Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Разработка моделей и методов вибрационной диагностики агрегатов гидроэлектростанций

Диссертация: Разработка моделей и методов вибрационной диагностики агрегатов гидроэлектростанций
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Предложен метод моделирования движения ротора вертикального гидроагрегата, основанный на рассмотрении ротора как незакрепленного твердого тела. Разработан метод приближенного расчета силы со стороны сегмента подшипника. Предложены методы моделирования дефектов гидроагрегата. Разработана методика расчета биений вала гидроагрегата, обусловленных влиянием следующих дефектов: механических дисбалансов… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. ДИАГНОСТИКА ВЕРТИКАЛЬНЫХ ГИДРОАГРЕГАТОВ
    • 1. 1. Основные положения технической диагностики
    • 1. 2. Диагностика агрегатов гидроэлектростанций
    • 1. 3. Системный подход к комплексному диагностированию гидроагрегата
    • 1. 4. Принципы диагностики гидроагрегатов по биениям вала
  • Выводы
  • ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ РАСЧЕТА БИЕНИЙ ВАЛА ГИДРОАГРЕГАТА ПРИ НАЛИЧИИ ДЕФЕКТОВ
    • 2. 1. Моделирование движения ротора вертикального гидроагрегата
    • 2. 2. Моделирование дефектов гидроагрегата
    • 2. 3. Определение биений вала при численном решении уравнений движения ротора
    • 2. 4. Реализация методики расчета биений вала гидроагрегата
  • Выводы
  • ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ДИАГНОСТИКИ ГИДРОАГРЕГАТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИЗМЕРЕНИЯ БИЕНИЙ ВАЛА
    • 3. 1. Математическое описание задачи диагностики гидроагрегата и выбор метода решения
    • 3. 2. Использование генетического алгоритма для решения задачи определения дефектов гидроагрегата
    • 3. 3. Выбор режимов гидроагрегата, по которым должно производиться диагностирование
    • 3. 4. Реализация методики диагностики гидроагрегата на ЭВМ
  • Выводы
  • ГЛАВА 4. ПРИКЛАДНЫЕ ЗАДАЧИ ВИБРАЦИОННОЙ ДИАГНОСТИКИ ГИДРОАГРЕГАТОВ ПО БИЕНИЯМ ВАЛА И МЕТОДЫ ИХ РЕШЕНИЯ
    • 4. 1. Измерение биений вала гидроагрегата
    • 4. 2. Измерение динамической формы ротора гидрогенератора
    • 4. 3. Построение подсистем диагностики гидроагрегатов по биениям вала на базе АСУТП
    • 4. 4. Разработка подсистемы диагностики по биениям вала для
  • АСУТП Новосибирской ГЭС
    • 4. 5. Экспериментальная проверка методики диагностики гидроагрегата по биениям вала
  • Выводы

Разработка моделей и методов вибрационной диагностики агрегатов гидроэлектростанций (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы. В энергетике России доля гидроэлектростанций (ГЭС) в выработке электроэнергии составляет около 20%, по Сибири — более .40%. ГЭС в электроэнергетической системе обеспечивают выработку электроэнергии, покрытие пиков нагрузки, регулирование частоты и напряжения, выполняют роль аварийного и эксплуатационного резерва. Важной задачей является повышение надежности работы основного оборудования ГЭС, в частности, гидроагрегатов. Несмотря на высокий уровень надежности агрегатов ГЭС, вероятность появления и развития в них дефектов достаточно велика. Это обусловлено следующими факторами:

• технологический процесс достаточно сложный;

• гидроагрегат представляет собой сложную пространственную конструкцию, состоящую из большого числа деталей;

• значительная часть гидроагрегатов эксплуатируется за пределами расчетных сроков службы.

Выявление дефектов на ранней стадии развития и своевременное их устранение обеспечивают:

• повышение надежности;

• снижение затрат на ремонты и времени простоя;

• продление срока службы;

• выявление узких мест в конструкции.

Проблема выявления и устранения дефектов гидроагрегатов рассмотрена в работах А. Е. Александрова, С. С. Ананянца, В. И. Брызгалова, J1.A. Владиславлева, Е. В. Гущина, Б. В. Кислицкого, A.A. Клюкача, Л. Г. Мамиконянца, А. Б. Нецеевского, А. Е. Соколова, В. А. Цветкова, Ю. М Элькинда и др. В этих работах детально исследован характер процессов развития дефектов в гидроагрегатах, разработаны методы выявления дефектов при помощи осмотров, испытаний и измерений, контроля вибраций и температур. Исследования в области диагностики гидроагрегатов продолжаются и в настоящее время.

