Расчетно-экспериментальное обоснование зависимости вибрационных характеристик гидроагрегатов от конструктивных и режимных факторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.13, кандидат наук Прокопенко, Алексей Николаевич

• Прокопенко, Алексей Николаевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Прокопенко, Алексей Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

Основные условные обозначения, индексы

Сокращения

Введение

1. Состояние проблемы вибраций в гидротурбинах, постановка задачи исследования

2. Исследование жесткостей опорных закреплений гидроагрегата

2.1. Радиальная жесткость подшипников

2.1.1. Методика определения жесткости подшипников

2.1.2. Результаты изучения жесткостей подшипников

2.2. Осевая жесткость гидроагрегатов

2.2.1. Методика определения осевой жесткости

2.2.2. Результаты изучения осевой жесткости гидроагрегатов

3. Анализ существующих конструктивных схем гидроагрегатов

3.1. Распределение нагрузок между опорными узлами гидроагрегата

3.2. Влияние конструктивных параметров на динамические характеристики машин

4. Исследование природы вибраций опорных узлов гидроагрегатов

4.1. Основные понятия вибрационного процесса

4.2. Методика и аппаратура измерения вибраций

4.3. Методика определения динамических нагрузок на

опорных узлах гидроагрегата

4.4. Результаты исследования природы основных частотных составляющих вибраций опорных узлов

4.4.1. Низкочастотные вибрации, вызываемые воздействием

гидравлических сил «жгутового» происхождения

4.4.2. Вибрации с частотой 0,5-fO6

4.4.3. Динамические силы и вибрации оборотной

частоты fo6

4.4.4. Вибрации двойной оборотной частоты 2fo6

4.4.5. Вибрации лопастной fnon и двойной лопастной

частот 2 fnon

4.4.6. Вибрации лопаточной частоты fnonaT

4.4.7. Вибрации сегментной частоты fcerM

4.4.8. Вибрации, вызываемые ударными нагрузками

4.4.9. Высокочастотные вибрации

5. Практические способы улучшения вибрационного состояния гидротурбин

5.1. Снижение низкочастотных гидравлических нагрузок «жгутового» происхождения

5.2. Снижение динамических нагрузок оборотной частоты

5.3. Снижение высокочастотных нагрузок, создаваемых кромочными вихрями

6. Диагностические признаки неисправностей

гидроэнергетического оборудования

6.1. Режимная диагностика гидроагрегатов

6.2. Диагностика технического состояния оборудования

по вибрациям опорных узлов

Заключение

Список литературы

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, ИНДЕКСЫ

- диаметр рабочего колеса; Нр - напор расчетный;

]ЧТ - мощность турбины;

п - частота вращения; «Д

! = - приведенная частота вращения;

р - давление;

(2 - объемный расход;

О,. = —приведенный расход; ¿)2л/Я

8 - площадь;

V - скорость;

2рк - число лопастей рабочего колеса;

- число лопаток направляющего аппарата; f - частота собственных колебаний;

г| - коэффициент полезного действия; скз - среднеквадратичное значение.

Индексы:

"а" агрегат;

"т" _ турбина;

"вх" - вход в лопастную систему;

"вых" - выход из лопастной системы;

"опт" - оптимальное значение;

"мин" - минимальное значение;

"мах" - максимальное значение;

"пик" - пиковое значение;

"ср" - среднее значение.

СОКРАЩЕНИЯ

вгп - верхний генераторный подшипник;

гп - генераторный подшипник;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ГА - гидроагрегат;

гт - гидротурбина;

кпд - коэффициент полезного действия;

лмз - Ленинградский металлический завод;

НА - направляющий аппарат;

нгп - нижний генераторный подшипник;

от - отсасывающая труба;

пл - поворотно-лопастная;

РК - рабочее колесо;

РО - радиально-осевая;

ск - спиральная камера;

тп - турбинный подшипник;

хтгз - Харьковский турбинный государственный завод.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Расчетно-экспериментальное обоснование зависимости вибрационных характеристик гидроагрегатов от конструктивных и режимных факторов»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Вибрация гидроагрегата является комплексным показателем, определяющим надежность и экономичность оборудования. В этом показателе находят свое отражение обоснованность принятых в проекте конструктивных решений по агрегату; качество его изготовления, монтажа и ремонта; режимные условия работы машины. Материалы по обследованию вибрационного состояния действующего натурного оборудования следует рассматривать как результат уникального эксперимента, который не может быть воспроизведен ни в одной лаборатории. Исследование вибрационных характеристик действующих гидроагрегатов является всегда актуальным, так как направлено на повышение технического уровня оборудования и предупреждение аварийных ситуаций.

Проблемой современной энергетики является также создание эффективного контроля вибрационного состояния гидроагрегатов, находящихся в эксплуатации. Наиболее прогрессивным решением здесь является внедрение на ГЭС систем технической диагностики гидроагрегатов, которые позволяют выявлять дефекты и неисправности оборудования на ранней стадии их развития.

Цель исследования заключалась в обосновании зависимости вибрационных параметров гидроагрегатов от режимных и конструктивных факторов; разработке способов улучшения вибрационного состояния действующих, реконструируемых и проектируемых гидроагрегатов.

Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:

- создание расчетно-экспериментальной методики исследования вибрационного состояния действующих гидромашин, учитывающей жесткости опорных закреплений и конструктивные схемы гидроагрегатов;

- проведение массового обследования вибрационного состояния гидроагрегатов ГЭС, оборудованных гидротурбинами разного типа (радиально-осевые, поворотно-лопастные, диагональные, пропеллерные);

- разработка расчетно-экспериментальной методики определения радиальной жесткости направляющих подшипников и осевой жесткости гидроагрегатов действующих ГЭС;

- обоснование влияния существующих конструктивных схем гидроагрегатов на распределение нагрузки между опорными узлами и на динамические характеристики гидромашин;

- исследование природы вибрационных нагрузок в гидроагрегатах с разными типами гидротурбин в широком частотном диапазоне (от частот менее 1 Гц до сотен Гц);

- разработка мероприятий (конструктивных, режимных) по снижению динамических нагрузок и улучшению вибрационного состояния гидроагрегатов;

- разработка диагностических признаков дефектов и неисправностей гидроэнергетического оборудования.

Научная новизна результатов работы заключается в следующем:

разработана расчетно-экспериментальная методика исследования вибрационного состояния гидромашины, комплексно учитывающая природу и уровень действующих динамических сил, жесткость опорных закреплений и конструктивную схему гидроагрегата;

- изучено влияние конструктивной схемы гидроагрегата на распределение нагрузок между подшипниками и на динамические характеристики машин;

- создан банк данных по радиальной и осевой жесткости опорных закреплений гидроагрегатов разной конструкции;

- установлена природа различных частотных составляющих вибраций опорных узлов гидроагрегатов и обоснована их зависимость от режимных и конструктивных факторов;

- создан банк данных диагностических признаков, описывающий тридцать неисправностей оборудования гидроагрегатов по спектральным составляющим вибрации их опорных узлов.

