Разработка усовершенствованной методики расчета и исследование переходных процессов в агрегатах ГЭС после сброса нагрузки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.13, кандидат технических наук Новкунский, Алексей Александрович

• Новкунский, Алексей Александрович
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Новкунский, Алексей Александрович

Список принятых сокращений.

Введение.

Глава 1. Обзор научно-технической литературы и постановка задачи.

1.1. Классификация гидромеханических переходных процессов в турбинных гидроагрегатах.

1.2. Физическая сущность переходных процессов в гидроагрегатах

1.3. Краткий обзор публикаций, посвященных изучению переходных процессов в ГА после сброса нагрузки.

1.4. Постановка задачи и выбор объектов исследования.

Глава 2. Усовершенствованная методика ЛПИ для расчета переходных процессов в турбинных гидроагрегатах после сброса нагрузки.

2.1. Полные статические характеристики гидротурбин.

2.2. Относительное изменение напора при переходных процессах.

2.2.1. Схема «жесткого» гидроудара.

2.2.2. Схема упругого гидроудара.

2.3. Распределение давления при наличии двух регулирующих расход органов.

2.4. Дифференциальное уравнение вращения ротора гидроагрегата.

2.5. Особенности учета неустановившихся режимов и перехода от статических параметров к динамическим.

2.5.1. Определение динамического значения давления в проточной части.

2.5.2. Определение динамического значения момента, приложенного к рабочему колесу.

2.6. Особенности переходных процессов в ПЛ гидроагрегатах.

2.6.1. Осевые силы, действующие на ротор.

2.6.2. Вероятность разрыва сплошности потока.

2.6.3. Торможение агрегатов при разгоне разворотом лопастей. .91 2.7. Методика расчёта переходных процессов после сброса нагрузки.

2.7.1. в радиально-осевых гидроагрегатах.

2.7.2. в поворотно-лопастных гидроагрегатах.

Глава 3. Реализация методики расчета переходных процессов после сброса нагрузки на ПЭВМ.

3.1. Этапы подготовки и решения поставленной задачи на ПЭВМ.

3.2. Алгоритм работы программы.

3.2.1. для агрегатов одиночного регулирования.

3.2.2. для агрегатов двойного регулирования.

3.3. Краткая характеристика численных методов, применяемых в программе.

3.4. Руководство по эксплуатации программ.

Глава 4. Расчеты переходных процессов в радиально-осевых гидроагрегатах после сброса нагрузки и анализ их результатов.

4.1. Подготовка исходных данных.

4.1.1 Исходные данные по гидроагрегату Нурекской ГЭС.-.

4.2. Результаты расчетов переходных процессов, их анализ и сопоставление с экспериментальными данными.

4.3. Выводы.

Глава 5. Расчеты переходных процессов в поворотно-лопастных гидроагрегатах после сброса нагрузки и их анализ.

5.1. Подготовка исходных данных.

5.1.1 Исходные данные по гидроагрегату Горьковской ГЭС.

5.2. Результаты расчетов переходных процессов, их анализ и сопоставление с экспериментальными данными.

5.3. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка усовершенствованной методики расчета и исследование переходных процессов в агрегатах ГЭС после сброса нагрузки»

В соответствии с «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» [1], одобренной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р электроэнергетика названа базовой отраслью экономики России, обеспечивающей потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии и во многом определяющей устойчивое развитие всех отраслей хозяйства страны.

Энергетической стратегией России на период до 2020 года определены следующие основные целевые ориентиры долгосрочной политики государства в электроэнергетике:

- надежное снабжение экономики и населения страны электрической и тепловой энергией;

- сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы России, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе современных технологий;

- снижение вредного воздействия на окружающую среду.

В настоящее время при большом различии темпов роста спроса па электрическую и тепловую энергию в регионах в условиях рыночных реформ, увеличивающих число независимых производителей электрической энергии, необходимо обеспечить надежное и эффективное энергоснабжение потребителей и полноценное удовлетворение потребностей экономики страны в электрической и тепловой энергии.

Установленная мощность электростанций централизованного электроснабжения по состоянию на 31 декабря 2006 г. составила 210,8 млн. кВт, из них мощность гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций - 44,9 млн. кВт (21 процент суммарной установленной мощности).

Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях

России составляет 82,1 млн. кВт, или 39-процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на гидравлических - 24,7 млн. кВт, или более 50 процентов их установленной мощности.

Основой формирования рациональной структуры генерирующих мощностей являются следующие основные принципы:

- развитие генерирующих мощностей, обеспечивающих надежное (при соблюдении установленных технологических параметров и стандартных показателей качества электрической энергии) функционирование электроэнергетики;

- предельно возможное развитие доли не использующих органическое топливо источников электрической энергии - атомных и гидравлических электростанций.

Ввод мощностей гидроэлектростанций до 2020 года при базовом варианте предусмотрен в объеме 25,9 млн. кВт, кроме того предусмотрена дополнительная программа сооружения гидроэлектростанций в объеме 4,8 млн. кВт.

Также в Генеральной схеме заявляется, что гидроэнергетическое оборудование должно комплектоваться усовершенствованными автоматизированными системами управления и автоматизированными системами управления технологическими процессами, системами диагностики и контроля безопасности сооружений, а также должна применяться современная система антикоррозийной защиты с длительным сроком эксплуатации.

