Введение Арматура – неотъемлемая часть любого трубопровода. Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей или газов, транспортируемых по трубопроводам. Как известно, любой магистральный трубопровод состоит их линейной части, перекачивающих (газокомпрессорных или насосных) и распределительных станций, предназначенных для направления транспортируемой среды потребителям. На магистральных трубопроводах по характеру работы различают арматуру линейной части и обслуживающую перекачивающие и распределительные станции. Запорная арматура линейной части трубопровода, устанавливаемая через каждые 25-30 км, предназначена в основном для отсекания участка трубопроводов при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). На перекачивающих и распределительных станциях арматура предназначена для оперативных переключений, обеспечивающих основные технологические процессы, а также отключений отдельных участков при ремонте. Кроме того, на технологических трубопроводах химических и нефтехимических производств арматура эксплуатируется весьма интенсивно: в некоторых технологических процессах цикл открытие – закрытие совершается несколько раз в минуту. В некоторых процессах арматура подвергается значительным вибрациям, действию высоких и низких температур. Диапазоны температур, давлений, вязкостей, химической активности и других свойств перекачиваемых сред, на которых работает арматура, непрерывно расширяются. Все это создает известные трудности при конструировании арматуры, а также при подборе готовых конструкций применительно к конкретным рабочим условиям. Разнообразные условия, при которых работает арматура, специфичность требований, предъявляемых к ней, вопросы надежности и долговечности, большой число конструкций затрудняют выбор арматуры для тех или иных конкретных условий работы. Правильный выбор того или иного конструктивного типа арматуры в значительной степени предопределяют безаварийную работу как отдельных технологических производств в целом, так и трубопроводов, в частности. В настоящее время потребители трубопроводной арматуры и приводов затрачивают значительные средства на организацию входного контроля и ремонта трубопроводной арматуры и приводов. Эти меры позволяют значительно сократить объемы использования непригодной к эксплуатации продукции. Однако этот выход является не самым рациональным, поскольку контроль качества происходит после приобретения продукции. Предприятия ТЭК расширяют проведение испытаний арматуры у поставщиков арматуры на предмет их соответствия условиям заводских поставок. Преимущества этого метода контроля заключается в том, что качество продукции определяется до заключения договора. Теоретическая часть 1. Общие сведения. 1.1 Общие положения Вся вновь поступающая арматура и обратные затворы должны подвергаться приемо-сдаточным испытаниям на заводе-изготовителе в присутствии представителя технического надзора ОАО «АК «Транснефть» или на специализированном ремонтном предприятии (ЦБПО) под надзором службы технического контроля в соответствии с программой приемо-сдаточных испытаний арматуры, разработанной заводомизготовителем или специализированным ремонтным предприятием и утвержденной ОАО «АК «Транснефть». Входной контроль, техническое обслуживание, ремонт запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов проводится в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». Нормативы по техническому обслуживанию и ремонту распространяются на запорную арматуру и обратные затворы отечественного и импортного производства условным диаметром от 50 до 1200 мм включительно для линейной части магистральных нефтепроводов, технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и систем пожаротушения: задвижки клиновые и шиберные; краны шаровые; затворы обратные. Организация работ по проведению технического обслуживания, текущего, среднего, капитального ремонта, диагностики и освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов НПС возлагается на службу главного механика, линейной части нефтепроводов на службу ЛЭС. Границы раздела обслуживания между службами главного энергетика и АСУ ТП устанавливаются в соответствии с утвержденным типовым положением ОАО «АК «Транснефть». Арматура и обратные затворы считаются работоспособными, если: обеспечивается прочность и плотность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением; не наблюдается пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы; обеспечивается герметичность всех уплотнений и фланцевых соединений; обеспечивается герметичность затвора арматуры и обратного затвора в соответствии с требованиями настоящего документа; обеспечивается (в том числе электроприводом арматуры) плавное перемещение без рывков и заеданий всех подвижных частей; обеспечивается отключение электропривода арматуры при достижении затвором крайних положений и при превышении допустимого значения крутящего момента. При невыполнении любого из этих условий арматура и обратные затворы считаются неработоспособными и выводятся из эксплуатации. Технологический режим работы запорной арматуры с указанием вида управления (местный или дистанционный), перепада давления до и после арматуры (для запорной арматуры с электроприводом) и максимального рабочего давления устанавливается на основании проектной документации, утверждается главным инженером РНУ и доводится до сведения эксплуатационно-ремонтного персонала НПС. Запрещается эксплуатация арматуры в промежуточном (между полностью открытым и закрытым) положении запорного органа, кроме периода его закрытия и открытия. При аварийных ситуациях на НПС клиновые и шиберные задвижки могут эксплуатироваться непродолжительное время в режиме дросселирования в промежуточном положении запорного органа, при условии не превышения максимально допустимого перепада давления на запорном органе. Служба главного механика должна осуществлять регистрацию отказов, учет срока эксплуатации и количества циклов срабатывания арматуры, установленной на технологических и вспомогательных нефтепроводах НПС, с занесением этих данных в паспорт-формуляр арматуры. Учет и регистрация вышеуказанных данных по арматуре, установленной на линейной части МН, возлагается на службу ЛЭС. 1.2. Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры и обратных затворов Для поддержания арматуры и обратных затворов в работоспособном состоянии при эксплуатации выполняются: техническое обслуживание ТО 1; сезонное обслуживание ТО 2; текущий ремонт (ТР); средний ремонт (СР); капитальный ремонт (КР); техническое освидетельствование. Средний ремонт клиновых задвижек и обратных затворов проводится без демонтажа с трубопровода. Средний ремонт шиберных задвижек не проводится. Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов проводится с демонтажем в условиях специализированного ремонтного предприятия. Периодичность и объем работ по техническому обслуживанию и ремонту арматуры должны соответствовать требованиям документации на конкретный вид арматуры и настоящего раздела (таблица 1.1). Сроки выполнения технического обслуживания и ремонта должны определяться с учетом плановых остановок НПС и линейной части МН. Контроль герметичности затвора запорной арматуры и обратных затворов совмещается с плановыми остановками МН и НПС и выполняется согласно Регламенту входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». Периодичность проведения контроля герметичности затвора арматуры и обратных затворов приведена в таблице 1.2. Для контроля герметичности затвора создается перепад давления равный 0,1-0,2 МПа при избыточном давлении не менее 0,4 МПа. Герметичность затвора арматуры определяется по изменению давления на отсеченных участках нефтепровода и по фиксированию шума протечек нефти через затвор. Изменение давления на отсеченном участке нефтепровода контролируется по показаниям манометров (не ниже первого класса точности с ценой деления не более 0,05 МПа) не менее 30 мин. Регистрация шума осуществляется акустическими приборами (течеискателями, шумомерами). Изменение давления (за 30 мин на 0,1 МПа и более), фиксирование шума протечек нефти через затвор свидетельствуют о негерметичности затвора проверяемой запорной арматуры. Результаты контроля герметичности затвора арматуры оформляются актом установленной формы, заносятся в формуляр. Диагностический контроль задвижек осуществляется в соответствии с РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов». Диагностический контроль задвижек, обратных затворов и шаровых кранов осуществляется акустико-эмиссионным или магнитометрическим, ультразвуковым, капиллярным (магнитопорошковым) методами. При этом проводится измерение толщины стенок. Ультразвуковое измерение толщины стенок при проведении диагностического контроля арматуры проводится в определенных контрольных точках. Контрольные точки подлежат маркировке краской с целью толщинометрии в этих же точках при последующих диагностировании и ремонтах. Результаты измерения заносятся в паспорт (формуляр). При выявлении негерметичности или недопустимых дефектов корпуса, а также невозможности восстановления работоспособности задвижек обратных затворов и шаровых кранов при проведении ремонтов на НПС оборудование подлежит демонтажу и ремонту на специализированном предприятии (ЦБПО). Задвижки, установленные на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов, после среднего ремонта подвергаются гидравлическим испытаниям водой давлением 1,25Рраб (где Рраб максимально разрешенное рабочее давление в коллекторе НА) в течение не менее 30 мин. Давление создается на участке между закрытыми задвижками на приеме и нагнетании насоса. После среднего ремонта клиновые задвижки (кроме установленных на приеме и нагнетании магистральных и подпорных насосов) и обратные затворы подвергаются испытаниям на герметичность по отношению к внешней среде давлением нефти 1,1Рраб в течение не менее 30 мин. После проведения гидравлических испытаний задвижек давление сбрасывается до атмосферного и дополнительно проводится испытание на герметичность сальникового уплотнения в течение 5 мин, подачей воздуха с избыточным давлением 0,1-0,3 МПа под крышку. После среднего ремонта задвижек проводится также испытание на герметичность затвора задвижек в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования запорной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть». Арматура после ремонта и испытаний должна соответствовать классу герметичности затвора, указанному в таблице 1.3. Протечки (пропуск среды) в затворе арматуры и обратном затворе по результатам испытаний на герметичность должны быть не более величин, указанных в таблицах 1.4 и 1.5. Перед проведением среднего ремонта клиновых задвижек и обратных затворов, а также после 15 лет эксплуатации шиберных задвижек и шаровых кранов проводится диагностический контроль их технического состояния. 