Практическая ценность работы состоит в следующем:

1. Расчетно-экспериментальная методика исследования вибрационного состояния гидроагрегата позволяет выявить источник и природу вибраций машины; определить динамические силы, действующие со стороны рабочего колеса и ротора генератора; разработать конкретные мероприятия по улучшению вибрационного состояния гидроагрегата.

2. Использование созданного банка данных по радиальной и осевой жесткости опорных закреплений позволяет улучшить вибрационные характеристики гидромашин, проектируемых для новых и реконструируемых ГЭС.

3. Банк данных по диагностическим признакам, описывающим неисправности оборудования, является интеллектуальной частью системы диагностики технического состояния гидроагрегата.

Реализация результатов работы:

1. Предложенные способы борьбы с повышенными вибрациями машин прошли апробацию на действующих ГЭС: по снижению механического и гидравлического небалансов рабочего колеса (Волжская, Капчагайская, Плявиньская, Майнская), механического и электрического небалансов ротора генератора (Саяно-Шушенская, Богучанская, Курейская, Шардаринская, Серебрянская-1), по уменьшению низкочастотных вибраций (Плявиньская, Усть-Каменогорская, Курейская), по снижению вибрации лопастной частоты (Камская) и др. Разработанные методы могут быть рекомендованы для решения аналогичных задач на других ГЭС.

2. Сформулированные диагностические признаки неисправностей агрегата по спектральным составляющим вибраций опорных узлов использованы при создании систем технической диагностики (Круонисская, Усть-Каменогорская, Кегумская ГЭС).

3. Материалы диссертации использованы в учебном процессе кафедры гидромашиностроения СПбГПУ и при обучении специалистов гидроэнергетиков.

Апробация работы. Результаты работы были доложены и обсуждены на: IV МНТК «Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития» (21 июня 2006 г, Санкт-Петербург); МНТК «Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития» (5-7 июня 2008 г, Санкт-Петербург); Конференции в «СМ-ЛМЗ» «Нестационарные явления в гидротурбинных блоках ГЭС» (9-10 декабря 2010 г, Санкт-Петербург); Научно-практической конференции НП Гидроэнергетика России «Повышение эффективности системы управления безопасностью ГЭС» (19-20 мая 2011 г. Москва).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 25 печатных работ, в том числе - 5 в журналах, рекомендованных ВАК. В автореферате приведена выборка из 12 работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы из 83 наименований. Основное содержание работы изложено на 221 странице текста, содержит 68 рисунков и 39 таблиц.

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ВИБРАЦИЙ В ГИДРОТУРБИНАХ, ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Вибрация гидроагрегата является комплексным показателем, определяющим надежность, экономичность и маневренность оборудования. В этом показателе находят свое отражение обоснованность принятых в проекте конструктивных решений по агрегату; качество его изготовления, монтажа и ремонта; режимные условия работы машины. Материалы по обследованию вибрационного состояния действующего оборудования следует рассматривать как результат уникального эксперимента, который не может быть воспроизведен ни в одной лаборатории.

Из всех видов энергетического оборудования гидроагрегаты обладают наиболее высокими показателями надежности; коэффициент их готовности достигает 0,93-Ю,95 [46]. И, тем не менее, исследование вибрационных характеристик действующих гидроагрегатов является всегда актуальным, так как направлено на повышение технического уровня оборудования. В каждом конкретном случае удается разработать мероприятия (конструктивные и режимные) по улучшению вибрационного состояния машин ГЭС. Поэтому вибрационные испытания гидроагрегатов выполнялись в большем или меньшем объеме практически всегда на всех действующих ГЭС. Особо повышенное внимание к проблеме вибраций гидроагрегатов стало уделяться после произошедшей в августе 2009 г. катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС.

Первое обобщение результатов вибрационных испытаний было выполнено Л.А.Владиславлевым [22]. В его монографии [23] подробно проанализировано вибрационное состояние созданных в 30-х - 50-х годах прошлого века агрегатов, для которых была характерна высокая металлоемкость оборудования и относительно небольшие значения номинальной мощности. Для каждой из 15 рассмотренных ГЭС автором монографии приводятся в табличной форме сведения о размахе колебаний и

превалирующих частотных составляющих вибраций при работе машин на установившихся и переходных режимах.

Настоящая диссертационная работа продолжает и развивает заложенное Л.А. Владиславлевым направление по обобщению результатов вибрационных испытаний гидроагрегатов действующих ГЭС. Основное внимание в диссертации уделяется мощным гидротурбинам, созданным в СССР в послевоенное время. Основные технические параметры этих гидротурбин приведены в табл. 1.1 и табл. 1.2. Вибрационные испытания были выполнены на 80 турбинах осевого типа; 40 турбинах радиально-осевого типа и 11 диагональных турбинах. На некоторых машинах испытания выполнялись дважды с интервалом через 15^-20 лет.

Вибрации гидроагрегатов определяются тремя факторами: природой и уровнем действующих динамических сил; жесткостью опорных закреплений; конструктивной схемой машины. Основной объем работ по вибрационным исследованиям гидроагрегатов, выполнявшихся различными авторами ранее и проводимых даже сегодня, сводится к констатации лишь общего уровня вибраций опорных узлов и выделению в лучшем случае двух-трех составляющих колебаний. Вместе с тем ни одна силовая машина не имеет столь богатого частотного спектра вибраций, какой свойственен гидротурбине. Колебания лежат в диапазоне частот меньше 1,0 Гц до частот, исчисляемых сотнями Гц, а с учетом кавитационных явлений и кГц. Это связано с эксплуатацией гидроагрегатов на различных режимах, каждый из которых характеризуется своей природой гидродинамических сил. Рассмотрим, например, установившиеся режимы поворотно-лопастной турбины по мере набора номинальной мощности.