Вышеизложенное позволяет говорить о гидроэнергетике, как об исключительно перспективной отрасли народного хозяйства, которая для своего развития требует многочисленных научных изысканий, выполняемых на высоком техническом уровне.

Помимо строгих требований по обеспечению надежности гидроагрегатов современная экономика диктует необходимость снижения стоимости оборудования и сооружений. В этой связи существенными становятся вопросы выбора минимально необходимых запасов прочности при одновременном обеспечении эксплуатационной надежности агрегатов. Решение этих вопросов во многом определяется учетом гидромеханических переходных процессов (ГШ), происходящих в гидротурбоагрегатах.

Данные явления характеризуются значительными нагрузками, возрастающими за счет увеличения центробежных сил и действия гидравлического удара, нарушением нормальных условий взаимодействия рабочего колеса с жидкостью. Это приводит к появлению значительных вибраций как самого агрегата, так и элементов здания станции. При этом значительно увеличиваются гидравлические силы и моменты, действующие на лопасти рабочего колеса и другие элементы проточной части турбины.

Таким образом, важное значение приобретают исследования аварийных переходных процессов в гидротурбоагрегатах и, в частности, расчеты гарантий регулирования. Их целью является нахождение оптимальных законов регулирования, обеспечивающих выполнение противоречивых требований: с одной стороны, по безопасному давлению и разрежению в проточной части при гидравлическом ударе, а с другой — по максимальному повышению частоты вращения ротора гидроагрегата в течение переходного процесса. Также устанавливаются возможные максимальные значения осевых усилий на рабочее колесо турбины и оцениваются другие параметры, важные для работы ГЭС. Учет этих показателей оказывает влияние на выбор конструкции и размеров облицовок туннелей, на толщину оболочки стальных напорных трубопроводов, турбинных спиральных камер, а также корпусов затворов. Они определяют предельные нагрузки, передаваемые на подпятник, и наибольшие усилия на вращающихся частях гидрогенератора. При относительно большой длине напорных водоводов в зависимости от условий протекания переходных процессов решаются вопросы о сооружении уравнительных резервуаров или об установке холостых выпусков. Все перечисленные выше факторы непосредственно воздействуют на стоимостные и технико-экономические показатели станции.

При устойчивой тенденции более широкого привлечения ГЭС и ГАЭС к покрытию переменной части графика нагрузки энергосистем требуется увеличение маневренности агрегатов, что также приводит к возрастанию значения параметров неустановившихся режимов как фактора, определяющего надежность и долговечность оборудования.

Рациональное решение проблем, связанных с возникновением аварийных переходных процессов в сооружениях и оборудовании гидроэнергетических установок, позволяет получить значительный экономический эффект за счет оптимизации схем и параметров сооружений и оборудования и сокращения до минимума запасов и резервов при одновременной гарантии требуемой надежности эксплуатации. Для этого необходим наиболее полный учет в расчетах реальных условий работы всех элементов системы, фактических характеристик гидроэнергетического оборудования и всего тракта напорных водоводов. Кроме того, смягчение неблагоприятного воздействия переходных процессов на сооружения и оборудование может быть достигнуто за счет введения оптимальных режимов регулирования гидроагрегатов, отвечающих заданным условиям.

Внедрение в практику более совершенных методов расчетов и проектирования, основанных на достаточно полном учете реальных характеристик всей гидромеханической системы установки, позволяет получить оптимальные решения, повышающие надежность и снижающие запасы.

Данная работа посвящена разработке и автоматизации усовершенствованной методики ЛПИ для расчета переходных процессов после сброса нагрузки в гидротурбоагрегатах различных типов.

Заключение диссертации по теме «Гидравлические машины и гидропневмоагрегаты», Новкунский, Алексей Александрович

Общие выводы и рекомендации

По результатам выполнения данной диссертационной работы можно сделать следующие выводы:

1. На основе анализа технической литературы по вопросам неустановившегося движения жидкости и переходных процессов в гидроагрегатах изложена физическая сущность данных нестационарных явлений и выявлены их основные закономерности. Обзор существующих методов расчета ПП в гидроагрегатах позволил выявить преимущества и недостатки каждого из них. Одной из наиболее перспективных была признана методика ЛПИ, разработанная Е.В. Гутовским для расчета по ПСХ переходных процессов в низконапорных ПЛ гидроагрегатах после сброса нагрузки.

2. Для расчета переходных процессов в высоконапорных РО гидроагрегатах методика ЛПИ была усовершенствована за счет применения схемы упругого гидроудара. Дифференциальное уравнение неустановившегося движения жидкости с учетом упругости было представлено в форме конечно-разностных цепных уравнений. Для их решения вместо популярного и наглядного, но слишком кропотливого и приближенного графо-аналитического способа решения цепных уравнений по сетке гидроудара, использовался численный способ расчета с применением ЭВМ.

3. Исходная методика ЛПИ была пригодна для расчетов ПП в ПЛ агрегатах только для случая неизменного угла установки лопастей РК после сброса нагрузки. Учитывая, что реальный переходный процесс в ПЛ агрегате практически всегда сопровождается не только закрытием направляющего аппарата, но и движением лопастей РК, данное обстоятельство резко ограничивало применимость методики. Для решения данной проблемы был разработан способ учета двойного регулирования ПЛ агрегатов. Он основан на использовании в расчетах для каждой режимной точки ПП своей пропеллерной ПСХ, соответствующей промежуточному углу установки лопастей ср. Полные статические характеристики, соответствующие произвольному углу усгановки (р предложено получать с помощью линейной интерполяции пропеллерных характеристик, снятых для фиксированных углов ср.

