CC BY
19East European Scientific Journal #10(74), 2021 53
УДК 621.313.322 ГРНТИ 45.29.31
Выговский А.В., Мыстецкий В.А.
Институт проблем безопасности АЭС НАН Украины 07270; Киевская обл., Иванковский р —н., г. Чернобыль ул. Кирова 36 а
КОНТРОЛЬ И ДИАГНОСТИКА ЗАКУПОРКИ ПОЛЫХ ПРОВОДНИКОВ СТЕРЖНЕЙ ОБМОТКИ СТАТОРА ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ ТИПА ТВВ-1000-2У3
A. V. Vygovskyi, V.A. Mystetskyi
Institute for safety problems of nuclear power plants national academy of sciences of Ukraine.
Kirova str. 36a, Chornobyl, 07270, Ukraine
CONTROL AND DIAGNOSIS OF ENCAPSULATION OF HOLLOW CONDUCTORS OF TURBOGENERATOR STATOR WINDING RODS OF TVB-1000-2U3 TYPE
Приведены методика, математические модели и алгоритмы расчёта трехмерного температурного поля обмоток статора турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3 в стационарных и переходных режимах эксплуатации. Разработана программа для реализации на компьютере нахождения распределения трёхмерного температурного поля в стержнях обмоток статора указанного турбогенератора в стационарных и переходных режимах эксплуатации. Для сравнения с экспериментальными данными выполнены расчеты нестационарного и стационарного нагрева стержней обмотки статора турбогенератора. Сравнение расчётных и экспериментальных данных показало, что они отличаются менее, чем на 5 %. Это указывает на достоверность разработанных методик, математических моделей и алгоритмов. Проведены расчёты трёхмерных температурных полей обмотки статора в процессе пуска при изменении нагрузки турбогенератора от нуля до номинальной при наличии полных и частичных закупорок полых проводников в стержнях этой обмотки. Произведена обработка расчетных температурно -временных зависимостей нагрева медного полого проводника и термометра сопротивления (расположенного под клином) в пазу верхнего стержня обмотки статора в зависимости от наличия дефектов при пуске турбогенератора. Определены диагностические признаки, с помощью которых, возможно надёжно и эффективно диагностировать появление и развитие дефекта в стержнях обмотки статора.
The method, mathematical models and algorithms for calculating the three-dimensional temperature field of the stator windings of the turbogenerator type TVV-1000-2U3 in stationary and transient modes of operation are given. The program for realization on the computer of finding of distribution of a three-dimensional temperature field in cores of stator windings of the specified turbogenerator in stationary and transient operating modes is developed. For comparison with the experimental data, calculations of nonstationary and stationary heating of the stator winding rods of the turbogenerator were performed. Comparison of calculated and experimental data showed that they differ by less than 5%. This indicates the reliability of the developed methods, mathematical models and algorithms. Calculations of three-dimensional temperature fields of the stator winding during start-up when the load of the turbogenerator changes from zero to nominal in the presence of complete and partial blockages of hollow conductors in the rods of this winding are performed. The calculated temperature - time dependences of the heating of the copper hollow conductor and the resistance thermometer (located under the wedge) in the groove of the upper rod of the stator winding are processed depending on the presence of defects when starting the turbogenerator. Diagnostic features are determined, with the help of which it is possible to reliably and effectively diagnose the appearance and development of a defect in the rods of the stator winding.
Ключевые слова: турбогенератор, обмотка статора, математическая модель, закупорка полого проводника, температурное поле, диагностические признаки.
Keywords: turbogenerator, stator winding, mathematical model, encapsulation of the hollow conductors, temperature fields.
На четырех АЭС Украины эксплуатируются 17 турбогенераторов серии ТВВ (производства ОАО «Силовые машины», Россия). Указанные турбогенераторы соответствуют трем типам: ТВВ-220-2АУ3 (4 штуки на АЭС Украины), ТВВ-1000-2У3 (5 шт.), ТВВ-1000-4У3 (8 шт.).
