_Н = 0,9 – коэффициент надежности на взрывоопасность. Окончательная толщина стенки с учетом вытяжки металла при вальцовке или штамповке увеличивается примерно на 2 мм.

H

Рис.5.23.Высота наполнения резервуара

При понижении температуры в резервуаре возможно образование вакуума, тогда сферическую оболочку следует проверять на устойчивость.

При условии (r / δ) ≤ 750

σ₁ = σ₂ ≤ m σ_КР . (5.39)

Критическое напряжение в сферической оболочке при действии внешнего равномерного давления (при вакууме), нормального к поверхности, определяется как

Е δ

σ_КР = 0,1 , (5.40)

r

 

где Е, δ, r – соответственно модуль упругости, толщина и радиус оболочки. При этом σ_КР принимается не более расчетного сопротивления R.

Корпус сферического резервуара, иногда называемый оболочкой, устанавливают на фундамент при помощи кольцевой опоры или нескольких (обычно шести) опорных стоек, что предпочтительнее, так как дает большую свободу температурным деформациям. Число стоек должно быть кратно числу лепестков в экваториальном сечении. Стойки приваривают к оболочке и соединяют между собой связями, обеспечивающими их пространственную жесткость. Оболочку резервуара собирают из лепестков, число которых зависит от объема резервуара, и двух донышек. Число лепестков в экваториальном сечении должно быть кратным числу опорных стоек, их ширина увязывается с размерами стандартных листов, а длина – с периметром оболочки ( 2 π r ) с учетом припусков на обработку. Лепестки и донышки свариваются между собой стыковыми меридиональными и кольцевыми швами.

Оболочку проверяют на местный краевой эффект по линии опирания.

Расчет опорных стоек, поддерживающих сферическую оболочку резервуара, производят с учетом массы резервуара с оборудованием, заполнения его водой при испытаниях, массы снега и ветровой нагрузки.

Учитывая возможность проседания одной из стоек при неравномерной осадке основания, вертикальное усилие на одну стойку увеличивается в

n / (n – 1) раз, где n – число стоек. Тогда сжимающее усилие в стойке будет равно

 

n

N = cos α 5,2 π r² δ_СТ ρ_СТ + V ρ_Ж + 0,5 р_СН π r² +

n - 1

 

2 H

+ 0,5 q_В π r² , (5.41)

n r

 

 

где α – угол наклона стойки к вертикали; δ_СТ – толщина стенки резервуара; ρ_СТ , ρ_Ж – соответственно плотность стали и удельный вес жидкости; V – объем резервуара; р­_СН – вес снегового покрова; q_В – скоростной напор ветра; H – габаритный размер резервуара (см. рис.5.19).

Рабочее сечение стойки следует проверять на прочность и устойчивость в соответствии с изложенным в разделе 3 «Сварные колонны и стойки».

Усилия в оболочке зависят от ее геометрии и внешней нагрузки. На основании точных расчетов определили, какую форму должен иметь в этом случае меридиан. Оказалось, что форма меридиана в точности совпадает с очертаниями покоящейся капли жидкости. Так появился новый вид сосудов для хранения жидких продуктов, в которых реализована идея снижения материалоемкости, - это сосуды каплевидной формы, в которых в роли оболочки выступает поверхностное натяжение, а нагрузкой является давление высоты столба капли жидкости..

Оболочка такой формы является равнопрочной под действием избыточного давления паровоздушной смеси и гидростатического давления жидкости, что позволяет хранить нефтепродукты при более высоком давлении, чем в вертикальных резервуарах. Емкость каплевидных резервуаров 2000…6000 м ³.

Недостатком каплевидных резервуаров является повышенная стоимость изготовления и монтажа.

Оболочки каплевидных резервуаров имеют геометрическую форму эллиптических поясов с уменьшающимися до экватора радиусами кривизны с таким расчетом, чтобы меридиональные и кольцевые усилия по всей поверхности от гидростатического нагружения и избыточного давления были равны между собой:

 

N₁ = N ₂ = const,

 

т.е. в основу расчета каплевидного резервуара положено условие равнопрочности оболочки.