4. Разработанные усовершенствованные методики требовали для проведения расчетов значительного объема промежуточных вычислений с использованием экспериментальных, существенно нелинейных ПСХ гидроагрегатов, а также, в общем случае — учета законов движения регулирующих расход органов произвольной формы. Для снижения трудоемкости и увеличения скорости расчетов были разработаны алгоритмы и соответствующие им программы расчета 1111 на ПЭВМ в ГА одиночного (версия НТЫ1-Ргапс18) и двойного регулирования (версия НТЬК-Кар1ап). Для реализации численного способа расчета на ПЭВМ переходных процессов по ПСХ без существенного ограничения по форме экспериментальных кривых на них, не прибегая к линеаризации, снижающей точность расчетов, был рассмотрен и внедрен высокоэффективный механизм интерполирования с помощью кубических сплайнов. В результате отладки и апробации программ была достигнута достаточная адекватность их работы принятым схемам расчета, подтвержденная сходимостью результатов ручного и машинного счетов. Скорость автоматизированных расчетов ПП, безусловно, оказалась на несколько порядков выше, чем при ручном расчете (даже с использованием ПЭВМ для обработки числовой и графической информации). А основные временные затраты остались лишь на этапе подготовки исходных данных для машинных расчетов.

5. Для оценки достоверности усовершенствованной методики расчета ПГ1 в РО агрегатах была проведена серия расчетов для различных сочетаний основных начальных гидромеханических параметров: напоров, единичных мощностей, постоянных времени водовода и гидроагрегата, соответствующих условиям проведения натурных испытаний переходных процессов после сброса нагрузки на Нурекской и Красноярской ГЭС. В результате обширного обзора различных технических источников, а также значительной инженерной проработки исходных данных, были подготовлены наборы основных гидромеханических параметров гидроэнергетического оборудования. Стоит отметить, подготовку исходных ПСХ, которые в отсутствии экспериментальных, приходилось пересчитывать по универсальным характеристикам и достраивать в область режимов, далеких от оптимальных, включая разгонные и режимы гидравлического торможения. В рамках апробации и отладки программы HTLR-Francis, расчеты проводились вручную и на ПЭВМ.

В результате расчетов были получены основные параметры переходных процессов, которые были представлены в табличном и* графическом виде. Анализ расчетных результатов и сопоставление их с экспериментальными данными- показал их хорошую сходимость как по максимальным в течение 111 I значениям, так и по характеру изменения величин во времени.

5.1. Характер расчетных зависимостей относительного повышения частоты вращения от времени переходного процесса практически повторял вид соответствующих экспериментальных кривых. Положение максимумов совпадало-для всех случаев, сброса-нагрузки. Минимальное относительное отклонение составило <5/? = 4,88%, максимальное: <5/?= 14,5%.

Для 4~ расчетных случаев имели место как превышение расчетного значения р над экспериментальным, так и превышение экспериментального над расчетным.

Помимо сопоставления по относительному повышению частоты вращения Д которое является нормируемым параметром гарантий регулирования, сравнивались еще- и значения максимальных действительных частот вращения. Расчет относительных отклонений в этом случае дал значительно меньшие расхождения, которые оказались на уровне всего 4,5% .

Указанные обстоятельства позволяют судить о приемлемой адекватности расчетных зависимостей, учитывающих переход от статических параметров к динамическим, и в целом о достаточной достоверности методики для расчета повышения частоты вращения при 1111 в РО агрегатах.

5.2. Сопоставление расчетных и экспериментальных кривых изменения давления в СК показало высокую сходимость результатов. Характер расчетных и экспериментальных кривых практически идентичен, положения максимумовшмеютнезначительные расхождения по- времени: Минимальные абсолютные отклонения на уровне 0,3% имеют место ■ в агрегатах обоих ГЭС для случаев сброса полной нагрузки, а максимальное относительное отклонение в 2% характернодля сброса 33% нагрузки в ГА Нурекской,ГЭС.

В целомгможно говорить о хорошей сходимости значений? повышения-давления в проточной* части, что свидетельствует об эффективности усовершенствования методики в части применения схемы упругого гидроудара для расчетаПШв высоконапорныхгидроагрегатахс РОтурбинами:

5.3:. Полноценного сопоставления результатов расчета разрежения во входном: сечении; конуса отсасывающей трубы, с экспериментальными данными произвести не удалось ввиду отсутствия последних для ГА Нурекской ГЭС. Сравнение проводилось по одному случаю СП в ГА Красноярской ГЭС. Характер" расчетной - и экспериментальной; зависимостей разрежения- от времени оказался различен. Расчетом была получена кривая, характер которой был довольно монотонным и практически идентичным (с точностью до изменения скоростного: разрежения) изменению относительного повышения давления Сот времени. Экспериментальная же кривая, представляла собой волновой процесс изменения: давления с амплитудой пульсаций, достигающей 10 м.вод.ст. Анализ графиков показал, что: расчетная: кривая является примерно огибающей к пикам; «отрицательного» разрежения (избыточного давления); замеренного- при: испытаниях. Таким; образом, расчет дает достаточно близкие к экспериментальным результаты, по величине разрежения в отсасывающей трубе, но не учитывает волновые процессы вихреобразования, которые происходят на данном участке проточной части.