При этом основной проблемой является выявление дефектов на ранней стадии развития. Большинство существующих методов диагностики основаны на наблюдениях за агрегатами в процессе работы (визуальных и с помощью контрольно-измерительных систем и приборов), а также планово-предупредительных профилактических испытаниях и осмотрах. Значительно меньше работ посвящено разработке теоретических моделей процессов в гидроагрегатах, которые позволяли бы рассчитывать состояние агрегата и оценивать уровень его надежности.

Одной из новых задач является диагностика гидроагрегатов при помощи контроля биений вала. Предварительный анализ показывает, что имеется возможность учесть биения вала в теоретической модели электромеханических процессов гидроагрегата. Практически эта задача не исследована, хотя на многих ГЭС применяются системы непрерывного контроля биений с бесконтактными индукционными датчиками.

Актуальность работы состоит в том, что теоретическая модель позволяет провести диагностику на ранних стадиях возникновения дефектов. Использование ее в АСУТП ГЭС с применением компьютерных технологий сбора и обработки информации обеспечивает непрерывность контроля, достоверность оценок и возможность анализа динамики развития процесса.

Целью работы является исследование и разработка моделей и методов диагностики гидроагрегатов по данным контроля биений вала, а также разработка принципов построения подсистем диагностики на основе АСУТП.

Для достижения поставленной цели поставлены и решены следующие задачи:

1. определение теоретических основ моделирования электромеханических процессов в гидроагрегате, на основе которых можно решать задачи вибрационной диагностики по биениям вала;

2. разработка методики расчета биений вала гидроагрегата, основанной на теоретической модели движения ротора, и учитывающей влияние дефектов электрической и механической части;

3. разработка методики диагностики гидроагрегата по результатам измерения биений вала;

4. разработка методов и средств измерения биений вала гидроагрегатовоценка погрешностей измерения биений штатными средствами контроля;

5. разработка методов и средств измерения динамической формы ротора гидрогенераторов;

6. разработка принципов построения подсистем диагностики гидроагрегатов по биениям вала на базе АСУ ТП;

7. проверка достоверности предлагаемой методики диагностики на реальном гидроагрегате.

Методы исследования. Разработанные в диссертации научные положения используют системный подход к диагностированию гидроагрегатов и основываются на применении теоретических и экспериментальных методов исследования в этой области. Решение поставленных в работе задач базируется на выводах фундаментальных и прикладных наук, таких как математический анализ, теория вероятностей и математическая статистика, теория нечетких множеств, цифровая обработка сигналов, теоретические основы электротехники, теоретическая механика.

Достоверность и обоснованность основных научных положений и выводов работы подтверждается теоретическими обоснованиями, совпадением результатов расчета параметров дефектов для агрегатов Новосибирской ГЭС по предложенной методике и данных послеремонтных измерений и испытаний. Обоснованность результатов работы подтверждает практика их успешного использования в АСУТП Новосибирской ГЭС.

Научная новизна работы.

1. Произведен анализ влияния дефектов гидроагрегата на биения вала.

2. Предложен новый теоретический подход к моделированию биений вала гидроагрегата при известных дефектах механической и электрической части.

3. Предложен метод моделирования движения ротора вертикального гидроагрегата, основанный на рассмотрении ротора как незакрепленного твердого тела. Разработан метод приближенного расчета силы со стороны сегмента подшипника. Предложены методы моделирования дефектов гидроагрегата. Разработана методика расчета биений вала гидроагрегата, обусловленных влиянием следующих дефектов: механических дисбалансов ротора генератора и рабочего колеса турбиныискажений форм ротора и статора генераторагидравлического дисбаланса рабочего колесауклона и искажений линии валанеперпендикулярности опорного диска подпятника и вала генераторасмещений сегментов подпятника и подшипников от нормального положениямакронеровностей опорного диска подпятника и шеек валов в направляющих подшипниках.

4. Разработана новая методика диагностики (определения дефектов механической и электрической части) гидроагрегата, использующая в качестве исходных данных результаты измерения биений вала. Произведено математическое описание задачи диагностики гидроагрегата как задачи оптимизации параметров дефектовразработан метод расчета значений целевой функции. Для решения задачи оптимизации использован генетический алгоритм, обеспечивающий высокую вероятность определения глобального максимума целевой функции и нахождение нескольких вариантов решения. Произведен выбор режимов гидроагрегата, по которым должно производиться диагностирование. Даны рекомендации по использованию данных температурного контроля для уточнения результатов диагностирования.

