Расчетная часть-Расчет влагомера Phase Dynamics и измерительной групповой установки АГЗУ «ОЗНА-Массомер-3000»-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Расчетная часть-Расчет влагомера Phase Dynamics и измерительной груповой установки АГЗУ «ОЗНА-Массомер-3000»: Расчет основных параметров, Расчет на прочность и долговечность, Расчёт сепаратора, Расчет деталей фланцевого соединения на прочность, Расчет сварных швов трубопровода узла влагомера, Расчет на прочность резьбового соединения центрального сер-дечника влагомера, Расчет шпоночного соединения, Расчет труб на внутреннее давление, Расчет на прочность корпуса влагомера, Расчет на прочность измерительной линии-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

1.3 Обоснование основных параметров
 1.3.1 Техническая характеристика установки

Основными параметрами (Таблица 1.4) установки являются установ-ленные технические характеристики установки, полученные в результате расчетов и испытаний , используемые при эксплуатации установок [ 15 ] .

Таблица 1.4 Техническая характеристика измерительной установки «ОЗНА-Массомер-3000»
Параметр Значение
1 2
1. Рабочая среда Газожидкостная смесь
2. Измеряемые продукты Жидкость (нефть, вода), газ
3. Расчетное давление, МПа 4,0
4. Температура рабочей среды, оС +20 ... +65
5. Диапазон дебитов скважин по жидкости, м3/сут 100-3000
6. 6. Допустимая основная относительная
погрешность измерения, не более % по жидкости ±2,5
по газу ±5,0
7. Содержание воды в нефти, % 2-95
8. Газовый фактор, нм3/т, не более 105
9. Содержание сероводорода, объемная доля, % , не бо-лее 3
10. Допускаемое гидравлическое сопротивление, кг/см2 до 4
11. Плотность нефти при 200 С, при 0,102 МПа, кг/м3 851
12. Вязкость кинематическая нефти, мм2/с: при 20оС; при50оС 8,1; 13,4
13. Температура застывания нефти, оС +6

Продолжение таблицы 1.4
1 2
14. Содержание в нефти, % масс:
- парафинов
- смол
- серы
- асфальтенов




 
4,28
5,42
0,62
0,19
15. Плотность выделяющегося газа при нормальных условиях кг/м3 0,913
16. Плотность пластовой воды, кг/м3 1052
17. Показатель рН пластовой воды 5,7 — 7,6
18. Категория и группа взрывоопасной смеси IIВ-ТЗ
19. Класс опасности среды III
20. Класс взрывоопасности зоны по ПУЭ В-Iа
21. Место расположения Надземное размещение на свайных опорах на открытой площадке
22. Количество подключаемых скважин, штук 6
23. Вид запорной арматуры Запорные устройства с элек-троприводом AUMA MATIC
24. Диаметр подводящих трубопроводов, мм 159
25. Диаметр выходного трубопровода, мм 325
26. Вид поставки: Блочно-комплектная
27. Установленный срок службы изделия, лет 10
28. Температура окружающей среды (по СНиП 2З-01-99*), оС
- средняя, наиболее холодной пятидневки
- абсолютно минимальная района эксплуатации изде-лия 

минус 37
минус 48
29. Снеговая нагрузка, кПа 3,2
30. Ветровая нагрузка, кПа 0,38
31. Дополнительные характеристики:
- исполнение оборудования;
- установка оснащена освещением, обогревом, прину-дительной и естественной вентиляцией, приборами КИП и А и средствами автоматизации, датчиком не-санкционированного доступа, датчиком температуры для дистанционного измерения температуры воздуха в помещении и датчиками-реле температуры для управ-ления электропечами;
- принудительная система вентиляции c автоматиче-ским управлением по загазованности и пожарной без-опасности.
- дренаж замерной установки и трубопроводов. 
Взрывозащищенное
Утепленный блок-бокс





Да


Да
1.3.2 Расчет основных параметров
Рабочее давление установки определяем исходя из дополнительного внутреннего избыточного давления трубопровода. Дополнительное внут-реннее избыточное давление для трубопровода определяется по формуле [ 22 ]



