паровые и газовые турбины для электростанций

отборов, регенеративных подогревателей и т.п. Вал турбины дополнительно уплотняется шнуром, а в паровое пространство конденсатора устанавливают противни с хлористым кальцием для поглощения влаги. Особая забота проявляется по отношению к шейкам подшипников: для создания защитного слоя масла не реже 1 раза в неделю через подшипники прокачивается масло, а ротор поворачивается валоповоротным устройством на несколько оборотов.

Еще более эффективным средством борьбы со стояночной коррозией является консервация турбины.

15.8.8.П с неблочной ПТУ из #оряче#о

инеостывше#о состояний

Если при пуске неблочной турбины из холодного состояния основная трудность состоит в том, что поступающий в нее пар имеет слишком высокую температуру по сравнению с температурой металла, то при пуске из горячего и неостывшего состояний возникает другая трудность: свежий пар может иметь более низкую температуру, чем турбина. Связано это с тем, что, как правило, за время простоя паропровод и арматура на нем (магистральная задвижка, ГПЗ, стопорный и регулирующие клапаны) остывают быстрее, чем сама турбина. Поэтому свежий пар, поступающий из станционного коллектора и проходящий по паропроводу в турбину, остывает.

Поступление охлажденного пара в турбину нежелательно по следующим основным причинам:

1)быстрое охлаждение ротора относительно корпуса приводит к сокращению ротора и уменьшению входных осевых зазоров в проточной части;

2)охлаждение ротора и корпуса турбины происходит неравномерно по толщине, и в них возникают

дополнительные т е м п е р а т у р н ы е н ап р я ж е - н и я, циклическое повторение которых способствует появлению трещин термической усталости;

3) охлаждение турбины приводит к необходимости повышать ее температуру в дальнейшем, что вызывает о г р а н и ч е н и е п о с ко р о с т и н а б о р а н а г ру з к и.

Перечисленные обстоятельства позволяют сформулировать принципы, на которые необходимо опираться при проведении пусков неблочных турбин из неостывшего и горячего состояний:

1)температура свежего пара должна иметь номинальное значение;

2)паропроводы свежего пара и вся установленная на них арматура должны быть тщательно прогреты для того, чтобы не происходило остывания движущегося по ним пара;

3)должны быть исключены все источники охлаждения трубопроводов, арматуры и деталей турбины. В частности, становится совершенно недопустимой подача на уплотнения относительно холодного пара из уравнительной линии деаэраторов, поскольку в отсутствие потока теплоты по валу от пара, протекающего через турбину, происходят охлаждение ротора и его опасное сокращение;

4)если по условиям температурного состояния невозможно подать в турбину пар с более высокой температурой, чем температура металла, то разворот турбины и взятие начальной нагрузки необходимо производить как можно быстрее, с тем чтобы не охладить детали и не вызвать опасного сокращения ротора.

Порядок пуска ПТУ из горячего и неостывшего состояний принципиально не отличается от пуска из холодного состояния. Отличие состоит в длительности и порядке проведения отдельных операций, которые должны обеспечить безопасный пуск и минимальные расход энергии на собственные нужды и пусковые потери теплоты.

Перед пуском турбоустановки обязательно следует убедиться в отсутствии чрезмерной разности температур между верхом и низом корпуса ЦВД, которая может возникнуть при остывании турбины. Если она превышает предельно допустимую, то пуск турбины запрещается. Точно так же необходимо проследить за положением ротора относительно корпуса, поскольку при простое ротор может чрезмерно сократиться.

Пуск ПТУ осуществляется в соответствии с пусковым графиком.

Прогрев паропровода при пусках из горячего и неостывшего состояний не требует много времени, поэтому начинать подготовительные операции целесообразно с пуска конденсационной установки. В процессе пуска конденсационной установки и прогрева паропроводов выполняют проверку систем защиты и регулирования.

После проверки работы ВПУ необходимо, сделав соответствующие переключения в схеме подачи пара на уплотнения, включить его и подать на «горячие» уплотнения горячий пар, на «холодные» — холодный. Затем включить в работу эжектор уплотнений.