5. Разработана методика определения динамической формы ротора гидроагрегата с учетом биений вала. Разработан метод расчета сил магнитного тяжения в генераторе при известной форме воздушного зазора.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Разработаны принципы построения подсистем вибрационной диагностики гидроагрегатов по биениям вала на базе АСУТП, позволяющих повысить надежность работы гидроагрегатов за счет выявления дефектов на ранней стадии развития в процессе эксплуатации.

2. Разработана подсистема вибрационной диагностики по биениям вала для АСУТП Новосибирской ГЭСподсистема введена в эксплуатацию на агрегате № 4.

3. Разработаны аппаратные и программные средства осциллографирования биений вала. Выявлены недостатки и определены погрешности измерения биений штатными средствами. Обоснована необходимость учета биений вала при измерении динамических форм ротора и статора гидрогенераторов.

4. Разработанные положения используются в системе измерения формы ротора гидрогенераторов Новосибирской ГЭС и в системах температурного контроля гидрогенераторов Новосибирской, Майнской, Усть-Хантайской и Курейской ГЭС. Эти системы позволяют существенно повысить культуру обслуживания гидроагрегатов и снизить трудозатраты персонала.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Методы расчета биений вала гидроагрегата по предложенной математической модели движения ротора гидроагрегата при известных параметрах дефектов механической и электрической части.

2. Методика определения дефектов механической и электрической части гидроагрегата, построенная на основе генетического алгоритма, использующая в качестве исходных данных результаты измерения биений вала.

3. Методика определения динамической формы ротора гидроагрегата с учетом биений вала.

4. Метод расчета сил магнитного тяжения в генераторе при известной форме воздушного зазора.

5. Принципы построения подсистем вибрационной диагностики гидроагрегатов по биениям вала в АСУТП.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры «Электрические станции» Новосибирского государственного технического университета (НГТУ), на всероссийской научной конференции молодых ученых «Наука, технологии, инновации» в 2001 и 2003 гг. в г. Новосибирске, на конференции «Применение микропроцессорной техники в устройствах вторичной коммутации ГЭС» (Красноярская ГЭС, 2003 г.), на днях науки НГТУ в 2004, 2005 гг.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 6 печатных работиз них 4 — статьи в сборниках научных трудов, 2 — тезисы докладов.

Объем и структура работы. Основное содержание диссертации изложено на 196 страницах, содержит 41 рисунок и 17 таблиц. Работа состоит из введения, четырех глав, заключения и восьми приложений.

Список использованных источников

содержит 115 наименований.

Основные выводы и результаты работы состоят в следующем.

1. Разработана методика расчета биений вала гидроагрегата при наличии дефектов, основанная на моделировании движения ротора. Разработаны методы учета сил со стороны сегментов опорных и направляющих подшипников с фторопластовыми вкладышами. Предложены методы моделирования дефектов гидроагрегата. Решены вопросы расчета сил магнитного тяжения в генераторе при неравномерной форме воздушного зазора.

2. Преложена методика диагностики гидроагрегата по биениям вала. Методика основана на рассмотрении задачи определения дефектов как задачи оптимизации. Разработан метод расчета значений целевой функции, которая характеризует степень совпадения биений вала, соответствующих решению, с результатами измерений. Поскольку оптимизируемая функция многих переменных имеет много экстремумов и не может быть задана аналитически, для решения задачи оптимизации применен генетический алгоритм. Он обеспечивает также нахождение нескольких вариантов решения, что позволяет персоналу анализировать все возможные сочетания дефектов, дающих наблюдаемый характер биений, и выбирать технологию проведения ремонтных работ. Произведен выбор режимов гидроагрегата, по которым должно производиться диагностирование. При этом рассмотрено использование в качестве исходных данных как амплитуд биений вала на оборотной частоте, так и дополнительной информации о сигналах биений вала (амплитуд и начальных фаз нескольких гармонических составляющих сигналов биений).

3. Разработаны принципы построения подсистем диагностики гидроагрегатов по биениям вала на базе АСУТП. Рассмотрены вопросы использования данных температурного контроля для уточнения результатов диагностирования. Реализована подсистема вибрационной диагностики по биениям вала гидроагрегата № 4 Новосибирской ГЭС, работающая в составе АСУТП станции. Разработанные положения, обеспечивающие работу систем контроля в режиме реального времени с отображением собираемой информации, используются в системах температурного контроля гидроагрегатов, внедренных на Новосибирской, Майнской, Усть-Хантайской и Курейской ГЭС. Эти системы позволяют существенно повысить культуру обслуживания гидроагрегатов и снизить трудозатраты персонала.