где  Р– расчетное давление, МПа;
δ – расчетная толщина стенки, мм;
D – внутренний диаметр трубопровода, мм;
φ - коэффициент прочности сварного шва;
[ δ ] - допускаемое напряжение для материала труб сталь 20
,
где С1 =0,2 -прибавка к расчетной толщине для компенсации коррозии (в год для стали 20 с учетом срока службы емкости сепарационной 10 лет);
С2 = 0,8 мм – минусовой допуск на толщину стенки корпуса гидроцик-лона;
4,16 МПа > 4,0 МПа, что допустимо.
Для нахождения параметра пропускной способности по газу положены эмпирические формулы [ 7]

, (1.4)
где  - допустимая скорость газа в сепараторе, м/с.
При отношении длины емкости к диаметру равном 3:1, производитель-ность по газу соответствует оптимальной величине. При других значениях отношения длины сепаратора к диаметру в правую часть формулы (1.2) вво-дится поправочный коэффициент

. (1.5)

Упрощенная формула (1.2) решена при значениях Р=4МПа, t=0oC, Z=1. ρн=1000 кг/м3, ρг=0,7 кг/м3, υг=0.03 м/с [ 9 ].

. (1.6)
Пропускная способность по нефти определяется по формуле

(1.7)

где   - максимальная производительность по нефти, полученная на осно-вании экспериментальных данных (3250 м3/cут).

Подставляя значения в формулу (1.5) получим [15]



Необходимое качество сепарации – удельный унос жидкости определя-ется по формуле

кг/кг. (1.8)
Унос жидкости вместе с газом определяется по формуле
кг/сут . (1.9)

1.4 Усовершенствование узла влагомера путем замены линии качества
1.4.1 Обоснование и описание усовершенствованного узла

В базовом варианте установки измерительной установки «ОЗНА-Массомер-3000» для нормального функционирования влагомера, получения достоверных данных была спроектирована линия качества. Ее необходи-мость была обусловлена тем, что в то время не было конструкции влагомера на используемую четырех дюймовую трубу, а существовал только двух дюймовой влагомер. Таким образом для работы влагомера собирали линию качества (рисунок 1.8) состоящую из:
1) Влагомера Phase Dynamics 2”;
2) Пробоотборника;
3) Трех задвижек ЗКЛ2 50-40;
4) Счетчика нефти турбинного НОРД-М-40-63;
5) Пробоотборника ручного стандартного РПС 2517 Ду50, Ру63;
6) Крана шарового запорно-регулирующего Ду100 Ру40 (Triply) с электро¬приводом AUMA Matic с электронным датчиком положе-ния;
7) Различных вспомогательных элементов, таких как стойки, элементы кре¬пления (шпильки, шайбы, гайки).
Общая стоимость этих элементов составляет 1474533,6 рублей.
В данном проекте рассматривается модернизация этого узла влагоме-ра, путем замены линии качества полнопоточным влагомером на 4 дюйма, что позволит избежать затрат на линию качества и повысит точность измере-ния обводненности продукции скважин, за счет более совершенной кон-струкции влагомера и исключения лишних элементов, а равно лишних при-чин для искажения результатов замера.


1 - влагомер; 2 – пробоотборник; 3 – задвижки; 4 – турбинный счетчик; 5- пробоотборник ручной; 6 – кран с электроприводом
Рисунок 1.8 – Линия качества

Этот анализатор (Таблица 1.5) измеряет процент воды в жидком пото-ке нефти. Техника измерения основана на принципе измерения нагрузки ге-нератора. Система разработана без движущихся частей и калибрована для самой высокой точности по широкому диапазону давления, скорости потока и температуре.
Особенности
1) Металл - 316L сталь
2) Отсутствие движущихся частей
3) Измерение в реальном времени водного содержания
4) Температурная компенсация измерений
5) Грозозащита на входе напряжения линии
6) Встроенные самодиагностические испытания предупреждают относи¬тельно любых ошибок
Таблица 1.5 Техническая характеристика влагомера Phase Dynamics
Параметр Значение
1 2
Система
Требования к питающему напряже-нию 200-260 В переменного тока, 50 Герц, в среднем 25 Ватт, 60 Ватт. Максимум при включении
Диапазон измерения От 0 до 100 % воды
Аварийная ситуация От 0 до 100 содержания воды %, вы-бираемое с задержкой (От 0 до 300 секунд по выбору)
Температура жидкости От 15 до 700С и от 0 до 700С (спецпо-ставка)
Диапазон содержания солей От 0,5 до 8.0 %
Точность
Нефтяная фаза 0.5 %
Водная фаза 1.0 %
Электронный блок
Окружающая температура От 0 до 550С
От -40 до 550С (спецпоставка)
Температура хранения От -45 до 700С
Вес блока 4,5 кг
Секция измерения
Окружающая температура -23 до 550С и от -40 до 550С (спец-поставка)
Рабочее давления До 15 Мпа
Температура хранения От -45 до 700С