1.3. Капитальный ремонт арматуры и обратных затворов Задвижки, обратные затворы и шаровые краны подлежат демонтажу и капитальному ремонту в условиях специализированного предприятия после 30 лет эксплуатации, а также в случае несоответствия герметичности затвора требованиям настоящего документа или обнаружения дефектов оборудования, не устраняемых текущим или средним ремонтом. Капитальный ремонт задвижек DN 50-250 мм не проводится. При капитальном ремонте арматуры и обратных затворов в условиях специализированного предприятия проводится полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, восстановление их конструктивных параметров или замена пришедших в негодность в результате коррозии или чрезмерного механического износа деталей. Объём капитального ремонта в условиях специализированного предприятия определяется на основании составленной дефектной ведомости. После проведения капитального ремонта проводятся приемо-сдаточные испытания в соответствии с «Регламентом входного контроля, технического обслуживания, ремонта, технического освидетельствования западной арматуры и обратных затворов объектов МН ОАО «АК «Транснефть». 1.4. Техническое освидетельствование запорной арматуры и обратных затворов Техническое освидетельствование арматуры проводится, если арматура: выработала назначенный ресурс в часах или циклах; после проведенного капитального ремонта в условиях специализированного ремонтного предприятия; по истечении срока установленного предыдущим освидетельствованием, но не более предельного срока службы арматуры. Техническое освидетельствование проводится ремонтным предприятием после проведения капитального ремонта, а также специализированной организацией непосредственно на нефтепроводе при плановых остановках, если арматура находится в эксплуатации. Срок очередного технического освидетельствования арматуры, прошедшей капитальный ремонт производится не более чем через 10 лет ее эксплуатации. Объем работ при освидетельствовании должен соответствовать РД «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы трубопроводной арматуры нефтепроводов». 1.5. Нормативы технического обслуживания и ремонта Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонтов арматуры и обратных затворов приведены в таблице 1.6. Трудоемкость капитального ремонта определяется на специализированном предприятии согласно технологическим картам на ремонт оборудования. Нормы технологического резерва запасных частей арматуры и обратных затворов приведены в таблице 1.7. 2. Классификация арматуры Чтобы представить все многообразие исполнений и модификаций трубопроводной арматуры, ее можно классифицировать по следующим основным признакам: 1) По области применения: промышленная трубопроводная арматура общего назначения промышленная трубопроводная арматура для особых условий работы специальная арматура судовая арматура сантехническая арматура 2) По функциональному назначению: запорная арматура регулирующая арматура распределительно-смесительная (трехходовая или многоходовая) арматура предохранительная арматура защитная арматура фазоразделительная арматура 3) По конструктивным типам: задвижка вентиль кран затвор затвор (дисковый) запорный клапан 4) В зависимости от условного давления рабочей среды: вакуумная (давление среды ниже 0,1 МПа) низкого давления (от 0 до 1,6 МПа) среднего давления (от 1,6 до 6, 4 МПа) высокого давления (от 10 до 100 МПа) сверхвысокого давления (от 100 МПа) 5) По температурному режиму: криогенная (рабочие температуры ниже минус 153˚ С); для холодильной техники (рабочие температуры от минус 153˚ С до минус 70˚ С); для пониженных температур (рабочие температуры от минус 70˚ С до минус 30˚ С); для средних температур (рабочие температуры до 455˚ С); для высоких температур (рабочие температуры до 600˚ С); жаропрочная (более 600˚ С). 6) По способу присоединения к трубопроводу: муфтовая; цапковая; под приварку; фланцевая; штуцерная. 7) По способу герметизации: сальниковая; мембранная; сильфонная; шланговая. 8) По способу управления: под дистанционное управление; приводная; с автоматическим управлением; с ручным управлением. 3. Запорная арматура Основное назначение запорной арматуры – перекрывать поток рабочей среды по трубопроводу и снова пускать среду в зависимости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют: - для переключения потока или его части из одной ветви системы в другую; - для дросселирования потока среды, т.е. изменения его расхода, давления и скорости. Арматура для газонефтепроводов изготовляется из чугуна серого, чугуна ковкого, углеродистой легированной стали, цветных металлов и пластмасс, в зависимости от энергетических параметров потока (давления и температуры), диаметра трубопровода и назначения арматуры. По возможности материал арматуры должен соответствовать материалу трубопровода. В качестве сальниковой набивки в арматуре для нефтепроводов с температурой продукта до 1000С применяется хлопчатобумажная пропитанная набивка марки ХПБ и пеньковая плетеная пропитанная набивка марки ЛП. При температуре перекачиваемого нефтепродукта до 200°С применяются плетеные асбестовые набивки марок АЛ (пропитанная), АМБ (маслобензостойкая), АЛА (прорезиненная пропитанная) и др. Для всех нефтепродуктов в качестве сальниковой набивки можно применять бензостойкую резину. Прокладки для арматуры изготовляются из паронита, хлорвинила, картона прокладочного, пропитанного горячей олифой, столярным клеем, техническим желатином с глицерином. В качестве материала для прокладок можно применять листовую маслобензостойкую резину. Арматура из ковкого чугуна допускается к установке на газопроводах с рабочими температурами от -30 до +1500С и при рабочих давлениях не выше рР≤ 1,6 МПа. Арматура из серого чугуна допускается к установке на газопроводах в пределах рабочих температур не ниже -100С и не выше +1000С с рабочим давлением среды рР ≤ 0,6 МПа. Чугунную арматуру нельзя применять на трубопроводах для сильнодействующих ядовитых газов; на трубопроводах, подверженных вибрации; на трубопроводах, работающих при резко переменном температурном режиме среды; при температурах ниже -30 0С для ковкого чугуна и -10 0С - для серого чугуна; при перекачке замерзающих жидкостей около 0 0С; при давлениях выше рабочих. Арматура общего назначения, изготовленная из хромоникелевых сталей, может применяться при температуре перекачиваемой среды не ниже -70 °С. Использование арматуры из цветных металлов и сплавов допускается лишь в случаях, когда нельзя применять стальную или чугунную арматуру. Вся стальная арматура должна иметь изготовленные совместно с корпусом патрубки длиной не менее 100 мм при DУ ≤ 150 мм и не менее 200 мм при DУ > 150 мм. Запорная арматура, имеющая диаметр прохода более 400 мм, должна применяться со специальными приводами. Для обеспечения нормальной работы арматуры в ней применяются антифрикционные и уплотнительные смазки и гидромасла. Смазки бывают: антифрикционные, защитные и уплотняющие (герметики); низко-, средне- и туго плавкие; водостойкие, морозостойкие; защитные от коррозии, кислотоупорные. Основные требования к запорной арматуре линейной части магистральных трубопроводов: минимальное гидравлическое сопротивление полностью открытой арматуры; легкость срабатывания после длительной эксплуатации в открытом положении; высокая надежность; долговечность; безотказность; герметичность затвора и всех уплотнений; коррозионная стойкость. К запорной арматуре перекачивающих станций предъявляются дополнительные требования: должна иметь большое число циклов срабатывания до отказа; возможность работы на сменных уплотнениях; взрывобезопасность. Выбор типа запорной арматуры производится в зависимости от конкретных условия и технологического процесса, свойств перекачиваемой среды, характера работы арматуры, вида нагрузок, температурного режима. Большую роль играют габариты и масса запорной арматуры, вид привода для срабатывания и быстрота срабатывания. Одним из основных свойств арматуры является ее герметичность. Наиболее герметичны вентили и шаровые краны с плавающей пробкой, в которых для уплотнения используется усилие от давления перекачиваемой среды. На трубопроводах диаметром более 300 мм рекомендуется применять задвижки, в том числе и с контактной поверхностью, покрытой пластмассой или специальной резиной, а также шаровые краны со смазкой либо с неметаллическим уплотнением. При малых рабочих давлениях (до 0,6 МПа) и больших проходах арматуры наиболее экономичны дисковые затворы с резиновым уплотнением там, где требуется абсолютная герметичность. Для жидкостей с механическими примесями применяется запорные устройства, которые обеспечивают надёжное и плотное перекрытие потока, например, шаровые краны с пластмассовыми седлами или двухдисковые задвижки с принудительной очисткой уплотнений при закрывании. Если перекачиваемая среда может застывать или из нее выпадает осадок, то применять вентили и задвижки не рекомендуется, так как в корпусах этой запорной арматуры имеются застойные зоны, где могут скапливаться отложения или замерзать перекачиваемая жидкость, а это будет затруднять перемещение запорного элемента. В этом случае целесообразно применять конические или шаровые краны. Арматура трубопроводов светлых нефтепродуктов (бензин, керосин и т.