4. Произведена оценка погрешности измерения амплитуд биений штатными средствами контроля, и предложена методика обработки результатов измерений для целей диагностирования. Анализ результатов осциллографирования биений вала гидроагрегата № 3 Новосибирской ГЭС показал, что штатные средства контроля биений дают завышенные показания из-за вибрации датчиков и влияния микронеровностей поверхности вала.

5. Разработана и внедрена на Новосибирской ГЭС система измерения формы ротора гидрогенератора. Использование системы существенно снижает трудозатраты персонала станции и повышает точность определения необходимых ремонтных работ на гидрогенераторе. Разработана и проверена экспериментально методика определения динамической формы ротора с учетом биений вала.

6. Произведена экспериментальная проверка методики диагностики гидроагрегата. Полученные результаты подтвердили правильность определения дефектов по предлагаемой методике. В то же время установлено, что при использовании в качестве исходных данных только амплитуд биений вала на оборотной частоте в двух режимах невозможно точное распознавание всех рассматриваемых дефектов. Возможны два способа повышения эффективности диагностирования по предложенной методике. Во-первых, увеличение числа характерных режимов, биения вала в которых используются в качестве исходных данных. Во-вторых, осциллографирование выходных сигналов всех датчиков биений в единой временной шкале, и использование в качестве исходных данных амплитуд и начальных фаз нескольких гармоник биений. Первый способ требует перевода гидроагрегата в дополнительные режимы, что усложняет эксплуатацию из-за необходимости создания условий в энергосистеме и на станции для реализации специальных режимов, что не всегда возможно, и повышает требования к обслуживающему и оперативному персоналу. Второй способ требует совершенствования систем измерения биений вала и средств сбора и обработки информации. Второй способ является более перспективным.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В работе рассмотрены вопросы диагностики гидроагрегатов на основе данных, получаемых при использовании штатных средств сбора информации о биениях вала. Предложена методика диагностики и принципы построения подсистем диагностики на базе АСУТП.

