Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы
666 Расчетная часть-Расчет на прочность и долговечность основных узлов и деталей гидроциклонного сепаратора установки измерительной АГЗУ с гидроциклонным сепаратором типа «Спутник АМ40-8-400КМ»-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготID: 176795Дата закачки: 19 Января 2017 Продавец: lesha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы) Посмотреть другие работы этого продавца Тип работы: Диплом и связанное с ним Форматы файлов: Microsoft Word Описание: Расчетная часть-Расчет на прочность и долговечность основных узлов и деталей гидроциклонного сепаратораустановки измерительной АГЗУ с гидроциклонным сепаратором типа «Спутник АМ40-8-400КМ»: Расчет гидроциклона на прочность и долговечность-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа Комментарии: 1.4 Предложения по усовершенствованию установки 1.4.1 Актуальность проблемы учета продукции нефтяных скважин Продукцией нефтяных скважин является смесь углеводородов, разде-ляемая в последующем на нефть и попутный газ, содержащая в различных ко-личествах воду, соли, механические и другие примеси. При этом следует отметить отсутствие четкого разграничения между двумя основными составляющими смеси. Так как нефть, являющаяся жидкой составляющей, содержит в себе легкие углеводороды, находящиеся при нор-мальных условиях, в газовом состоянии, а газ – тяжелые углеводороды, явля-ющиеся в обычном состоянии жидкостью. Это значительно усложняет их учет. Учет подготовленных к потреблению и переработке нефти и газа от-лажен хорошо, так как сравнительно прост и давно находится в сфере интере-сов добывающих, транспортирующих и перерабатывающих предприятий. Что касается учета сырой продукции, который осуществляется по скважинам и отдельным блокам сбора нефти, то его состояние давно не отвеча-ет современным требованиям. Высокая достоверность определения дебита скважин по нефти и газу необходима на стадии пробной эксплуатации для правильной оценки запасов углеводородов, данные о которых являются основой для принятия решения об инвестициях. В процессе разработки месторождения информация о дебитах необ-ходима для правильного ведения этого процесса, а также для оценки эффектив-ности того или иного геолого-технического мероприятия. Последнее особо важно тогда, когда такие мероприятия, как, например, гидроразрыв пласта, осуществляется сторонними организациями, оплата которых зависит от эффек-тивности проведенной работы. Несмотря на важность вопроса технические средства, применяемые для контроля дебита скважин, такие как «Спутник», «Асма», «Квант» и другие не имеют соответствующего технического и методического обеспечения, необ-ходимого для получения достоверных результатов измерений. Продукция поступает на устье скважин, чаще всего, в виде трехфаз-ного потока, состоящего из нефтяной, водной и газовой фаз. Причем, структу-ра потока может быть различной и переменной во времени. Поскольку техни-ческих средств, для измерения такой системы нет, то продукцию приходится разделять на отдельные фазы. Наиболее широко в промысловой практике для измерения дебита ис-пользуются установки «Спутник». В них периодически продукция одной из подключенных скважин поступает в сепаратор. После разделения газовая и жидкая фазы отдельными потоками поступают на соответствующие счетчики. Счетчики измеряют жидкость обычно с точностью плюс-минус 2,5%, а газ – с погрешностью плюс-минус 5%. Нефть, проходя через счетчик, практически всегда, в том или ином количестве содержит воду, свободный и растворенный газ. На них необходимо вводить соответствующие поправки. Как показали экспериментальные исследования, содержание свобод-ного газа в измеряемой нефти может достигать 10…12%, завышая соответ-ственно на эту величину ее количество. Содержание растворенного газа, в за-висимости от типа нефти, ее обводненности и давления в замерном сепараторе может колебаться от 0,1 до 20м3/т, завышая массу нефти на 3…4%. Что касает-ся воды, то точность ее определения зависит от того, в каком виде она находит-ся в нефти и от от