д.) должна отвечать требованиям по герметичности, как и для газообразных сред. Из газов наибольшую герметичность требуют водород и гелий. Для высоковязких нефтепродуктов желательно применять арматуру с обогревом, т.е. корпуса арматуры должны иметь или рубашки для теплоносителя или электроподогрев. Особые требования предъявляются к арматуре для трубопроводов сжиженного газа. Сжиженный газ хорошо растворяет масла и смазки, а сам не является смазкой. Он разрушает резиновые уплотнения, поэтому в арматуре для сжиженных газов необходимо применять специальные пластмассы. Достаточно широко применяются на трубопроводах сжиженного газа шаровые краны с пластмассовым уплотнением. В среде сжиженных газов хорошо работают фторопласт, нейлон, полиэтилен. Важное значение при выборе арматуры имеет характер ее работы - или постоянно открытое (закрывание только на период ремонта или в аварийных ситуациях), или с частым срабатыванием (станционные). В первом случае предпочтительно применять краны, во втором лучше работают вентили, потому что у задвижек будет большой износ уплотнений при частом открытии и закрытии. При перекачках с резкими колебаниями давления, вызывающими ударные волны, применять чугунную арматуру не рекомендуется из-за хрупкости чугуна. При наличии вибрации лучше применять арматуру с резиновым уплотнением - резина "гасит" колебания. При необходимости дросселирования потока лучше всего применять шиберные задвижки или краны. Клиновые задвижки применять не рекомендуется, так как они создают дополнительную вибрацию потока - разрушаются сами и разрушают присоединенное оборудование. Запорную арматуру с уплотнением из фторопласта можно эксплуатировать в интервале температур от - 200 до +260°С. При низких температурах эксплуатации корпус запорной арматуры изготавливается из латуни или никелевых сплавов. Запорная арматура бывает четырех типов: - задвижки – запорный элемент перемещается поперек потока; - вентили – запорный элемент перемещается вдоль потока жидкости без трения о корпус и его детали; - краны – поворотные запорные устройства, уплотнительные поверхности которых во время работы остаются в контакте друг с другом и защищены от рабочей среды; - дисковые поворотные затворы – наиболее простой вид арматуры, имеющий минимальные размеры, габарит и вес. 3.1 Задвижки Задвижка- это запорное устройство, в котором проход перекрывается поступательным движением затвора перпендикулярно движению потока транспортируемой среды. Задвижки широко применяют для перекрытия потоков газообразных и жидких сред в трубопроводах с диаметрами условных проходов от 50 до 2000 мм при рабочих давлениях 0,4…20 МПа и температуре среды до 4500С. На рисунках 3.1, 3.2 представлены различные виды задвижек. Рисунок 3.1 – Задвижка клиновая с ручным управлением с проходом DN 50 – 600 мм и давлением PN 1,6 – 10 МПа На отечественных магистральных нефтепроводах обычно применяют стальные клиновые задвижки с электро - или гидропневмоприводом. В газовой промышленности их применяют на газопроводах и трубопроводах компрессорных и газораспределительных станций. В сравнении с другими видами запорной арматуры задвижки имеют следующие преимущества: незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходе; отсутствие поворотов потока рабочей среды; возможность применения для перекрытия потоков среды большой вязкости; простота обслуживания; относительно небольшая строительная длина; возможность подачи среды в любом направлении. Рисунок 3.2 – Задвижка клиновая с гладким сквозным отверстием из ковкого чугуна с проходом DУ 25 – 600 мм Рисунок 3.3 – Задвижка стальная литая клиновая с выдвижным шпинделем с ручным управлением 1 – корпус; 2 – клин; 3 – шпиндель; 4 – прокладка; 5 – крышка; 6 – гайка; 7 – шпилька; 8 – набивка сальника; 9 – втулка; 10 – фланец; 11 – гайка; 12 – шпилька; 13 – втулка резьбовая; 14 – маховик; 15 – контргайка; 16 – шпонка Рисунок 3.4 – Задвижка клиновая (ЗКЛ2) PN 1,6 МПа 1 – корпус; 2 – клин; 3 – шпиндель; 4 – прокладка; 5 – крышка; 6 – гайка; 7 – шпилька; 8 – набивка сальника; 9 – втулка; 10 – фланец; 11 – гайка; 12 – шпилька; 13 – втулка резьбовая; 14 – маховик; 15 – контргайка; 16 – шпонка Рисунок 3.5 – Задвижка клиновая (ЗКЛ2) PN 4,0 МПа 1 – корпус; 2 – клин; 3 – шпиндель; 4 – прокладка; 5 – крышка; 6 – гайка; 7 – шпилька; 8 – набивка; 9 – втулка; 10 – фланец; 11 – гайка; 12 – шпилька; 13 – втулка; 14 – маховик; 15 – контргайка; 16 – шпонка; 17 – втулка; 18 - подшипник; 19 - крышка Рисунок 3.6 – Задвижка клиновая (ЗКЛ2) PN 6,3; 16 МПа 1 – корпус; 2 – клин; 3 – шпиндель; 4 – прокладка; 5 – крышка; 6 – гайка; 7 – шпилька; 8 – набивка сальника; 9 – втулка сальника; 10 – фланец сальника; 11 – гайка; 12 – шпилька; 13 – втулка шпинделя; 14 – маховик; 15 – контргайка; 16 – шпонка Рисунок 3.7 – Задвижка клиновая (ЗКЛХ) PN 4,0 МПа 1 – корпус; 2 – клин; 3 – шпиндель; 4 – прокладка; 5 – крышка; 6 – гайка; 7 – шпилька; 8 – набивка сальника; 9 – втулка сальника; 10 – фланец сальника; 11 – гайка; 12 – шпилька; 13 – вкладыш; 14 – вставка; 15 – втулка кулачковая; 16 – гайка; 17 – шпилька; 18 – винт; 19 – масленка; 20 – подшипник; 21 – электропривод Рисунок 3.8 – Задвижка клиновая электроприводная (ЗКЛП) PN 1,6; 4,0; 6,3; 16 МПа Недостатки, общие для всех конструкций задвижек, следующие: невозможность применения для сред с кристаллизирующимися включениями, небольшой допускаемый перепад давлений на затворе (по сравнению с вентилями), невысокая скорость срабатывания затвора, возможность получения гидравлического удара в конце хода, большая высота, трудности ремонта изношенных уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации. Разнообразные конструкции задвижек пытаются классифицировать по различным признакам, но наиболее целесообразной является классификация задвижек по конструкции затвора. По этому признаку многочисленные конструкции задвижек могут быть объединены по основным типам: клиновые и параллельные задвижки. По этому же признаку клиновые задвижки могут быть с цельным, упругим или составным клином. Параллельные задвижки можно подразделить на однодисковые и двухдисковые. В зависимости от конструкции системы винт – гайка и ее расположения (в среде или вне ее) задвижки могут быть с выдвижным и с невыдвижным шпинделем. Примеры марок задвижек: 30с905нж; 30с511нж; 3КЛПЭ-75; На магистральных нефтепроводах обычно используется стальные клиновые задвижки с электроприводами на Ру = 6,4…8,0 МПа и DУ = 700…1200 мм. 3.2 Вентили Вентили (клапаны) - это запорные устройства с поступательным движением затвора в направлении, параллельном потоку транспортируемой среды. Затвор перемещается с помощью системы “винт – ходовая гайка”. К надежности и герметичности перекрытия прохода предъявляются высокие требования. Рисунок 3.9 – ALV – 4 DУ 6 – 1000 мм По сравнению с другими видами запорной арматуры вентили имеют следующие преимущества: возможность работы при высоких перепадах давлений на золотнике и при больших величинах рабочих давлений; простота конструкции, обслуживания и ремонта в условиях эксплуатации; меньший ход золотника (по сравнению с задвижками), необходимый для полного перекрытия прохода (обычно 0,25 DУ ); относительно небольшие габаритные размеры и масса; применение при высоких и сверхнизких температурах рабочей среды; герметичность перекрытия прохода; использование в качестве регулирующего органа; установка на трубопроводе в любом положении (как в вертикальном так и горизонтальном); исключение возможности гидравлического удара. К недостаткам, общим для всех конструкций вентилей, относятся: высокое гидравлическое сопротивление (по сравнению с задвижками, дисковыми затворами и кранами); невозможность применения на потоках сильно загрязненных сред, а также на средах с высокой вязкостью; большая строительная длина (по сравнению с задвижками и дисковыми затворами); подача среды только в одном направлении, определяемом конструкцией вентиля. По конструкции корпуса вентили подразделяются на проходные, прямоточные, угловые и смесительные. На рисунках соответственно показаны конструкции этих вентилей. По назначению вентили бывают запорными, запорно-регулирующими и специальными. Конструкция запорного вентиля представлена на рисунке 3.10. Регулирующие вентили подразделяют по конструкции дроссельных устройств на вентили с профилированными золотниками и игольчатые вентили. Запорные вентили подразделяют на вентили тарельчатые и диафрагмовые. Уплотнения шпинделя бывают сальниковые и сильфонные. 1 – шпиндель; 2 – полукольцо; 3 – основной клапан (тарелка); 4 – корпус; 5 – седло; 6 – разгрузочная тарелка; 7 – коническая часть шпинделя; 8 – втулка Рисунок 3.10 – Запорный проходной вентиль высокого давления 1 - корпус; 2 - золотник; 3 - шток; 4 - крышка; 5 - сальник; 6 - стойка; 7 - маховик; 8 - ходовая гайка; 9 - шпиндель; 10 - сцепка Рисунок 3.11 – Прямоточный вентиль Рисунок 3.12 – Вентиль угловой ВУ 50×14 Рисунок 3.13 – Смесительный вентиль Прямоточные вентили имеют корпус с соосными патрубками и практически прямолинейное движение потока жидкости, а ось шпинделя расположена под углом к оси прохода. Эти вентили имеют малое гидравлическое сопротивление, компактны, не имеют в корпусе застойных зон, но имеют большую строительную длину и большую массу. Угловые вентили имеют корпус с перпендикулярно расположенными патрубками. Один из патрубков может быть соосен или параллелен оси шпинделя. Эти вентили монтируются на повороте трубопровода. Они имеют большое гидравлическое сопротивление, большие габариты (высоту) и массу. Рассчитаны на работу при давлениях до 6,4 МПа и обычных температурах окружающей среды. Смесительные вентили предназначены для смешивания двух потоков А и Б в одном корпусе. По габаритным размерам, массе и стоимости смесительные вентили не отличаются от проходных, но их гидравлическое сопротивление в 1,5 ... 