7) Два выходных реле, одно для ошибок системы, другое для ава-рии
8) Аналоговый выход (0-20 или 4-20 мA)
9) RS-422 канал связи
10) Счетчик чистой нефти; принимает сигнал расходомера (импульс или ток) для получения результатов измерений отдельно по нефти, во-де и жидкости
11) До 50 наборов данных калибровки могут быть занесены в память
Система состоит из трех компонентов как показано на рисунке 1.9;
1) Секция измерения,
2) Единица электроники,
3) Кабель системы.


1 – секция измерении; 2 – кабельная система; 3 – единица электроники
Рисунок 1.9 - Анализатор для измерения воды в нефти.

Секция измерения (рисунок 1.10), показанная на рисунке, состоит из:
- Секции трубы,
- Температурный датчик,
- Микроволновый модуль генератора, установленный в защитном кор-пусе

1 – секция трубы, 2 – температурный датчик; 3 – модуль генератора
Рисунок 1.10 - Секция измерения

Единица электроники - компьютер, который обеспечивает разнообра-зие функций,
1) Жидкий кристаллический дисплей,
2) Четыре выключателя для оператора,
3) Регулирование напряжения входа,
4) DC напряжение для модуля генератора,
5) Все функции входа /выхода, необходимые для надлежащего дей-ствия.

1.4.2 Принцип работы влагомера

Кабель системы обеспечивает "связь", по которой единица электроники обеспечивает необходимые сигналы к модулю генератора. Генератор также посылает соответствующие сигналы частоты, температуры, и отраженной энергии на компьютер для вычисления водного содержания.
При нормальных условиях, операционная работа анализатора может быть описана следующим образом.
Напряжение входа преобразовано в необходимые DC напряжения. При включении единица электроники исполняет набор самодиагностических ис-пытаний. Электропитание обеспечивает 15 и 30 Вольт постоянного напряже-ния к модулю генератора: 15 Вольт на генератор и 30 Вольт на нагреватель, который обслуживает генератор при 700С. Это устраняет любую погреш-ность частоты из-за изменений температуры, которая могла бы закончиться ошибками при измерении. 5 Вольт используется единицей электроники для цифровой схемы.
Жидкости, текущие через секцию измерения действуют на микроволно-вый генератор, чтобы вынудить изменение в естественной частоте колебания.
Температурный датчик вставлен непосредственно в жидкий поток через стену трубы седла недалеко от микроволнового генератора. Провода датчи-ка, проложенные в безупречной стальной трубке, передают этот сигнал к мо-дулю генератора и затем к единице электроники.
Отраженный сигнал энергии  генератора измеряется. Эта инфор-мация используется, чтобы определить фазу эмульсии - вода в нефти или нефть в воде. Внутри модуля генератора, счетчик частоты и цепь разделения понижают микроволновый сигнал на частоте, которая может быть передана по кабелю системы (изолированная скрученная пара).
Частота, температура, и отраженные сигналы энергии передаются через кабель системы от модуля генератора до единицы электроники. Эти сигналы поступают на микропроцессор, где соленость и температура вносят в ком-пенсацию, а содержание воды рассчитываются с помощью имеющихся за-водских коэффициентов.
Одновременно, сигнал, пропорциональный водному содержанию по-является в аналоговом выходе, а дисплей обеспечивает мгновенное считыва-ние содержание воды и измеренной температуры.
Цикл измерения частоты повторяется приблизительно раз в секунду, чтобы обеспечить мгновенное, непрерывное, и в реальном масштабе времени измерение водного содержания.
В то время как происходит непрерывное измерение водного содержа-ния, единица электроники периодически выполняет самодиагностические проверки. Иногда, дисплей показывает различные проверяемые испытания и результат, Эти испытания самодиагностики закончены "на заднем плане" и никоим образом не затрагивают фундаментальное измерение или вычисление водного содержания. Если будет обнаружена ошибка, то срабатывает специ-альное реле и на дисплее отображается ее код.
Четыре выключателя, позволяют оператору выбирать разнообразие параметров и коэффициентов. Эти параметры могут быть изменены и введе-ны в операционную память, чтобы обеспечить надлежащие измерения.
Анализаторы работают, используя микроволновое изменение нагрузи генератора. Изменение нагрузи дано, чтобы описать изменение частоты ге-нератора при изменении влагосодержания нефти. Компоненты электрической цепи и внешняя нагрузка определяют частоту генератора. Микроволны, ко-торые распространяются через жидкость в секции измерения, определяют нагрузку генератора.
Секция измерения состоит из тонкого твердого сердечника, установ-ленного внутри большей трубы, как показано на рисунке 1.11. Сердечник одним концом связан с генератором. Он покрыт твердой пластмассой, чтобы предотвратить прямой контакт между металлическим сердечником и водоне-фтяными эмульсиями. Электрически эта труба, сердечник и пластмасса - ко-аксиальная линия передачи, образующая цепь измерения. Жидкости текут по секции измерений через волны, которые устанавливают перпендикуляр к по-току жидкости. Микроволновый сигнал проходит длину трубы дважды; вниз по трубе от генератора, затем отражается и возвращается к модулю генера-тора.

