автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка моделей и методов вибрационной диагностики агрегатов гидроэлектростанций

На правах рукописи

зиу'

ГЛАЗЫРИН Глеб Владимирович

разработка моделей и методов вибрационной диагностики агрегатов гидроэлектростанций

Специальность 05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Новосибирск - 2006

Работа выполнена в Новосибирском государственном техническом университете.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор,

Филиппова Тамара Арсентьевна

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Манусов Вадим Зиновьевич

кандидат технических наук Абраменкова Нина Александровна

Ведущая организация' НПО «ЭЛСИБ» ОАО, г. Новосибирск

Защита состоится: 25 мая 2006 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.173.01 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, Новосибирск, пр. К. Маркса, 20.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета.

Автореферат разослан «19'» апреля 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент

И.П. Тимофеев

Я-ОоС А

общая характеристика работы

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 " " энтакт-

ными 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 гидроагрегатов; оценка 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 турбины; искажений форм ротора и статора генератора; гидравлического дисбаланса рабочего колеса; уклона и искажений линии вала; неперпендикулярности опорного диска подпятника и вала генератора; смещений сегментов подпятника и подшипников от нормального положения; макронеровностей 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 дефектов; разработан 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 тяже-ния 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 ГЭС; подсистема введена в эксплуатацию на агрегате №4.

3. Разработаны аппаратные и программные средства осциллографирова-ния 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 Ку-рейской 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 работ; из 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.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследования, отражена их практическая ценность, дается краткое изложение содержания работы.

В главе 1 систематизированы основные положения технической диагностике агрегатов гидроэлектростанций; проведен анализ современного состояния методов и средств диагностики гидроагрегатов; определен состав дефектов гидроагрегатов и способы их выявления; разработана модель комплексного диагностирования гидроагрегата на основе системного подхода; предложены принципы диагностики гидроагрегатов по биениям вала.

Предложена структурная модель комплексной диагностики общего состояния агрегата, которая может использоваться для анализа результатов диагностики по отдельным процессам, протекающим в агрегате. Каждому процессу соответствует определенный метод диагностики (вибрационная, температурная и т д ), базирующийся на моделировании этого процесса. Целью диагностики является выявление дефектов, причин их возникновения, и оценка их значимости для состояния агрегата.

Проанализирован состав дефектов гидроагрегатов; можно выделить восемь основных групп дефектов по элементам конструкции и более 48 факторов. Причинами появления дефектов являются принципиальные особенности технологического процесса, конструкционные и эксплуатационные недостатки По-существу, невозможно применить единую модель и методику выявления всех дефектов гидроагрегата. Может быть решена только узкая задача разработки модели определенного процесса, протекающего в агрегате, и выявления на ее основе части дефектов, значимых для данного процесса.

Наиболее простыми и эффективными являются методы диагностики гидроагрегатов путем осмотров и специальных испытаний Существует большое количество таких методов; их совместное использование позволяет с высокой степенью точности оценить состояние агрегата Основной проблемой диагностики гидроагрегатов является невозможность выявления дефектов на ранней стадии развития при помощи осмотров и испытаний. Для ее решения необходимо выполнение диагностики по данным непрерывного контроля параметров агрегата в процессе эксплуатации.

В настоящее время разработаны и используются методы диагностики гидроагрегатов по данным непрерывного контроля параметров изоляции обмотки статора и по показаниям штатных средств температурного контроля. Кроме того, практически все методы вибрационной диагностики могут использовать в качестве исходных данных информацию от средств непрерывного контроля вибраций.

Вопросы диагностики гидроагрегатов по результатам измерений биений вала практически не исследованы; в то же время на многих ГЭС имеются системы непрерывного контроля биений. Выполненный в главе анализ возможных способов выявления дефектов показывает, что при помощи диагностики по данным такого контроля могут быть выявлены 58% видов дефектов. Это сравнимо с диагностикой по данным контроля температур (81%) и вибраций неподвижных частей агрегата (76%). Следовательно, весьма актуальной является задача исследования и разработки методов вибрационной диагностики гидроагрегатов по результатам измерения биений вала.

В работе предлагаются следующие принципы диагностики гидроагрегатов по биениям вала: математическое моделирование процессов в агрегате с учетом факторов, влияющих на биения вала; информационное моделирование задачи оценки состояния агрегата по биениям вала; создание вычислительной системы, обеспечивающей решение данной задачи.

Для выполнения диагностики по результатам контроля биений вала штатными средствами необходимо определение погрешностей измерения биений этими средствами, что требует разработки более совершенных методов и средств измерения.