6. Для проверки адекватности усовершенствований, предложенных для методики расчета ПП в ПЛ агрегатах в части учета двойного регулирования данных машин, были выполнены расчетные исследования переходных процессов для ПЛ гидроагрегатов, трех ГЭС с широким диапазоном изменения основных начальных гидромеханических параметров, соответствующих условиям проведения натурных испытаний ПП после сброса нагрузки на Горьковской, Каховской и Иркутской ГЭС. Анализ справочной и специальной технической литературы, а также значительный объем предварительных про работок позволил подготовить достаточно достоверные исходные данные для расчетовТШ выказанных ГА. Одним из наиболее длительных и кропотливых этапов была подготовка исходных пропеллерных ПСХ, которые при отсутствии экспериментальных приходилось пересчитывать по пропеллерным характеристикам и достраивать в область режимов, далеких от оптимальных, включая разгонные и режимы гидравлического торможения. Всего было построено и переведено-в электронный табличный-вид для возможности интерполяции на произвольный угол установки лопастей РК около 30 ПСХ. В рамках апробации и отладки программы НТГЯ-КарЬп расчеты 11 случаев ПП после сброса нагрузки проводились вручную и на ПЭВМ.

В результате расчетов были получены основные параметры переходных процессов, которые были представлены в табличном и графическом виде. Анализ расчетных результатов и сопоставление их с экспериментальными данными! показал их хорошую сходимость как по максимальным за ПП значениям, так и по характеру изменения величин во времени.

6.1. Характер расчетных зависимостей относительного повышения частоты вращения от времени переходного ^процесса практически повторяет вид соответствующих экспериментальных кривых. Положение максимумов практически совпадает для большинства случаев сбросов нагрузки. Минимальное относительное отклонение составило 5/5 — 0,08%, а максимальное -¿¡/£=18,7%.

Для 11 расчетных случаев имели' место как превышение расчетного значения /? над экспериментальным, так и превышение экспериментального над расчетным.

Сопоставление результатов, выраженных в максимальных действительных частотах вращения, показало, что минимальное относительное отклонение составило 0,02%, а максимальное 5,45%.

На основании изложенного можно сделать вывод о достоверности усовершенствованной расчетной методики, учитывающей двойное регулирование в части определения временной неравномерности хода гидроагрегата. Кроме того, методика позволяет исследовать эффективность противоразтонной защиты гидроагрегатов при неисправном направляющем аппарате за счет разворота лопастей РК.

6.2. Сопоставление расчетных и экспериментальных максимальных значений давления в спиральной камере показало, что минимальное относительное отклонение составило дНсы = 1,17%, а максимальное - дНск = 8,9%. В основном расчет давал несколько завышенные, по сравнению с экспериментальными, значения максимального давления.

В целом характер расчетных и экспериментальных кривых изменения давления в СК практически идентичен. Положение максимумов как правило совпадает. Таким образом, можно судить о хорошей сходимости результатов, применимости схемы жесткого гидроудара для исследования ПП в ПЛ гидроагрегатах и достоверности усовершенствованной методики.

6.3. К сожалению, ввиду отсутствия экспериментальных кривых изменения разрежения во входном сечении конуса отсасывающей трубы в течение 1II1 для ПЛ агрегатов всех трех ГЭС, сравнение проводилось лишь по максимальному значению разрежения, измеренному при ПП. Данное обстоятельство не позволило сопоставить характер расчетной и экспериментальной зависимостей разрежения в отсасывающей трубе от времени, что представляло бы значительный интерес.

Сопоставление проводилось только по абсолютным отклонениям. При этом минимальное отклонение составило АНотвак = 0,31 м.вод.ст., а максимальное - АНот вак = 2,16 м.вод.ст. В основном расчет давал меньшие, по сравнению с экспериментальными, значения максимального вакуума в отсасывающей трубе и лишь в двух случаях расчетные значения оказались примерно на 0,5 м.вод.ст. больше, чем замеренные при испытаниях. Оценка относительного отклонения.не проводилась, поскольку максимальное значение вакуума, к которому следует относить отклонение, в некоторых случаях равнялось нулю.

В целом можно констатировать удовлетворительную сходимость расчетных результатов по величине разрежения/давления в отсасывающей трубе, а их достоверность для инженерной практики - вполне достаточной.

6.4. В связи с отсутствием экспериментальных полных статических силовых характеристик ротора агрегата, результаты были получены только для максимального значения взвешивающего усилия, действующего в режиме РГТ при закрытом НА. Усилие определяли по номограмме. Несмотря на приближенный характер такого способа, учитывающего только густоту решетки профилей, частоту вращения ротора и диаметр РК, результаты расчетов имели неплохую сходимость с экспериментальными данными. Так, минимальное относительное отклонение значения осевой силы составило всего ЗРос = 1,26%, еще в двух случаях отклонение было менее 2%. Максимальное отклонение оказалось в случае сброса самой малой нагрузки, при этом экспериментальное значение осевой силы превысило расчетное почти на 25%. СредI ний по всем расчетам уровень относительного отклонения максимальных значений взвешивающего осевого усилия составил менее 9,5%, что является хорошим результатом, учитывая приближенный способ расчета данной величины.