1 - центральный сердечник; 2 – секция измерения
Рисунок 1.11- Секция измерения и центральный сердечник.

Поглощаемость эмульсии изменяется пропорционально содержанию воды в нефти. Поглощаемость эмульсии состоит из двух частей - диэлектри-ческой постоянной и потерь. Относительная диэлектрическая постоянная нефти - 2.2, а воды - приблизительно 70. Потеря определяется прежде всего содержанием соли в воде. Точное измерение водной солености и надлежаще-го ввода этой информации в электронный блок необходимо для лучшей точ-ности вычисления.
Поглощаемость водонефтяной эмульсии в секции измерения обеспечи-вает комплекс электроники. Нагрузка действует непосредственно на генера-тор, чтобы вынудить предсказуемое повторение и точное изменение по ча-стоте. Эта частота пропорциональна водному содержанию эмульсии. Темпе-ратура и потери также изменяют частоту; оба параметра используются при компенсациях, чтобы вычислить правильное водное содержание. Микропро-цессор использует измеренную частоту, чтобы вычислять и модернизировать водное содержание каждую секунду.
Водонефтяные эмульсии могут существовать в двух основных стадиях. Эмульсия может быть описана как водные капли, находящиеся в нефти (нефтяная фаза) или нефтяных капель, находящихся в воде (водная фаза). Стадия эмульсии определена множеством факторов, включая содержание воды, температуру, давление, соленость, плотность, присутствие эмульгато-ров и т.д.
Кроме того, имеется широкий диапазон водного содержания (прибли-зительно 40-90%) который может существовать в любой стадии. Система должна сначала определить правильную стадию прежде, чем рассчитать точную долю содержания воды
Модуль генератора каждой системы содержит два отдельных контура, которые действуют в различных частотах. Каждый контур оптимизирован для лучшей работы в специфической стадии - один генератор для нефтяных фаз эмульсий и другого для водных.
Две эмульсии, нефтяная и водная, со значительно различным водным содержанием, могут дать одинаковую измеренную частоту, поэтому этот па-раметр должен быть измерен, чтобы отличить стадию.
Измеренный параметр, для того чтобы отличить состояние стадии эмульсии - это отраженная энергия генератора. Водные эмульсии возвра-щают намного меньше отраженной энергии, чем нефтяные. Очень небольшое количество энергии отражается назад к модулю генератора, как показано на рисунке 1.12.
Нефтяные эмульсии - намного меньше поглощают энергию, чем водя-ные. Для этого случая, микроволновая энергия проходит вниз секции трубы измерения и назад с очень небольшой потерей энергии в эмульсии непосред-ственно; отраженный уровень энергии выше чем для водных эмульсий.
Система контролирует отраженный уровень энергии, чтобы опреде-лить стадию. Нефтяные эмульсии показывают высокие уровни энергии, и водные эмульсии дают низкие уровни энергии. Как только стадия определе-на, система переключается на соответствующий генератор для измерения ча-стоты и определения (намерения) водного содержания.

Рисунок 1.12 - Отраженные уровни энергии для водонефтяных эмуль-сий.

Для водных эмульсий растворенные соли значительно изменяют нагрузку (секция измерения плюс жидкость), что отмечается микроволновым генератором. Для нефтяных эмульсий растворенные соли имеют малое или никакого влияния. Как показано на рисунке 1.13, одна измеренная частота соответствует различному водному содержанию в водной стадии, в зависи-мости от концентрации растворенных солей.
Каждая система анализатора включает компенсацию на влияние рас-творенных солей. Точное измерение и ручной ввод величины солей требует-ся для точных водных измерений.
Для оптимальной работы, обязательным условием является калибровка по содержанию солей.

