Статья посвящена исследованию причин повышенной вибрации статоров турбогенераторов серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт. Как правило, это связано с нарушением связи сердечника статора и промежуточной рамы. В то же время опыт показывает, что ухудшение вибрационного состояния статора может быть обусловлено ослаблением прессовки активной стали сердечника, а также неудовлетворительными динамическими свойствами корпуса статора. Рассматриваются возможные способы снижения повышенной вибрации статоров в условиях электростанций в зависимости от причин ее возникновения. Приведены соответствующие примеры из практики. Показано, что для каждого турбогенератора мероприятия по снижению вибрации должны разрабатываться индивидуально – с учетом его вибрационных характеристик, особенностей конструкции и технического состояния.

 Введение.

При работе турбогенераторов серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт с тангенциальной конструкцией упругой подвески сердечника, нередко отмечаются повышенный шум и вибрация статора. Многолетний опыт эксплуатации показывает, что это является типичной проблемой данных машин [1-4]. В ходе обследований, проводимых Электросервис-НТЦГ, неоднократно выявлялись признаки повышенной вибрации сердечника в виде следов фреттинг-коррозии (налета рыжей пыли) в местах его сопряжения со стяжными призмами рамы. Дефект может проявиться как через десятки лет, так и через год эксплуатации, что обусловлено качеством изготовления и условиями эксплуатации (режимом работы). Известно, что при пониженных значениях нагрузки вибрация статора обычно заметно увеличивается [4]. Из-за высокой вибрации могут возникать трещины в сварных швах и кольцевых ребрах жесткости рамы. Также высокая вибрация сердечника негативно влияет на техническое состояние обмотки статора и детали ее крепления.

Как правило, рост вибрации статора связывается с ослаблением жесткости закрепления сердечника внутри рамы вследствие механического изнашивания контактирующих поверхностей стяжных призм и сегментов активной стали.

Вместе с тем практика проводимых Электросервис-НТЦГ диагностических обследований и вибрационных испытаний показывает, что у турбогенераторов серии ТГВ высокая вибрация статора не всегда бывает обусловлена исключительно ослаблением связи рамы с сердечником. Она может быть следствием целой совокупности причин, что необходимо учитывать при разработке комплекса мероприятий по снижению вибрации статора. В качестве иллюстрации рассмотрим некоторые случаи из практики.

Результаты практических исследований.

Ослабление связи сердечника и промежуточной рамы.

Как уже было сказано выше, данный дефект встречается наиболее часто и рассматривается как основная причина повышенной вибрации статора в турбогенераторах ТГВ. Согласно данным [2, 3] нарушение связи сердечника и рамы сопровождается снижением их собственных частот и при определенных условиях может вызвать резонанс на частоте 100 Гц. Если собственная частота лежит выше 100 Гц, то снижение вибрации путем ужесточения связи между сердечником и рамой представляется наиболее рациональным и технически оправданным. Используемые в настоящее время технологии ремонта основаны преимущественно на данном подходе.

Примером может служить турбогенератор мощностью 300 МВт, находящийся в эксплуатации с 1976 г. При капитальных ремонтах неоднократно отмечались следы повышенной вибрации сердечника (рис. 1). В 2007 г. сердечник статора и рама были оснащены стационарными датчиками контроля вибрации.

Рис.1 Признаки повышенной вибрации из-за ослабления связи между сердечником и рамой (рыжая пыль) в турбогенераторе 300 МВт

Ретроспективный анализ предоставленных электростанцией данных показал следующее. На протяжении 7 лет вибрация сердечника и корпуса статора была стабильно высокой и превышала действующие нормы [5]. В конце 2014 г. ‒ начале 2015 г. было отмечено резкое ухудшение их вибрационного состояния – за неполные три месяца максимальная вибрация на сердечнике и корпусе выросла в 1,5 раза и более. В отдельных режимах (при Р ≤ 0,55Р_н) максимальные значения вибрации сердечника и корпуса достигали ~200 мкм и ~170 мкм соответственно. При анализе АЧХ сердечника было установлено, что его высокая вибрация обусловлена резонансом в районе 100 Гц – максимум вибрации наблюдался при n=3040 об/мин (для удвоенной оборотной частоты это соответствует 101,3 Гц). К моменту начала работ по снижению вибрации в 2015 г. состояние сердечника оценивалось как предельное и рассматривался вопрос о выводе его из эксплуатации.