2 раза ниже. Эти вентили можно использовать и в качестве разделительных. Корпус вентиля имеет "трехходовую" конструкцию. Смесительных вентилей выпускается пока ограниченное количество. Рисунок 3.14 – Вентиль запорный стальной РN 16 МПа DN 15, 20, 25 мм Запорно-регулирующие вентили - устройства, обеспечивающие управление подачей жидкости путем изменения гидравлического сопротивления дроссельной пары с надёжным фиксированием промежуточных положений. Кроме регулирования потока эти вентили и перекрывают его. Конструкция запорно-регулирующих вентилей аналогична конструкции проходных или угловых запорных вентилей. В них запорное устройство изготовляется в виде профилированного золотника, чаще всего типа конической пробки и которые хорошо обработаны и притерты друг к другу. Золотник и седло изготовляют из специальных сплавов. Вентили с золотником в виде конуса называются игольчатыми. В этой конструкции отсутствуют специальные седла, а герметизация обеспечивается притиркой поверхности пробки к уплотнительной поверхности корпуса. Недостатки: заедание затвора, притирка исключает взаимозаменяемость. 3.3 Краны Кран – это запорное устройство, состоящее из корпуса и пробки, в котором пробка имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска жидкости или газа. На рисунке 3.15 представлена схема крана шарового запорного. Пробка вращается вокруг своей оси. На рисунке 3.16 показано уплотнение пробки крана. 1 – корпус; 2 – фланец запорной; 3 – пробка шаровая; 4 – седло; 5 – гайка нажимная; 6 – шпиндель; 7, 8 – кольцо; 9, 10, 11 – кольцо уплотнительное; 12 – ручка Рисунок 3.15 – Кран шаровой запорный компактный из нержавеющей стали 1 – корпус; 2 - пробка; 3 – уплотнение затвора; 4 – уплотнительное кольцо Рисунок 3.16 – Схема уплотнения пробки крана В зависимости от геометрической формы пробки и корпуса краны классифицируются по трем группам: - конические; - цилиндрические; - шаровые. Схемы кранов показаны на рисунке 3.17. На рисунке 3.18 показана обработка наружной поверхности пробки шарового крана. а) – конический; б) – цилиндрический; в) – шаровой 1 – корпус; 2 – пробка; 3 – разделительная шайба; 4 – сальниковая набивка; 5 – сальниковая втулка; 6 – хвостовик Рисунок 3.17 – Схемы кранов Рисунок 3.18 – Обработка наружной поверхности пробки шарового крана Краны классифицируют также и по другим конструктивным признакам, например: по способу создания удельного давления на уплотнительных поверхностях, по форме окна прохода пробки, по числу проходов, по наличию или отсутствию сужения прохода, по типу управления и привода, по материалу уплотнительных поверхностей и т.д. Общий вид и конструкция шарового крана показан на рисунке 3.19, 3.20. Рисунок 3.19 – Кран шаровой трехходовой ФБ 39 1 – корпус; 2 - пробка; 3 - шпиндель; 4 – уплотнение затвора; 5 - шпилька; 6,7,8 – уплотнительные кольца Рисунок 3.20 – Кран шаровой 1 – корпус; 2 - пробка; 3 - шпиндель; 4, 7, 11 – кольца уплотнительные; 5 – шпилька; 6 – уплотнение затвора; 8 – винт; 9 – седло; 10 – подшипник; 11 – пружина Рисунок 3.21 – Кран шаровой Преимущества кранов: низкое гидравлическое сопротивление; прямоточность; простота конструкции; небольшие габаритные размеры и масса; высокая прочность и жесткость; надежная герметизация; независимость от направления движения среды; возможность регулирования давления и подачи. Недостатки кранов: У каждого вида крана имеются свои недостатки и преимущества, но, обобщая недостатки кранов, можно отметить: - максимальная рабочая температура 1250С; - необходимость точности изготовления трущихся деталей; - высокая величина требуемого крутящего момента на шпинделе при открытии, закрытии. Конические краны. Конусность пробки составляет 1:6 или 1:7; выбирается конусность из условия обеспечения герметичности – чем меньше угол конусности, тем меньше осевое усилие вдоль пробки. При малой конусности возникает опасность заклинивания пробки в корпусе и появляется возможность задира уплотнительных поверхностей. Для обеспечения герметичности в кране необходимо создать осевое давление. В зависимости от способа создания этого давления краны с конической пробкой подразделяются на натяжные, сальниковые, краны со смазкой и с прижимом. Краны с цилиндрическим затвором проще конических в изготовлении, а их уплотнительные поверхности не нуждаются в притирке. Эти краны изготавливаются с металлическим и эластичным уплотнением. Уплотнение металл по металлу обеспечивается качественным изготовлением поверхностей, небольшим натягом или минимальным зазором. Удельные давления на уплотнительных поверхностях малы. При перекачках горячих жидкостей краны с цилиндрическим затвором применять не рекомендуется, так как возможно заклинивание пробки в корпусе при неодинаковом - расширении корпуса крана и пробки. Достаточно широко применяют цилиндрические краны со смазкой, система подачи которой такая же, как и у конических кранов. Цилиндрические краны с эластичным уплотнением имеют металлическую пробку и седло из пластмассы, резины или специальных составов с асбестовым, графитовым или другим наполнителем. При износе седло легко заменяется на новое. Шаровые краны имеют преимущества конических кранов: простота конструкции, прямоточность и низкое гидравлическое сопротивление. На рисунке 3.22 показан кран шаровой стальной фланцевый для газа МА 39010.02. Шаровые краны бывают полнопроходными или с суженным проходом. Краны с суженным проходом более легкие и меньше стоят, чем полнопроходные того же D У, но они имеют большее гидравлическое сопротивление. Ввиду малого числа кранов на линейной части магистрального трубопровода их общее гидравлическое сопротивление мало, поэтому примерно 90 % шаровых кранов за рубежом применяется с суженным проходом (на одну или две ступени). Рисунок 3.22 - Кран шаровой стальной фланцевый газовый МА 39010.02 DN 200 мм Для управления шаровыми кранами применяются гидро- и пневмоприводы с масляным демпфером. Краны на магистральном газопроводе дополнительно комплектуются автоматом аварийного закрывания в случае падения давления ниже установленного. На рисунках 3.23 и 3.24 представлены монтаж и общий вид кранового узла на магистральном газопроводе. Шаровые краны, применяемые на магистральных газопроводах и компрессорных станциях, выпускаются с условным диаметром DУ = 50... 1420 мм на рабочее давление Рр = 6,4; 7,5; 6,0 и 12,5 МПа. Рисунок 3.23 – Монтаж кранового узла на магистральном газопроводе Рисунок 3.24 – Общий вид кранового узла Для обеспечения длительного срока службы (до 20 лет) в шаровых кранах необходимо соблюдать следующие условия: 1) шероховатость поверхности вала, контактирующей с антифрикционным слоем втулки, должна быть не более 0,63 мкм; 2) допустимая удельная нагрузка менее 100 МПа; 3) путь трения не более 1500 м; 4) скорость скольжения не более 0,01 м/с; 5) максимальная рабочая температура менее 1250С; 6) коэффициент трения не должен превышать 0,15. Для правильного выбора крана, обеспечения его работоспособности, надежности и долговечности необходимо знать условия, в которых будет работать данная конструкция, и требования, которые предъявляются к данному запорному устройству. Краны, устанавливаемые на магистральных газопроводах, предназначены, в основном, для перекрытия участков трубопроводов при аварии или ремонтных работах. На рисунке 3.25 показан монтаж шарового крана, устанавливаемого на магистральный газопровод. Рисунок 3.25 – Монтаж шарового крана на магистральном газопроводе Магистральные газопроводы, как правило, состоят из труб большого диаметра (700 мм и более) и оборудованы преимущественно шаровыми кранами, которые принято считать более прогрессивным видом запорной арматуры. Для снижения усилия открывания при больших рабочих давлениях по обе стороны пробки краны снабжают обводными линиями (байпас), что позволяет выравнивать давление с каждой стороны пробки. Краны имеют дистанционное управление с пневмоприводом. Рабочая среда пневмопривода – транспортируемый газ, осушенный и очищенный от твердых примесей. Давление газа в приводе равно давлению в газопроводе. Краны также снабжены ручным приводом для местного перекрытия при необходимости. 3.4 Дисковые поворотные затворы Дисковые поворотные затворы – один из наиболее прогрессивных видов арматуры. Их стали широко применять в последнее десятилетие. На рисунке 3.26 показан дисковый поворотный затвор. H G L Рисунок 3.26 – Дисковый поворотный затвор VP 3448 TECOFI, Франция Запорный элемент арматуры – диск диаметром, приблизительно равным внутреннему диаметру трубопровода. Затвор открывается и закрывается вращением диска вокруг оси, перпендикулярной оси трубопровода. Благодаря простой геометрической форме корпуса и запорного элемента дисковые поворотные затворы просты по конструкции и невелики по габаритным размерам. В центральной части корпуса дискового затвора расположены подшипники вала, на котором вращается диск. Дисковые поворотные затворы позволяют соединить в одной конструкции две основные функции трубопроводной арматуры – регулирование и полное перекрывание (запирание) потока, что обуславливает экономичность их использования. Отличие дисковых затворов от подобных им по конструкции дроссельных заслонок состоит в том, что затворы обеспечивают герметичность в закрытом положении. На рисунке 3.27 представлен затвор поворотный дисковый в разъемном корпусе. α d B Q D A D1 H (строительная длина) М Рисунок 3.27 – Затворы поворотные дисковые в разъемном корпусе серии АА, АИ, АП, АР Основные преимущества дисковых затворов по сравнению с другими видами запорной арматуры - простота конструкции, малые габаритные размеры и масса - дают тем больший эффект, чем больше условный проход арматуры. Дисковые затворы можно классифицировать по следующим признакам. По конструкции и расположению уплотнений различают затворы с металлическим уплотнением, с эластичными уплотнениями на диске и в корпусе. Последние в свою очередь могут быть с эластичным уплотнительным кольцом, эластичным седлом и эластичной рубашкой на корпусе. На рисунке 3.28 показан дисковый затвор с уплотнением на диске. По расположению вала и диска затворы могут быть с соосным расположением вала и диска, с наклонным диском и наклонным валом. По типу присоединения к трубопроводу затворы разделяют на фланцевые и бесфланцевые. Привод дисковых затворов бывает ручной, с механическим редуктором, пневматический, гидравлический и электрический. 