Рисунок 1.13 - Зависимость водного содержания от концентрации рас-творенных солей при постоянной температуре

Жидкий поток входит входит в близи генератора. Для лучших резуль-татов, жидкий поток в секции измерения должен быть бурный, чтобы дер-жать смешанную нефть (воду) и "смыть" любое газовое или водное накопле-ние в секции трубы.
Рекомендуемый диапазон нормы потока для оптимальной работы - от 0,3 до 1 м/сек (приблизительно от 2,2 до 22 м3/час). При более низкой скоро-сти потока может начаться нефтеводное разделение, появятся ошибки изме-рений. При более высокой скорости потока может возникнуть кавитация или эрозия.
Если свободный газ присутствует в жидком потоке, то выход должен быть установлен выше чем вход, чтобы позволить газу выходить из секции трубы. Газ имеет тенденцию уменьшать расчетное водное содержание.
Наиболее важные пункты при эксплуатации:
- хорошо-смешанная вода и нефть в секции измерения,
- бурный поток,
- малое содержание газа (или, по крайней мере постоянное газовое со-держание),
Блок электроники устанавливается относительно близко к секции трубы измерения. Стандартная длина кабеля 6 метров. Более длинные кабели до 30 метров допускаются по требованию. Рекомендуется использование одного единственного кабеля.
Каждый анализатор тщательно откалиброван на заводе до поставки. Точно управляемая петля потока используется, чтобы определить реакцию частоты единицы как функции водного содержания. Эта реакция определяет, что с помощью коэффициентов можно вычислить содержание воды при из-мерении частоты. Для водных эмульсий, растворенные соли влияют на пока-зания анализатора. Инструмент калиброван заводом по широкому диапазо-ну растворенных солей. Также, петля потока калибровки используется, что-бы измерить влияние температуры на систему так, чтобы учитывалась тем-пературная компенсация.
Так как система чувствительна к растворенным солям для водных эмульсий, поэтому очень важно при работе калибровать соленость в любое соответствующее время. Это следует делать при изменении продукта, при изменении состава, изменении в сезоне, изменении в подготовке воды, изме-нении процесса, заканчивающееся различной водной соленостью, и т.д.
Для калибровки качают через (или льют в) секцию измерения водный типовой образец произведенной воды для испытания. Рекомендуется делать калибровку солености для самого высокого водного достижимого содержа-ния. Как минимум, калибровка солености должна быть выполнена для вод-ных эмульсий.
Для измеренных уровней энергии ниже порога, поток рассматривается как водная эмульсия, измеряется частота водного генератора и рассчитыва-ется содержание воды. Для измеренной энергии выше порога, выключатели системы переключаются на нефтяной генератор эмульсии и повторно прове-ряют уровень энергии, чтобы подтвердить нефтяное состояние стадии.
Температурные влияния существенны для нефтяных и водных эмуль-сий. Компенсация температуры должна быть включена для лучшего работы анализатора. Температура знаменательно изменяет свойства воды; это изме-нение свойств влияет на частоту генератора. Таким образом, без темпера-турной компенсации, изменяющаяся температура привела бы к изменению частоты, которое будет вести к ошибкам в расчетном водном содержании.
Рисунок 1.14, показывает влияние температуры для нефтяных эмуль-сий. Температурная компенсация включена заводом в калибрующую систему по диапазону температур. Коэффициенты, связывающие частоту с водным содержанием получены для каждой температуры калибровки. Например, единица, калиброванная в 15, 38 и 60 0С будет иметь три набора постоян-ных, один набор при каждой температуре.

Рисунок 1.14 - Влияние температуры на частоту, нефтяная фаза.

Рисунок 1.15 показывает влияние температуры для водных эмульсий для данной солености. Температурная компенсация включена заводом в ка-либрующую систему по диапазону температур для нескольких различных солей. Например, единица, калиброванная в 15, 38, 60 0С при солености 2 % будет иметь три набора W-постоянных, один набор для каждой температу-ры. Для солености 3 %, та же самая единица, калиброванная в 15, 38, 60 0С будет иметь еще три набора W-постоянных, снова, один набор для каждой температуры.
Измеренная температура показывается на дисплее.