На малых мощностях (от холостого хода до выхода на комбинаторную зависимость) машина работает в пропеллерных режимах минимального угла установки лопастей. Эти режимы являются неблагоприятными в

Табл. 1.1. Технические параметры осевых и диагональных гидротурбин

Коли- Мощ Напор, м Высо Число обо- Рабочее Направляющий Угол Приведенные

Тип Наименование Дата чество ность та от сасы-вания Hs, м ротов, мин" колесо аппарат охвата спирали Ф, град величины

турбины ГЭС пуска агрегатов Np, МВт Нмакс нр ^МИН Пном Празг D„ м Z,, шт. Do/D, bo/D, Zo, шт п) , мин"1 е;. л/с

Жигулевская 1956 20 108,5 27,0 19,0 14,0 -4,5' 68,2 132 9,3 6 1,16 0,38 32 135 140,0 2000

ПЛ-587 Волгоградская 1958 22 108,5 30,0 19,0 14,0 -4,5 68,2 140 9,3 6 1,16 0,38 32 135 140,0 1880

Фархадская 1959 4 30,0 35,0 30,3 29,6 -4,8 187,5 380 4,0 6 1,22 0,33 24 135 136,0 1310

Межшлюзовая 1958 2 11,0 21,5 17,0 14,8 0,0 187,5 375 3,3 6 1,17 0,375 24 180 151,0 1759

ПЛ-510 Нижегородская 1955 8 59,0 18,0 14,0 7,8 +0,7 62,5 134 9,0 4 1,20 0,40 32 192 156,0 2070

Камская 1954 23 21,8 21,0 15,0 11,0 -0,3! 125,0 280 5,0 4 1,16 0,40 24 190 161,0 1720

Кайрак-Кумская 1957 6 20,9 24,5 15,0 12,0 -2,5 125,0 250 5,0 6 1,16 0,40 24 192 161,5 1820

ПЛ-495 Нарвская 1955 3 48,0 25,0 22,6 20,6 +0,85 88,3 182 6,6 6 1,17 0,40 24 192 122,5 1380

Цимлянская 1952 4 41,6 23,5 17,5 17,5 +0,5' 88,3 180 6,6 6 1,17 0,40 24 192 134,0 1520

ПЛ-548 Каховская 1955 6 51,8 16,5 13,8 8,9 -1,5 62,5 150 8,0 4 1,16 0,40 32 180 134,6 2040

Новосибирская 1957 7 58,6 19,8 14,3 11,5 -2,8 62,5 140 8,0 4 1,16 0,40 32 180 132,5 2060

Боткинская 1962 10 107,0 23,5 17,5 12,5 -5,2 62,5 145 9,3 4 1,16 0,40 32 180 140,0 2000

Каунасская 1959 4 23,4 20,0 15,0 13,0 -2,3 125,0 260 5,0 4 1,16 0,40 24 180 161,5 1940

Шардаринская 1965 4 26,0 23,0 15,0 10,0 -3,0' 115,4 250 5,0 4 1,16 0,40 24 180 145,0 1960

Кременчугская 1960 12 58,0 16,9 14,2 9,55 -3,0 62,5 135 8,0 4 1,16 0,40 32 180 129,0 2020

ПЛ-661 Днепродзержинская 1963 8 45,4 12,5 9,85 8,5 +1,0 51,7 108 9,3 4 1,16 0,40 32 180 143,0 2039

Саратовская 1967 21 59,3 14,7 9,7 6,5 -0,4' 50,0 110 10,3 4 1,16 0,40 32 135 160,0 2150

Выгостровская 1961 2 20,8 14,4 12,0 10,8 +4,0 93,75 195 5,5 4 1,16 0,40 24 180 142,0 1940

Палакоргская 1967 3 10,2 11,8 8,0 7,4 +4,0 68,2 160 5,5 4 1,16 0,40 24 180 129,0 1720

Путкинская 1967 3 29,0 23,2 20,1 19,0 -2,3 115,4 260 5,0 4 1,16 0,40 24 270 128,5 1470

Борисоглебская 1962 2 29,0 20,1 19,0 16,7 -2,3 115,4 260 5,0 4 1,16 0,40 24 270 131,0 1590

Иркутская 1958 8 90,0 32,0 26,0 25,0 -5,0 83,3 167 7,2 7 1,17 0,35 32 192 118,0 1550

Кумекая 1963 2 41,5 38,0 32,0 29,0 -4,2 136,4 275 4,5 7 1,16 0,35 24 180 108,5 1280

ПЛ-577 Ондская 1956 4 20,8 32,5 26,0 25,3 -1,1 150,0 320 3,7 7 1,16 0,35 24 195 109,5 1310

Павловская 1959 4 42,5 32,0 22,0 21,0 -4,0 83,2 190 5,5 7 1,15 0,35 24 192 97,5 1560

Уч-Курганская 1962 3 41,75 36,0 25,7 18,5 -4,5 ' 115,4 255 5,0 7 1,16 0,35 24 225 110,0 1470

Иовская 1961 2 41,5 36,0 32,0 31,0 -4,2 136,4 275 4,5 7 1,16 0,35 24 180 108,5 1280

Продолжение табл. 1.1.

Коли- Мощ Напор, м Высо Число обо- Рабочее Направляющий Угол Приведенные

Тип Наименование Дата чество ность та от сасы-вания Hs, м ротов, мин"1 колесо аппарат охвата спирали ср, град величины

турбины ГЭС пуска агрегатов Np, МВт и пмакс нР II ^ ном Празг D,, м z„ шт. Do/D, bo/D, ZOJ шт п\. мин"1 в!. л/с

ПЛ-5а Усть-Хантайская 1970 7 65,0 55,5 45,8 28,0 -18,5 187,5 380 4,1 8 1,16 0,35 24 342 113,3 1451

Вилюйская -1 1963 4 79,5 68,0 55,0 48,0 -16,0 187,5 390 4,1 8 1,16 0,40 24 345 103,5 1318

ПЛ-646 Верхне-Туломская 1963 4 58,7 62,0 55,0 51,6 -5,0 187,5 415 4,2 8 1,16 0,35 24 345 106,0 900

Майнская 1984 3 110 19,6 16,9 10,8 -5,0 62,5 10,0 4 1,20 0,43 28 210

Нижнекамская 1979 16 80,5 18,6 12,4 6,5 -2,7 57,7 119 10,0 4 1,20 0,43 28 210 163,9 1200

ПЛ20/811 Кегумская 1979 3 55,0 15,0 11,6 10,5 55,5 110 9,3 4 1,16 0,40 32 180 150,0 1820

Чебоксарская 1977 18 80,5 18,6 12,4 6,5 -2,7 57,7 119 10,0 4 1,20 0,43 28 210 163,9 1200

Камская (реконстр.) 2009 16 26,0 21,0 16,5 11,0 125,0 280 5,0 4 1,16 0,40 24 190

ПЛ80/642 Головная 1963 6 36,5 31,2 22,3 23,3 -1,0 107,0 215 5,5 8 1,16 0,35 24 180 119,0 1210

Чир-Юртская-1 1961 2 34,5 45,3 42,5 39,5 -5,0 187,5 400 3,7 8 1,16 0,35 24 270 107,0 1070

ПЛ2-707 Уч-Курганская 1963 1 45,5 36,0 25,7 18,5 -4,5 115,4 255 5,0 4x2 1,16 0,35 24 225 110,0 1630