Одним из распространенных дефектов гидроагрегатов является искажение формы воздушного зазора в генераторе. Существующие методы определения динамической формы ротора (т.е. формы при вращении) не учитывают перемещений ротора вследствие биений вала, что приводит к значительной погрешности результатов Разработка методов и средств измерения динамической формы

ротора, лишенных указанного недостатка, необходима для экспериментальной проверки методики диагностики, а также имеет большое практическое значение.

Разработанная в главе модель комплексного диагностирования гидроагрегата показывает, что в методах вибрационной диагностики по биениям вала требуется использование дополнительной информации о состоянии агрегата: данных о срабатываниях защит от повышенных биений вала; параметров режима агрегата; результатов осмотров и испытаний. При наличии непрерывного контроля биений, параметров режима и состояния защит становится возможным выполнение диагностики в автоматическом режиме. Таким образом, одной из прикладных задач вибрационной диагностики по биениям вала является разработка принципов построения автоматизированных систем диагностики.

В главе 2 предложен метод моделирования движения ротора вертикального гидроагрегата, основанный на рассмотрении ротора как незакрепленного твердого тела; предложены методы моделирования дефектов гидроагрегата; рассмотрен расчет сил магнитного тяжения в генераторе при известной форме воздушного зазора.

Деформации вала гидроагрегата малы по сравнению с его перемещениями за счет зазоров в подшипниках и деформации сегментов подпятника (модуль упругости стали Ест = 200000 МП а примерно на 3 порядка больше модуля упругости фторопласта, погруженного в масло Еф = 3400 кг/см2 = 333.2 МПа). Поэтому при расчёте биений вала можно рассматривать ротор как незакрепленное твердое тело.

Для математического описания положения центра масс ротора использовалась неподвижная прямоугольная система координат ОХУ2 (рис.1). Ось 02 этой системы совпадает с вертикальной осью симметрии статора, и направлена вверх. ТочкаО совпадает с положением центра тяжести ротора, когда вертикальная ось симметрии ротора совпадает вертикальной осью симметрии статора, и отсутствует зазор между плоскостями трения подпятника. Ось ОУ перпендикулярна плотине и направлена от верхнего бьефа к нижнему.

Уравнения вращения твердого тела вокруг центра масс удобно записывать в системе координат, жёстко связанной с ротором ОрХрУр2р (рис.1). Точка Ор

Верхний бьеф

2

У,

Нижний У бьеф

Рис. 1. Системы координат для описания положения ротора

совпадает с центром масс ротора. Ось О рХр совпадает с вертикальной главной осью инерции ротора и направлена вверх. Оси ОрУр и О р1 р совпадают с двумя другими главными осями инерции. Для преобразований координат между системами 0ХУ2 и ОрХ рУр1р введена дополнительная система координат

0рХ,Ух2х (рис.1).

С помощью введенных систем координат положение ротора в пространстве может быть задано шестью переменными: координатами центра масс (точки Ор) в системе координат 0ХУ7 (х,у,г)к углами поворота системы координат

ОрХрУргр относительно ОрХ1У1г1 (9,у,ср).

Движение ротора описывается шестью обыкновенными дифференциальными уравнениями:

1*.

Л т

с1уу К

У

т

Ег..

Л т

*р

хр сЬ (1(й

ур

ур Л (1ш

+ {1Хр -'грКр

С0хр=Мур,

(О

Ф

ч>

<11

К~Г*р)

хр^хрПур^М^;

где - проекции скорости центра масс ротора на оси ОХ, ОУ и

ОЪ соответственно; I - время; Рх,Ру, - проекции результирующей силы, действующей на ротор, на оси ОХ, ОУ и ОХ соответственно; т - масса рото-

Ра"> ¡хр'^ур'^гр

моменты инерции ротора относительно осей ОрХ р, ОрУр и

О р2р соответственно; (охр)аур,(охр - проекции угловой скорости ротора на

оси ОрХр, ОрУр и 0р2р соответственно; Ыхр,Ыур,Шгр - главные моменты

внешних сил относительно осей ОрХр, ОрУр и О р1 р соответственно.

Для совместного решения уравнений (1) необходимо привести их к одной системе координат. Связь между проекциями угловой скорости ® хр, ® ур, <£> 1р и

0, ф, ф может быть записана в виде кинематических уравнений Эйлера: сахр =у5т08тф + 0со5ср,

Ыур = \(/5т0СО5ф-08Шф,

(2)

(йгр = V}/ сое 0 + ф.

Система уравнений для определения угловых ускорений 0, у, ф через

юхр, <аур, <Ьгр может быть получена из системы (2) путем взятия производных

по времени от левой и правой части каждого уравнения и соответствующих преобразований:

V = [(<Ь*р — ^лгя)sinФ + («>-n>p)cos(p]/sine, в = -[<Х>ур -&ур -v|>sin9cos<p]/sin(p,

Clxp = фбсовбзтф + ч/фвтбсозф-бфвтф, fi = v[/0cos6cos<p-фф8т05Шф-0фсО5ф, Qzp = -vj/0sin0.