способа ввода нефти в сепаратор. Если в свободном состоя-нии, то гарантировать отбор достоверном пробы вообще невозможно без предварительного отделения воды. Если вода содержится в нефти в связанном состоянии, то ее наличие может увеличить погрешность системы на 3…5%. Попутный газ, проходящий через счетчик, содержит капельную жид-кость, которая завышает показания на 2…3%. Находящийся в нефти в свобод-ном и растворенном состоянии газ может занижать газовый фактор на 5…50%. Эти коррекции также не производятся. Для частичного разрешения проблемы точного учета продукции скважены необходимо модернизировать сепарационный узел. 1.4.2 Усовершенствование сепарационного узла. Введение но-вого гидроциклона В связи со сложившейся жесткой конкуренцией на мировом рынке продажи нефтяного оборудования у ОАО «АК ОЗНА» возникла необходи-мость в выпуске качественного, надежного оборудования отвечающего высо-ким требованиям заказчиков. За годы своего существования предприятие приобрело огромный опыт в производстве замерного оборудования, которое отвечает всем требованиям сложного комплекса задач, связанных с контролем, учетом и замером дебитов неф¬тяных скважин. Рассмотрим установку измерительную АГЗУ с гидроциклонным сепа-ратором типа «СпутнкАМ40-8-400КМ». Установки предназначены для периодического, автоматического опре-деления дебитов нефтяных скважин по жидкости и контроля за работой сква-жин по программе. Она состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного (ри-сунок10). В аппаратурном блоке размещается станция управления. В техноло-гическом блоке размещены: емкость сепарационная со счетчиком жидкости ТОР, блок гидропривода, переключатель скважин, запорная арматура. Метод измерения объемный (счетчик ТОР1-50) и массовый (счетчик СКЖ). Конструктивно сепарационная емкость состоит из гидроциклонной головки, выполняющей основную функцию сепарации, верхней сепарационной емкости и нижней емкости накопителя (рисунок 11 ). К газонефтяным сепараторам относятся устройства, предназначен-ные для разделения продукции нефтяных скважин на газовую и жидкую фазы. Эффективность работы сепаратора зависит от многих факторов. К ним относится комплекс технологических и технических средств. Один из важ-нейших является характер ввода продукции скважины в сепаратор. В рассмат-риваемой установки ввод осуществляется посредством гидроциклона. Гидроциклоны весьма несложны по конструкции, компактны, обла-дают высокой производительностью, дешевы в изготовлении и просты в экс-плуатации. В сепарации жидкости гидроциклон выполняет основную функцию сепарации. В нем происходит отчистка 70% жидкости от газа. Качество отсепарированной нефти должно быть таким, чтобы содер-жание свободного газа не превышало допустимых норм, что отлично удалось добиться благодаря введению гидроциклона. Погрешность измерения установ-ки составила минимум 1.5%. Гидроциклон представляет из себя цилиндрический сосуд с отводом (10) в вижней части. Гидроциклон состоит из фланца (1) через который жид-кость входит в основной трубопровод (3) d=159мм, заглушки (2), патрубка (4), кольца (5), полукольца(6) пробки (7), желоба (8) и перехода (9) (рисунок 12 ). Для обеспечения надежности сварному соединению с внутренней стороны стыкового соединения трубы с трубой по ГОСТ 16037-80-С19 при-варивается кольцо (5). В противном случаи возникает непровар корня сварно-го шва выявляемый проверкой ренгеном, что не допускается по требованиям. Форма подготовленных кромок-со скосом, характер сварного шва-односторонний на остающейся цилиндрической площадке расстояние между кромками деталей увеличивается с 1,5мм до 3мм, сварка либо ручная дуговая (Р), либо дуговая сварка в защитном газе плавящимся электродом (ЗП). Суть технического решения заключается в установке нового гидро-циклона в целях повышения качества сепарации газожидкостной смеси. Во-первых изменились конструкционные размеры гидроциклона: длина увеличилась с 420мм до 750мм, диаметр с 140мм до 159мм. На пути в емкость жидкость стала проходить большее расстояние, возросло время нахождения жидкости в