Разворот, синхронизация и начальное нагружение производятся точно так же, как и при пуске из холодного состояния, за исключением того, что их ни в коем случае нельзя задерживать. Необходимо четко усвоить, что если при пуске из холодного состояния задержка не представляет опасности для турбины и влечет только перерасход топлива, то

при пуске из горячего и неостывшего состояний задержка вызывает опасность задеваний из-за

551

сокращения ротора, дополнительные температурные напряжения и ограничивает скорость набора нагрузки на последующих этапах.

Быстрому развороту и набору нагрузки способствуют отсутствие конденсации в корпусе турбины и невозможность хрупкого разрушения ротора, поскольку его температура значительно выше критической температуры хрупкости.

Хотя турбину следует разворачивать и нагружать как можно скорее, это необходимо делать не в ущерб проверкам состояния ее проточной части и систем защит. В процессе пуска эти системы должны тщательно проверяться, а турбина «прослушиваться».

15.8.9. П с бло ов из #оряче#о и неостывше#о состояний

Трудности, возникающие при пуске из неостывшего и горячего состояний блочных турбинных установок, в общем не отличаются от трудностей, возникающих при таких же пусках для неблочных турбин. Основная сложность состоит в необходимости поддержания соответствия температуры пара температуре металла отдельных узлов блока.

Мощные блоки выполняются с промежуточным перегревом пара (в отличие от неблочных турбин), и поэтому при пусках из горячего и неостывшего состояний приходится заботиться не только о ЦВД, но и о ЦСД.

На рис. 15.17 упрощенно показана схема паропроводов свежего пара и паропроводов промежуточного перегрева, на которой указаны типичные значения температур металла отдельных узлов турбоустановки после остановки блока на 8 ч.

Рис. 15.17. Пусковая схема с одной БРОУ и РОУ для пуска из

горячего состояния:

1—3 — стопорный, регулирующий и сбросной клапаны соответ-

ственно

Видно, что за это время меньше всего остыли корпуса ЦВД и ЦСД, а сильнее всего паропроводы «горячего» промежуточного перегрева и перепускные трубы ЦВД. Это обстоятельство серьезно усложняет технологию пуска.

Действительно, если температура металла ЦВД составляет 480 °С, то в турбину следует подавать пар с температурой 530 °С. Если в процессе пуска удается установить за котлом эту температуру, а затем открыть байпас ГПЗ для толчка ротора, то в турбину будет поступать пар, сильно охлажденный из-за дросселирования в байпасе ГПЗ и из-за протекания по холодным паропроводам. Чтобы учесть это обстоятельство, можно поднять температуру перед ГПЗ еще выше (но не выше номинальной). В этом случае детали ЦВД могут оказаться в безопасности. Однако другие элементы паропровода, в частности значительно остывшие корпуса стопорного и регулирующего клапанов, перепускные трубы, окажутся под воздействием слишком высокой для них температуры. Тракт от ГПЗ до закрытых регулирующих клапанов необходимо прогревать отдельно. При этом открытие байпаса должно производиться вполне определенным образом, т.е. так, чтобы не охладить корпус стопорного клапана (поскольку в дальнейшем его придется нагревать), но и не разогревать паропроводы за ГПЗ с опасной скоростью. Аналогичное положение возникает и при прогреве регулирующих клапанов, расположенных за ними перепускных труб и собственно турбины. Это приводит к тому, что выполнить все требования в полной мере без значительного увеличения пусковых потерь становится невозможным. Поэтому на практике реализуют компромиссный вариант, при котором обеспечивается надежность всех элементов схемы с точки зрения температурных напряжений при небольшом, однако, охлаждении ЦВД. Последнее обстоятельство крайне нежелательно из-за относительного сокращения ротора, но не опасно при достаточно быстром пуске.

Таким образом, тщательное поддержание режима при пусках из горячего состояния является непременным условием безопасной и долговечной работы оборудования.