В главе рассмотрено численное решение уравнений движения ротора в системе координат OXYZ. На каждом шаге расчета необходимо определять шесть ускорений х, у, z, 0, vj>, ф по известным координатам х, у, z, 0, <р и скоростям х, у, z, 9, ф, ф. В работе использован следующий алгоритм вычислений:

1. Определение угловых скоростей ахр, юур, azp по (2).

2. Вычисление сил, действующих на ротор, и их координат (часть сил вычисляется в системе координат ОрХpYpZр, часть - в OXYZ).

3 Вычисление результирующей силы, действующей на центр масс, в системе координат OXYZ.

4. Определение ускорений центра масс ротора х, у, z по (1).

5. Вычисление результирующего момента сил относительно центра масс ротора в системе координат ОрХ pYpZр.

6 Вычисление угловых ускорений шхр, (byp,<bzp по(1).

7 Преобразование а>хр, тур, <Ь2р в 0, ц/, ф с помощью (3).

При численном решении на каждом шаге необходимо определять силы, действующие на ротор, и их моменты по известным координатам и скоростям. По природе этих сил их можно разделить на шесть групп

1. Сила тяжести ротора.

2. Силы давления воды, действующие на рабочее колесо турбины

а. вертикальная сила давления воды;

б. вращающий момент;

в. силы гидравлического дисбаланса.

3. Силы со стороны сегментов подпятника и направляющих подшипников.

4. Силы тяжения, возникающие из-за механической асимметрии ротора.

5. Электромагнитные силы, действующие на полюсы ротора генератора:

а. электромагнитный момент;

б. силы электромагнитного дисбаланса.

6. Силы трения.

Для определения сил в направляющих подшипниках и подпятнике разработан приближенный аналитический метод расчета. Величина силы со стороны металлопластмассового сегмента (Fcej,) вычисляется по известному расстоянию между поверхностью трения ротора и стальной частью сегмента решением системы уравнений:

jh*+{&в ~hcm)hi -(C1 /С2)и„ = 0,

где Л„ — средняя толщина слоя смазки; б„ - толщина эластичного вкладыша в недеформированном состоянии hcm - среднее расстояние между стальной частью сегмента и противоположной поверхностью трения; Q, С2 - постоянные, определяющиеся геометрией сегмента и свойствами материала вкладыша и смазки; ип - скорость взаимного перемещения поверхностей трения.

В главе предложены методы моделирования следующих дефектов гидроагрегата при численном решении уравнений движения ротора.

• Механические дисбалансы ротора генератора и рабочего колеса турбины. Учитываются в виде неуравновешенных масс на роторе.

• Электромагнитный дисбаланс в генераторе (искажение форм ротора и статора). Учитывается в виде двух сил тяжения, одна из которых неподвижна относительно ротора, другая - относительно статора.

• Смещения сегментов подпятника и подшипников от нормального положения.

• Макронеровности опорного диска подпятника и шеек валов в направляющих подшипниках. Моделируются синусоидальными выпуклостями на соответствующих поверхностях.

• Искажения линии вала агрегата (излом и разрыв во фланцевом соединении).

• Гидравлический дисбаланс рабочего колеса. Учитывается приближенно в виде двух сил тяжения, одна из которых неподвижна относительно ротора, другая - относительно статора.

Для определения сил магнитного тяжения в генераторе по известным формам ротора и статора разработан соответствующий метод расчета. Под формой ротора понимаются радиусы наружной поверхности полюсов ротора; под формой статора - радиусы внутренней поверхности расточки статора под каждым полюсом. Результирующая сила магнитного тяжения определяется как сумма сил, действующих на полюсы:

F -0 F +MzD)

МТ хр - и> ур- L. —2 cos а Л 1 + -

1=1 Zdjj V /V

>>П Ир/Н-У, .:_(..

п

fmtzP=inirf:rr" -и »я i+-..

,-1 2ójj ^ Nn )

где FMTxp, FMTyp, FMT zp - проекции результирующей силы магнитного тяжения на оси системы координат OpXpYpZp; Nп - количество полюсов ротора; Но - абсолютная магнитная проницаемость в зазоре; I¡ - ток в обмотке возбуждения; Wj - число витков обмотки возбуждения на каждом полюсе; dn - длина полюса по окружности; 1Р -высота расточки статора; 5Э( - эквивалентный зазор под 1-м полюсом, определяемый как сумма измеряемого воздушного за-

зора и средней длины силовых линий в областях с неоднородным магнитным полем; апл - угол между направлением оси ОрУр и осью симметрии первого полюса.

В главе рассмотрены вопросы определения биений вала при численном решении уравнений движения ротора. Разработан алгоритм определения сигналов биений в цифровой форме с переменным периодом дискретизации.

Первоначально модель движения ротора была реализована в системе МАТЬАВ При этом время расчета оказалось неприемлемо большим. Поэтому произведена реализация модели на языке программирования С++. Решение системы дифференциальных уравнений находится по методу Рунге-Кутта-Фехлберга с переменной длиной шага. В результате получена скорость расчета, приблизительно на два порядка большая, чем в системе МАТЬАВ. Кроме того, реализация модели на языке С++ позволяет использовать ее в автоматизированных системах диагностики на базе АСУТП.

В главе 3 разработана методика диагностики гидроагрегатов по результатам измерения биений вала; произведено математическое описание задачи определения дефектов электрической и механической части гидроагрегата как задачи оптимизации; разработан метод расчета значений целевой функции; произведен выбор режимов гидроагрегата, по которым должно производиться диагностирование.

Диагностика гидроагрегата по результатам измерения биений вала является задачей, обратной расчету биений при известном наборе дефектов, рассмотренному в главе 2. Она сводится к определению дефектов, при которых биения совпадают (или практически совпадают) с измеренными.

Пусть любой набор дефектов задается Nпар параметрами: ..., >

на которые наложены ограничения. Введем функцию ¿тД^, )> ПРИ"

нимающую конечные значения при любых допустимых значениях ее аргументов, причем большие значения функции соответствуют лучшему совпадению биений вала с заданными. Тогда задача диагностики гидроагрегата сводится к определению максимума функции Рц, т.е. является задачей оптимизации

Для описания состояния агрегата в задаче оптимизации использованы следующие параметры дефектов:

• амплитуда синусоидальной выпуклости зеркального диска подпятника (\ьт) и Угол максимума выпуклости в горизонтальной плоскости относительно оси ОрУр (авып);

• уклон оси вала турбины относительно оси вала генератора (/?) и угол плоскости уклона в горизонтальной плоскости относительно ОрУр

(а «);

• смещение оси вала турбины относительно оси вала генератора в фланцевом соединении (Д^) и угол между ОрУр и направлением смещения (аф,);

• неуравновешенная масса на роторе генератора (Мх) и угол в горизонтальной плоскости относительно оси ОрУр (аМ1);

• неуравновешенная масса на рабочем колесе турбины (М2) и угол в горизонтальной плоскости относительно оси О рУр (ам2);

• величина неподвижной относительно статора силы тяжения, действующей на ротор генератора и ее угол в горизонтальной плоскости относительно оси ОХ(аС1);

• величина неподвижной относительно статора силы тяжения, действующей на рабочее колесо турбины (РС2), и ее угол в горизонтальной плоскости относительно оси ОХ(аС2);

• величина неподвижной относительно ротора силы тяжения, действующей на ротор генератора (), и ее угол в горизонтальной плоскости относительно оси ОрУр (ал );

• величина неподвижной относительно ротора силы тяжения, действующей на рабочее колесо турбины (РР2), и ее угол в горизонтальной плоскости относительно оси О рУр (аР2);

• величина смещения трех соседних сегментов подпятника (Оподп) и номер центрального смещенного сегмента подп)\ для двухрядного подпятника рассматривается как смещение трех соответствующих сегментов в каждом ряду;

• величина смещения трех соседних сегментов верхнего генераторного подшипника (Овгп) и номер центрального смещенного сегмента

(НвгпУ,

• величина смещения трех соседних сегментов нижнего генераторного подшипника (1>нг/7) и номер центрального смещенного сегмента

("нтУ

Таким образом, решение представляет собой вектор, состоящий из 24-х параметров. Значение целевой функции для каждого решения вычисляется следующим образом:

• определяются сигналы биений вала путем численного решения уравнений движения ротора;

• производится разложение каждого сигнала биений в ряд Фурье (определение амплитуд и начальных фаз нескольких гармоник);

• вычисляется степень совпадения амплитуд и начальных фаз рассчитанных сигналов с соответствующими параметрами измеренных сигналов методами теории нечетких множеств.

Для решения задачи оптимизации использован генетический алгоритм, обеспечивающий определение нескольких вариантов решения и высокую вероятность нахождения глобального максимума целевой функции.

Произведен выбор режимов гидроагрегата, по биениям вала в которых должно выполняться диагностирование. Оптимальным является использование трех режимов: холостого хода турбины (в нем отсутствуют силы магнитного тяжения), холостого хода генератора и синхронного компенсатора (отсутствуют силы гидравлического дисбаланса).

Методика определения дефектов гидроагрегата по амплитудам биений вала оборотной частоты реализована на языке программирования С++

Глава 4 посвящена прикладным задачам вибрационной диагностики гидроагрегатов по биениям вала и разработке методов их решения.

Измерение биений вала. Для целей диагностики гидроагрегата необходима высокая точность измерения биений вала. Выполнение диагностики по показаниям штатных средств контроля требует определения погрешностей измерения биений этими средствами. Обычно измеряются двойные амплитуды биений вала при помощи механических индикаторов, которые устанавливаются на неподвижных опорах. Для непрерывного контроля биений вала в процессе эксплуатации применяются бесконтактные индукционные датчики, подключаемые к специальным преобразователям. Применяемые преобразователи, как правило, выделяют амплитуду биений оборотной частоты, а их калибровка производится в соответствии с показаниями механических индикаторов. Это приводит к низкой точности измерений.

Для определения погрешностей измерения биений вала существующими системами контроля разработаны более совершенные средства измерения на базе ЭВМ Они включают устройство вывода аналоговых сигналов, подключаемое к LPT-порту ЭВМ, и устройство ввода аналоговых сигналов, подключаемое к ЭВМ через шину USB. Разработана методика определения сигнала расстояния между датчиком и валом по измеряемому напряжению, использующая методы цифровой обработки сигналов.

Эксперименты по осциллографированию биений вала проводились на агрегате №3 Новосибирской ГЭС. На рис 3 приведены сигналы биений вала для датчиков, установленных вблизи верхнего (ВГП) и нижнего (НГП) генераторных подшипников, при работе агрегата в генераторном режиме. Эти сигналы содержат колебания порядка 0.1 мм с частотой около 10 Гц. Колебания наблюдаются во всех режимах, в том числе при остановленном агрегате, и возникают, по-видимому, вследствие вибрации датчика. В соответствии с полученными результатами, для целей диагностирования амплитуду биений, измеренную штатными средствами, следует уменьшать на величину 0.03-г 0.04 мм.

Определение динамической формы ротора. Одним из дефектов гидроагрегатов, учитываемых в модели движения ротора, является искажение формы ротора генератора. Существующие методы определения динамической формы ротора (т.е. формы при вращении) не учитывают его перемещений вследствие биений вала, что приводит к значительной погрешности результатов. В работе предложена методика и разработаны средства измерения динамической формы ротора, лишенные указанного недостатка. Методика основана на одновременном осциллографировании напряжения измерительного витка, охватывающего

лоВГПУ ММ

х1) НГП.У'

мм

2.3 2.2

2.1 2.0 1.9 1.8

1.7

2.3 2.2

2.1

2.0

1.9

1.8 1.7

цдл мл.

/ч А /V

4—1 v у! -44 '—Щ

ис

АЛ (ЦлА • АЛЛ

-/—ч Л Щ:

и- ф-ь Г ч ч ' К

0

1

г, с

Рис.3 Измеренные сигналы биений вала (НГП, ось ОУ; ВГП, ось ОУ)

магнитную систему статора, и выходных сигналов двух датчиков биений. Датчики и измерительный виток должны располагаться в одной вертикальной плоскости, проходящей через ось симметрии статора. Один из датчиков располагается выше, второй - ниже ротора генератора. Результаты определения динамической формы ротора генератора №3 Новосибирской ГЭС приведены на рис.4. При учете биений вала получено отклонение формы ротора от идеальной на 0.16 мм (или на 29%) меньшее, чем отклонение формы ротора, определенное без учета биений.

Построение подсистем диагностики по биениям вала в АСУТП. Современные АСУТП гидроагрегатов выполняются на базе микропроцессорных устройств, и обеспечивают непрерывный контроль параметров режима. При этом возможно расширение функций АСУТП, в частности, включение в их состав подсистем диагностики. В главе разработаны принципы построения подсистем диагностики гидроагрегатов по биениям вала на базе АСУТП. Подсистема диагностики должна работать под управлением ЭВМ и выполнять контроль следующих параметров режима агрегата: биений вала; частоты вращения ротора; тока возбуждения генератора; активной мощности генератора Рассмотрены вопросы использования данных температурного контроля для уточнения результатов диагностирования.

Реализована подсистема диагностики по биениям вала на базе АСУТП Новосибирской ГЭС. В ней используются результаты измерения амплитуд биений вала оборотной частоты в режимах холостого хода турбины и холостого хода генератора. Подсистема диагностики представляет собой дополнительное программное обеспечение для ЭВМ агрегатного уровня АСУТП, и действует по следующему алгоритму.

5 19,40 -I---------——--

S 19,30------------Д M

§" 19,20 -----------A

" 19,10 —4-----------

a i8,60 -I--------------

1 9 17 25 33 41 49 57 65 73 81 89

№ полюса

(а)

1 19,40 -i------------

. 19,30------------------

о 19,20----——j——------~Ал/A

3 18,70 --- --*-----*-----

« 18,60 -I--------------

1 9 17 25 33 41 49 57 65 73 81 89

№ полюса

(б)

Рис.4. Результаты определения динамической формы ротора генератора №3 Новосибирской ГЭС без учета (а) и с учетом (б) биений вала

1. После пуска подсистема ожидает перехода в режим ХХТ или ХХГ.

2. Если генератор находится в режиме ХХТ или ХХГ, производится усреднение показаний датчиков, и сохранение полученных амплитуд биений в данном режиме.

3. Если определены амплитуды биений вала для обоих режимов, начинает выполняться расчет по методике определения дефектов. Иначе происходит переход к п. 1.

4. По окончании расчета сохраняются полученные дефекты и степень соответствия расчетных биений вала измеренным. После этого происходит переход к п.1.

Подсистема диагностики агрегата по биениям вала реализована на языке программирования С++. Расчет по методике определения дефектов выполняется в фоновом режиме и не влияет на работу остальной части АСУ ТП (на агрегатной ЭВМ установлена многозадачная операционная система реального времени QNX Neutrino). Результаты всех расчетов сохраняются в энергонезависимой памяти ЭВМ, что позволяет анализировать развитие дефектов во времени.

На настоящий момент подсистема диагностики введена в опытную эксплуатацию на агрегате №4 Новосибирской ГЭС.

А Tti А К ] А 3

Л Л, к /Н

а л л

а? лл fN

-л t-Ai —sj 1/м

Проверка предложенной методики диагностики по по данным послере-монтных актов и формуляров агрегата №7 Новосибирской ГЭС Расчеты по генетическому алгоритму выполнялись для 100 особей в популяции и 200 поколений. Предварительные оценки части параметров дефектов ();'), диапазоны их изменения (£,'гпш, Е'тах) и результаты расчета (£,) приведены в таблице 1. Результаты диагностики по предложенной методике практически совпадают с данными актов и формуляров.

Таблица 1

Результаты экспериментальной проверки методики диагностики

X Диапазон Диапазон значений Макс, отклонение

допустимых по результатам результата

значении диагностики диагностики от

Аиып,мм 0.05 [0.00; 0.10] [ 0.00; 0.075 ] 0.05

а ° ып > 120 [ -30; 300 ] [ 30; 120 ] 90

R, мм/м 0.05 [0.00; 0.10] [ 0; 0.025 ] 0.05

а -60 [-210; 120] [ -120; 30 ] 90

Иф,, мм 0.12 [ 0.00; 0.20 ] [0; 0.16] 0.12

афч' ° 90 [ -60; 270 ] [ -60; 270 ] 180

А/], кг 400 [ 0; 800 ] [ 300; 500 ] 100

Fc1,kH 400 [ 0; 800 ] [ 300; 700 ] 300

аС1> ° 150 [0; 180] [60; 180] 90

Fp\, кН 100 [ 0; 400 ] [0; 100] 100

«п.0 180 [ 120; 300] [ 120; 300] 120

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

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. Для решения задачи оптимизации применен генетический алгоритм. 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 осциллографирова-ния 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.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. ТА. Филиппова, В.Е. Глазырин, Г.В. Глазырин. Вибрационная диагностика вертикальных гидроагрегатов на базе АСУТП // Доклады АН ВШ РФ. -№1(6).-2006.-С. 122-131. (0.625 п.л.)

2. Г.В. Глазырин. Расчет перемещений вала вертикального гидроагрегата с учетом влияния дефектов // Сборник научных трудов НГТУ. - №1. - 2006. -С. 51-57. (0.438 п.л.)

3. В.Е. Глазырин, Г.В. Глазырин, Г.Э.Торопов, А.П. Бурматов. Микропроцессорная система определения формы ротора гидрогенератора // Избранные труды НГТУ - 2004: Сб. науч. трудов / Под А.И. Шалина. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. - С. 60-68. (0.563 п.л.)

4. В.Е. Глазырин, Г.В. Глазырин. Система температурного контроля гидроагрегатов // Электроэнергетика: Сборник научных трудов. Часть 1 / Под редакцией А И. Шалина. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. - С. 15-23. (0.563 п.л.)

5. Г.В. Глазырин. Программное обеспечение системы температурного контроля гидроагрегата // Материалы докладов всероссийской научной конференции молодых ученых "Наука. Технологии. Инновации": Тез. докл. Часть 6. -Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. - С. 49-50. (0.125 п.л.)

6. Г.В. Глазырин. Повышение точности измерений формы ротора гидрогенератора с помощью измерительного витка. // Региональная научная конференция студентов, аспирантов, молодых ученых "Наука. Техника. Инновации": Тез докл. Часть 2. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2001. - С. 73-74. (0.125 п.л.)

Отпечатано в типографии Новосибирского государственного технического университета 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20, тел. 346-08-57 формат 60x84/16, объем 1,25 п.л., тираж 100 экз., заказ № 527, подписано в печать 14.04.06 г.

¿0Q6& 2о76

•"8076

ВВЕДЕНИЕ.

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.

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 гидроагрегатов; оценка 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 турбины; искажений форм ротора и статора генератора; гидравлического дисбаланса рабочего колеса; уклона и искажений линии вала; неперпендикулярности опорного диска подпятника и вала генератора; смещений сегментов подпятника и подшипников от нормального положения; макронеровностей 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 дефектов; разработан 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 ГЭС; подсистема 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 работ; из 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.

1. ГОСТ 20911-89. 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. Цветков В.А. Математическая модель для анализа надежности генераторов с учетом развития дефектов // Электричество. 1992. — №11.— С. 64-66.

5. ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения.

6. Алексеев Б.А. Определение состояния (диагностика) крупных гидрогенераторов. М.: Издательство НЦ "ЭНАС", 1998. - 144 с.

7. Владиславлев. Л.А. Вибрация гидроагрегатов гидроэлектрических станций. М.: Энергия, 1972. - 176 с.

8. Федоров Ю.Н. Выявление и устранение дефектов механической части роторов гидрогенераторов // Гидротехническое строительство. — 2002.-№2.-С. 8-15.

9. Александров А.Е., Платонов Н.Г. Опыт эксплуатации подпятников с эластичными металлопластмассовыми сегментами // Сб. научн. тр. Гидропроекта. 1990. - Вып. 134. - С. 81-96.

10. Степеньков 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. Элькинд Ю.М. Контроль вибрации мощных гидрогенераторов. -М.: Энергия, 1979. 168 с.

13. Элысинд Ю.М., Неецевский А.Б., Могилев Г.К. Критерии оперативных оценок технического состояния гидрогенераторов // Электрические станции. 1994. - №2. - С. 23-26.

14. Элькинд Ю.М. Об оценках технического состояния гидрогенераторов // Электрические станции. 1991. - №7. — С. 67-70.

15. Мамиконянц 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. Винницкий Ю.Д., Лохматое А.П., Мамиконянц Л.Г. Проблемы электрических машин на сессии СИГРЭ 2000 г. // Электрические станции. 2002. - № 1. - С. 62-67.

17. Александров А.Е. Результаты натурных исследований двухрядного подпятника гидроагрегата Новосибирской ГЭС // Электрические станции. 1973. — №10 .— С. 17-23.

18. Александров 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. Жданов 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. Гущин 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. Гущин Е.В., Цветков В.А., Поляков В.И. Повышение чувствительности штатных средств теплового контроля обмоток генераторов // Электрические станции. 1989. - №12. - С. 47-51.

22. Брызгалов В.И., Клюкач A.A. Контроль за оборотной вибрацией как метод распознавания технического состояния ротора гидрогенератора // Электрические станции. 1997. - №3. — С. 48-52.

23. Брызгалов В.И., Клюкач A.A. Опыт работы лаборатории технической диагностики Саяно-Шушенской ГЭС // Гидротехническое строительство. 1998. - №9. - С. 82-84.

24. Брызгалов 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. Кислицкий Б.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. Ананянц С.С., Кислицкий Б.В., Клетченков А.И. Устранение повышенного нагрева конструктивных элементов ротора гидрогенератора // Электрические станции. 2001. - №3 .- С. 44-47.

27. Богуш Б.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. Ананянц 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. Кондратенко И.В., Таланов A.A., Соколов А.Е. Диагностика оборудования Красноярской ГЭС // Гидротехническое строительство. -2002.-№10.-С. 11-16.

30. Соколов А.Е. Вибрационная диагностика стыков статора гидрогенератора // Электрические станции. 1988. - №1 .- С. 64-66.

31. Ананянц 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. Цветков В.А., Уланов Г.А. О диагностическом обслуживании энергетических агрегатов // Электрические станции. 1996. - №1. - С. 2124.

33. Цветков 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. Филиппова T.A., Секретарев Ю.А., Мошкин Б.Н. Оценка эксплуатационного состояния гидроагрегатов в АСУ ТП ГЭС // Электрические станции. 1988. - №11. - С. 43-46.

47. Григорьев А.В., Осотов В.Н., Самородов Ю.Н. О применении эндоскопов для контроля технического состояния турбогенераторов // Электрические станции. 1998. - №11. - С. 36-38.

48. Самородов Ю.Н., Журавлев С.В. Опыт применения эндоскопического контроля турбогенераторов электростанций // Электрические станции. — 2004. — №9. С. 64-66.

49. Климов А.Г., Козлов В.Р. Диагностическое оборудование и средства неразрушающего контроля для объектов энергетики // Энергетик. -2003.-№1.-С. 42.

50. Казаров С.А., Преснов Ю.Л. Разработка и внедрение новых средств технической диагностики на электростанциях АО Ленэнерго // Электрические станции. — 1996. №3. - С. 6-15.

51. Пикульский В.А., Бутов A.B. Ультразвуковой метод оценки состояния плотности прессовки активной стали статора турбогенератора // Электрические станции. 1993. - №3. - С. 40-45.

52. Маслов В.В. Новые методы диагностики статоров генераторов // Электрические станции. 1993. - №3. - С. 45-47.

53. Буклов 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. Городов В.В., Лашицкий А. П., Самородов Ю. Н. Новые средства для диагностирования изоляции мощных электрических машин // Энергетик. 2003. - №9. - С.16-18.

55. Козлов А. Н. Системы контроля и диагностика состояния изоляции турбин, генераторов, компрессоров и электродвигателей // Энергетик. 2003. - №7. - С. 45.

56. Гашимов М.А., Гаджиев Г.А., Мирзоева С.М. Диагностирование неисправностей обмотки статора электрических машин // Электрические станции. 1998. - №11. — С. 30-35.

57. Безчастнов 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. Палумбо 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. Давлятов М.М., Сивков А.П. Единые средства технологического контроля и диагностирования турбо- и гидрогенераторов // Электрические станции. 1996. — №6. - С. 29-33.

64. Михайлов A.B. Опыт проведения реконструкции гидроагрегатов Новосибирской ГЭС // Гидротехническое строительство. 2000. - №3. -С. 23-25.

65. Колесников В.И., Долгий В.Ф., Журавлев Ю.Н. Принципы разработки автоматизированной системы технической диагностики гидроагрегатов // Гидротехническое строительство. 1998. - №9. — С. 4347.

66. Нэмени 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. Поляков В.И. Диагностика технического состояния обмотки статора мощного генератора с использованием штатных средств теплового контроля // Электротехника. — 1994. №2. - С. 17-19.

68. Богомяков 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. Латышев 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. Поляков Ф.А. Установившееся тепловое поле в зоне локального замыкания листов активной стали сердечника статора турбогенератора // Электричество. 2000. - №11. - С. 40-44.

71. Поляков Ф.А. Выявление замыканий листов активной стали турбогенераторов электромагнитным методом // Электрические станции. -2002.-№9.-С. 60-63.

72. Бутов 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. Бутов 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. Бережанский 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. Хренников 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. Козырев Б.И. Применение пирометра для контроля состояния паек лобовых соединений обмотки статора гидрогенератора // Электрические станции. — 2000. — №7. — С. 48-49.

77. Авроров А.Б., Мигуренко В.Р. О распределении нагрузки между сегментами подпятника // Сборник "Электросила". 1979. - №32. -С. 34-36.

78. Кузнецов 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. Брынский 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. Домбровский 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. Байбородов Ю.И., Дятлов В.Я., Кисляков П.А. и др.

85. Бутенин Н.В., Лунц Я.Л., Меркин Д.Р. Курс теоретической механики: учебник. В 2-х томах. М.: Наука, 1985. - 735 с.

86. Четаев 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. Vohr J.H. Расчет рабочей температуры упорных подшипников // Проблемы трения. — 1981. — № 1. — С. 96.

92. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. М.: Наука, Гл. ред. физ-мат. лит., 1986.-544 с.

93. Нейман JI.P., Демирчян К.С. Теоретические основы электротехники. Том первый. M.-JL: "Энергия", 1966. - 522 с.

94. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. — М.: "Наука", Гл.ред. физ.-мат. лит., 1988. 208 с.

95. Кофман 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. Пискунов Н.С. Дифференциальное и интегральное исчисление. Для втузов, том 2. -М.: "Наука", Гл.ред. физ.-мат. лит., 1976. 576 с.

97. Коровкин 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 Génération 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. Коваль 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. Бурматов 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. Вельтмандер 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. Гришин 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. Идзон О.М., Майзлин Г.С., Модин В.Н., Владимирова М.М. Проектирование ПТК АСУТП энергоблоков // Электрические станции. -2004. — №1. — С. 19-27.

107. Нуждин 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. Машиностроение. Энциклопедический справочник. Том 4. Материалы машиностроения / Под ред. ЧудаковаЕ.А. М.: Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы, 1947.-428 с.

111. ИдельчикИ.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / Под ред. Штейнберга М.О. М.: Машиностроение, 1992. — 672 с.

112. Страуструп Б. Язык программирования С++ / Пер. с англ. -М.;СПб.: "Издательство БИНОМ" "Невский Диалект", 2001. - 1099 с.