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

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

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, кгсек/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=0C, 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 tC; 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 1⁄4 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.