Выше, говоря о необходимости получения перед ГПЗ пара с почти номинальной температурой, мы не рассматривали технические возможности котла. Получить такой пар за котлом можно лишь при достаточно большом давлении. Например (рис. 15.18), для получения пара с температурой 560 °С необходимо иметь давление за барабанным котлом примерно 9 МПа, а за прямоточным — более 10 МПа. Таким образом, приведение ротора во вращение и нагружение при пуске блока из горячего состояния

552

Рис. 15.18. Давление свежего пара за котлом в зависимости

от температуры, необходимой для подачи пара в турбину:

1 — для прямоточного котла; 2 — для барабанного котла

происходят при значительно бóльших давлениях и температурах, чем при пуске из холодного состояния. Это приводит к тому, что холостой ход и малые нагрузки турбины обеспечиваются при малой степени открытия регулирующих клапанов, что вызывает сильное дросселирование пара в клапане и снижение его температуры. Иногда даже при превышении температуры пара и перепускных труб на 50—100 °С по отношению к температуре металла турбин в результате дросселирования при частичном открытии клапана температура металла оказывается все же выше температуры поступающего пара.

Радикальной мерой борьбы с охлаждением пара из-за дросселирования является начальное нагружение турбины не путем постепенного открытия регулирующих клапанов, а путем увеличения паропроизводительности котла и параметров за ним. Кроме того, когда охлаждение цилиндра по ряду причин становится неизбежным, необходимо разворот, синхронизацию и начальное нагружение вести достаточно быстро, в строгом соответствии с графиком-заданием.

Повышенные параметры пара перед началом вращения ротора и при начальном нагружении требуют усиленной форсировки котла. В пусковых схемах с двумя обводами (см. рис. 15.3, а) повышенная форсировка не вызывает особых сложностей, так как пар, проходящий через БРОУ-2, охлаждает промежуточный пароперегреватель. В схеме с одним обводом для охлаждения промежуточного пароперегревателя используют РОУ (см. рис. 15.17), подводящую пар из паропроводов свежего пара. Одно-

временно при этом производят прогрев тракта промежуточного перегрева.

Как и при пуске из холодного состояния, в пусковых схемах с прямоточными котлами важное значение имеет этап перехода на номинальное давление свежего пара (перевода давления). Однако если при пусках из холодного состояния следовало опасаться за прочность регулирующих клапанов и расположенных за ними перепускных труб, то при пусках из горячего и неостывшего состояний перевод давления вызывает опасность охлаждения паровпускной части ЦВД.

На рис. 15.19 точка А изображает состояние пара перед полностью открытыми регулирующими клапанами перед переводом давления, когда температура достигла 480 °С, а давление 12,5 МПа. Линия АВ отражает процесс расширения пара в регулирующей ступени. Если для перевода давления быстро и одновременно прикрыть все регулирующие клапаны и тем самым при неизменной температуре поднять давление до 24 МПа (переместиться в точку C), то протекающий через регулирующие клапаны пар сначала будет дросселироваться (линия CD), а затем расширяться в регулирующей ступени (линия DB′ ) до прежнего давления, составляющего 5 МПа (поскольку расход пара не изменился). В результате этого в камеру регулирующей ступени будет поступать пар с температурой 310 °С, т.е. на 60 °С меньшей, чем до перевода давления. Если вместе с повышением давления до 24 МПа увеличить и температуру пара за котлом, скажем, до 520 °С, то процесс расширения пойдет

Рис. 15.19. Изменение температуры в камере регулирующей

ступени при переводе давления

553

по линии EFG и в камеру регулирующей ступени будет поступать пар с температурой уже 355 °С. На практике так и поступают. К сожалению, во многих случаях поднимать температуру пара очень быстро нельзя, так как это может привести к перегреву корпусов стопорных и регулирующих клапанов, которые к моменту начала перехода на номинальное давление могут иметь относительно низкую температуру. Поэтому процесс перевода давления достаточно длителен и может занимать 10—20 мин.

Пуск блоков из неостывшего состояния принципиально не отличается от пуска из горячего

состояния. Последовательность операций при пус-

ках из горячего и неостывшего состояний такая

же, как и при пусках из холодного состояния.