ПЛ2-642 Капчагайская 1970 4 111,0 42,7 40,9 35,0 -5,0 107,1 225 6,5 4x2 1,15 0,375 24 300 108,9 1260

ПЛ2-642 Серебрянская 1969 4 68,3 82,7 75,7 71,0 -8,0' 250,0 525 3,6 4x2 1,17 0,35 24 345 104,0 885

Зейская 1975 6 220,0 97,8 78,5 74,5 -5,0 136,4 286 6,0 9 1,28 0,25 24 345 92,3 960

ПЛД-115 Колымская 1981 5 184,0 116,0 108 94,6 -21,3 241,0 450 4,2 9 1,35 0,25 24 345 86,6 1009

Андижанская 1980 4 36,5 99,0 83,0 45,0 -6,8 333,3 700 2,5 9 1,34 0,25 20 345 91,5 845

Миатлинская 1985 2 113,0 59,0 46,0 39,0 -5,5 125,0 260 6,0 7 1,20 0,35 24 270 110,5 1087

ПЛ50/1075 Шульбинская 1 оч. 2 оч. 1987 6 120,0 230,0 28,3 48,3 23,5 40,0 16,0 33,0 -8,5 75,0 93,8 190 8,5 7 1,20 0,35 28 225 126,0 1368

Павловская 1989 4 42,5 32,0 22,0 18,5 -4,0 83,2 190 5,5 7 1,16 0,35 24 192

Тампелла Дубоссарская 1953 4 10,5 11,5 11,5 8,0 -0,9' 150,0 410 3,9 4 1,12 0,461 24 192 172,5 2020

Газалкентская 1980 3 41,5 29,4 25,0 21,6 -3,5 136,4 5,0 6 1,20 0,374 24 225

ПЛ-40 Ходжикентская 1976 3 57,0 32,5 34,0 28,5 -4,4 150,0 310 5,0 6 1,20 0,374 24 225 128,6 1286

Костешта-Стынка 1975 2 16,0 29,6 27,3 18,7 -0,1 187,5 400 3,5 6 1,17 0,370 24 345 116,0 1150

ДнепроГЭС-2 1973 2 115,0 38,3 34,3 30,2 107,1 123 6,8 6 1,25 0,375 24 187,5 122,5 1388

ПЛГ-984 Каневская 1969 24 19,2 14,8 7,4 4,7 -9,4 85,7 200 6,0 4 кони- 0,40 24 - 186,0 3310

Киевская 1963 20 19,2 11,8 7,7 5,6 -9,8 85,7 200 6,0 4 ческ. 0,40 24 - 185,0 2920

Табл. 1.2. Технические параметры гидротурбин РО типа

Тип Турбины Наименование ГЭС Дата пуска Количество агрегатов Мощ ность Np, МВт Напор, м Высо та от сасы-вания Hs, м Число оборотов, мин' Рабочее колесо Направляющий аппарат Угол охват а спира ли Ф, град Приведенные величины

Нмакс нР Нмин ^ном ГОразг D,, м Z,, шт Do/D, Ьо/ D, Zo, шт "1. мин ' в!. л/с

Р0957 Нурекская 1971 9 310,0 275,0 223 207 -8,3 200,0 360 4,75 15 1,22 0,12 24 345 61,0 456

Р0230 Саяно-Шушенская 1977 10 650,0 220,0 194 175 -7,5 142,5 280 6,77 16 1,16 0,09 20 342 69,4 560

Р09896 Чиркейская 1979 4 256,0 207,0 170 156 -6,0 200,0 360 4,5 17 1,20 0,16 24 345 66,0 650

Р0638а Чарвакская 1969 4 155,0 148,6 118 90 0 187,5 380 4,1 15 1,15 0,20 24 345 70,8 821

Р0662 Братская 1960 18 217,0 106,0 96 92 +0,5 125,0 250 5,5 14 1,16 0,20 24 345 70,0 860

Р0697 Красноярская 1977 12 508,0 100,5 93 76 -2,6 93,75 180 7,5 14 1,16 0,25 24 345 73,0 1130

РОЮО Усть-Илимская 1973 10 245,0 90,0 85,5 84 -4,5 125,0 230 5,5 16 1,25 0,33 20 351 74,3 1130

Р075/ 3123 Вилюйская 11 1975 4 88,0 67,0 55 51 +0,65 136,4 290 4,5 14 1,26 0,35 24 342,5 82,8 1160

Курейская 1985 5 122,5 65,5 57 43,2 +2,4 125,0 365 5,1 14 1,18 0,30 20 345 83,1 1206

Байпазинская 1983 4 153,0 60,0 54 40 -0,4 100,0 180 6,2 14 1,22 0,34 24 345 84,4 1100

Ташкумырская 1984 3 153,0 58,5 53 40 -0,4 100,0 180 6,2 14 1,22 0,34 24 345 85,2 ИЗО

Р0984 Плявиньская 1964 10 85,0 40,0 34 29 +2,75 88,3 165 6,0 15 1,18 0,35 24 270 91,0 1330

Р0123 ДнепроГЭС-1 1946 6 75,0 39,4 36,3 26 +3,15 83,3 167 5,45 14 1,15 0,36 24 342 75,0 1340

Усть- Каменогорская 1951 4 85,0 41,8 39,8 35,9 +2,2 83,3 167 5,45 14 1,15 0,36 24 342 72,0 1260

Р0140 Бурейская 1998 6 335,0 120,0 102,0 97,5 -7,5 125,0 230 6,25 14 1,21 0,25 20 342 77,3 943

РОЗ 10 Шамбская 1974 3 88,2 314,6 271,5 257,7 -6,85 500,0 835 2,25 15 1,22 0,12 16 345 68,3 495

РОНТ115 Круонисская 1992 4 210,0 108,0 100,0 93,0 150,0 260 6,3 8 1,19 0,17 20 345 94,5 569,7

РО 75 Богучанская 2012 9 340,0 70,8 65,5 65,4 -2,0 90,91 190 7,50 14 1,20 0,35 24 345 84,2

гидравлическом отношении и характеризуются не только низким уровнем КПД, но и повышенными пульсациями потока. Несогласованность угла выхода потока из направляющего аппарата с углом входа на лопасти колеса приводит к ударным гидравлическим нагрузкам, которые вызывают вибрации агрегата на собственных частотах, как в осевом, так и в поперечном направлениях. До выхода турбины на комбинаторную зависимость гидротурбина обязательно попадает также в режимы с низкочастотными пульсациями потока «жгутового» происхождения (частота этих пульсаций в 3^5 раз ниже оборотной частоты вращения машины). Низкочастотные пульсации потока в турбине вызваны тем, что на выходе с рабочего колеса сохраняется закрутка потока, созданная спиральной камерой и направляющим аппаратом (рабочее колесо не полностью раскручивает закрученный предыдущими элементами турбины поток).