Безопасность, надежность и эффективность эксплуатации энергоблока АЭС в целом зависит от показателей надежности каждого элемента технологической цепи преобразования энергии
«ядерный реактор - парогенератор - турбина -турбогенератор - блочный трансформатор». Значительная часть инцидентов (от 30 до 70 %) на украинских АЭС, связанных с
незапланированными отключениями от сети и снижением нагрузки энергоблоков, вызвана недостаточной надежностью электротехнического оборудования. Наибольшая доля в недовыработке электроэнергии из-за отказов электротехнического
54 East European Scientific Journal #10(74), 2021 оборудования припадает на турбогенераторы (до 70 - 80%) [1, 2, 4 - 6].
Турбогенераторы - самый сложный элемент электрической части тепловых и атомных электростанций, в которых сочетаются проблемы мощности, габаритов, электромагнитных характеристик, тепловых процессов нагрева и охлаждения, статистической и динамической прочности элементов конструкции и тому подобное. Надежность их работы определяет надежность функционирования энергоблока в целом. Статистика отказов турбогенераторов АЭС Украины за период 2011 - 2017 гг. приведена в [1].
Таким образом, низкая надежность турбогенераторов мощностью 1000 МВт является существенным фактором, влияющим на безопасность, надежность и эффективность эксплуатации энергоблоков АЭС Украины. Простой энергоблока АЭС мощностью 1000 МВт -это экономические потери в 480 000 USD в сутки только от недовыработки электроэнергии [3].
В турбогенераторах серии ТВВ, в целях повышения единичной мощности, применено непосредственное водяное охлаждение обмоткок статора и непосредственное водородное охлаждение обмотки ротора и активной стали статора.
В турбогенераторах типа ТВВ с непосредственным охлаждением обмоток статора водой отказы, связанные с нарушением циркуляции воды в стержнях обмотки, по удельной стоимости уступают лишь отказам, первопричиной которых является разпушовка крайних пакетов сердечника статора. В ряде случаев дефект прекращения циркуляции воды в обмотке проявляется лишь тогда, когда процесс разрушения изоляции достигает последней стадии своего развития -происходит пробой корпусной изоляции. Механизм закупорки полых проводников стержней обмотки статора описан в [2, 7].
Важным путем обеспечения надежной, безопасной и эффективной эксплуатации турбогенераторов АЭС, повышение наработки на отказ, повышение до мирового уровня коэффициентов готовности является контроль и диагностика их технического состояния. Задача диагностики заключается в определении действительного состояния машины в условиях эксплуатации или при заводском контроле для своевременного обнаружения (или предвидение) отдельных неисправностей и установления причин их возникновения. Важнейшей задачей систем технической диагностики турбогенератора является выявление возможных дефектов на ранней стадии возникновения. Результаты диагностики должны позволять предотвратить внезапной отказ и служить основанием для принятия решения о дальнейшей эксплуатации турбогенератора и характере будущего ремонта или технического обслуживания.
Для проведения оперативной диагностики технического состояния обмотки статора
UB
вшам
турбогенератора необходимо определить диагностические признаки технического состояния этой обмотки для переходных режимов. Для решения такой проблемы была поставлена и решена новая полевая задача расчета трехмерного температурного поля обмотки статора турбогенераторов типа ТВВ в переходных режимах эксплуатации.
Описание температурного поля выполнено с помощью системы дифференциальных уравнений теплопроводности, уравнений подогрева хладагента, начальных и граничных условий I - IV рода [1, 2]:
fiQ
с(в, 1)р(в, l)^ = div(A(e, I) ■ grade) + qv(0,I);
' (1)
e =
Граничные условия запишем в виде:
6, Ам д9
ri = ±—— - для охлаждающих каналов
r axl dlt
полых проводников;
er: = +—— - для внешних теплообменных
axl dlt
поверхностей обмотки статора, ее лобовых частей и пакетов сердечника статора;
-0)= ЛкШ + 0)- etf - 0)] и
д й •
лк[е& + 0)- ejQ - 0)] = -¿(¡; + 0) -
на границе соприкасающихся поверхностей элементов обмотки.
где e - температура в области анализа; Qi -расход хладагента в соответствующем i-м канале; Fi, bi - площадь поперечного сечения и ширина i-го охлаждающего канала соответственно; l -соответствующая пространственная координата; axi, Cxi - коэффициент теплоотдачи и удельной теплоемкости хладагента соответственно; с, р, X -удельная теплоемкость, плотность и коэффициент теплопроводности области анализа.