Основные отличия связаны с необходимостью

очень тщательного выполнения графиков-заданий

и быстротой выполнения ряда операций, при кото-

рых происходит охлаждение элементов ЦВД: син-

хронизации и включения турбогенератора в сеть,

набора нагрузки до получения в проточной части

турбины температур, отвечающих состоянию ее

металла, и перевода давления.

554

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Кглавам 1 и 2

1.Вукалович М.П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / М.П. Вукалович, С.Л. Ривкин, А.А. Александров. М.: Изд-во стандартов, 1969.

2.Дейч М.Е. Газодинамика решеток турбомашин / М.Е. Дейч. М.: Энергоатомиздат, 1996.

3.Дейч М.Е. Атлас профилей решеток осевых турбин / М.Е. Дейч, Г.А. Филиппов, Л.Я. Лазарев. М.: Машиностроение, 1965.

4.Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин. М.: Энергия, 1976.

5.Самойлович Г.С. Гидроаэромеханика / Г.С. Самойлович. М.: Машиностроение, 1990.

6.Тепловые и атомные электростанции : справочник / под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. М.: Издательство МЭИ, 2003.

7.Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций / Б.М. Трояновский. М.: Энергия, 1978.

8.Щегляев А.В. Паровые турбины : в 2 кн. / А.В. Щегляев. — 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1993.

Кглаве 3

1.Абрамов В.И. Тепловой расчет турбин / В.И. Абрамов, Г.А. Филиппов, В.В. Фролов. М.: Машиностроение, 1974.

2.Влияние саблевидности сопловых лопаток на работу последних ступеней паровой турбины / Л.Л. Симою, Н.Н. Гудков, М.С. Индурский и др. // Теплоэнергетика. 1998. № 8. С. 37—41.

3.Дейч М.Е. Атлас профилей решеток осевых турбин / М.Е. Дейч, Г.А. Филиппов, Л.Я. Лазарев. М.: Машиностроение, 1965.

4.Костюк А.Г. Сравнительные расходные и динамические характеристики радиальных и радиально-осевых лабиринтных уплотнений турбомашин / А.Г. Костюк, Б.Н. Петрунин // Вестник МЭИ. 1999. № 1. С. 45—47.

5.Костюк А.Г. Сравнение активных и реактивных цилиндров высокого давления паровых турбин / А.Г. Костюк, А.Д. Трухний // Теплоэнергетика. 2005. № 6. С. 2—13.

6.Новый метод профилирования направляющих решеток ступеней с малым d/l / М.Е. Дейч, А.В. Губарев, Г.А. Филиппов, Ван Чжун Ци // Теплоэнергетика. 1962. № 9. С. 42—47.

7.Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ /под ред. А.П. Огурцова и В.К. Рыжкова. М.: Энергоатомиздат, 1991.

8.Сотовые уплотнения в турбомашинах / В.Т. Буглаев, А.А. Климцов, В.Т. Перевезенцев, С.В. Перевезенцев Брянск: Изд-во БГГУ, 2002.

9.Щегляев А.В. Паровые турбины : в 2 кн. / А.В. Щегляев. — 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1993.

Кглавам 4 и 5

1.Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ / под ред. А.П. Огурцова и В.К. Рыжкова. М.: Энергоатомиздат, 1991.

2.Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин. М.: Энергия, 1976.

3.Трояновский Б.М. Паровые и газовые турбины атомных электростанций / Б.М. Трояновский, Г.А. Филиппов, А.Е. Булкин. М.: Энергоатомиздат, 1985.

4.Щегляев А.В. Паровые турбины : в 2 кн. / А.В. Щегляев. — 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1993.

Кглаве 6

1.Костюк А.Г. Газотурбинные установки / А.Г. Костюк, А.Н. Шерстюк. М.: Высшая школа, 1979.

2.Самойлович Г.С. Переменные и переходные режимы

впаровых турбинах / Г.С. Самойлович, Б.М. Трояновский. М.: Энергоиздат, 1982.