4 3 5 6 7 2 8 9 10 1 11 12 1 – корпус; 2 – диск; 3 – вал; 4 – электропривод; 5 – сальник; 6 и 11 - подшипники скольжения вала и оси; 7 – штифты крепления диска; 8 – кольцо крепления уплотнения; 9 – уплотнительное кольцо (резиновый жгут); 10 – ось; 12 – крышка Рисунок 3.28 – Дисковый затвор с уплотнением на диске 3.5 Приводы запорной трубопроводной арматуры - Существует несколько видов приводов запорной трубопроводной арматуры: ручной; электроприводы; пневмогидроприводы; пневмоприводы; гидроприводы; с механическим редуктором. 3.5.1 Электроприводы Электроприводы для управления запорной арматурой нашли наибольшее распространение по сравнению с другими приводами благодаря таким преимуществам, как простота и надежность конструкции, а также вследствие широкой оснащенности электроэнергией промышленности. На рисунке 3.29 показан интеллектуальный электропривод ЭПЦ-1000. Рисунок 3.29 – Интеллектуальный электропривод ЭПЦ-1000 для многофункционального управления запорно-регулирующей арматурой трубопроводов DУ 100 – 400 мм Электроприводы классифицируют по следующим признакам. 1. По требованиям взрывобезопасности – в нормальном и взрывобезопасном исполнениях. 2. По типу редуктора – с червячным, зубчатым и планетарным редукторами. 3. По способу отключения в конечных положениях: механическое с муфтой ограничения крутящего момента; электрическое с реле ограничения максимальной силы тока; комбинированное механическое и электрическое. В свою очередь муфта ограничения крутящего момента может быть одностороннего и двухстороннего действия. Кроме того, по способу срабатывания муфты могут быть: фрикционного действия; с подвижным червяком; с радиальным кулачком; с торцовым кулачком. 4. По способу соединения со шпинделем запорной арматуры: втулкой с квадратом и втулкой с кулачками. Электроприводы применяются в основном на нефтепроводах (редко на газопроводах). Изготавливаются электроприводы 2-х групп: 1. Приводы с муфтой крутящего момента одностороннего действия (т.е. работают только на закрытие арматуры). 2. Приводы с муфтой двустороннего действия. Эти приводы универсальны, могут управлять любой арматурой, выпускаются во взрывозащищенном исполнении, работают как на закрытие арматуры, так и на его открытие. В настоящее время выпускаются электроприводы 2-й группы. Принцип действия: Оператор диспетчерской, эксплуатирующий участок трубопровода, нажатием кнопки управляет путевым выключателем, который приводит в действие электродвигатель, вращение от которого передаются через редуктор на выходной вал привода. Последний вращает ходовую гайку или шпиндель арматуры. Марки электроприводов: ВЗГ (ВЗТЧ-В); ВЧА (ВЧаТ1-В)… Марки путевых выключателей: Б053-033, ВП-701 (ВП701У2, ВП701/192). Марки электродвигателей серии В: В63А4 (0,25 кВт)… В100S4 (3 кВт)… В132М4 (11 кВт)… Электроприводы позволяют осуществлять: открытие и закрытие прохода арматуры с пульта управления и остановку запорного устройства арматуры в любом промежуточном положении; автоматическое переключение скорости движения для повышения крутящего момента в момент уплотнения, а также в других случаях, связанных с повышением момента сопротивления по ходу движения запорного органа задвижки; автоматическое отключение электродвигателя муфтой предельного момента при достижении запорным устройством арматуры крайних положений («Открыто», «Закрыто») и при аварийном заедании подвижных частей в процессе хода на открытие или закрытие; электрическую блокировку электроприводов с работой других механизмов и агрегатов; регулировку величины предельного крутящего момента. Не требуется переключение электропривода из положения ручного управления на электрическое. Система управления электропривода позволяет: управлять группой приводов с использованием персонального компьютера (обычного и индустриального исполнения); обнаружить аварийную ситуацию; накапливать информацию об объеме наработки циклов срабатывания арматуры; отображать информацию о текущем состоянии арматуры и самого привода на дисплее. Встроенная система контроля и диагностики обеспечивает защиту двигателя при обрыве фазы, перегреве двигателя, превышении допустимого момента нагрузки. 3.5.2 Пневмо– и пневмогидроприводы Применяются на газопроводах с диаметром от 300 до 1420 мм. Электроприводы на газопроводах используются редко, так как транспортируемый газ является доступным и дешевым источником энергии и используется для управления арматурой с помощью пневмогидропривода поршневого типа, схема которого представлена на рисунке 4.30. Управление пневмогидроприводами осуществляется электропневмоклапанами: О – открытие ; З – закрытие; Н – набивка. Работа пневмогидропривода осуществляется следующим образом: При подаче сигнала на открытие срабатывает клапан: “О”- для подачи газа в пневмоцилиндр привода на открытие крана и клапан ”Н”- для подачи газа в цилиндр мультипликатора для подачи смазки в корпус крана на уплотнительные кольца с целью отжатия пробки крана и облегчения ее поворота. При закрытии срабатывает клапан “З” – для подачи газа в пневмоцилиндр привода на закрытие крана и клапан ”Н” – для подачи газа в цилиндр мультипликатора для смазки в корпус крана. Мультипликаторы также служат для надежной герметизации крана в положении «закрыто». Давление в системе смазки больше, чем давление газа. Марки пневмогидроприводов: БУЭП-1,(2); ЭПУУ-2,(3),(4); УПП-1,(2); ААЗК75/1400; Камерон (Франция); Шейфер (США); Борзинг (Германия); Китамура Велвз (Япония). 1 – корпус крана; 2 – мультипликатор; 3 – концевой выключатель; 4 – пневмогидропривод; 5 – электропневмоклапаны; 6 – вентиль запорный; 7 – шпиндель крана; 8 – коническая пробка крана; 9 – коллектор импульсного газа Рисунок 3.30 – Схема пневмогидропривода В качестве двигателя в пневматическом приводе со струйным двигателем (ПСДС) применяется реактивная турбина типа «сегнерово колесо» специальной конструкции с малым моментом инерции («струйный двигатель»). Преимущества ПСДС по сравнению с традиционными пневмогидравлическими и пневматическими поршневыми приводами: не требуют второго рабочего тела – масла; не содержат подвижных трущихся уплотнений; могут работать на реальном газе; гарантируют необратимость движения – невозможность поворота выходного вала под действием внешней нагрузки со стороны арматуры; обладают плавным ходом без рывков во всем диапазоне нагрузок и давлений рабочего газа; позволяют создать повышенный импульсный движущий момент, обеспечивающий страгивание запорного или регулирующего органа арматуры при его «прилипании» вследствие долгой неподвижности; обеспечивают быстрый реверс выходного вала привода; приводы могут быть выполнены как для шаровых кранов (неполноповоротные), так и для задвижек и вентилей (многооборотные); приводы могут работать в широком диапазоне мощностей и давлений рабочего газа: от 0,6 МПа (промышленная пневмосеть) до 12,5 МПа и более. 4 Предохранительная и защитная арматура 4.1 Обратные клапаны Обратные клапаны относятся к защитной арматуре и служат для предотвращения обратного потока среды на линейной части трубопроводов и тем самым предупреждения аварии, например, при внезапной остановке насоса. На рисунке 4.1 показан общий вид обратного клапана. Он является автоматическим самодействующим предохранительным устройством. Затвор – основной узел обратного клапана. Он пропускает среду в одном направлении и перекрывает ее поток в обратном. Клапаны не являются запорной арматурой. Рисунок 4.1 – Обратный клапан AL 56 ДУ 32 – 200 мм По принципу действия, в основном, обратные клапаны разделяются на подъемные и поворотные, показанные соответственно на рисунках 4.2 – 4.4. Поворотные обладают меньшим гидравлическим сопротивлением, а подъемные более просты и надежны. Рисунок 4.2 – Клапаны обратные подъемные фланцевые V 287 DN 15 – 300 мм Обратные клапаны снабжаются гидротормозами или демпферами для избежания больших ударных нагрузок при быстром закрытии клапана (т.е. во избежание гидроудара). Рисунок 4.3 – Поворотный обратный клапан DУ 50 – 600 мм Демпфера бывают: - гидравлические (масляные поршневые); - пневматические. Рабочий вал демпфера соединен жестко с валом затвора. Демпферы имеют тормозные цилиндры, расположенные вне корпуса обратного клапана. Поворотный рабочий вал демпфера с помощью рычага соединен шарнирно со штоком поршня, перемещающегося в цилиндре. При повороте захлопки поршень движется в тормозном цилиндре, вытесняя масло из одной полости в другую. 