После выхода турбины на комбинаторную зависимость (она определяет оптимальное соотношение между" углом установки лопастей и открытием направляющего аппарата) вибрационное состояние машины резко улучшается (исчезают колебания с собственными частотами агрегата и колебания «жгутового» происхождения). Но зато появляются вибрации лопастной частоты, вызванные неполным углом охвата спиральной камеры. Особенно больших амплитуд эти вибрации достигают при малом числе лопастей (Хрк = 4), когда турбина работает на частичных мощностях. С увеличением мощности уровень вибраций лопастной частоты снижается, так как улучшается работа спиральной камеры (поток становится более равномерным по периметру).

Если лопастная система колеса выполнена с технологическими отклонениями (например, по шагу или углу установки лопастей), то рост мощности агрегата будет сопровождаться повышением вибраций опорных узлов на оборотной частоте вследствие увеличения гидравлического небаланса колеса с ростом расхода воды.

На больших мощностных нагрузках в вибрациях опорных узлов агрегата

появляются колебания лопаточной частоты, вызванные близостью

15

расположения лопаток направляющего аппарата к рабочему колесу. Гидродинамические нагрузки лопаточной частоты играют основную роль в накоплении усталостных явлений в металле лопастей рабочих колес, поэтому определение зоны режимов с наибольшим их уровнем имеет важное значение.

В высоконапорных турбинах, на оптимальных по КПД режимах и больших мощностях, появляются высокочастотные гидродинамические нагрузки, связанные со сходом вихрей с выходных кромок лопаток направляющего аппарата и лопастей рабочего колеса. Наряду с пульсациями потока лопаточной частоты эти нагрузки определяют усталостную прочность рабочих колес. Их частота достигает сотен Гц.

Наконец мощность турбины приближается к номинальной. Комбинаторная зависимость оказывается опять нарушенной, и агрегат попадает в пропеллерный режим, но уже максимального угла установки лопастей.

Из вышеприведенного спектрального состава вибраций главное внимание в подавляющем большинстве ранее выполненных исследований уделялось трем составляющим: низкочастотным колебаниям «жгутового» происхождения; вибрациям оборотной частоты и вибрациям лопастной частоты. Такой выборочный подход к частотным составляющим вибраций объясняется несовершенством аппаратных средств измерения и анализа вибраций, которые использовались в промышленных испытаниях 25-КЗО лет назад. Исследование вибраций осуществлялось аппаратурой с сейсмическими датчиками типа К-001 с записью сигнала на ленту осциллографа [4,22]. Выделить визуально на осциллограмме составляющие вибраций лопаточной частоты и выше было практически невозможно.

Основной объем работ по вибрациям в гидроэнергетике приходится на исследование природы и величины динамических нагрузок частотой ниже лопаточной (посвящено исследованию первого фактора, определяющего вибрационное состояние гидроагрегата). Здесь следует отметить работы: Андриенко Б.К. [3, 4], Александрова А.Е. [1], Бондаренко A.B. [34], Брызгалова

В.И. [12,13], Васильева Ю.С. [14], Веремеенко И.С. [15], Виссарионова В.И.

16

[18], Воеводина С.И., Владиславлева JI.A. [19,20,21], Григорьева В.И. [26,27,28], Данилова Е.А.[30], Золотова J1.A., Зубарева Н.И. [36], Иванова И.И., Иванченко И.П. [38, 40], Исаева Ю.М. [51], Карелина В .Я., Клабукова В.М., Ковалева H.H., Муравьева O.A. [8,9], Пылева И.М. [31,69], Смелкова Л.Л. [57,63,64], Смирнова А.М. [68], Тиме В.А., Умова В.А.[73], Усталова В.М., Щеголева Г.С., Нехлебы М., Грейна Х.[79] и др.

Это направление исследования не только продолжено в диссертационной работе, но и получило дальнейшее развитие в части исследования высокочастотных гидродинамических нагрузок.

В отличие от работ вышеуказанных ученых, диссертация не ограничивается только изучением природы динамических сил и нагрузок. Она включает также определение жесткостей опорных закреплений агрегатов и анализ влияния конструктивной схемы гидроагрегатов на распределение нагрузки между подшипниками и на динамические характеристики машин.

Большая зависимость вибраций машин от последних двух факторов подтверждается результатами испытаний многоагрегатных ГЭС. Для иллюстрации этого в табл. 1.3 показано распределение машин по уровню вертикальных вибраций опоры подпятника и радиальных вибраций турбинного подшипника в оптимальном по КПД режиме (гидродинамические нагрузки одинаковы) гидротурбин Волгоградской ГЭС единичной мощностью NT= 108,5 МВт при Нр = 19,0 м (22 машины) и гидротурбин Чебоксарской ГЭС единичной мощностью Nx= 80,5 МВт при Нр= 12,4 м (18 машин) .

Широкий интервал изменения вибраций агрегатов одной и той же ГЭС (максимальные значения превышают минимальные более чем в десять раз) объясняется тем, что на момент проведения испытаний опорные узлы гидромашин находились в разном состоянии (имели разную жесткость). Одни агрегаты только вышли из ремонта, тогда как другие находились в предремонтной стадии эксплуатации.

Табл. 1.3. Вибрации опорных узлов гидротурбин Волгоградской и

Чебоксарской ГЭС на оптимальном по КПД режиме

Двойная амплитуда вибраций (2А), мкм Число турбин, шт.

Вертикальная вибрация опоры подпятника Радиальная вибрация корпуса турбинного подшипника

Волгоградская ГЭС Чебоксарская ГЭС Волгоградская ГЭС Чебоксарская ГЭС

20-50 1 10 14 2

51-75 2 5 5 3

76-100 2 1 - 3

101- -125 3 - 2 3

126- -150 4 - - 1

151- -175 3 - - 3

176- -200 3 - - 1

>200 1 - - 1

Несмотря на большой разброс в вибрациях отдельных машин, нетрудно увидеть принципиальную разницу между турбинами сравниваемых ГЭС в вибрационном отношении. Гидроагрегаты Чебоксарской ГЭС характеризуются, в целом, более низким уровнем вертикальных вибраций, чем имеющие существенно большую мощность турбины Волгоградской ГЭС. И наоборот, радиальные вибрации корпуса сегментного турбинного подшипника на

о

водяной смазке (его жесткость 27-10 НУм) оказываются, как правило, на Чебоксарской ГЭС выше, чем на Волгоградской ГЭС, турбины которой

о

оборудованы кольцевым подшипником (корпусная жесткость 50-10 Н/м).

Комплексная постановка задачи исследования, учитывающая все три определяющие вибрацию агрегата фактора, является отличительной особенностью данной диссертационной работы. Такой подход к проблеме позволяет установить причины повышенных вибраций гидроагрегатов и предложить конкретные рекомендации по их снижению (устранению). Разработка способов борьбы с повышенными вибрациями нашла отражение в диссертации.