Основная расчетная нагрузка, действующая на оболочку,

 

p = γ _l (h + y),

 

где h – высота расчетного столба жидкости; h = p₀ / γ_l ; y – расстояние по вертикали от вершины до рассматриваемой точки оболочки (рис.5.24 ).

 

h

 

N₁

N₂ N₂ y H

N₁

 

Рис.5.24. К расчету каплевидного резервуара

Прочность каплевидного резервуара определяют по формуле

1 1 ρ_Ж

+ = ( h + h _u ), (5.42)

r₁ r₂ δ R¹_P

где r₁ и r₂ – радиусы соответственно меридиональной и кольцевой кривизны; h – расстояние от элемента оболочки до наивысшего уровня жидкости; h _u – напор столба жидкости, эквивалентный избыточному давлению, см; R¹_P – расчетное сопротивление сварного стыкового шва; ρ_Ж – удельный вес жидкости; δ – толщина оболочки.

Трубы и трубопроводы

Трубопроводы представляют собой устройства для транспортировки жидких, газообразных и сыпучих веществ при различных давлениях и температурах. Так как пропускная способность трубопроводов различна, то и размеры их (диаметры) тоже колеблются в большом диапазоне (табл.5.3).

Сварные трубы различных диаметров широко применяют при сооружении магистральных газонефтепроводов, трубопроводов заводов, гидротехнических сооружений, а также атомных и тепловых электростанций.

Согласно ГОСТ 27772 – 88 трубопроводы, работающие при температуре от – 40 ⁰ С до + 350 ⁰ С и внутреннем давлении до 2,5 МПа ( при отсутствии

Таблица 5.3

Размеры применяемых сварных труб

Типы труб Диаметр, мм Длина, м

Сварные с прямым швом, выполнен- Группа А

ным автоматической сваркой под 10…24

флюсом………………………………… 219…1620 Группа Б

5…24

Сварные со спиральным швом, вы-

полненным автоматической сваркой

под флюсом…………………………….. 426…1220 10…18

Сварные с прямым швом, выполнен-

ным электроконтактной сваркой…….. 200…800 6…12

Сварные плоскосворачиваемые,

δ = 1,5…2,0 мм………………………… 100…200 500…2000

агрессивных сред ), изготавливают из низкоуглеродистых сталей марок ВСт3кп2, ВСт3пс6, ВСт3Гпс5, ВСт3сп5 - 2 или низколегированных сталей 10Г2С1, 15ХСНД, 09Г2С и др.; при низких температурах ( до – 70 ⁰ С ) – из низколегированных сталей 10Г2С1, 15ХСНД, 10ХСНД и сталей повышенной прочности; при высоком давлении ( до 10 МПа ) из сталей марок 10Г2С, 15ХСНД, 14Г2АФ, 16Г2АФ, 12Г2СМФ; при более высоких температурах

( свыше 600 ⁰ С ) – из молибденовых сталей 15ХМ и др. Для работы в агрессивных средах трубы изготавливают из аустенитных нержавеющих сталей, алюминиевых, титановых и других сплавов.

Сварные трубы имеют продольные и спиральные швы; при монтаже трубопроводов отдельные трубы соединяют между собой поперечными кольцевыми швами (рис.5.25, ж).

К подавляющему большинству трубопроводов предъявляются повышенные требования при их проектировании, изготовлении и монтаже, так как от качества трубопроводов, их прочности и работоспособности зависит надежность и долговечность сооружаемых объектов.