1 – корпус; 2 – опора; 3 – пробка; 4 – тарелка; 5 – патрубок; 6 – рычаг; 7 – крышка Рисунок 4.4 – Стальной обратный поворотный клапан с Dу =700 мм 4.2 Предохранительные клапаны Для защиты сосудов аппаратов, емкостей, трубопроводов и другого технологического оборудования от разрушения при чрезмерном превышении давления чаще всего применяют предохранительные клапаны. При повышении в системе давления выше допустимого предохранительный клапан автоматически открывается и сбрасывает необходимый избыток рабочей среды, тем самым предотвращая возможность аварии. После окончания сброса давление снижается до величины, меньшей начала срабатывания клапана, предохранительный клапан автоматически закрывается и остается закрытым до тех пор, пока в системе вновь не увеличится давление выше допустимого. На рисунке 4.5 показан грузовой предохранительный клапан. Предохранительные клапаны предназначены для жидкой и газообразной, химической или нефтяной рабочей среды. Нормы герметичности в затворе должны удовлетворять ГОСТ 9789-75. Рисунок 4.5 – Грузовой предохранительный клапан 4.2.1 Основные элементы предохранительного клапана и принцип действия В настоящее время на практике используются весьма разнообразные конструкции предохранительных клапанов как отечественного, так и зарубежного изготовления. Основные элементы у всех этих конструкций являются общими. Предохранительный клапан состоит из корпуса, сопла, золотника, пружины или груза и крышки. В рабочем состоянии при отсутствии давления на золотник клапана действует только сила сжатой пружины или груза, прижимая золотник к соплу и создавая удельные давления на уплотнительных поверхностях сопла и золотника. При образовании в защищаемой среде давления на золотник клапана начинает действовать противоположно направленная сила, зависящая от площади, на которую действует давление, и его величины. При рабочем давлении в сосуде или трубопроводе эта сила несколько ниже силы пружины или груза. При давлении выше установленного увеличится подъемная сила, которая преодолеет усилие пружины и поднимет золотник, открывая тем самым выход избыточной среде. До этого момента все клапаны работают одинаково. Дальнейшая работа клапана зависит от его типа, конструкции и назначения. На рисунках 4.6 – 4.8 показаны различные схемы клапанов. Рисунок 4.6 – Клапан Prescomano, являющийся комбинацией предохранительного клапана Prescor и манометра Flexcon Рисунок 4.7 – Предохранительный клапан Prescor S 1700-2 Рисунок 4.8 – Предохранительный клапан Prescor B 4.2.2 Классификация предохранительных клапанов Существующие конструкции предохранительных клапанов классифицируют по следующим признакам. По виду нагрузки на золотник 1 Предохранительные клапаны грузового типа с непосредственной нагрузкой на золотник. Они просты по конструкции. Однако их применяют только при низких давлениях с небольшим сечением сопла из-за невозможности приложения к золотнику груза большой массы. Кроме того, в этих клапанах часто возникают вибрации. 2 Предохранительные клапаны грузового типа с непрямым нагружением золотника (рычажные). Основное преимущество таких клапанов- нагрузка на золотник при его подъеме остается постоянной. Кроме того, настройка установочного давления достаточно точна и осуществляется перемещением груза на рычаге. Эти клапаны нельзя применять при резко пульсирующем давлении. К недостаткам относятся большие габаритные размеры клапана. 3 Пружинные предохранительные клапаны. В этих клапанах давлению среды на золотник противодействует сила пружины. Клапан настраивают поджатием пружины. Преимущества этих клапанов: установка как в вертикальном, так и в горизонтальном положении; относительно малые габаритные размеры при больших проходных сечениях. Недостатки – ограничена высота подъема золотника; высокие требования к качеству изготовления пружин, особенно работающих в агрессивных средах и при высоких температурах. По высоте подъема золотника 1 Низкоподъемные предохранительные клапаны. Отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/20…1/40. 2 Среднеподъемные предохранительные клапаны. Отношение высоты подъема золотника к диаметру 1/6…1/10. 3 Полноподъемные предохранительные клапаны. Высота подъема золотника равна или больше ¼ диаметра сопла. По связи с окружающей средой 1 2 1 2 Предохранительные клапаны открытого типа. Предохранительные клапаны закрытого типа. По способу открывания клапана Предохранительные клапаны прямого действия. Предохранительные клапаны со вспомогательным устройством. По числу сопел Различают одинарные, двойные и тройные предохранительные клапаны. 4.3 Переключающие устройства предохранительных клапанов Переключающее устройство устанавливается в тех случаях, когда по условиям работы может возникнуть необходимость отключения одного предохранительного клапана и одновременно подключения другого, для изменения направления потока среды, для смешивания сред. Герметичность затвора по ГОСТ 9544-93 класс А. На рисунке 4.9 представлено переключающее устройство предохранительного клапана. 1 – корпус; 2, 2а – угольник; 3, 3а – седло с наплавкой; 4 – шпилька; 5 – гайка; 6 – золотник с наплавкой; 7 – шпиндель; 8 – втулка; 9 – стойка; 10 – маховик; 11 – втулка; 12 – звездочка; 13 – обойма; 14 – фланец; 15 – набивка сальника; 16 – прокладка Рисунок 4.9 – Переключающее устройство предохранительного клапана Каждый предохранительный клапан должен быть рассчитан на полную пропускную способность. В переключающем устройстве при вращении маховика происходит перемещение запорного органа с одного седла к другому, тем самым с защищаемым объектом будут соединены или один предохранительный клапан, или оба. Ползун, установленный на шпинделе, указывает расположение запорного органа. При установке блока, состоящего из переключающего устройства и предохранительных клапанов, необходимо предусмотреть дополнительное крепление системы, обеспечивающее жесткость и прочность конструкции. Переключающие устройства при необходимости могут присоединяться на вход и выход предохранительных клапанов и соединяться между собой цепной передачей с целью синхронного управления. При вращении маховика одного из переключающих устройств (например, установленного на входе к клапанам) происходит одновременное перемещение запорного органа обоих переключающих устройств и перекрытие трубопровода на входе и выходе к предохранительному клапану. При необходимости можно установить переключающее устройство и на выходе из клапанов (соответствующего номинального размера и давления) и соединить оба переключающих устройства цепной передачей. В этом случае при вращении маховика одного из переключающих устройств (например установленного на входе к клапанам) происходит одновременное перемещение запорного органa обоих переключающих устройств и перекрытие трубопроводов на входе и выходе к предохранительному клапану, что необходимо для безопасности и соблюдения экологических требований. Практическая часть 1. Силовой расчет вентиля Определить крутящий момент и усилие на маховике, необходимые для управления вентилем запорным с ввинчиваемым шпинделем, DУ = 100 мм; РУ = 1,6 МПа, конструкция и размеры которого, необходимые для расчета, приведены на рисунке 1.1. Материал деталей: уплотняющие кольца сталь 1Х18Н9Т; шпиндель – сталь Ст. 5; резьбовая втулка - латунь ЛЖМц 59-1; Рисунок 1.1 – Вентиль DУ = 100 мм, PУ = 1,6 МПа 1. Определяем крутящий момент и усилие на маховике, необходимые для закрытия вентиля. а) Усилие на шпинделе, необходимое для управления вентилем данной конструкции согласно таблице 1.1, определяется по формуле Q0 = QСР + Qy + Tsinα, где QСР – усилие от давления среды на клапан, Н; Qy – усилие, необходимое для уплотнения, Н; Тsinα – вертикальная составляющая силы трения в сальнике, Н; Определим эти величины. Усилие от давления среды на клапан по формуле QСР = 0,785 DK2 PY = 0,785·0,10352·1,6·106 = 13455, Н, где средний диаметр уплотняющих колец согласно рисунку 1.1 принят равным Dк D1 D 2 0,1 0,107 0,1035 , м, 2 2 Усилие, необходимое для уплотнения, определяем по формуле QY = πDKbqy = 3,14·0,1035·0,35·10-2·8,5·106 = 9668, Н, где ширина колец b согласно рисунку 1.1 принята равной b D 2 - D1 0,107 - 0,100 0,0035 , м, 2 2 удельное давление на уплотняющих кольцах, согласно таблице 1.2, принимаем qy = 8,5 МПа. Вертикальная составляющая силы трения в сальнике. Сила трения согласно таблице 1.1 Т = ψdcsP = 2,22·0,026·0,008·1,6·106 = 739, Н, где dс = 0,026 м – диаметр шпинделя согласно рисунку 1.1, коэффициент ψ=2,22 при h = s 5,0, согласно таблице 1.3; h = 0,04 см, s = 0,008 см, угол подъема винтовой линии резьбы ТРАП 26 Х 5 (рисунок 1.1) равен согласно таблице 1.4 α = 3°53', тогда sinα = 0,067, Tsinα = 739·0,067 = 49,5, Н ≈ 50, Н. Таким образом, усилие вдоль шпинделя, необходимое для закрытия вентиля, согласно таблице 1.1 будет равно Q0 = 13455 + 9668 + 50 = 23173, Н, б) Необходимый момент на маховике определяется, согласно таблице 1.1, по формуле Мм = М0 + М с + Мш , где М0 – момент в резьбе Н·м; Мс – момент трения в сальнике, Н·м. Определим эти величины. Момент в резьбе согласно таблице 1.1 d M 0 Q 0 СР tg(α ρ) 23173 0,00283 65,6 , Н·м, 2 где d ср 2 tg ( ) = 0,00283 м – условное плечо момента принятое согласно таблице 1.4, для резьбы ТРАП 26 Х 5 при коэффициенте трения, равном μ= 0,17 (таблица 1.5). Момент трения в сальнике по таблице 1.1 d 0,026 M C C Tcosα 739 0,998 9,59, Н . м, 2 2 Момент трения в шаровой опоре шпинделя по таблице 1.1 будет равным M ш 0,132Q 0 3 где 2Q 0 R г 2 23173 0,05 0,132 231733 6,81 , Н·м, 11 Е 2,1 10 Q0= 23173 Н – усилие вдоль шпинделя; E = 2 ,1. 1011 Па – модуль упругости; Rг = 0,05 м – радиус шаровой опоры шпинделя. Таким образом, момент на маховике, необходимый для закрытия вентиля, равен Мм = 65,6 + 9,59 + 6,81 = 82,0, Н·м, в) Усилие на маховике, необходимое для закрытия вентиля по формуле будет равно Qм 2M м 2 82,0 683,3 , Н, Dм 0,24 где ММ = 82,0 Н·м – момент на маховике; DM = 0,24 м – диаметр маховика (рисунок 1.1). 