Алгоритм пуска в работу энергетического блока после ремонта

В исключительных случаях, которые явно могут привести к аварии на энергоблоке или к несчастному случаю, НКТЦ имеет право отстранить от работы НСКТЦ и заменить его другим НСКТЦ или своим замом по эксплуатации цеха, уведомив об этом НСС, и выполнив об этом письменное распоряжение в Оперативном журнале НСКТЦ за своей подписью с указанием причин замены.

3. Алгоритм пуска в работу энергоблока после ремонта. Предпусковые работы и пуск энергоблока в работу

Итак, все ремонтные работы на энергоблоке закончены, нарядно-допускная система закрыта, имеются разрешительные записи в специальном журнале на рабочем месте начальника смены котлотурбинного цеха (НСКТЦ) начальников цехов, участников ремонта энергоблока, предупредительные плакаты, цепи, замки с оборудования и арматуры сняты, ремонтный персонал из зоны ремонта выведен, КИПиА исправны, не просрочены и подключены в работу, оперативный персонал энергоблока здоров и в полном составе, готов к пусковым операциям на энергоблоке.

3.1. В «Журнале окончания работ на энергоблоке» (находится на рабочем месте НСКТЦ) все начальники цехов участников ремонта (электроцех, цех тепловой автоматики и измерений, химический цех, котлотурбинный цех (он делает последним запись в этом журнале) делают разрешающую запись о том, что все ремонтные работы на энергоблоке № __ и его вспомогательном оборудовании полностью закончены, ремонтный персонал выведен, энергоблок готов к пуску в работу. Это является основным юридическим документом-разрешением, дающим право НСКТЦ приступить к пусковым операциям на энергоблоке, диспетчер энергосистемы (ОЭС) уведомлен о начале пусковых работ на энергоблоке (сообщает начальник смены электростанции).

3.2. НСКТЦ после проверки удостоверений по технике безопасности и правил эксплуатации у подчиненного персонала, которые не просрочены, дает устную команду СМЦ о начале пусковых работ на энергоблоке по всем отделениям блока (А, Б, В рис. 5), который, в свою очередь, передает уже свое распоряжение машинисту энергоблока (МБ).

3.3. МБ дает команды:

· машинисту насосной установки (МНУ) к пуску в работу циркуляционных насосов, согласно графику их работы, и всего оборудования гидротехнических сооружений;

· машинисту паровой турбины (МПТ) о подготовке парового конденсатора низкого давления (КНД) к приему циркуляционной воды;

· машинисту - обходчику по котлу (МОК), машинисту-обходчику по низу турбины (машинист ПЭН), машинисту - обходчику по деаэраторам и вспомогательного оборудования (МОВО) о начале пусковых операций на энергоблоке.

3.4. Все они, согласно требованиям «Инструкций по эксплуатации оборудования» по своему рабочему месту, лично проверяют, что ремонтный персонал из зоны ремонта выведен, снимают предупреждающие и запрещающие плакаты, цепи и замки с арматуры, и относят на рабочее место НСКТЦ; лично проверяют, что приборы КИПиА целы, не просрочены Госповеркой, опечатаны, коренные вентили открыты по импульсным линиям к своим датчикам; запорно - регулирующая и защитная арматура в целости; фланцы трубопроводов соединены и закреплены шпильками, которые прочно затянуты, от руки не вращаются; полумуфты насосов и электродвигателей сцеплены и закрыты защитным кожухом; клеммные коробки электродвигателей закрыты и заземлены; система пожаротушения исправна и находится в автоматическом ждущем режиме «Пуск»;

Не допускается даже кратковременное отключение из работы системы водяного или пенного пожаротушения электростанции. При необходимости проведения на ней ремонтных работ, вызвать на дежурство необходимое количество пожарных расчетов, и все работы должны проводиться по наряду и по специальной программе, утвержденной главным инженером электростанции и согласованной с руководством пожарной охраны объекта - электростанции.