Рисунок 1.15 - Влияние температуры на частоту, водная фаза, постоян-ная соленость

1.5 Расчет на прочность и долговечность
1.5.1 Расчёт сепаратора

1.5.1.1 Расчет толщины стенок корпусов, днищ. Толщина стенки опре-деляется по формуле, [10]

,          (1.10)
где Р= 4 МПа – расчетное внутреннее давление;
D – внутренний диаметр корпуса (D = 698 мм – для корпуса сепараци-он¬ной ёмкости, D = 506 мм – для корпуса ёмкости газоосушителя, D = 357 мм – для корпуса ёмкости отстойника);
φр = 1 – коэффициент прочности сварного шва;[σ]= 160 МПа – допус-каемое напряжение для материала корпуса сепара¬ционной ёмкости (труба из стали 17ГС ГОСТ 5520-79);
[σ] = 142 МПа – допускаемое напряжение для материала корпусов ем-кос¬тей отстойника и горизонтального газоосушителя (труба из стали 20 ГОСТ 1050-88);
С = С1+С2, (1.11)

где С1 – прибавка к расчетной толщине для компенсации коррозии (0,1 мм в год для корпуса сепарационной ёмкости и 0,2 мм в год для корпусов емко-стей отстойника и горизонтального газоосушителя и днищ с учетом срока службы емкости 10 лет);
С2 = 0,8 мм – минусовой допуск на толщину стенки корпуса сепараци-онной ёмкости и днищ корпусов;
С2 = 1,8 мм – минусовой допуск на толщину стенки корпуса ёмкости газоосушителя;
С2 = 1,5 мм – минусовой допуск на толщину стенки корпуса ёмкости отстойника.
Толщина днища

, (1.12)

где R – внутренний радиус днища корпуса (R = 696 мм – внутренний ра-диус днища корпуса сепарационной ёмкости, R = 506 мм – внутренний ради-ус днища корпуса ёмкости газоосушителя, R = 357 мм – внутренний радиус днища корпуса ёмкости отстойника);
[σ]= 177 МПа – допускаемое напряжение для материала днищ корпу-сов (листы из стали 16ГС ГОСТ 5520-79).
Произведём расчёты.
Ёмкость сепаратора:
,
.
Принято S = 11 мм, S1=12 мм.
Ёмкость газоосушителя:
,
.
Принято S = 12 мм, S1=12 мм
Ёмкость отстойника:
  ,
  .
Принято S = 10 мм, S1=10 мм.
1.5.1.2 Определение допускаемого внутреннего избыточного давления для корпусов и днищ. Допускаемое внутреннее избыточное давление на стен-ки корпуса

. (1.13)

Допускаемое внутреннее избыточное давление на днища
. (1.14)

Ёмкость сепаратора:
,
.
Ёмкость газоосушителя:
,
.
Ёмкость отстойника:
,
.

1.5.1.3 Проверка условий применения расчетных формул. Расчетные формулы применимы при отношении толщины стенки к диаметру:
- для обечаек

. (1.15)

Для корпуса сепарационной ёмкости
; 0,0131<0,1.
Для корпуса ёмкости газоосушителя
; 0,0162<0,1.
Для корпуса ёмкости отстойника
; 0,0182<0,1;
- для эллиптических днищ

. (1.16)

Для днищ корпуса сепарационной ёмкости
; 0,002<0,0132<0,1.
Для днища корпуса ёмкости газоосушителя
; 0,002<0,0181<0,1.
Для днища корпуса отстойника
; 0,002<0,0201<0,1.
Расчетные формулы применимы.

1.5.2 Расчет деталей фланцевого соединения на прочность

Фланец рассчитывают по наиболее опасному сечению АС (см. рисунок 1.15). При расчёте фланца его можно представить в виде консольной балки с заделкой в сечении АС, [10, 12].
Рассчитаем фланец узла дозирования реагента, соединяющий нагнета-тельный трубопровод с отстойником.
Исходные данные:
- ширина прокладки b = 20 мм;
- эффективная ширина прокладки bэф = 2,5 мм;
- диаметр окружности, проведённой через оси болтов Dб = 160 мм;
- диаметр средней линии опасного сечения Dм = 108,5 мм;
- наружный диаметр опасного сечения Dпр = 117 мм;
- средний диаметр уплотнительного кольца Dср = 100 мм;
- высота паза для прокладки e = 3 мм;
- толщина фланца H0 = 15 мм;
- высота прокладки hп = 6 мм;
- длина плеча силы Р lА = 25,8 мм;
- прокладочный коэффициент упругости m = 5,5;
- давление внутри системы p = 4 МПа;
- количество шпилек z = 8.