гидроциклоне, тем самым отделение газа от жидкости происходит интенсивнее. Во-вторых дополнительно к патрубку (4) диаметром 75мм привари-ваем концентрический переход (рисунок13). Уменьшение площади кольцевого сечения трубопровода в области перехода приводит к увеличению скорости вращения жидкости, что в свою очередь приводит к увеличению цнтробежной силы. По площади сечения скорость потока увеличивается в три раза, что спо-собствует еще более интенсивному отделению жидкой фазы от газовой фазы. Качество сепарации заметно повышает точность измерений добывае-мой продукции. Высокая достоверность определения дебита скважин по нефти и газу необходима на стадии пробной эксплуатации, для правильной оценки запасов углеводородов, данные о которых являются основой для принятия решения об инвестициях. 1.5 Расчет на прочность и долговечность основных узлов и дета-лей гидроциклонного сепаратора Применяемая методика дает возможность определить конструктив-ные параметры элементов сепараторов при проектировании, а также опреде-лить область применения различных типов сепараторов и правильный их вы-бор в зависимости от конкретных условий [ 7 ]. Методика базируется на обобщении данных методик расчета газоне-фтяных сепараторов отечественных и зарубежных авторов, а также исследова-ниях и экспериментах, проведенных институтом «Гипровостокнефть» на нефтях с различными физико-химическими свойствами объединений «Татнефть», «Главтюменнефтегаз», «Куйбышевнефть», «Грознефть», Мангышлакнефть». Проведенные сравнительные расчеты показали, что погрешность их по рекомендуемой методике находится в пределах 10%. Методика рассматривает установившейся режим движения нефти и газа в сепараторе. Вметодике приведены также рекомендации, учитывающие в расчетах сепараторов пульсацию газонефтяного потока и склонность нефти к пенообразованию. Методика предусматривает расчет производительности сепараторов и их конструктивных элементов с помощью эмпирических формул, упрощен-ных формул с использованием графиков поправочных коэффициентов, а также с помощью монограмм. Методика предусматривает решение двух типов задач: а) по известным производительности нефти и газа, физико-химическим свойствам нефти и газа, требуемом качестве сепарации - определить тип и кон-структивные параметры сепаратора; б) при известных конструкции и размерах гидроциклона, а также фи-зико-химических свойствах нефти и газа и требуемом качестве сепарации- определить производительность гидроциклона по нефти и газу. 1) Расчет гидроциклона на прочность и долговечность Новый гидроциклона необходимо проверить на прочность и долго-вечность. Существует множество методик, позволяющих определить необхо-димые параметры. [23, 5] Стальные гидроциклоны рассчитывают по первому предельному со-стоянию, которое определяется по формулам δ1= δвр * К1 * M1 * M2 = 120 *10 * 0.9 * 0.8 * 0.9 = 77.76 Mпа, (1.8) δ2 = δт * К2 * М2 * М3 = 200 * 10 * 0,85 * 0,9 * 1 = 153 Мпа, (1.9) где δвр – предел временного сопротивления, МПа; δт – предел текучести, МПа; К1– коэффициент неоднородности стали при разрыве (0,8. . .0,08); К2 - коэффициент неоднородности для низко легированных сталей ( К2 = 8,85 ) ; М2 - коэффициент условия работы с токсичными и взрывоопасны-ми горючими материалами ( М2 = 0,9 ); М3 – температурный коэффициент с температурой до 100˚С (М3 = 1); М3–температурный коэффициент с температурой до 250˚С ( М3 = 0,85); Данные расчета оказались положительными – это значит, что гидро-циклону , а отсюда и всей установки обеспечена достаточная долговечность и надежность . Выбор расчетного материала трубопровода находится от соотноше-ния труб по формуле δ2 * М3 / δ1 * М1 > 0,75 (1.10) Подставляя значения в формулу (1.5.3) получим [15] 157 * 10 / 77,76 * 0,8 = 2,46 Так как 2,46 > 0,75 толщину трубопровода находим по следующей формуле δ = Р * Д * п / 2 * ( δ1 + п * Р) = = 4 *10 * 159 * 1,2 / 2 * ( 77,76 *10 + 1,2 * 4* *10 ) = 7,63 мм , (1.11) где δ – расчетная толщина стенки, мм; Д – наружный диаметр трубы, мм; Р – рабочее давление, Мпа ; п – коэффициент перегрузки ( 1,2 . . . 