Настоящая задача является нелинейной, так как при изучении температурных процессов необходимо учитывать нелинейную зависимость коэффициентов теплопроводности, плотности, теплоемкости и электрического сопротивления от температуры. В качестве первого этапа решения этой задачи проводится дискретизация исходных дифференциальных уравнений, в результате которой получаем систему нелинейных алгебраических уравнений (нелинейную разностную схему). В дальнейшем производятся кусочная линеаризация и усреднение указанных теплофизических параметров в зависимости от температуры. Среда в рассматриваемой области является неоднородной (изоляция, медь). На границе разнородных материалов теплофизические параметры будут разрывными функциями. Следовательно, для решения настоящей краевой задачи требуется метод, при помощи которого можно получить схемы, сходящиеся в случае разрывных коэффициентов. Эффективным
ив
ЕШЯИ
методом решения задач такого класса является интегро -интерполяционный метод (метод баланса).
Аппроксимация задачи осуществляется в два этапа: сначала по пространственным переменным, а затем по времени. По пространственным переменным узлы и элементы рассматриваемой области разбиваются на N -е количество
East European Scientific Journal #10(74), 2021 55 элементарных объемов. Используя результаты построения разностной схемы задачи теплообмена с помощью интегро-интерполяционного метода, уравнение теплового баланса для каждого элементарного объема представляем в конечно-разностном виде:
СпР-пУп = (вп+1 @п)лп+1,п + (вп-1 @п)лп-1,п + . . . +Яп ' Ци
п = 1,2,..., N. (3)
где Ап±] п- взаимная тепловая проводимость к соседнему элементарному объёму (узлу).
В результате получено дифференциальное уравнение по времени и разностное по пространственным координатам. В правой части представлены непрерывные составляющие (тепловые потоки), в которых в явном виде отсутствуют точки (линии) разрыва теплофизических параметров. Данное
обстоятельство позволяет записать во всех узлах сетки одни и те же формулы (без какого-либо изменения формул в окрестности разрывов). Таким
образом, с помощью интегро-интерполяционного метода получаем однородную разностную схему (в том числе и для участков подогрева (охлаждения) хладагента в охлаждающих каналах и областях). Затем проведем разностную аппроксимацию частных производных по времени. Расчетные формулы для определения температуры в п-ом узле в следующий момент времени Ь^1 имеют вид:
в.
(J+i)
= (Hi=1 в1Лп±1,п + 4n^vn + вп\Роп - YS
1 Лп±1,п
))/Fon,
(4)
где Fon = VnCnYn/tj.
С помощью описанных выше методики, алгоритмов и математических моделей разработана программа для выполнения на компьютере расчета трехмерного температурного поля обмотки статора турбогенераторов мощностью 1000 МВт типа ТВВ-1000-2У3 в стационарных и переходных режимах эксплуатации.
В качестве тестового для сравнения с экспериментальными данными, выполнены расчеты нестационарного (для пуска) и стационарного режимов нагрева стержней обмотки статора турбогенератора. Для сравнения были использованы данные тепловых испытаний турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3 Ровенской АЭС (ст. № 5). Были заданы следующие значения экспериментального режима: активная мощность Р = 946,2 МВт; ^ф = 0,994; напряжение и = 24,2 кВ; токи фаз статора (кА) соответственно 22,5; 22,5; 21,8, среднее значение - /ср = 22,3 кА; частота / = 50 Гц; температура холодного дистиллята равная 38 °С, средняя температура горячего дистиллята 52,5 °С, средняя температура холодного газа (водорода) 25,5 °С, средняя температура горячего водорода 41,9 °С, давление водорода в корпусе турбогенератора р = 5 кПа. Были заданы коэффициенты теплоотдачи в полых каналах проводников стержней обмотки статора к воде равные а = 15000 Вт / (м2 К).
Экспериментальные значения температуры и подогрева горячего дистиллята составляют 52,5 °С и 14,5 °С, а расчетные - 53,6 °С и 15,0 °С; они отличаются между собой на 2,1 % и 3,4 %, соответственно.
При непосредственном жидкостном интенсивном охлаждении температура полых медных проводников незначительно отличается от температуры охлаждающей воды. Так, в сечении на выходе из нижнего стержня максимальная температура горячей воды 50,3 °С, а температура полых медных проводников находится в интервале 50,8 - 50,9 °С. По данным АСКР (Автоматическая система контроля), значения измеренных температур по термометрах сопротивлений, установленных в пазу на боковых поверхностях нижних стержней, находятся в интервале 34 - 48,0 °С. Расчетное значение показаний соответствующего термометра сопротивления 42,9 °С. Для верхних стержней, установленных в пазу под клином, экспериментальные значения термометров сопротивлений находятся в интервале 40,6 - 48,7 °С, а расчетное значение - 48,2 °С.