Рисунок 1.15 – Схема фланцевого соединения.

Уравнение для расчёта изгибающего момента балки запишется так

= 49216∙0,0258 = 1270 Н∙м. (1.17)

Здесь

Р = Ршп∙z = 6152∙8 = 49216 Н, (1.18)

где

Ршп =(Рдав +∆Рзат +3∙Рзад)/z =(3,14∙104 +1,73∙104 +3∙171,5)/8 =6152 Н; (1.19)

Рдав – действие давления, разжимающего фланцы, рассчитывающееся по формуле

= 3,14∙0,12∙4∙106∙0,25 = 3,14∙104 Н; (1.20)

∆Рзат – остаточное усилие затяжки

∆Рзат = π∙Dср∙bэф∙m∙p= 3,14∙0,1∙0,0025∙5,5∙4∙106 = 1,73∙104 Н; (1.21)

Рзад – усилие, создаваемое изгибающим моментом, возникающим под действием веса узла дозирования и труб, оттягивающих фланцевое соедине-ние

2∙22,3/(0,1 + 0,16) = 171,5 Н, (1.22)

где Мизг = 22,3 Н∙м – минимальный изгибающий момент, равный произве-дению расстоянию от центра тяжести конструкции, крепящейся к фланцу, до плоскости фланца на вес конструкции.
Момент сопротивления опасного сечения

(1.23)

Напряжение в опасном сечении

= (1270/1,64∙10-5) = 7,74 ∙107 Па; (1.24)

σАС < [σ] = 320 МПа.

Внутренний диаметр резьбы шпилек проверяют по формуле

= = 0,010 м, (1.25)

где n = 3...5 – коэффициент запаса прочности шпилек.
Для определения прочности прокладки проверяют параметр βl, отра-жающий устойчивость формы прокладки при действии на неё осевых сил

= 1,285∙0,006/ = 0,24 < 1, (1.26)

где Rср = Dср/2, hраб = hп.
Если βl ≤ 1, расчёт считается законченным. Если βl > 1, то надо сделать прокладку прочнее, например, изменить материал прокладки найти новую ширину сечения прокладки b.

1.5.3 Расчет сварных швов трубопровода узла влагомера

Проведем расчет сварного шва по ГОСТ 16037-80-С19 на растяжение. Форма подготовленных кромок - со скосом, характер сварного 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 элек-тродом (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 деталей 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 металла) не учитывают. В зависимости от работы стыкового шва его соответственно рассчитывают на растяжение по формуле [ 4 ]

,  (1.27)

где σр – соответственно расчетное напряжение в шве при растяжении и сжа-тии, 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,   (1.28)

где Р – рабочее давление, 4МПа;
Sз – площадь заглушки, м2.
Полученные результаты удовлетворяют условия σр ≤ [σр ].
Аналогично по формуле (1.27) на растягивающее напряжение рассчи-тывается сварной шов соединяющий патрубок (11) с переходом (12)

.

Сила, растягивающая элементы находится по формуле 1.28

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 прямого угла поперечного сечения шва. В расчетном сечении толщину угло-вого шва принимают равной 0,7к, где к – катет поперечного сечения шва.
При действии на угловой шов силы F его рассчитывают по формуле

, (1.29)
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 (1.29) находим длину шва
.

Подставляя значения в формулу (1.29) получим

.

Полученные результаты удовлетворяют условию τс ≤ [τс ].
Сварные швы должны иметь равномерную чешуйчатую поверхность. Непровары, газовые поры, шлаковые включения и другие пороки, снижаю-щие прочность сварных соединений, не должны превышать значений, ука-занных в
ОСТ26-291. [ 12 ]
 Контроль качества сварных швов должен соответствовать ГОСТ 3242. Производить 100% контроль рентгенопросвечиванием или ультразвуковой дефектоскопией, цветной дефектоскопией и гидравлическим способом с лю-минесцентным индикаторным покрытием [ 15 ].