Актуальной проблемой современной энергетики является создание

автоматизированной системы диагностики, обеспечивающей непрерывный

контроль технического состояния оборудования и выявляющей дефекты на

18

ранней стадии развития. В настоящее время в мировой гидроэнергетике отсутствуют диагностические системы в указанном понимании. Устанавливаемые на ГЭС системы являются, по существу, системами мониторинга, содержащими в отдельных случаях лишь элементы диагностирования. Чтобы система превратилась в систему диагностики, она должна содержать интеллектуальный блок, обеспечивающий идентификацию дефектов по результатам измерений, подготовленных средствами мониторинга.

Задача создания интеллектуального блока может быть решена на основе совместного анализа амплитудно-частотного спектра вибраций опорных узлов и характера дефектов оборудования. Определение диагностических признаков дефекта по частотным составляющим вибраций опорных узлов составляет суть этого анализа.

Массовое обследование вибрационного состояния гидроагрегатов действующих ГЭС позволило автору диссертации поставить задачу создания словаря диагностических признаков неисправностей оборудования. В настоящее время такой словарь разработан. Он содержит описание диагностических признаков более тридцати видов неисправностей механической части агрегата и будет расширяться по мере накопления расчетно-экспериментальных данных.

На основании вышеизложенного задачи диссертационной работы могут быть сформулированы в следующей постановке:

1. Создание расчетно-экспериментальной методики исследования вибрационного состояния действующих гидромашин, учитывающей жесткости опорных закреплений и конструктивные схемы гидроагрегатов.

2. Проведение в соответствии с разработанной методикой массового обследования вибрационного состояния гидроагрегатов ГЭС, оборудованных гидротурбинами разного типа (радиально-осевые, поворотно-лопастные, диагональные, пропеллерные, двухперовые).

3. Разработка методики определения радиальной жесткости направляющих

подшипников и осевой жесткости гидроагрегатов действующих ГЭС.

19

4. Анализ влияния существующих конструктивных схем гидроагрегатов на распределение нагрузки между опорными узлами и на динамические характеристики гидромашин.

5. Исследование природы вибрационных нагрузок в гидроагрегатах с разными типами гидротурбин в широком частотном диапазоне (от частот менее 1 Гц до сотен Гц).

6. Разработка мероприятий (конструктивных, режимных) по снижению динамических нагрузок и улучшению вибрационного состояния гидроагрегатов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Прокопенко, Алексей Николаевич, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Александров А.Е. Подшипники гидроагрегатов /А.Е.Александров. - М.: Энергия, 1975.-289 с.

2. Андреев О.С. Промышленная аппаратура для регистрации параметров вибрации / Андреев О.С., Банар З.Ш., Стримблинг С.И., Учитель Ю.Я. -Киев: «Знание», 1969.

3. Андриенко Б.К. Исследование и расчет гидротурбинных направляющих подшипников с резинометаллическими вкладышами и водяной смазкой // Энергомашиностроение. - 1971. - №4. - с. 19-21.

4. Андриенко Б.К. Работоспособность сегментных турбинных подшипников с водяной смазкой / Б.К. Андриенко, М.Л.Гутин, С.Н.Явиц // Энергомашиностроение. - 1984. - №12. - с.15-18.

5. Анжело Мартин. Мониторизация механических колебаний механического оборудования // Технический обзор фирмы «Брюль и Къер». - 1987. - №1. - с.1-16.

6. Аронсон А.Я. Вопросы прочности гидротурбин в связи с их циклической нагруженностью / А.Я. Аронсон, В.Е.Бабаченко, Г.З.Зайцев // Гидротурбостроение. - изд. Машиностроение. - 1969. - № 12. - с. 127-136.

7. Барков A.B. Мониторинг и диагностика роторных машин по вибрации / А.В.Барков, Н.А.Баркова, А.Ю.Азовцев // СПб.: Изд. центр СПб ГМТУ. -2000. - 169 с.

8. Берлин В.В. Технические аспекты аварии на втором агрегате Саяно-Шушенской ГЭС / В.В.Берлин, О.А.Муравьев // Гидротехническое строительство. - 2010. - № 5. - с. 25-32.

9. Берлин В.В. Исследование резонансных явлений в напорных водоводах и отсасывающих трубах ГЭС / В.В.Берлин, О.А.Муравьев // Гидротехническое строительство. - 2012. - № 7. - с. 46-58.

10. Бибер JT.А. Виброграф для контроля вибрации гидроагрегатов / Л.А.Бибер, Ю.Е.Жданова, Г.К.Легкий //Электрические станции-1970.-№5.

11. Биргер И.А. Основы технической диагностики / И.А.Биргер. - М.: Машиностроение. - 1978. - 240 с.

12. Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанций /В.И.Брызгалов. - Красноярск: Сибирский издательский дом «Суриков». - 1999. - 560 с.

13. Брызгалов В.И. Контроль за оборотной вибрацией как метод распознавания технического состояния ротора гидрогенератора / Брызгалов В.И., Клюкач A.A. // Электрические станции. - 1997. - № 3.

14. Васильев Ю.С. Натурные исследования гидроагрегатного блока и сопоставление их результатов с данными лабораторных испытаний / Ю.С.Васильев, В.И.Григорьев, И.П.Иванченко, И.П.Лисовин, И.С.Саморуков // Л.: Материалы научно-технической конференции по Саяно-Шушенскому гидроэнергокомплексу. - Энергоатомиздат. -1987. -с. 297-304.

15. Веремеенко И.С. Исследование пульсационных и вибрационных характеристик гидротурбин и разработка способов их улучшения / И.С.Веремеенко, Л.Я.Маргулис // Энергомашиностроение. - 1989. - №9.

16. Вибрации в технике: Справочник в 6-ти т. Том 1 /Под ред. В.В.Болотина. - М.: Машиностроение. - 1978. - 352 с.

17. Вильнер П.Д. Виброскорость как критерий вибрационной надежности упругих систем / П.Д.Вильнер // Проблемы прочности. - 1970. - №9. -с.42-45.

18. Виссарионов В.И. Исследование пульсации гидродинамического давления в блоках ГЭС с горизонтальными капсульными агрегатами: дис. ...канд. техн. наук / Виссарионов В.И. - Ленинградский политехнический институт им. М.И. Калинина. - Л. - 1969.

19. Владиславлев A.A. Вибрация вертикальных гидроагрегатов / А.А.Владиславлев. - M.-JL: Госэнергоиздат. - 1948.

20. Владиславлев JI.A. Испытания гидромеханического оборудования гидроэлектростанций / Л.А.Владиславлев. - М.-Л.: Госэнергоиздат. -1957.