Показать весь текст

Список литературы

  1. ГОСТ 20 911–89. Техническая диагностика. Термины и определения.
  2. ГОСТ 27.002−89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.
  3. Обнаружение дефектов гидрогенераторов / Александров А. Е., Гущин Е. В., Кулаковский В. Б. и др.- Под ред. Мамиконянца Л. Г. и Элькинда Ю. М. М.: Энергоатомиздат, 1985. — 232 с.
  4. В.А. Математическая модель для анализа надежности генераторов с учетом развития дефектов // Электричество. 1992. — № 11.— С. 64−66.
  5. ГОСТ 15 467–79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения.
  6. .А. Определение состояния (диагностика) крупных гидрогенераторов. М.: Издательство НЦ «ЭНАС», 1998. — 144 с.
  7. . Л.А. Вибрация гидроагрегатов гидроэлектрических станций. М.: Энергия, 1972. — 176 с.
  8. Ю.Н. Выявление и устранение дефектов механической части роторов гидрогенераторов // Гидротехническое строительство. — 2002.-№ 2.-С. 8−15.
  9. А.Е., Платонов Н. Г. Опыт эксплуатации подпятников с эластичными металлопластмассовыми сегментами // Сб. научн. тр. Гидропроекта. 1990. — Вып. 134. — С. 81−96.
  10. Ю.А. Слесарь по ремонту гидравлических турбин. Учеб. пособие для средн. проф-техн.училищ. М.: Высшая школа, 1976. -213 с.
  11. Инструкция по центровке вертикальных гидроагрегатов. М.: СПО «Союзтехэнерго», 1988. — 25 с.
  12. Ю.М. Контроль вибрации мощных гидрогенераторов. -М.: Энергия, 1979. 168 с.
  13. Ю.М., Неецевский А. Б., Могилев Г. К. Критерии оперативных оценок технического состояния гидрогенераторов // Электрические станции. 1994. — № 2. — С. 23−26.
  14. Ю.М. Об оценках технического состояния гидрогенераторов // Электрические станции. 1991. — № 7. — С. 67−70.
  15. Л.Г., Ананянц С. С., Кислицкий Б. В., Нецеевский А. Б. Типовая программа обследования и критерии оценки технического состояния гидрогенераторов // Гидротехническое строительство. 1999. -№ 11. — С. 13−15.
  16. Ю.Д., Лохматое А. П., Мамиконянц Л. Г. Проблемы электрических машин на сессии СИГРЭ 2000 г. // Электрические станции. 2002. — № 1. — С. 62−67.
  17. А.Е. Результаты натурных исследований двухрядного подпятника гидроагрегата Новосибирской ГЭС // Электрические станции. 1973. — № 10 .— С. 17−23.
  18. А.Е., Иртегов Ю. Н., Рыбаков В. И. Опыт разработки и внедрения автоматизированной системы контроля и диагностики гидроагрегата Ондской ГЭС // Гидротехническое строительство. 1999 .-№ 11 .- С. 26−28.
  19. Ю.Н., Оборин Л. В., Панов В. Д., Гущин Е. В., Соколов А. Е. Опыт эксплуатации гидрогенераторов Красноярской ГЭС // Электрические станции. 1992. — № 9. — С. 7−10.
  20. Е.В., Кернер Н. С., Ломакин С. И., Шмакова Н. Ф., Русанов И. В. Выявление дефектных паяных соединений в лобовых частях обмотки статора гидрогенераторов // Электрические станции. — 1992. № 6. -С. 35−38.
  21. Е.В., Цветков В. А., Поляков В. И. Повышение чувствительности штатных средств теплового контроля обмоток генераторов // Электрические станции. 1989. — № 12. — С. 47−51.
  22. В.И., Клюкач A.A. Контроль за оборотной вибрацией как метод распознавания технического состояния ротора гидрогенератора // Электрические станции. 1997. — № 3. — С. 48−52.
  23. В.И., Клюкач A.A. Опыт работы лаборатории технической диагностики Саяно-Шушенской ГЭС // Гидротехническое строительство. 1998. — № 9. — С. 82−84.
  24. В.И., Кислицкий Б. В., Надточий В. М., Соколов А. Е. Исследование вибрационного состояния гидрогенераторов Красноярской ГЭС // Сборник «Электросила». 1979. — № 32. — С. 17−21.
  25. .Б., Маслов В. В., Могилев Г. К., Нецеевский А. Б. Результаты комплексных обследований технического состояния гидрогенераторов с большим сроком эксплуатации // Электрические станции. 2004. — № 9. — С. 32−38.
  26. С.С., Кислицкий Б. В., Клетченков А. И. Устранение повышенного нагрева конструктивных элементов ротора гидрогенератора // Электрические станции. 2001. — № 3 .- С. 44−47.
  27. .Б., Кислицкий Б. В., Можаев Б. И., Таланов A.A. Оценка состояния гидрогенераторов в связи с техническим перевооружением ГЭС // Электрические станции. 1995. — № 8. — С. 22−26.
  28. С.С., Кислицкий Б. В., Юрасов В. Т., Гринберг Б. И., Эльберт Е. С. Результаты исследования теплового и вибрационного состояния мощных гидрогенераторов-двигателей в несимметричных режимах // Электрические станции. 1992. — № 6. — С. 28−35.
  29. И.В., Таланов A.A., Соколов А. Е. Диагностика оборудования Красноярской ГЭС // Гидротехническое строительство. -2002.-№ 10.-С. 11−16.