электрическое освещение исправно (замену ламп выполняет персонал электроцеха по заявке котлотурбинного цеха); электроприводы арматуры целы и так далее. Одним словом, чем подробнее будет выполнен осмотр оборудования и помещений оперативным персоналом КТЦ, тем качественнее и спокойнее будет пуск в работу энергоблока;

3.5. МБ и СМЦ докладывают НСКТЦ о том, что осмотр оборудования выполнен. Если есть даже незначительные замечания, мешающие к нормальному пуску энергоблока, они записываются в «Журнал дефектов энергоблока №____», который находится на рабочем месте НСКТЦ, об этом сообщается начальнику смены электростанции и начальнику котлотурбинного цеха, пусковые работы прекращаются до устранения этих дефектов ремонтным персоналом котлотурбинного или другого цехов;

3.6. после устранения дефектов приступают к включению в работу оборудования энергоблока;

3.7. МНУ выполняет работы по пуску в работу циркуляционных насосов согласно требованиям «Инструкции по эксплуатации циркуляционных насосов». О всех выполненных работах и замечаниях МНУ докладывает МБ и СМЦ и делает запись в своем «Оперативном журнале». Желательно присутствие СМЦ при первых после ремонта пусках циркуляционных насосов.

Параллельно с МНУ МПТ начинает:

3.8. подготовку конденсатора к приему циркводы, для чего:

3.8.1 все люк-лазы водяных камер закрыты, в паровой части КНД, в конденсатосборнике установлен манометр типа ОБМ с большим циферблатом и классом точности 1,0 для визуального контроля уровня воды в конденсатосборнике; входная арматура по циркводе открыта полностью, а сливная опробована и закрыта; открыты воздушники и дренажи водяных камер; арматура на промывку КНД открыта; опорные пружины под фундаментными лапами КНД установлены, свободны и не защемлены; электрического освещения достаточно;

3.8.2. проверяет основные и пусковой паровые эжекторы и эжекторы цирксистемы (если они есть на турбине);

3.8.3. По команде МБ машинист насосной станции после проверки всех защит и блокировок на пускаемом циркуляционном насосе (выполняет персонал цеха ТАИ в присутствии СМЦ) и подачи смазки на подшипники электродвигателя и насоса, в присутствии СМЦ включает в работу первый циркуляционный насос (ЦН) на рециркуляцию, постепенно увеличивая расход в конденсатор турбины. Для избежания гидроударов эту работу необходимо выполнять плавно, без рывков, контроль загрузки - по амперметру электродвигателя, не допуская его перегруза;

3.8.4 При появлении непрерывной струи воды из воздушников КНД и дренажных вентилей, МПТ их закрывает и ставит КНД на опрессовку под рабочим давлением ЦН, контроль по манометру ОБМ, установленному на конденсатосборнике КНД. При появлении уровня воды в манометре, опрессовку и заполнение КНД прекратить, ЦН при необходимости отключить. Появление воды в конденсатосборнике КНД свидетельствует о неплотности трубной системы (обрыв трубок, свищи в трубках, нарушена вальцовка трубок в трубную доску и др. дефекты). НСКТЦ сообщает о дефектах начальнику КТЦ и заносит эти дефекты в «Журнал дефектов по турбине №___», а также делает запись в своем «Оперативном журнале НСКТЦ». Дефекты устраняет ремонтный персонал, производивший ремонт турбины;

3.8.5 После устранения неплотности трубной системы КНД, повторно приступить к заполнению и к опрессовке КНД циркуляционной водой;

3.8.6 После успешной опрессовки трубной системы КНД со стороны охлаждающей воды, опорожнить его по циркводе, установить подпорные домкраты под каждую опору КНД, чтобы не раздавить опорные пружины большой массой заливаемой в паровое пространство КНД водой из химического цеха, открыть люк-лазы по циркводе в КНД и заказать через НСКТЦ из химцеха необходимое количество воды для заполнения КНД по паровой части и проверки его герметичности. Проверяем плотность сварного шва между выхлопом ЦНД и горловиной КНД, ибо при нарушении герметичности этого сварного шва, мы никогда не получим полного вакуума в КНД;

3.8.7. При положительной опрессовке парового пространства КНД химводою, подопорожнить его до уровня, чтобы можно было убрать домкраты и приступить к заполнению химически обессоленной водой (ХОВ) до номинального уровня для включения в работу конденсатного электронасоса (КЭН) на рециркуляцию после проверки на нем всех защит и блокировок. Заказ ХОВ выполняет НСКТЦ, который должен знать от начальника смены химцеха из какого бака и какого качества он получает заказанную ХОВ и об этом делает запись в своем «Оперативном журнале»;