3.Щегляев А.В. Паровые турбины : в 2 кн. / А.В. Щегляев. — 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1993.

Кглаве 7

1.Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки / А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. М.: Издательство МЭИ, 2002.

2.Щегляев А.В. Паровые турбины : в 2 кн. / А.В. Щегляев. — 6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1993.

Кглаве 8

1.Бродов Ю.М. Конденсационные установки паровых турбин : учебное пособие для вузов / Ю.М. Бродов, Р.З. Савельев. М.: Энергоатомиздат, 1994.

2.Методические указания по эксплуатации конденсационных установок паровых турбин электростанций. М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.

3.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.50195. (М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»). —15-е изд., перераб. и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

4.Руководящие указания по тепловому расчету поверхностных конденсаторов мощных турбин тепловых и атомных электростанций. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.

5.Типовая энергетическая характеристика конденсатора 800КЦС-3 турбины К-800-240-3 ЛМЗ. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

6.Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины / А.Д. Трухний. М.: Энергоатомиздат, 1990.

К главам 9 и 10

1.Бененсон Е.И. Теплофикационные паровые турбины / Е.И. Бененсон, Л.С. Иоффе. —2-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986.

555

2.Веллер В.Н. Автоматическое регулирование паровых турбин / В.Н. Веллер. —2-е изд. М.: Энергия, 1977.

3.ГОСТ 24278—89. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. М.: Изд-во стандартов, 1989.

4.Иванов В.А. Регулирование энергоблоков / В.А. Иванов. Л.: Машиностроение, 1982.

5.Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок / В.А. Иванов. —2-е изд. Л.: Энергоатомиздат, 1986.

6.Казанский В.Н. Системы смазывания паровых турбин / В.Н. Казанский. —2-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986.

7.Кириллов И.И. Автоматическое регулирование паровых турбин и газотурбинных установок / И.И. Кириллов. —2-е изд. Л.: Машиностроение, 1988.

8.Паровые турбины малой мощности КТЗ / В.И. Кирюхин, Н.М. Тараненко, Е.П. Огурцова и др. М.: Энергоатомиздат, 1987.

9.Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ / под ред. А.П. Огурцова, В.К. Рыжкова. М.: Энергоатомиздат, 1991.

10.Паротурбинные установки атомных электростанций / под ред. Ю.Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978.

11.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. —14-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1989.

12.Трояновский Б.М. Паровые и газовые турбины атомных электростанций / Б.М. Трояновский, Г.А. Филиппов, А.Е. Булкин. М.: Энергоатомиздат, 1985.

13.Щегляев А.В. Регулирование паровых турбин / А.В. Щегляев, С.Г. Смельницкий. М.: Госэнергоиздат, 1962.

Кглаве 11

1.Бененсон Е.И. Теплофикационные паровые турбины / Е.И. Бененсон, Л.С. Иоффе; под ред. Д.П. Бузина. М.: Энергоатомиздат, 1986.

2.Паротурбинные установки атомных электростанций / под ред. Ю.Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978.

3.Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины / А.Д. Трухний, С.М. Лосев; под ред. Б. М. Трояновского. М.: Энергоиздат, 1981.

4.Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины / А.Д. Трухний. М.: Энергоатомиздат, 1990.

Кглаве 12

1.Костюк А.Г. Газотурбинные установки / А.Г. Костюк, А.Н. Шерстюк. М.: Высшая школа, 1979.

2.Христич В.А. Газотурбинные двигатели и защита окружающей среды / В.А. Христич, А.Г. Тумановский. Киев: Технiка, 1983.

3.Стационарные газотурбинные установки / под ред. Л.В. Арсеньева, В.Г. Тарышкина. Л.: Машиностроение, 1989.

К главе 13

1.Каталог газотурбинного оборудования // Газотурбинные технологии. 2006.

2. Шуленберг Т.	Новая серия газовых турбин /
Т. Шуленберг, М. Янсен, М. Валдингер // Теплоэнер-
гетика. 1992. №	6. С. 65—74.