6.5. Величина крутящего момента на валу замерялась только при испытаниях на Иркутской ГЭС, причем имелись даже осциллограммы ее изменения в ходе 1111. Графическое сопоставление расчетных и экспериментальных кривых изменения относительного момента на валу показало, что характер их поведения идентичен в течение всего переходного процесса. Кроме того, в турбинном и разгонном режимах расчетные значения относительного динамического момента оказались близки к измеренным в ходе испытаний. Это говорит о достаточной достоверности расчетных зависимостей для перехода от статических моментов к динамическим. Значительные относительные отклонения, уровень которых изменялся в диапазоне (24.65)% , зафиксированы только для максимальных абсолютных значений момента на валу в РГТ при закрытом НА. Причем во всех рассмотренных случаях расчетные абсолютные значения указанной величины оказались больше, чем экспериментальные. Это свидетельствует о том, что эмпирические зависимости, которые использовались при построении ПСХ в области-РГТ экстраполяцией, дали завышенные абсолютные значения момента на валу при нулевом расходе, и какхледствие, привели к неточности характеристики в «насосной» зоне.

7. На основании вышеизложенного можно сделать вывод о достоверности усовершенствованной методики ЛПИдля расчета переходных процессов в гидроагрегатах одиночного и двойного регулирования в широком диапазоне изменения начальных параметров гидромеханического оборудования.

8. Усовершенствованную методику можно рекомендовать к применению для инженерных, научных и учебных целей. Затраты времени на подготовку исходных данных компенсируются надежностью получаемых результатов и скоростью проведения автоматизированных расчетов. Применение ПЭВМ позволяет успешно решать не только прямую задачу определения гарантий регулирования, т.е. определения отклонения интересующих параметров при заданных исходных данных, но и обратную задачу, связанную с определением законов движения регулирующих расход органов гидротурбины при заданных отклонениях интересующих параметров. Учитывая скорость машинного счета, оптимальные законы регулирования могут быть найдены путем их варьирования и проведения серии расчетов до достижения необходимых значений заданных параметров. Особый интерес это представляет в ПЛ гидроагрегатах, где параметры ПП зависят не только от открытия НА, но и угла установки лопастей РК.

9. В качестве перспективных направлений дальнейших исследований по данному вопросу можно назвать следующие:

9.1. Апробация и адаптация применения разработанной методики на других типах гидроагрегатов — диагональных поворотнолопастных машинах, а также - на обратимых гидромашинах (насос-турбинах) ГАЭС. Особенности расчета 1111 в данных агрегатах в основном обусловлены специфической формой ПСХ, затрудняющей задание характеристик и расчеты по ним на ПЭВМ.

9.2. Решение задачи оптимизации законов регулирования, т.е. автоматизация решения обратной задачи расчета гарантий регулирования с учетом не только реальных характеристик гидротурбины, но и всего гидроагрегата и его системы управления.

9.3. Доработка программного продукта, т.е. совершенствование интерфейса программы, повышение удобства подготовки исходных данных и проведения расчетов, а также внедрение возможности адаптации программы под задачи конкретных исследований.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Новкунский, Алексей Александрович, 2010 год

1. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года Текст.: [одобрена распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р] М.: Маркетинг, 2008, 251 с.

2. Бержерон JL, От гидравлического удара в трубах до разряда в электрической сети. М.: МАШГИЗ, 1962. - 348 с.

3. Мостков М.А., Башкиров A.A., Расчеты гидравлического удара. JT.: Госэнергоиздат, 1952. - 93 с.

4. Смирнов Д.Н., Зубов Л.Б., Гидравлический удар в напорных водоводах. М.: Стройиздат, 1975. -125с.

5. Картвелишвили Л.Н., Гидравлический удар: пути развития теории, и принципы расчета. М.: МЭЙН, 2001.- 32 с.

6. Лямаев Б.Ф., Небольсин Г.П., Нелюбов В.А. Стационарные и переходные процессы в сложных гидросистемах. Методы расчета на ЭВМ. Под ред. Лямаева Б.Ф. Л.: Машиностроение, 1978. - 192с.

7. Арефьев Н.В., Соколов Б.А. Расчет гидравлического удара явным методом конечных разностей // Труды ЛПИ / Л. - 1978. - №361: Гидроэнергетика: сборник. - с.30-32.

8. Дикаревский B.C. Коэффициент гидравлического сопротивления, потери энергии на внутреннее трение в материале труб, интерференция волн при гидравлических ударах // Тр. ЛИИЖТ. Сер. Гидравлический удар в трубопроводах, 1971, вып. 321, с. 73-100.

9. Дикаревский B.C. Скорость распространения ударной волны в напорных водоводах с учетом нерастворенного воздуха // Изв. вузов. Сер. Строительство и архитектура, 1967, №5, с. 24-29.

10. Капинос О.Г. Методика расчета гидравлического удара в магистральных трубопроводах с учетом профиля прокладки: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. СПб.: Изд-во ПГУПС, 2001, 23с.

11. Твардовская Н.В. Гидравлический удар в напорных трубопроводахводоотведения: Автореф. дисс. . канд. техн. наук СПб.: Изд-во СПбГАСУ, 2005,21с.