Для снижения вибрации статора специалистами Электросервис – НТЦГ было рекомендовано усилить связь сердечника и рамы с помощью специально изготовленных дополнительных распорных клиньев (рис. 2). Основной объем работ был выполнен в 2015 г. – усиление связи сердечника и рамы было произведено в зонах свободного доступа к активной стали через окна рамы. Впоследствии технология ремонта была усовершенствована, что позволило в 2017 г. усилить связь с сердечником тех участков рамы, которые изначально были закрыты обшивкой (без вырезания в ней дополнительных отверстий).

Рис. 2. Усиление связи сердечника и рамы дополнительными радиальными и тангенциальными клиньями в турбогенераторе 300 МВт.

Непосредственно после пуска генератора из капремонта 2015 г. было установлено, что проведенные мероприятия позволили повысить собственную частоту сердечника и улучшить его отстройку от резонанса (максимум его вибрации сместился в зону частот >3100 об/мин).

На рис. 3. представлены графики зависимости максимальных уровней вибрации сердечника и корпуса статора от активной мощности непосредственно перед ужесточением рамы (2015 г.) и после ее ужесточения (2015‒2020 гг.), построенные по предоставленным для анализа электростанцией данным. Благодаря проведенным в 2015 и 2017 гг. ремонтам, по состоянию на 2020 г. удалось достичь заметного снижения вибрации статора во всем диапазоне нагрузок (в среднем, в 1,4 раза на сердечнике и в 1,7 раза на корпусе), стабилизировать их в течение длительного периода. Это позволило не допустить вывод генератора из эксплуатации в 2015 г. и продлить его срок службы вплоть до настоящего времени.

(а) – сердечник статора

(б) – корпус статора

Рис. 3. Влияние активной мощности на максимальные уровни вибрации сердечника (а) и корпуса (б) статора турбогенератора 300 МВт до и после ужесточения связи рамы с активной сталью.

Необходимо подчеркнуть, что положительный эффект от ужесточения связи рамы с сердечником может быть достигнут лишь при условии, что собственная частота сердечника превышает 100 Гц. Опыт эксплуатации турбогенераторов ТГВ-300 показывает, что на данных машинах она может опускаться ниже 100 Гц [2]. В этих условиях ужесточение связи сердечника с рамой может не дать положительного результата и привести к увеличению вибрации.

Пониженное давление прессования в области ярма сердечника.

Представленные на рис. 3 графики показывают, что выполненные мероприятия по усилению связи рамы с сердечником позволили снизить максимальные уровни вибрации сердечника и корпуса статора, но вместе с тем привести их в полное соответствие с действующими нормами [5] не удалось. Было сделано предположение, что это вызвано низкой жесткостью самого сердечника статора. В такой ситуации повышенная вибрация может иметь место и при жестком сопряжении сердечника с рамой. Жесткость сердечника непосредственно зависит от состояния его прессовки.

Признаки местного ослабления прессовки активной стали в области наружной поверхности ярма были выявлены в ходе обследования турбогенератора в 2020 г. – через пять лет после начала работ по усилению связи рамы с сердечником (рис. 4). Заметим, что обычно в области ярма такие дефекты встречаются крайне редко – в основном они выявляются в зубцовой зоне крайних пакетов.

Рис. 4. Ослабление прессовки в области ярма сердечника турбогенератора 300 МВт (щуп-нож свободно проникает между отдельными сегментами).