3.Brandt D.E. GT gas turbine design philosophy / D.E. Brandt, R.R. Wesorick // GER-3434D. 1994.

4.Schilke P.W. Advanced gas turbine matеrials and сoatings / P.W. Schilke // GER-3569G. 2004.

К главе 14

1.Исследования изломов. Методические рекомендации и атлас повреждений деталей проточной части турбин / В.Ф. Резинских, Э.С. Гинзбург, А.М. Клыпина и др. М.: ВТИ, 1993.

2.Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин / А.Г. Костюк. — 3-е изд. М.: Издательство МЭИ, 2007.

3.Костюк А.Г. Сборник задач по динамике и прочности турбомашин / А.Г. Костюк, А.Д. Трухний, А.И. Куменко. М.: Машиностроение, 1990.

4.Левин А.В. Прочность и вибрация лопаток и дисков паровых турбин / А.В. Левин, К.Н. Боришанский, Е.Д. Консон. Л.: Машиностроение, 1981.

5.Либерман Л.Я. Справочник по свойствам сталей / Л.Я. Либерман, М.И. Пейсихис. М.; Л.: Машгиз, 1958.

6.Михайлов-Михеев П.Б. Справочник по металличе-

ским материалам турбино- и моторостроения / П.Б. Михайлов-Михеев. М.: Машгиз, 1961.

7.Отраслевой стандарт. Турбины паровые стационарные. Нормы расчета на прочность хвостовых соединений рабочих лопаток: ОСТ.108.021.07—84.

8.Отраслевой стандарт. Профили грибовидных хвостовиков и гребней. ОСТ 108.261.05—84 — ОСТ 108.261.07—84.

9.Петерсон Р. Коэффициенты концентрации напряжений / Р. Петерсон. М.: Мир, 1977.

10.Разрушение турбоагрегата 300 МВт Каширской ГРЭС: причины, последствия и выводы / И.Ш. Загретдинов, А.Г. Костюк, А.Д. Трухний, П.Р. Должанский // Теплоэнергетика. 2004. № 5. С. 5—15.

К главе 15

1.Аркадьев Б.А. Режимы работы турбоустановок АЭС / Б.А. Аркадьев. М.: Энергоатомиздат, 1986.

2.Бененсон Е.И. Теплофикационные паровые турбины / Е.И. Бененсон, Л.С. Иоффе; под ред. Д.П. Бузина. М.: Энергоатомиздат, 1986.

3.Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций. —2-е изд. М.: РУССЛИТ, 1998.

4.Паротурбинные установки атомных электростанций / под ред. Ю.Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978.

5.Плоткин Е.Р. Пусковые режимы паровых турбин энергоблоков / Е.Р. Плоткин, А.Ш. Лейзерович. М.: Энергия, 1980.

6.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации: РД 34.20.501-95 (М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»). —15-е изд., перераб. и доп. М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

7.Самойлович Г.С. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах / Г.С. Самойлович, Б.М. Трояновский. М.: Энергоиздат, 1982.

8.Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины / А.Д. Трухний, С.М. Лосев; под ред. Б. М. Трояновского. М.: Энергоиздат, 1981.

9.Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины / А.Д. Трухний. М.: Энергоатомиздат, 1990.

556

Учебное электронное издание

КОСТЮК Аскольд Глебович, ФРОЛОВ Василий Васильевич, БУЛКИН Анатолий Ефремович, ТРУХНИЙ Алексей Данилович

ПАРОВЫЕ И ГАЗОВЫЕ ТУРБИНЫ ДЛЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Учебник для вузов

Редактор Н.Н. Сошникова Художники Н.П. Антонов, Е.М. Апраксин, А.Ю. Землеруб

Корректоры В.В. Сомова, Е.П. Севостьянова

Компьютерная верстка В.В. Пак Подготовка электронного издания Д.О. Лазарев

АО "Издательский дом МЭИ", 111250, Москва, Красноказарменная ул., 14А тел/факс: [phone], адрес в Интернете: http://www.idmei.ru, электронная почта: [e-mail]