12. Донской A.C. Обобщенные математические модели элементов пневмосистем. СПб.: РИЦ СПГУТД; 2001. - 215 с.

13. Кривченко Г.И. Неустановившиеся режимы на ГЭС с напорными трубопроводами и реактивными турбинами: дисс. . канд. техн. наук. М., 1946.-241 с.

14. Кривченко Г.И. Гидравлический удар и рациональные режимы регулирования турбин гидроэлектростанций. M.-JL: Госэнергоиздат, 1951. -199 с.

15. Картвелишвили H.A. Неустановившиеся режимы в силовых узлах гидроэлектрических станций. M.-JL: Госэнергоиздат, 1951.-215 с.

16. Жмудь А.Е. Гидравлический удар в гидротурбинных установках. -M.-JL: Госэнергоиздат, 1953. 235с.

17. Жмудь А.Е., Литовский Ю.А., Робук H.H. Гидравлический удар обратной волны в гидротурбинных установках // Энергомашиностроение. — 1960. №2.-с. 115-123.

18. Гидромеханические переходные процессы в гидроэнергетических установках/ Г.И.Кривченко, Н.Н.Аршеневский, Е.В.Квятковская, В.М. Кла-буков.; Под общ. ред. Г.И. Кривченко. М.: Энергия, 1975. - 368 с.

19. Гидроэлектрические станции. Под ред. Ф.Ф. Губина, Г.Г. Кривченко. Учебник для вузов. М.: Энергия, 1980. - 368 с.

20. Гидроэнергетические установки: Учебник для вузов. Под ред. Д.С. Щавелева. 2-е изд. перераб. и доп. — Л.: Энергоиздат, 1981. — 520 с.

21. Турбинное оборудование гидроэлектростанций. Под ред. A.A. Морозова. М.- Л.: Госэнергоиздат, 1958. - 519 с.

22. Асламазян, A.A. Характеристики турбин в переходных режимах: дисс. . канд. техн. наук.- Ереван, 1959. 154 с.

23. Кривченко Г.И. Расчеты на микрокалькуляторах переходных процессов в гидроэлектростанциях. М.: Энргоатомиздат, 1989. - 136 с.

24. Руководство по проектированию технологических режимов регулирования гидроэлектростанций. -М.: Энергия, 1977. 44 с.

25. Кривченко, Г.И. Некоторые вопросы регулирования агрегатов ГЭС: дисс. . докт. техн. наук. -М., 1965. 541 с.

26. Ли Лян-Фу. Неустановившееся движение в напорных трубопроводах ГЭС: дисс. . канд. техн. наук. -М., 1960. 103 с.

27. Берлин, В.В. Особенности режимов регулирования агрегатов ГЭС с длинными напорными водоводами: дисс. .канд. техн. наук.- М., 1976. 202с.

28. Берлин В.В., Муравьев O.A. Переходные процессы на ГЭС с уравнительными резервуарами. М.: Энергоатомиздат, 1991. - 150 с.

29. Муравьев, O.A. Оптимизация конструктивных параметров уравнительных резервуаров ГЭС: дисс. . канд. техн. наук. М., 1984. - 245 с.

30. Муравьев, O.A. Переходные процессы на ГЭС с уравнительными резервуарами: дисс. . докт. техн. наук. М., 2005. - 392 с.

31. Нгуен Вьет Фак, Исследование неустановившихся режимов работы ГЭС с РО турбинами: дисс. канд. техн. наук. -М., 1971. 145 с.

32. Хо Ши Зы, Неустановившиеся режимы в напорных водоводах и агрегатах ГЭС с радиально-осевыми гидротурбинами: автореф. дис. . канд. техн. наук. М.: Изд-во МИСИ, 1988. - 16 с.

33. Мичиан Павол, Коррекция режимов регулирования агрегатов ГЭС с радиально-осевыми турбинами по давлению в напорных водоводах: автореферат дис. канд. техн. наук. М., Изд-во МИСИ, 1990, - 15 с.

34. До Динь Дат, Гидромеханические переходные процессы в ГЭС с РО турбинами: дисс. канд. техн. наук. М., 1980. - 245 с.

35. Квятковская, Е.В. Работа осевых гидротурбин в разгонных и насосных режимах: дисс. . канд. техн. наук. М., 1955. -213 с.

36. Кривченко Г.И., Аршеневский H.H., Клабуков В.М. Режимы регулирования поворотно-лопастных гидротурбин. — М.: Госэнергоиздат, 1960. -126 с.тановившихся режимах: дисс. канд. техн. наук. — М., 1961г. 218с.

37. Сафаров, Б.Е. Исследование переходных процессов гидроагрегатов с ПЛ турбинами и выбор рациональных режимов их регулирования с помощью цифровых вычислительных машин: дисс. . канд. техн. наук. М., 1964. - 169 с.

38. Изменение режимов регулирования гидроагрегатов как средство снижения стоимости ГЭС/ H.H. Аршеневский, Г.И. Кривченко, В.В. Бешен-цев, B.C. Конвиз //Гидротехническое строительство. 1966. - №8, - с. 33-36.

39. Аршеневский H.H., Поспелов Б.Б. Переходные процессы крупных насосных станций. М.: Энергия, 1980. - 111 с.