2. Определяем крутящий момент и усилие на маховике, необходимые для открытия вентиля. а) Усилие, действующее на шпинделе, в начальный момент открытия принимается равным усилию, приложенному в конечный момент закрытия вентиля, в связи с тем, что резьба шпинделя самотормозящая и усилие, с которым был закрыт вентиль, сохраняет свою величину благодаря упругости шпинделя Q0' = Q0. б) Момент на маховике, необходимый для открытия вентиля, согласно таблице 1.1, определяется по формуле М 'м М '0 М с М 'ш , где М '0 – момент в резьбе, Н·м; М с – момент трения в сальнике, Н·м; М 'ш – момент трения в шаровой опоре шпинделя, Н·м. Определим эти величины с учетом того, что открытие вентиля начинается с момента, когда детали неподвижны, поэтому при расчете моментов вводим значения коэффициентов трения покоя. Момент в резьбе при открытии вентиля, согласно таблице 1.1, равен где d ср 0,0235 0,199 54,2 , Н . м, 2 2 dср = 0,0235 м – средний диаметр резьбы шпинделя ТРАП 26 5 (таблица 1.4); ' ' ρ’ – угол трения покоя, принимаемый из условия tg , считая коэффициент M '0 Q 0 tg(ρ ' - α) 23173 трения покоя равным μ' = 0,17+0,1 = 0,27, получаем ρ' = 15007 ' и далее ρ' – α = 15007 ' 3053 ' = 11014'. Таким образом, tg (ρ' - α) = tg (15007 ' - 3053 ') = 0,199. Момент трения в сальнике вычислен ранее, он равен Мс = 9,59, Н·м, Момент трения в шаровой опоре шпинделя определяется с учетом величины коэффициента трения покоя μ' = 0,3 + 0,1 = 0,4. Расчет выполняется согласно таблице 1.1 по формуле M 'ш 0,176Q 0 3 2Q 0 R Г 2 23173 0,05 0,176 23170 3 9,08 , Н·м. 11 Е 2,1 10 Таким образом, момент на маховике, необходимый для открытия вентиля равен М 'м 54,2 9,59 9,08 72,87 , Н·м. в) Усилие на маховике, необходимое для открытия вентиля, по формуле будет равно 2M 'м 2 72,87 ' Qм 607,3 , Н. Dм 0,24 В результате расчета получены следующие величины моментов и усилий на маховике, необходимые для управления вентилем. Закрытие вентиля: момент M м = 82,0 Н·м, усилие Q м = 683,3 Н. ' Открытие вентиля: момент M м 72,87 Н·м, ' усилие Q м 607,3 Н. 2. Пример силового расчета задвижек Определить крутящий момент и усилие на маховике ручного привода, необходимые для управления задвижкой DУ = 800 мм, РУ = 2,5 МПа, конструкция и размеры которой, необходимые для расчета, приведены на рисунке 2.1. Материал деталей: уплотняющие кольца – латунь; шпиндель – сталь; резьбовая втулка – бронза. Рисунок 2.1 – Задвижка клиновая DУ = 800 мм, РУ = 2,5 МПа Задвижка имеет вращаемый шпиндель. Угол наклона клина φ=2°52'. Передаточное отношение привода Д, которым снабжена задвижка, при ручном управлении iм=97,9; к. п. д. η=0,77. Диаметр обода маховика Dм=800 мм. Диаметры уплотняющих колец D1= 900 мм, D2 = 827 мм. Задвижка должна быть рассчитана на условия работы при односторонней гарантированной плотности. Все расчеты проводятся в соответствии с таблицей 2.3 Определяем крутящий момент и усилие на маховике, необходимые для закрытия задвижки. а) Наибольшее усилие, необходимое для перемещения клина при закрытии клиновой задвижки с латунными уплотняющими кольцами при угле наклона клина φ=2°52' для условий работы задвижки при односторонней гарантированной плотности, согласно таблице 2.1, определяется формулой Q1 = 0,60QУ + 0,25Qср – QG, где QУ – усилие, необходимое для уплотнения, Н; Qср – усилие от давления среды на клин, Н; QG – вес подвижных частей, который здесь относительно мал, поэтому его в расчете не учитываем. Определяем эти величины. Усилие, необходимое для уплотнения, определяется по формуле Qу = πDкbqу = 3,14·0,8635·0,0365·2,88·106 = 285, кН, здесь приняты следующие данные: средний диаметр уплотняющих колец D D 2 0,900 0,827 Dк 1 0,8635 м; ширина уплотняющих колец 2 2 D D 2 0,900 0,827 b 1 0,0365 м; диаметры уплотняющих колец D1 = 900 мм, 2 2 D2 = 827 мм; удельное давление определяем по следующей эмпирической зависимости для латунных уплотняющих колец (где Р – кгс/см2, а b – см), приведенной в таблице 2.2, qy 30 P 30 25 28,8 кгс/см2 2,88 МПа . b 3,65 усилие от действия давления среды, по формуле Q ср 0,785D к2 Pу = 0,785·0,86352·2,5·106 = 1463,3 кН. Таким образом, наибольшее усилие вдоль шпинделя, необходимое для закрытия задвижки, согласно таблице 2.3, имеет величину Q0 = Q1 = 0,60·285·103 + 0,25·1 463,3·103 = 536,8 кН. б) Момент на шпинделе, необходимый для закрытия задвижки определяется, согласно таблице 2.3, по формуле М = М0 + Мс + Mб, где M0 – момент в резьбе, Н· м; Мс – момент трения в сальнике, Н·м; Мб – момент трения в бурте, Н·м. Определим эти величины. Момент в резьбе, определяется по формуле M 0 Q0 d ср 2 tg(α ρ) = 536 800·0,01255 = 6 736,8, Н·м, Здесь принято d ср 2 tg(α+ρ) = 0,01255 м, согласно таблице 2.4, при коэффициенте трения μ = 0,25 (таблица 2.5), так как резьба ТРАП 90х12 находится в среде.Момент трения в сальнике, в соответствии с таблицей 2.3 d M c T c = 7560·0,045 = 340,2, Н·м, 2 где Т – сила трения в сальнике, Н; dс = 0,09 м – диаметр шпинделя в сальнике. Определим силу трения в сальнике Т = ψdсsP =2,24.0,09.0,015.2,5.106 =7560, Н, Здесь коэффициент ψ = 2,24, согласно данным таблице 2.3, при = 0,104 м, D = 0,12 м, dс = 0,09 м, s h = 6,94, так как h s D dc = 0,015 м. Размеры приведены на рисунке 2 2.1. Момент трения в бурте согласно таблице 2.3 будет равен d M б (Q 0 Q шп ) б μ б = (536 800 + 15 896).0,12.0,01 =663,2, Н·м, 2 где усилие, необходимое для перемещения клина при закрытии, Q0 = 536800, Н, усилие, выталкивающее шпиндель, определяется согласно таблице 2.2 2 Qшп = 0,785 d c Р = 0,785·0,092·2,5·106 = 15896, Н, средний диаметр бурта принят по шарикоподшипнику dб = 0,24 м коэффициент трения принят равным μб = 0,01. Таким образом, наибольший момент на шпинделе, необходимый для закрытия задвижки, равен М = 6 736 + 340,2 + 663,2 = 7 739,4, Н·м, Наибольший момент на маховике, необходимый для закрытия задвижки вручную, равен Mм где M 7739,4 =102,9, Н·м, i η 97,7 0,77 i = 97,9 – передаточное отношение; η = 0,77 – коэффициент полезного действия передачи. в) Усилие на маховике, необходимое для закрытия задвижки Qм 2M м 2 102,9 257,3 , Н, Dм 0,8 где Dм = 0,80 м – диаметр обода маховика. 2. Определяем крутящий момент и усилие на маховике, необходимые для открытия задвижки. а) Наибольшее усилие, необходимое для перемещения клина при открытии, согласно таблице 2.1, определяется по формуле Q 'у 0,6Qу + 0,35Qср где Используя уже вычисленные значения Qу и Qср получаем Q1' = 0,6.285 000 + 0,35.1 463 300 = 683 155, Н, б) Крутящий момент на шпинделе, согласно таблице 2.3 M ' M '0 M 'с M 'б M '0 – момент в резьбе, Н·м; M 'с – момент трения в сальнике (вычислен ранее); M 'б – момент трения в бурте. Момент в резьбе M '0 Q '0 d ср 2 tg(α ρ) 683155 0,0125 5 = 8 574, Н·м, Момент трения в бурте согласно таблице 2.3 d M 'б Q '0 б μ б = 683 155·0,12·0,01 = 819,8, Н·м, 2 Таким образом, наибольший крутящий момент на шпинделе, необходимый для открытия задвижки, равен М’ = 8 574 + 340,2 + 819,8 = 9 734, Н·м, Наибольший момент на маховике ручного привода равен M 'м M 9734 129,1 , Н·м, i η 97,9 0,77 в) Усилие на маховике, необходимое для открытия, Q 'м 2M м 2 129,1 = 322,8, Н, Dм 0,8 В результате расчета получены следующие моменты и усилия, необходимые для управления задвижкой. Закрытие задвижки: момент на шпинделе М = 7 739,4 Н·м; момент на маховике Мм = 102,9 Н·м; усилие на маховике Qм = 257,3 Н. ' = 9 734 Н· м; Открытие задвижки:момент на шпинделе M ' момент на маховике M м = 129,1 Н·м; ' усилие на маховике Q м = 322,8 Н. 3. Силовой расчет кранов Определить общий момент на оси пробки шарового крана Dу = 40 мм, Ру = 1 МПа, конструкция и размеры которой приведены на рисунке 3.1 необходимый для ее поворота. Материал деталей: уплотняющие кольца – фторопласт 4, корпусные детали из чугуна. Диаметры уплотняющих колец D1 = 110 мм, D2 = 88 мм. Рисунок 3.1 – Кран шаровой Dу = 40 мм, Ру = 1 МПа Решение. Момент на пробке рассчитывается по формуле: М = Мк + М с , где Мк – момент на кольцах; Мс – момент на сальнике. Определим их значения. Усилие, действующее на пробку при закрытом положении крана, определяется по формуле Q ср π 2 3,14 Dк Р 0,099 2 1,0 10 6 7,7, кН, 4 4 где средний диаметр уплотняющих колец по формуле Проверяем условие D D 2 110 88 Dк 1 99, мм. 2 2 Qср ≤ πDкbqn, где ширина колец в сплошном сечении b D 2 D1 110 88 11, мм, 2 2 предельно допустимые давления для фторопласта 4 qn = 20 МПа. πDк bq n 3,14 0,099 0,011 20 10 6 68,4, кН 7,7 кН ≤ 68,4 кН – условие выполняется. По приближенной расчетной формуле момент на кольцах πR к2 Рμ к R ш (1 sinβ ) 3,14 0,02 2 10 6 0,1 0,03 (1 0,73) Мк 4,1 Н·м, 2(sinβ μ к cosβ ) 2 (0,73 0,1 0,68) где μк = 0,1, Rк = 20 мм, Rш = 30 мм, а = 22 мм, sin β = а/Rш = 22/30 = 0,73, следовательно, 2 2 . cos 1 sin 1 0,73 0,68 Момент в сальнике определяется по формуле d 0,022 М с Т с 97,68 1,075 Н·м, 2 2 где диаметр хвостовика пробки dс = 22 мм, сила трения в сальнике определяется по таблице 3.3: Т = ψdсSP = 2,22·0,022·0,002·106 = 97,68 Н. Здесь коэффициент ψ = 2,22 для условий h/S = 5, так как D = 26 мм, h = 10 мм, толщина набивки S = D d с 26 22 2 мм. 2 2 Таким образом, момент на пробке М = Мк + Мс = 4,1+1,075 = 5,175 Н·м. Определить общий момент на оси пробки конусного крана с сальником, необходимый для ее поворота. Dу = 40 мм, Ру = 1 МПа, D1 = 110 мм, D2 = 88 мм . Конструкция приведена на рисунке 3.2. Материал деталей – чугун. Р е ш е н и е. Момент на пробке рассчитывается, по формуле: М = Мк + М с + Мр , где Мк – момент от уплотнения конуса; Мс – момент на сальнике; Мр – момент от действия давления среды на пробку. Определим их значения. Момент в сальнике по формуле d 0,022 М с Т с 146,52 1,61, Н·м, 2 2 где диаметр хвостовика пробки dс = 22 мм, сила трения в сальнике Т = ψdсSP = 2,22·0,022·0,003·106 = 146,52 Н. Здесь коэффициент ψ = 2,22 для условий h/S = 5, так как D = 28 мм, h = 15 мм, толщина набивки S = D d с 28 22 3 мм. 2 2 Момент трения на конусе с учетом “явления переноса” определяется по формуле : QDк μ к 4,1 10 3 99 10 3 0,1 Мк 285,0, Н·м, 2sin 2 0,0712 где средний диаметр конуса соприкосновения пробки и корпуса D D 2 110 88 Dк 1 99, мм; 2 2 коэффициент трения на конусной поверхности μк = 0,1. Рисунок 3.2 – Конусный кран с сальником Принимаем конусность 1:7 tgφ = 1:14 = 0,07143, следовательно, φ = 4º05', sin 4º05' = 0,0712. Продольное усилие, необходимое для уплотнения, определяется по формуле: Q = Qу = πDкbqу = 3,14·0,099·0,011·1,2·106 = 4,1, кН, где b D1 D 2 110 - 88 11, мм; 2 2 удельное давление на конусной поверхности, необходимое для обеспечения плотности, определяется по следующей эмпирической зависимости (где Р в кгс/см2, а b в мм) 30 Р 30 10 12,0 кгс/см2 = 1,2 МПа. b 11 Момент от действия давления среды по формуле qу М р Q рμ к Dк 99 10 3 5,0 10 3 0,1 24,75, Н·м, 2 2 где коэффициент трения на конусной поверхности μк = 0,1; усилие от действия среды Qр = Fр·Р = 0,005·1·106 = 5,0, кН, где площадь проходного отверстия корпуса, перекрытая пробкой, 2 3 2 Fр ≈ πD у 3,14 (40 10 ) 0,005, м2. Таким образом момент на пробке по формуле М = Мк + Мс + Мр = 285,0 + 1,61 + 24,75 = 311,36, Н·м. В случае, когда кран с конусной пробкой изготовлен без сальника (натяжной) момент от сальника Мс заменяется на момент на бурте Мб и определяется по формуле: d 32 10 3 М б Q б μ б б 4,1 10 3 0,3 19,68, Н·м, 