Учитывая погрешность измерений, можно утверждать, что данные расчета и эксперимента практически совпадают (отличаются менее чем на 5%). Это свидетельствует о достоверности разработанных методик, математических моделей, алгоритмов и программы расчета трёхмерных температурных полей обмотки статора турбогенераторов мощностью 1000 МВт типа ТВВ-1000-2У3.
В процессе эксплуатации температуры стержней обмоток статора, работающего турбогенератора, тщательно контролируются. На турбогенераторах серии ТВВ температура обмотки измеряется термометрами сопротивления, наложенными на изоляцию каждого стержня обмотки статора со стороны слива дистиллята. На
56 East European Scientific Journal #10(74), 2021 верхних стержнях термометры сопротивления уложены под пазовый клин вблизи выхода из паза. На генераторах мощностью 800 МВт и выше нижние стержни охлаждаются независимо от верхних и контролируются термометрами сопротивления, наложенными на боковую поверхность лобовой части стержня. Однако, нормативные методы контроля и диагностики на сегодняшний день не справляются, в ряде случаев, с задачей контроля и диагностирования явления закупорки полых проводников стержней обмоток статора [1, 3]. В связи с этим моделирование тепловых процессов для целей контроля и диагностики дефектов в стержне статора мощных турбогенераторов ТЭС и АЭС, разработка математических моделей теплового состояния стержня, разработка алгоритмов и программ, получение исходных данных по параметрам теплопередачи и добавочным потерям в стержне, поиск новых диагностических признаков принимают все большее значение.
В качестве новых диагностических признаков технического состояния стержней обмоток статора турбогенераторов типа ТВВ предлагается применить такие результаты обработки температурно - временных зависимостей нагрева полого проводника стержня и изменения показаний термометра сопротивления при нагреве стержня, как постоянная времени регулярного режима Ti, начальная производная d0/dt|t=+o, время начала регуляризации t**.
В табл. 1. приведены результаты обработки расчетных температурно-временных зависимостей нагрева медного полого проводника и термометра сопротивления (расположенного под клином) в пазу верхнего стержня обмотки статора в зависимости от частичной и полной закупорки
С помощью разработанных методики, алгоритмов, математических моделей и программы расчета выполнены многочисленные
вычислительные эксперименты по определению трёхмерного температурного поля в стержнях обмотки статора турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3 при наличии полной и (или) частичной закупорки полых проводников обмотки в переходных режимах эксплуатации (для пуска). Затем произведена обработка кривых нагрева полого медного проводника и показаний соответствующего термометра сопротивления по определению таких параметров: начальная производная, постоянная времени регулярного режима, время начала регуляризации.
Рассмотрим результаты расчетов теплового состояния и определения диагностических признаков температурно-временных зависимостей нагрева верхнего стержня обмотки статора двухполюсного турбогенератора мощностью 1000 МВт типа ТВВ-1000-2У3. На рис. 1. приведены результаты нагрева верхнего стержня обмотки при пуске турбогенератора при изменении нагрузки от нуля до номинальной. При нагревании в процессе пуска происходит значительное запаздывание изменений показаний термометра сопротивления по сравнению с нагревом медных проводников стержня. Изменение показаний термометра сопротивления на 10 % от установившегося значения достигается через 115 с (медного проводника - через 4 с).
полого проводника при пуске турбогенератора и изменении нагрузки от нуля до номинального для определения следующих параметров: начальная производная постоянная времени
регулярного режима Т1, время начала регуляризации 1**.
е,0с1 80
75 70 -65 -60 -55
50 II
45 -40 -35 30
0
200
400
600
800
t, c
1
2
Рис. 1. Результаты нагрева верхнего стержня обмотки статора и термометра сопротивления
турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3 при изменении нагрузки от нуля до номинального: 1 -температура проводника перед выходом из паза; 2 -показания датчика температуры под клином
Как показывают результаты обработки определению их параметров, при частичной и температурно-временных зависимостей по полной закупорке полых проводников стержней
East European Scientific Journal #10(74), 2021 57
обмотки статора, постоянная времени регулярного режима и время начала регуляризации существенно возрастают, как для медного полого проводника, так и для термометра сопротивления, установленного в пазу под клином, а начальные производные (проводника и термометра
сопротивления) не изменяются. Так, для незакупореного полого проводника Тм1 = 43,0 с, t ** = 2,2 с, d0м / dt к=+0= 1,55, Тщ = 254 с, d0д / dt ^=+0= 0,025; при частичной закупорке полого проводника (Кзак = 0,8): Тм1 = 91,8 с, t ** = 53,2 с, d0м / dt ^=+0 = 1,55, Тщ1 = 279,2 с, d0д / dt ^=+0= 0,025.