21. Владиславлев Л.А. Усилия, возникающие в гидротурбинах при различных режимах.-в кн.: «Экспериментальное изучение механических усилий в гидрогенераторах». - М.-Л.: Госэнергоиздат. - 1957.

22. Владиславлев Л.А. Вибрации гидроагрегатов гидроэлектрических станций / Л.А.Владиславлев.- М.-Л.: Госэнергоиздат. - 1962.

23. Владиславлев Л.А. Вибрация гидроагрегатов гидроэлектрических станций / Л.А.Владиславлев. - М.: изд. «Энергия». - 1972.

24. Гальперин М.И. Подшипники гидротурбин / М.И.Гальперин, Б.К.Андриенко, Ю.П.Майзель. - М.: Энергоатомиздат. - 1986. - 112 с.

25. Генкин М.Д. Виброакустическая диагностика машин и механизмов / М.Д.Генкин, А.Г.Соколова. - М.: Машиностроение. - 1987. - 287 с.

26. Григорьев В.И. Результаты исследования динамических процессов и повышения эффективности работы гидроагрегатов ГЭС: автореф. дис. ...докт. техн. наук. Л., 1990.

27. Григорьев В.И. Механизм образования динамических нагрузок, действующих на основные элементы гидроагрегатов / В.И.Григорьев // Гидротехническое строительство. - 1997. - № 2.

28. Григорьев В.И. Исследование динамических процессов, вызванных взаимодействием различных элементов гидроэнергетической установки // Гидротехническое строительство. - 2004. - №8. - с.32-36.

29. Гутовский Е.В. Исследование возмущающей гидродинамической силы, действующей на лопасти осевых гидротурбин / Е.В .Гутовский. - Л.: Труды ЛПИ. - 1958. - №193: Энергомашиностроение: сборник статей. -с.24-37.

30. Данилов Е.А. Исследование энергетических характеристик и нестационарных процессов мощных радиально-осевых турбин и переменных напоров: автореф. дис. ...канд. техн. наук. - JI. - ЦКТИ. -1975.-21 с.

31. Демьянов В.А. Опыт и проблемы создания и реконструкции гидротурбинного оборудования / В.А.Демьянов, И.М.Пылев // Гидроэнергетика XXI век. - №2(5). - 2011. - с. 12-21.

32. Демьянов В.А. Технические проблемы реконструкции гидротурбинного оборудования/ В.А.Демьянов, С.В.Иванов, И.М.Пылев // Гидротехническое строительство. - 2007. - №11. - с. 2-7.

33. Ден-Гартог Дж. П. Механические колебания . - М: Физматгиз. - 1960.

34. Завьялов П.С. Анализ пульсационных характеристик высоконапорных радиально-осевых гидротурбин / П.С.Завьялов, А.В.Бондаренко,

A.М.Гришин // Гидравлические машины. - ХПИ. - вып. 18. - 1984. - с. 94-97.

35. Зефиров P.M. Энергетические, гидродинамические и вибрационные испытания турбин Саяно-Шушенской ГЭС / Р.М.Зефиров, Л.С.Кролик. -Л.: Сборник «Решение проблем Саяно-Шушенского гидрокомплекса». -Энергоатомиздат. - 1987.

36. Зубарев Н.И. Исследование гидродинамических радиальных сил гидротурбин: автореф. дис. ...канд. техн. наук / Зубарев Николай Иванович - Л. - ЛПИ. - 1969. - 23с.

37. Зубкова Л.Ф. Исследование радиальных сил, действующих на направляющий подшипник турбины / Л.Ф.Зубкова,

B.А.Коваленко,А.В.Чижов, С.Н.Явиц. - Л.: Сборник «Решение проблем Саяно-Шушенского гидрокомплекса». - Энергоатомиздат. - 1987. -с.290-294.

38. Иванченко И.П. Вибрационная надежность гидротурбин. Обзор / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко, Ю.И.Рабин, Л.Л.Смелков. - М.:

Энергетическое машиностроение.- Сер. 13.-Вып. 13. - ЦНИИТЭИтяжмаш. - 1989.-64 с.

39. Иванченко И.П. Экспериментальные исследования напряжений в лопастях радиально-осевых гидротурбин /И.П.Иванченко. - Л.: Труды ЦКТИ. - №290. - 2002.

40. Иванченко И.П. Вибрационная диагностика гидротурбин / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко. - В кн. Диагностика турбинного оборудования электрических станций. Под ред. Л.А.Хоменка - СПб. -Изд. ПЭИПК. - 2004. - с. 223- 262.

41. Иванченко И.П. Повышение вибрационной надежности гидротурбин Плявиньской ГЭС / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко, А.Б.Рымкевич, П.Л.Каялин // IV МНТК "Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития". - изд-во СПбГПУ. - 2006. - с. 104-108.

42. Иванченко И.П. Техническая система мониторинга и диагностики разработки «НПО ЦКТИ» / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко, Л.Л.Смелков // МНТК "Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития" - изд-во СПбГПУ. - 2008. - с.48-58.

43. Иванченко И.П. Повышение технического уровня действующих ГЭС / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко // Гидротехника. - 2011. - № 3. -с.34-51.

44. Иванченко И.П. Анализ систем мониторинга и диагностики технического состояния гидротурбин / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко // Гидротехника. - 2011. - № 2. - с. 24-30.

45. Иванченко И.П. Натурные исследования гидродинамических нагрузок, действующих на крепеж крышки турбины / И.П.Иванченко, С.И.Воеводин, А.Н.Прокопенко // Гидротехника. - 2012. - №3. - с.5-11.

46. Иванченко И.П. Комплексные показатели надежности гидроагрегатов /

И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко // Надежность и безопасность энергетики. - 2012. - №3(18). - с. 63-66.

47. Иванченко И.П. Анализ технического состояния действующего гидроэнергетического оборудования Красноярской ГЭС / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко // Гидротехника. - 2013. - №3.

48. Иванченко И.П. Анализ эффективности использования водотока на Красноярской ГЭС / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко // Гидротехника. -2013.-№.4.-с. 48-56.

49. Иванченко И.П. Роль кромочных вихрей в разрушении рабочих колес радиально-осевых гидротурбин / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко // Гидротехническое строительство. - 2013. - №10. - с. 43-48.

50. Иванченко И.П. Анализ опыта эксплуатации агрегата 2 с временным рабочим колесом на Саяно-Шушенской ГЭС / И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко // Гидротехническое строительство. - 2013. - № 10. - с. 34-42.

51. Исаев Ю.М. Расчеты вибрационной надежности гидротурбин: автореф. дис. ...канд. техн. наук. - ЛПИ. - Л. - 1965. - 17 с.