  30. А.Е. Вибрационная диагностика стыков статора гидрогенератора // Электрические станции. 1988. — № 1 .- С. 64−66.
  31. С.С., Юрасов В. Т., Гиндин Б. М. и др. Результаты исследования крупного гидрогенератора в несимметричных режимах // Электрические станции. 1986. — № 6. — С. 43−48.
  32. В.А., Уланов Г. А. О диагностическом обслуживании энергетических агрегатов // Электрические станции. 1996. — № 1. — С. 2124.
  33. В.А., Пикульский В. А. Исследование магнитных полей и потерь сердечника статора электрической машины при замыканиях листов активной стали // Электричество. — 1995. № 12. — С. 25−29.
  34. Е. Binder, A. Draxler, H. Egger, A. Hummer, H.R. Fuchs and oth. Developments and verification tests of diagnostics methods for hydrogenerators //CIGRE Session 2000. 11−301.
  35. F. Engster, O. Pop, E. Buleziuc. Measurement procedures and interpretation algorithms to state the residual lifetime of the stator winding insulation // CIGRE Session 2000. 11−302.
  36. G.C. Stone, V. Warren, H.G. Sedding, W. McDermid. Advances in interpreting partial discharge test results from motor and generator stator windings // CIGRE Session 2002. 11−202.
  37. S. Piel, R. Koziel, R. Aumann, R. Meissner. PD identification and fault localization in power plants by means of remote controlled pulse propagation measurements // CIGRE Session 2002. 11−203.
  38. A.E. Aleksandrov, J.N. Irtegov, V.M. Nadtochy, V.G. Rodionov. Information diagnostic system for hydropower units // CIGRE Session 2000. -11−303.
  39. R.G. Yelle, P. Menard. Guide to evaluate the need to rebuild hydroelectric generators // CIGRE Session 2000. 11−201.
  40. D. Petrovic, R. Albijanic, V. Milosavljevic, S. Stojkovic.
  41. Deformation of the rotor and stator forms of the hydroelectric power station «Djerdap I» in the course of exploitation // CIGRE Session 2002. 11−205.
  42. Witos F., GacekZ. Investigations of partial discharges in generator coil bars by means of acoustic emission method: acoustic images and location // CIGRE Session 2002. 11−101.
  43. Plancon J., Mazzocco M., Petit A. Development of a method for the assessment of the stator windings insulation systems of hydro generators // CIGRE Session 2002. 11−204.
  44. KymH.D., JU Y.H., Lim K.J., Cho K.B., ParkD.H. Experience based on the analysis of insulation condition on large high voltage rotating machine in Korean utilities // CIGRE Session 2002. 11−208.
  45. Higgins S.A., Coetzee G.J., Supendra A., Tarrant D., Machard P., Thiery M., Pienaar W., Mitchell A. The application of Eskom’s generator care philosophy to increase generator rileability // CIGRE Session 2002. 11−208.
  46. T.A., Секретарев Ю. А., Мошкин Б. Н. Оценка эксплуатационного состояния гидроагрегатов в АСУ ТП ГЭС // Электрические станции. 1988. — № 11. — С. 43−46.
  47. А.В., Осотов В. Н., Самородов Ю. Н. О применении эндоскопов для контроля технического состояния турбогенераторов // Электрические станции. 1998. — № 11. — С. 36−38.
  48. Ю.Н., Журавлев С. В. Опыт применения эндоскопического контроля турбогенераторов электростанций // Электрические станции. — 2004. — № 9. С. 64−66.
  49. А.Г., Козлов В. Р. Диагностическое оборудование и средства неразрушающего контроля для объектов энергетики // Энергетик. -2003.-№ 1.-С. 42.
  50. С.А., Преснов Ю. Л. Разработка и внедрение новых средств технической диагностики на электростанциях АО Ленэнерго // Электрические станции. — 1996. № 3. — С. 6−15.
  51. В.А., Бутов A.B. Ультразвуковой метод оценки состояния плотности прессовки активной стали статора турбогенератора // Электрические станции. 1993. — № 3. — С. 40−45.
  52. В.В. Новые методы диагностики статоров генераторов // Электрические станции. 1993. — № 3. — С. 45−47.
  53. Ю.В., Гусев A.B., Киприянов В. А., Федоров Л.Н., III, а м рай В. Н. Оценка состояния статорных обмоток мощных гидрогенераторов по результатам измерения пазовых разрядов // Электрические станции. 1991. -№ 10. — С. 75−78.
  54. В.В., Лашицкий А. П., Самородов Ю. Н. Новые средства для диагностирования изоляции мощных электрических машин // Энергетик. 2003. — № 9. — С.16−18.
  55. А. Н. Системы контроля и диагностика состояния изоляции турбин, генераторов, компрессоров и электродвигателей // Энергетик. 2003. — № 7. — С. 45.
  56. М.А., Гаджиев Г. А., Мирзоева С. М. Диагностирование неисправностей обмотки статора электрических машин // Электрические станции. 1998. — № 11. — С. 30−35.
