Напряженно-деформированное состояние элементов трубных систем кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок

• Автор: Целищев, Максим Федорович
• Шифр специальности: 05.04.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2008
• Место защиты: Екатеринбург
• Количество страниц: 138 с. : ил.

Содержание
Введение
1. Состояние вопроса. Постановка задач исследования
1.1 Надежность теплообменных аппаратов и ее влияние на общую надежность ПТУ
1.2. Влияние напряженно-деформированного состояния элементов теплообменных аппаратов на их надежность
1.3. Влияние эксплуатационного износа трубных систем на надежность теплообменных аппаратов ПТУ
1.4. Анализ методик прочностного расчета элементов теплообменных аппаратов ПТУ
1.5. Выводы. Постауювка задач исследования
2. Разработка моделей и исследование напряженно-деформированного состояния трубных досок теплообменных аппаратов паротурбинных установок
2.1. Описание исследуемых аппаратов
2.2. Моделирование и анализ влияния характера закрепления трубных досок в корпусах прямотрубных теплообменных аппаратов на их напряженно-деформированное состояние
2.3. Влияние температурных неравномерностей в трубных досках на их напряэюенно-деформированное состояние
2.4. Моделирование напряженно-деформированного состояния трубной доски под воздействием перепада давлений теплоносителей
2.5. Моделирование процесса вальцевания трубок и его влияния на напряженно-деформированное состояние трубных досок теплообменных аппаратов
2.6. Выводы

3. Экспериментальное исследование напряженно-деформированного состояния трубных досок тсплообменных аппаратов
3.1. Описание экспериментальной установки и методики проведения опытов
3.2. Оценка погрешности измерений
3.3. Экспериментальное исследование влияния завальцованных трубок на напряженно-деформированное состояние трубных досок
3.4. Экспериментальное исследование влияния давления гидравлических испытаний на напряженно-деформированное состояние трубных досок
3.5. Выводы
4. Влияние напряженно-деформированного состояния трубных пучков на изменение надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок
4.1. Влияние осевых усилий в трубках на изменение характера их колебаний

4.2. Влияние коррозионных повреждений трубок на изменение их напряженно-деформированного состояния
4.3. Влияние механического износа материала на прочность соединения трубки с трубной доской
4.4. Выводы
5. Разработка рекомендаций по реализации уточненного прочностного расчета трубных систем теплообменных аппаратов паротурбинных установок
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение
Темпы развития современной Российской энергетики постоянно предъявляют новые требования к надежности и эффективности оборудования ТЭС. В связи с этим, ведется постоянная работа в направлении совершенствования паротурбинных установок и связанного с ними оборудования [1-7].
Теплообменные аппараты паротурбинных установок существенно влияют на эффективность и надежность работы турбоустановки в целом. Снижение надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок (конденсаторов, подогревателей сетевой воды и аппаратов системы регенерации и т.д.) может приводить к значительному снижению КПД турбоустановки [8-13]. Отказы в работе теплообменных аппаратов практически всегда приводят к снижению технико-экономических показателей турбоустановки. В связи с этим, к надежности теплообменных аппаратов предъявляются повышенные требования. Надежность этого оборудования ТЭС определяется большим количеством конструктивных, технологических и эксплуатационных факторов. Недостаточно полный учет некоторых из них может привести к преждевременному выходу аппаратов из строя.
Вместе с тем, при проектировании теплообменных аппаратов используются методики расчета на прочность, разработанные 30 и более лс( назад. Эти методики не учитывали возможностей современных методов прочностного расчета с применением ЭВМ, в частности, возможностей метода конечных элементов. Применение ранее разработанных методик, как правило, обеспечивало необходимую надежность теплообменных аппаратов за счет введения повышенных запасов прочности отдельных элементов. Но, вместе с тем, неоправданно завышались массогабаритные характеристики оборудования, а также осложнялась компоновка турбоустановки в целом. Все это приводило к возрастанию стоимости и сроков окупаемости ТЭС в целом.

Работы [21,49-50] объединяет использование формул для перфорированной части трубной доски [47] совместно с зависимостями для сплошной трубной доски без перфорации. Таким образом, авторам удалось добиться учета того факта, что трубная доска перфорирована не полностью. При рассмотрении трубной доски бралось ее сечение плоскостью, проходящей через ось симметрии. Таким образом, задача решалась в осесимметричной, плоской постановке. В таком сечении выделялась перфорированная зона трубной доски, ограниченная определенным радиусом, и сплошная зона, которая занимала остальную часть трубной доски. В сплошной зоне трубная доска имела реальный модуль упругости Е и коэффициент Пуассона V, а в перфорированной — приведенные модуль упругости Е* и коэффициент Пуассона v. Приведенные упругие характеристики получались в зависимости от отношения d/t и H/t (здесь d -диаметр отверстия, t - шаг отверстий, Н - толщина трубной доски) (рис.1.5.).

Е*/Е

0,2 0

Рис. 1.5. Зависимость отношения Е*/Е и v* от d/t [47]