52. Калаев В.А. Результаты работ по расширению диапазона регулирования высоконапорной радиально-осевой турбины / В.А.Калаев, В.М.Козлов, А.Н.Прокопенко // Новое в российской электроэнергетике. - 2012. -№10.-с. 17-25.

53. Ляпунов В.М. Опыт использования системы вибродиагностики гидроагрегата на ГЭС ОАО «Колэнерго» / В.М.Ляпунов, Л.Л.Смелков, А.Н.Прокопенко, В.М.Палумбо // Труды ЦКТИ. - 2002. - Вып.290. -с. 196-201.

54. Макаров В.В. О пересчете величины осевой силы с модели на натуру // VII МНТК "Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития" - изд-во СПбГПУ. - 2012.

55. Мекас Г. Определение причин повышенных биений вала обратимой гидромашины Круонисской ГАЭС / Г.Мекас, А.Н.Прокопенко // Труды ЦКТИ. - 2002. - Вып.290. - с.187-195.

56. Нгуен Ван Бай. Снижение радиальных нагрузок, действующих на ротор быстроходной реверсивной насос-турбины радиально-осевого типа, посредством впуска воздуха в ее проточную часть: автореф. ... дис. канд.техн. наук. - ЛПИ. - 1989. - 16 с.

57. Палумбо В.М. Проблемы нормирования вибраций гидроагрегатов / В.М.Палумбо, А.Н.Прокопенко, Л.Л.Смелков // Гидротехническое строительство. - 2002. - № 7. - с. 13-15.

58. Палумбо В.М. Опыт создания нового рабочего колеса при реконструкции гидротурбин ГЭС Нива-3 / В.М.Палумбо, А.Н.Прокопенко, Л.Л.Смелков // Гидротехническое строительство. -2006. - №5. - с. 12-14.

59. Прокопенко А.Н. Анализ вибраций узлов гидроагрегатов. // Труды ЦКТИ. - Вып. 267. - 1991. - с. 63-71.

60. Прокопенко А.Н. Определение жесткостей подшипников гидроагрегата во всем диапазоне режимов / А.Н.Прокопенко, Л.Л.Смелков // Труды ОАО «НПО ЦКТИ», 2002, вып. 291, с. 107-111.

61. Прокопенко А.Н. Опыт использования стационарной системы вибрационного контроля для оценки технического состояния обратимой гидромашины / А.Н.Прокопенко, В.М.Ляпунов, Г.Мекас // IV МНТК "Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития" - изд-во СПбГПУ. -2006.-с. 137-140.

62. РТМ 108.020.11-85. Методика расчета вибраций гидроагрегатов. -Минэнергомаш. - М., 1985.

63. РТМ 108.023.115-87. Турбины гидравлические радиально-осевые. Методы расчета на прочность рабочих колес. - Минэнергомаш. - М., 1987.

64. Смелков Л.Л. Принципы построения норм на вибрацию гидроагрегатов / Л.Л.Смелков, И.П.Иванченко, Ю.И.Рабин, А.Н.Прокопенко // Тяжелое машиностроение. - Вып. 8. - М. - 1991. - с. 28-31.

65. Смелков Л.Л. Реконструкция гидротурбин Серебрянской ГЭС-1 / Л.Л.Смелков, И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко // Труды ЦКТИ. - 1992. -вып. 272. - с. 64-66.

66. Смелков Л.Л. Разработка и внедрение систем мониторинга и технической диагностики гидроагрегатов / Л.Л.Смелков, А.Н.Прокопенко, В.М.Палумбо // Труды АООТ «НПО ЦКТИ». - 1997. -вып. 281.-Т.2. -с. 182-191.

67. Смелков Л.Л. Определение внешних сил и моментов, действующих на ротор генератора (РГ) и рабочее колесо (PK) гидроагрегата / Л.Л.Смелков, А.Н.Прокопенко // СПб.: Труды ОАО «НПО ЦКТИ». -2002.-ВЫП.291.-С. 162-164.

68. Смирнов A.M. Эксплуатация гидроэлектростанций / А.М.Смирнов, П.Г.Кумсиашвили: под общ. ред. В.С.Серкова. - Москва: Энергия.- 1977. - с. 298-301.

69. Сотников A.A. Опыт ЛМЗ по созданию гидротурбин для работы в широком диапазоне напоров и нагрузок / А.А.Сотников, И.М.Пылев // Гидротехническое строительство. - М. - 2001. - №2. - с. 30-33.

70. Тимошенко С.П. Теория колебаний в инженерном деле /С.П.Тимошенко. -М.,ГНТИ, 1931.

71. Тимошенко С.П. Прочность и колебания элементов конструкций / С.П.Тиошенко. -М., изд-во «Наука». - 1975.

72. Триандафиллидис А. Исследование причин низкой надежности гидротурбин Кастраки ГЭС (Греция) / А.Триандафиллидис,

И.П.Иванченко, А.Н.Прокопенко, С.И.Воеводин // СПб.: Труды ЦКТИ. -2002.-вып. 290.-с. 175-186.

73. Умов В.А. Радиальные силы на роторах мощных радиально-осевых насос-турбинах / В.А.Умов, Л.А.Череповицын, А.В.Яровой // СПб.: Труды СПбГТУ. - 1999. - №481. - с. 34-39.

74. Этинберг И.Э. Теория и расчет проточной части поворотнолопастных гидротурбин. - М.-Л.: Изд.-во «Машиностроение», 1965. - с. 253.

75. Явиц С.Н. Исследование частотных характеристик лопастей рабочих колес поворотно-лопастных гидротурбин / Энергомашиностроение. -1970. -№ 8.

76. Bently D.E. Proximity Measurement for Engine System Protection and Malfunction Diagnosis. - Noise Control Vibration and Insulation. 1977. V.8, N2, pp. 37-39.

77. Bhave S.K. Investigations into blade failures of Francis turbines. -International Water Power and Dam Constraction, 1986, N38,-pp. 37-39.

78. Gammer J.H., Etter S. Cracking of Francis ranners during transient operation. Hydropower and Dams Issue Four 2008.

79. Grein H. Vibration phenomena in Francis turbine:their causes and prevention. Proceedings of 10th IAHR Symposium on Hydraulic Machinery, 1980.

80. Guide for field measurement of vibrations and pulsations in hydraulic machines (turbines, storage pumps and pump turbines). INTERNATIONAL STANDARD, CEI/IEC 994, 1991.

81. Mechanical Vibration and Shock Measurement, Broch J.T., Bruel & Kjaer, 1980, p. 370.

82. Pennino В.J. Predication of flow-induced forces and vibration. - Water Power and Dam Construction, February, 1981.

83. The Application of Vibration Measurement and Analysis in Machine Maintenance Bruel & Kjaer BA 7003-12.1982.