1,25) . Принимаем δ = 8 мм. Расчет производится также и по следующей методике для того, чтобы удостовериться , что расчеты были сделаны верно . Расчет произведен из усло-вия работы емкости сепараторной с температурой среды выше 100˚С и при температуре стенки сосуда минус 30˚С [8]. Расчет толщины стенки трубопровода проводится по формуле [22] δ = ( P * D / 2 * [ δ ] * φ – P ) + C= (1.12) = ( 4 * 143 / 2 * 142 * 1 – 4 ) + 0,2 +0,8 = 7,81мм, где Р– расчетное давление,МПа; D– внутренний диаметр трубопровода,мм; φ – коэффициент прочности сварного шва; [ δ ] - допускаемое напряжение для материала труб сталь 20, МПа; С = С1 + С2, где С1 =0,2 -прибавка к расчетной толщине для компенсации корро-зии (в год для стали 20 с учетом срока службы емкости сепарационной 10 лет); С2 = 0,8 мм – минусовой допуск на толщину стенки корпуса гидроциклона; Принимаем δ = 8 мм. Определим дополнительное внутреннее избыточное давление для трубопровода гидроциклона по формуле [ Р] = ( 2 * [ δ ] * φ * (δ – С )) / ( D + (δ – С )) = (1.13) =(2 *142 * 1 *( 8 - 1)) / ( 143 + ( 8 - 1)) = 4,16 МПа . 4,16 МПа > 4,0 МПа, что допустимо. 2) Гидравлический расчет гидроциклона и расчет размеров кон-струкционных элементов гидроциклона. Расчетные формулы для определения диаметра гидроциклона получе-ны на основании решения уравнений [7] Vг=67824d2xW (1.14) где VГ - производительность по газу, нм3/сут; W - скорость газа, м/с; d - диаметр гидроциклона, мм; Р - абсолютное давление сепарации, МПа ; РО - абсолютное атмосферное давление, МПа ; ТО - абсолютная стандартная температура,К; Т - абсолютная температура сепарации, К; ZО - коэффициент сжимаемости газа с стандартных условиях; Z - коэффициент сжимаемости газа в рабочих условиях. W=900x , (1.15) где н - поверхностное натяжение на границе нефть-газ,кг/м; г – плотность газа в рабочих условиях, кг/м3; Мнижн - динамическая вязкость нефти, кгсек/м2; н - плотность нефти в рабочих условиях, кг/м3; q - содержание нефти в общем потоке газонефтяной смеси, %; , где Gн – производительность по нефти, кг/час; Gг – производительность по газу, кг/час. С учетом значения W уравнение (1.14) имеет вид Vг=610*105*d1,75 (1.16) или (1.17) где К1…К8 – поправочные коэффициенты. Упрощенная формула (1.5.10) решена при значениях: н =37*10-3кг/м, г=0,7кг/м3,н=1000кг/м3, q=0,1%, Мн=50*10-4кг/с/м2, Р=4МПа, t=0C, Z=1, d=155мм [1]. Значение поправочных коэффициентов приведены на монограмме (ри-сунок ), где изображены зависимость К1 от Р; К2 от г; К3 от н; К4 от н; К5 от Мн; К6 от q; К7 от tC; К8 от Z , где К1=1; К2=1; К3=1; К4=1; К5=1; К6=0,9; К7=1; К8=1. Для нахождения диаметра гидроциклона воспользуемся формулой (1.18) или (1.19) Опредилим конструкционные размеры элементов гидроциклона ( ри-сунок ) [ 7]. Диаметр направляющего патрубка определяем по формуле dП = 0,5*d=0,5*159=80мм где d – диаметр гидроциклонной головки, мм Ширина входного патрубка определяется по формуле b = 0,25 * d = 0,25 * 159 = 37,5мм Высота входного патрубка определяется по формуле а = 0,5 * d = 0,5 * 159 = 80мм Площадь входного патрубка определяется по формуле SВХ = 0,125 * d = 0,125 * 159 = 28мм2 Радиус отбойника секции перетока определяется по формуле R = 0,3 * d = 0,3 * 159 = 45мм Длина цилиндрической части определяется по формуле Z = 4,5 * d = 4,5 * 159 = 750мм Длина направляющего патрубка определяется по формуле LП = 1 1,5d= 1-1,5*159=159мм Угол наклона входного патрубка (10-15). Угол наклона отбойника 30. Скорость входа газонефтяного потока 13-30м/сек. Необходимая площадь входного патрубка определяется из уравнения = , (1.20) где VВХ – скорость входа газонефтяного потока, м/сек (20 м/сек); Ф – рабочий газовый фактор, нм3/м3 (100 нм3/м3); Величина SВХ не должна быть больше, чем расчетная 28 см2. В противном случаи следует применить гидроциклоны большего диаметра или несколько гидроциклонов. Определение производительности гидроциклона по нефти определяется по формуле (1.21) где - максимальная производительность по нефти, полученная на основании экспериментальных данных и моделирования гидроциклонов в условиях сепарации нефти восточных районов (550 м3/cут). Подставив в формулу (1.21) значения получим что меньше допустимого значения значения =550 м3/cут. Оптимальные соотношения конструктивных элементов и максимальная производительность гидроциклонов, определение на основании эксперимен-тальных исследований и промышленных исследований гидроциклонов различ-ных диаметров и представлена в таблице 2. 