  57. Г. А., Красильников А. М., Нэмени Т. М., Филиппов Ю. А. Диагностический контроль сопротивления изоляции обмотки возбуждения генераторов // Энергетик. 2003. — № 7. — С. 30−32.
  58. РД 34.31.305−96. Методические указания по определению форм ротора и статора гидрогенераторов и оценке симметрии воздушного зазора. М.: РАО «ЕЭС России», 1996.
  59. Pollock G.B., LylesJ.F. Vertical hydraulic generators experience with dynamic air gap monitoring // IEEE Transactions on Energy Conversion. -1992. Vol. 7. — No 4. — P. 660−668.
  60. РД 34.31.303−96. Методические указания по эксплуатационному контролю вибрационного состояния конструктивных узлов гидроагрегатов. -М.: РАО «ЕЭС России», 1996.
  61. В.М., Прокопенко А. Н., Смелков JI.JI. Проблемы нормирования вибраций гидроагрегатов // Гидротехническое строительство. -2002. № 7. — С. 13−15.
  62. ЗолотовЛ.А., Владимирский В. М., Дмитриев С. Г., Клабуков В. М. Об оценке вибрационных характеристик гидромашин // Сб. научн. тр. Гидропроекта. 1990. — Вып. 134. — С. 31−37.
  63. М.М., Сивков А. П. Единые средства технологического контроля и диагностирования турбо- и гидрогенераторов // Электрические станции. 1996. — № 6. — С. 29−33.
  64. A.B. Опыт проведения реконструкции гидроагрегатов Новосибирской ГЭС // Гидротехническое строительство. 2000. — № 3. -С. 23−25.
  65. В.И., Долгий В. Ф., Журавлев Ю. Н. Принципы разработки автоматизированной системы технической диагностики гидроагрегатов // Гидротехническое строительство. 1998. — № 9. — С. 4347.
  66. Т.М., Геурков Э. А., Семенова Г. С. Диагностика эксплуатационного состояния гидрогенераторов на базе средств штатноготехнологического контроля // Сб. научн. тр. Гидропроекта. 1990. -Вып. 134.-С. 11−18.
  67. В.И. Диагностика технического состояния обмотки статора мощного генератора с использованием штатных средств теплового контроля // Электротехника. — 1994. № 2. — С. 17−19.
  68. П.А., Буймов В. П., Макашев Ю. Д., Окунишников В. Н., Ткач С. Е. Система централизованного контроля температуры турбо- и гидрогенераторов // Электрические станции. 1998. -№ 11.-С. 22−25.
  69. В.И., Поляков Г. И., Климов А. Ю., Коньков В. М., Попов А. К., Соколов А. Е. Проблемы эксплуатации оборудования Красноярской ГЭС // Гидротехническое строительство. 2002. — № 10. -С. 5−10.
  70. Ф.А. Установившееся тепловое поле в зоне локального замыкания листов активной стали сердечника статора турбогенератора // Электричество. 2000. — № 11. — С. 40−44.
  71. Ф.А. Выявление замыканий листов активной стали турбогенераторов электромагнитным методом // Электрические станции. -2002.-№ 9.-С. 60−63.
  72. A.B., Пикульский В. А., Поляков Ф. А., Шандыбин М. И. Оценка состояния активной стали сердечника статора турбогенераторов // Электрические станции. 2000. — № 10. — С. 44−48.
  73. A.B., Пикульский В. А., Поляков Ф. А., Шандыбин М. И. Электромагнитный метод выявления замыканий листов активной стали турбогенератора // Электрические станции. 1998. — № 11. — С. 26−29.
  74. В.Б., Ростик Г. В., Самородов Ю. Н., Чубраева Л. И. Электромагнитный метод контроля замыканий листов активной стали сердечников электрических машин // Электрические станции. 1996.-№ 1С. 25−30.
  75. А.Ю., Еганов А. Ф., Курылев В. Б., Смолин А. Ю., Щербаков В. В., Языков С. А. Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование силовых трансформаторов // Электрические станции. 2001. — № 8. — С. 48−52.
  76. .И. Применение пирометра для контроля состояния паек лобовых соединений обмотки статора гидрогенератора // Электрические станции. — 2000. — № 7. — С. 48−49.
  77. А.Б., Мигуренко В. Р. О распределении нагрузки между сегментами подпятника // Сборник «Электросила». 1979. — № 32. -С. 34−36.
  78. А.Н., Орлов В. Н., Титов A.M., Шарапов Д. В., Русинов A.M. Микропроцессорная система комплексного управления и контроля гидроагрегатов Чебоксарской ГЭС // Электрические станции. -2003.-№ 9.-С. 21−26.
  79. Е.А., Кичаев В. В., Преснов Ю. Л., Куцаев С. Я., Тимошенко Д. П. Автоматизированная система технологического контроля и диагностики электрогенераторов // Электрические станции. -2000.-№ 6.-С. 53−57.
  80. В.В., Детинко Ф. М., Еремеев A.C. и др. Проектирование гидрогенераторов. Часть 2. Конструкции, механические расчеты. М.: «Энергия», Ленинградское отделение, 1968. — 364 с.
  81. Гидрогенераторы / Глебов И. А., Домбровский В. В., Дукштау A.A. и др. Л.: Энергоиздат. Ленингр. отд-ние, 1982. — 368 с.