2 2 где усилие затяга конуса по формуле Qб = Q = Qу = πDкbqу = 3,14·0,099·0,011·1,2·106 = 4,1, кН; коэффициент трения между натяжной шайбой и корпусом крана μб = 0,3; средний диаметр опорной кольцевой поверхности соприкосновения корпуса крана с натяжной шайбой dб = 32 мм. Таким образом, момент на пробке в этом случае М = Мк + Мб + Мр = 285,0 + 19,68 + 24,75 = 329,43, Н·м. 4. Силовой расчет фланцевого соединения 4.1 Пример расчёта необходимого усилия затяга прокладок разных типов Исходные данные: плоская неметаллическая прокладка при ширине В = 5 мм и толщине = 4 мм. Рабочее давление Рраб = 1 МПа. Диаметр прокладки Для обеспечения плотности соединения прокладка должна быть предварительно обжата на месте её установки с усилием, определяемым по формуле : Qоб = L·B·q0·Kф = 1,368·0,005·1,9·106·1 = 13,0, кН, где L - длина периметра прокладки по средней линии. Для круглой прокладки L = 3,14·Dп = 3,14·0,4355 = 1,368, м, где Dп - средний диаметр прокладки определяется по формуле Dп=D’-В/2=0,438-0,005/2=0,4355, м, D’- диаметр прокладки; В - ширина прокладки, В = 5мм; КФ - коэффициент формы, учитывающий наличие бороздок, пересекающих поверхность уплотнения, неравномерность деформации фланцев, a следовательно, неравномерность деформации прокладки. Рекомендуется принимать для круглого фланца КФ = 1,0; q0 - удельное давление на прокладке, необходимое для создания плотности, зависящее от материала прокладки, её ширины и толщины, определяется по формуле qо qу C 2δ В =4*10⁶*1,15/√4*√0,5=1,2 МПа. где В = 5 мм; = 4 мм. Здесь толщина прокладки в мм, ширина В в см, где qу = 4МПа; С - коэффициент, учитывающий увеличение шероховатости и других отклонений от идеальной плоскости в связи с увеличением диаметра прокладки, который рассчитывается по формуле: . С 1 0,1 Dп =1+0,1*√43,6/20=1,15 20 Для обеспечения плотности соединения в рабочих условиях требуется усилие затяга, которое определяется по формуле: Q р L B q р (1 )(Q ср Q о ), где qр - необходимое давление на прокладку в рабочих условиях, зависящее от материала прокладки, её ширины и толщины, определяется по формуле: МПа. qр m Р раб δ В =2*1*10⁶/√4*√0,5=1,2 МПа. Здесь В = 0,5 см, ? = 4 мм; m - коэффициент уплотнения; для прокладок из резины m = 1,6 ? 2; для прокладок из паронита m = 4,5; для прокладок из картона m = 3; ? = 0,9 - т.к. прокладка из пластиката; QСР - усилие от давления среды, вычисляется как Qср=0,785*D₂п*Рраб.=0,785*0,4355*0,4355*1*10⁶=148,9 , кН; Q0 - наибольшее усилие по шпинделю (при расчёте проходных или магистральных фланцев Q0 = 0). Qр=1,365*0,005*1,2*10⁶+(1-0,9)*(148,9*1000+0)=23,1 кН. Необходимое усилие затяга прокладки Qн определяется из двух величин Qоб и Qр, вычисленных для данного фланца. Наибольшая из них определяет величину усилия необходимого затяга прокладки. Таким образом, при Qоб > Qр Qн = Qоб, при Qоб < Qр Qн = Qр, Qоб = 13,0 кН; Qр = 23,1 кН. Вывод: Необходимое усилие затяга прокладки Qн = 23,1 кН. 4.2 Пример расчета на прочность болтов и шпилек Исходные данные: номинальный диаметр резьбы d1 = 24 мм; диаметр отверстия под болт d0 = 27 мм; рабочее давление Рраб = 1 МПа; число болтов z = 16; усилие от давления среды Qср = 148,9 МПа; усилие затяга прокладки Qн = 23,1 МПа; наибольшее усилие по шпинделю Q0 = 0; число витков n = 15; резьба смазанная. Во фланцевых соединениях с резиновыми прокладками и прокладками из пластиката расчёт болтов (и фланца) следует вести исходя из усилия по формуле: Qбр = Q + Qср = 23,1 + 148,9 = 172 кН. Однако при всех условиях должно быть выдержано требование: Qб = Qбр = Qдоп · Z = 45,4·16 = 726,4 кН, где Qб - общая нагрузка, допускаемая болтами или шпильками; Qдоп - нагрузка, допускаемая на один болт или шпильку; Z - число болтов. Z = 16; dб = 24 мм, далее по таблице для болта М24 сталь 30 имеем Qдоп = 45,4 кН; ?доп = 140 МПа. При высоких удельных давлениях на поверхностях витков резьбы в болтах возникают задиры, и коэффициент трения увеличивается до = 0,6 и более. Чтобы исключить возможность появления задиров, необходимо выдержать условие: Q доп q сж f n, где Qбр - расчётная допускаемая нагрузка на болт, Н; n - число витков, n = 15; qсж - допустимое удельное давление, определяется по формуле: пред qcж , ncж =200/2=100 МПа, где ?пред - напряжение сжатия на витках для смазанных резьб, ?пред ? 200 МПа; nсж - коэффициент надёжности, nсж ? 2,0; f - площадь кольцевой поверхности витка, определяется по формуле: f 0,785 (d 02 d12 ), =0,785*(0,027₂-0,024₂)=1,2*10-₄, м2, где d1 - номинальный диаметр резьбы, d1 = 24 мм; d0 - отверстие под болт, d0 = 27 мм. Окончательно имеем Qбр = 172 кН, qсж·f·n = 180 кН, следовательно, условие Qбр = 172 кН < 100·106·1,2·10-4·15 = 180 кН выполняется. 4.3 Пример расчёта круглых жестких фланцев по допускаемым напряжениям Исходные данные: рабочее давление Р = 1 МПа; усилие затяга прокладки Qн = 18 кН; усилие от действия болтов Qб = 726,4 кН; средний диаметр прокладки Dп = 435,5 мм; толщина фланца h = 30 мм; количество болтов n = 16; длина горловины lу = 30 мм. Допускаемое напряжение ?доп = 140 МПа. Согласно рисунку 8.5 имеем: Dвн = 350 мм; D = 520 мм; D1 = 470 мм; d = 27 мм; S = 13,5 мм; S1 = 15 мм; x1 = 14 мм; Расчёт выполняют следующим образом. Вычисляются усилия, действующие на фланец. Усилие от давления среды по формуле Qср = 0,785 Pраб = 0,785·0,43552·1·106 = 148,9, кН. Реакция прокладки по формуле Qп = Qбр - Qср = 372,2 - 148,9 = 223,3, кН. Расчётное усилие, передаваемое болтами на фланец, по формуле Q бр Qн Qб =(18+726,4)/2=372,2 кН. 2 Определяется условный момент по формулам М0 Q ср X с Q n X n D0 =(148,9*0,052+223,3*0,017)/0,35=32,9 Xc Хп , кН·м/м, , D1 Dвн S1 , мм (470-350-15)/2= 0,052, м, 2 D1 Dn . мм (470-435,5)/2= 0,017, м. 2 Вычисляются действующие напряжения: а) осевое определяется по формуле σ0 f M0 =1,05*32,9*1000/0,9*0,015*0,015=170,6, МПа, 2 L S1 где f - коэффициент поправки напряжений, зависящий от отношений и , принимается по диаграмме 2 ; lу - длина горловины, мм; l0=√Dо*S=√350*13,5=68,7мм - условная длина, , мм. При данных отношениях S1/S2= 1,2 мм; = 0,43 мм по диаграмме имеем f = 1,05, где L - коэффициент определяемый по формуле 3 L h l 1 h , T d =0,9 h - толщина фланца, мм; d - коэффициент, определяемый по формуле d U l o S2 , V =5,5*68,7*13,5*13,5/0,44=156507,2 , где l - коэффициент, определяемый по формуле l F = 0,0117. l0 Коэффициенты U, Т принимаются в зависимости от k = по диаграмме 2 : U = 5,5; Т = 1,85; Коэффициенты F, V - по диаграмме 2 принимаются: F = 0,8; V = 0,44; б) напряжение радиальное по формуле 4 h l 1 M0 3 =40,6 МПа; σр 2 Lh в) напряжение кольцевое по формуле σk y M0 h2 z σ p =80,47 МПа, где у, z - коэффициенты, принимаются по диаграмме [2] в зависимости от , у = 5, z = 2,52. Во фланцах допускаются следующие напряжения по формуле: σ 0 1,5 σ доп . = 170,6 МПа < 1,5·140 = 210 МПа - условие выполняется; = 40,6 < ?доп = 140 МПа - условие выполняется, = 80,47 МПа < ?доп = 140 МПа - условие выполняется. 4.4 Пример расчёта фланцев по предельным нагрузкам Исходные данные смотри выше Расчёт жёстких фланцев производится по следующей методике. Предельная нагрузка на фланец при S1 < h определяется по формуле: Q пред 1,7 k h 2 σ т с, где Qпред - предельная нагрузка на фланец, H; h - толщина фланца, м; ?т - предел текучести материала фланца, МПа; ? - коэффициент, учитывающий влияние отверстий под болты на прочность фланца, определяется по условию d D D вн 2 S1 27 0,19 520 350 2 15 < 0,25, значит ? =1; С - коэффициент плавности перехода от фланца к трубе, который определяется следующим образом: S1 S D вн 2S 15 13,5 (350 2 13,5) =19,8<= lу = 30, следовательно с = 1. S1 S 15 13,5 Значение х определяется подбором из уравнения : D l x 1 вн Dn S 2 D1 D1 х 1 . D n D h Определение х при помощи графика [2] производится следующим образом: определяют значения a, b и m по формулам a Dn 435,5 0,921, D1 470 2 D n D вн S1 435,5 350 15 2 b 1 1 1 1 0,371, D1 D n h 2 470 435,5 30 2 m D1 470 0,904 . D 520 Из графика определили х = 0,175. Коэффициент определяется по формуле: 1 k 1 , х =6,71, где k - коэффициент. Таким образом, ?т = 220 МПа для стали фланца 15ХМ. Qпред = 1,7·?·k·h2·?т·с = 1,7·1·6,71·0,032·220·106·1 = 2258,5 кН = 2,2585 МН Допускаемая нагрузка на фланец, определяется по формуле: Qф Q пред Пф =2258,5/1,8=1254,7 кН =1,2547 МН, где ПФ - коэффициент запаса прочности, ПФ = 1,8. Поскольку фланец подвергается изгибу, определим приведённое усилие, приложенное к трубе, которое вызывает момент на фланце, эквивалентные моменту от действия сил, приложенных к фланцу. Величины этих усилий определяются по формулам: l l1 Q 2 2 Q3 , l3 l3 Qср , Q 2 Q3 Q пр Q1 2 l1 x n ; l2 x с ; l 3 2 S 2 S1 2 x1. 2 2 Q1 = Qп = 225,9, кН, Q2 = Q3 = 74,45, кН. l1 = xn = 0,017 м; l2 = xc = 0,052 м; l3=0,057 , м; , кН. Должно быть выдержано условие Qср ≥ Qн. Qср = 148,9 кН > Qн = 18 кН - условие выполняется. Необходимо выдержать условие Qф ≥ Qб. Qф = 1254,7 > Qб = 726,4 кН - условие выполняется. Список литературы Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов. – Л.: Недра, 1988. – 462 с. Гуревич Д.Ф. Расчет и конструирование трубопроводной арматуры. – М.: Машиностроение, 1988. 3 Гуревич Д.Ф., Зоринский О. Н. и др. Трубопроводная арматура с автоматическим управлением. – Л.: Машиностроение, 1982. - 320 с. 4 Промышленная трубопроводная арматура: Каталог, Ч.1, 2 – М.: Недра, 1977. 5 Жунев П. А., Котелевский Ю. М. Краны для трубопроводов. – М.: Недра, 1968. 6 Современные конструкции трубопроводной арматуры для нефти и газа: Справочное пособие. – М.: Недра, 1976. 7 Бореценко Л. И. Слесарь по ремонту запорных кранов на МГП.- М.: Недра, 1993. 8 Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ: Учебник для вузов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Нефть и газ, 1996. – 350 с. 9 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. 10 ГОСТ 9544-93. Арматура трубопроводная, запорная. Нормы герметичности затворов. 11 ГОСТ 5762-74. Задвижки на условное давление Ру ≤ 25 МПа. Общие технические условия. 1 2