40. Аршеневский H.H., Кривченко Г.И., Сотников Г.Г. Исследование с помощью ЭВМ гидромеханических переходных процессов ГАЭС с обратимыми гидромашинами // Гидротехническое строительство. 1976. - №8. - с. 6-9.

41. Аршеневский H.H. Обратимые гидромашины гидроаккумулирую-щих электростанций. М.: Энергия, 1977. - 239 с.

42. Аршеневский, H.H., Переходные гидромеханические процессы в напорных водоводах и агрегатах ГЭС, ГАЭС и крупных насосных станций: дисс. . докт. техн. наук. М., 1992. - 635 с.

43. Золотов Л.А., Саркисова М.Ф., Шишкин А.К. Исследование переходных процессов в обратимых гидромашинах ГАЭС // Гидротехническое строительство. 1971. - №8. - с. 29-32.

44. Нестационарные процессы в обратимых гидромашинах и особенности их учета при проектировании напорных водоводов ГАЭС / Л.А. Золотов, В.М. Клабуков, В.М. Владимирский, А.Н. Зайцев // Гидротехническое строительство. 1972. - №8. - с. 12-15.

45. Эрдрайх, B.C. Исследование установившихся и переходных процессов в проточной части гидроаккумулирующей электростанции с радиально-осевыми насосотурбинами: автореф. дисс. . канд. техн. наук. — М.: Изд-во МИСИ, 1974.- 16 с.

46. Сотников Г.Г. Анализ особенностей гидромеханических переходных процессов ГАЭС с обратимыми радиально-осевыми гидромашинами: автореф. дисс. . канд. техн. наук. М.: Изд-во МИСИ, 1978. - 18 с.

47. Гаркави Ю.Е. О случаях подбрасывания роторов вертикальных гидроагрегатов // Гидротурбиностроение. — 1955. №1. — с. 54 — 61.

48. Гутовский, Е.В. Гидродинамические исследования переходных процессов в гидротурбинных блоках ГЭС: дисс. . докт. техн. паук. JL, 1972. -340 с.

49. Ломакин A.A., Гутовский Е.В. Методика исследования переходных процессов на моделях гидротурбин // Гидромашиностроение. Труды ЛПИ. — 1961. -№215. -С.69- 81.

50. Гутовский Е.В. Анализ режимов регулирования гидротурбин / Гидромашиностроение. Труды ЛПИ. 1965. - №246. - с. 18-24.

51. Гутовский Е.В., Ламм В.Ю., Ламм Т.М. Номограмма для расчета относительного изменения напора при переходных процессах в гидротурбинах // Гидромашиностроение. Труды ЛПИ. 1965. - №246. - с. 18-24.

52. Гутовский Е.В., Иванов С.Д. Расчеты переходных процессов в осевых гидротурбинах по статическим характеристикам // Гидромашиностроение. Труды ЛПИ. 1961. - № 215. - с. 82 - 100.

53. Гутовский Е.В. Об изменении удельной энергии в проточной части гидротурбины при переходных процессах // Гидромашины. Труды ЛПИ. — 1964. -№231. с. 5 - 15.

54. Гутовский Е.В., Зубарев Н.И. Расчеты условий регулирования гидротурбин по статическим характеристикам // докл. межвуз. науч. техн. конф./ ЛПИ.-Л., 1966,-с. 162- 166.

55. Филатов И.Н. К вопросу учета гидравлического удара в гидротурбинных установках / Гидромашиностроение. Труды ЛПИ. — 1965. №246. - с. 25-31.

56. Обратимые гидромашины / Л.П. Грянко, Н.И. Зубарев, В.А. Умов, С.А. Шумилин. Л.: Машиностроение, 1981. - 263 с.

57. Лопастные насосы: Справочник / В.А. Зимницкий, A.B. Каплун, А.Н. Папир, В.А. Умов.; Под общ. ред. В.А. Зимницкого, В.А. Умова. Л.: Машиностроение, 1986. - 334 с.

58. Зубарев Н.И. Радиальные усилия, действующие на рогор модели радиально-осевой гидротурбины при установившихся режимах // Гидромашиностроение. Труды ЛПИ. 1965. - №246. - с. 7 - 12.

59. Давидсон Б.А., Пивоваров В.А., Расчет гарантий регулирования ра-диально-осевых гидротурбин на электронной модели // Гидротурбостроение. Л.: Машиностроение, 1969. - с. 329 - 339.

60. Васильев Ю.С., Виссарионов В.И., Кубышкин Л.И. Решение гидроэнергетических задач на ЭВМ. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 160 с.

61. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: Справочное пособие: В 2 т. Под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Ща-велева. — Т.1. Основное оборудование гидроэлектростанций. — М.: Энергоатомиздат, 1988. 400 с.

62. Картвелишвили H.A., Чернятин И.А., Автономов Г.Е. Гидравлический удар и надежность напорных трубопроводов ГЭС // Известия ВНИИГ им.Веденеева. 1967. - т.84. - с. 75 - 79.

63. Соколов, Б.А. Теория и численные методы обоснования параметров водопроводящих трактов гидроэнергетических установок: дис. . д-ра техн. наук / Б. А. Соколов ; ЛПИ им. М.И. Калинина. Л., 1984. - 341 с.