Таблица 1.
Параметры температурно-временных зависимостей нагрева медного полого проводника и термометра сопротивления в пазу верхнего стержня обмотки статора турбогенератора типа
Коэффициент частичной закупорки Кзак Sзак/Sном Медный полый проводник верхнего стержня обмотки Показания термометра сопротивления
Постоянная Постоянная
Начальная времени Время начала Начальная времени
производная а0м/Л|=+0, 0С/с регулярного режима Тм1, с регуляризации с производная ¿0дМ|1=+0 0С/с регулярного режима Тд1, с
0 1.55 43.0 2.2 0.025 254.0
0.3 1.55 48.2 12.0 0.025 256.4
0.5 1.55 55.4 23.1 0.025 260.4
0.6 1.55 62.0 30.8 0.025 264.0
0.7 1.55 72.8 41,2 0.025 269.6
0.8 1.55 91.8 53.2 0.025 279.2
Полная 1,55 143,8 68.1 0.025 302.8
Таким образом, с помощью вышеприведеных диагностических признаков в процессе маневренных режимов турбогенераторов по показаниям штатной системы теплового контроля (при применении мероприятий по подавлению «шумов») можно надёжно определять закупорку полых проводников стержней обмоток статоров турбогенераторов.
Выводы
1. На сегодня Украина входит в десятку стран мира, которые наиболее используют ядерную энергию для производства электрической энергии. На четырёх действующих АЭС Украины установлено 15 энергоблоков типа ВВЭР (российского производства) с 17 турбогенераторами типа ТВВ общей установленной мощностью 13,880 ГВт. Украина является восьмой в мире по установленной на АЭС мощности. А Запорожская АЭС является самой большой в Европе.
2. Все турбогенераторы, установленные на АЭС Украины, имеют непосредственное жидкостное охлаждение обмоток статора. Мощные турбогенераторы с водяным охлаждением обмоток имеют повышенную опасность засорения каналов охлаждения. Анализ информации о возникновении и развитии термических дефектов обмоток статоров турбогенераторов показывает, что практически все они связаны с нарушениями охлаждения. Наиболее опасны нарушения, которые заключаются в частичной или полной закупорке водяных каналов одной или нескольких гидравлических ветвей системы водяного охлаждения статора.
3. Штатные системы контроля и диагностики турбогенераторов, в ряде случаев, не справляются с
своевременным выявлением и идентификацией закупорок полых проводников стержней обмоток статора. Поэтому, научно исследовательские работы по поиску новых методов диагностики и контроля технического состояния
турбогенераторов в процессе эксплуатации очень актуальны.
4. Авторами была поставлена и решена новая полевая задача нахождения распределения температурного поля в стержнях обмотки статора турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3 для стационарных и переходных режимов эксплуатации в трёхмерной постановке.
5. Разработаны методика, математические модели и алгоритмы расчета трехмерного температурного поля обмотки статора турбогенераторов мощностью 1000 МВт типа ТВВ-1000-2У3 в стационарных и переходных режимах эксплуатации. С их помощью разработана программа расчёта, которая позволяет рассматривать различные стационарные и нестационарные режимы теплого состояния обмотки статора мощных турбогенераторов. При этом учитываются: подогрев воды вдоль длины стержня обмотки; зависимости теплофизических параметров (теплоемкость, плотность, коэффициент теплопроводности) меди и хладагентов от температуры; зависимости потерь в меди от температуры; частичной закупорки или прекращения циркуляции воды в одном или нескольких полых проводниках обмотки статора. Программа позволяет определять максимальные температуры в стержнях обмотки статора, определять температуру дистиллята на сливе из фторопластовых шлангов, моделировать показания
58 East European Scientific Journal #10(74), 2021 термометров сопротивления, установленных в пазах статора.
6. Для сравнения с экспериментальными данными, при помощи разработанной программы были выполнены расчеты нестационарного (для пуска) и стационарного нагрева стержней обмотки статора турбогенератора. Были использованы данные тепловых испытаний турбогенератора типа ТВВ-1000-2У3 Ровенской АЭС (ст. № 5). Результаты расчёта и данные эксперимента практически совпадают (отличаются менее чем на 5%), что свидетельствует о адекватности разработанных методик, математических моделей, алгоритмов и программы расчета трёхмерных температурных полей обмотки статора турбогенераторов.