3) Расчет движения твердой частицы в гидроциклоне К основным факторам, определяющим эффективность процесса разде-ления в гидроциклоне, относится направленная от оси к периферии центробеж-ная сила и противоположная ей по направлению сила сопротивления среды. Под действием первой силы твердая частица осаждается на стенку гидроцикло-на, вторая - противодействует осаждению частицы. Обе силы имеют радиаль-ное направление [ 10 ]. Радиальная скорость имеет максимальное значение у стенки гидроцик-лона и уменьшается по мере приближения к оси аппарата. Тангенсальная ско-рость уменьшается по мере роста радиуса вращения. Так как тангенсальные скорости в гидроциклоне по своей величине значительно превосходят ради-альные, а центробежная сила прямо пропорциональна квадрату тангенсальной скорости, то центробежная сила изменяктся в зависимости от радиуса гораздо интенсивнее, чем сила сопративления среды. Частицы взвеси располагаются по радиусу таким образом, что наибо-лее крупные из них концентрируются у стенок гидроциклона, а более мелкие увлекаются радиальным потоком на меньшие радиусы, на которых более вы-сокая ценробежная сила уравновешивает давление радиального потока. Кроме того, под действием силы тяжести и осевой составляющей скоро-сти потока частица взвести движется и в вертикальном направлении. Таким об-разом, твердая частица внутри гидроциклона перемещается по сложной про-странственной траектории, напоминающей винтовую линию. Можно принять, что в гидроциклоне твердые частицы и жидкость движутся по трем основным траекториям: а) пристенная, по которой движутся вниз наиболее тяжелые частицы взвеси; б)пространственная по которой дви-жутся наиболее легкие частицы и жидкость; в)внутренняя, по которой переме-щается столб жидкости. Легкие частицы газа вначеле удаляются от стенки, вращаясь все быстрее и все с меньшим радиусом до тех пор, пока их верти-кальная скорость не станет равной нулю. Затем они начинают двигаться по от-воду в емкость [15]. Центробежную силу для частицы взвеси, если принять, что она имеет шерообразную форму, можно найти по формуле [10] (1.22) где Т – центробежная сила на радиусе вращения r; U – тангенсальная скорость на том же радиусе, м/с; g – ускорение свободного падения, м/с; γ – удельный вес частицы, г/м3; γ1 – удельный вес жидкой среды, г/м3; δ – диаметр частицы твердого компонента, мм. Сопротивление среды складывается из динамического сопротивления и Рg и сопротивления вязкости S. Первое слагаемое по закону Ньютона, выра-жается формулой (1.23) Второе можно найти по формуле Стокса (1.24) где μ – абсолютная вязкость среды, кг/сек м2; υг – радиальная скорость, м/сек. Хотя оба сопротивления действуют одновременно, величины их раз-личны и находятся в зависимости от скоростей движения среды и размера твердой частицы. Если для каждого размера частиц будет соблюдено условие Т = Рg + S , то они будут находиться в равновесии и могут продолжительное время циркулировать в гидроциклоне. Более крупные частицы отбрасываются центробежной силой к стенке гидроциклона; частицы меньшего размера, чем граничное зерно будут уноситься радиальным потоком в слив гидроциклона [11]. Равновесное состояние частицы твердой фазы можно выразить уравне-нием (1.25) Сила, возникающая под действием радиального потока жидкости, нахо-дится в пределах действия закона Стокса, что бывает при Re > 1, то решающую роль имеет динамическое сопротивление и значением S можно пренебречь. Число Рейнольдса Re для гидроциклонов можно найти из следующего выражения Re = υг * δ / ν = 1,2*106 * 5,26 * 10-6 / 50 * 10-4 = 12,6*106, (1.26) где ν – кинематическая вязкость среды, м2/с. Радиальну скорость жидкости находим из условия неразрывности пото-ка, проходящего через коаксиальные цилиндры внутри гидроциклона по фор-муле , (1.27) где Q – производительность гидроциклона, м3/сек; r – радиус коасиального сечения, мм; обычно принимается равным радиусу сливного патрубка,мм; h – высота коасиального цилиндра, мм; Тангенсальная скорость находится по формуле Тарьянова , (1.28) где l – длина воздушного столба, м; r – произвольный радиус вращения частицы, м; dп – диаметр питающего отверстия, м. В условиях исследований [1], проведенных М.