3.8.8 Подаем циркводу в полном объеме, постепенно открывая сливной затвор, тем самым, создавая разряжение (сифон) в поворотной камере двухходового КНД. Если сифон не удалось натянуть, то сливную арматуру закрыть и дать команду на резкое ее открытие, воздушник из поворотной камеры открой, выпусти воздух, и когда появится стабильная водяная струя, закрой его. Появление сифона покажет снижение токовой нагрузки ЦН, это дает гарантированную подачу охлаждающей воды через КНД, не приведет к разрыву ее потока и ведет к снижению электрической назгрузки электродвигателя, работающего ЦН, тем самым позволяет сэкономить собственные нужды энергоблока, ибо ЦН имеют большую электрическую мощность; подключить в работу сетчатые фильтры технической воды, установленные на минусовых отметках машинного зала, и подать техническую воду в котельный, химический, электроцехи, и к другим потребителям энергоблока;

3.8.9 После получения положительного анализа от химцеха на чистоту главного маслобака турбины, проверяем целостность сеток в нем, заполняем из центрального маслохозяйства электростанции чистым турбинным маслом главный маслобак турбины до номинального уровня и собираем схему маслоохладителей и включаем в работу систему маслоснабжения (маслонасосы смазки турбины) всего валопровода турбина+генератор+возбудитель; включаем в работу валоповоротное устройство (ВПУ) и контролируем, что весь валопровод турбины и генератора вращается вокруг своей оси с помощью ВПУ со скоростью около 3-4 оборотов в минуту; прослушиваем, что задеваний в уплотнениях турбины и посторонних ударов в подшипниках нет, масло равномерно самотеком сливается из подшипников скольжения турбины, генератора и возбудителя генератора в сливной маслопровод; проверяем маслосистему уплотнения вала генератора, гидрозатворы, водородную ловушку, манометры, регулятор прижимного масла (РПМ) и регулятор перепада давления (РПД) масло-водород;

3.8.10 Включаем в работу пусковой маслонасос (ПМН) сначала на рециркуляцию, а затем переводим подачу масла в систему регулирования частоты вращения турбины; синхронизатором по месту и с БЩУ опробываем работу стопорных и регулирующих клапанов, срабатывание автоматов безопасности наливом масла;

3.8.11 НСКТЦ заказывает в химцехе воду на заполнение котла для его предпусковой промывки;

3.8.12 МБ и СМЦ, МПЭН и МОВО после получения из химцеха положительных анализов на чистоту деараторного бака, готовят питательный насос к пуску на рециркуляцию, предварительно заполнив ХОВ водой деаэратор (Д) до номинального уровня (контроль уровня по водомерным стеклам в корпусе аккумуляторного бака деаэратора);

3.8.13 После проверки всех защит и блокировок на пускаемом в работу ПЭНе, включаем его на рециркуляцию в Д. (Подробнее о пуске питательного электронасоса см. Литература, Груздев В.Б.);

3.8.14 В котле открываем люк - лазы для осмотра поверхностей нагрева при заполнении котла водою и при его опрессовке давлением от работающего ПЭНа;

3.8.15 При необходимости проведения гидравлического испытания поверхностей нагрева котла и сдачи его инспекции технического надзора электростанции, собирается специальная опрессовочная схема, и работы выполняются по специальной программе, утвержденной главным инженером электростанции;

3.8.16 При положительной опрессовке котла и получения из химцеха положительных результатов промывки котла, воду сливаем в химцех, закрываем люк-лазы и заполняем его ПЭНом чистой водой из собственного деаэратора через включенные по питательной воде ПВД;

3.8.17 Проверяем плотность трубной системы ПВД, его защиты и блокировки;

3.8.18 Включаем КЭН на рециркуляцию, проверяем плотность трубной системы ПНД и всех теплообменников, находящихся на линии основного конденсата от КНД до Д;

3.8.19 МОК совместно с МБ пускает в работу механизмы тяги и дутья (ТД), т.е. дымосос и дутьевой вентилятор, после проверки на них всех защит и блокировок, подачи масла и охлаждающей техводы;

3.8.20 С помощью ТД МБ в поворотной камере котла устанавливает разряжение 5-10 мм вод. ст. после не менее 15 минутной вентиляции топки котла, затем заказывает анализ газа в топке котла на содержание природного газа, если котел работает на газе, и кислорода;

3.8.21 При получении положительных результатов анализа, МБ дает команду МОК о розжиге пусковых и последующих горелок на котле;

3.8.22 Растопку котла ведем на растопочный сепаратор со сбросом пара в атмосферу;

3.8.23 МБ, СМЦ и МПТ с МПЭН от станционного паропровода или соседнего работающего энергоблока подают пар на уплотнения паровой турбины и на пусковой эжектор для начала подъема вакуума в КНД, до этого через трубную систему его подается цирквода, сифон в поворотной камере стабилен; ВПУ вращает весь валопровод турбоагрегата (запрещено подавать пар на уплотнения при не вращающемся валопроводе! Можно сжечь уплотнения);

3.8.24 Начинаем прогрев Д паром от соседнего энергоблока, выпар направляем на питание основных эжекторов или в атмосферу при неготовности эжекторов;

3.8.25 При получении положительных результатов из химцеха анализа растопочного пара за котлом, замыкаемся на БРОУ-К со сбросом пара в паро-сбросное устройство (ПСУ БРОУ-К) предварительно сдренировав и прогрев его паропровод, и при достижении вакуума в КНД не менее 300 мм.рт.ст, опробываем защитные устройства на БРОУ-К;

3.8.26 Электрики выполняют работы на генераторе и возбудителе;

3.8.27 Проверяем все защиты и блокировки на энергоблоке, согласно требованиям «Инструкции по эксплуатации турбины» (типовой перечень защит и блокировок см. Приложение).

3.8.28 Начинаем прогревать главные паропроводы от котла до турбины через дренажи прогрева между ГПЗ - 1 и ГПЗ - 2 в расширитель дренажей КНД, при этом вакуум должен быть не менее 500 мм рт.ст.;

3.8.29 Пуск и прогрев турбины и котла ведем на скользящих параметрах пара за котлом;

3.8.30 Опробываем в работе предохранительные клапаны котла. После опробывания, если нет замечаний, рабочие и импульсные клапаны опечатываем и пломбируем, не допуская сдвижку грузов. Результаты записываем в «Журнал опробывания предохранительных клапанов котла», что на рабочем месте НСКТЦ;

3.8.31 При достижении предтолчковых температур в районе паровпуска ЦВД турбины, прогрева главных паропроводов и коробки стопорных клапанов турбины, которые прогревались через приоткрытый на 20-30% байпас ГПЗ - 2, открываем полностью стопорные и регулирующие клапаны синхронизатором на колонке регулирования турбиной, опробовав его работу как с БЩУ, так и по месту;

3.8.32 НСКТЦ сообщает на БЩУ о выполнении парового толчка турбины, для чего открывает полностью байпас ГПЗ - 2 и производит паровой толчок валопровода турбина-генератор и синхронизатором выводит турбину на холостой ход (n = 3000 об/мин), не допуская задержки на критических оборотах, что может привести к повышенной вибрации всего валопровода и аварийному останову турбины. На промежуточных ступеньках скоростей ротора турбины, значения которых ниже критических оборотов, разрешается сделать кратковременные выдержки для дальнейшего прослушивания и прогрева цилиндров и роторов турбины. Если пара через байпасы ГПЗ - 2 для выхода на холостой ход не хватает, то можно синхронизатором приоткрыть регулирующие клапаны, но долго держать их в приоткрытом состоянии нельзя - идёт массовое дросселирование пара, и тем самым захолаживается паровпуск, ротор и весь ЦВД;

3.8.33 Защитным устройством закрываем стопорные и регулирующие клапаны, тем самым проверяем срабатывание защитных устройств и плотность закрытия стопорных и регулирующих клапанов (расход пара должен быть равен нулю, обороты должны снижаться); синхронизатором быстро открываем стопорные и регулирующие клапаны, подхватываем обороты турбины и доводим их до холостого хода;

3.8.34 Обычно в ночную смену приступаем к разгону турбины до срабатывания автоматов безопасности разгонным устройством на колонке регулирования турбины, если проводились ремонтные работы в системе регулирования, замене подшипников, перелопачивание лопаточного аппарата ступени и другие работы в проточной части турбины. Работу выполняет лично НКТЦ или его заместитель по эксплуатации.

3.8.35 Первый автомат безопасности (АБ-1) должен сработать при скорости вращения 3300 об/мин (10 % от номинальной скорости 3000 об/мин); второй автомат безопасности (АБ - 2) должен сработать при скорости 3360 об/мин (12 % от номинала); при всех испытаниях на турбине разгоном весь лишний персонал удаляется, и присутствует только оперативный персонал, непосредственно участвующий в разгоне турбины и расставленный начальником цеха. Персонал должен находиться в пределах прямой видимости друг друга, т.е. НКТЦ и НСКТЦ находятся непосредственно у синхронизатора на колонке регулирования, старший машинист находится у переднего стула турбины, где наблюдает за срабатыванием автоматов безопасности и появлением их сигнальных флажков, машинист турбины - находится около щеточного аппарата, это единственное место на турбине, где хорошо виден вращающийся вал, и всё, больше никого не должно быть на площадке турбины.

Испытания автоматов безопасности выполняем согласно «Инструкции по испытанию автоматов безопасности», которую здесь не будем рассматривать;

3.8.36 При номинальной скорости вращения ротора турбины, точнее 2900-2950 об/мин, включается в работу главный маслонасос (ГМН), который должен передавить своим давлением обратный клапан и заткнуть ПМН, который нужно немедленно отключить, не допуская его работы в безрасходном режиме более 3-х минут как любого центробежного насоса;

3.8.37 В линии первого усиления системы регулирования турбины появилось давление, золотники сервомоторов вступили в работу, регулирующие клапаны вошли в режим автоматического регулирования количества оборотов за счет пропуска пара в турбину;

3.8.38 Электрики закончили работы на генераторе и возбудителе, генератор переведен на охлаждение водородом, включаем в работу систему уплотнения вала генератора, при этом контроль появления жидкости в корпусе генератора ведем по индукционному указателю жидкости (УЖИ), установленному в корпусе статора. Появление жидкости свидетельствует о том, что давление масла высокое после РПД, отрегулировать перепад масло-водород;

3.8.39 На БЩУ начальник смены электроцеха (НСЭЦ) подключил колонку синхронизации и синхроноскоп в работу, машинист турбины и НСЭЦ проверили управление турбиной по месту с колонки регулирования и с БЩУ (синхронизацию генератора с сетью, будем делать ручным способом);

3.8.40 Еще раз проверяем параметры пара за котлом, перед турбиной, тепловое состояние котла и турбины, осмотрели всё оборудование энергоблока по верху и по низу на предмет замечаний и дефектов, СМЦ докладывает НСКТЦ о готовности энергоблока к включению в сеть, НСКТЦ докладывает НСС, который дает команду НСЭЦ на синхронизацию генератора с сетью;

3.8.41 После включения генератора в сеть, НСЭЦ синхронизатором берет первичную активную нагрузку в пределах 10-15 % от номинальной активной мощности и реактивную нагрузку, согласно Диаграмме мощностей генератора;

3.8.42 Все оперативные работники БЩУ в своей оперативной документации делают запись о включении генератора в сеть с указанием точного времени только по часам, установленных на БЩУ;

3.8.43. НСС докладывает диспетчеру ОЭС, главному инженеру и директору электростанции о включении энергоблока в сеть;

3.8.44 После ремонта и включения его в сеть, в течение 72 часов (трое суток) энергоблок будет находиться в работе и все дефекты, которые могут появиться, должны будут устранены, если потребуется останов энергоблока без аварийной заявки и согласования с диспетчером энергосистемы;

3.8.45 По истечении 72 часов непрерывной работы энергоблок уже не принадлежит электростанции в оперативном отношении, и может быть остановлен только по диспетчерской заявке, и с разрешения главного диспетчера энергосистемы, что чревато штрафными санкциями для электростанции, как внеплановый останов;

3.8.46 Согласно требованиям нормативов, принятых в Минэнерго России, пуск энергоблоков мощностью 150-800 МВт должен занимать от 10 до 15 часов соответственно. Например, пуск энергоблоков ХТГЗ мощностью 150, 160 МВт составляет 11-13 часов, а ЛМЗ 200 МВт - 10часов 15 минут, 300 МВт - 12 часов 05 минут, а 800 МВт - 14 часов 55 минут. Моноблок на газе пускается в работу быстрее, чем на угле, на 20-30 минут, а дубль - блоки - на 15-30 минут дольше. Это и понятно: здесь нам нужно пустить в работу два корпуса котла, нежели один в моноблоке. Также энергоблок с паровым котлом на естественной циркуляции пускается на 40-45 минут дольше, чем прямоточный котел.

Но не маловажной работой является пуск в работу и насосного оборудования, теплообменников, трубопроводной арматуры и паропроводов, проверка технологических защит и блокировок на вспомогательном и основном оборудовании энергоблока. Без этих операций невозможен качественный и своевременный пуск энергоблока и включение турбогенератора в сеть;

3.8.47 Начальники смен цехов обязаны на общем собрании своих вахт разобрать все ошибки и проанализировать действия каждого из подчиненного персонала, при этом, не допуская грубости и нарекания со своей стороны, дать высказаться всем желающим и обязательно похвалить весь персонал смены с успешным пуском в работу энергоблока;

3.8.48 При проведении плановой технической учёбы с персоналом, начальник смены обязан разбирать, с составлением конспекта персоналом, все аварийные ситуации как на основном, так и вспомогательном оборудовании энергоблоков, приведённые в директивных циркулярах и в справочных документах, которые постоянно направляются Минэнерго на все электростанции России.



Вопросы для самопроверки

1. В чем заключается подготовка энергоблока к пуску в работу;

2. В чем отличие пусков энергоблоков из различных тепловых состояний;

3. Как составляют режимные карты и их назначение;

4. В чем заключается останов котла с полным расхолаживанием;

5. Аварийные остановы котла, причины останова;

6. Аварийные остановы паровой турбины, причины останова;

7. В чем заключается эрозионный металла котлов и паровых турбин;

8. Что такое коррозионный износ металла котлов и паровых турбин;

9. В чем заключается разница в пуске барабанных и прямоточных котлов;

10. Каким образом обеспечивается надежная работа подшипников турбин;

11. Назначение системы гидроподъема и валоповорота роторов турбин;

12. Назовите основные этапы подготовки и пуска в работу энергоблока из

ремонта;

13. В чем разница однобайпасных и двухбайпасных пусковых схем

энергоблоков;

14. В чем заключается технология пуска энергоблока на скользящих

параметрах пара;

15. Как определяется критическая скорость валопровода турбины и

турбогенератора;

16. Регулирование мощности паровой турбины, способы;

17. Почему первым этапом в пуске энергоблока является пуск в работу

системы технической и циркуляционной воды;

18. Что такое регулярный тепловой режим;

19. Понятие жесткого ротора;

20. Условия синхронизации генератора с сетью;

21. Перечислите аварийные защиты на энергоблоке;

22. Что такое осевой сдвиг ротора и его компенсация;

23. Расскажите о системе парораспределения на турбине;

24. К чему может привести повышение уровня воды в ПВД;

25. Причины выхода из строя ВЭ;

26. Как выполнен промперегрев на котле;

27. Причины загорания РВП;

28. Применение формулы Стодолы-Флюгеля;

29. Работа тепловых схем защиты генератора;

30. Система пожаротушения энергоблока.



ПРИЛОЖЕНИЕ

Блок-схемы аварийных защит энергоблока К-200-130 ЛМЗ

Рис. А - Нормы перемещения роторов и стульев паровой турбины К-200-130 ЛМЗ

(Работы совместно выполняются ремонтным персоналом котлотурбинного цеха и персоналом цеха наладки).



ЛИТЕРАТУРА

1. Пособие по изучению Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. Раздел 4-й /Мин-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»: 5-е изд., перераб. и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 2006.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации / Мин-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»: РД 34.20.501-95. 19-е изд., перераб. и доп. - М.: СПО ОРГРЭС, 2005.

3. Современная теплоэнергетика/под ред. Трухния А.Д./-МЭИ, 2007.

4. Тепловые и атомные электростанции / под ред. А. В. Клименко А. В., Зорина В. М. /, том 3: МЭИ, 2006.

5. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов /под ред. Е. Д. Бурова и др. - М.: МЭИ, 2007.

6. Груздев В.Б. Пуск в работу питательного электронасоса после ремонта. - Казань: Вестфалика, 2011.

7. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций.-М.: Энергоатомиздат, 1982.

8. Жгулев Г.В. Пуск и наладка энергоблоков. - М.: Энергия, 1978.

9. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок. 2-е изд., перераб.- М.: Изд-во Энергия, 1979.

10. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций: Учебн. пособие для спец. «Тепловые электрические станции». Минск: Вышэйша школа, 2000.

11. Режимы работы и эксплуатация ТЭС: Учебник для вузов / В. Я. Гиршфельд, А.М. Князев, В.Е. Куликов. - М.: Энергия, 1988.

12. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции.- М.: Энергоатомиздат, 1987.

13. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г., Тепловые и атомные электрические станции. - М.: Изд-во МЭИ, 2000.

14. Усов С.В., Казаров С.А. Режимы работы тепловых электростанций. - М.: Энергоатомиздат, 1993.

15. Прокопенко А.Г.,Мысак И.С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС - М.: Энергоатомиздат, 1990.

Размещено на Allbest.ru

...