64. Литовский Ю.А., Гидравлический удар в тупике разветвленного трубопровода гидростанций // Энергомашиностроение: 1972! - №1. - с. 14.

65. Аль-Мафалани Гази, Научное обоснование, мероприятий защиты протяженных, напорных водоводов крупных диаметров при переходных процессах и сбросе промывных вод : дисс. канд. техн. наук. — М., 1998. 167 с. •

66. Малышев В.М., Исследование защиты гидроагрегатов от разгона разворотом рабочих лопастей: дисс. . канд. техн. наук. — Л., 1962. — 156 с.

67. Иванов В:И:.Исследование потоков в осевой гидротурбине при раз- ; '•". гонном режиме// Труды ВИГМ. 1958. - вып. XXI. - с. 19 38. /

68. Кривченко Г.И. Противоразгонная защита агрегатов ГЭС-// Гидротехническое строительство. -- 1960. №5. — с 35 — 44.

69. Орахелашвили М.М. Самоторможение поворотнолопастной турбины уменьшением разворота ее лопастей // Гидротехническое строительство; -1952. №2.-с. 25 -29.

70. Орахелашвили М.М. Разгонный режим радиально-осевых гидротурбин. М.: Госэнергоиздат, 1959. — 158 е.,

71. Волков, Д.Р. Разработка алгоритмических и аппаратных средств исследования, реализации и настройки цифровой многофункциональной системы автоматического управления радиально-осевой гидротурбиной : диссертация . канд. техн. наук. Ульяновск, 2006. - 191 с.

72. Григорьев В.И. Исследование динамических процессов, вызванныхвзаимодействием различных элементов гидроэнергетической установки // Гидротехн. стр-во. — Б.м. — 2004.— № 8 .— с. 32-36.

73. Болотов А.Н. Особенности гидромеханических переходных процессов на низконапорных ГЭС с учетом крутильных колебаний вращающихся частей агрегата: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. — М.: Изд-во МГСУ, 2004. 25 с.

74. Умов В.А., Филатов И.Н. Определение параметров и динамических характеристик систем автоматическкого регулирования гидроагрегатами. Учебное пособие. СПб.: изд-во СПбГТУ, 1995. - 84 с.г

75. Новкунский A.A., Умов В.А. Усовершенствованный способ расчёта гарантий регулирования гидроагрегатов ГЭС // Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2009. - № 3 (84). - с. 83 - 87.

76. Климова JI.M. Pascal 7.0. Практическое программирование. Решение типовых задач. М.: КУДИЦ-ОБРАЗ, 2003. - 528с.

77. Вержбицкий В.М. Основы численных методов. Учебник для вузов. -М.: Высш. шк., 2002. 840 с.

78. Справочник по гидротурбинам / В.Б. Андреев, Г.А. Броновский, И.С. Веремеенко и др.; Под общ. ред. H.H. Ковалева. — Л.: Машиностроение, 1984.-496 с.

79. Справочник конструктора гидротурбин / Л.Я. Бронштейн, А.Н. Герман, В.Е. Гольдин и др.; Под ред. Н.'Н. Ковалева. Л.: Машиностроение, 1971.-304 с.

80. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: Справочное пособие: В 2 т.; Под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Ща-велева. Т.2. Вспомогательное оборудование гидроэлектростанций. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 336 с.

81. Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Сая-но-Шушенской ГЭС // Производственное издание, 1998, http://03-tsjTi/index.php?niTm=downloads&fla=stat&idd=:826

82. Гальперин М.И. Гидротурбины для Красноярской ГЭС // Гидротехническое строительство. 1967. - №8. - с. 9 - 13.

83. Гамус И.М. Гидроагрегат Красноярской ГЭС // Гидротехническое строительство. 1967. - №8. - с. 3 - 9.

84. Филимонов Н.А. Опыт временной эксплуатации Иркутской гидроэлектростанции // Гидротехническое строительство. — 1960. №5. - с. 30 - 34.

85. Смирнов И.Н. Отчет по лабораторной работе ПЛТ-Э-1 Энергетические испытания поворотнолопастной гидротурбины. Л.: ЛПИ, 1959. — 55 с.

86. Dorfler Р.К., Brenner Е., Computing hydraulic transients in the Lungern Lake plant // Water power and dam construction 1993. - N 11. - p. 32 - 36.

87. Cretti Paolo, Cinisello Balsamo. Waterhammer solutions // International Water Power and Dam Construction. 2006. - N 10. - p. 48 - 60.

88. Ludlow Craig. Worth the risk // International Water Power and Dam Construction. 2005. - N 8. - p. 72 - 85.

89. Turbine installation powers diversification of Scottish smelting — Новыетурбины на старой' ЮС в Шотландии; // Int. Water Power .and Dam Constr. -2001.--53.-N4.-c.21.

90. Dorller P., Enhancing the safe operation of surge;tanks.= Повышение безопасности работы уравнительных, резервуаров:// Int. J. Hydropower and Dams. 2000: - 7. - N 1. - c. 43-46.

91. Wu Jiongyang, Chen Naixiang, Zhang Baoping, Fan Honggang, Qinghua daxue xuebao. Ziran kexue ban = Расчет осевых усилий для поворотно-лопастной гидротурбины в переходных процессах J. Tsinghua Univ. Sci. and Technol. 2000. - 40. - N 11. - с. 67-70.