Г. Акоповым и В.И. Клас-сеном, сопротивление вязкости оказалось незначительным по сравнению с ди-намическим сопротивлением среды (Re > 1). Пренебрегая им, уравнение (1.25) будет иметь вид . (1.29) Относительно γ и δ они получают формулы для приближенного расчета удельного веса разделения (1.30) и крупности разделения (1.31) Жидкость является вязко-пластичной и кроме сопротивления вязкости S и динамического сопротивления среды Рg следует учитывать и структурно-механические свойства жидкости. Выделение твердых частиц из среды, соответствующих условию Шведо-ва-Бингама (1.32) отличается от выделения твердой взвеси из жидкости, подчиняющихся закону трения Ньютона: , (1.33) где - градиент скорости, 1/с; τ 0- предельное напряжение сдвига, кг/м2; η – структурная вязкость. При выделении частиц взвеси из нефтяной эмульсии в гидроциклоне бу-дет появляться дополнительная сила сопротивления среды, обусловленная структурно-механическими свойствами вязко-пластичных жидкостей [ 2 ]. Эту дополнительную силу сопротивления найдем из выражения W = λ * π * δ * τ 0 = 1.25 * 3.14 * 5.26 * 10-6 * 3,26 = 48,3 Н, (1.34) где λ – коэффициент пропорциональности. В первом приближении его можно принять равным 1,25. Следовательно, структура расчетной формулы для определения гра-ничных размеров частицы твердой фазы приобретает новый вид Т ≥ S + W (1.35) 54.893 ≥ 0,786 справедливый для линейного закона трения, и Т ≥ Рg + W (1.36) 54,893 ≥ 54,63 Подставляя в выражения (1.35) и (1.36)значения входящих в него сил, будем иметь для условия равновесия (1.37) для вязкого сопротивления среды (нефтяных эмульсий) [10]. 3) Расчет сварных швов гидроциклона Проведем расчет сварного шва по ГОСТ 16037-80-С19 на растяже-ние (рисунок ). Форма подготовленных кромок - со скосом, характер сварно-го шва -односторонний на остающейся цилиндрической площадке. Расстояние между кромками труб увеличивается с 1,5мм (без площадки) до 3мм, сварка либо ручная дуговая (Р), либо дуговая сварка в защитном газе плавящимся электродом (ЗП). Основные требования при проектировании сварных конструкций - обеспечение равнопрочности шва и соединяемых им деталей. В соответствии с этим требованием в зависимости от размеров и расположения свариваемых де-талей устанавливают соответствующий тип шва данного соединения. Если сварное соединение осуществляется несколькими швами, то их располагают так, чтобы они были нагружены равномерно [ 26 ]. При расчете на прочность стыковых швов утолщение (наплыв метал-ла) не учитывают. В зависимости от работы стыкового шва его соответственно рассчитывают на растяжение (рисунок ) по формуле [ 4 ] (1.38) где σр – соответственно расчетное напряжение в шве при растяжении и сжатии, МПа; δ – толщина более тонкой свариваемой детали, м; F – сила, растягивающая или сжимающая соединяемые элементы, кН; L – длина шва, м. Сила, растягивающая соединяемые элементы находится по формуле F = Р * Sз = Р * П*R²= 4* 10 * 3.14 * 0.715² = 642 кН, (1.39) где Р – рабочее давление, 4МПа; Sз – площадь заглушки, м². Полученные результаты удовлетворяют условия σр ≤ [σр ]. Аналогично по формуле (1.5.31) на растягивающее напряжение расчитьвается сварной шов соединяющий патрубок (11) с переходом (12) Сила, растягивающая элементы находится по формуле (1.39) F = 4* 10 * 3.14 * 0.22² = 607 кН, Полученные результаты удовлетворяют условию σр ≤ [σр ] [5]. Угловой шов по ГОСТ 5226-80 Т1- 3 рассчитывают на срез по наименьшей площади сечения, расположенного в биссекторной плоскости пря-мого угла поперечного сечения шва. В расчетном сечении толщину углового шва принимают равной 0,7к, где к – катет поперечного