  82. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов / Под ред. Веникова В. А. Учебн. пособие для электроэнерг. вузов-М.: Высшая школа, 1973. — 320 с.
  83. Тепловые и атомные электрические станции: справочник / Под общ. Ред. Григорьева В. А. и Зорина В. М. М.: Энергоатомиздат, 1982. -624 с.
  84. Ю.И., Дятлов В. Я., Кисляков П. А. и др.
  85. Н.В., Лунц Я. Л., Меркин Д. Р. Курс теоретической механики: учебник. В 2-х томах. М.: Наука, 1985. — 735 с.
  86. Н.Г. Теоретическая механика / Под ред. Румянцева В. В., Якимовой К. Е. -М.: Наука, 1987. 367 с.
  87. Л. Аммерал. Принципы программирования в машинной графике. Пер. с англ. М. «Сол Систем», 1992. — 224 с.
  88. ТурчакЛ.И. Основы численных методов: Учеб. пособие. — М.: Наука., 1987.-318 с.
  89. Мэтьюз, Джон, Г., Финк, Куртис, Д. Численные методы. Использование МАТЬАВ, 3-е издание.: Пер. с англ. М.: Издательский дом «Вильяме», 2001. — 720 с.
  90. Кастелли, Маланоски. Метод решения задач теории смазки с учетом температурных и упругих эффектов. Приложение к секторным подшипникам с самоустанавливающимися вкладышами // Проблемы трения и смазки. изд-во «Мир» — № 4. — 1969. — С. 46.
  91. J.H. Расчет рабочей температуры упорных подшипников // Проблемы трения. — 1981. — № 1. — С. 96.
  92. И.Н., Семендяев К. А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. М.: Наука, Гл. ред. физ-мат. лит., 1986.-544 с.
  93. JI.P., Демирчян К. С. Теоретические основы электротехники. Том первый. M.-JL: «Энергия», 1966. — 522 с.
  94. Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. — М.: «Наука», Гл.ред. физ.-мат. лит., 1988. 208 с.
  95. А. Введение в теорию нечетких множеств / Перевод с фр. Кузьмина В. Б- Под ред. Травкина С. И. — М.: Радио и связь, 1982. -432 с.
  96. Н.С. Дифференциальное и интегральное исчисление. Для втузов, том 2. -М.: «Наука», Гл.ред. физ.-мат. лит., 1976. 576 с.
  97. Н.В., Потиенко А. А. Использование генетического алгоритма для решения электротехнических задач // «Электричество». — № 11. — 2002. — С.2−15.
  98. Shyh-Jier Huang. Application of Genetic Based Fuzzy Systems to Hydroelectric Generation Scheduling // IEEE Transactions on Energy Conversion. 1999. — Vol. 14. — No. 3. — P. 724−730.
  99. КурейчикВ.М. Генетические алгоритмы. Состояние. Проблемы. Перспективы // Известия Академии Наук. Теория и системы управления .1999. — № 1. — С. 144−160.
  100. Smith S.W. The Scientist and Engineer’s Guide to Digital Signal Processing. California Technical Publishing, San Diego, California, 1999. — 650 p.
  101. А.А., Нецеевский А. Б. Эксплуатационный контроль асимметрии магнитного поля в воздушном зазоре гидрогенератора // Энергетика и электрификация. 1984. — № 2. — С. 17−20.
  102. АСУ на промышленном предприятии: методы создания: справочник / Михалев С. Б., СедеговР.С., Гринберг А. С. и др. М.: Энергоатомиздат, 1989. — 400с.
  103. А.П., Михайлов А. В. Архитектура АСУТП Новосибирской ГЭС и распределенная обработка информации // Распределенная обработка информации. Труды шестого международного семинара СО РАН. 1998. — С. 479−484.
  104. П.В., Зенин А. С., Пищик Б. Н. Архитектура средств нижнего уровня открытой распределенной АСУТП энергоблока // Распределенная обработка информации. Труды шестого международного семинара СО РАН. 1998. — С. 485−489.
  105. В.А., Сантурян Н. П., Хаймов Г. М., Чупраков Н. Г. Вопросы разработки АСУ ТП электрической части электростанций // Электрические станции. 1998. — № 5. — С. 40−48.
  106. О.М., Майзлин Г. С., Модин В. Н., Владимирова М. М. Проектирование ПТК АСУТП энергоблоков // Электрические станции. -2004. — № 1. — С. 19−27.
  107. В.В., Могил ко Р.Н. Комплексная система управления гидроэлектростанцией // Энергетик. — 2003. — № 3. С. 46−47.
  108. Электрическая часть станций и подстанций / Васильев А. А., Крючков И. П. и др. / Под ред. Васильева А. А. М.: Энергоатомиздат, 1990.-562 с.
  109. Р. Кертен. Введение в QNX/Neutrino 2 / Перевод с аглийского Алексеева А.Н.- Под ред. Горбунова Н. Б. Санкт-Петербург: ООО Издательство «Петрополис», 2002. — 480 с.
  110. ИдельчикИ.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / Под ред. Штейнберга М. О. М.: Машиностроение, 1992. — 672 с.
  111. . Язык программирования С++ / Пер. с англ. -М.-СПб.: «Издательство БИНОМ» «Невский Диалект», 2001. — 1099 с.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!