1.5.4 Расчет на прочность резьбового соединения центрального сер-дечника влагомера

Резьбовое соединение сердечника находящееся под действием перемен-ных нагрузок, рассчитывается на усталость. При действии переменных нагрузок сердечник 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. Сердеч-ник нормальной точности, изготовлен из карбонильного железа марок МР-10 [ 4 ].
Максимальное значение переменной внешней нагрузки FВ, действует на резьбовое соединение находим по формуле

, (1.30)

где р – рабочее давление, МПа;
FВ - максимальное значение переменной внешней нагрузки, МН;
D1 - меньший наружный диаметр заглушки, мм.

Предварительно рассчитаем сердечник на статическую прочность.
Примем коэффициент внешней нагрузки χ=0,5. Так как здесь нагрузка переменная, то примем коэффициент затяжки сердечника κ=4. Тогда расчет-ная сила определяется по формуле

, (1.31)

где κ - коэффициент затяжки, κ=4;
χ – коэффициент внешней нагрузки, χ=0,5.
Для материала сердечника по ГОСТ1050-88 предел текучести δТ=142 МПа и предел прочности при растяжении δР=294 МПа. Допускаемый предел прочности примем [S]=4,5. Допускаемое напряжение на растяжение находим по формуле

, (1.32)

где δТ - предел текучести, МПа;
δР - предел прочности при растяжении, МПа; 
 [S] - допускаемый предел прочности.
Внутренний диаметр сердечника определяем по формуле


. (1.33)

Принимаем d1=10мм.
Вычисленному значению d1=10мм соответствует мертическая резьба R 5 ГОСТ 2879-69.
Перейдем к расчету сердечника на усталость. Сила начальной затяжки сердечника определяется по формуле

. (1.34)

 Переменная нагрузка действующая на сердечник определяется по фор-муле

. (1.35)

 Площадь поперечного сечения сердечника по внутреннему диаметру резьбы А1=0,0004521м2=4,521мм2.
Напряжение начальной затяжки определяется по формуле

.  (1.36)

Амплитуда напряжений цикла определяется по формуле

.  (1.37)

Максимальное напряжение цикла определяется по формуле

.  (1.38)

Предел выносливости при растяжении определяется по формуле

.  (1.39)

Для сердечника диаметром d=12мм максимальное значение коэффици-ента влияния абсолютных размеров поперечного сечения Кd=0,9. Эффектив-ный коэффициент концентрации напряжений примем Кσ=4 [ 5 ].
Расчет сердечника на усталость по запасу прочности по амплитуде произведем по формуле

 (1.40)

 Достаточен ли коэффициент запаса прочности сердечника по макси-мальному напряжению, определяем по формуле

   (1.41)

Итак, прочность сердечника по всем показателям достаточна.

1.5.5 Расчет шпоночного соединения

Шпоночное соединение пальца задвижки с маховиком осуществляется с помощью призматической шпонки , имеющей размер LxBxH=4х4х32 мм.
Расчет шпоночного соединения состоит из из расчета на смятие и расчета на срез. Расчет на смятие производится по формуле:

,        (1.42)

где d=0,12 м – диаметр вала;

Рисунок 1.16 - Шпоночное соединение вала и ведомого диска

L=0,14 м – рабочая длина шпонки;
H=0,03 м – высота шпонки;
t=0,015 м – глубина врезания шпонки в вал;
Мкр=22 кНм – максимальный крутящий момент на подъемном валу ле-бедки;
- напряжение смятия в зоне контакта;
z=1 – число шпонок;

.
 
Допускаемое напряжение смятия для переменного вида нагрузки, дей-ствующей от нуля и до максимума, для материала сталь45 термообработка улучшение .Таким образом прочность соединения на смятие выполняется, поскольку .
Расчет на срез производится по формуле:

,        (1.43)

где: B=0,03 м – ширина шпонки;

.

Допускаемое напряжение среза для переменного вида нагрузки, дей-ствующей от нуля до максимума, для материала сталь45 термообработка улучшение .Таким образом прочность соединения на срез выпол-няется, поскольку .
Исходя из произведенных выше расчётов видно, что прочность шпо-ночного соединения на подъемном валу лебедки с большим запасом прочно-сти.

1.5.6 Расчёт на прочность соединения на шпильках

Расчёт соединений на шпильках на прочность производится по напря-жениям смятия и среза.
Определим напряжение среза, действующее на витки резьбы шпилек, соединяющих фланцы влагомера и трубопровода.

,       (1.44)

где  - осевая сила, действующая на шпильку;
- число рабочих витков в соединении;
- коэффициент, учитывающий неравномерность распре