К характерным особенностям эксплуатации трубопроводов многих производств можно отнести температурный режим и коррозионную активность

а) q в) г)

р _вак

q

ℓ

б)

d = 2r

д) е)

ℓ р_В

q ₀

h

ж) b ≥ 100 з) δ

r

Рис.5.25.Сварные трубы: а, б - расчетная схема; в – е - схемы нагружения (в – при внешнем давлении, г – при снеговой нагрузки и обледенения, д – от собственного веса и веса жидкости, е – при действии внутреннего давления ); ж – схема расположения сварных швов; з – кольцевые ребра

жесткости

транспортируемых сред. Поэтому можно выделить следующие типы трубопроводных систем:

трубопроводы, работающие при стационарном температурном режиме и транспортирующие неагрессивные среды;

трубопроводы, работающие при стационарном режиме и транспортирующие агрессивные среды;

трубопроводы, подвергающиеся действию циклических нагрузок вследствие ярко выраженного нестационарного температурного режима, либо вследствие пульсации внутреннего давления.

К трубопроводам первого типа можно отнести системы, транспортирующие неагрессивные среды при стационарном температурном режиме с ограниченным количеством циклов изменения напряженного состояния (300…500 циклов за весь срок службы ), которые имеют место вследствие пуска и остановки системы, а также вследствие сезонных изменений температуры. Исследования показали, что развитие малых упруго-пластических деформаций в материале таких систем не препятствует их надежной эксплуатации. Элементы трубопроводов этого типа рассчитываются по предельной нагрузке или по методу предельных состояний, которые обеспечивают достаточную надежность и экономичность конструкции трубопровода.

В элементах трубопроводов второго типа возникновение пластических деформаций недопустимо, так как последние способствуют ускорению процессов коррозии под воздействием агрессивной среды. При напряжениях, превышающих предел текучести, коррозия материала трубы развивается более интенсивно, чем обычно, и приводит в конечном счете к разрушению даже при стационарном температурном режиме. Прочность элементов трубопровода такого типа считается обеспеченной, если наибольшее значение опасного напряжения не превышает допускаемой величины, определяемой делением предела текучести на соответствующий коэффициент запаса.

Трубопроводы третьего типа, испытывающие в процессе эксплуатации большое количество циклов изменения напряженного состояния, рассчитывают на усталостную прочность. При транспортировании агрессивной среды расчет на усталостную прочность проводят с учетом понижения пределов усталости вследствие коррозии материалов.

Кроме требований, общих для всех сварных конструкций, к конструкциям трубопровода предъявляется ряд специфических.

В частности, для трубопроводов пара и горячей воды предусматривается применение сварки для соединения элементов трубопроводов. Фланцевые соединения допускаются только для присоединения трубопровода к

арматуре и оборудованию, а резьбовые – только для присоединения арматуры на трубопроводах диаметром не более 100 мм.

Угловые и тавровые сварные соединения допускаются только для приварки плоских фланцев и вварки штуцеров и бобышек в трубопровод.

Расчет элементов трубопровода, составляющих участок прямых и кривых труб, при известных усилиях и внутреннем давлении сводится к определению деформации элементов, их гибкости и возникающих в сечении напряжений. Расчет прямой трубы при линейной постановке задачи не отличается от расчета прямого бруса, находящегося в условиях сложного изгиба, и производится при помощи простейших формул и методов сопротивления материалов.

Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предельных состояний, т.е. рассматривают такое напряженное состояние трубопровода, при котором дальнейшая его эксплуатация невозможна. Первое предельное состояние трубопровода - разрушение его под действием внутреннего давления, поэтому характеристикой несущей способности трубопровода является временное сопротивление металла труб (предел прочности).

Для ограничения пластических деформаций СНиП II – 45-75 предусматривает проверку трубопровода по второму предельному состоянию. Второе предельное состояние выражается через напряжения.

Расчетные сопротивления материала труб и соединительных деталей по временному сопротивлению R _u и пределу текучести R _y при расчетной температуре следует определять по формулам (СНиП 2.04.12 – 86):

R _{u n}

R _u = ,

γ _{t u} γ _m

R _{y n}

R _y = ,

γ _{t y} γ _m

где R _{u n} , R _{y n} - нормативные сопротивления материала труб и соединительных деталей соответственно по временному сопротивлению и пределу текучести; γ _{t u} – поправочный коэффициент надежности по материалу труб и соединительных деталей при расчетной температуре эксплуатации в расчетах по временному сопротивлению; γ _m – коэффициент надежности по материалу труб и соединительных деталей при нормальной температуре; γ _{t y} - поправочный коэффициент надежности по материалу труб и соединительных деталей при расчетной температур эксплуатации в расчетах по пределу текучести.