Согласно [6] в собранном сердечнике давление прессования по радиальной координате изначально распределяется неравномерно и достигает максимума в районе его наружной поверхности. Это связано с деформацией нажимных плит под действием выкручивающего момента от продольных усилий со стороны торцевых поверхностей сжатого сердечника. Соответственно, ослабление прессовки ярма идет от его внутренней поверхности к наружной и становится визуально различимо не сразу, а только на поздних стадиях развития, когда зона расслоения сегментов достигнет наружной поверхности сердечника.

По-видимому, к моменту начала работ по усилению связи сердечника и рамы в 2015 г., процесс ослабления прессовки ярма уже прогрессировал, но при этом явно выраженных признаков расслоения сегментов на наружной поверхности сердечника еще не отмечалось.

Поскольку возможности по дальнейшему ужесточению связи рамы и сердечника были фактически исчерпаны, то дальнейшие усилия по снижению вибрации были направлены на повышение жесткости сердечника. Было предложено уплотнить активную сталь стеклотекстолитовыми клиньями-заполнителями, устанавливая их в зоне наружной поверхности сердечника (рис. 5). Это – первый в отечественной ремонтной практике подобный опыт (обычно, такие клинья используют для уплотнения зубцовой зоны сердечника). Размеры клиньев подбирались таким образом, чтобы исключить перекрытие осевых вентиляционных каналов в области ярма. Работы по уплотнению сердечника проводились непосредственно специалистами Электросервис-НТЦГ. Места установки клиньев определялись по результатам инструментального контроля прессовки в области ярма. В общей сложности за период с конца 2021 г. до начала 2023 г. было установлено порядка двухсот клиньев-заполнителей. При этом суммарная ширина осевых зазоров между сегментами активной стали, выбранных уплотняющими клиньями вдоль статора, в отдельных секторах окружности сердечника достигала 10-12 мм.

Рис. 5. Уплотнение ярма сердечника турбогенератора 300 МВт клиньями-заполнителями.

Для оценки эффективности проведенных работ был проведен сравнительный анализ вибрации сердечника до и после ремонта по ретроспективным данным, предоставленным для анализа электростанцией. На рис. 6 приведены графики зависимости максимальной вибрации сердечника от активной мощности, построенные по данным за 2020-2021 г. (до уплотнения) и 2023 г. (после уплотнения). Там же построены соответствующие линии регрессии, характеризующие изменение средних значений вибрации от активной мощности.

Рис. 6. Влияние активной мощности на максимальный уровень вибрации сердечника статора турбогенератора 300 МВт до и после его уплотнения стеклотекстолитовыми клиньями.

Установлено, что проведенные в 2021-2023 гг. мероприятия по уплотнению сердечника, хотя и не привели к радикальному улучшению, тем не менее оказали положительное влияние на вибрационное состояние. В широком диапазоне нагрузок от 0,5Р_н до Р_н максимальная вибрация сердечника снизилась в среднем на 10%. При этом наибольшие пиковые значения вибрации при соответствующих значениях активной мощности снизились приблизительно на 20%. Разброс отдельных значений вибрации относительно линии регрессии так же существенно уменьшился по сравнению с данными измерений до ремонта. В итоге поведение вибрации сердечника при изменении нагрузки стало более предсказуемым и устойчивым к воздействию различных случайных факторов. Это можно рассматривать, как признак повышения его монолитности и стабилизации механических свойств.

Таким образом, проведенные исследования указывают на возможность возникновения при эксплуатации турбогенераторов ТГВ существенных распрессовок активной стали в области ярма сердечника. Низкая жесткость сердечника отрицательно влияет на эффективность мероприятий по снижению вибрации при усилении связи сердечника с рамой.

В качестве дополнительной меры по улучшению и стабилизации вибрационного состояния сердечника статора может быть рекомендовано его уплотнение стеклотекстолитовыми клиньями в области ярма. Положительное влияние подпрессовки сердечника статора проявляется сильнее, если его собственная частота лежит в области выше 100 Гц. В противном случае уплотнение активной стали может отрицательно сказаться на вибрационном состоянии сердечника.

Неудовлетворительные динамические свойства корпуса статора.

Практика вибрационных испытаний показывает, что корпус статора так же может быть мощным источником повышенной вибрации.

Объект исследования – турбогенератор мощностью 200 МВт с водородно-водяным охлаждением, эксплуатируется с 1986 г. Начиная с 2009 г. на корпусе статора начал отмечаться повышенный шум. В 2013 г. статор был оснащен стационарными датчиками контроля вибрации. За все время эксплуатации генератора опасных повреждений рамы и элементов системы крепления сердечника не отмечалось. На статоре дважды выявлялись и устранялись ослабления отдельных клиньев крепления пружин подвески к корпусу. В один из капремонтов была проведена подтяжка гаек нажимных плит. Вместе с тем, проводимые мероприятия не позволяли добиться значимого улучшения вибрационного состояния.

Для уточнения причин повышенной вибрации были проведены вибрационные испытания при работе турбогенератора под нагрузкой с изменением активной и реактивной мощности, а также на холостом ходу с возбуждением при изменении частоты вращения от 2800 об/мин до 3100 об/мин. При оценке вибрационного состояния использовались данные измерений, полученных по стационарным датчикам, а также с помощью переносного многоканального прибора.

Результаты измерений показали, что при работе генератора под нагрузкой вибрация сердечника сравнительно невелика и составляет ~40 мкм. В то же время вибрации рамы и корпуса оказались весьма высоки – их максимальные значения достигали ~170 мкм и ~90 мкм соответственно.

При анализе АЧХ корпуса статора было установлено, что он имеет явно выраженный резонанс (скачок амплитуды) на частоте 2900 об/мин. Для составляющей двойной оборотной частоты это соответствует ~97 Гц, что достаточно близко к 100 Гц. Анализ АЧХ сердечника и рамы показало, что в исследуемом диапазоне частот вращения резонансные пики отсутствуют, а сами АЧХ имеют возрастающий характер, т.е. собственные частоты рамы и сердечника лежат выше 3100 об/мин (более 103 Гц).

Проведенное в капремонт диагностическое обследование показало, что конструктивные элементы и сварные швы корпуса и рамы повреждений не имеют. Гайки нажимных плит ослабления затяжки не имеют. Целостность пружин упругой подвески не нарушена, признаки ослабления затяжки основных силовых болтов крепления пружин к раме и корпусу статора отсутствуют. На наружной поверхности сердечника были обнаружены признаки ослабления связи активной стали и стяжных призм рамы в виде следов фреттинг-коррозии (рыжий налет, рис. 7). В целом, наблюдаемая картина технического состояния является типичной для длительно работающих генераторов серии ТГВ.

Рис. 7. Признаки повышенной вибрации из-за ослабления связи между сердечником и рамой (рыжая пыль) турбогенераторе 200 МВт с водородно-водяным охлаждением.

Сопоставление результатов вибрационных испытаний и диагностического обследования позволило сделать следующие выводы. Повышенная вибрация рамы, очевидно, вызвана ослаблением жесткости ее связи с сердечником. Признаков нарушения закрепления корпуса статора на фундаменте выявлено не было. Поэтому было предположено, что низкая отстройка собственной частоты корпуса от 100 Гц может быть следствием особенностей конструкции данных машин. Для проверки этого был проведен приближенный оценочный расчет собственной частоты корпусов турбогенераторов рассматриваемого типа по формуле, описывающей изгибные колебания тонкого свободного кольца [6] (такое допущение приемлемо, если рассматривать среднее сечение корпуса, где он не имеет связи с фундаментом).

( 1 )

Здесь: C – жесткость корпуса, ρ – масса единицы длины окружности корпуса, R – радиус центра тяжести поперечного сечения корпуса, m – число волн деформации по окружности.

Найденное по (1) значение собственной частоты для основной формы колебаний (m=2) составило ~94 Гц, что в целом согласуется с данными измерений. Имеющийся в настоящий момент опыт позволяет предполагать, что близость резонанса корпуса, не является особенностью лишь данного конкретного генератора, а изначально вызвана спецификой конструкции (неудачным соотношением жесткости и массы корпуса) и по мнению авторов в принципе может быть свойственна машинам данного типа.

В отличие от ТГВ-300 на генераторах серии ТГВ мощностью 200 МВт трудоемкость работ по усилению связи рамы с сердечником значительно выше, т.к. обшивка рамы у этих машин сплошная и для проведения ремонта нужно вырезать в ней окна, а по его окончании – устанавливать вырезанные фрагменты обшивки на свои места. Кроме того, в турбогенераторах 200 МВт сердечник статора разделен на пакеты, между которыми выполнены вентканалы, ширина которых составляет в зависимости от системы охлаждения составляет либо 5 мм, либо 10 мм. При проведении сварочных работ в верхней части статора имеется риск попадания частиц расплавленного металла через вентканалы на обмотку статора, что создает опасность повреждения изоляции. В генераторах ТГВ мощностью 200 МВт с водородно-водяным охлаждением приварка призм к активной стали дополнительно осложняется некоторыми конструктивными особенностями, свойственными именно этим машинам. Из-за особенностей раскроя сегментов стали пакеты у этих машин в районе наружной поверхности ярма имеют весьма рыхлую, разреженную структуру (рис. 7). Фактически только 1/3 всех сегментов номинально имеет контакт со стяжными призмами. По этой причине качественная приварка призм непосредственно к активной стали в таких машинах практически невозможна. Отдельные листы будут выгорать под действием дуги сварочного аппарата. Все это сильно затрудняет процедуру ужесточения рамы на генераторах ТГВ с водородно-водяным охлаждением и снижает ее эффективность.

С учетом вышесказанного и принимая во внимание удовлетворительное техническое состояние рамы и пружин подвески обследуемого генератора, было решено, что на текущий момент приварка стяжных призм к активной стали нецелесообразна и для снижения вибрации статора было предложено воздействовать непосредственно на корпус. Поскольку его собственная частота лежит ниже 100 Гц, то наиболее рациональным способом снижения вибрации является отстройка от резонанса путем увеличения его массы.

На первый взгляд может показаться, что чем больше мы утяжеляем корпус статора, тем ниже его вибрация. Однако это не совсем так. Корпус – это система с бесконечным числом собственных частот, каждой из которых будет соответствовать своя форма колебаний. Поэтому, при выборе дополнительной массы нужно учитывать, что, снижая вибрацию одного вида колебаний, мы можем повысить амплитуду колебаний другой пространственной формы.

На основании проведенных расчетов, была определено, насколько необходимо утяжелить корпус статора для снижения его вибрации до приемлемого уровня. Специалистами Электросервис-НТЦГ была разработана конструкция виброгасителей, определены места их установки и способ крепления. Было предложено изготовить их в виде двух стальных коробов, наполненных металлической дробью и закрепить их в среднем сечении по бокам статора. Такая конструкция удобна в эксплуатации, позволяет легко регулировать степень утяжеления корпуса и, кроме того, наполняющий их сыпучий материал дополнительно поглощает энергию колебаний за счет сил трения. В соответствии с разработанными чертежами короба-виброгасители были изготовлены силами персонала электростанции и установлены на корпус статора (рис. 8).

Рис. 8. Короб-виброгаситель на корпусе статора турбогенератора 200 МВт с водородно-водяным охлаждением.

Контрольные вибрационные испытания проводились после окончания капитального ремонта приблизительно в тех же режимах, что и перед ремонтом.

Измерения на холостом ходу с возбуждением показали, что результате установки виброгасителей удалось значительно улучшить динамические свойства корпуса и устранить резонанс при n=2900 об/мин. Анализ АЧХ сердечника, рамы и корпуса не выявил новых резонансных «всплесков» в исследуемом частотном диапазоне. При этом максимальные значения вибрации сердечника и рамы снизились на 20% и 25% соответственно, а на корпусе – более, чем в 2 раза.

Измерения под нагрузкой показали, что после проведенного ремонта практически во всех испытательных режимах вибрация корпуса соответствует требованиям действующих норм [5] и не превышает 32 мкм. Это в 2,7 раза меньше максимального значения, полученного перед ремонтом. При этом отмечается некоторое смещение точки максимума вибрации корпуса по сравнению с первоначальным. В месте установки стационарного датчика, где перед ремонтом был зафиксирован максимум вибрации, ее значение снизилась еще сильнее – приблизительно в 4 раза (рис. 9а).

После установки виброгасителей также наблюдается заметное улучшение вибрационного состояния рамы (рис. 9б). Максимальное значение ее вибрации снизилось в 1,4 раза. В среднем уменьшение вибрации рамы при низких нагрузках (75÷100 МВт) составило порядка 19%, а при высоких нагрузках (140÷185 МВт) – более, чем в 2 раза.

(а) – корпус статора (в месте максимальной вибрации до ремонта)

(б) – промежуточная рама (в месте максимальной вибрации до ремонта)

Рис. 9. Влияние активной мощности на вибрацию корпуса (а) и рамы (б) статора турбогенератора 200 МВт с водородно-водяным охлаждением до и после установки на корпусе коробов-виброгасителей.

По сравнению с предыдущими измерениями следует отметить отсутствие резких скачков вибрации корпуса и рамы при изменении нагрузки – уменьшился разброс отдельных значений вибрации относительно соответствующих линий регрессии (рис. 9). То есть, после установки виброгасителей вибрация корпуса и рамы не только снизилась, но вместе с тем стала более устойчивой к влиянию случайных воздействий при фиксированных значениях активной мощности.

Примечательно, что после установки виброгасителей также произошло уменьшение вибрации сердечника – преимущественно в области низких нагрузок (75-100 МВт). По сравнению с данными предыдущих измерений максимальное значение его вибрации уменьшилось на 26%.

Заключение.

1. Как показывает практика, основной причиной высокой вибрации статоров турбогенераторов серии ТГВ мощностью 200 и 300 МВт обычно является ослабление жесткости сопряжения промежуточной рамы с поверхностью сердечника. В то же время, в отдельных случаях высокая вибрация может быть вызвана:

• снижением давления прессования сердечника статора в области ярма вследствие естественных процессов старения и износа механической структуры шихтованного цилиндра активной стали;
• неудовлетворительными динамическим свойствами корпуса статора – его недостаточной отстройкой от резонанса на частоте 100 Гц.

2. В настоящее время для снижения вибрации статора в рассматриваемых турбогенераторах в основном используются технологии, основанные на ужесточении связи рамы и сердечника статора. При правильной организации ремонтных работ удается добиться заметного положительного эффекта. В частности, на одном турбогенераторе 300 МВт это позволило снизить вибрации сердечника и корпуса статора в среднем в 1,4 и 1,7 раза соответственно.

Вместе с тем низкая плотность прессовки активной стали в зоне ярма может снижать положительный эффект от усиления связи сердечника и рамы.

Для восстановления плотности прессовки сердечника статора в условиях электростанции может быть рекомендована процедура, основанная на уплотнении пакетов активной стали с помощью стеклотекстолитовых клиньев, устанавливаемых со стороны наружной поверхности сердечника. Опыт показал, что проведение данных работ на турбогенераторе 300 МВт после ужесточения его рамы привело к дополнительному снижению вибрации сердечника примерно на 10%.

Следует особо отметить, что для достижения положительного результата при выполнении вышеуказанных работ важно, чтобы собственная частота сердечника находилась в области выше 100 Гц, т.к. в противном случае это может негативно отразиться на вибрационном состоянии сердечника статора.

3. Если корпус статора недостаточно отстроен от резонанса и при этом его собственная частота лежит ниже 100 Гц, то достаточно эффективным способом уменьшения вибрации является применение специальных коробов-виброгасителей, наполненных металлической дробью и устанавливаемых снаружи корпуса. При правильном выборе характеристик виброгасителей данный подход позволяет добиться не только существенного улучшения вибрационного состояния корпуса, но также заметного снижения вибрации рамы и сердечника статора. В частности, после установки таких виброгасителей на генераторе 200 МВт, максимальное значение вибрации корпуса статора снизилось примерно в 2,7 раза, рамы – в 1,4 раза и сердечника – в 1,3 раза.
4. Эффективность ремонтных работ будет зависеть от того, насколько корректно и полно установлены факторы, негативно влияющие на вибрационное состояние статора. Поэтому технология ремонта для каждого конкретного генератора должна разрабатываться индивидуально. Чисто формальное применение какого-то одного подхода, без учета вибрационных характеристик, особенностей конструкции и технического состояния обследуемых агрегатов может привести к увеличению затрат на ремонт, но при этом не даст улучшения вибрационного состояния статора.

До выполнения ремонта обязательно должно проводиться подробное исследование вибрации сердечника, рамы и корпуса статора под нагрузкой, снятие их амплитудо-частотных характеристик на холостом ходу с возбуждением, чтобы максимально полно оценить общую картину вибрационного состояния и выявить наиболее проблемные элементы конструкции. Для этого требуется предварительное оснащение вибрационными датчиками корпуса, сердечника и рамы.

Окончательный выбор способа снижения вибрации и уточнение технологии ремонта должны производиться только после изучения АЧХ сердечника, рамы и корпуса статора с оценкой их собственных частот, анализа особенностей поведения их вибрации при работе под нагрузкой. При этом следует обязательно учитывать особенности конструкции, техническое состояние и ремонтопригодность основных конструктивных узлов обследуемого турбогенератора.

Литература

1. ИП-13-97(Э). Информационное письмо «О предотвращении повреждений элементов крепления активной стали и выхода из строя статоров турбогенераторов ТГВ-200». Сборник информационных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. 5-е издание, переработанное и дополненное. // М.: СПО ОРГРЭС, 2002 г., 136 с.
2. Кузнецов Д.В., Поляков Ф.А., Шандыбин М.И., Сыромятников А.И.,
   Галкин А.А., Дебринов Г.А. Повышенные вибрации статора турбогенератора с тангенциальной конструкцией эластичной подвески сердечника. Анализ причин, опыт контроля и снижения в условиях электростанции. // М.: Электрические станции, № 8, 2018 г. С. 37-46.
3. Кузнецов Д.В., Поляков Ф.А., Шандыбин М.И. Исследование взаимосвязи между вибрационным состоянием сердечника и корпуса статора в турбогенераторах с тангенциальной конструкцией эластичной подвески. // М.: Электрические станции,
   № 4, 2019 г. С. 37-47.
4. Кузнецов Д.В. Анализ повреждаемости и вопросы контроля вибрации
   стальных конструкций статоров турбогенераторов с тангенциальной конструкцией подвески сердечника. – Сборник докладов X Международной научно-технической конференции «Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций». // М.: ОАО «ВТИ», 2019 г. С. 75-85.
5. РД 34.45-51.300-97 Объем и нормы испытаний электрооборудования. 6-е издание, с изменениями и дополнениями по состоянию на 01.10.2006 г. //М.: ЭНАС, 2007 г.256 с.
6. Детинко Ф.М., Загородная Г.А., Фастовский В.М. Прочность и колебания электрических машин. // Л.: Энергия, 1969 г. 440 с.