7. Предложены новые диагностические признаки для контроля и диагностики полной и частичной закупорки полых проводников обмоток статора турбогенераторов с непосредственным жидкостным охлаждением проводников.
Список литературы
1. О.В. Виговський. Ддагностичш ознаки закупорки порожнистих провщнишв та шдвищеного струму в елементарних проввдниках обмотки статора // Ядерна енергетика та довшлля. -2020. - № 1(16). - С. 19 - 30. [ Vygovskiy AV. Diagnostic features the encapsulation and high current in elementary conductors of stator winding. Nuclear Power and the Environment. 2020; (1); 19 - 30. ( in Ukr)]
2. А.В. Выговский, Т.В. Краснянская. Моделирование стационарных и переходных тепловых процессов в обмотках статора мощных турбогенераторов типа ТВВ в трёхмерной постановке // Wschodnioeuropejskie Czasopismo Naukowe (East European Scientific Journal), 53 part 3 - 2020. - С 12 - 23. [ Vygovskiy AV., Krasnynskay TV. Modeling of thermal processes in the current zone of the stator of powerful turbogenerators of the TVV type in three-dimensional setting. East European Scientific Journal. 2020; (53 part 3); 12 - 23. ( in Russ)]
3. Виговський О. В. Основш проблеми розвитку атомно! енергетики Украши та шляхи !хнього виршення // Проблеми безпеки атомних електростанцш i Чорнобиля. - 2016. - Вип. 27. - С.
5 - 12. [ Vygovskiy AV. The main problems of development of nuclear energy of Ukraine and ways of their solution. Problems of Nuclear Power Plants Safety and of Chornobyl. 2016: (27); 5 - 12. ( in Ukr)]
4. Виговський О. В., Хвалш Д.1. Мистецький В.А. Вплив вологосл та чистоти водню на надшшсть потужних електричних машин. // Проблеми безпеки атомних електростанцш i Чорнобиля. - 2017. - Вип. 29. - С. 14 - 21. [ Vygovskiy AV., Hvalin DI., Mystetskiy VA. Influence of moiisture and hydrogen purity of the reliability of poweful electric machines. Problems of Nuclear Power Plants Safety and of Chornobyl. 2017: (29); 14 - 21. ( in Ukr)]
5. Виговський О. В., Хвалш Д.1. Мистецький В.А. Розрахунок перерозподшу мехашчних сил та вiбрацiй у системi кршлення осердя статора турбогенераторiв Атомних та теплових електростанцш // Проблеми безпеки атомних електростанцш i Чорнобиля. - 2018. - Вип. 30. - С. 51 - 59. [ Vygovskiy AV., Hvalin DI., Mystetskiy VA. Calculation of redistribution of mechanical forces and vibrations in the system of fastening of the stator core of turbogenerators of nuclear and thermal power plants. Problems of Nuclear Power Plants Safety and of Chornobyl. 2018: (30); 51 - 59. ( in Ukr)]
6. Виговський О. В., Хвалш Д.1. Мистецький В.А. Нова система iзоляцii потужних електричних машин на основi полуретанових композицш з застосуванням штучних алмазiв// Техшчш вютг -2018. - № 1(47). - С. 22 - 26. [ Vygovskiy AV., Hvalin DI., Mystetskiy VA. New insulation system for powerful electric machines based on polyurethane compositions with the use of artificial diamonds. Technical news. 2018; (1); 22 - 26. ( in Ukr)]
7. Виговський О. В. Аналiз, прогнозування та управлшня термомехашчними дефектами у системах водяного охолодження обмоток статорiв потужних турбогенераторiв АЕС // Проблеми безпеки атомних електростанцш i Чорнобиля. -2015. - Вип. 24. - С. 20 - 26. [ Vygovskiy AV. Analysis, forecasting and management of thermomechanical defects in water cooling systems of stator windings of powerful NPP turbogenerators. Problems of Nuclear Power Plants Safety and of Chornobyl. 2015: (24); 20 - 26. ( in Ukr)].