Нормативные сопротивления R _{u n} и R _{y n} следует принимать равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления и предела текучести материала труб и соединительных деталей по ГОСТам или ТУ на трубы и соединительные детали, определяемым при нормальной температуре ( 20 ⁰ С ).

Расчетные сопротивления сварных швов, соединяющих между собой трубы и соединительные детали, выполненных любым видом сварки и прошедших контроль качества неразрушающими методами, следует принимать равными меньшим значениям соответствующих расчетных сопротивлений соединяемых элементов. При отсутствии этого контроля расчетные сопротивления сварных швов следует принимать с понижающим коэффициентом 0,85.

Надземные трубопроводы, располагаемые на отдельных опорах, рассчитывают как балку кольцевого сечения с учетом граничных условий на опорных контурах трубопровода. Стенки трубопроводов рассчитывают на прочность и устойчивость, толщину стенки определяют из условия обеспечения прочности продольных стыковых швов и от совместного действия продольных и кольцевых напряжений. Прочность трубопроводов оценивают с учетом различного рода усилий, действующих в процессе эксплуатации. Как правило, они рассчитываются на статическую нагрузку.

Для тонкостенных трубопроводов расчет на прочность ведется по безмоментной теории, как для цилиндра ( рис. 5.26 ). Согласно уравнению Лапласа

p^p R

σ _m = 0; σ _t = , ( 5.43)

δ

где σ _{m ,} σ _t – соответственно меридиональное и тангенциальное напряжения; р^р – рабочее давление в трубе; R – радиус трубы; δ – толщина трубы

( δ = const ).

δ

σ _t R

σ _m σ _m

p ^p

σ _t

Рис.5.26. К расчету тонкостенных трубопроводов

Напряжение при выбранной толщине δ не должно превышать предела прочности материала σ _в , но это условие, как правило, не является лимитирующим, так как толщину труб чаще выбирают из конструктивных и технологических соображений.

Кроме того, должно выполняться условие устойчивости трубопровода как цилиндрической оболочки

σ _max ≤ σ _кр ,

где

δ

σ _кр = k E ,

R

k – коэффициент, зависящий от геометрии сечения ( R / δ ) и относительного кольцевого напряжения σ _t = р^Э R / δ :

R R p^Э R 2

k = 0,6 1 + 0,005 – 0,005 1 + 6 ;

δ δ E δ

р^Э – эксплуатационное давление в трубопроводе; Е – модуль упругости материала трубы.

В действующих нормах расчета в качестве предельной нагрузки принято предельное значение внутреннего давления р_В (см. рис.5.23, е):

,

где σ _Т - предел текучести материала при осевом растяжении; D = D_H - δ = =D_B + δ – диаметр поперечного сечения срединной поверхности трубы; D_H и D_B - соответственно номинальные величины наружного и внутреннего диаметра трубы.

В этом случае трубопроводы рассчитывают как горизонтальные цилиндрические резервуары.

Для расчета трубопроводов на прочность используется понятие температурного перепада, равного разности между температурой трубопровода в процессе эксплуатации ( расчетный период ) и температурой, при которой сооружена эта конструкция. Этот параметр определяет напряженно-деформируемое состояние трубопроводной конструкции. При температурном перепаде в поперечных сечениях защемленного прямолинейного и упругоизогнутого трубопровода образуются напряжения ( СНиП II –45-75 )

σ _темп = α _T ∆ T E ≤ [σ ], (5.44)

где α _Т – коэффициент линейного расширения материала труб; ∆Т = Т₁ – Т₂ – разность температур (положительная при нагревании); Е – модуль продольной упругости.

Если труба будет испытывать изгибающий момент М от собственного веса и веса жидкости (см. рис.5.25, а, г), то при расчете следует учитывать напряжения от изгиба

M M

Поиск по сайту: