Вести в электроэнергетике 2010; № 2 (март-апрель); стр.8¸15

Об аварийном сбросе водорода из турбогенератора с водородным охлаждением

О.С.Голоднова, старший научный сотрудник, канд. техн. наук

Ускоренное удаление водорода не должно применяться при нормальной эксплуатации турбогенераторов, так как само по себе представляет опасность для технического состояния генератора. Завод-изготовитель не рекомендует резких изменений давления газа при выпуске газа из корпуса собранного турбогенератора.

Отрицательное влияние ускоренного снижения давления газа на техническое состояние генератора неизбежно, поскольку происходит заброс масла из системы уплотнений в генератор, нарушается соотношение давлений водорода и охлаждающего обмотку статора дистиллята, создаются условия для увлажнения высоковольтной изоляции обмотки статора, коррозии бандажных колец ротора, повреждения активной стали.

В случае пожара, возникающего при механическом повреждении турбоагрегата в машинном зале электростанции, поступление водорода в зону пожара во избежание его развития должно быть прекращено путем ускоренного удаления водорода. Схема (устройство) для удаления (сброса) водорода должна обеспечить быстрое удаление водорода из генератора в атмосферу за пределы машинного зала в обход возникших очагов горения.

Ложная работа схемы сброса водорода весьма опасна, так как быстрое удаление водорода без отключения генератора от сети приводит к повреждению генератора. Задержка с подачей инертного газа внутрь генератора при сбросе водорода опасна из-за возможности проникновения воздуха внутрь генератора и образования взрывоопасной смеси.

Эффективность и надежность схемы сброса водорода существенно зависят от выполнения ряда технических требований, которые пока не сформулированы в каком-либо нормативном документе. И все же, несмотря на все это, ограничение катастрофических последствий возникшего пожара в машинном зале электростанции, особенно АЭС, при повреждении турбоагрегата настолько важно, что ускоренное удаление водорода должно включаться в комплекс противопожарных мероприятий.

Анализ аварийных ситуаций и сценариев пожара в машинном зале, личный опыт автора в создании и испытании устройства сброса водорода, в исследованиях резервирования маслоснабжения, известные результаты многих других разработок устройств и схем сброса водорода (например, ЦКБЭнергоремонт, «Электросила» — теперь «Силовые машины») позволяют предложить в данной статье обоснование условий необходимости, эффективности и безопасности схемы экстренного сброса водорода из турбогенератора.

Зачем нужен сброс водорода из генератора с водородным охлаждением?

Экстренный сброс водорода из корпуса генератора необходим в случае аварии с механическим повреждением турбоагрегата, сопровождающимся значительным разуплотнением газомасляной системы генератора с последующим воспламенением водорода и масла в машинном зале электростанции. Несмотря на принимаемые противопожарные мероприятия, пожары масла и водорода все же приводят к катастрофическим последствиям — обрушениям кровли и значительным повреждениям строительных конструкций машинных залов электростанций.

Увеличение доли оборудования, выработавшего назначенный срок службы, в машинных залах электростанций, в том числе на АЭС, в сочетании с определенной тенденцией к снижению качества эксплуатации и ремонта в последние годы, способствует росту риска возникновения пожароопасных и взрывоопасных ситуаций.

Исходя из определения риска в [1], как «вероятности причинения вреда…. с учетом тяжести этого вреда», материальное выражение степени риска R представляют как произведение вероятности (частоты) этого события P на усредненное значение ущерба W от его последствий [2]:

R = P·W.

По средним данным на 1994 г. [3], P = 0,001.0,005 (отказ/генератор-год) и ущерб W = 50 млн дол., откуда усредненная оценка степени риска катастрофического пожара составит R = 0,05.0,25 млн. дол. на один генератор в год. Максимальное известное единичное значение ущерба превышает 100 млн. дол. Продолжительность восстановительного периода варьирует от 4 до 21 мес., не считая тех случаев, когда восстановление было признано нецелесообразным.

Страхование таких рисков для отдельной энергоустановки равносильно неоправданным значительным финансовым потерям у страхователя, поскольку при столь низкой вероятности страховых случаев должен приниматься весьма долгосрочный горизонт планирования. Страховые премии должны будут выплачиваться в течение многих лет практически без наступления страхового случая, а значение ущерба потребует такого страхового покрытия, которое не под силу страховщикам.

Таким образом, для снижения степени риска катастрофического пожара в машинном зале электростанции актуальны два направления работ:

• снижение вероятности P (частоты) катастрофических пожаров, т.е. предупреждение пожаров путем повышения надежности турбоагрегатов и качества эксплуатации;

• снижение материального ущерба W от пожара, т.е. объема разрушений и продолжительности простоя турбоагрегата, путем повышения эффективности ликвидации пожара.

Экстренный сброс водорода из корпуса генератора не может предотвратить катастрофические пожары, но должен снизить материальный ущерб, преследуя следующие цели:

• уменьшить тепловыделение в уже возникшем очаге горения — факеле масла и водорода — и замедлить прогрев строительных конструкций машинного зала, в том числе ферм кровли и колонн, не допуская их обрушения;

• ускорить возможность подачи воды в очаг горения, что повысит эффективность тушения пламенного факела от горения масла.

Дальнейший анализ эффективности сброса водорода будем вести, исходя, прежде всего,  из реализации этих целей, не останавливаясь на многих других известных мероприятиях по ликвидации возникшего пожара [3, 4].

Пожар турбоагрегата всегда представляет серьезную опасность как для металлоконструкций стропильных ферм кровли, так и для колонн машинного зала. Факел горящего масла и водорода быстро нагревает несущие металлоконструкции до критической температуры, что приводит их к потере устойчивости и обрушению кровли в течение 3–5 мин [4], как показано на рис. 1 [5]. Обрушение значительно увеличивает объем повреждений турбоагрегата и его вспомогательных систем, повышает риск несчастных случаев.

Рис. 1. Последствия пожара масла и водорода с обрушением кровли в машинном зале электростанции [5]

Водородное пламя имеет значительно более высокую температуру, чем горящее масло. Тепловыделение от сгорания всего водорода, содержащегося в турбогенераторах мощностью от 220 до 1000 МВт, составляет от 2,7·106 до 8,7·106 кДж, а тепловыделение от сгорания 150–200 л масла — 5,7–7,6·106 кДж.  Следовательно, залповый выброс водорода при механическом повреждении турбоагрегата, включая генератор, в 1,5–2 раза увеличивает общее тепловыделение в очаге горения в первые минуты аварии. Это способствует ускорению прогрева несущих металлоконструкций машинного зала до критической температуры, т.е. до потери устойчивости. Чем быстрее производится удаление водорода, тем меньше термическое воздействие на металлоконструкции, обусловленное тепловыделением от сгорания водорода.

Как быстро надо удалить водород из генератора при пожаре?

При отсутствии нормативов, учитывая указанные выше данные об обрушении кровли в течение 3–5 мин при пожаре, следует стремиться к удалению водорода в течение 1,5–2 мин (для генераторов 200–1000 МВт). Именно такое ускоренное удаление водорода при пожаре можно называть экстренным сбросом водорода в отличие от удаления водорода при авариях, не связанных с пожаром водорода, обычными манипуляциями по вытеснению водорода в штатной газовой схеме.

Как осуществить экстренный сброс водорода из генератора?

Газомасляная система генератора имеет необходимые газопроводы и арматуру для удаления водорода в атмосферу путем вытеснения его инертным газом. При нормальной эксплуатации завод-изготовитель требует производить выпуск газа со скоростью падения давления водорода не более 0,1 МПа/ч, чтобы избежать забросов масла в корпус генератора и чтобы сохранять превышение давления водорода над давлением дистиллята в системе охлаждения обмотки статора.

Указанное ограничение, конечно, не относится к аварийным условиям пожара. При обычно применяемых проходных сечениях выпускных газопроводов в газовой схеме турбогенератора (Dу 50) минимальная расчетная продолжительность удаления всего объема водорода из генераторов мощностью от 200 до 1000 МВт составит соответственно от 7 до 25 мин, что слишком долго для условий пожара.

Таким образом, реализация экстренного сброса водорода требует дополнительного устройства в газовой схеме генератора. Устройство обычно состоит из трубопровода большого диаметра, выведенного из центральной части корпуса генератора на крышу, с нормально закрытым клапаном. Расчетная продолжительность экстренного сброса водорода из генераторов мощностью от 200 до 1000 МВт составит соответственно от 2 до 6 мин при диаметре

трубопровода 0,1 м и от 0,5 до 1,5 мин при диаметре 0,2 м.

Как должен открываться клапан экстренного сброса водорода? Можно ли допускать ручное включение?

Анализ ряда аварийных ситуаций со значительной разгерметизацией генератора показал, что время от обнаружения утечки водорода персоналом до отключения генератора от сети составляет от 2 до 7 мин [3]. Ручные манипуляции с арматурой требуют до 5 мин. При сбоях в работе схем сигнализации, защиты и запаздывании принятия мер персоналом это время может непредсказуемо увеличиваться. Поэтому ручное включение клапана не может рассматриваться как экстренный сброс. Следовательно, схема экстренного сброса водорода из генератора должна быть обязательно автоматической, с минимальным временем срабатывания схемы и открытия клапана (доли секунды).

Критерий срабатывания схемы экстренного сброса водорода должен соответствовать признакам аварии с пожаром, исключая экстренный сброс в менее тяжелых условиях. Конечно, схема должна предусматривать также автоматический впуск в корпус генератора инертного газа, чтобы не допустить проникновения воздуха и образования взрывоопасной смеси.

Как способствует экстренный сброс водорода повышению эффективности тушения пожара?

Как показано выше, быстрое удаление водорода позволяет значительно снизить пожарную нагрузку от тепловыделения при горении водорода в машинном зале. А главное, после удаления водорода можно применить воду для тушения факела горящего масла и, что особенно эффективно, — распыленную (water spray) и тонкораспыленную (fine water spray, water mist) воду. Нельзя тушить водой водородное пламя, поскольку температура водородного пламени превышает 2000 °C, а при температуре выше 1700 °С вода разлагается на водород и кислород. Поэтому ввод воды в любом виде в водородное пламя лишь усугубит пожар. Так, в [6] указано, что возгорания водорода не погашаются, пока водород не израсходуется, вследствие опасности вторичного воспламенения и взрыва, а водой следует только охлаждать окружающие конструкции.

Тушить водород можно инертным газом, который разбавляет водородно-воздушную смесь, но только в замкнутом объеме, чтобы обеспечить заданную концентрацию. Например, при использовании азота потребуется концентрация азота более 30 %, что неосуществимо в машинном зале. Таким образом, при возникновении пожара на турбоагрегате быстрое удаление водорода позволяет ускорить подачу воды (распыленной воды) в зону горения для эффективной ликвидации пожара масла.

Каким требованиям должна удовлетворять автоматическая схема экстренного сброса водорода из генератора?

Обоснованными представляются следующие технические требования:

1. Время сброса водорода: 1–2 мин (нижняя граница для газового объема до 300 м3, верхняя — для газового объема выше 700 м3). Для этого необходим трубопровод для выпуска газа диаметром от 0,1 до 0,25 м. После снижения давления водорода до 0,01 МПа в корпус генератора должен быть подан автоматически инертный газ для вытеснения водорода.

2. Срабатывание схемы допустимо только после отключения турбогенератора от сети, в противном случае неизбежно повреждение статора и ротора из-за недопустимого перегрева.

3. Клапан для сброса водорода должен открываться автоматически по заданным критериям.

4. Требования к безотказности схемы экстренного сброса водорода должны быть высокими, чтобы обеспечить как четкое срабатывание в весьма редких случаях аварий, так и отсутствие ложных срабатываний при длительной эксплуатации.

Весьма важен правильный выбор критерия для автоматического срабатывания схемы, т.е. информативного параметра и уставки, достижение которой достоверно свидетельствует о начале необратимого развития катастрофической аварии с разрушением турбоагрегата и пожаром масла и водорода. Могут рассматриваться следующие критерии: появление открытого огня в машинном зале (сигнал от пожарных извещателей), резкое снижение давления водорода, резкое повышение вибрации подшипников турбоагрегата. Применяемые пожарные извещатели слишком инерционны для такой схемы.

Давление водорода контролируется и периодически снижается и повышается в процессе эксплуатации (в пределах ±0,02 МПа), поэтому не снижение давления водорода само по себе, а значительно повышенная скорость этого снижения могла бы служить признаком аварийной ситуации. Однако оперативная оценка скорости снижения давления водорода не предусмотрена в штатной системе контроля.

Кроме того, даже значительная утечка водорода далеко не всегда сопровождается возгоранием и пожаром, а незначительные локальные возгорания не настолько опасны, чтобы подвергать генератор весьма серьезному отрицательному воздействию сброса водорода без крайней необходимости.

Малорасходные утечки водорода в водяные системы охлаждения, в маслосистему и в коробы токопроводов контролируются при помощи газоанализаторов, что, как показывает опыт эксплуатации, исключает возможность накопления и взрыва водорода в указанных местах. Такие утечки никогда не являлись причиной пожара в машинном зале. Предусмотренные штатной системой контроля и инструкцией по эксплуатации процедуры обнаружения этих утечек и устранения их, включая при необходимости отключение и останов турбогенератора обычным порядком, достаточно эффективны и не требуют экстренного сброса водорода.

Известно [3], что все аварийные ситуации, первопричиной которых было механическое разрушение узлов турбоагрегатов, приводили к быстрому развитию катастрофического пожара масла и водорода с повреждением строительных конструкций машинного зала. Для появления и развития опасных, с точки зрения пожара, механических повреждений узлов турбоагрегата наиболее информативным признаком является значительное повышение контролируемой вибрации подшипников. Поэтому для достоверной идентификации начала разрушения турбоагрегата и необходимости запуска системы противопожарной защиты, включая экстренный сброс водорода, более всего подходит вибродинамический критерий.

Действие защиты турбоагрегата по предельному уровню виброскорости (11,2 мм/с) еще не означает неизбежность разрушения основных узлов и пожара и не требует запуска системы противопожарной защиты. Поэтому критерием для инициирования схемы экстренного сброса водорода должно быть значительное превышение указанного уровня виброскорости. Аварийная уставка должна быть задана заводом-изготовителем.

По результатам исследований ВТИ в 1990¸1995 гг. рассматривался вариант уставки — 30 мм/с в сочетании с дополнительными признаками. В настоящее время в некоторых проектах предлагается аварийная уставка 15 мм/с  также в сочетании с дополнительными признаками. Дополнительные признаки необходимы, поскольку может иметь место значительное повышение вибрации (даже сверх 15 мм/с), не ведущее к значительным повреждениям турбоагрегата и пожарам.

Например, такое повышение вибрации, имело место в следующих случаях, не сопровождавшихся разрушением и пожаром: повреждение стопорной гайки бандажного кольца турбогенератора 800 МВт, тепловой небаланс ротора турбогенератора 500 МВт, повреждение токоподвода ротора с замыканием на вал и выплавлением участка вала турбогенератора 120 МВт.

Очевидно, что требования к показателям надежности (безотказности) схемы экстренного сброса водорода должны соответствовать указанной выше частоте рассматриваемых аварийных ситуаций. Обоснованными можно считать требования к вероятности отказа схемы в аварийной ситуации — не выше 0,001, а к вероятности ложных срабатываний — не выше 0,0001.

Для реализации этих требований, прежде всего, необходима соответствующая надежность клапана и высокая достоверность схемы передачи сигнала. Вероятность ложных срабатываний может быть снижена вводом второго клапана со срабатыванием по схеме «два из двух». Но это соответственно повысит и вероятность отказа схемы при пожаре. Поэтому при проектировании должны быть проведены расчеты показателей надежности схемы в целом как защитного устройства с учетом характеристик всех элементов.

Как любое автоматическое защитное устройство, схема экстренного сброса водорода должна периодически  испытываться в процессе эксплуатации, для чего должна быть разработана специальная методика, безопасная для генератора. Чем меньше газовый объем генератора, тем соответственно меньше требуемое время сброса водорода. При объеме 100 м3 и менее время сброса должно быть не более 1 мин. Иначе схема экстренного сброса водорода не будет эффективна, так как весьма незначительно уменьшит тепловыделение в зоне пожара.

Актуален ли экстренный сброс водорода из генератора при нарушении маслоснабжения уплотнений вала и резервировании подачи масла от демпферного бака?

Как известно [7, 8], при нарушениях маслоснабжения уплотнений вала турбогенераторов с водородным охлаждением производится автоматическое отключение турбоагрегата технологической защитой от понижения уровня масла в демпферном баке. Такие отключения составляют около 30 % всех отключений турбогенераторов, обусловленных нарушениями в работе оборудования газомасляной системы.

Они происходят обычно не столько из-за отказов всех трех источников маслоснабжения уплотнений, сколько из-за ошибок персонала при переключениях в маслосистеме, ошибочной настройки регуляторов, а также, некачественного ремонта уплотнений и оборудования газомасляной системы. Хотя отключение происходит при почти полном демпферном баке, останов турбоагрегата в этом случае производится со срывом вакуума, чтобы ускорить процесс выбега, снизить расход масла в уплотнениях и увеличить продолжительность резервирования. Персонал должен приступать к удалению водорода с вытеснением его инертным газом немедленно по отключении генератора от сети, не дожидаясь полного останова. Продолжительность резервирования от демпферного бака может различаться для разных машин, но при принятых емкостях баков она меньше продолжительности выбега турбины. Так, испытания турбогенераторов типа ТВВ-165-2 и ТВФ-100-2 показали продолжительность резервирования при выбеге соответственно 6 и 15 мин.

Тем не менее, положительный опыт эксплуатации сотен турбогенераторов с демпферными баками в течение 30 лет и более показал, что фактическая продолжительность резервирования от бака достаточна для восстановления нормального маслоснабжения уплотнений. Поэтому при таких отключениях потеря газоплотности не наблюдалась. Такое отключение генератора не представляет угрозы его техническому состоянию, поэтому возможен ввод его снова в работу без ревизии после восстановления нормального маслоснабжения уплотнений вала.

Аварийный (экстренный) сброс водорода в настоящее время предлагается заводом-изгото-вителем (ОАО «Силовые машины») для турбогенераторов АЭС 1000 МВт в режиме резервирования маслоснабжения уплотнений от демпферных баков. Это должно предотвратить нарушение газоплотности после израсходования масла в баках при аварийном останове в случае длительного нарушения электропитания собственных нужд, в том числе электродвигателей маслонасосов уплотнений переменного и постоянного тока.

Проведем анализ возможных последствий такого нарушения без экстренного сброса водорода. После прекращения подачи масла в уплотнения от маслонасосов масло подается в уплотнения от двух демпферных баков; в соответствии с [7] турбогенератор отключается технологической защитой от снижения уровня масла до верха баков, после чего начинается выпуск водорода из генератора с вытеснением его инертным газом по обычной схеме. Должен быть также подан инертный газ в сливные воздушные камеры уплотнений.

Следует отметить также, что вкладыши кольцевых уплотнений не повреждаются при нарушении подачи масла. При емкости каждого бака 2 м3 и номинальном расходе масла в уплотнениях (около 200 л/мин на каждое уплотнение) время подачи масла от демпферных баков в безнасосном режиме составит не менее 10 мин. (без учета снижения давления и частоты вращения). Если восстановление нормального маслоснабжения уплотнений произойдет в течение этого времени, то это предотвратит нарушение газоплотности и позволит быстро включить турбогенератор в работу.

Таким образом, сам по себе режим резервирования маслоснабжения уплотнений турбогенератора 1000 МВт АЭС от демпферных баков имеет ограниченное время действия. Если масло из баков израсходуется до восстановления нормального маслоснабжения уплотнений вала, то начнется утечка водорода через уплотнения вдоль вала.

Отметим, что возгорание происходит далеко не во всех случаях утечки водорода (примерно в 15 % случаев [8]). Так, при локальной утечке водорода из корпуса турбогенератора 1000 МВт через поврежденную резиновую прокладку выход водорода в машинный зал продолжался около 9 мин. без возгорания, на 4-й мин. был подан азот (рис. 2) [3].

Рис.2. Снижение давления водорода в корпусе турбогенератора 1000 МВт из-за утечки через поврежденную

резиновую прокладку [3]

Выход водорода через уплотнения вдоль вала будет происходить гораздо медленнее, поскольку мала площадь поперечного сечения кольцевого зазора между вкладышем и валом — всего от 3 до 5 см2, что эквивалентно отверстию диаметром от 1,6 до 2 см. К тому же давление водорода и масла уже будет значительно снижено благодаря удалению газа из генератора по обычной схеме, соответственно значительно снизится и возможное тепловыделение в случае возгорания выходящего через уплотнения водорода.

Итак, необходимость в экстренном сбросе водорода из турбогенератора 1000 МВт АЭС в режиме резервирования от демпферных баков после отключения генератора от сети возникает только, если по каким-то причинам не может быть обеспечено восстановление нормального маслоснабжения уплотнений вала в процессе подачи масла от демпферных баков.

Здесь следует учесть вышеприведенные последствия экстренного сброса водорода, т.е. появление в генераторе дефектов, обусловленных резким снижением давления газа (замасливание, увлажнение и т.п.). После каждого экстренного сброса водорода в режиме резервирования от демпферных баков, несмотря на восстановление маслоснабжения уплотнений, обязательно следует предусматривать вывод в ремонт генераторов 1000 МВт АЭС для технического осмотра в целях устранения дефектов. В противном случае неизбежно серьезное ухудшение технического состояния основных узлов генератора.

Надо иметь в виду, что отключения турбогенераторов защитой от снижения  уровня масла в демпферном баке происходят на порядок чаще, чем возникает угроза катастрофического пожара. Поэтому можно ожидать увеличения продолжительности неплановых простоев из-за этих отключений, которые, вместе с повышенным расходом водорода, будут иметь отрицательное влияние на энергоэффективность энергоблока.

Есть специфическая опасность выхода водорода вдоль вала для турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3, возбудители которого закрыты кожухом, прилегающим к наружному щиту генератора, как показано на рис. 3 [9]. При утечке водорода через уплотнение 3, внутри кожуха 6 может накапливаться взрывоопасная водородно-воздушная смесь. На АЭС за рубежом отмечались взрывы водорода внутри кожуха возбудителя [10].

Рис. 3. Расположение возбудителей турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3 [10]:

1 — кожух нейтральных выводов; 2 — наружный щит генератора; 3 — уплотнение вала; 4 — подшипник; 5 — возбудители; 6 — шумозащитный кожух; 7 — фундаментные плиты; 8 — линейные выводы; 9 — водоподвод к обмотке статора; 10 — обмотка статора; 11 — выводы и трансформаторы нейтрали

Для предупреждения взрыва под кожухом достаточно предусмотреть газоанализатор, сигнализацию о содержании водорода под кожухом и подачу инертного газа в кожух в необходимом количестве. Это мероприятие представляется менее затратным, чем экстренный сброс водорода. Известны и другие малозатратные конструктивные меры для предупреждения выхода водорода вдоль вала.

Выводы:

1. Экстренный сброс водорода из генератора с водородным охлаждением необходим при механическом разрушении узлов турбоагрегата, обычно сопровождающемся пожаром в машинном зале, для предупреждения потери устойчивости строительных металлоконструкций.

2. Критерием для инициирования экстренного сброса водорода должно быть значительное превышение предельного уровня виброскорости с привлечением для достоверности дополнительных признаков.

3. Схема экстренного сброса водорода эффективна и надежна, если показатели надежности схемы соответствуют вышеприведенным требованиям. Обязательны также периодические испытания схемы в процессе эксплуатации.

4. Экстренный сброс водорода из турбогенератора 1000 МВт АЭС в режиме резервирования маслоснабжения уплотнений вала от демпферных баков требуется только при весьма длительном нарушении маслоснабжения, продолжительность которого превышает фактическое время подачи масла от баков при выбеге турбоагрегата после отключения от сети. В этом случае после экстренного сброса водорода необходим вывод генератора в ремонт для технического осмотра основных узлов, выявления и устранения дефектов.

Литература

1.  Федеральный закон «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27.12.02.

2.  Ковалевич О.М. К вопросу об определении «степени риска»//Вестник Госатомнадзора России. 2004.№ 1.

3.  Солдатов Г.Е., Голоднова О.С. О путях снижения риска пожаров в машинных залах АЭС// Атомкон. № 2(3). Июнь 2009.

4.  Микеев А.К. Противопожарная защита АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990.

5.  Markus Braun. Oil fire in a power plant//Munich Re,Schadenspiegel. 2006, № 2.

6.  H2BestPractices Home (Last Updated: August, 2009.Pacific Northwest National Laboratory and Los Alamos National Laboratory with funding from the U.S. Department of Energy).

7.  Типовая инструкция по эксплуатации газомасляной системы водородного охлаждения генераторов (РД 153-34.0-45.512-97).

8.  Голоднова О.С. Уплотнения вала турбогенераторов с водородным охлаждением и их системы маслоснабжения (устройство, эксплуатация, причины, признаки и предупреждение отказов). Приложение к журналу «Энергетик». М.: НТФ «Энергопрогресс». 2004, № 1.

9.  Иогансен В.И., Трофимов А.М. Модернизация турбогенератора ТВВ-1000-2У3 Калининской АЭС. В сб. «Электросила». СПб. 2003. № 42.

10. International guidelines for the fire protection of nuclear power plants, 2006, 4th edition.