Прогнозирование ресурса гидротурбин в условиях часто меняющихся режимных факторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, доктор наук Георгиевская Евгения Викторовна

• Георгиевская Евгения Викторовна
• доктор наук
• 2025

Оглавление диссертации доктор наук Георгиевская Евгения Викторовна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОСНОВНЫЕ ПОДХОДЫ К ОЦЕНКЕ РЕСУРСА ГИДРОТУРБИН

1.1 Термины, понятия и определения, связанные с оценкой ресурса

1.2 Принципы оценки ресурса в условиях длительной фактической эксплуатации

1.3 Анализ нормативной базы

1.4 Анализ отказов и повреждений элементов ГТ в условиях эксплуатации

1.4.1 Классификация отказов

1.4.2 Статистика ресурсных отказов и опасность дефектов

1.4.3 Причины ресурсных отказов

1.4.4 Основные закономерности ресурсных отказов и доминирующий

механизм повреждения

1.5 Специфика современных условий эксплуатации

1.6 Современные подходы к оценке ресурса: достоинства, недостатки,

перспективы

1.7 Цель и задачи исследования

1.8 Выводы к главе

ГЛАВА 2 КРИТЕРИИ ПРЕДЕЛЬНЫХ СОСТОЯНИЙ

2.1 Классификация элементов ГТ по степени влияния на ресурс

2.2 Причины разрушения и механизмы их реализации

2.3 Концепция «приемлемого риска»

2.4 Критерии предельных состояний ГТ

2.5 Выводы к главе

ГЛАВА 3 ДИАГНОСТИКА И РЕМОНТ ГИДРОТУРБИН ПОСЛЕ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

3.1 Особенности диагностики и ремонта после длительной эксплуатации

3.2 Требования к проведению диагностики и ремонтов при длительной эксплуатации

3.3 Проблемы диагностики трещин в ресурсоопределяющих узлах ГТ

3.4 Возможности и перспективы идентификации трещин в рабочих колесах без останова ГА

3.4.1 Анализ влияния вибрационных параметров на ресурс рабочих колес по данным натурных испытаний

3.4.2 Теоретическое обоснование

3.4.3 Выводы и перспективы

3.5 Диагностика трещин на валах гидроагрегатов

3.5.1 Анализ эффективности систем вибродиагностики на примере аварии с разрывом вала

3.5.2 Новые диагностические признаки

3.5.3 Исследование динамики вала с помощью векторных диаграмм

3.6 Выводы к главе

ГЛАВА 4 МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ РЕСУРС ГТ

4.1 Особенности расчета на прочность и долговечность ГТ после длительной фактической эксплуатации

4.2 Влияние конструктивно-технологических и эксплуатационных факторов на индивидуальный ресурс ГТ

4.2.1 Продолжительность эксплуатации и режимные факторы

4.2.2 Геометрические особенности конструкции

4.2.3 Модальный анализ и динамические напряжения

4.2.4 Жесткость опорных узлов

4.2.5 Влияние дефектов

4.2.6 Влияние остаточных напряжений и ремонтно-восстановительных работ

4.2.7 Требования к учету конструктивно-технологических и эксплуатационно-ремонтных факторов при оценке ресурса

4.3 Альтернативные инженерные методы расчета

4.3.1 Определение статической составляющей напряжений

4.3.2 Определение динамической составляющей напряжений

4.4 Выводы к главе

ГЛАВА 5 МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

ИНДИВИДУАЛЬНОГО РЕСУРСА ГИДРОТУРБИН

5.1 Общие положения

5.2 Суммарное усталостное повреждение

5.3 Длина трещины

5.4 Режимные параметры

5.5 Коэффициенты запаса

5.6 Алгоритм оценки остаточного ресурса

5.6.1 Теоретические положения

5.6.2 Определение характеристик материала

5.6.3 Формирование блоков нагружения

5.6.4 Разработка и верификация расчетных 3Б-моделей

5.6.5 Определение напряженно-деформированного состояния

5.6.6 Определение ресурсных характеристик

5.6.7 Оценка и прогнозирование ресурса

5.7 Принципы управления ресурсом гидротурбин

5.8 Выводы к главе

ГЛАВА 6 РЕЖИМНЫЙ РЕСУРСНЫЙ КАЛЬКУЛЯТОР

6.1 Цель разработки

6.2 Цифровой двойник матричного типа

6.3 Принципы оценки и прогнозирования ресурса, заложенные в РРК

6.4 Архитектурная схема и назначение блоков РРК

6.5 Сценарное прогнозирование

6.6 Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список сокращений и условных обозначений

Список использованной литературы

Приложение 1 Глоссарий

Приложение 2 Перечень нормативной литературы

Приложение 3 Примеры оценки и прогнозирования ресурса с помощью программы

«Режимный ресурсный калькулятор»

Приложение 4 Пилотное внедрение

Приложение 5 Внедрение результатов диссертационной работы

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время, несмотря на реализуемые программы комплексной модернизации, более половины эксплуатируемых на российских ГЭС крупных гидротурбин (ГТ) уже достигли минимального назначенного при проектировании 30-летнего срока службы (используемые термины приведены в Приложении 1), установленного требованиями ГОСТ 27807 (полный перечень использованных нормативных документов приведен в Приложении 2), в соответствии с которым проектный срок службы ГТ зависит только от даты ее изготовления и не учитывает тип, конструктивное и материальное исполнение, технические параметры (мощность, расход, напор, скорость вращения и пр.), массогабаритные характеристики, условия эксплуатации и индивидуальные особенности. В ближайшие 10-15 лет в силу экономических и технических ограничений не планируется замена исчерпавших проектный срок службы ГТ на новые. Вопрос обеспечения их дальнейшей надежной и безопасной эксплуатации тесно связан с прогнозированием их индивидуального ресурса.

Наряду с тенденцией массового старения ГТ наблюдается устойчивый тренд к существенному изменению условий их эксплуатации с расширением эксплуатационного диапазона и все более широким участием крупных гидроагрегатов (ГА) в обеспечении гарантий регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности. Это приводит к переходу от базовых режимов эксплуатации ГА к пиковым и полупиковым, характеризующимся частой сменой режимов работы со сбросами/наборами нагрузки, большим количеством пусков/остановов, увеличением времени работы на непроектных режимах, что влияет на фактическое техническое состояние ГТ и значительно снижает их ресурс.

Действующие российские государственные стандарты и отраслевые нормативные документы ГОСТ 33272, СТО РусГидро 02.03.77-2015 регулируют только организационную часть процедуры продления срока службы (ПСС), определяя порядок переназначения ресурса и не уделяя должного внимания технической стороне вопроса - методикам оценки остаточного ресурса и прогнозирования изменения технического состояния (ТС) гидротурбин в условиях длительной эксплуатации, особенно за пределами проектного срока службы. Также они не содержат требований или рекомендаций по переназначению ресурса в случае длительной работы на непроектных режимах эксплуатации.

Методы оценки ресурса, применяемые на стадии проектирования и предполагающие использование ГТ в базовом режиме работы вблизи номинальных параметров (РД 24.122.14-89, РД 24.122.15-89), после длительной эксплуатации в пиковых и полупиковых режимах оказываются не состоятельными, а нормативная база по оценке остаточного ресурса ГТ на стадии эксплуатации до сих пор не разработана.

Широко распространенные экспертные оценки в условиях отсутствия четких нормативных требований в части прогнозирования ресурса ГТ отличаются высоким уровнем субъективности и низкой повторяемостью результатов, что не позволяет их эффективно применять на практике, особенно в долгосрочной перспективе.

В силу высокой степени индивидуальности ГТ невозможно сформировать релевантную статистическую базу, что исключает полноценное применение статистического аппарата для прогнозирования ресурсных отказов в условиях фактической эксплуатации.

Существующие системы мониторинга и диагностики состояния ГА [1-18] не всегда распознают опасные дефекты, такие как усталостные трещины, связанные с естественными процессами деградации материалов, на ранней стадии развития.

В итоге по мере старения оборудования возрастает интенсивность ресурсных отказов ГТ, повышается риск аварийных ситуаций, внеплановых остановов и длительных простоев, обусловленных деградацией ресурсоопределяющих узлов. Опасность инцидентов, объем материальных вложений, риски экологических и социальных ущербов возрастают с увеличением мощности и напора ГА.

Аналогичная ситуация характерна и для многих зарубежных стран с развитой гидроэнергетикой: решение о возможности дальнейшей эксплуатации или необходимости замены ГТ в связи с исчерпанием ресурса принимает владелец оборудования на основании экспертной оценки, к проведению которой не предъявляется практически никаких нормативных и технических требований.

Многолетний опыт эксплуатации показывает, что фактический ресурс ГТ может существенно отличаться от проектного, как в большую, так и в меньшую сторону. Индивидуальный ресурс не является постоянной величиной, во многом зависит от конструктивных особенностей, режимов работы гидроагрегата (ГА), качества обслуживания и ремонтов, что позволяет частично восстанавливать ресурс и управлять ресурсом ГТ в условиях эксплуатации, исходя из приоритетных целей собственника оборудования (экономической целесообразности) и при сохранении показателей надежности и безопасности работы на приемлемом уровне (технической возможности). В основе управления ресурсными характеристиками ГТ лежит достоверная оценка индивидуального ресурса и долгосрочное прогнозирование изменения технического состояния (ТС) в условиях фактической эксплуатации.

Большой вклад в современное понимание проблемы ресурса ГТ внесли российские специалисты Института машиноведения им. А.А. Благонравова РАН, Московского энергетического института, Санкт-Петербургского Политехнического университета, Московского государственного технического университета имени Н.Э. Баумана, Сибирского отделения РАН (ФИЦ информационных и вычислительных технологий, Институт теплофизики

им. С.С. Кутателадзе, Институт гидродинамики им. М.А. Лаврентьева), Московского государственного строительного университета, Сибирского федерального университета, ПАО «Силовые машины», ГК «Тяжмаш», ОАО «Турбоатом», ОАО «НПО ЦКТИ», АО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева», АО «НПО «ЦНИИТМАШ», ОАО «Фирма ОРГРЭС» и зарубежные коллеги из Института проблем машиностроения им. А.Н. Подгорного НАН Украины, Харьковского политехнического института, Norwegian University of Science and Technology, «Politehnica» University of Bucharest, Lulea University of Technology (Швеция), «Laboratory for Hydraulic Machines» (Швеция), компаний «Andritz Hydro», «Voith Hydro», «Alstom», «GE Global Research Centre» и другие.

Отдельно следует отметить вклад Андреева В.Б., Аронсона А.Я., Беркмана Б.А., Броновского Г.А., Бронштейна А.Я., Бугова А.У., Васильева А.А., Веремеенко И.С., Владиславлева Л.А., Воеводина С.И., Гальперина М.И., Грановского С.А., Григорьева В.И., Зайцева Г.З., Зиндмана А.П., Иванченко И.П., Качанова Л.М. Ковалева Н.Н., Коваленко В.А., Косач И.С., Любарцева П.Т., Немма В.А., Орго В.М., Пароменского А.А., Постоева В.С., Пригоровского Н.М., Рабина Ю.И., Смирнова И.Н., Смелкова Л.Л., Ульяницкого Д.Д., Фитермана Я.Ф., Шриро И.И., Щеголева Г.С., Эделя Ю.У., Явица С.Н., заложивших еще в 50-х -70-х годах прошлого века основы теоретических и экспериментальных исследований гидротурбин. Нельзя не отметить также широкий спектр натурных исследований и испытаний, выполненных на высоком научно-техническом уровне специалистами АО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева», ОАО «НПО ЦКТИ», АО «Институт Гидропроект» - «НИИЭС», АО «НПО «ЦНИИТМАШ» уже в XXI веке, послуживших базой данных для верификации предлагаемых автором расчетных подходов.

Однако до сих пор не сформировано единого системного подхода к оценке и долгосрочному прогнозированию ресурса гидротурбин в условиях длительной фактической эксплуатации с учетом следующих ключевых факторов:

- влияние индивидуальных конструктивно-технологических и ремонтных особенностей;

- наличия эксплуатационных дефектов и фактических отклонений от требований нормативно-технической (НТД) и конструкторской документации (КД);

- существенное отличие фактических режимов работы ГА от проектных ожиданий;

- принципиальная невозможность полноценного применения статистического аппарата и используемых при проектировании методов оценки ресурса без существенной переработки или серьезного научного обоснования;

- невозможность идентификации усталостных трещиноподобных дефектов на ранних стадиях их появления с помощью существующих систем мониторинга и диагностики ГА.

Системный подход, объединяющий в единую взаимосвязанную систему доминирующий механизм исчерпания ресурса, критерии предельного состояния, ресурсные характеристики и методы их расчета, риск-ориентированный подход к оценке показателей надежности и безопасности эксплуатации и коэффициенты запаса, принципы долгосрочного прогнозирования и управления ресурсом ГТ, позволит адекватно прогнозировать сроки достижения предельного состояния, обоснованно продлевать срок использования оборудования, своевременно планировать восстановительные ремонты, оптимизировать затраты на поддержание агрегатов в работоспособном состоянии, обеспечивать приемлемый уровень надежности работы, снизить риски отказов и аварийных остановов ГТ.

Разработка такого системного подхода и соответствующих прикладных методов прогнозирования индивидуального ресурса в целях обеспечения надежной и безопасной работы гидротурбин в условиях длительной эксплуатации при значительном расширении эксплуатационного диапазона является актуальной и значимой проблемой для развития современной гидроэнергетики.

Целью работы является научное обоснование развития теории и разработка методологии прогнозирования индивидуального ресурса гидротурбин при длительной эксплуатации на ГЭС в условиях часто меняющихся режимных факторов.

Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:

1. Обобщение и анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований, опубликованных в научной печати.

2. Исследование кинетики доминирующих механизмов ресурсных отказов элементов ГТ в условиях длительной фактической эксплуатации. Анализ воздействий, влияющих на изменение ресурса ГТ во времени эксплуатации.

3. Разработка многофакторных критериев предельного состояния ресурсоопределяющих элементов ГТ и соответствующих коэффициентов запаса, позволяющих прогнозировать индивидуальный ресурс ГТ с учетом обнаруженных эксплуатационных дефектов и в зависимости от фактической наработки в каждом режимном диапазоне.

4. Анализ и совершенствование алгоритмов распознавания потенциальных дефектов ресурсоопределяющих элементов ГТ в условиях эксплуатации на ГЭС, разработка новых диагностических признаков и принципов контроля, мониторинга и диагностики технического состояния ГТ после длительной эксплуатации.

5. Математическое моделирование и численные исследования зависимости гидромеханических процессов при эксплуатации ГТ от особенностей конструктивного

исполнения и режимных факторов. Изучение динамики процессов деградации ресурсоопределяющих узлов ГТ с позиций модального анализа, теории упругости и механики разрушения.

6. Разработка аналитического аппарата и алгоритма прогнозирования индивидуального ресурса ГТ в условиях часто меняющихся режимных факторов с учетом влияния конструктивных, технологических и эксплуатационных параметров.

7. Разработка комплекса прикладных расчетно-экспериментальных методов оценки индивидуального ресурса ГТ и инженерных алгоритмов прогнозирования изменения технического состояния ГТ для больших сроков эксплуатации.

8. Разработка программного средства для эффективного сценарного прогнозирования индивидуального ресурса ГТ в зависимости от возможных условий эксплуатации.

Объектом исследования являются гидротурбины наиболее распространенных в России типов (радиально-осевые - РО, поворотно-лопастные - ПЛ) в вертикальном исполнении, рассматриваемые с точки зрения прогнозирования индивидуального ресурса в условиях длительной эксплуатации при часто меняющихся режимных факторах. Учитывая связь мощности ГТ с ее габаритами, жесткостными характеристиками и уровнем нагруженности элементов, основное внимание уделено крупным ГА.

Закладные элементы ГТ (облицовка спиральной камеры, статор гидротурбины, камера рабочего колеса, опорное кольцо, фундаментное кольцо, облицовка шахты турбины, облицовка конуса отсасывающей трубы) являются частью гидротехнического сооружения и не рассматриваются в рамках данной диссертационной работы. В работе частично затрагиваются элементы гидрогенератора, но без проведения каких-либо оценок, поскольку объектом исследования является гидротурбина.

Предметом исследования являются принципы, подходы, методы, алгоритмы и модели прогнозирования индивидуального остаточного ресурса гидротурбин, а также средства и способы их осуществления.

Методы исследования

Для решения поставленных задач использовались методы гидродинамики, теории упругости, механики деформируемого твердого тела, линейной механики разрушений, теории надежности, математического анализа и вычислительной математики, математической статистики, системного анализа, компьютерного 3D моделирования, а также отдельные положения теории вероятностей и теории рисков.

Численное моделирование объектов исследования и верификационные расчеты проведены с использованием универсальных программных комплексов Ansys и APM Structure3D, реализующих метод конечных элементов (МКЭ) и предназначенных для решения междисциплинарных задач. Оценка и прогнозирование ресурса проводится на базе разработанного программного обеспечения «Система предиктивной аналитики долгосрочного состояния гидротурбины», имеющего Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ RU 2024666912 [19].

Для анализа действующих нагрузок и верификации численных и теоретических исследований использованы результаты натурных испытаний и измерений, полученные в ходе определения ресурсных параметров гидроагрегатов или предоставленные эксплуатирующими организациями в рамках договорных работ в 2020-2022 гг., либо опубликованные в открытой печати.

Определение фактической геометрии рабочих колес ГТ проводилось с помощью лазерного 3D-сканирования, выполненного силами специалистов ООО «Промышленные измерения» и ООО «Промгеодезия» в рамках договорных работ по разработке, внедрению и опытной эксплуатации пилотного варианта комплекса предиктивной аналитики параметров технического состояния рабочего колеса для нескольких гидротурбин.

Научная новизна результатов работы:

1. Впервые сформулирована концепция системного подхода к прогнозированию индивидуального ресурса гидротурбин с учетом влияния конструктивно-технологических особенностей, фактических режимов эксплуатации, обнаруженных эксплуатационных дефектов и влияния коррозионно-активной среды.

2. Впервые разработана двухкритериальная схема оценки ресурса гидротурбин из условия обеспечения усталостной прочности и трещиностойкости, позволяющая прогнозировать ресурс гидротурбин после длительной работы в широком эксплуатационном диапазоне, учитывая влияние эксплуатационных дефектов и высокочастотных нагрузок.

3. Предложены новые диагностические признаки для поиска усталостных трещин в ресурсоопределяющих узлах гидротурбин на ранней стадии развития.

4. Впервые установлены закономерности изменения напряженно-деформированного состояния и индивидуального ресурса гидротурбин после длительной эксплуатации в зависимости от конструктивного исполнения, технологических особенностей, режимов работы гидроагрегата и качества проведенных восстановительных ремонтов.

5. Разработаны новые инженерные подходы к расчетной оценке статических и динамических напряжений во всем эксплуатационном диапазоне (энергетический метод,

обратный метод, динамический отклик по собственным частотам), позволяющие отказаться от натурного эксперимента и сложных расчетов с использованием пространственных мультидисциплинарных математических 3D-моделей, описываемых нестационарными нелинейными дифференциальными уравнениями в частных производных.

6. Впервые разработан алгоритм прогнозирования ресурса гидротурбин с учетом индивидуальных конструктивно-технологических особенностей и специфики режимов их использования.

7. Впервые разработаны принципы перехода на цифровые технологии при прогнозировании индивидуального ресурса уникального оборудования с помощью цифрового двойника матричного типа («Режимный ресурсный калькулятор»), а также демонстрационная версия (Приложение 3) и пилотный вариант программного средства (Приложение 4), реализующие методологию прогнозирования индивидуального ресурса гидротурбин в зависимости от возможных сценариев эксплуатации.

Новизна полученных результатов подтверждена тремя патентами [20-22].

Теоретическая значимость работы заключается в разработке комплекса объединенных общей методологией научных подходов к оценке предельного состояния, критериям и условиям прогнозирования ресурса надежной и безопасной эксплуатации гидротурбин при длительных сроках эксплуатации с учетом влияния конструктивно-технологических особенностей, фактических режимов работы, обнаруженных эксплуатационных дефектов.

Результаты работы могут быть использованы в качестве теоретической базы при проектировании новых гидротурбин, предназначенных для эксплуатации в широком режимном диапазоне, а также при разработке новых нормативных документов по прогнозированию индивидуального ресурса ГТ с учетом влияния режимных факторов.

Практическая ценность работы:

1. Повышение достоверности прогноза индивидуального ресурса, снижение рисков возникновения ресурсных отказов за счет учета фактических конструктивно-технологических, эксплуатационных и ремонтных факторов.

2. Унификация методов прогнозирования индивидуального ресурса ГТ в условиях фактической эксплуатации и переход от субъективной экспертной оценки к прикладным расчетно-экспериментальным методам прогнозирования ресурса ГТ.

3. Возможность учета влияния обнаруженных эксплуатационных дефектов, не препятствующих дальнейшей эксплуатации.

4. Планирование сроков и объемов восстановительного ремонта, оптимизация эксплуатационных и ремонтных расходов за счет перехода к планированию ремонтов по техническому состоянию на базе индивидуального прогноза ресурса ГТ и ожидаемых режимов использования оборудования.

5. Повышение эффективности работы оборудования за счет совершенствования систем диагностики и выбора оптимальной стратегии его использования на базе сценарного прогнозирования.

6. Обоснование управленческого решения о необходимости замены ГТ по критерию исчерпания ресурса.

7. Возможность привлечения к прогнозированию индивидуального ресурса ГТ широкого круга специалистов эксплуатирующих организаций и управляющих компаний, не являющихся экспертами в области оценки ресурса, с помощью разработанного программного средства, реализующего разработанную методологию (Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ RU 2024666912 [19].

Личный вклад автора

Автор является инициатором исследований, лично проводила анализ современного состояния вопроса оценки и прогнозирования ресурса гидротурбин, участвовала в разработке программ натурных испытаний и исследований, формировала и играла ведущую роль в реализации концепции системного подхода к прогнозированию индивидуального ресурса гидротурбин в условиях фактической эксплуатации на ГЭС, проводила анализ и играла ведущую роль в опубликовании результатов работы, разработала двухкритериальную схему оценки ресурса гидротурбин в условиях часто меняющихся режимных факторов, аналитический аппарат и алгоритм прогнозирования индивидуального ресурса гидротурбин в условиях многофакторного многочастотного нагружения, проводила анализ и систематизацию результатов натурных экспериментальных исследований гидротурбин, выполняла лично и руководила проведением численных исследований гидромеханических процессов при эксплуатации гидротурбин, проводила анализ динамики процессов деградации ресурсоопределяющих узлов гидротурбин в зависимости от режимных факторов, разрабатывала и верифицировала новые инженерные подходы к расчетной оценке напряженно-деформированного состояния и ресурса гидротурбин во всем эксплуатационном диапазоне, разработала концепцию цифрового двойника матричного типа и принципов перехода на цифровые технологии для прогнозирования индивидуального ресурса уникального оборудования, играла ключевую роль в формировании индивидуальных цифровых двойников

для ряда крупных гидротурбин (более 10) и проведении ресурсных расчетов при различных сценариях эксплуатации гидроагрегатов.

Положения, выносимые на защиту:

1. Концепция системного подхода к прогнозированию индивидуального ресурса ГТ.

2. Оценка ресурса ГТ в условиях фактической эксплуатации по критериям обеспечения усталостной прочности и трещиностойкости. Роль высокочастотных нагрузок.

3. Ограничения существующих систем контроля, мониторинга и диагностики ГТ в части идентификации трещин и обоснование новых диагностических признаков. Обоснование ремонтов по техническому состоянию с позиций индивидуального ресурса ГТ.

4. Результаты исследований зависимости гидромеханических процессов и процессов деградации при длительной эксплуатации ГТ от конструктивного исполнения, технологических особенностей, режимов работы гидроагрегата и качества проведенных восстановительных ремонтов.

5. Прикладные расчетно-экспериментальные методы определения статической и динамической составляющей напряжений в ресурсоопределяющих элементах во всем эксплуатационном диапазоне. Верификация результатов.

6. Методология количественной оценки ресурса и алгоритмы прогнозирования индивидуального ресурса ГТ в условиях часто меняющихся режимных факторов. Учет индивидуальных особенностей и эксплуатационных дефектов.

7. Принципы построения цифрового двойника матричного типа для уникального оборудования на примере ГТ.

8. Анализ результатов использования цифрового двойника матричного типа при сценарном прогнозировании индивидуального ресурса ГТ в зависимости от возможных условий эксплуатации и выбор оптимальной стратегии использования оборудования.

Достоверность полученных результатов

Качество физико-математических моделей, результатов расчетов и прогнозов, методик обработки результатов натурных экспериментов подтверждаются тем, что они основаны на использовании фундаментальных законов гидродинамики и механики, являются развитием успешно применяемых в других отраслях энергетики и машиностроения подходов к обеспечению прочности и надежности оборудования, применении известных численных методов и апробированных расчетных подходов, а также подтверждены сопоставлением полученных расчетных и теоретических результатов с данными натурных и модельных экспериментов.

Реализация результатов работы

Результаты диссертационной работы использованы:

а) в пилотном проекте «Расчетный модуль комплекса предиктивной аналитики параметров технического состояния рабочего колеса гидротурбины» - внедрен на одной из крупных российских ГЭС (Приложения 4,5);

б) при разработке с участием и под руководством автора нормативных документов:

- ГОСТ Р 55260.3.2-2023 Гидроэлектростанции. Часть 3-2. Гидротурбины и механическая часть генераторов. Методики оценки технического состояния;

- разработке корпоративных стандартов ПАО «РусГидро»:

о СТО РусГидро 02.03.107-2013 Гидроэлектростанции. Неразрушающий контроль крепёжных элементов ответственных узлов гидроагрегатов. Методические указания; о СТО РусГидро 02.03.93-2013 Гидротурбины вертикальные. Контроль металла лопастей и камер рабочих колес. Методические указания;

в) в рамках реализации инновационного проекта «Система определения предельно допустимых значений параметров технического состояния гидротурбины» фонда «Сколково» при выполнении НИОКР:

- «Разработка и тестирование прототипа программного комплекса - системы определения предельно допустимых значений параметров технического состояния гидротурбины на примере рабочего колеса» (грант Фонда содействия инновациям (ФСИ) №3288ГС1/55639 от 27.11.2019),

- «Разработка и испытания опытного образца программного комплекса - системы определения предельно допустимых значений параметров технического состояния гидротурбины» (грант ФСИ №4373ГС2/55639 от 01.12.2021 г.);

г) при проведении работ по оценке технического состояния и остаточного ресурса гидроагрегатов и отдельных ресурсоопределяющих узлов на Иркутской, Богучанской, Саяно-Шушенской, Новосибирской, Усть-Илимской, Чирюртской, Ирганайской, Павловской, Усть-Каменогорской ГЭС (Приложение 4).

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование ресурса гидротурбин в условиях часто меняющихся режимных факторов»

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на заседании кафедры «Гидромеханика, гидромашины и гидропневмоавтоматика» МГТУ им. Н.Э. Баумана, совместном заседании секций «Возобновляемая энергетика и гибридные энергетические комплексы», «Гидроэлектростанции и гидротехнические сооружения», «Активные системы

распределения электроэнергии и распределенные энергетические ресурсы» НП «НТС ЕЭС» (Некоммерческое партнерство «Научно-технический совет Единой энергетической системы»).

Монографии автора по теме диссертации были дважды отмечены дипломами на профессиональном конкурсе «Лучшее издание по гидроэнергетике» в номинации «Лучшее научное издание» в 2018 г. и в 2017 г.

Представленные в работе положения отмечены премией ПАО «РусГидро»-2018 за лучшую НИР в области гидроэнергетики за совместную работу с АО ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева «Разработка методических указаний по неразрушающему контролю крепежных элементов ответственных узлов гидроагрегатов Филиала ПАО «РусГидро» - «Саяно-Шушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего».

Результаты диссертационной работы были доложены и обсуждены на российских и международных профильных мероприятиях, в том числе ежегодных научно-технических конференциях «Гидравлика» (г. Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2022, 2023, 2024), V Всероссийской научно-практической конференции «Системы управления полным жизненным циклом высокотехнологичной продукции в машиностроении: новые источники роста» (г. Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2022), регулярных научно-технических конференциях «Гидроэнергетика. Гидротехника. Новые разработки и технологии» (АО ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева, г. Санкт-Петербург, 2016, 2017, 2018, 2021, 2022, 2023, 2024), «Гидравлические машины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития» (г. Санкт-Петербург, СПбПУ, 2016, 2024), международной конференции International Association for Hydro-Environment Engineering and Research IAHR-2020 (г. Варшава, Польша, 2021), конференции «Диагностирование и прогнозирование технического состояния оборудования электростанций» (ОАО «ВТИ», г. Москва, 2021), Virtual European Conference on Fracture VECF-2020 (онлайн, 2020), Virtual Conference on Mechanical Fatigue VCMF-2020 (онлайн, 2020), конференции «Loading and Environment Effects on Structural Integrity» ECF22 (г. Белград, Сербия, 2018), конференциях «International Symposium on Risk Analysis and Safety of Complex Structures and Components» IRAS (г. Порту, Португалия, 2019; г. Белград, Сербия, 2023), European Conference on Fracture 2024 (г. Загреб, Хорватия, 2024), регулярных международных научно-технических конференциях ЖивКом (ИМАШ РАН, г. Москва, 2016, 2018, 2020, 2022), всероссийских конференциях с международным участием «Безопасность и мониторинг техногенных и природных систем» (ФИЦ ИВТ СО РАН, г. Красноярск, 2018, 2022), научно-технической конференции «Динамика и прочность конструкций аэрогидроупругих систем. Численные методы» (ИМАШ РАН, г. Москва, 2017), ежегодных международных научно-технических конференциях «Динамика, надежность и долговечность механических и биомеханических систем» (г. Севастополь, 2017-2024), конгрессах и саммитах

«Энергосбережение и энергоэффективность. IT технологии. Энергобезопасность. Экология» (г. Санкт-Петербург, 2021), «Энергоснабжение и цифровизация» (г. Москва, 2020, 2022, 2024), "Hydropower Balkans: Status of major projects on construction and modernization of HPPs in the Balkans" (2020), "Hydropower of Latin America: Implementation of HPPs construction and modernization projects" (2020), «Гидроэнергетика: Центральная Азия и Каспий» (2020, 2022, 2023, 2024).

Благодарности. Автор выражает глубокую признательность:

- сотрудникам и руководству НИИ энергетического машиностроения и кафедры «Гидромеханика, гидромашины и гидропневмоавтоматика» МГТУ им. Н.Э. Баумана за помощь в подготовке диссертации;

- сотрудникам и руководству АО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева» за многолетнюю совместную плодотворную работу и помощь при проведении исследований, результаты которых использованы в диссертации;

- руководству и специалистам ОАО «НПО ЦКТИ» за многолетнее тесное сотрудничество, помощь в подготовке и публикации научных статей и монографий, проведение экспериментальных измерений и испытаний на натурных высоконапорных мощных гидроагрегатах и публикацию материалов этих исследований в открытой печати, результаты которых частично использованы в диссертации для верификации теоретических и численных исследований;

- специалистам ООО «Промгеодезия» и ООО «Промышленные измерения» за содействие в получении необходимых исходных данных по геометрии обследуемого оборудования и выполнение 3 d-сканирования узлов ГТ в условиях ГЭС на высоком техническом уровне;

- лично Васильеву Ю.С. и Петрене Ю.К. за помощь в постановке задачи, выборе направления и стратегии исследования, трактовке полученных результатов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы из 456 наименований и 5 приложений. Работа содержит 346 страниц, в том числе 291 страницу основного текста, 97 рисунков и 35 таблиц.

ГЛАВА 1 ОСНОВНЫЕ ПОДХОДЫ К ОЦЕНКЕ РЕСУРСА ГИДРОТУРБИН

1.1 Термины, понятия и определения, связанные с оценкой ресурса

В различных областях техники понятия «ресурс», «отказ», «разрушение», «повреждение», «предельное состояние», «исправное состояние», «надежность», «безопасность» и многие другие не всегда имеют однозначное толкование. Это объясняется, прежде всего, тем, что проблема определения ресурса и тесно связанные с ней вопросы обеспечения безопасности и надежности эксплуатации оборудования во многом зависят от конкретной области использования оборудования, назначения и его конструктивных особенностей, возможности проведения контроля ТС, условий резервирования и многих других факторов.

Большинство используемых в диссертации терминов и определений соответствует формулировкам, приведенным в действующих нормативно-технических документах, в том числе ГОСТ 27.102, ГОСТ 15467, СТО 70238424.27.010.001-2008, СТО 17330282.27.010.002-2008 и СТО РусГидро 02.03.77-2015.

Для исключения возможных разночтений и внесения необходимых уточнений, например, использования более узкого, чем в ГОСТ или СТО понятия, в рамках данной работы разработан глоссарий, приведенный в Приложении 1 , где приведены необходимые определения и комментарии, поясняющие использование терминов в целях оценки и прогнозирования ресурса гидротурбин.

В рамках данной работы работоспособное состояние связывается преимущественно с понятием повреждения, понимаемого как изменение сплошности материала (появление и развитие трещин/пор/расслоений, изменение микро- и макроструктуры материала, влекущее за собой изменение физико-механических свойств). Повреждение материала оценивается количественной расчетной характеристикой - суммарным накопленным усталостным повреждением Хб, характеризующим меру снижения циклической прочности материала.

Неработоспособное состояние наступает в результате ресурсного отказа, т.е. отказа, в результате которого гидротурбина достигает предельного состояния, соответствующего предельному значению [Х^]. Невозможность или нецелесообразность восстановления работоспособного состояния может быть связана с физическим износом отдельных узлов и деталей ГТ, когда их ремонт не приводит к восстановлению работоспособности, или работоспособность может быть восстановлена только на короткий период, не позволяющий продолжать эксплуатацию ГТ в обычном режиме. Другой причиной невозможности восстановления работоспособности является отсутствие необходимых ремонтно-восстановительных технологий или нецелесообразность применения существующих ремонтных

технологий вследствие несоответствия стоимости проведенного ремонта и полученного результата. Недопустимость и нецелесообразность дальнейшей эксплуатации ГТ из-за неприемлемого снижения ее эффективности определяется преимущественно экономическими причинами или управленческими решениями, может быть связана с моральным старением оборудования и не иметь отношения к физическому износу, поэтому этот аспект в данной работе не рассматривается. Приемлемое снижение уровня эффективности может быть вызвано наложением дополнительных ограничений на условия эксплуатации гидротурбины, вызванные необходимостью облегчения режимов работы оборудования для обеспечения надежной и безопасной работы на период продления срока службы. В целях данного исследования рассматриваются только предельные состояния ГТ вследствие физического износа хотя бы одного ресурсоопределяющего элемента (РЭ) или ресурсоопределяющего узла (РУЗ), т.е. значительно влияющего на надежность и работоспособность оборудования в целом. Перечень ресурсоопределяющих узлов установлен приказом Минэнерго России от 26.07.2017 года N 676 (с изм. от 17.03.2020) в «Методике оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей» (далее -Методика Минэнерго).

Ресурс гидротурбины будет исчерпан, когда один или несколько ресурсоопределяющих узлов достигнут предельного состояния. Нарушение работоспособности РУЗ, вызванное деградационным (ресурсным) отказом, не может быть устранено в рамках планового ремонта и приводит к нарушению работоспособности ГТ. При достижении РУЗ предельного состояния дальнейшая эксплуатация ГТ невозможна, а ее работоспособность может быть восстановлена только после замены этого элемента. Замена РУЗ приводит к значительному улучшению технического состояния гидротурбины и обычно может быть выполнена только в рамках работ по техническому перевооружению и реконструкции объекта. Более подробно о выборе ресурсоопределяющих узлов для различных типов гидротурбин и их классификации будет сказано в п. 2.1.

1.2 Принципы оценки ресурса в условиях длительной фактической эксплуатации

Проблема оценки ресурса используемого оборудования неизбежно возникает во многих отраслях промышленности, когда оборудование вырабатывает назначенный в соответствии с технической или нормативной документацией срок службы.

Общие принципы и подходы к оценке ресурса роторного оборудования были разработаны еще в 60-80-х годах ХХ века в тепловой (СО 153-34.17.440-2003, ОСТ 108.020.109-82, ОСТ 108.021.07-84, РД 153-34.1-17.458-98, РТМ 108.021.103-85, ОСТ 108.020.132-85, ОСТ 108.210.01-

86) и атомной энергетике (МУ 1.2.1.16.1083-2015, ПНАЭ Г-7-002-86, НП-017-2000, РБ-029-04, СТО 1.1.1.01.006.0327-2015, СТО 1.1.1.01.007.0281-2010), когда возник вопрос о необходимости предстоящей массовой замены оборудования. Проведенные многочисленные теоретические и экспериментальные исследования и положительный опыт эксплуатации подтвердили возможность продления периода надежной и безопасной эксплуатации турбин сверх проектного срока службы, а также доказали состоятельность применяемых подходов и методов к оценке их индивидуального ресурса. На основе анализа нормативных подходов к оценке ресурса паровых турбин и опыта их практического применения можно выделить следующие основные принципы, определяющие идеологию продления сроков эксплуатации ответственного энергетического оборудования:

- индивидуальный характер выполняемых оценок;

- использование расчетно-экспериментальных подходов с использованием количественных оценок ресурсных параметров;

- учет фактического технического состояния, включая эксплуатационные дефекты;

- учет фактических режимов работы;

- выбор ресурсоопределяющих узлов (РУЗ) по принципу «ресурс турбины равен ресурсу ресурсоопределяющего узла», т.е. невозможности или нецелесообразности дальнейшей эксплуатации турбины в целом в случае достижения ресурсоопределяющим узлом предельного состояния;

- установление в нормативной форме перечня и механизма реализации возможных предельных состояний РУЗ, критериев разрушения, коэффициентов запаса по каждому критерию, взаимно однозначного соответствия между каждым предельным состоянием и правилом определения соответствующего количественного ресурсного параметра; в целях оценки ресурса и продления срока службы система «предельное состояние - критерий разрушения - коэффициент запаса» включает методику обработки данных и прогнозирования ресурса, учитывает результаты анализа характерных повреждений, доминирующий механизм возникновения и развития повреждений, сопутствующие процессы, способствующие ускорению/замедлению накопления повреждений, определяющие параметры технического состояния (ПТС), закономерности изменения определяющих ПТС, достижения предельных состояний и критериев разрушения.

Эта общая идеология может быть положена в основу методологии определения индивидуального ресурса гидротурбин в условиях длительной фактической эксплуатации, в том числе за пределами проектного срока службы. Однако, учитывая особенности конструкции и режимов работы гидроэнергетического оборудования, потребуется ее адаптация к

прогнозированию ресурса гидротурбин, т.е. разработка новых методов, методик и алгоритмов. Предпосылки и особенности такой адаптации кратко представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Оценка применимости существующих подходов для ГТ

Идеология оценки ресурса (общее для гидравлических и паровых турбин) Алгоритм оценки (отличия гидравлических и паровых турбин)

• Индивидуальность подхода • Расчетно-экспериментальные подходы • Аналогичные материалы (конструкционные стали) • Аналогичный механизм накопления повреждений: накопление усталостных повреждений под действием динамических нагрузок • Аналогичные предельные состояния: предельное усталостное повреждение (возникновение макротрещин) и предельная длина трещины • Аналогичный механизм разрушения: развитие усталостных трещин, отрыв части элемента • Учет фактического технического состояния и фактических режимов работы • Рост аварийности по мере старения оборудования и роста единичной мощности • Принципиальная невозможность серийности крупных ГА • Принципиально иной уровень соотношения статических/динамических напряжений и прочностных характеристик материала • Принципиально иной уровень маневренности ГА • Принципиально иной уровень неопределенности знаний о режимах • Принципиально иной уровень неопределенности знаний о внешних нагрузках • Принципиально иное влияние рабочей среды (плотность, присоединенная масса, демпфирование, жесткость заполненных средой зазоров, постоянное монотонное снижение усталостных характеристик) • Принципиальная возможность ремонта основных ресурсоопределяющих узлов

Ниже представлены основные особенности гидротурбин, оказывающие решающее

влияние на оценку их ресурса при длительных сроках службы и не позволяющие «механически» перенести на ГТ методы и подходы, используемые при оценке и прогнозировании ресурса паровых турбин:

- уникальность гидроагрегатов, особенно мощных; в отличие от паровых турбин, монтаж ГА производится непосредственно на ГЭС, при этом статор ГА является частью строительных конструкций, что в дальнейшем определяет нагрузки на основные элементы ГТ [23-25];

- специфика технологии изготовления элементов ГТ (крупногабаритные сварно-литые конструкции, в том числе изготовленные из сталей разного класса) часто не позволяет провести эффективные процедуры по входному контролю (наличие исходных технологических дефектов) и снижению уровня остаточных напряжений;

- низкий уровень рабочих статических напряжений (по сравнению с паровыми турбинами), много ниже допускаемого значения [26, 27] даже в зонах концентрации напряжений (Рисунок 1.1); для ГТ статические нагрузки не могут служить основной причиной достижения предельных состояний ресурсоопределяющими узлами ГТ;

- несопоставимая частота вращения (для крупных ГТ - 50-300 об/мин, для паровых турбин - обычно 1500-1800 или 3000 об/мин);

а) рабочее колесо (РК) гидротурбины б) фрагмент ротора паровой турбины

Рисунок 1.1. Распределение статических напряжений в основном ресурсоопределяющем узле

турбин ГЭС и ТЭС

- широкий эксплуатационный диапазон (в отличие от паровых турбин ГТ может длительное время эксплуатироваться при низких частичных нагрузках, менее 30% от номинальной мощности);

- высокая степень маневренности ГА (набор и сброс мощности в интервале 0-100% от номинального значения или пуск ГА происходит в течение 1-3 минуты, а пуск паровой турбины -несколько часов);

- высокий уровень неопределенности внешних нагрузок на элементы ГТ, связанный с трудностями корректного определения динамических нагрузок, сопровождающих переходные и нестационарные режимы работы ГА в широком диапазоне изменения мощностей, наличием непериодических составляющих в спектре нагружения, а также колебаниями (многолетними/сезонными/недельными/суточными/почасовыми) режимных параметров; несмотря на огромные достижения последних лет как в части компьютерного моделирования протекающих в ГТ процессов, так и экспериментальных исследований, в настоящее время вопрос об определении фактических нагрузок на элементы ГТ во всем диапазоне эксплуатационных режимов окончательно не решен ни в России, ни за рубежом [28-31]. Подробнее этот вопрос будет рассмотрен в пп. 1.6 и 4.3.

- широкий спектр внешних нагрузок, вызванных взаимодействием элементов турбины с потоком воды, неравномерностью и пульсациями давления в проточном тракте, наличием гидравлического, механического и электромагнитного небалансов, вибрационными воздействиями, кавитационными явлениями и пр. Изучению природы этих нагрузок, теоретическому и экспериментальному определению их величин для агрегатов разных типов посвящено огромное количество работ, включая диссертации, выступления на конференциях, симпозиумах и семинарах, публикации в профильных журналах, в том числе [1, 31-183].

- коррозионно-активная среда большой плотности (относительно плотности конструкционных материалов), которая снижает предел усталости материалов [184, 185],

оказывает влияние на динамические характеристики всего ГА за счет создания дополнительных жесткостей в узких кольцевых зазорах (например, в лабиринтных уплотнениях РО-колес) и изменяет спектр собственных частот (СЧ) ГТ за счет присоединенной массы жидкости;

- возможность проведения ремонта ресурсоопределяющих узлов ГТ в условиях ГЭС; в отличие от паровых турбин, где основной ресурсоопределяющий элемент (узел) - ротор -практически не подлежит ремонту (за исключением мелких ремонтных операций по удалению неглубоких трещин путем выборки или снятия тонкого поврежденного слоя металла), рабочие колеса ГТ могут в условиях станционного ремонта многократно завариваться в местах образования трещин, подвергаться наплавке металла в зонах кавитационных повреждений с восстановлением исходной геометрии проточной части.

Сравнение особенностей паровых и гидравлических турбин, влияющих на подходы к оценке ресурса на примере ротора представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Сравнительная характеристика паровых и гидравлических турбин

^^^^^ Элемент Параметр^^^^ Ротор

паровой турбины гидравлической турбины

серийность возможна принципиально невозможна

уровень статических напряжений близкий к допускаемым много меньше допускаемых

основной ресурсоопределяющий элемент вал - неремонтопригодный элемент вал - неремонтопригодный элемент рабочее колесо (лопасть) -ремонтопригодный элемент

основной преобразующий энергию элемент рабочая лопатка - заменяемый (расходный) элемент

основные внешние нагрузки в стационарных режимах центробежные силы (ЦБС), температура -низкая степень неопределенности; Примечание: давление не оказывает существенного влияния на НДС ротора давление - высокая степень неопределенности; ЦБС - низкая степень неопределенности Примечание: давление играет существенную роль в общей нагрузке на элементы ГТ

режимы работы длительная работа вблизи номинальных параметров длительная работа в широком диапазоне мощностей с частой сменой режимов

маневренность очень низкая высокая

цикл «пуск- номинал-останов» плавное монотонное изменение напряжений с незначительным уровнем пульсаций значительные пульсации напряжений во всем диапазоне режимов

частота вращения, об/мин 1500-1800, 3000 и выше 50^300

рабочая среда пар: низкая плотность, эрозия, влажно-паровая коррозия вода: высокая плотность, коррозия, кавитация

Отмеченные выше особенности проектирования, изготовления, монтажа и эксплуатации крупных гидроагрегатов показывают невозможность перенесения разработанных для других областей энергетики, в том числе для паровых турбин ТЭС и АЭС, подходов без существенной

доработки и корректировки. Однако основная идеология построения комплексной системы оценки ресурса в тепловой и атомной энергетике может быть использована и для объектов гидротурбостроения.

1.3 Анализ нормативной базы

Изначально полный срок службы гидротурбинных установок, проектируемых для ГЭС России, не был установлен никакими нормативными документами. Единственным ограничением могли служить условия договора и технические требования на изготовление и поставку. ГОСТ 27807 впервые установил полный срок службы гидротурбинных установок исключительно в зависимости от года их изготовления без учета мощности, напора, скорости вращения, режимов работы и т.п. При этом полный срок использования ГТ не ограничивался во времени, но по достижении установленного срока службы должно было быть подтверждено соответствие характеристик ГТ нормативным требованиям по безопасной эксплуатации.

Проектный (назначенный при проектировании) срок службы или проектный ресурс относится к показателям безопасности и надежности оборудования. В настоящее время проектный срок службы гидротурбин установлен требованиями ГОСТ 33272, ГОСТ Р 55260.3.1 и отраслевыми Стандартами СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО РусГидро 02.03.77-2015: для гидротурбин, изготовленных до 01.01.91 - 30 лет, после 01.01.91 - 40 лет, если больший срок не установлен заводом-изготовителем оборудования. При этом для вновь проектируемых ГТ должны соблюдаться минимальные показатели надежности по сроку службы между капитальными ремонтами - 5-7 лет при наработке не менее 32 000 ч (Приказ МЭ от 25.10.17 № 1013, с изм. от 19.12.23). Максимальный срок продления в соответствии с СТО РусГидро 02.03.77-2015 не должен превышать межремонтный период - 7 лет. По достижении проектного срока службы ГТ допускается его поэтапное продление (переназначение ресурса), основывающееся на оценке фактического технического состояния и индивидуального остаточного ресурса.

На сегодняшний день единственными нормативными документами, регламентирующими оценку прочности и ресурса гидротурбин, являются разработанные в 80-х годах ХХ века руководящие документы РД 24.122.14-89, РД 24.122.15-89 и РД 108.023.115-87. Эти нормативы базируются на расчете коррозионно-усталостной прочности лопастной системы с использованием формул, предложенных С.В. Серенсеном [186], и регламентируют методы оценки прочности и ресурса на стадии проектирования. Расчет проводится для режима наибольших эксплуатационных напряжений по формулам для определения запаса по усталостной прочности для переменных напряжений:

= (1.1) ^

где ст-! - условный предел коррозионно-усталостной прочности материала для N циклов при симметричном цикле нагружения, От - среднее напряжение в цикле (сумма эксплуатационной и технологической составляющей), Оа - амплитуда знакопеременной составляющей напряжений, ^а - коэффициент влияния асимметрии цикла, 8о - масштабный коэффициент, Ко - эффективный коэффициент концентрации напряжений.

Главным достоинством такого подхода является использование комплексного (многофакторного) критерия: коэффициент запаса отражает параметры цикла нагружения, свойства материала, время эксплуатации и концентрацию напряжений. Основной недостаток -учет единственного режима работы, по умолчанию - на номинальной мощности, т.к. предполагается, что на остальных режимах уровень нагруженности узлов ГТ будет ниже. Если на стадии проектирования такой подход оправдан в силу отсутствия необходимой информации по фактической геометрии и фактическим режимам эксплуатации, то после длительной фактической эксплуатации, особенно за пределами проектного срока службы, когда приоритеты и направленность работ существенно меняются (Таблица 1.3), недоучет влияния режимных факторов становится неприемлемым.

Таблица 1.3 - Сравнительная характеристика работ

^"^-^^Ст адия Параметры"-^^^ Этап проектирования Длительная фактическая эксплуатация

сроки эксплуатации в пределах проектного срока службы при соответствии проектных и фактических режимов работы после длительной эксплуатации в пределах проектного срока службы при несоответствии проектных и фактических режимов работы или за пределами проектного срока службы

приоритеты • эффективность • экономичность • себестоимость • самоокупаемость • работоспособность • возможность дальнейшей эксплуатации • обеспечение надежности и безопасности работы

количество (мало)серийность индивидуальность

режимы проектные режимы работы (номинал) широкий спектр режимов работы, включая «непроектные»

наличие дефектов и отклонений в пределах требований конструкторской документации наличие эксплуатационных дефектов, фактические отклонения от требований конструкторской документации

направление расчетных работ • оптимизация проточной части • снижение металлоемкости • обоснование прочности на проектный ресурс и проектные режимы • обоснование возможности дальнейшей эксплуатации с учетом фактических условий эксплуатации, индивидуальных особенностей конструкции, деградации свойств материалов под влиянием среды и времени, обнаруженных дефектов и отклонений от требований НТД • экономическая целесообразность

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Георгиевская Евгения Викторовна, 2025 год

Список использованной литературы

1 Valentin D. et al. Detection of hydraulic phenomena in Francis turbines with different sensors //Sensors. - 2019. - Т. 19. - № 18. - С. 4053.

2 DIA TECH Monitoring and Diagnosis System. Andritz Hydro // URL: https://pdfs.semanticscholar.org/7259/0274a10481ad0dcfd5a5befc33cdf84c8b70.pdf?_ga=2.25367040 9.1010097152.1584874762-246627361.1584874762. (дата обращения 05 февраля 2020).

3 Bently Nevada. Condition monitoring and protection solutions brief // URL: https://dam.bakerhughesds.com/rn/4ae70971bd1624b5/original/GEA31903D-BN_Product_Brochure_R3-1-pdf.pdf. (дата обращения 25 декабря 2021).

4 Alagöz i. et al. Importance of real-time hydro power plant condition monitoring systems and contribution to electricity production //Turk. J. Electr. Power Energy Syst. - 2021. - Т. 1. - № 1. - С. 111.

5 Георгиевская Е.В. От вибромониторинга - к вибродиагностике гидроагрегатов. Современные методы технической диагностики и неразрушающего контроля деталей и узлов. -2022. - № 1.

6 Betti A. et al. Condition monitoring and early diagnostics methodologies for hydropower plants //Renewable Energy. - 2021. - Vol. 171 - С. 246-253.

7 ISO 13373-7:2017. Condition monitoring and diagnostics of machines — Vibration condition monitoring — Part 7: Diagnostic techniques for machine sets in hydraulic power generating and pump-storage plants., I. 13373-7:2017, ISO copyright office, Geneva, Switzerland, 2017.

8 Skvorcov O. B., Pravotorova E. A. Vibration monitoring systems for power equipment as an analogue of an artificial neural network //Advances in Intelligent Systems, Computer Science and Digital Economics. - Springer International Publishing, 2020. - С. 145-153.

9 Voith. "Monitoring, analysis and diagnosis. OnCare.Health Hydro // URL: https://voith.com/corp-en/VH_OnCare-HealthHydro_19_vvk_VH3401_en.pdf. (дата обращения 15 декабря 2021 г.).

10 Âsnes A. et al. Predictive maintenance and life cycle estimation for hydro power plants with real-time analytics //Predict. Maint. life cycle Estim. hydro power plants with real-time Anal. - 2018.

11 Dolmatov E. et al. Experience in the design and adaptation of vibration control and vibromonitoring equipment for turbines installed at Sayano-Shushenskaya HPS //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2012. - Т. 15. - № 4. - С. 042007.

12 Zhao W. et al. On the use of Vibrational Hill Charts for improved condition monitoring and diagnosis of hydraulic turbines //Structural Health Monitoring. - 2022. - Т. 21. - № 6. - С. 2547-2568.

13 Valero C. et al. Condition monitoring of a prototype turbine. Description of the system and

main results //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 813. - № 1. -С. 012041.

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

15 Keleko A. T. et al. Health condition monitoring of a complex hydraulic system using Deep Neural Network and DeepSHAP explainable XAI //Advances in Engineering Software. - 2023. - Т. 175. - С. 103339.

16 Al-Hadeethi M. M., Muhsen A., Rahim R. A. Condition Monitoring Systems in Power Plants to Determine the Type of Maintenance Using Multiple Types of Sensors // eNergetics- 2021 - 7th Virtual International Conference on Science Technology and Management in Energy: Сборник трудов. С. 487494.

17 Georgievskaia E. Predictive Analytics for the Technical Condition of Hydraulic Units // 6th IAHR Europe Congress: Сборник докладов, Warsaw, Poland, 2021. С. 655-656

18 Zhao W. et al. On the use of artificial neural networks for condition monitoring of pump-turbines with extended operation //Measurement. - 2020. - Т. 163. - С. 107952.

19 Система предиктивной аналитики долгосрочного состояния гидротурбины. Свидетельство о регистрации программы для ЭВМ RU 2024666912 / Максимов И.Д., Георгиевский Р.Н., Георгиевский Н.В., Георгиевская Е.В.; заявка от 17.07.2024.

20 Патент 2808322 C2 Российская Федерация, МПК G01M 1/16 (2006.01), F15B 19/00 (2006.01) СПК G01M 1/16 (2023.08); F15B 19/00 (2023.08). Способ определения жесткости направляющих подшипников двухопорных гидроагрегатов по результатам балансировки : № 2022130880 : заяви. 28.11.2022 : опубл: 28.11.2023 / Георгиевская Е.В., Георгиевский Н.В., заявитель ООО «Центр конструкторско-технологических инноваций» — 18 с.

21 Патент 2756781 С2 Российская Федерация, МПК G06Q 50/06 (2012.01), G06Q 10/04 (2012.01), СПК G06Q 50/06 (2021.08), G06Q 10/04 (2021.08). Способ долгосрочного прогнозирования индивидуального ресурса гидроагрегата в условиях часто меняющихся режимных факторов : № 2020113095 : заяви. 08.04.2020 : опубл: 05.10.2021 / Георгиевская Е.В., Георгиевский Н.В.; заявитель ООО «Центр конструкторско-технологических инноваций» — 19 с.

22 Патент 2721514 С1 Российская Федерация, МПК G05B 23/00 (2006.01), СПК G05B 23/00 (2019.08). Способ оценки остаточного ресурса рабочего колеса гидротурбины на запроектных сроках эксплуатации : № 2019111714 : заяви. 17.04.2019 : опубл: 19.05.2020 / Георгиевская Е.В., Георгиевский Н.В., заявитель Георгиевская Евгения Викторовна — 12 с.

23 Гальперин М. И., Шриро И. И. Монтаж и эксплуатация поворотно-лопастных гидротурбин. М.: Энергия, 1979. 200 с.

24 Мигуренко В. Р., Станкевич В. Л. Радикальные изменения в подходе к монтажу гидроагрегатов //Гидротехника. - 2009. - № 1. - С. 65-67.

25 Фитерман Я.Ф. Монтаж и ремонт гидротурбин. М.-Л.: Государственное энергетическое издание, 1961. 555 с.

26 Иванченко И. П. и др. Исследование напряженно-деформированного состояния лопастей радиально-осевой гидротурбины //Гидротехническое строительство. - 1981. - № 12. -С. 2932.

27 Иванченко И.П., Потемкин А.А. Надежность лопастных систем гидротурбин // Энергетическое машиностроение (НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ). - 1986. - № 1. 40 с.

28 Васильев Ю. С., Петреня Ю. К., Георгиевская Е. В. О ресурсах гидротурбин: обзор зарубежной литературы //Глобальная энергия. - 2017. - Т. 23. - № 2. - С. 184-204.

29 Петреня Ю. К., Георгиевская Е. В. Проблемы и перспективы оценки ресурса в гидроэнергетике //Известия Российской академии наук. Энергетика. - 2017. - № 5. - С. 3-18.

30 Васильев Ю. С., Петреня Ю. К., Георгиевская Е. В. Ресурс гидротурбин: подходы, мнения, тенденции. обзор российской литературы //Известия Российской академии наук. Энергетика. - 2017. - № 6. - С. 59-73.

31 Георгиевская Е. В. Ресурс гидротурбин - гарантия надежности и безопасности эксплуатации ГЭС. Аналитический обзор литературы. LAP Lambert Academic Publishing:, 2018, 157 с.

32 Минаков А. В. Численное моделирование течений вязкой несжимаемой жидкости с подвижными границами : дис. ... канд. физ.-мат. наук. Красноярск, 2008. 190 с.

33 Григорьев В. И. Влияние неравномерности потока на формирование динамических нагрузок в гидромашине //Труды ЦКТИ. - 1985. - № 222. - С. 3-14.

34 Григорьев В. И. Анализ гидродинамических сил, возникающих от гидравлического небаланса и неравномерности подвода потока к рабочему колесу гидротурбины неравномерности потока на формирование нагрузок в гидромашине //Труды ЦКТИ. - 1975. - № 129. - С. 19.

35 Авдюшенко А. Ю. и др. Численное моделирование переходных процессов в гидротурбинах //Теплофизика и аэромеханика. - 2013. - Т. 20. - № 5. - С. 587-604.

36 Смелков Л. Л. и др. Исследование влияния режимов работы на напряженное состояние рабочих колес РО и ПЛ гидротурбин //Труды ЦКТИ. - 1985. - № 222. - С. 88-93.

37 Завьялов П. С., Бондаренко А. В., Гришин А. М. Анализ пульсационных характеристик высоконапорных радиально-осевых гидротурбин //Гидравлические машины. ХПИ. - 1984. - № 18. - С. 94.

38 Черный С. Г. и др. Численное моделирование течений в турбомашинах. Новосибирск: Наука, 2006, 202 с.

39 Григорьев В. И. Результаты исследования динамических процессов и повышение эффективности работы гидроагрегатов ГЭС: авт. дис. ... д-ра тех. наук. Ленинград, 1990. 46 с.

40 Григорьев В. И. Механизм образования динамических нагрузок, действующих на основные элементы гидроагрегатов //Гидротехническое строительство. - 1997. - № 2. С. 10-15.

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

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

43 Кантор Б. Я., Ржевская И. Е., Стрельникова Е. А. Свободные гидроупругие колебания рабочих колес радиально-осевой гидротурбины //Проблемы машиностроения. - 2002. - Т. 5. -№ 1. - С. 49-55.

44 Румахеранг В. М., Топаж Г. И. Расчет кавитационного обтекания рабочего колеса радиально-осевой гидротурбины //Известия Самарского научного центра Российской академии наук. - 2011. - Т. 13. - № 1-2. - С. 472-475.

45 Акулаев Р. Ш., Захаров А. В., Спиридонов Е. В. Модельные исследования влияния стабилизирующих устройств на работу радиально-осевой гидротурбины //Гидравлические машины, гидропневмоприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития : Научные труды МНТК. СПбПУ, СПб. - 2016. - С. 3-13.

46 Дектерёв А. А. и др. Математическое моделирование низкочастотных пульсаций давления в проточных трактах гидротурбин //Известия Российской академии наук. Механика жидкости и газа. - 2015. - № 5. - С. 3-15.

47 Захаров А. В. Совершенствование методики расчета обтекания лопастных систем гидротурбин и прогнозирование их гидравлических показателей : дис. ... канд. техн. наук : 05.04.13. Санкт-Петербург, 1998. 196 с.

48 Минаков А. В. и др. Применение методов математического моделирования для анализа низкочастотных пульсаций давления в проточном тракте высоконапорной ГЭС //Гидротехническое строительство. - 2015. - № 1. - С. 29-36.

49 Ховрачев П. и др. Исследование динамических процессов в радиальноосевых гидравлических турбинах //Новое в российской электроэнергетике. - 2012. - № 6. - С. 28-39.

50 Жарковский А. А., Поспелов А. Ю. Использование 3D методов для расчета течения, прогнозирования характеристик и оптимизации формы проточных частей гидравлических турбин //Гидротехническое строительство. - 2014. - № 11. - С. 36-41.

51 Поспелов А. Ю., Жарковский А. А. Расчет течения и прогнозирование гидравлических

качеств гидротурбин //Научно-технические ведомости Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. - 2011. - № 3. - С. 227-231.

52 Поспелов А. Ю., Жарковский А. А. Влияние параметров расчетной модели на прогнозирование характеристик гидротурбин //Гидротехническое строительство. - 2015. -№ 3. - С. 2-7.

53 Ломакин В. О. Разработка комплексного метода расчета проточных частей центробежных насосов с оптимизацией параметров : дис. докт. техн. наук. Москва. 2017. 250 с.

54 Семенова А.В., Чирков Д.В., Скороспелов В.А. Многоцелевое оптимизационное проектирование формы лопасти рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины // Материаловедение. Энергетика. - 2015. - № 1 (214). С.59-70.

55 Ефименко В. Н. и др. Исследование прочности и динамических характеристик рабочего колеса обратимой гидромашины //Проблемы машиностроения. - 2013. - Т. 16. - № 1. -С. 39-43.

56 Платонов Д. В., Минаков А. В., Дектерев А. А. Исследование влияний пульсационных явлений на режимы работы высоконапорных ГЭС //Современная наука: исследования, идеи, результаты, технологии. - 2014. - № 1. - С. 102-108.

57 Муравьев О. А. Переходные процессы на ГЭС с уравнительными резервуарами : дис. ... докт. техн. наук. Москва. 2005. 392 с.

58 Берлин В. В., Муравьев О. А., Голубев А. В. Исследование нестационарных процессов в высоконапорных турбинах большой мощности //В сборнике: V Всероссийское совещание гидроэнергетиков. Сильной России-мощную обновленную энергетику! Санкт-Петербург. -2013. - С. 165.

59 Жарковский А. А. Математическое моделирование рабочих процессов в центробежных насосах низкой и средней быстроходности для решения задач автоматизированного проектирования: дис. ... д-ра техн. наук : Санкт-Петербург. 2003. 567 с.

60 Yin X. et al. Numerical Investigation of Flow and Structural Characteristics of a Large High-Head Prototype Pump-Turbine during Turbine Start-Up //Energies. - 2023. - Т. 16. - №. 9. - С. 3743.

61 Сентябов А. В. Численное исследование низкочастотных пульсаций давления в отсасывающей трубе гидротурбины : дис. ... канд. техн. наук : 05.04.13. Новосибирск, 2015. 184 с.

62 Семёнов Г. А. и др. Численное исследование конструктивных способов подавления низкочастотных пульсаций давления в отсасывающей трубе гидротурбины //Труды Академэнерго. - 2013. - № 3. - С. 26-40.

63 Муравьев О. А. Исследование резонансов в напорных водоводах ГЭС //Гидротехническое строительство. - 2013. - № 10. - С. 19-26.

64 Махутов Н. А., Москвичев В. В. Оценка ресурса резьбовых соединений крепления крышки гидротурбины //Проблемы безопасности и чрезвычайных ситуаций. - 2011. - № 4. -С. 33-39.

65 Сотников А. А. и др. Экспериментальные исследования гидротурбин// Флагман советского турбостроения (к 125-летию со дня основания ЛМЗ) : Сборник, 1984. С. 173-182.

66 Новкунский А. А. Разработка усовершенствованной методики расчета и исследование переходных процессов в агрегатах ГЭС после сброса нагрузки: авт. дисс.... канд. техн. наук. Санкт-Петербург, 2010. 18 с.

67 Москвичев В. В. и др. Прикладные задачи конструкционной прочности и механики разрушения технических систем. Новосибирск: Наука, 2021.

68 Москвичев В. В. Развитие расчетно-экспериментальных методов механики разрушения и их приложения //Деформирование и разрушение структурно-неоднородных сред и конструкций. - 2014. - С. 68-69.

69 Авдюшенко А. Ю., Чёрный С. Г., Чирков Д. В. Метод расчёта осевых и радиальных нагрузок на рабочее колесо гидротурбины в нестационарном потоке //Вычислительные технологии. - 2013. - Т. 18. - № 4. - С. 3-25.

70 Zhao W. et al. Flow-induced dynamic behavior of head-cover bolts in a prototype pumpturbine during load rejection //Machines. - 2022. - Т. 10. - №. 12. - С. 1130.

71 Прокопенко А. Н. Расчетно-экспериментальное обоснование зависимости вибрационных характеристик гидроагрегатов от конструктивных и режимных факторов: дис. . канд. техн. наук : 05.04.13. Санкт-Петербург, 2014. 221 с.

72 Trivedi C., Gandhi B., Michel C. J. Effect of transients on Francis turbine runner life: a review //Journal of Hydraulic Research. - 2013. - Т. 51. - № 2. - С. 121-132.

73 Trivedi C. A review on fluid structure interaction in hydraulic turbines: A focus on hydrodynamic damping //Engineering Failure Analysis. - 2017. - Т. 77. - С. 1-22.

74 Trivedi C., Cervantes M. J. Fluid-structure interactions in Francis turbines: A perspective review //Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2017. - Т. 68. - С. 87-101.

75 Egusquiza E. et al. Analysis of the dynamic response of pump-turbine impellers. Influence of the rotor //Mechanical systems and signal processing. - 2016. - Т. 68. - С. 330-341.

76 Yang H. et al. Experimental and numerical investigation of rotor-stator interaction in a large prototype pump-turbine in turbine mode //Energies. - 2022. - Т. 15. - №. 15. - С. 5523.

77 Hubner B., Weber W., Seidel U. The role of fluid-structure interaction for safety and life time prediction in hydraulic machinery //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2016. - Т. 49. - № 7. - С. 072007.

78 Mende C., Weber W., Seidel U. Progress in load prediction for speed-no-load operation in

Francis turbines //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2016. - Т. 49. - № 6. - С. 062017.

79 Presas A. et al. Experimental analysis of the dynamic behavior of a rotating disk submerged in water //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. -№ 3. - С. 032043.

80 Seidel U. et al. Evaluation of RSI-induced stresses in Francis runners //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2012. - Т. 15. - № 5. - С. 052010.

81 Seidel U. et al. Dynamic loads in Francis runners and their impact on fatigue life //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 3. -С. 032054.

82 Gagnon M. et al. Optimization of turbine startup: Some experimental results from a propeller runner //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. -№ 3. - С. 032022.

83 Gagnon M., Thibault D. Response spectra and expected fatigue reliability: A look at hydroelectric turbines behavior //Procedia Engineering. - 2015. - Т. 133. - С. 613-621.

84 Gagnon M., Thibault D. Turbine Dynamic Behaviour and Expected Fatigue Reliability //// 6th IAHR International Meeting of the Workgroup on Cavitation and Dynamic Problems in Hydraulic Machinery and Systems. Ljubljana, Slovenia. 2015/ URL: https://docviewer.yandex.ru/view/0/?*=60iUjWMscglrABS4URegK58zDod7InVybCI6Imh0dHA6Ly 9pYWhyd2cyMDE1LnNpL2ZpbGVzL3BhcGVycy8zX0h5ZHJhdWxpY19vc2NpbGxhdGlvbl9mbG9 3X2luZHVjZXNfdmlicmF0aW9uX2FuZF9GU0kvSUFIUl9XR18xNV8zXzVfR2Fnbm9uLnBkZiIsIn RpdGxlIjoiSUFIUl9XR18xNV8zXzVfR2Fnbm9uLnBkZiIsInVpZCI6IjAiLCJ5dSI6IjMzMjg4MjU2N DE1MDMwNDk3MzEiLCJub2lmcmFtZSI6dHJ1ZSwidHMiOjE1MDg4NTMzMzQyMTB9&lang=en (дата обращения 04.10.17)

85 Gagnon M., Thibault D., Blain M. On the expected monetary value of hydroelectric turbine start-up protocol optimisation //Engineering Assets and Public Infrastructures in the Age of Digitalization: Proceedings of the 13th World Congress on Engineering Asset Management. - Springer International Publishing, 2020. - С. 209-216.

86 Lupa S. I. et al. The impact of water hammer on hydraulic power units //Energies. - 2022. -Т. 15. - № 4. - С. 1526.

87 Moisan É. et al. Self-excitation in Francis runner during load rejection //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 3. - С. 032025.

88 Morin O., Thibault D., Gagnon M. On the Comparison of Hydroelectric Runner Fatigue Failure Risk Based on Site Measurements //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2021. - Т. 774. - № 1. - С. 012126.

89 Luo X., Ji B., Tsujimoto Y. A review of cavitation in hydraulic machinery //Journal of Hydrodynamics. - 2016. - T. 28. - № 3. - C. 335-358.

90 Kumar P., Saini R. P. Study of cavitation in hydro turbines—A review //Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2010. - T. 14. - № 1. - C. 374-383.

91 Xu B. et al. Dynamic analysis and modeling of a novel fractional-order hydro-turbine-generator unit //Nonlinear Dynamics. - 2015. - T. 81. - № 3. - C. 1263-1274.

92 Xu B. et al. Shaft misalignment induced vibration of a hydraulic turbine generating system considering parametric uncertainties //Journal of Sound and Vibration. - 2018. - T. 435. - C. 74-90.

93 Zhang L. K., Ma Z. Y. Numerical analysis of a rub-impact rotor-bearing system for hydraulic generating set //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2012. - T. 15. - № 7. - C. 072015.

94 Zhang M. et al. The fatigue of impellers and blades //Engineering Failure Analysis. - 2016. -T. 62. - C. 208-231.

95 Zhang Y. et al. A review of methods for vortex identification in hydroturbines //Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2018. - T. 81. - C. 1269-1285.

96 Zhang M. et al. Numerical study on the dynamic behavior of a Francis turbine runner model with a crack //Energies. - 2018. - T. 11. - № 7. - C. 1630.

97 Dorji U., Ghomashchi R. Hydro turbine failure mechanisms: An overview //Engineering Failure Analysis. - 2014. - T. 44. - C. 136-147.

98 Goyal R., Cervantes M. J., Gandhi B. K. Vortex rope formation in a high head model Francis turbine //Journal of Fluids Engineering. - 2017. - T. 139. - № 4. - C. 041102.

99 Goyal R., Gandhi B. K., Cervantes M. J. PIV measurements in Francis turbine-a review and application to transient operations //Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2018. - T. 81. -C. 2976-2991.

100 Goyal R., Gandhi B. K., Cervantes M. J. Experimental investigation on a high head Francis turbine model during shutdown operation //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2019. - T. 240. - № 2. - C. 022028.

101 Liu X., Luo Y., Wang Z. A review on fatigue damage mechanism in hydro turbines //Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2016. - T. 54. - C. 1-14.

102 Liu D. et al. Effect of Boundary Conditions on Fluid-Structure Coupled Modal Analysis of Runners //Journal of Marine Science and Engineering. - 2021. - T. 9. - № 4. - C. 434.

103 Mohanta R. K. et al. Sources of vibration and their treatment in hydro power stations-A review //Engineering science and Technology, an international journal. - 2017. - T. 20. - № 2. - C. 637648.

104 Presas A. et al. Strain prediction in Francis runners by means of stationary sensors //IOP

Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2021. - T. 774. - № 1. -C. 012084.

105 Zhou X. et al. Investigation of pressure fluctuation and pulsating hydraulic axial thrust in Francis turbines //Energies. - 2020. - T. 13. - № 7. - C. 1734.

106 Unterluggauer J. et al. Experimental and numerical study of a prototype Francis turbine startup //Renewable energy. - 2020. - T. 157. - C. 1212-1221.

107 Agnalt E. et al. The rotor-stator interaction onboard a low specific speed Francis turbine //International Journal of Fluid Machinery and Systems. - 2020. - T. 13. - № 2. - C. 302-309.

108 Zhu D. et al. Solving the runner blade crack problem for a Francis hydro-turbine operating under condition-complexity //Renewable energy. - 2020. - T. 149. - C. 298-320.

109 Favrel A. et al. Swirl number based transposition of flow-induced mechanical stresses from reduced scale to full-size Francis turbine runners //Journal of Fluids and Structures. - 2020. - T. 94. -C. 102956.

110 Sakamoto M. et al. Experimental investigation and numerical simulation of flow in the draft tube elbow of a Francis turbine over its entire operating range //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2019. - T. 240. - № 7. - C. 072009.

111 Unterluggauer J., Doujak E., Bauer C. Numerical fatigue analysis of a prototype Francis turbine runner in low-load operation //International Journal of Turbomachinery, Propulsion and Power. -2019. - T. 4. - № 3. - C. 21.

112 0stby P. T. K. et al. Experimental investigation on the effect off near walls on the eigen frequency of a low specific speed francis runner //Mechanical Systems and Signal Processing. - 2019. -T. 118. - C. 757-766.

113 Unterluggauer J., Doujak E., Bauer C. Fatigue analysis of a prototype Francis turbine based on strain gauge measurements //Wasserwirtschaft Extra. - 2019. - T. 109. - C. 66-71.

114 Junior J. G. P. et al. Part load resonance risk assessment of francis hydropower units //13 th European Conference on Turbomachinery Fluid dynamics & Thermodynamics. - European turbomachinery society, 2019.

115 Presas A. et al. Fatigue life estimation of Francis turbines based on experimental strain measurements: Review of the actual data and future trends //Renewable and Sustainable Energy Reviews. - 2019. - T. 102. - C. 96-110.

116 Tengs E., Fevâg L. S., Storli P. T. Francis-99: Coupled simulation of the resonance effects in runner channels //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2019. - T. 1296. - № 1. -C. 012005.

117 Salary A. et al. Fluid structure interaction analysis on failure of Francis turbine runner blades //ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences. Vol. 13. № 5. C. 1906-1911, 2018. URL:

https://www.researchgate.net/publication/324129236_Fluid_structure_interaction_analysis_on_failure _of_francis_turbine_runner_blades дата обращения 23.10.2020

118 Duparchy F. et al. Mechanical impact of dynamic phenomena in Francis turbines at off design conditions //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 813. - № 1. -С. 012035.

119 Valentin D. et al. Power swing generated in Francis turbines by part load and overload instabilities //Energies. - 2017. - Т. 10. - № 12. - С. 2124.

120 0stby P. T. K. et al. On the relation between friction losses and pressure pulsations caused by Rotor Stator interaction on the Francis-99 turbine //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 782. - № 1. - С. 012010.

121 Gavrilov A. et al. Steady state operation simulation of the Francis-99 turbine by means of advanced turbulence models //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 782. - № 1. - С. 012006.

122 Jakobsen K. R. G., Holst M. A. CFD simulations of transient load change on a high head Francis turbine //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 782. - № 1. -С. 012002.

123 Mossinger P., Jester-Zurker R., Jung A. Francis-99: Transient CFD simulation of load changes and turbine shutdown in a model sized high-head Francis turbine //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 782. - № 1. - С. 012001.

124 Minakov A. et al. Francis-99 turbine numerical flow simulation of steady state operation using RANS and RANS/LES turbulence model //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 782. - № 1. - С. 012005.

125 Balauntescu I., Panaitescu V. Low frequency pressure pulsations at high load in a Francis turbine //UPB Sci. Bull., Ser. D. - 2016. - Т. 78. - № 4.

126 Liu X. et al. Failure investigation of a Francis turbine under the cavitation conditions //Proceedings of the 16th International Symposium on Transport Phenomena and Dynamics of Rotating Machinery. - 2016. - С. 1-4.

127 Neto A. D. A. et al. Engineering diagnostics for vortex-induced stay vanes cracks in a Francis turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. - Т. 49. -№ 7. - С. 072017.

128 Luna-Ramirez A. et al. Failure analysis of runner blades in a Francis hydraulic turbine— Case study //Engineering Failure Analysis. - 2016. - Т. 59. - С. 314-325.

129 Valentin D. et al. Influence of the boundary conditions on the natural frequencies of a Francis turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. - Т. 49. -№ 7. - С. 072004.

130 Morissette J. F. et al. Stress predictions in a Francis turbine at no-load operating regime //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. - T. 49. - № 7. -C. 072016.

131 Bouloc F. et al. Mechanical risks prediction on Francis runner by Spatial Harmonic Decomposition //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. -T. 49. - № 7. - C. 072015.

132 Lyutov A. et al. Modelling of a Francis turbine runner fatigue failure process caused by fluid-structure interaction //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2016. -T. 49. - № 7. - C. 072012.

133 Huang X., Escaler Puigoriol F. X. Added mass effects of attached cavitation on the blades of a Francis runner //Proceedings of the 16th International Symposium on Transport Phenomena and Dynamics of Rotating Machinery. - 2016. - C. 1-2.

134 Thapa B. S., Dahlhaug O. G., Thapa B. Velocity and pressure measurements in guide vane clearance gap of a low specific speed Francis turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. - T. 49. - № 6. - C. 062019.

135 Dolmatov E. et al. Experience of an assessment of the vertical Francis hydroturbines vibration state at heads from 40 to 300 m //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2016. - T. 49. - № 7. - C. 072009.

136 Mao Z., Wang Z. Structural characteristic in prototype runner of Francis turbine analysis // 16th International Symposium on Transport Phenomena and Dynamics of Rotating Machinery. - 2016.

137 Nennemann B., Monette C., Chamberland-Lauzon J. Hydrodynamic damping and stiffness prediction in Francis turbine runners using CFD //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. - T. 49. - № 7. - C. 072006.

138 Aakti B. et al. On the performance of a high head Francis turbine at design and off-design conditions //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2015. - T. 579. - № 1. -C. 012010.

139 Stoessel L., Nilsson H. Steady and unsteady numerical simulations of the flow in the Tokke Francis turbine model, at three operating conditions //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2015. - T. 579. - № 1. - C. 012011.

140 Buron J. D. et al. Application of the non-linear harmonic method to study the rotor-stator interaction in Francis-99 test case //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2015. - T. 579. - № 1. - C. 012013.

141 Nicolle J., Cupillard S. Prediction of dynamic blade loading of the Francis-99 turbine //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2015. - T. 579. - № 1. - C. 012001.

142 Yaping Z. et al. Performance study for Francis-99 by using different turbulence models

//Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2015. - T. 579. - № 1. - C. 012012.

143 Jost D. et al. Numerical simulation of flow in a high head Francis turbine with prediction of efficiency, rotor stator interaction and vortex structures in the draft tube //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2015. - T. 579. - № 1. - C. 012006.

144 Mössinger P., Jester-Zürker R., Jung A. Investigation of different simulation approaches on a high-head Francis turbine and comparison with model test data: Francis-99 //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2015. - T. 579. - № 1. - C. 012005.

145 Huang X. et al. Fatigue analyses of the prototype Francis runners based on site measurements and simulations //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. -T. 22. - № 1. - C. 012014.

146 Yamamoto K. et al. Pressure measurements and high speed visualizations of the cavitation phenomena at deep part load condition in a Francis turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - T. 22. - № 2. - C. 022011.

147 Müller A. et al. On the physical mechanisms governing self-excited pressure surge in Francis turbines //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2014. - T. 22. -№ 3. - C. 032034.

148 Feng J. J. et al. Investigation on pressure fluctuation in a Francis turbine with improvement measures //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - T. 22. -№ 3. - C. 032006.

149 Magnoli M. V., Maiwald M. Influence of hydraulic design on stability and on pressure pulsations in Francis turbines at overload, part load and deep part load based on numerical simulations and experimental model test results //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - T. 22. - № 3. - C. 032013.

150 Côté P. et al. Numerical investigation of the flow behavior into a Francis runner during load rejection //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - T. 22. -№ 3. - C. 032023.

151 Müller C. et al. A case study of the fluid structure interaction of a Francis turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - T. 22. - № 3. -C. 032053.

152 Storli P. T., Nielsen T. K. Dynamic load on a Francis turbine runner from simulations based on measurements //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2014. -T. 22. - № 3. - C. 032056.

153 Obrovsky J., Zouhar J. Experiences with the hydraulic design of the high specific speed Francis turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. -T. 22. - № 1. - C. 012027.

154 Huang X., Oram C., Sick M. Static and dynamic stress analyses of the prototype high head Francis runner based on site measurement //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2014. - T. 22. - № 3. - C. 032052.

155 Chirkov D. et al. Numerical simulation of full load surge in Francis turbines based on three-dimensional cavitating flow model //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - T. 22. - № 3. - C. 032036.

156 Gagnon M. et al. On the fatigue reliability of hydroelectric Francis runners //Procedia Engineering. - 2013. - T. 66. - C. 565-574.

157 Flores M., Urquiza G., Rodriguez J. M. A fatigue analysis of a hydraulic Francis turbine runner. - 2012.

158 Favrel A. et al. Experimental identification and study of hydraulic resonance test rig with Francis turbine operating at partial load //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2012. - T. 15. - № 6. - C. 062064.

159 Bucur D. M., Dunca G., Cälinoiu C. Experimental vibration level analysis of a Francis turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2012. - T. 15. -№ 6. - C. 062056.

160 Gong R. Z. et al. Numerical simulation of pressure fluctuation in 1000MW Francis turbine under small opening condition //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2012. - T. 15. - № 6. - C. 062038.

161 Nicolle J., Morissette J. F., Giroux A. M. Transient CFD simulation of a Francis turbine startup //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2012. - T. 15. -№ 6. - C. 062014.

162 Wang X. F., Li H. L., Zhu F. W. The calculation of fluid-structure interaction and fatigue analysis for Francis turbine runner //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2012. - T. 15. - № 5. - C. 052014.

163 Gagnon M. et al. Impact of startup scheme on Francis runner life expectancy //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2010. - T. 12. - № 1. -C. 012107.

164 Frunzäverde D. et al. Failure analysis of a Francis turbine runner //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2010. - T. 12. - № 1. - C. 012115.

165 Xiao R., Wang Z., Luo Y. Dynamic stresses in a Francis turbine runner based on fluid-structure interaction analysis //Tsinghua Science and Technology. - 2008. - T. 13. - № 5. - C. 587-592.

166 Gammer J.H., Etter S. Cracking of Francis runners during transient operation // Hydropower and Dams, Issue Four, 2008. C. 81 - 84.

167 Rodriguez C. G. et al. Experimental investigation of added mass effects on a Francis turbine

runner in still water //Journal of Fluids and Structures. - 2006. - Т. 22. - № 5. - С. 699-712.

168 Liu X. et al. Crack growth analysis and fatigue life estimation in the piston rod of a Kaplan hydro turbine //Fatigue & Fracture of Engineering Materials & Structures. - 2018. - Т. 41. - № 11. -С. 2402-2417.

169 Arsic M. et al. Determination of damage and repair methodology for the runner manhole of Kaplan turbine at the hydro power plant'Djerdap 1' //Structural integrity and life. - 2016. - Т. 16. -№ 3. - С. 149-153.

170 Liu X., Luo Y. Y., Wang Z. W. Fatigue analysis of the piston rod in a Kaplan turbine based on crack propagation under unsteady hydraulic loads //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 1. - С. 012017.

171 Ko P., Kurosawa S. Numerical simulation of turbulence flow in a Kaplan turbine-Evaluation on turbine performance prediction accuracy //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 2. - С. 022006.

172 Amiri K. et al. Load variation effects on the pressure fluctuations exerted on a Kaplan turbine runner //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. -№ 3. - С. 032005.

173 Javadi A., Nilsson H. Unsteady numerical simulation of the flow in the U9 Kaplan turbine model //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. -№ 2. - С. 022001.

174 Колесников А. А. Экспериментальная проверка результатов реализации технических решений, принятых ОАО «Силовые машины» при восстановлении гидротурбин Саяно-Шушенской ГЭС //IX НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Доклады и выступления. Санкт-Петербург. Изд-во «ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева. - 2016. - С. 58-80.

175 Колесников А. А. Направления совершенствования гидротурбинного оборудования ОАО «Силовые машины» //VIII НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Доклады и выступления. Санкт-Петербург. Изд-во «ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева. - 2015. - С. 110128.

176 Welte T. Deterioration and maintenance models for components in hydropower plants : Дис. ... PhD, Faculty of Engineering Science and Technology. Department of Production and Quality Engineering, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, 2008. 126 с.

177 Pal S., Hanmaiahgari P. R., Karney B. W. An overview of the numerical approaches to water hammer modelling: The ongoing quest for practical and accurate numerical approaches //Water. -2021. - Т. 13. - № 11. - С. 1597.

178 Savin O. et al. Damage due to start-stop cycles of turbine runners under high-cycle fatigue //International Journal of Fatigue. - 2021. - Т. 153. - С. 106458.

179 Капранова А. Б. и др. О методах моделирования основных стадий развития гидродинамической кавитации //Фундаментальные исследования. - 2016. - № 3-2. - С. 268-273.

180 Капранова А. Б. и др. Исследование поведения системы газ-пар внутри кавитационного пузыря при работе осевого клапана //Вестник Ивановского государственного энергетического университета. - 2020. - № 3. - С. 58-64.

181 Капранова А. Б., Солопов С. А., Мельцер А. М. О способах описания процесса формирования кавитационных потоков //Евразийский союз ученых. - 2015. - № 6-2 (15). - С. 99102.

182 Ломакин В. О. и др. Исследование возможности моделирования вибраций корпуса насоса из-за воздействия нестационарных гидродинамических сил //Известия высших учебных заведений. Машиностроение. - 2022. - № 12 (753). - С. 107-115.

183 Трулев, А. В., Ломакин, В. О., Клиндух, И. В., Удовицкий, В. С., Тимушев, С. Ф. Конструктивные особенности лопастных решеток рабочих колес, перекачивающих газожидкостные смеси, позволяющие снизить объем газовых каверн //Известия высших учебных заведений. Машиностроение. - 2022. - № 9 (750). - С. 73-84.

184 Зайцев Г. З., Аронсон А. Я. Усталостная прочность деталей гидротурбин. М.: Машиностроение, 1975. 160 с.

185 Доможиров Л. И. К обоснованию ресурса элементов гидротурбинного оборудования //Гидротехника. - 2012. - № 1. - С. 10.

186 Серенсен С.В., Когаев В.П., Шнейдерович Р.М. Несущая способность и расчеты деталей машин на прочность. М.: Машиностроение, 1975. 488 с.

187 Георгиевская Е. В. Планово-предупредительные и восстановительные ремонты как инструмент управления ресурсом гидроагрегатов //Гидротехника. - 2018. - № 1. - С. 48-52.

188 Шрайбер Ю. Л. Об усталостной прочности и ресурсе лопастей гидротурбин //Труды ЦКТИ. - 1986. - № 226. - С. 19-25.

189 Смелков Л. Л., Иванченко И. П., Потемкин А. А. Расчет усталостной прочности рабочих колес гидротурбин с учетом их энергетических характеристик //Труды ЦКТИ. - 1989. -№ 254. - С. 111-118.

190 Бронштейн Л. Я., Нарядчиков Б. С. Анализ надежности работы основных узлов гидротурбин //Труды ЦКТИ. - 1985. - № 222. - С. 82.

191 Потемкин А. А. Исследование влияния условий эксплуатации на надежность поворотно-лопастных гидротурбин //Труды ЦКТИ. - 1986. - № 226. - С. 78-88.

192 Иванченко И.П., Косач И.С. Анализ эксплуатационной надежности ПЛ гидротурбин //Энергомашиностроение. - 1980. - № 6 - с. 33-37.

193 Смелков Л. Л., Иванченко И. П. Исследование причин образования трещин на

лопастях гидротурбин типа РО75 //Труды ЦКТИ. - 1992. - № 272. - С. 58-63.

194 Смелков Л. Л., Иванченко И. П., Прокопенко А. Н. Реконструкция гидротурбин Серебрянской ГЭС-1 //Труды ЦКТИ. - 1992. - № 272. - С. 64-66.

195 Тимашков А. Я. Натурные прочностные исследования лопастей рабочих колес гидротурбин Плявинской ГЭС //Труды ЦКТИ. - 1980. - № 175. - С. 105-111.

196 Иванченко И. П. Принципы оценки остаточного ресурса гидротурбин по данным опыта эксплуатации //Труды НПО ЦКТИ. - 2002. - № 290. - С. 39-47.

197 Лохматиков Г. П., Станкевич В. Л., Иванченко И. П. Анализ повреждаемости лопастей осевых гидротурбин //Труды ЦКТИ. - 2002. - № 290. - С. 119-130.

198 Брызгалов В. И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанций.Красноярск: Сибирский ИД «Суриков, 1999. 560 с.

199 Ледянков Н. Я., Вильнер Г. А. Повышение технического уровня гидротурбин Волховской ГЭС после длительного периода эксплуатации //Труды ЦКТИ. - 2002. - № 290. -С. 160.

200 Триандафиллидис А., Иванченко И. П. Исследование причин низкой надежности гидротурбин Кастраки ГЭС (Греция) //Труды ЦКТИ. СПб.: Гидротурбостроение. - 2002.

201 Изотов О.А., Вильнер Г.А. Анализ состояния гидротурбин Усть-Каменогорской ГЭС //Труды ЦКТИ. - 2002. - № 290. - С. 223-230.

202 Силантьев А.П., Ефремов В.Н. Обобщение опыта эксплуатации гидротурбин Нижегородской ГЭС, отработавших нормативный срок службы //Труды ЦКТИ. - 2002. -№ 290. - С.250-261.

203 Обзор аварий и других нарушений в работе на электростанциях и в электрических сетях энергосистем за 1983 год М, СПО «Союзтехэнерго», 1984.

204 Иванченко И. П., Прокопенко А. Н., Пуцын Н. В. Оценка технического состояния гидротурбинного оборудования Иркутской ГЭС после сверхдлительного периода эксплуатации //Гидротехническое строительство. - 2015. - № 1. - С. 6-12.

205 Разрушение гидроагрегата №2 Саяно-Шушенской ГЭС: причины и уроки // Сборник материалов в 3-х частях. Москва, 2013.

206 Байков А. И., Руденко А. Л., Мишакин В. В., Сорокина С. А., Клюшников В. А. Исследование структурного состояния и механических свойств материала лопаток направляющего аппарата гидроагрегата ГЭС //Гидротехническое строительство. - 2012. - № 5. -С. 42-47.

207 Гончар А. В., Руденко А. Л., Мишакин В. В., Клюшников В. А., Байков А. И. Оценка ресурса лопаток направляющего аппарата ГЭС с учетом дефектности и коррозионной поврежденности //Гидротехническое строительство. - 2016. - № 6. - С. 11-15.

208 Байков А. И., Руденко А. Л. Состояние гидросилового оборудования на гидроэлектростанциях России //Гидротехническое строительство. - 2012. - № 5. - С. 54-57.

209 Руденко А. Л., Миронов А. А., Мишакин В. В., Гончар А. В. Исследование развития дефектов лопаток направляющего аппарата ГЭС после длительной эксплуатации //Труды НГТУ им. РЕ Алексеева. - 2015. - № 1 (108). - С. 228-236.

210 Иванченко И. П., Прокопенко А. Н., Замараев М. С. Техническое состояние статорных колонн гидротурбины Борисоглебской ГЭС после длительного периода эксплуатации //Гидротехническое строительство. - 2014. - № 4. - С. 2-9.

211 Йе Д. Технология мониторинга условий работы и диагностики неисправностей больших гидроэнергетических агрегатов // VIII НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Доклады и выступления. Санкт-Петербург. Изд-во «ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева. -2015. - С. 84-97.

212 Сычева М.Г., Павлова Н.В. Анализ дефектов и событий, происходящих на гидротурбинах по данным системы MAXIMO // IX НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Сборник трудов, Санкт-Петербург. Изд-во «ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева. С. 46-50.

213 Гнеушев А. М., Чаплыгин Д. В., Фотин С. В., Матюшечкин С. Н. Опыт практического применения магнитной диагностики состояния гидроэнергетического оборудования // XIX Международная конференция по вычислительной механике и современным прикладным программным системам (ВМСППС'2015) : Материалы конференции (24-31 мая 2015 г.).Алушта, Крым. Изд. : МАИ, Москва, 2015. - С. 57-58.

214 Фотин С.В. Определение причин и характера разрушения луча крестовины рабочего колеса гидроагрегата №3 Зейской ГЭС // IX НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Материалы конференции (22 - 24 октября 2015 г.). Санкт-Петербург. ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева.

215 Анискович Е. В., Москвичев В. В., Черняев А. П. Анализ результатов диагностирования рабочих колес гидротурбин Красноярской ГЭС при длительных сроках эксплуатации //Гидротехническое строительство. - 2019. - № 10. - С. 19-27.

216 Анискович Е.В., Москвичев В.В. Эксплуатационная дефектность рабочих колес гидротурбин Красноярской ГЭС при длительных сроках эксплуатации : Сборник материалов VII Всероссийской НПК «Гидроэлектростанции в XXI веке». п. Черемушки, Хакасия - Красноярск: СФУ. 2021. - С.163-169.

217 Махутов Н. А., Петреня Ю. К., Гаденин М. М., Иванов С. В Факторы оценки напряженных состояний, прочности и ресурса ответственных резьбовых соединений //Заводская лаборатория. Диагностика материалов. - 2014. - Т. 80. - № 7. - С. 44-54.

218 Федоров М. П., Петреня Ю. К. Научные аспекты техногенной аварии и

восстановления Саяно-Шушенской ГЭС //Теплофизика высоких температур. - 2021. - Т. 59. -№ 6. - С. 964-968.

219 Фортов В. Е., Фёдоров М. П., Елистратов В. В. Научно-технические проблемы гидроэнергетики после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС //Вестник Российской академии наук. - 2011. - Т. 81. - № 7. - С. 579-586.

220 Стрельникова Е. А. и др. Вероятностная оценка долговечности вала гидротурбины при наличии трещин //Проблемы машиностроения. - 2017. - Т. 20. - № 1. - С. 28-35.

221 Белаш И. Г. Причины аварии гидроагрегата№ 2 на Саяно-Шушенской ГЭС: актуальность повышения надежности гидроэнергетического оборудования //Гидротехническое строительство. - 2010. - № 3. - С. 25-30.

222 Gajic A., Manzalovic P., Predic Z. Modification of the trailing edges of the large stay vanes and their influence on dynamic stresses //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2010. - Т. 12. - № 1. - С. 012055.

223 Egusquiza E. et al. Failure investigation of a large pump-turbine runner //Engineering Failure Analysis. - 2012. - Т. 23. - С. 27-34.

224 Milovanovic N. et al. Structural integrity and life assessment of rotating equipment //Engineering Failure Analysis. - 2020. - Т. 113. - С. 104561.

225 Momcilovic D. et al. Failure analysis of hydraulic turbine shaft //Engineering failure analysis. - 2012. - Т. 20. - С. 54-66.

226 Salary A. et al. Failure analysis and crack estimation in a hydro runner blades //International Journal of Pure and Applied Mathematics. - 2018. - Т. 119. - № 12. - С. 12841-12848.

227 Brekke H. Performance and safety of hydraulic turbines //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2010. - Т. 12. - № 1. - С. 012061.

228 Trudel A., Sabourin M. Metallurgical and fatigue assessments of welds in cast welded hydraulic turbine runners //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 1. - С. 012015.

229 Boukani H. H. et al. On the performance of nondestructive testing methods in the hydroelectric turbine industry //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 1. - С. 012018.

230 Thibault D., Gagnon M., Godin S. Bridging the gap between metallurgy and fatigue reliability of hydraulic turbine runners //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 1. - С. 012019.

231 Pejovic S., Gajic A., Zhang Q. Smart design requires updated design and analysis guidelines //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 4. -С. 042008.

232 Zouhar J. et al. Case study and numerical analysis of vibration and runner cracks for the Lipno I hydroelectric project //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. - Т. 49. - № 7. - С. 072011.

233 Maricic T., Haber D., Pejovic S. Standardization as prevention of fatigue cracking of hydraulic turbine-generator shaft //2007 IEEE Canada Electrical Power Conference. - IEEE, 2007. -С. 103-110.

234 Mitrovic R., Momcilovic D., Atanasovska I. Assessment of the effect of pitting corrosion on fatigue crack initiation in hydro turbine shaft //Advanced Materials Research. - 2013. - Т. 633. - С. 186196.

235 Momcilovic D. B. et al. Methodology of determination the influence of corrosion pit on decrease of hydro turbine shaft fatigue life //Machine design. - 2012. - Т. 4. - № 4. - С. 231-236.

236 Trudel A. et al. Fatigue crack growth in the heat affected zone of a hydraulic turbine runner weld //International Journal of Fatigue. - 2014. - Т. 66. - С. 39-46.

237 Zhu L., Jia M. P. A new approach for the influence of residual stress on fatigue crack propagation //Results in physics. - 2017. - Т. 7. - С. 2204-2212.

238 Ye Z. Condition Monitoring and Fault Diagnosis Technology for Large Hydropower Unit // VIII НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Материалы конференции (23-25 октября 2014 г.). Санкт-Петербург. ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева.

239 Makhutov N., Petrenia Y., Lepikhin A., Moskvichev V., Gadenin M., Tchernyaev, A. Laboratory, Bench, and Full-Scale Researches of Strength, Reliability, and Safety of High-Power Hydro Turbines //Probability, Combinatorics and Control. - BoD-Books on Demand, 2020. - С. 35-52.

240 Atanasovska I. et al. The influence of corrosion on stress concentration factor at shaft to flange radius //Power Transmissions: Proceedings of the 4th International Conference, held at Sinaia, Romania, June 20-23, 2012. - Springer Netherlands, 2013. - С. 657-666.

241 Arsic M., Bosnjak S., Sedmak S., Vistac B., Savic Z. Repair of cracks detected in cast components of vertical Kaplan turbine rotor hub //Structural Integrity and Life. - 2019. - Т. 19. - № 3. -С. 243-250.

242 Lv Z. J. et al. The Generation of Cracks in Hydraulic Turbine Blades and the Instances //Applied Mechanics and Materials. - 2014. - Т. 543. - С. 268-271.

243 Zakavi B., Kotousov A., Branco R. The evaluation of front shapes of through-the-thickness fatigue cracks //Metals. - 2021. - Т. 11. - № 3. - С. 403.

244 Иванченко И. П., Прокопенко А. Н. Анализ эксплуатационных материалов по образованию трещин на лопастях радиально-осевых гидротурбин Красноярской ГЭС //Гидротехническое строительство. - 2019. - № 10. - С. 6-18.

245 Georgievskaia E. Predicting the Fatigue Life of Hydraulic Unit Under Variable Operating

Conditions //Virtual Conference on Mechanical Fatigue. - Cham : Springer International Publishing, 2020. - С. 57-64.

246 Georgievskaia E. Analytical system for predicting cracks in hydraulic turbines //Engineering Failure Analysis. - 2021. - Т. 127. - С. 105489.

247 Georgievskaia E. Hydraulic turbines lifetime in terms of fracture mechanics //Engineering Failure Analysis. - 2019. - Т. 105. - С. 1296-1305.

248 Liu X. et al. Cavitation effects on the structural resonance of hydraulic turbines: Failure analysis in a real francis turbine runner //Energies. - 2018. - Т. 11. - № 9. - С. 2320.

249 Sedmak T., Veg E. Failure prevention of rotating equipment by vibrodiagnostics //Structural integrity and life-integritet i vek konstrukcija- 2012. - Т. 12. - № 2. - С. 99-104.

250 Georgievskaia E. Destruction of the hydraulic unit shaft: Why it is possible? //Forces in Mechanics. - 2021. - Т. 4. - С. 100026.

251 Линник А. В. и др. Опыт проектирования и методика расчета прочности и динамических характеристик несущих конструкций обратимых гидромашин //Проблемы машиностроения. - 2013. - Т. 16. - № 1. - С. 51-56.

252 Доронин С. В., Лепихин А. М., Москвичев В. В., Шокин Ю. И. Моделирование прочности и разрушения несущих конструкций технических систем. Новосибирск: Наука, 2005. 249 с.

253 Georgievskaia E. Crack Growth Causes in Supporting Structures of Hydraulic Units //Procedia Structural Integrity. - 2023. - Т. 48. - С. 310-317.

254 Vasilchenko K.I., Georgievskaya E.V., Bashmakov A.O. Issues of crack formation in supporting structures of a hydroelectric generator and their remedies // Power Technology and Engineering. 2023. Vol. 57. № 3. P. 388-393.

255 Георгиевская Е. В. Динамические процессы в гидроагрегатах глазами механика. //XIII Всероссийский съезд по теоретической и прикладной механике : Сборник трудов, Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, Санкт-Петербург, 21-25 августа 2023 года.

256 Георгиевская Е. В. Методические основы прогнозирования ресурса гидротурбин в условиях длительной фактической эксплуатации //VIII Всероссийская конференция с международным участием «Безопасность и мониторинг природных и техногенных систем» : Материалы и доклады, 16-20 октября 2023, Красноярск. С. 46-51.

257 Георгиевская Е. В., Башмаков А. О., Васильченко К. И. Усталостные трещины: случайность или закономерность // Гидротехника. - 2023. - Т. 1(70). С. 2-9.

258 Georgievskaia E. V. The Problem of Early Crack Detection in the Runner Blades of Hydraulic Units //Journal of Machinery Manufacture and Reliability. - 2021. - Т. 50. - С. 216-221.

259 Huang Z. Dynamic analysis on rotor-bearing system with coupling faults of crack and rub-impact //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2016. - Т. 744. - № 1. - С. 012158.

260 Hassanipour M. et al. Effect of periodic underloads on fatigue crack growth in three steels used in hydraulic turbine runners //International journal of fatigue. - 2016. - Т. 85. - С. 40-48.

261 Gagnon M. et al. A probabilistic model for the onset of High Cycle Fatigue (HCF) crack propagation: Application to hydroelectric turbine runner //International Journal of Fatigue. - 2013. - Т. 47. - С. 300-307.

262 Yang W. et al. Wear and tear on hydro power turbines-Influence from primary frequency control //Renewable energy. - 2016. - Т. 87. - С. 88-95.

263 Dojcinovic M. et al. Cavitation resistance of turbine runner blades at the hydropower plant'Djerdap' //Structural integrity and life. - 2017. - Т. 17. - № 1. - С. 55-60.

264 Gregg S. W., Steele J. P. H., Van Bossuyt D. L. Machine learning: A tool for predicting cavitation erosion rates on turbine runners //Hydro Reviews. - 2017. - Т. 36. - № 3. С. 28-36.

265 Иванченко И.П. Исследование надежности лопастей высоконапорной радиально-осевой гидротурбины //Труды ЦКТИ. - 1986. - Т. 226. С.93-102.

266 Иванченко И. П., Прокопенко А. Н. Комплексные показатели надежности гидроагрегатов //Надежность и безопасность энергетики. - 2017. - № 3 (18). - С. 63-66.

267 Смелков Л. Л. и др. Оценка остаточного ресурса и вероятности безотказной работы гидроагрегата № 1 Иркутской ГЭС //Гидротехническое строительство. - 2009. - № 9. - С. 21-26.

268 Nedelcu D., Campian V. C., Pâdurean I. Service life estimation for runner's blade of an axial turbine //Rev. Roum. Sci. Techn.- Méc. Appl. - 2008. - Т. 53. - № 1. - С. 9-18.

269 Gauthier J. P. et al. CFD evaluation of added damping due to fluid flow over a hydroelectric turbine blade //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. - Т. 49. - № 7. - С. 072003.

270 Thibault D., Gagnon M., Godin S. The effect of materials properties on the reliability of hydraulic turbine runners //International Journal of Fluid Machinery and Systems. - 2015. - Т. 8. -№ 4. - С. 254-263.

271 Hiramatsu Y., Ishii J., Funato K. Novel Repair Technique for Life-Extension of Hydraulic Turbine Components in Hydroelectric Power Stations //Journal of Power and Energy Systems. - 2008. -Т. 2. - № 3. - С. 973-984.

272 Vâz R. F. et al. Welding and thermal spray processes for maintenance of hydraulic turbine runners: case studies //Soldagem & Inspeçâo. - 2021. - Т. 26. - С. e2540.

273 Mitrovic R., Momcilovic D., Atanasovska I. Assessment of critical size of corrosion pit on mechanical elements in hydro power plants //Вестник Поволжского государственного технологического университета. Серия «Материалы. Конструкции. Технологии». - 2017. -

№ 4. - С. 75-84.

274 Momcilovic D. B. et al. Combined load simulation vs component loads simulation in machine design: A case study //FME Transactions. - 2014. - Т. 42. - № 1. - С. 48-55.

275 Negoita O. D. et al. Considerations on damage to bulb turbine shafts from iron Gates II //Journal of Research and Innovation for Sustainable Society (JRISS). - 2019. - Т. 1. - № 1. - С. 6772.

276 Bachschmid N., Pennacchi P., Tanzi E. Cracked rotors: a survey on static and dynamic behaviour including modelling and diagnosis. Springer Science & Business Media, 2010. 394 с.

277 Георгиевская Е.В. "Конфликт современности: нормативные требования или технические возможности // XI НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии». Доклады и выступления. Санкт-Петербург. Изд-во «ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева. - 2017. - С. 209215.

278 Кузнецов М. Н., Георгиевская Е. В. Вибродиагностика и ресурс. Прогнозирование отказов // Семинар «Определение допустимых значений вибрационного состояния идроагрегатов и разработки нормативных документов по вопросам выбора уставок (алгоритмов) систем вибрационного контроля ГА ГЭС». Санкт-Петербург, 15 ноября 2019.

279 He L. Y. et al. Resonance investigation of pump-turbine during startup process //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 3. -С. 032024.

280 Poll H. G., Zanutto J. C., Ponge-Ferreira W. Hydraulic power plant machine dynamic diagnosis //Shock and Vibration. - 2006. - Т. 13. - № 4-5. - С. 409-427..

281 Monette C. et al. Cost of enlarged operating zone for an existing Francis runner //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2016. - Т. 49. - № 7. -С. 072018.

282 Celic D., Ondracka H. The influence of disc friction losses and labyrinth losses on efficiency of high head Francis turbine //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2015. - Т. 579. -№ 1. - С. 012007.

283 Sentyabov A. V., Minakov A. V., Platonov D. V., Dekterev D. A., Zakharov A. V., Semenov G. A. Numerical investigation of the influence of special structures on suppression of pressure pulsations in the draft tube of a high-head hydraulic turbine //Journal of Engineering Physics and Thermophysics. -2019. - Т. 92. - С. 1489-1500.

284 Favrel A. et al. Reduced scale model testing for prediction of eigenfrequencies and hydro-acoustic resonances in hydropower plants operating in off-design conditions //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2019. - Т. 240. - № 2. - С. 022022.

285 Favrel A. et al. Prediction of hydro-acoustic resonances in hydropower plants by a new

approach based on the concept of swirl number //Journal of Hydraulic Research. - 2019. - 58:1. - Рр. 87-104.

286 Husnjak O. et al. Dynamical loads and the consequences in the Rough Load Zone Operation-case studies //IRIS Power, Mississauga, ON, Canada, accessed Feb. - 2019. - Т. 17. - С. 2023.

287 Husnjak O. et al. Dynamic behavior of hydro units in the rough load zone, with case studies // URL: https://veski.hr/public/brochures/Dynamic_behavior_of_hydro_units_in_the_rough_load_ zone_with_case_studies_Hydro2019_Husnjak_0reskovic_Tonkovic.pdf (дата обращения -06.10.2020)

288 Иванченко И. П. Экспериментальные исследования напряжений в лопастях радиально-осевых гидротурбин //Труды ЦКТИ. - 2002. - № 290. - С. 141.

289 Доможиров Л. И. Обеспечение высокой надежности основных узлов гидротурбинного оборудования //Гидротехническое строительство. - 2010. - № 12. - С. 37-43.

290 Доможиров Л. И. Актуальные проблемы обоснования ресурса элементов гидротурбин //Гидротехника. - 2011. - № 3. - С. 40.

291 Доможиров Л. И. Оптимизация коэффициента запаса прочности крупногабаритных деталей с учетом малых дефектов //Тяжелое машиностроение. - 2006. - № 1. - С. 35-39.

292 Доможиров Л. И. Проектирование, изготовление и эксплуатация оборудования на основе концепции безопасных трещин //Арматуростроение. - 2010. - № 2. - С. 44.

293 Георгиевская Е. В. Причины снижения несущей способности конструктивных элементов гидротурбин при длительной эксплуатации //Вестник Московского энергетического института. Вестник МЭИ. - 2017. - № 2. - С. 12-19.

294 Коган Ф. Л. Анормальные режимы работы и надежность современных гидроагрегатов //Гидротехническое строительство. - 2010. - № 4. - С. 46-51.

295 Lewis B. J., Cimbala J. M., Wouden A. M. Wicket gate trailing-edge blowing: A method for improving off-design hydroturbine performance by adjusting the runner inlet swirl angle //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 1. -С. 012021.

296 Sick M. et al. Hydro projects delivering regulating power: Technical challenges and cost of operation //Конференция «Hydro» : Материалы конференции (7-9 октября 2013), Innsbruck, Austria Proceedings of the HYDRO. - 2013.

297 Грановский С.А., Орго В.М., Смоляров Л.Г. Конструкция гидротурбин и расчет их деталей. М.-Л.: Машгиз, 1953, 392 с.

298 Ковалев Н. Н., Гидротурбины, М. - Л.: Машгиз, 1961. 616 стр.

299 Качанов Л.М. Расчет прочности лопасти водяной турбины // Сборник трудов «Вопросы прочности лопасти водяной турбины». Л.: Изд-во ЛГУ, 1954. 328с.

300 Любарцев П.Т., Эдель Ю.У. О распределении давлений по лопасти натурной поворотно-лопастной гидротурбины// Гидотурбостроение. - 1961. - Т.8. С. 265-274.

301 Иванченко И. П., Прокопенко А. Н. Анализ технического состояния действующего гидроэнергетического оборудования Красноярской ГЭС //Гидротехника. - 2013. - № 3. - С. 45.

302 Иванченко И. П., Топаж Г. И., Щур В. А. Оценка надежности гидротурбин со сроком службы выше нормативного //Глобальная энергия. - 2015. - № 2 (219). - С. 7-15.

303 Фотин С. В., Хазиахметов Р. М., Матюшечкин С. Н. Создание технологии расчетной оценки фактической прочности и остаточного ресурса элементов основного гидроэнергетического оборудования методами математического моделирования // VII НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Материалы конференции (25-27 октября 2012). Санкт-Петербург. ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева.

304 Байков В. Н., Незаметдинов Э. У. Об остаточном ресурсе гидроагрегатов и о замене оборудования //Гидротехническое строительство. - 2014. - № 2. - С. 47-52.

305 Григорьев В. И. Определение ресурса работы гидроагрегатов и интенсивности его сработки на различных режимах эксплуатации гидроэнергетических установок //Гидротехническое строительство. - 2003. - № 6. - С. 12-16.

306 Новкунский А. А. Информационно-аналитическая система оценки и прогнозирования технического состояния гидросилового оборудования ГЭС //Векторы благополучия: экономика и социум. - 2015. - № Спецвыпуск. - С. 87-92.

307 Новкунский А. А. Концепция информационно-аналитической системы оценки и прогнозирования технического состояния гидросилового оборудования ГЭС //Пятое совещание гидроэнергетиков «Сильной России-мощную обновленную гидроэнергетику» : Материалы конференции. Санкт-Петербург, 2013. - С. 238-243.

308 Москвичев В. В. Прикладные задачи конструкционной прочности, механики разрушения и безопасности технических систем // Живучесть и конструкционное материаловедение : Материалы международной конференции (ЖивКом-2016). Москва, ИМАШ, 2016. - С. 32.

309 Москвичев В. В. Прикладные задачи механики разрушения, ресурса и безопасности технических систем //XI Всероссийский съезд по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики : Сборник докладов. Механика, ресурс и диагностика материалов и конструкций. - 2016. - С. 86-86.

310 Фотин С. В., Фотина Н. В., Матюшечкин С. Н. Технология численного анализа фактической прочности элементов гидроэнергетического оборудования и мониторинг его технического состояния //Безопасность энергетических сооружений. - 2015. - № 1. - С. 21-48.

311 Дикарев К. И., Фотина Н. В. Комплексный подход к расчетной оценке фактической

прочности и остаточного ресурса элементов поворотно-лопастной диагональной гидротурбины Д45-2556-В-6000 методами численного анализа напряженно-деформированного состояния и пространственного лазерного сканирования //X НТК «Гидроэнергетика. Гидротехника. Новые разработки и технологии» : Материалы конференции (20-22 октября. - 2016). Санкт-Петербург. ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева.

312 Вереземский В. Г. О возможных вероятностных оценках безопасности и долговечности металла шпилек гидроагрегата№ 2 Саяно-Шушенской ГЭС //Гидротехническое строительство. - 2014. - № 2. - С. 32-36.

313 Стрельникова Е. А., Ржевская И. Е., Ганчин Е. В. Прочность, динамика и ресурс лопасти рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины //Авиационно-космическая техника и технология. - 2009. - № 9. - С. 91-94-91-94.

314 Sudakov A. V., Georgievskaya E. V. Problems of Normalized and Methodological Substantiation of Evaluation of Strength and Remaining Service Life of Hydraulic Turbines //Power Technology and Engineering. - 2014. - Т. 48. - № 2. - С. 117-122.

315 Судаков А. В., Георгиевская Е. В. Проблемы нормативного и методологического обеспечения оценки прочности и ресурса гидротурбин //Гидротехническое строительство. -2014. - № 2. - С. 52-58.

316 Судаков А. В. и др. Обоснование прочности и ресурса энергооборудования. Прочность и ресурс энергооборудования Труды ЦКТИ. - 2002. - № 291. - С. 141.

317 O'Connor A., Mosleh A. A general cause based methodology for analysis of common cause and dependent failures in system risk and reliability assessments //Reliability Engineering & System Safety. - 2016. - Т. 145. - С. 341-350.

318 Abushik G. V. et al. Remaining Service Life Assessment of the Effect of Existing Defects on Turbine Rotors //Power Technology and Engineering. - 2018. - Т. 51. - № 5. - С. 557-561.

319 Георгиевская Е. В. Оценка долговечности гидротурбин с позиций механики разрушений //Фундаментальные и прикладные проблемы техники и технологии. - 2018. - № 41. - С. 27-32.

320 Gadolina I. V., Makhutov N. A., Erpalov A. V. Varied approaches to loading assessment in fatigue studies //International Journal of Fatigue. - 2021. - Т. 144. - С. 106035.

321 Sabourin M. et al. Hydraulic runner design method for lifetime //International Journal of Fluid Machinery and Systems. - 2010. - Т. 3. - № 4. - С. 301-308.

322 Козинец Г.Л. Обоснование безопасной эксплуатации гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС // Х НТК «Гидроэнергетика. Гидротехника. Новые разработки и технологии» : Сборник трудов, Санкт-Петербург. Изд-во «ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева, 2016. С. 110-117.

323 Козинец Г. Л. Методология обоснования проектных параметров гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС. - 2015. Дис. ... д-ра тех. наук: 05.14.08. Санкт-Петербург, 2015. 260 с.

324 Козинец Г. Л. Обоснование проектных параметров гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС //Альтернативная энергетика и экология. - 2015. - № 13-14 (177-178). -С. 26-30.

325 Козинец Г. Л. Обоснование надежности гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС //Magazine of Civil Engineering. - 2012. - № 5 (31). - С. 30-37.

326 Гаврилов С. Н., Георгиевская Е. В., Левина С. М., Смелков Л. Л. Оценка эксплуатационной надежности гидроагрегата с помощью расчетно-экспериментальных исследований на основе сравнительного анализа отечественной и зарубежной литературы //Гидротехника. XXI век. - 2011. - № 2. - С. 28-36.

327 Петреня Ю.К., Георгиевская Е.В. Вопросы прочности турбинного оборудования при экстремальных внешних воздействиях // Динамика и прочность конструкций аэрогидроупругих систем. Численные методы : Труды четвертой Всероссийской научно-технической конференции, ИМАШ, Москва, 14-15 ноября 2017 г. С. 48.

328 Об оценке прочности и ресурса энергооборудования с позиций современных возможностей / Е.В. Георгиевская [и др.]. Надежность и безопасность энергетики. - 2017. - Т. 10. - № 3. - С. 237-242.

329 Мигуренко В. Р. и др. Исследование трещиностойкости некоторых деталей гидроэнергетического оборудования //Гидротехническое строительство. - 2017. - № 1. - С. 3645.

330 Левина С. М., Васильченко К. И. Общие проблемы оценки состояния и остаточного ресурса металлоконструкций водопроводяшего тракта гидротурбин ГЭС //Гидротехническое строительство. - 2014. - № 2. - С. 37-46.

331 Георгиевская Е. В., Смелков Л. Л. Некоторые вопросы расчетно-экспериментальной оценки надежности и безопасности эксплуатации гидрогенераторов //Гидротехника. - 2015. -№ 1. - С. 62-67.

332 Гаврилов С. Н., Георгиевская Е. В., Смелков Л. Л. Использование результатов натурных испытаний и технического обследования при проведении уточненной оценки остаточного ресурса гидроагрегата //Конференция HydroVision Russia, Москва, 2013. - С. 5-6.

333 Гаврилов С. Н., Георгиевская Е. В., Смелков Л. Л. К оценке остаточного ресурса лопастной системы гидротурбин // VII НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Материалы конференции (25-27 октября 2012). Санкт-Петербург. ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева.

334 Георгиевская Е. В., Смелков Л. Л. Особенности определения динамических напряжений в лопастях мощных радиально-осевых гидротурбин //Новое в российской электроэнергетике. - 2016. - № 12. - С. 28-43.

335 Георгиевская Е. В., Смелков Л. Л. Оценка прочности и остаточного ресурса гидротурбин: проблемы и пути решения //Гидротехника. - 2014. - № 3. - С. 35-39.

336 Monette C. et al. Hydro-dynamic damping theory in flowing water //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 3. - С. 032044.

337 Sedmak A. et al. Integrity and life estimation of turbine runner cover in a hydro power plant //Frattura ed Integrità Strutturale. - 2016. - Т. 10. - № 36. - С. 63-68.

338 Cacko J. Modelling of a material degradation and damage mechanics in machine structures under service loading //Facta universitatis-series: Mechanics, Automatic Control and Robotics. - 2003. -Т. 3. - № 13. - С. 707-714.

339 Gagnon M., Léonard F. Transient response and life assessment: Case studies on the load rejection of two hydroelectric turbines //Proceedings of the International Conference Surveillance. -2013. - Т. 7. - С. 1-11.

340 Trudel A., Turgeon M., Lanctôt I. Recent trends in the design of hydropower components subjected to cycling and fatigue; towards improved technical design specifications //Hydrovision international conference. Denver, USA, 2017. URL https://www.researchgate.net/publication/320310804_Recent_trends_in_the_design_of_hydropower_c omponents_subjected_to_cycling_and_fatigue_towards_improved_technical_design_specifications/cit ations (дата обращения 11.12.2017).

341 Yanagawa T. et al. Development of New Remaining Life Estimation Method for Main Parts of Hydro-Turbine in Hydro Electric Power Station //AIP Conference Proceedings. - American Institute of Physics, 2010. - Т. 1225. - № 1. - С. 834-839.

342 Левина С. М., Новкунский А. А., Шевченко Ю. В. Оценка остаточного ресурса металлической облицовки турбинных водоводов с учётом её фактической толщины //Гидротехническое строительство. - 2016. - № 3. - С. 31-37.

343 Левина С. М., Смелков Л. Л. Оценка состояния и остаточного ресурса элементов гидротурбин с применением методов механики разрушения //V НТК «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии» : Материалы конференции (25 - 27 ноября 2010 г.). Санкт-Петербург. ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева.

344 Иванченко И. П. и др. Прочностные исследования рабочего колеса гидротурбины Нурекской ГЭС //Энергомашиностроение. - 1982. - № 9. - С. 21.

345 Панов К. А. Прочностные испытания лопастей радиально-осевых турбин Усть-Илимской ГЭС // Гидравлические машины, гидропневмоприводы и гидропневмоавтоматика.

Современное состояние и перспективы развития : Научные труды МНТК. СПбПУ, СПб. - 2016. -С. 86.

346 Кулагин В. А. и др. Физическое и математическое моделирование в области гидродинамики больших скоростей на экспериментальной базе Красноярской ГЭС //Вестник Российской академии наук. - 2016. - Т. 86. - № 11. - С. 978-990.

347 Valentin D. et al. Feasibility of detecting natural frequencies of hydraulic turbines while in operation, using strain gauges //Sensors. - 2018. - Т. 18. - № 1. - С. 174.

348 Valentin D. et al. Feasibility to detect natural frequencies of hydraulic turbines under operation using strain gauges //Proceedings. - MDPI, 2017. - Т. 60. - № 1. С. 821.

349 Arpin-Pont J. et al. Strain gauge measurement uncertainties on hydraulic turbine runner blade //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2012. - Т. 15. -№ 6. - С. 062042.

350 Belko V. et al. Study of characteristics of vibration sparking in HV rotating machine insulation //2019 16th Conference on Electrical Machines, Drives and Power Systems (ELMA). - IEEE, 2019. - С. 1-4.

351 Egusquiza E. et al. Overview of the experimental tests in prototype //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 813. - № 1. - С. 012037.

352 Presas A. et al. Sensor-based optimized control of the full load instability in large hydraulic turbines //Sensors. - 2018. - Т. 18. - № 4. - С. 1038.

353 Коваленко В. А. Экспериментальные исследования вибрационных характеристик рабочих колес радиально-осевых гидротурбин: авт.дис. ... канд. техн. наук. Ленинград, 1969. 18 с.

354 Valero C. et al. Condition monitoring of a prototype turbine. Description of the system and main results //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 813. - № 1. -С. 012041.

355 Nennemann B. et al. Challenges in dynamic pressure and stress predictions at no-load operation in hydraulic turbines //IOP conference series: earth and environmental science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 3. - С. 032055.

356 Favrel A. et al. Dynamic modal analysis during reduced scale model tests of hydraulic turbines for hydro-acoustic characterization of cavitation flows //Mechanical Systems and Signal Processing. - 2019. - Т. 117. - С. 81-96.

357 Селезнев В. Н., Топаж Г. И. Исследование баланса потерь на основе расчета трехмерного течения вязкой жидкости в проточной части обратимой гидромашины //Гидротехническое строительство. - 2014. - № 11. - С. 59-62.

358 Демьянов В. А., Пылев И. М. Опыт и проблемы создания и реконструкции

гидротурбинного оборудования //Гидротехника XXI век. - 2011. - № 2. - С. 12-31.

359 Караштина М. А., Топаж Г. И. Оценка эффективности программного комплекса «Гранит» для определения крутящего момента на валу гидротурбины // НПК с международным участием «Неделя Науки СПбГПу». Санкт-Петербург, Институт энергетики и транспортных систем, 2014. - С. 83-85.

360 Гнитько В. И., Огородник У. Е., Стрельникова Е. А. Математическое моделирование динамики элементов конструкций энергетических машин при взаимодействии с жидкостью //Проблемы машиностроения. - 2013. - Т. 16. - № 2 - С. 34-42.

361 Chirkov D., Scherbakov P., Cherny S., Zakharov A., Skorospelov V., Turuk P. Mitigation of self-excited oscillations at full load: CFD analysis of air admission and effects of runner design //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2016. - Т. 49. - № 6. -С. 062025.

362 Zheng X. B., Guo P. C., Luo X. Q. Numerical simulation of fluid-structure interaction for axial flow blade based on weak coupling //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. -IOP Publishing, 2012. - Т. 15. - № 6. - С. 062012.

363 Belko V. O., Petrenya Y. K., Andreev A. M., Kosteliov A. M., Roitgarz M. B. Numerical simulation of discharge activity in HV rotating machine insulation //2019 IEEE Conference of Russian Young Researchers in Electrical and Electronic Engineering (EIConRus). - IEEE, 2019. - С. 800-802.

364 Yang J. et al. The flow field investigations of no load conditions in axial flow fixed-blade turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. -№ 3. - С. 032028.

365 Moussa C. et al. Insights into digital twin based on finite element simulation of a large hydro generator //IECON 2018-44th Annual Conference of the IEEE Industrial Electronics Society. - IEEE, 2018. - С. 553-558.

366 Valentin D. et al. Dynamic response of the MICA runner. Experiment and simulation //Journal of Physics: Conference Series. - IOP Publishing, 2017. - Т. 813. - № 1. - С. 012036.

367 Mangani L., Buchmayr M., Darwish M. A block coupled solver development for hydraulic machinery applications //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 2. - С. 022002.

368 Meng L. et al. Study on the pressure pulsation inside runner with splitter blades in ultra-high head turbine //IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. - IOP Publishing, 2014. - Т. 22. - № 3. - С. 032012.

369 Arpin-Pont J. et al. Methodology for estimating strain gauge measurement biases and uncertainties on isotropic materials //The Journal of Strain Analysis for Engineering Design. - 2015. -Т. 50. - № 1. - С. 40-50.

370 Судаков А. В., Георгиевская Е. В. Концепция "приемлемого риска" как инструмент продления ресурса гидротурбин //Тяжелое машиностроение. - 2017. - № 10. - С. 14-17.

371 Георгиевская Е. В. Применение механики разрушений для прогнозирования ресурса радиально-осевых гидротурбин //Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. -2018. - Т. 20. - № 9-10. - С. 71-78.

372 Georgievskaia E. Justification of the hydraulic turbines lifetime from the standpoint of the fracture mechanics //Procedia Structural Integrity. - 2018. - Т. 13. - С. 971-975.

373 Георгиевская Е.В. Оценка надежности энергетического оборудования на ранних стадиях проектирования // Фундаментальные и прикладные проблемы техники и технологии. 2020. № 4 (342). С. 150-157.

374 Георгиевская Е. В. Методология оценки и принципы управления ресурсом гидротурбин в условиях фактической эксплуатации. СПб: ЦНИТ «Астерион», 2019.

375 Георгиевская Е. В. К вопросу раннего обнаружения трещин в рабочих колесах гидроагрегатов //Проблемы машиностроения и надежности машин. - 2021. - № 3. - С. 40-46.

376 Георгиевская Е. В., Георгиевский Н. В. Срок службы как параметр обобщенного узла при расчете индекса технического состояния энергетического оборудования //Фундаментальные и прикладные проблемы техники и технологии. - 2021. - № 4. - С. 43-50.

377 Георгиевская Е. В. Концепция оценки ресурса гидротурбин после длительной эксплуатации //Безопасность и мониторинг техногенных и природных систем. - 2018. - С. 50-56.

378 Георгиевская Е. В., Чеверда В. А., Дергалев С. В. О стандартизации требований к отчётной документации по оценке технического состояния и остаточного ресурса гидроагрегатов Иркутской ГЭС //Гидротехническое строительство. - 2023. - № 2. - С. 8-14.

379 Георгиевская Е. В. Современные подходы к управлению ресурсом гидротурбин //МНТК Гидравлические машины, гидропневмоприводы и гидропневмоавтоматика. Современное состояние и перспективы развития : Сборник докладов. Санкт-Петербург, СПбПУ, 2018. - С. 65-74.

380 Георгиевская Е. В. Обеспечение надежности и безопасности эксплуатации гидроагрегатов за пределами проектного срока службы //Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. - 2017. - Т. 19. - № 7-8. - С. 33-42.

381 Долговечность и ресурс агрегатов тепловых, атомных и гидроэлектростанций / Е.В. Георгиевская [и др.]. Энергетик. - 2018. - № 2. - С. 18-22.

382 Георгиевская Е. В. Обоснование методов и сроков диагностики гидротурбин за пределами проектного срока службы // Живучесть и конструкционное материаловедение : Материалы международной конференции. Москва, ИМАШ, 2016. - С. 120-123.

383 Георгиевская Е. В., Смелков Л. Л. Проблемы нормативного обеспечения оценки

остаточного ресурса основных элементов гидротурбин //Академия энергетики. - 2014. - № 4. -С. 74-78.