ОБ ОЦЕНКЕ ПРОЧНОСТИ И РЕСУРСА ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ С ПОЗИЦИЙ СОВРЕМЕННЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ

Разработанные в 70÷80-х годах прошлого века нормативные документы, определяющие требования к объемам, порядку и методикам оценки прочности и ресурса оборудования ТЭС, АЭС и ГЭС, опирались на существовавшие в то время технические возможности. Расчеты базировались преимущественно на аналитических подходах и согласовывались с коэффициентами запаса, учитывающими неточности расчета, возможности технологий изготовления и диагностирования ресурсоопределяющих элементов, особенности заложенных на стадии проектирования условий эксплуатации.

В настоящее время широкое распространение получили численные подходы, базирующиеся на методе конечных элементов (МКЭ). Возможность отказаться при моделировании от различного рода допущений, предположений и упрощений является одним из существенных преимуществ метода. Однако точность расчета в значительной мере зависит от качества расчетной модели: задаваемых внешних нагрузок, условий сопряжения элементов, поставленных граничных условий.

Для длительных и сверхдлительных сроках эксплуатации энергооборудования, превысивших проектный ресурс в два и более раз, применение классических подходов, основанных на нормативных требованиях, приводит к невыполнению коэффициентов запаса, хотя техническое состояние не вызывает нареканий. В этом случае необходим усовершенствованный подход, учитывающий индивидуальность оборудования и широкие возможности современных вычислительных методов.

В статье приводятся основные принципы используемых в настоящее время «ОАО «НПО ЦКТИ» подходов к оценке прочности и ресурса энергооборудования [1 – 3]. 

1. Гаев А. В., Данюшевский И. А., Журавлев Д. Н., Шевчук Р. Э. Разработка методики оценки надежности и безопасности тепломеханического оборудования // Надежность и безопасность энергетики, №2 , 2015. С. 65 – 69.

2. Гаврилов С. Н., Георгиевская Е. В., Левченко А. И., Абушик Г. В. Расчетное исследование прочности и ресурса роторов паровых турбин ТЭС после восстановительного ремонта // Новое в российской электроэнергетике. 2017. №1. С. 6 – 15.

3. Георгиевская Е. В. Обоснование методов и сроков диагностики гидротурбин за пределами проектного срока службы // В сборнике: Живучесть и конструкционное материаловедение (ЖивКоМ – 2016) – Труды международной конференции. 2016. С. 120 – 123.

4. Петреня Ю. К., Антонюк О. В., Гаврилов С. Н. Оценка частот колебаний шин турбогенераторов // Электрические станции. 2016. №3. C. 47 – 50.

5. Работнов Ю. Н. Механика деформируемого твердого тела». М. Наука 1988 г.

6. Киреев О. Б., Сайкова М. С., Данюшевский И. А. Влияние внешних изгибающих моментов на долговечность гибов трубопроводов горячего промежуточного перегрева // Теплоэнергетика. №1, 2013. C. 39 – 46.

7. Платонов Д. В., Минаков А. В., Дектерев А. А., Сентябов А. В. Численное моделирование пространственных течений // Компьютерное исследование и моделирование 2013 Т. 5 №4. С. 635 – 648.

8. Дектерев А. А., Захаров А. В., Минаков А. В., Платонов Д. В., Пылев И. М. Математическое моделирование низкочастотных пульсаций давления в проточных трактах гидротурбин. Известия Российской академии наук. Механика жидкости и газа. 2015, №5. С. 3 – 15.

9. Журавлев Д. Н., Данюшевский И. А. Применение двухпараметрической диаграммы разрушения и энергетического подхода на основе упруго-пластического J-интеграла для оценки трещиноподобных дефектов в прямых трубах // Международный исследовательский журнал. №10(32), часть 2. Екатеринбург, 2016. С. 4 – 12.

10. Ainsworth R. A., Lei Y. Creep crack growth assessment methods // Anales de Mecánika de la Fractura 26, Vol.1 (2009). р. 3 – 9.

11. Ainsworth R. A. Editor R5: Assessment Procedure for the High Temperature Response of Structures. Nuclear Electric procedure R5 Issue 2, 1999. р. 2 – 26.