сечения шва. При действии на угловой шов силы F его рассчитывают по формуле (1.40) где τс – расчетное напряжение среза в шве, МПа; 1 – длина шва, м; [τс ] – допускаемое напряжение на срез шва, 0,65[σр ] = 92,3МПа. Из формулы (1.5.33) находим длину шва Подставляя значения в формулу (1.5.33) получим . Полученные результаты удовлетворяют условию τс ≤ [τс ]. Сварные швы должны иметь равномерную чешуйчатую поверхность. Непровары, газовые поры, шлаковые включения и другие пороки, снижающие прочность сварных соединений, не должны превышать значений, указанных в ОСТ26-291. [ 28 ] Контроль качества сварных швов должен соответствовать ГОСТ 3242. Производить 100% контроль рентгенопросвечиванием или ультразвуковой де-фектоскопией, цветной дефектоскопией и гидравлическим способом с люминес-центным индикаторным покрытием [ 15 ]. 4) Расчет на прочность резьбового соединения Резьбовое соединение пробки находящееся под действием переменных нагрузок, расчитывается на усталость. При действии переменных нагрузок пробку ставят на рабочее место с предварительной затяжкой. Последующая затяжка их под нагрузкой отсутствует. Переменная внешняя нагрузка на болт изменяется по отнулевому циклу. Максимальное значение переменной нагрузки действует на резьбовое соединение от 0 до F. Пробка нормальной точности, изготовленная из стали 20 [ 4 ]. Максимальное значение переменной внешней нагрузки FВ, действует на резьбовое соединение находим по формуле , (1.41) где р – рабочее давление, МПа; FВ - максимальное значение переменной внешней нагрузки, МН; D1 - меньший наружный диаметр заглушки, мм. Предварительно рассчитаем пробку на статическую прочность. Примем коэффициент внешней нагрузки χ=0,5. Так как здесь нагрузка переменная, то примем коэффициент затяжки пробки κ=4. Тогда рас-четная сила определяется по формуле , (1.42) где κ - коэффициент затяжки, κ=4; χ – коэффициент внешней нагрузки, χ=0,5. Для стали 20 по ГОСТ1050-88 предел текучести δТ=142 МПа и пре-дел прочности при растяжении δР=294 МПа. Допускаемый предел прочности примем [S]=4,5. Допускаемое напряжение на растяжение находим по формуле , (1.43) где δТ - предел текучести, МПа; δР - предел прочности при растяжении, МПа; [S] - допускаемый предел прочности. Внутренний диаметр пробки определяем по формуле . (1.44) Принимаем d1=12мм. Вычисленному значению d1=12мм соответствует коническая резьба R ¼ ГОСТ 2879-69. Перейдем к расчету пробки на усталость. Сила начальной затяжки пробки определяется по формуле . (1.45) Переменная нагрузка действующая на пробку определяется по форму-ле . (1.46) Площадь поперечного сечения пробки по внутреннему диаметру резь-бы А1=0,0004521м2=4,521мм2. Напряжение начальной затяжки определяется по формуле . (1.47) Амплитуда напряжений цикла определяется по формуле . (1.48) Максимальное напряжение цикла определяется по формуле . (1.49) Предел выносливости при растяжении определяется по формуле (1.50) Для пробки диаметром d=12мм максимальное значение коэффициента влияния абсолютных размеров поперечного сечения Кd=0,9. Эффективный коэффициент концентрации напряжений примем Кσ=4 [ 5 ]. Расчет пробки на усталость по запасу прочности по амплетуде произве-дем по формуле (1.51) Достаточен ли коэффициент запаса прочности пробки по максимально-му напряжению, определяем по формуле (1.52) Итак, прочность пробки по всем показателям достаточна. Размер файла: 66,8 Кбайт Фаил: (.rar)
Коментариев: 0 |
||||
Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них. Опять не то? Мы можем помочь сделать! Некоторые похожие работы:К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе. |
||||
Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! От 350 руб. за реферат, низкие цены. Спеши, предложение ограничено ! |
Вход в аккаунт:
Страницу Назад
Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчетная часть-Расчет на прочность и долговечность основных узлов и деталей гидроциклонного сепаратора установки измерительной АГЗУ с гидроциклонным сепаратором типа «Спутник АМ40-8-400КМ»-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подгот
Вход в аккаунт: