автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Оптимизация параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами

'--и, {¡ '¡гцУа правах рукописи

КРУГЛИКОВ Петр Александрович

ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ, СХЕМНЫХ РЕШЕНИЙ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЕПЛОСИЛОВОЙ ЧАСТИ АЭС С ВОДООХЛАЖДАЕМЫМИ РЕАКТОРАМИ

Специальность 05.14.03 -Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2004

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И. И. Ползунов» (ОАО «НПО ЦКТИ»).

Научный консультант - доктор физико-математических наук, профессор Петреня Юрий Кириллович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Габараев Борис Арсентьевич (ГУП НИКИЭТ);

доктор технических наук Симановский Валентин Михайлович (ВНИПИЭТ);

доктор технических наук, профессор Федорович Евгений Данилович (Санкт-Петербургский ГПУ).

Ведущая организация: Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт атомного энергетического машиностроения.

Защита диссертации состоится 9 апреля 2004 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета ОАО «НПО ЦКТИ» Д 520.023.01 по адресу: 194021, Санкт-Петербург, Политехническая ул., д. 24, актовый зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО ЦКТИ».

Автореферат разослан 2004 г.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенный печатью, просим направить в адрес диссертационного совета ОАО «НПО ЦКТИ»: 191167, Санкт-Петербург, ул. Атаманская, д. 3/6.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

старший научный сотрудник В. М. Ляпунов

Общая характеристика работы Актуальность проблемы. Предлагаемое исследование посвящено изучению закономерностей, сопутствующих некоторым периодам жизненного цикла атомных электрических станций (АЭС). В частности, в диссертации разрабатываются расчетные обоснования методов оптимизации и проектирования АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, а также некоторые вопросы по совершенствованию эксплуатации, маневренности и технического обслуживания действующих атомных станций. Областью исследований явилось моделирование и разработка методов расчета технологических процессов на АЭС, проведение технико-экономических, тепловых и гидравлических расчетов с целью оптимизации характеристик АЭС, повышения надежности и эксплуатационных показателей их оборудования и систем.

После почти 15-летней паузы в строительстве АЭС, вызванной событиями в Чернобыле, общим реформированием экономики России после ликвидации СССР и изменением системы экономических отношений в стране, атомная энергетика должна оказаться востребованной в принципиально новых качественных и количественных параметрах. Основные требования, предъявляемые к ней, и задачи, которые ядерные технологии должны решить на современном этапе и в долгосрочной перспективе, изложены в проекте «Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года» М 2002, «Программе развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998 - 2005 годы и на период до 2010 года», утвержденной постановлением Правительства РФ 21.07.1998 года и «Стратегии развития атомной энергетики России в первой половине XXI века» М. 2001, разработанной Министерством Российской Федерации по атомной энергии. Реализация основных положений указанных документов предусмотрена Федеральной целевой программой «Энергоэффективная экономика на 2002 - 2005 годы и на перспективу до 2010 года» и в ее составе подпрограммой «Безопасность и развитие атомной энергетики Российской Федерации на 2002 - 2005 годы и на перспективу до 2010 года». В указанных документах сформулирована задача постепенного перехода к крупномасштабной атомной энергетике.

Наращивание атомных мощностей достигается продлением ресурса и совершенствованием эксплуатационных характеристик блоков АЭС первых поколений, активной достройкой блоков повышенной готовности с одновременным улучшением -а модернизацией, их проектных показателей и систем, проектированием перспективных блоков новых поколений. С учетом роли атомной энергетики в общеэнергетическом балансе страны, масштаба капиталовложений при сооружении и поддержании в надежной эксплуатации энергоблоков АЭС и стоимостных объемов производимой АЭС продукции -чрезвычайно важной является предпроектная оптимизация термодинамических и конструктивных параметров и корректный выбор основных характеристик и профиля Тепломеханического оборудования. Оптимизация тер^т^-намических и конструктивных характеристик оборудования I ряшршврНАЛЬНЛЯ I вании мощного энергоблока позволяет сократить капиталовлс жени^ИМЧквЛК* |

лучить экономию в процессе эксплуатации, исчисляемые десятками миллио-новлдолларов. Не менее важными являются проблемы, возникающие на действующих АЭС. связанные с повышением надежности, экономичности, маневренности тепломеханического оборудования и совершенствованием режимов его эксплуатации. Работы на действующих АЭС по повышению их надежности, улучшению технико-экономических характеристик оборудования. и совершенствованию режимов его работы, унификации технических решений ведутся постоянно и требуют теоретического и технико-экономического обоснования.

Таким образом, представляется актуальной задача по выбору основных параметров и структуры тепловых схем АЭС с водоохлаждаемыми реакторами с учетом, как традиционных технико-экономических критериев, так и присущих рыночной экономике, обоснованию технических решений с учетом возможности участия АЭС в регулировании нагрузки энергосистем и унификации комплектующего оборудования, модернизации систем и режимов работы тепломеханического оборудования с целью повышения его экономичности и надежности. В работе обобщены результаты оптимизационных исследований, выполненных автором для энергоблоков, находящихся в настоящее время в эксплуатации, а также для перспективных энергоустановок АЭС. Тема диссертации непосредственно связана с направлением научных работ, выполненных автором лично и в соавторстве в НПО ЦКТИ в последние десятилетия по разработке и совершенствованию профиля оборудования АЭС. Цель работы. Разработка научных и методических основ, а также практических рекомендаций по оптимизации параметров и совершенствованию характеристик оборудования, компонентов и систем АЭС, обоснование мероприятий по повышению их надежности, экономичности и маневренности. Достижение указанной цели создает условия для повышения эффективности действующих и создания новых АЭС повышенной безопасности и конкурентоспособности.

Научная новизна. В целом представленная работа содержит новые научно-обоснованные результаты, полученные методами системного подхода, вычислительного эксперимента, математического моделирования и комплексного анализа процессов. Значительная часть полученных результатов и сделанных рекомендаций получили экспериментальное подтверждение в процессе эксплуатации'действующих энергоблоков. Результаты являются новыми в решении важной научно-технической проблемы повышения надежности, экономичности и маневренности тепломеханического оборудования АЭС.

При этом получены следующие новые научные результаты:

- разработаны методические положения применимости ряда технико-экономических критериев и получены новые расчетные зависимости для обоснования выбора термодинамических и конструктивных параметров оборудования АЭС в условиях рыночной экономики;

разработана методика учета режимных факторов с привлечением интегральной экономичности энергоблока для технико-экономического анхлиза

профиля энергоблоков АЭС с водоохлаждасмыми реакторами. Выявлено существенное влияние учета режимных факторов на результаты оптимизации тепловых схем и оборудования АЭС;

- обоснован выбор оптимальных параметров термодинамического цикла для энергоблоков с реакторами PBNtK-ЮOO и ВВЭР-1000. Выполнена оптимизация основных параметров и структуры тепловой схемы хтя перспективных энергоблоков повышенной мощности и безопасности, включая оценку возможности и целесообразности введения начального перегрева пара на АЭС с водоохлаждаемыми реакторами;

- разработана математическая модель расчета турбоустановки, позволяющая учесть ряд специфических факторов, влияющих на экономичность влажнопаровых турбин, а также режимы их работы на частичных нагрузках. Указанная модель явилась основой для исследования тепловых схем в широком диапазоне термодинамических параметров и стоимостных показателей и выдачи рекомендаций по выбору оптимальных характеристик и профилю тепломеханического оборудования;

- предложен ряд технических решений по модернизации систем и оборудования АЭС: конденсатно-питательного тракта; деаэрационно-питательной установки; промежуточной сепарации и перегреву пара; теплофикационной установки - с целью повышения надежности, экономичности и совершенствованию режимов работы энергоблоков, а также возможности унификации их оборудования. Все предложенные. решения имеют технико-экономическое обоснование;

Практическая ценность и реализация результатов работы. Практическая ценность и значимость диссертационной работы состоит в том, что результаты расчетных исследований внедрены и используются в практике эксплуатации ряда АЭС России и ближнего зарубежья, в проектных организациях и заводах-изготовителях энергетического оборудования. Реализованы следующие разработки и результаты исследований,- выполненные лично автором, под его руководством и в соавторстве:

- выбор начальных параметров пара и температуры питательной воды для энергоблоков с реакторами РБМК-1000, ВВЭР-1000;

- применительно к энергоблокам с ВВЭР-1000 обоснована эффективность применения вертикальных парогенераторов насыщенного пара с выделенным экономайзерным» участком. Даны рекомендации по выбору оптимальной температуры питательной воды и начальных параметров теплосилового цикла для различных модификаций основного оборудования энергоблока. Результаты этих исследований вошли в технико-экономическое обоснование энергоустановки с ВВЭР-1000 и вертикальным парогенератором, эскизные и технические проекты прямоточного парогенератора, выполненные НПО ЦКТИ, ПО "Ижорский завод" и Подольским машиностроительным заводом;

- основные технические решения и результаты оптимизации параметров применительно к перспективному энергоблоку с ВВЭР-1500 использованы в

эскизных и технических проектах оборудования, разработанных НПО ЦКТИ, Подольским машиностроительным заводом и В11ИИАМ;

- рекомендации по выбору унифицированного ПНД поверхностью 3200 м2 реализованы при серийном производстве ПНД на ОАО "Таганрогский котельный завод" применительно к турбинам К-1000-60/3000 ОАО «ЛМЗ»;

- технические предложения по обоснованию реконструкции конденсат-ного тракта и повышению эксплуатационной надежности деаэрационно-иитателькой установки с различной степенью полноты реализованы на ряде энергоблоков Ленинградской, Курской, Смоленской, Игналинской, ЮжноУкраинской, Калининской, Волгодонской АЭС;

- использование технического решения по насосной закачке конденсата греющего пара СПП в напорную линию питательных насосов нашло свое применение на ряде энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000, включая и экспортные поставки отечественных АЭС за рубежом;

- обеспечено повышение надежности систем ПСПП и совершенствование условий проведения их ремонта на ЛАЭС на базе разработки новых алгоритмов пуско-ремонтных режимов и модернизации схемы обвязки. Достоверность н обоснованность результатов работы обусловлены применением современных методов постановки и решения теплотехнических задач, методов математического моделирования и оптимизации с привлечением ПЭВМ, современных методов оценки эффективности инвестиционных проектов и технико-экономических исследований. Дня решения поставленных задач использовалась прошедшая многократную апробацию в различных организациях математическая модель турбоустановки. Полученные результаты сопоставительных расчетов с заводскими проектами и результатами испытаний позволяют высоко оценить работоспособность модели и считать ее точность удовлетворяющей требованиям, предъявляемым к оптимизационным моделям АЭС. Значительная часть выводов и рекомендаций работы подтверждена положительными результатами, внедренными и используемыми в течение длительного времени в практике работы ряда АЭС.

Автор защищает:

- научные основы методов комплексной оптимизации основных параметров термодинамического цикла теплосиловой части АЭС;

- методику учета режимных факторов при технико-экономическом анализе и выборе профиля АЭС;

- результаты оптимизации начальных параметров и температуры питательной воды, а также структуры тепловой схемы для АЭС с реакторами ВВЭР-1000 и РБМК-1000;

- результаты оптимизации основных параметров II контура и профиля оборудования для перспективных энергоблоков на базе реактора ВВЭР;

- концепцию и обоснование возможности введения начального перегрева пара на АЭС с водоохлажласмыми реакторами;

- методические положения математической модели расчета влажнопаровых' турбоустановок АЭС с учетом их работы на частичных нагрузках;

- результаты внедрения ряда технических решений по модернизации систем и оборудования АЭС, направленных на повышение надежности, экономичности, маневренности и унификации оборудования энергоблоков.

Личный вклад автора. Анализ состояния проблемы, формирование концепции комплексной оптимизации параметров теплосилового цикла АЭС с водо-охлаждаемыми реакторами, постановка задач исследования.

Разработка методов и выбор критериев оптимизации с учетом перехода к рыночным условиям хозяйствования и неопределенности исходной информации.

Разработка методологии учета интегральной экономичности энергоблоков АЭС при выборе параметров и профиля оборудования.

Участие в разработке алгоритмов и математических моделей, создании расчетных программ.

Проведение расчетных исследований, обработка, анализ, интерпретация и обобщение полученных результатов.

Выработка практических рекомендаций по параметрам термодинамического цикла, составу тепловой схемы и профилю оборудования для АЭС с во-доохлаждаемыми реакторами различных типов.

Внедрение результатов расчетных исследований и, рекомендованных технических решений на энергоблоках АЭС с целью повышения их надежности, экономичности, маневренности и ремонтопригодности. Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на семинарах и секциях научно-технического совета НПО ЦКТИ в 1975-2003 г.г. (Г.С.Петербург); на отраслевых совещаниях и заседаниях секций научно-технического совета Министерства тяжелого, транспортного и энергетического машиностроения в 1975-1992 г.г. (г.Москва); на отраслевом семинаре «Инженерные и экономические аспекты ядерной энергетики» (г.Москва, НИКИЭТ, 1975г.); на межвузовских научных семинарах по повышению эффективности и оптимизации теплоэнергетических установок (г.Саратов, СПИ, 1983, 1989, 1997 г.г.); на Всесоюзном научно-техническом семинаре «Опыт эксплуатации и перспективы дальнейшего развития паротурбинного оборудования АЭС» (г.Удомля, Калининская АЭС, 1984г.); на Всесоюзном семинаре «Методы комплексной оптимизации установок по преобразованию тепловой и атомной энергии в электрическую» (г.Иркутск, СЭИ, 1985 г.); Международном форуме «Наша общая окружающая среда» (Г.С.Петербург, 1992г.); конференции «Направления развития электростанций Украины» (г.Донецк, 1992г.); научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования электростанций» (г.Екатеринбург, 1995г.); научно-технической конференции «Проблемы энергосбережения» (г.Алушта, 1996г.); международных энергетических форумах (Болгария, г.Варна 1997, 1999г.г.); Всероссийском совещании «Проблемы технического перевооружения и продления ресурса турбинного оборудования

электростанций» (Г.С.Петербург, 1999г.); научно-технической конференции «Перспективы и проблемы развития атомной энергетики России и ряда госу-ларсгв бывшего СССР на пороге XXI века» (Г.С.Петербург, 1999г.); Юбилейной на\чно-технической конференции СЗПИ (Г.С.Петербург, 2000г.); Научном Совете по проблемам теплоэнергетики и энергомашиностроения Санкт-Петерб>ргского научного центра РАН (г.С.Петерб>рг, 2001г.); 7-ой научно-практической конференции «Энергосбережение. Технология сервиса энергооборудования» (Г.С.Петербург, 2001г.); научно-практической конференции «Экономика энергосбережения» (г.Москва, 2002г.); Всероссийском научно-практическом семинаре «Обеспечение работы энергооборудования ТЭС и АЭС после сверхдлительной эксплуатации» (Г.С.Петербург, 2002г.); Всероссийской научно-технической конференции «Перспективы участия атомной энергетики в решении энергетических проблем российских регионов (Г.С.Петербург, 2003г.).

Опублнкованность результатов. Основное содержание выполненных исследований, научных, методических и практических разработок изложено в 52 публикациях, в том числе 3 авторских свидетельствах на изобретения и 3 учебных пособиях.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, шести глав с выводами, основных результатов и рекомендаций, списка использованных источников. Работа представлена на 378 страницах, включая 133 рисунка и 35 таблиц. Содержание работы

Во введении раскрыта актуальность темы, приводятся общие сведения об области исследований и постановке задач.

В первой главе дается краткий анализ положения, сложившегося в энергетике России. С учетом преимуществ, присущих атомным станциям в технико-экономических показателях, делается вывод о наличии объективных предпосылок и условий для постепенного перехода к крупномасштабному развитию отечественной атомной-энергетики. При этом отмечается необходимость решения двух важнейших задач: продление срока службы действующих АЭС при одновременном совершенствовании их эксплуатационных характеристик и реализация проектов энергоблоков нового поколения повышенной безопасности и конкурентоспособности. Дается оценка роли и возможностей атомной энергетики в обеспечении энергетической безопасности страны и ее конкурентоспособности на перспективу.

В этой же главе дается краткий обзор методических подходов к оптимизации параметров АЭС, разнообразие которых соответствовало различным этапам становления ядерной энергетики. Отмечается значительный вклад в развитие теоретических основ оптимизации АЭС научных школ МЭИ, СПИ, СПбГПУ, СЭИ.ЛМЗ и др.,а также полученные ими результаты. Далее формулируются основные принципы, которые должны быть учтены при комплексном подходе применительно к задачам оптимизации АЭС. Анализируются основные методы и критерии оптимизационных исследований применитель-

но к выбору термодинамических параметров и характеристик оборудования. теплосиловой части АЭС на современном этапе.

В значительной степени термодинамические, а также конструктивные параметры основного оборудования взаимосвязаны и должны оптимизироваться комплексно с использованием обобщенных расчетных методик.

Именно на этапе предпроектной оптимизации закладываются принципиальные решения, обеспечивающие надежную, безопасную и эффективную последующую эксплуатацию. В главе указывается на необходимость разделения задач оптимизации, решаемых на различных иерархических уровнях, а также учета различного рода технических и функциональных ограничений, присущих АЭС и их оборудованию. Отдельно рассмотрены особенности расчета влажнопаровых турбин АЭС. При этом выявлена необходимость учета ряда факторов, существенно влияющих на результаты оптимизационных исследований.

Технико-экономические исследования последнего, десятилетия имеют ряд особенностей, вызванных переходным характером российской экономики. В рыночной экономике важнейшим показателем эффективности технического решения или оптимальности выбранного параметра является максимум чистого дисконтированного дохода рассчитываемого, как

Д=5>-«*_<£) (I)

где в общем случае Фт - финансовые потоки на гсъом шаге расчетного цикла жизнедеятельности энергоустановки, а - коэффициент дисконтирования на ш-ом шаге. Коэффициент дисконтирования рассчитывается по формуле:

о™- 1/(1+Е)'--'° (2)

где Е - норма дисконта, выраженная в долях единицы в год, тт - момент окончания кью шага, То - момент времени, к которому приводятся денежные потоки.

Чистый дисконтированный доход наряду с индексом доходности, внутренней нормой доходности и сроком окупаемости являются показателями, рекомендованными в настоящее время к использованию при оценке различных инвестиционных проектов, включая создание и реконструкцию энергетических объектов.

В то же время, ранее в установившейся практике для выбора наиболее целесообразных вариантов в процессе оптимизации принимались критерии минимума приведенных затрат или максимума экономического эффекта. В годовом разрезе применительно к электроэнергетике эти критерии могут быть записаны

где И - годовые эксплуатационные издержки, К - суммарные капиталовложения, Сэ, \¥5 - стоимость и количество отпускаемой электроэнергии, Ст> Wт - стоимость и количество отпускаемой тепловой энергии.

Указанные критерии не противоречат методологическим позициям рыночных технико-экономических расчетов и названным выше показателям, рекомендованным к применению в рыночной экономике. Во многом, по формальному написанию, используемые формулы различных методик идентичны. Существенные отличия можно отметить только в содержательной стороне их применения.

На практике при оптимизации термодинамических параметров цикла или конструктивных характеристик оборудования могут быть использованы ряд частных критериев, являющихся конкретизированным выражением указанных общих критериев для определенных граничных условий. Эти критерии использованы в последующих главах диссертации для решения различных оптимизационных задач. В частности, нами показано, что при одинаковом годовом доходе по годам (шагам расчета) срок окупаемости капиталовложений, приведенных к моменту начала эксплуатации установки (или началу реализации капиталозатратного мероприятия), может быть определен как

Т= —

ЕК

Э Jr

(5)

*л(1 + Е)

где Эг - годовой экономический эффект от внедрения мероприятия.

Для предварительной оценки целесообразности отдельных технических решений допустимо сопоставление, основанное на сравнении единовременных капитальных затрат и обусловленных ими изменений ежегодных издержек. При этом условием реализации технического решения является положительное значение величины экономического эффекта, т.е. Э,>0. В этом случае, например, при увеличении тепловой экономичности энергоблока, достигаемом дополнительными капиталовложениями, может быть определен такой частный критерий, как величина предельно допустимых капиталовложений.

. CjArjNh

а + Е

(6)

где Д7 - относительное изменение экономичности, N - электрическая мощность блока, Ъ - число часов использования установленной мощности, а -ежегодные отчисления включающие амортизацию и ремонт.

На величину предельно допустимых капиталовложений существенно влияет величина коэффициента суммарных отчислений от капитальных затрат Р = (а + Е). На рис. 1 продемонстрированы оценочные расчеты, показывающие влияние на предельно допустимые капиталовложения цены электроэнергии и нормы дисконта при увеличении экономичности установки соответственно на 1%, 5%, 10% и 15%. Анализ данных, приведенных на рис1, подтверждает, что в финансово-экономической ситуации, характеризующейся высокими нормами дисконта (90-е годы XX века в РФ), экономически могут оправдываться только небольшие капиталовложения, направляемые в

Р - суммарные отчисления от капитальных вложений, включающие процент на капитал, налога, страховки, амортизацию и ремонт

Рис. I. Предельно допустимые удельные капиталовложения для повышения экономичности энергоустановки в зависимости от стоимости электроэнергии и нормы дисконта

энергетике на поддержание в работоспособном состоянии оборудования энергоблоков. Многие прогрессивные технические решения и проекты, кажущиеся высокоэффективными с точки зрения экономии топлива и снижения текущих издержек энергопроизводства, в такой ситуации теряют свою привлекательность для инвесторов и становятся нереализуемыми.

На результаты оптимизации параметров и характеристик оборудования теплосиловой части АЭС, в основном влияет соотношение двух факторов: стоимости электроэнергии и стоимостные (как правило, удельные) характеристики оборудования. Вследствие этого, при оптимизации характеристик АЭС целесообразно использовать некоторые методические приемы, уменьшающие влияние неопределенности в исходных данных. В частности, при заданной тепловой мощности реактора максимуму чистого дисконтированного дохода будет соответствовать минимум изменяемой части расчетных затрат, который в СБОЮ очередь, при учете изменения выработки только электрической-энергии, в годовом разрезе соответствует выражению

&3 = РС>ЛР-С,ЫК^% (7)

где F - определяющий параметр, характеризующий оборудование (поверхность теплообменника, производительность насоса, вес трубопровода

и т.д); - удельная стоимость оборудования применительно к

определяющему параметру.

Тогда критерием оптимальности может служить минимум затрат, рассчитанный в условиях постоянства комплекса

Комплекс "В" отражает фиксированность ряда внешних условий, оказывающих свое воздействие на результаты оптимизационного процесса. В него входят такие системные показатели, как тариф на электроэнергию в системе и вид диспетчерского графика работы, задаваемого энергоустановке системой, который в простейшем случае сводится к числу часов использования установленной мощности. Кроме того, в него входят показатели, характеризующие общую финансово-экономическую ситуацию: норма дисконта, коэффициент амортизации и стоимость ресурсов Условие постоянства «В» нивелирует некоторую неопределенность, существующую в исходных стоимостных показателях и их динамике во времени. Хотя каждый из показателей, входящих в комплекс, может меняться во времени, сам комплекс сохраняет достаточную устойчивость. В технологически развитых странах Запада в энергетике сложились определенные ценовые пропорции между ресурсами и стоимостью произведенной продукции. Применительно к рассматриваемым задачам - это соотношение между стоимостными характеристиками оборудования и стоимостью произведенной электроэнергии. Эти соотношения достаточно устойчивы и являются основой для принятия тех или иных технических решений при создании и реконструкции энергоустановок.

В СССР в 70-е и 80-е годы XX века наблюдались определенные отклонения от соблюдения этих соотношений. Стоимость отечественного оборудования в этот период была существенно ниже зарубежного. Использование существующих оптовых цен на оборудование приводило в те годы при оптимизации параметров, например, к неоправданному увеличению поверхностей нагрева. Формальный подход к выбору любого параметра при использовании оптовых цен приводил к тому, что термодинамический оптимум практически совпадал с технико-экономическим, т.е. обосновывалось любое повышение экономичности энергоустановки. Поэтому, зачастую, расчетчики и проектанты вынуждены были идти на использование так называемых "предельных" (завышенных) оценок оборудования. Проведение оптимизационных исследований стало затруднительным в 90-е годы. Неоднородность и неравномерность инфляции, сопровождающаяся ростом цен на оборудование и энергоресурсы, растущая норма дисконта, делали невозможным обоснование прогрессивных технологических решений, т.к. окупаемость инвестиций становилась проблематичной.

Положение с ценами и нормой дисконтирования несколько стабилизировалось в первые годы нового столетия. Однако уже сейчас вновь

(8)

образовался некоторый ценовой перекос, хотя и в обратном направлении. . Дело в том, что уровень отечественных цен на оборудование уже вплотную приблизился к общемировым и только по некоторым показателям на 20-30% ниже. В то же время, стоимость отпускаемой электроэнергии сознательно регулируется (ограничивается) федеральными органами в силу комплекса различных, причин- По мнению ряда исследований и экспертных оценок, стоимость электроэнергии на сегодня в России занижена в 2-2,5 раза, что не может не отражаться на результатах оптимизационных расчетов в энергетике. Анализ показал, что применительно к конкретному оборудованию комплекс «В» сохраняет свою относительную устойчивость в различных временных и экономических ситуациях. Любые оптимизационные исследования, выполненные при меняющейся финансовой ситуации (переменная норма дисконта), ценовой ситуации на сырье, материалы или электроэнергию и даже разном графике работы электростанций в системе, продолжают оставаться сопоставимыми и достоверными при равных или близких значениях комплекса «В», рассчитанного применительно к исследуемому типоразмеру оборудования и определяющему его параметру. В определенной степени использование комплекса позволяет проводить выбор оптимальных параметров безотносительно к изменению исходных стоимостных оценок. Введение комплекса позволяет использовать или перестраивать полученные ранее оптимизационные зависимости и определять зоны оптимума параметра при независимом изменении любых показателей, входящих в комплекс. Во второй главе проведен анализ режимов эксплуатации ряда АЭС с водоохлаждаемыми реакторами с учетом их работы в регулировочном диапазоне. Одновременно обобщены прогнозы развития ядерной энергетики в мире и в России в XXI столетии. Показано, что увеличение доли ядерных мощностей в топливно-энергетическом балансе является объективным фактором, требующим их участия в регулировании мощности энергосистем. Опыт эксплуатации ряда энергоблоков АЭС, проведенные на них испытания и современные исследовательские и проектные проработки, показывают техническую реализуемость и возможность работы АЭС в регулировочном диапазоне и подтверждают достаточно высокие маневренные свойства энергоблоков с водоохлаждаемыми реакторами. Рассмотрены возможные типовые графики нагрузок АЭС, участвующих в регулировании мощности энергосистемы. Показана необходимость учета режимных факторов на стадии предпроектной оптимизации АЭС.

Разработана методика выбора параметров АЭС с водоохлаждаемыми реакторами на основе технико-экономического анализа при учете режимных факторов. Критерий максимума чистого дисконтированного дохода при сравнении вариантов энергооборудования на АЭС с одинаковой выработкой электроэнергии может быть сведен к критерию минимума приведенных затрат. При этом условие выбора оптимальных параметров и "профиля оборудования АЭС

где X - оптимизируемый параметр; ] - номер рассматриваемого варианта

Принимая постоянной тепловую мощность (р) рассматриваемых вариантов энергоблока, обычно учитывают разницу в приведенных затратах

При этом Дг["ом - разница в экономичности сопоставляемых вариантов, фиксируемая, как правило, при работе на 100% нагрузке (М"°ч). Однако задание средневзвешенной по выработке электроэнергии величины Ъ не учитывает различный характер изменения экономичности сопоставляемых вариантов при снижении нагрузки. В общем случае для вариантов энергоблока, отличающихся структурой тепловой схемы или параметрами цикла, зависимость КПД АЭС от нагрузки типа г) = /(Ы) будет различной. Это может быть вызвано: отличием в начальных параметрах пара и температуре питательной воды и, соответственно, разным законом их изменения в регулировочном диапазоне; ограничениями по работе на скользящем давлении в деаэраторе; различной структурной схемой регенерации или системы промежуточного перегрева пара; различными режимами переключений турбопривода и другого оборудования тепловой схемы и т.д. Таким образом, при оптимизации параметров и структуры тепловой схемы и выборе профиля оборудования энергоблока нужно исходить из интегрального значения экономичности с учетом всех типовых режимов работы.

С учетом вышесказанного, разница в годовых приведенных затратах равна

гм

дз =рдк- (11)

о

Приведенное выражение соответствует случаю, когда изменение мощности реактора и параметров теплоносителя в активной зоне при снижении нагрузки не влияют на значение удельной топливной составляющей приведенных затрат на производство электроэнергии (Зт). Значение Зт можно представить через топливную составляющую приведенных затрат на производство тепловой энергии реактора (стоимость тепловой энергии Ст))

При изменении тепловой мощности реактора (р) и соответствующем изменении частоты перегрузок или средней глубины выгорания будет меняться значение и ив критерий оптимизации добавляется новый член, отражающий изменение удельного расхода топлива на единицу отпущенного тепла. Тогда при сопоставлении вариантов энергоблока, работающих по одинаковому годовому графику нагрузки, рассматривая только стационарные режимы работь^ энергобло^, получим

где 1 = 1,2...к - число стационарных режимов работы за год.

При создании нового энергоблока АЭС реактор, как правило, проектируется на заданную тепловую мощность и следствием различных схемных и параметрических решений является различный уровень электрической мощности на 100% нагрузке. В то же время, работая в регулировочном диапазоне, энергоблок должен удовлетворять требования энергосистемы и вследствие этого все оптимизируемые варианты профиля энергоблока должны сравниваться при одинаковой электрической мвешости, т.е. на всех режимах ниже 100% мощности оптимизируемые варианты сравниваются при различной тепловой мощности.

Для реакторов типа ВВЭР структурные и параметрические изменения во II контуре при заданнбм уровне нагрузки не влияют на глубину выгорания и длительность кампании реактора. Средняя температура теплоносителя для ВВЭР остается неизменной в широком диапазоне нагрузок. Некоторое снижение средней температуры происходит при малых нагрузках, однако это снижение можно считать одинаковым для различных оптимизируемых вариантов энергоблока, ввиду задания одинакового типового графика нагрузки, выбранного закона регулирования мощности и при одинаковых параметрах теплоносителя 1 контура в номинальном режиме работы. Таким образом, при сопоставлении установок в указанных условиях, изменением стоимости тепловой энергии при оптимизации параметров II контура и структуры тепловой схемы применительно к реакторам типа ВВЭР можно пренебречь.

Для водоохлаждаемых реакторов, имеющих одноконтурную схему, при оптимизации основных параметров термодинамического цикла и непосредственном влиянии на них нагрузки энергоблока, меняются параметры теплоносителя в активной зоне. Влияние этих изменений на величину выгорания и стоимость тепловой энергии реактора невелико и может быть учтено. Зависимость выгорания от давления теплоносителя в реакторах типа РБМК носит линейный характер. В этом случае при разомкнутом топливном цикле изменение стоимости тепловой энергии может быть принято обратно пропорциональным глубине выгорания.

Таким образом, изменение дисконтированного дохода или приведенных затрат при оптимизации номинальных параметров паротурбинного цикла при работе энергоблоков с водоохлаждаемыми реакторами на различных режимах нагрузки учитывается введением замещающей электрической мощности и изменением стоимости тепловой энергии реактора.

Если в первом приближении пренебречь зависимостью стоимости тепловой энергии на определенном режиме нагрузки от разницы экономичности сопоставляемых вариантов, то можно рассчитать составляющую приведенных затрат из-за различной выработки эл. энергии на любом 1-ом режиме через удельную топливную составляющую приведенных затрат.

тогда общая разница затрат'с учетом различных капитальных вложений по вариантам

где Дг(1 - разность между относительной экономичностью вариантов в ьом режиме работы, N,=N,/N„04 - относительная нагрузка блока, задаваемая энергосистемой.

Такой подход к определению минимума расчетных затрат позволяет находить оптимальное значение параметров с учетом интегральной экономичности энергоблока, которая может быть представлена на определенном шаге расчета, например за год, как

где К" = —— относительная величина продолжительности i - го режима,

' 8760

<3 = О-Л - относительная тепловая мощность ьго режима,

/ V»«/

В этой же главе приводится описание математической модели для совместного расчета тепловой схемы и проточной части турбоустановки АЭС при работе в регулировочном диапазоне нагрузок. Модель представляет собой формализованное описание процессов в проточной части турбины и тепловой схеме в целом. В основе модели был использован алгоритм вариантного расчета тепловых схем современных ПТУ на ЭВМ на любые параметры, при любом количестве отсеков, отборов, регенеративных и сетевых подогревателей, различных типов насосов и их приводов, сепараторов и промежуточных перегревателей в любом их расположении. Расчетная модель содержит ряд положений и особенностей,

позволяющих использовать ее для оценки показателей турбоустановок АЭС как в номинальном, так и в переменном режимах работы. В модели предусмотрен расчет последней ступени турбины на номинальной и частичной нагрузках по заводским характеристикам, возможность расчета турбоустановок при различных программах регулирования мощности энергоблока, задание параметрических характеристик для насосного и теплообменного оборудования, работающего в различных режимах. Предусмотрены широкие возможности для схемных переключений на режимах, диктуемые как экономической целесообразностью, так и техническими ограничениями по работе оборудования и требованиями надежности. Особое внимание уделено учету специфики влажнопаровых турбин АЭС. В частности, расчет потерь от влажности в турбинных ступенях проводится по зависимостям, позволяющим апробировать накапливаемый экспериментальный материал по влиянию влажности на потери в ступени, в том числе с учетом дополнительных потерь от влажности в зоне Вильсона. Предусмотрен расчет внутреннего влагоудаления в ступенях турбины.

Указанная модель базируется на программных комплексах по расчету . стационарных режимов тепловых схем турбоустановок, разработанных совместно ЦНИИКА, ЛМ3 и ЦКТИ, широко используемых в исследовательской и проектной практике, и является их углубленной модификацией.

В этом же разделе приведена проверка точности разработанной модели.

Третья глава посвящена рассмотрению вопросов введения начального перегрева пара для термодинамических циклов водоохлаждаемых АЭС. Исследования возможности введения начального перегрева проводились неоднократно на различных этапах развития атомной энергетики и применительно к различным типам реакторов. Обусловлено это было естественным желанием повысить экономичность термодинамического цикла, уменьшить проблемы, связанные с повышенной влажностью пара в системе промежуточного перегрева и последних ступенях ЦНД, и возможностью унифицировать технические решения по турбоустановке с традиционно применяемыми в энергетике на органическом топливе.

Несмотря на то, что до сих пор в серийных энергоблоках АЭС, эксплуатируемых в РФ и планируемых к пуску в ближайшие годы, начальный перегрев пара не предусмотрен, состояние вопроса и перспективы введения начального перегрева заслуживают отдельного рассмотрения.

Для АЭС с реактором ВВЭР-1000 максимальная температура теплоносителя 1 контура в типовых проектах составляет 322 °С, что накладывает существенные ограничения на область изменения оптимизируемых начальных параметров пара, перегрев которого (to) практически не может превысить 3104S. Несколько большие возможности открываются при проектировании перспективного блока с ВВЭР-1500, при достижении максимальной температуры в 1 контуре 330 °С. Для парогенераторов, генерирующих слабоперегретый пар, характер изменения температуры острого пара в регулировочном диапазоне нагрузок определяется, в основном, изменением температуры 1 контура и величиной поверхности парогенератора. При оценке целесообразности начального перегрева пара для серийной реакторной установки ВВЭР-1000 на диапазон возможных значений начального перегрева, давления пара и температуры питательной воды накладываются ряд ограничений, значительно сужающих зону оптимизируемых параметров. Относительное изменение удельного расхода тепла на турбоустановку в зависимости от начальных параметров и температуры питательной воды показано на рис. 2. Введение начального перегрева пара во всем диапазоне исследованных давлений обеспечивает практически одинаковый термодинамический эффект, в среднем ~ 0,6% относительной экономичности на 10° перегрева. С ростом температуры питательной воды несколько снижается влияние начального перегрева на экономичность цикла. Результаты технико-экономической оптимизации существенным образом зависят от расчетных поверхностей прямоточных парогенераторов, зависящих от варьируемых параметров которые

представлены на рис. 3, задаваемого гидравлического сопротивления парогенератора, а также диапазона принимаемых удельных стоимостей поверхности парогенератора. В диапазоне значений относительного

стоимостного комплекса оптимальным является сочетание

параметров: Ро = 6,9 МПа; t„, = 200 °С; to = 310 "С. Этот результат справедлив для анализа, выполненного для условий работы энергоблока на 100% нагрузке.

Для определения устойчивости полученного результата, применительно к условиям сопоставления в режимах регулирования нагрузки при использовании интегральной экономичности энергоблока, было рассмотрено 4 варианта сочетания основного оборудования машзала. Принципиальные отличия по вариантам сводились к различным основным параметрам термодинамического цикла, при этом в комплектацию блока входят:

1. Горизонтальный парогенератор (1111) вырабатывающий насыщенный пар Ро = 6,27 МПа, температура питательной воды tn„ = 220 °С.

2. Прямоточный парогенератор, вырабатывающий слабоперегретый пар (ПГВП) с Ро = 6,27 МПа, температура на выходе из парогенератора to = 310 °С, температура питательной воды 220 °С.

3.Вертикальный парогенератор насыщенного пара (ПГВ) с выделенным экономай-зерным участком, Р0 = 7,2 МПа, 1ПВ = 200 "С.

4. Прямоточный парогенератор, вырабатывающий слабоперегретый пар (ПГВП) с параметрами Р0 = 6,9 МПа, 1о = 310 °С,

температура питательной воды 200 °С.

Существенным фактором, влияющим на экономичность сопоставляемых вариантов, является рациональная организация схемных переключений при снижении нагрузки. Различия в поверхностях, а следовательно и стоимостях теплообменников, включенных в тепловую схему энергоблока (парогенераторы, промежуточные пароперегреватели,

регенеративные теплообменники),

составляют один из основных факторов, приводящих к различным капитальным затратам. Применительно к

парогенераторам эти отличия затрагивают не -только величину поверхности и конструкцию, но и материалы, из которых изготавливаются теплообменные

поверхности. На рис.4 показано относительное изменение экономичности турбоустановки с различными типами парогенераторов в регулировочном диапазоне нагрузок. Скачки кривых при различных уровнях мощности соответствуют переключению на острый пар деаэраторов, ПВД, ТПН и переход на работу с 2-х ТПН на один, т.е. структурным перестройкам схемы в регулировочном диапазоне.

На рис.5 показано изменение разницы приведенных затрат в условных единицах по вариантам в зависимости от соотношения удельных стоимостей (а) теплообменной поверхности прямоточного парогенератора и горизонтального парогенератора насыщенного пара

Анализ рассмотренных схем с привлечением показателей интегральной экономичности показывает, что при сравнительно низких удельных стоимостях теплообменной поверхности прямоточного парогенератора наиболее

эффективными являются парогенераторы слабоперегретого пара. С ростом

Л V

\\

\ 1

\ \

£ 1

2Л N4

V а< 1 | 5 6 утт

1 1 III

1 • ГПГ (Ро-«,27 МПа; 1, л,-220°О 2- ПГВП (Ро-6,27 МПа, ^-З Ю°С

.1„.-220°С) 1- ПГВ (Ро-7,2 МПа; I, ;Ц.-200°С) 4- ПГВП (Р0-6,9 МПа, 1,-310°С ;и-200оС)

Рис. 4. Относительное изменение экономичности турбоустановки с различными типами парогенераторов в регулировочном диапазоне

1 - ГПГ (Ро-в.27 МПал л,.«220°С)

2- ППЗП (Р0-б,27 МПа, 1.-310°С ,!_-220°С)

3- ПГВ (Р<>-7.2 МПа, I, .(_-200оС)

4- ПГВП (Р0-6.9 МПа, 1.-3 10°С ,1„=200°С)

Э - составляющая приведенных затрат за счет выработки Э1 энергии,

Г - составляющая приведенных затрат за счет капиталовложений,

£ - суммарное значение приведенных затрат — — - изменение затрат без учета интегрального значения экономичности, _ - изменение затрат с учетом интегрального значения экономичности, ......... -зона оптимальности

Рис. 5. Изменение приведенных затрат по вариантам в зависимости от соотношения удельных стоимостей поверхности прямоточного парогенератора (ПГВП) и парогенератора насыщенного пара (ГПГ)

удельной стоимости поверхности прямоточные парогенераторы перестают быть конкурентоспособными.

Исследования по обоснованию введения начального перегрева пара в канальных реакторах типа РБМК осуществлялись еще с начала 70-х годов XX столетия. В НПО ЦКТИ эти работы проводились применительно к реакторам с начальным перегревом РБМК-П-2000, а позднее РБМК-П-2400. В канальных реакторах (РБМК) давление и температура пара оказывают существенное влияние как на величину топливной составляющей стоимости электроэнергии, так и на затраты в реактор, машинный зал и систему технического водоснабжения.

При этом меняется глубина выгорания топлива при неизменном начальном обогащении, что приводит к изменению стоимости тепловой энергии. Влияние начального перегрева пара на «физику» реактора зависит от конструкционных материалов, используемых для каналов и оболочек твэл, а также от потерь давления в пароперегревательных каналах.

В первоначальных проектах по созданию канального реактора с начальным перегревом пара (РБМК-П) предусматривалось использование циркониевых сплавов в трубах каналов, а для оболочек тепловыделяющих элементов в пароперегревателе - нержавеющей стали. В этом случае стоимость тепловой энергии с введением перегрева пара заметно увеличивается. Влияние перегрева пара может быть уменьшено в случае разработки жаропрочных циркониевых сплавов для оболочек твэл. Тем не

менее, тенденция роста стоимости тепловой энергии с увеличением, начальной температуры пара сохраняется, так как допустимые напряжения конструкционных материалов понижаются. Для оценки эффективности ядерного перегрева в канальных реакторах первостепенное значение имеет вопрос повышения КПД АЭС. Одновременно с повышением начальных параметров пара увеличивается КПД и уменьшаются удельные капиталовложения в теплосиловую часть. Если увеличение КПД АЭС в процентном отношении будет меньше, чем рост стоимости тепловой энергии, то введение ядерного перегрева приведет к увеличению топливной составляющей стоимости электроэнергии и реализация перегрева нецелесообразна.

Анализ, выполненный для оценки роста КПД АЭС применительно к гипотетическому реактору РБМК-П-2000 (2400), показывает, что повышение начальной температуры пара до 450 °С приводит к росту КПД АЭС нетто на

~ 10,7% (рис.6). Достигаемые преимущества реализуются не только благодаря росту начальной температуры цикла, но и за счет снижения собственных нужд станции. В то же время стоимость тепловой энергии реактора при перегреве пара до 450 °С становится на ~ 13,5% больше, чем для реактора РБМК. В результате, несмотря1 на повышение КПД АЭС, топливная составляющая стоимости электроэнергии несколько увеличивается (на 2,5%). Таким образом, без учета изменения капиталовложений целесообразность сооружения АЭС с РБМК-П может быть оправдана, если введение начального перегрева приведет к росту стоимости тепловой энергии не более чем на 10%. Конкурентоспособность блока с канальным реактором и начальным перегревом пара может быть в определенной степени улучшена за счет совершенствования схемных решений. С целью достижения максимально возможного эффекта при использовании канального реактора с начальным перегревом пара была предложена схема, приведенная на рис.7.

Рис.7 Принципиальная схема энергоблока РБМК-П

К основным преимуществам указанной схемы относятся:

- раздельная подача питательной воды в напорную линию и на всас ГЦН, что снижает их мощность, повышает надежность работы испарительных каналов и обеспечивает охлаждение активной зоны при разрыве контура МПЦ;

- осуществление промежуточного перегрева в турбине насыщенным паром, отбираемым из барабанов-сепараторов, что позволяет уменьшить гидравлическое сопротивление перегревательных каналов, а следовательно, и снизить давление в испарительном контуре;

- подача конденсата греющего пара промперегревателя насосом в напорную линию питательного турбонасоса.

Осуществление указанных решений в комплексе позволяет: дополнительно повысить экономичность энергоблока с начальным перегревом на - 1,8%; снизить топливную составляющую; уменьшить капиталовложения в оборудование.

В четвертой главе диссертации оптимизируются начальное давление, температура питательной воды и структура тепловых схем турбоустановок АЭС с водоохлаждаемыми реакторами и различными модификациями основного оборудования. В частности, применительно к АЭС с ВВЭР-1000 при -использовании горизонтального парогенератора насыщенного пара получены зоны оптимальных значений по начальному давлению 6,5-6,7 МПа и по питательной воде - 230-235 °С.

Рассматривается эффективность применения вертикальных парогенераторов насыщенного пара для серийных энергоблоков с реактором ВВЭР-1000. При использовании горизонтальных парогенераторов в

энергоблоках ВВЭР-1000 отсутствует возможность для дальнейшего повышения параметров второго контура без изменения параметров первого. В то же время при использовании вертикального парогенератора появляется возможность введения экономайзерного участка. В этом случае возрастает температура (t¡), соответствующая давлению генерируемого пара

ta - температура воды первого контура на выходе из парогенератора;

- минимальный температурный напор в парогенераторе без экономайзера;

G1; Ср' - соответственно расход и средняя теплоемкость теплоносителя в

первом контуре на экономайзерном участке;

Q,« - тепловая мощность экономайзерного участка.

Некоторое снижение температуры питательной воды (tn>) и соответствующее увеличение приводят к возможности получения еще более высоких значений начального давления (Ро) генерируемого пара. Расчеты показали, что для серийного реактора ВВЭР-1000 при применении вертикального парогенератора насыщенного пара с выделенным экономайзерным участком оптимальные параметры второго контура составляют Ро = 7,2 МПа И t„a = 200 0С. По сравнению с горизонтальным парогенератором, это позволяет повысить экономичность цикла на - 0,7% и получить значительный экономический эффект.

В этой же главе проводится оптимизация структуры системы регенерации турбоустановки АЭС с реактором ВВЭР-1000. Проанализировано влияние учета интегральной экономичности энергоблока на формирование оптимальной структуры системы регенерации. Были рассмотрены тепловые схемы турбоустановки, обеспечивающие оптимальную температуру питательной воды (tng = 200 0С). На рис.8 показан относительный удельный расход тепла турбоустановки в зависимости от нагрузки при различных вариантах структуры системы регенерации, отличающихся числом подогревателей высокого и низкого давления (ПВД, ПНД) и способом смешения конденсата промежуточного пароперегревателя (ПП) с питательной водой. Учет работы энергоблока на пониженных уровнях нагрузки вносит существенное перераспределение в соотношение экономичности вариантов по сравнению с режимом 100% нагрузки.

На рис. 9 показано изменение приведенных затрат по различным вариантам структуры системы регенерации для годового графика нагрузки h = 5800 час/год. Расчет экономических показателей выполнен с учетом различных капиталовложений в варианты и для различных удельных стоимостей поверхности регенерации (С>д). Из приведенных зависимостей видно, что учет интегральных показателей экономичности приводит к принципиально новым результатам и перераспределению эффективности рассмотренных вариантов.

В случае тенденции к разуплотнению графиков нагрузки АЭС и росту цен на металл наиболее эффективной является схема регенерации без ПВД, с 4 ПНД, деаэратором на рабочее давление ~ 1,3 МПа и подачей конденсата ПП в тракт питательной воды.

Выполнено обоснование оптимальных значений начального давления цикла насыщенного пара и температуры питательной воды применительно к АЭС с реактором РБМК-1000. На рис.10 приведено изменение относительной экономичности турбоустановки при изменении давления насыщенного пара на выходе из реактора. Так как оптимальные значения начального давления и температуры питательной воды взаимосвязаны, то расчеты проводились при постоянстве относительной температуры питательной воды

где - температура насыщения соответствующая начальному давлению цикла, а 1к - температура питательной воды на входе в первый регенеративный подогреватель. Указанное значение в широком

диапазоне изменения Ро меняется очень незначительно. С учетом изменения стоимости тепловой энергии, затрат в систему регенеративного подогрева питательной воды, промперегрева пара, технического водоснабжения, мощности циркуляционных и питательных насосов, а также затрат на выработку замещаемой электроэнергии, было получено изменение расчетных затрат для различного начального давления цикла применительно к реактору РБМК-1000. С учетом исходной стоимостной информации были получены оптимальные значения начального давления 6,5-7,0 МПа. Оптимизация температуры питательной воды, выполненная с учетом технических ограничений, изменения капитальных вложений по оборудованию и тепловой экономичности энергоблока, по критерию максимума годового дохода, приводит к оптимальной зоне значений ^ на уровне 185-195 °С. В главе также рассматриваются вопросы, связанные с возможностью унификации структуры тепловых схем и определением профиля вспомогательного оборудования перспективных энергоблоков. Приведены основные решения по унификации структуры принципиальных тепловых схем АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, полученные на основе оптимизации и сопоставления их параметрических и расходных характеристик. Сближение структуры тепловых схем и решения по унификации комплектующего оборудования стали возможны за счет: сокращения числа (или исключения) регенеративных ПВД; перехода с двухступенчатых на одноступенчатые ПП; повышения рабочего давления в деаэраторе с 0,7 до ~ 1,3 МПа; применения смешивающих подогревателей низкого давления; применения турбопривода питательного насоса; применения специального насоса для подачи

конденсата греющего пара ПП в напорную линию питательных насосов. Приведенные решения с учетом выполненной оптимизации параметров острого пара и питательной воды позволяют в значительной мере унифицировать оборудование

турбоустановок для водоохлаждаемых реакторов мощностью '1000 МВт и выше. Наиболее ярко преимущества предлагаемой схемы проявляются при ее применении на блоках с ВВЭР-1000 с горизонтальными и вертикальными парогенераторами.

Показано, что предлагаемая тепловая схема в основе своей

применима и для перспективных энергоблоков мощностью более 1000 МВт. Рассмотрена также возможность применения для различных типов турбоустановок унифицированного комплектующего вспомогательного оборудования.

Пятая глава включает в себя определение оптимальных характеристик перспективных конкурентоспособных энергоблоков повышенной безопасности, создание которых предполагалось на базе реакторов ВВЭР. Разработке даже очень важных, но узкопрофильных технических решений (по турбоустановке, теплообменному и комплектующему оборудованию и др.), должно предшествовать обоснование основных концептуальных технических решений по энергоблоку в целом. Технические требования к энергоблоку должны определять параметры теплоносителя по первому контуру, режимы работы энергоблока, район его расположения и климатические условия. На основании этих требований могут быть выполнены оптимизационные исследования и даны рекомендации по начальным температуре и давлению второго контура, температуре питательной воды, типу и конструкции парогенератора и системы ПСПП, профилю турбоустановки, структуре системы регенерации и тепловой схеме. На процессы оптимизации могут сильно влиять различного рода технические ограничения (применяемые материалы, требования к транспортировке, допустимые температурные напоры, предельные длины лопаток последней ступени турбины, требования моно или дубль блочного исполнения и т.д.).

В частности, применительно к энергоблоку с ВВЭР-1500 возможность улучшения технико-экономических показателей обусловлена повышением параметров теплоносителя 1 контура на входе и выходе из реактора до 297,6 °С и 330 °С соответственно. При этом решается оптимизацио1шая задача по определению основных параметров и структуры тепловой схемы. Исследования проводились для моноблочной турбоустановки мощностью 1500 МВт. Уменьшение среднего запаса до кипения в контуре реактора даже на 2,5 °С приводит при постоянном значении температуры питательной воды к росту оптимального значения начального давления (Р0) минимум на.0,2-0,3 МПа. На рис.11 приведено изменение конструктивной поверхности парогенераторов насыщенного и слабоперегретого пара в зависимости от Ро.

Характер изменения относительной экономичности турбоустановки по показателям 100% режима нагрузки приведен на рис.12. Повышение начального давления пара при постоянном значении обеспечивает

снижение удельного расхода тепла в среднем на 1% на каждые 0,5 - 0,6 МПа. При этом, чем выше тем более эффективно повышение При

фиксированном значении начального перегрева эффективность повышения давления снижается.

При работе в базовом режиме и умеренных ценах на теплообменное оборудование (Впг =1,0 кВт/м2; Впвд = 0,2 кВт/м2) оптимальное начальное давление цикла лежит в диапазоне 7,8 - 8,2 МПа. При увеличении стоимости теплообменных поверхностей парогенератора и ПВД (Впг = 1,5 кВт/м2, Впвд =0,5 кВт/м2) оптимальное начальное давление снижается приблизительно на 0,4 МПа, причем оптимум по давлению снижается тем быстрее, чем выше ^ьБ, т.е. чем больше устанавливается дорогостоящих аппаратов ПВД (рис.13). Оптимальные значения йтВ лежат в диапазоне 220-235 "С, причем большие значения оптимума соответствуют более низкому значению Повышение стоимости парогенератора смещает оптимум по ШВ в диапазон 215-225 °С в зависимости от Р0. Однако оптимум по питательной воде относительно пологий и отклонение от оптимального значения вызывает лишь незначительное увеличение затрат.

В табл.1 приведены некоторые соотношения, показывающие усредненное влияние отклонений от оптимального значения исследуемых параметров на мощность энергоблока.

Отклонения начального давления цикла даже на 0,2 МПа (в оптимизируемом диапазоне 6,0-8,0 МПа) меняет тепловую экономичность энергоблока на 0,30,4 %, что составляет 4,5 - 6,0 МВт дополнительной мощности. Изменение значения температуры питательной воды на 5°С (в оптимизируемом

диапазоне 200-240 °С) изменяет. экономичность блока не менее, чем на* 0,2%, что тождественно изменению мощности на 3 МВт. Изменение числа ступеней промежуточного перегрева пара (с одной до двух) повышает экономичность цикла на 0,5% за счет уменьшения необратимых потерь при теплообмене, хотя это и связано с некоторым ростом теплообменных поверхностей, и позволяет получить до 8 МВт дополнительной мощности. При этом нужно иметь в виду, что на выбор оптимальных характеристик ПСПП существенные ограничения

накладывает выбор частоты вращения турбоагрегата, обусловленный

влиянием конечной влажности пара на последние ступени ЦНД.

Зависимости по влиянию параметров на экономичность энергоблока были также рассмотрены с учетом интегральных показателей, т.е. различных режимов работы. Для выбранных распределений нагрузок по длительности в течение года были выполнены расчеты экономичности турбоустановки для различных значений для циклов насыщенного и

перегретого пара.

Все полученные зависимости характеризуются некоторой тенденцией к сходимости в области низких нагрузок. Расчет приведенных затрат по указанным циклам свидетельствует о достаточно устойчивом положении оптимума по начальному давлению, что вызвано относительно эквидистантным изменением экономичности. Поскольку по технико-экономическим показателям при работе на режимах номинальной мощности энергоблок на насыщенном паре является более предпочтительным.чем с перегревом пара, а кроме того отечественные парогенераторы насыщенного пара основаны на отработанных элементах конструкции и имеют детальное экспериментальное обоснование, то выбор структуры принципиальной тепловой схемы осуществлялся для цикла насыщенного острого пара, оптимальной температуре питательной воды при различных

начальных давлениях (7,2 - 8,4 МПа).

1 -Впг-1.0 «Вт/м5; Впм-0.2 «Вт/м*

2 • Впг-1,5 кВт/м1; Впи-О.ЗкВт/м'

Рис. 13. Изменение приведенных ' затрат от Ро и Ь» для циклов насыщенного пара яри работе в базовом режиме (Ь=6500 ч/г)

Расчеты проводились применительно к моноблоку и конструктивной

схеме турбины ЦВД+ЗЦНД. Было рассмотрено более 20 вариантов структуры Таблица 1

_Влияние исследуемых параметров на мощность энергоблока ВВЭР-1500_

Параметр Исследуемый диапазон Отклонение параметра Изменение эл. мощности, МВт

Начальное давление, Р<> 6,0+ 8,0 МПа 0.2 МПа 6.0

Температура питательной ВОДЫ, (га 200 + 240 °С 5°С 3,0

Число ступеней промперегрева 1 + 2 1 8,0

Температура охлаждающей воды Лопатка 1200 мм поел, ступени 15 — 20 °С 20 - 25 °С 2°С 2.0 4,0

Лопатка 1450 мм поел, ступени 15-20 °С 20 - 25 °С 3.5 4.8

Разделительное давление, Р,щ 0,6 + 0,11 МПа 0,2 МПа 3.5

Потеря давления в системе ПСПП Ррил = 0,9 МПа 1% ОТ Ррпд 1.8

Температура- промперегрева I —------- 255 +265 °С 5 °С 2.0

конденсатно-пнтательного тракта отличающихся между собой количеством и типом подогревателей ПНД и ГОД, количеством ступеней промежуточного перегрева пара, давлением в деаэраторе и способом его регулирования, способом и местом сброса в питательный тракт конденсата ступеней промперегрева. Практически для любого сочетания стоимостных показателей и учета различных режимных графиков использования энергоблока оптимальной является схема с 4 ПНД, деаэратором на повышенное давление (до — 1,3 МПа), одним ПВД и одноступенчатым промежуточным пароперегревателем с закачкой его конденсата в тракт питательной воды (рис. 14).

В этой же главе применительно к реакторной установке повышенной безопасности тепловой мощностью 1800 МВт (параметры 1 контура 327/296°Сг 15,7 МПа) на базе нового оборудования (вертикальный парогенератор насыщенного пара и прямоточный парогенератор) определялось влияние термодинамических параметров цикла на экономичность турбоустановки и их оптимальные значения. Для корректного определения зависимости

выполнялся совместный поступенчатый расчет проточной части турбоуста-новки и тепловой схемы в целом. С учетом ряда предварительно заданных исходных данных определены границы зон оптимальности для исследуемых параметров.

Наиболее целесообразным путем улучшения технико-экономических показателей энергоблока следует считать увеличение средней температуры теплоносителя в I контуре.

В шестой главе приводится ряд технических решений, реализованных или предложенных к реализации на ряде АЭС действующих на территории бывшего СССР.

Время разработки большинства проектов АЭС приходилось на 60-70-е годы. Уровень теплофизичсских знаний того периода, отсутствие опыта длительной эксплуатации таких сложных и многосистемных объектов, как АЭС,

Рис.14 Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1500

неизбежно приводили при проектировании к некоторым просчетам и недоработкам. Применительно к работе тепломеханического оборудования АЭС, это выражалось в достаточно длительных и трудоемких периодах отработки таких станционных систем и элементов, как система сепарации и промежуточного перегрева пара в турбине, организации надежной работы деаэрационно-питательной установки, повышении эксплуатационной надежности трубопроводов в условиях транспорта двухфазной среды и т.д. Учет реального опыта эксплуатации АЭС в совокупности с развитием теоретических исследований позволяют ликвидировать многие просчеты проектирования, в том числе путем модернизации оборудования и систем на работающих энергоблоках. Предлагаемые модернизации имеют своей целью повышение экономичности, надежности, маневренности и

ремонтопригодности оборудования АЭС. Наряду с техническими предложениями по модернизации приводятся их технико-экономические обоснования с расчетом чистого дисконтированного дохода или сроков окупаемости.

В частности, к разработанным техническим решениям относятся следующие:

1. Постановка и решение задачи расчета и обоснования оптимальной величины поверхности нагрева унифицированного поверхностного ПНД для различных модификаций турбоустановок при работе в блоке с реактором ВВЭР-1000. Задача решалась в предположении равного объема производства для каждой возможной модификации турбины. С учетом динамики стоимостных показателей, а также оценки проигрыша при переходе от частичной унификации (разная оптимальная величина поверхности ПНД для каждой модификации) к полной (единый ПНД), выбрана унифицированная поверхность ПНД ~ 3200 м2. Серийное производство данного ПНД обеспечивает его поставку на эксплуатируемые и строящиеся блоки с реактором ВВЭР-1000 и турбиной К-1000-60/3000.

2. Предложения по реконструкции бойлерных установок турбин К-500-65/3000. Проектные решения закладывались на максимальную тепловую нагрузку, которая является кратковременной и приводит к работе теплообменников в нерасчетном режиме с ухудшением их показателей в условиях неоправданно усложненной схемы и неэффективном использовании отборов турбин с точки зрения выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Предложена реконструкция бойлерных установок, базирующаяся на изменении схемы их включения и сокращении их количества по сравнению с проектными. Приводимые варианты реконструкции бойлерных установок позволяют увеличить годовую выработку электроэнергии до 9 млн кВт-час и снизить капиталовложения при различных модификациях реконструкции от 0,6 до 1,3 млн. у.е. на блок при некотором повышении надежности установки.

3. Предложения по оптимизации схемы и повышении эксплуатационной надежности деаэрационно-питательной установки (ДПУ). На примере энергоблока с реактором РБМК-1000 выявлены недостатки, присущие проектным схемам обвязки деаэрационно-питательной установки и линиям рециркуляции АПЭН и ПЭН. На основе анализа выявленных недостатков, особенно в пусковых и переходных режимах, сделаны предложения по улучшению гидравлической характеристики системы, повышающие надежность работы ДПУ. Даны рекомендации по реконструкции деаэраторов, изменению схем включения и точек подвода конденсатных потоков, местам размещения дроссельных шайб. Внедрение указанных рекомендаций, осуществленное с разной степенью полноты, на ряде энергоблоков Курской, Ленинградской, Смоленской, Калининской АЭС позволило повысить надежность работы деаэрационно-питательных установок и существенно снизить вероятность аварийных остановов турбин.

4. Повышение надежности и экономичности работы конденсатпого тракта. Выявлена неудовлетворительная работа системы конденсатного тракта турбоустановок К-5ОО-65/3ШО, влияющая на надежность и экономичность их эксплуатации. С целью улучшения условий эксплуатации схемы предложена модернизация конденсатных насосов II ступени, проведенная на основании результатов теплогидравлических расчетов тракта системы основного конденсата при работе на различных режимах. Проведенная модернизация КЭН гарантирует повышение надежности работы конденсатного тракта, снижает потребляемую мощность собственных нужд на - 0,25 МВт на номинальной нагрузке. Окупаемость предложенного и внедренного на двух турбинах 1 и 2 блоков ЛАЭС технического решения составляет не более 0,5 года.

5. Предложено и обосновано использование в схемах турбоустановок АЭС насосов с гидротурбинным приводом. В частности, применение указанных насосов на энергоблоках с реакторами ВВЭР-1000 для откачки конденсата греющего пара в системе сепарации и промежуточного перегрева пара позволило обеспечить высокую надежность перекачки среды, находящейся в условиях близких к вскипанию, и повысить экономичность энергоблока на ~ 0,7%. Конденсатный насос с гидротурбинным приводом (КГТН) обеспечивает существенные преимущества по сравнению с электроприводными по металлоемкости, габаритам, условиям монтажа и эксплуатации. Более чем десятилетний опыт эксплуатации этих насосов (Ровенская, Хмельницкая, Южноукраинская АЭС) подтвердил высокую надежность и экономичность работы КГТН. Окупаемость включения в тепловую схему турбоустановок К-1000-60/3000 насосов типа КГТН не превышает 0,7 года, а чистый дисконтированный доход за 10 лет эксплуатации составляет не менее 2 млн.у.е.

6. Повышение надежности систем промежуточной сепарации и перегрева пара (ПСПП) в пусковых и переменных режимах. На энергоблоках с реакторами РБМК-1000 выявлен ряд эксплуатационных недостатков в работе системы промежуточной сепарации и перегрева. С целью устранения выявленных недостатков разработаны новые алгоритмы пуска и останова турбоустановки и осуществлена реконструкция схемы обвязки системы сепарации и промежуточного перегрева, позволяющая внедрить пускоремонтные режимы:

- пуск СПП из холодного состояния с подключением II ступени на нагрузке турбины 500 МВт;

- выполнение текущего ремонта I ступени промперегрева на работающей турбине.

Осуществление указанных режимов позволяет снизить размах термонапряжений в элементах СПП на ~ 50% и обеспечить проведение ремонтных работ без полного останова блока, снизив общее число пусков и остановов. Это приводит к существенному повышению показателей надежности и экономичности при минимальных затратах. Срок окупаемости

предлагаемой реконструкции не превышает 1,5 года, а чистый дисконти- . рованиый доход от ее внедрения за 10 лет составит около 0,5 мли.у.е.

7. Рассмотрена задача перепрофилирования АЭС в ТЭС, которая может возникнуть в силу различных причин при приостановке строительства АЭС или ее консервации и требующая в максимальной степени скомпенсировать произведенные затраты и использовать «атомное» оборудование машзала. На примере приостановленного строительства АЭС с ВВЭР-1000 рассмотрены различные варианты перепрофилирования, включая:

а) паротурбинные надстройки котельным оборудованием и частью высокого давления турбины от блоков СКД 800 МВт, с применением промежуточного перегрева и без него; б) надстройки парогазовым циклом с котлами утилизаторами на насыщенном либо перегретом паре; в) паровой надстройкой с малогабаритным котельным оборудованием на докритические параметры пара без промежуточного перегрева.

На основании оценки требуемых дополнительных капиталовложений и достигаемого экономического эффекта от перепрофилирования выявлено, что на сопоставимость вариантов существенно влияют режим работы энергоблока, который является функцией существующих ограничений по топливоснабжению, и возможные экологические ограничения. Для дальнейшей проработки был рекомендован вариант с установкой газомазутного котла ТГМП-204 и новой турбины, включающей ЦВД и ЦСД турбины К-800-240 и два ЦНД турбины К-1000-60/3000. Электрическая мощность блока в этом варианте составляет 805 МВт, КПД нетто — 40%.

Основные результаты и рекомендации

В диссертационной работе отражены результаты работ автора в области разработки и обоснования методов проектирования и расчета технологических процессов АЭС с водоохлаждаемыми реакторами с целью оптимизации их характеристик, повышения надежности оборудования и систем. Выполнен и реализован на практике комплекс работ, содержащих совокупность новых научных и методических положений по оптимизации параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС, позволяющий повысить их экономичность, надежность, маневренность, улучшить условия эксплуатации и технического обслуживания.

1. Разработаны методические положения комплексной оптимизации взаимосвязанных параметров термодинамического цикла водоохлаждаемых АЭС на основе современных технико-экономических критериев.

2: Проведен анализ режимов эксплуатации ряда АЭС с водоохлаждае-мыми реакторами и прогнозов развития ядерной энергетики в мире и в России на перспективу. Показано, что требование участия АЭС в регулировании мощности энергосистем является объективным фактором, технически реализуемым и требующим учета режимов работы оборудования на стадии пред-

проектной оптимизации параметров АЭС. _

3. Разработаны основные методиЧефЦ£ ¿ШШКЗДЖЯЪНДОф режимных факторов, отражающие влияние показателей мЮИШГС&КАти и

| СПекрвург 1 ОЭ МО «кг

частичных

нагрузках на выбор вариантов АЭС при технико-экономическом анализе. Установлено существенное влияние режимных факторов на результаты оптимизации параметров и структуры тепловых схем АЭС.

4. Разработана математическая модель расчета турбоустановок на частичные нагрузки, отражающая ряд особенностей, обусловленных спецификой работы влажнопаровых турбоустановок АЭС в регулировочном диапазоне. Проверка работоспособности модели и совпадение результатов расчета с данными испытаний позволяют считать ее точность удовлетворяющей требованиям, предъявляемым к оптимизационным моделям.

5. Проанализированы проблемы, связанные с введением начального перегрева пара на АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. Определены условия, при которых начальный перегрев пара возможен и целесообразен. Предложены оптимальные решения по тепловым схемам АЭС с начальным перегревом пара.

Даны рекомендации по перспективным направлениям исследований в части повышения начальных параметров пара на АЭС с легководными реакторами.

6.Выполнена комплексная оптимизация основных параметров термодинамического цикла применительно к АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 и РБМК-1000. Определены зоны оптимальных значений начальных параметров цикла и температуры питательной воды применительно к комплектации энергоблоков различным основным и вспомогательным оборудованием. Определена оптимальная структура схемы регенерации турбоустановок.

Для энергоблоков с ВВЭР-1000 выявлены зоны конкурентоспособности различных типов парогенераторов. Обоснованы термодинамические и технико-экономические преимущества использования вертикальных парогенераторов с выделенным экономайзерным участком. Выявлена необходимость учета показателей интегральной экономичности при выборе оптимальных решений по схеме и составу оборудования.

7. Исследованы возможности унификации структуры тепловых схем и профиля вспомогательного оборудования для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. Разработаны рекомендации для создания единой принципиальной тепловой схемы для различных энергоблоков с водоохлаждаемыми реакторами, позволяющие упростить схемные решения, уменьшить металлоемкость и стоимость комплектующего оборудования и создать предпосылки для его унификации.

8. Методами вычислительного эксперимента обоснованы прогнозные характеристики и профиль оборудования для перспективного энергоблока с реактором ВВЭР-1500. Рассчитано влияние изменения различных термодинамических и конструктивных параметров на величину электрической мощности энергоблока. Даны рекомендации Х1Я повышения технико-экономических показателей перспективного энергоблока с ВВЭР-1500 и намечены пути их реализации. Исследовано"изменение характеристик энергоблока при работе в регулировочном.диапазоне, а также при использовании прямоточных пароге-

нераторов слабоперегретого пара. Даны рекомендации по выбору основного оборудования энергоблока, оптимальной структуре тепловой схемы и комплектующему оборудованию.

9. Проведены предпроектные исследования по определению оптимальных параметров теплосилового цикла для АЭС с реактором повышенной безопасности тепловой мощностью 1800 МВт. Определены зоны оптимальности для начального давления цикла и температуры питательной воды. Даны рекомендации по улучшению технико-экономических показателей блока.

10. Разработаны и внедрены технические решения по модернизации оборудования действующих АЭС, способствующие повышению надежности и экономичности работы энергоблоков, повышению их маневренности и ре-мошонригодности. В частности, предложены и внедрены следующие способы совершенствования эксплуатационных характеристик тепломеханического оборудования АЭС:

- Определена оптимальная величина поверхности нагрева унифицированного подогревателя низкого давления.

- Разработаны рекомендации по модернизации бойлерных установок турбин К-500-65/3000 и оптимизации схем их включения и обвязки.

- С целью повышения надежности работы деаэрационно-питательной установки и снижения вероятности аварийных остановов турбины предложены рекомендации и на ряде блоков внедрены технические решения по реконструкции деаэраторов, схем их обвязки и линий рециркуляции питательных и аварийно-питательных насосов.

- Даны рекомендации по совершенствованию работы коиденсатно-питатель-ного тракта турбоустановок К-500-65/3000. Проведенная модернизация оборудования позволила гарантировать повышение надежности работы конден-сатного гракта при одновременном снижении потребляемой мощности собственных нужд.

- Применительно к энергоблокам с реактором РБМК-1000 предложена и реализована реконструкция схемы обвязки системы сепарации и промежуточного перегрева пара, позволяющая внедрить новые алгоритмы пускоремонтных режимов, благодаря чему повышаются показатели надежности, экономичности энергоблока и ремонтопригодности системы промежуточной сепарации и перегрева.

- Предложено и обосновано использование в схемах турбоустановок АЭС насосов с гидротурбинным приводом. Более чем десятилетний опыт эксплуатации указанных насосов на энергоблоках с реакторами ВВЭР-1000 подтвердил их высокую надежность и повышение экономичности энергоблока в целом.

11. Проектные решения, базирующиеся на представленных в диссертации научных результатах, имеют технико-экономическое обоснование и нашли практическую реализацию в проектах перспективных отечественных АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, в проектах модификаций их основного и комплектующего оборудования, а также в обосновании реконструкции

систем и модернизации оборудования действующих АЭС на территории бывшего СССР.

12. Выполненные исследования показывают, что расчетное моделирование и предпроектная оптимизация основных технологических процессов, параметров и характеристик тепломеханических систем и оборудования являются одним из приоритетных способов научно обоснованного выбора оптимальных путей развития АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, обеспечения необходимого уровня их надежности, безопасности и конкурентоспособности.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. А.с. Х° 401255 М.Ю1.021(11/00. Атомная энергетическая установка/ М.И.Гринман, П.А.Кругликов, Ю.В.Смолкин. Зарегестрировано в Государственном реестре изобретений Союза ССР 6.07.1973.

2. А.с. № 431559, М.К.Д.02Ы1/00, Энергетическая установка/М.И.Гринман, П.А.Кругликов, О.Б.Поволоцкий. Зарегестрировано в Государственном реестре изобретений Союза ССР 14.02.1974.

3. Марков Н.М, Бачило Л.Л., Пискарев А.А., Гринман М.И., Кругликов П.А. Пути совершенствования энергоблоков с реакторами типа ВВЭР// Труды ЦКТИ-1979.- Вып .174 -С.3-8.

4. Бачило Л.Л., Барский МЛ., Гринман М.И., Кругликов П.А. Оптимизация параметров и структуры тепловой схемы блока АЭС с реактором РБМК-2400//Труды ЦКТИ -1979,- Вып. 174.- С. 35-41.

5. Котов Ю.В., П.А.,Марков Н.М., Терентьев И.К., Бачило Л.Л., Келин Г.Е. Пискарев А.А., Гринман М.И., Кругликов П.А. Применение вертикального парогенератора-дальнейший путь совершенствования энергоблоков с реактором типа ВВЭР//Энергомашиностроение- 1981.-№ З.-С. 2-5.

6. Бачило Л.Л., Терентьев И.К., Гринман И. И., ПискаревА.А., Кругликов П. А. Тепловая схема турбоустановок АЭС мощностью 1000 МВт// Теплоэнергети-ка-1982.-№ 4.-С.24-27.

7. Гринман М.И., Кругликов П.А., Туморин А.Б. Выбор оптимальной поверхности нагрева унифицированного подогревателя низкого давления// Труды ЦКТИ-1982.-Вып.199.-С.135-141.

8. Бачило Л.Л., Гринман М.И., Кругликоа П.А., Пискарев А.А. Снижение металлоемкости и сокращение номенклатуры оборудования турбоустановок энергоблоков с реакторами типа ВВЭР 1000//Труды ЦКТИ-1982.-Вып 198 -С.23-30.

9. Гринман М.И., Кругликов П.А. Выбор структуры тепловой схемы турбо-установки К-1200-65-450/ 3000 с учетом режимов работы/Пруды ЦКТИ-1983. -Вып.208. -С. 3-8.

10. Кузнецов Н.М., Пискарев А.А,. Гринман М.И., Кругликов П.А. К выбору схемы регенерации турбоустановки К-1000-68/1500 для АЭС с вертикальным парогенератором // Изв. вузов.Энергетика 1985.№11. - С.53-57.

11. Сафонов Л.П., Гринман М.И., Кругликов П.А., Нишневич В.И. Разработка основных технических решений по энергоблоку мощностью 1500МВт//Тру-ды 11КТИ-1985.-БЪт.221 .-С.3-9.

12. Гринман М.И., Кругликов П.А. Выбор параметров тепловой схемы турбо-установки перспективного энергоблока с реактором ВВЭР-1500МВт// Труды ЦКТИ-1985.-Вып. 225.-С. 13-19.

13. Л.с. № 1181437, О 21 Д 1/ 02, Атомная энергетическая установка/ М.И.Гринман, П.А.Кругликов, А.М.Маринич. Зарегестрировашэ в Государственном реестре изобретений Союза ССР 22.05.1985.

14 Смолкин К).В., Гринман М.И., Кругликов П.А.,Суворов П.П., Апатовский Л.Н. Развитие направлений комплексного моделирования для оптимизационных исследований ТЭС и АЭС// Сборник "Программно-вычислительные комплексы для математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок" //АН СССР-Иркутск-1986.-С. 123-131.

15. Гринман М.И., Кругликов П.А. Влияние потерь в зоне малых степеней влажности на экономичность и выбор параметров турбоустановки// Сборник научный трудов МЭИ № 142." Оптимизация схем режимов и автоматизация тепло жергетического оборудования ТЭС и АЭС"-1987.-С. 19-23.

16. Кузнецов Н.М., Гринман М.И., Кругликов П.А., Об эффективности прямоточного парогенератора в энергоблоках с турбоустановками К-1000-60(68)// Межвузовский сборник" Проблемы топливно-энергетических ресурсов на предприятиях и ТЭС-1988/ ЛТИ, ЦБП, ЛПИ. - С Л11-118.

17. Будняцкий Д.М., Гринман М.И., Кругликов П.А.,Смолкин Ю.В., Основные направления совершенствования турбинного оборудования для ТЭС и АЭС// Энергомашиностроение-1989.- № 7.-С.2-5.

18. Гринман М.И. Кругликов П.А.,Марченко Ю.А., Сачков Ю.С. Пути повышения технико-экономических показателей машинного зала энергоблоков АЭС с ВВЭР// Труды ЦКТИ-1990. -Вып. 259.-С.З-6.

19. Кругликов П.А., Ушанова Г.А. Выбор параметров тепловой схемы энергоблоков с тяжелоюднымреактором//Труды ЦКТИ- 199О.-Вып.259.-С.62-70.

20. Гринман М.И., Кругликов П.А. Совершенствование тепловых схем тур-боусгановок АЭС с ВВЭР// Тяжелое машиностроение .-1993.- № 3.-С.13-15. 21 Сборник " Перспективные разработки по технологическим схемам, совершенствованию и реконструкции паротурбинных энергоблоков".Под общей редакцией Сафонова Л.П.Другликова П.А.//Труды ЦКТИ-1994.-Вып.278.-128с.

22. Владимирский О.А., Гринман М.И., Гильде Е.Э, Кругликов П.А. Скрип-пик В.А, Смолкин Ю.В. Быстрое С.Н. Исследование вариантов перепрофилирования АЭС с реактором ВВЭР-1000 в энергоблок на органическом топливе// Труды ЦКТИ-1994.-ВЫП. 278, -С.55-60.

23. Гринман М.И., Кругликов П.А., Рохлин В.Е. Исследование параметров тепловых схем энергоблоков АЭС с повышенным противодавлением// Труды ЦКТИ-1994- Вып. 278. - С.91-94.

24. Крутиков П.А., Моисеева Л.Н., Сафонов Л.П. Некоторые проблемы и направления совершенствования оборудования тепловых электростанций. В сб.Материалы конференции 20-22.06.95 "Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта".//Екатеринбург-1996.-С.14-18.

25. Крутиков П.Л. Технико-экономические аспекты энергосбережения на стадии проектирования энергопроизводства. В сб. Материалы конференции: "Проблемы энергосбережения в законодательстве и стандартах" Институт проблем энергосбережения. Киев-1996.- С. 18-19.

26. Будняцкий Д М., Ицковский М.Л., Крутиков П.А.Моисеева Л Н., Сафонов Л.П. Некоторые проблемы и направления совершенствования оборудования тепловых электростанций/УТяжелое машиностроение - 1997.- № 1-С. 4 -7.

27. Крутиков П.А., Смолкин Ю.В. Технико-экономический подход к проектированию энергоустановок в условиях перехода к рыночным экономическим отношениям.// Тяжелое машиностроение-1997.-№ 9.-С.4-6.

28. Крутиков П А.,Кузьмин В.М.,Смолкин Ю.В. Вопросы совершенствования теплофикационных установоюТТруды ЦКТИ-1997.Вып. 281,т.2,-С.З-11.

29. Крутиков П.А.,Смолкин Ю.В. Технико-экономические подходы к проектированию энергоустановок в условиях перехода к рыночным отношениям// Труды ЦКТИ-1997.-Вып.281. т.1 -С.9-15.

30. Нажанов В.В., Ляпунов В.М., Крутиков П.А., Шустер А.Р. Концепция многоцелевого программного комплекса моделирования режимов работы те-плогидравлических систем и энергоблоков. В сб. "Совершенствование тур-боустановок методами математического и физического моделирования".// Труды международной научно-технической конференции// г. Харьков. Ин-ституг проблем машиностроения ПАН Украины -1997.- С.31-34.

31. Крутиков П.А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС.// СПб, СЗПИ.- 1998.-20С.

32. Крутиков П.А. Режимы работы и эксплуатация ТЭС и АЭС.//СП6, СЗПИ.-1998. 20с.

33. Бажанов В.В., Буровников Г.А., Крутиков П.А., Смолкин Ю.В., Федер Е.В., Шлсмензон К.Т. Вопросы повышения надежности и экономичности тепломеханического оборудования АЭС// Материалы научно-технической конференции "Перспективы и проблемы развития атомной энергетики России и ряда государств бывшего СССР на пороге XXI века"//- 1999.СП6.-С.177-186.

34. Гринман М.И., Крутиков -П.А. Выбор параметров теплосилового цикла для энергоблока' АЭС с реактором нового поколенияУ/Материалы научно-технической конференции "Перспективы и проблемы развития атомной энергетики России и ряда государств бывшего СССР на пороге XXI века"// -1999.СП6-С.187-192.

35. Крутиков П.А., Смолкин Ю.В., Федер Е.В, Суворов П.П. Технико-экономическое обоснование реконструкции бойлерных установок ЛАЭС // Материалы научно-технической конференции "Перспективы и проблемы раз-

иигия атомном энергетики России и ряда государств бывшего СССР на пороге XXI века",1/- 1999 .СИб-С. 193-202.

36. Кругляков П.Л. Экономические аспекты проблемы технического перевооружения энергетических мощностей.// Сборник СЗПИ "Доклады юбилейной научно-технической конференции. Теплоэнергетика-" -2000.-С.32-38.

37. Чавчанилче U.K., Кругляков П.А., Моисеева Л.Н., Исследования АООТ' НПО ЦКПГ по созданию высокоэффективных энергетических технологий.// "Теплоэнерго эффективные технологии" Информационный бюллетень № 2 (24)-200!г.СПб.-С.23-28.

38. Круников П.Л. Об актуальных проблемах развития энергомашиностроения .Турбины и компрессоры-2001г. Вып. 15(2-2001). СПб.- С.4-5.

39. Гольлштейн А.Д., Кругликов П.А., Федер Е.В, Буровников Г.А. Некоторые аспекты повышения надежности тепломеханического оборудования Л'Х'.'У Груды ЦКТИ -2002г "Атомное машиностроение", Вып.282.,-С.75-83.

40. Псфеня Ю.К., Кругликов И.А., Моисеева J1.H. ОАО "НПО ЦКПГ в стратегии научно-технического npoipecca Россин/ЛГруды ЦКТИ.- 2002.- Вып. 285.-С. 12-20.

41. Буровииков Г.А., Кругликов П.А., Федер Е.В., Шлсмензон К.Т. Оптимизация параметров конденсатного тракта турбоустановки К-500-65/3000 с уче-юм условий эксплуатации // Материалы VIII Всероссийского научно-практического семинара." Обеспечение работы энср1хюборудования ТЭС и АЭС после сиерхдлительной эксплуатации"/ 2002г.СПб. - СЛЗЗ-136.

42. Кругликов И.А. О подходе к проектированию перспективных энергоблоков //Труды ЦКТИ".- 2002.- Выи. 285.-С.67-71.

43. Гасанов И.К., Ананьев А.Н., Жемчугов В.Г., Миханько А.А., Кругликов П.А., Смолкин Ю.В.Э Федер Е.В., Буровников Г.А., Суворов Г1.И. Разработка предложений по реконструкции бойлерных установок ЛАЭС//Труды ЦКТИ-2002.-Вып 285.-С.178-185.

44. Гасанов И.К.,Кузнецов А.С.,Ананьсв А.Н., Жемчугов В.Г., Мартынов В.И. Кругликов П.А., Федер Е.В., Шлемензон К.Т., Буровников Г.А. Повышение надежности и экономичности работы конденсатного тракта турбоусталовки К-500-65/ 3000. //Труды ЦКТИ.- 2001- Вып.285.- С. 186-190.

45. Гасанов И.К., Кузнецов А.САнаньсв А.Н., Жемчугов В.Г., Лебедев И.Э, Кругликов П.А., Федер Е.В., Буровников Г.А. Оптимизация схемы обвязки дсаэрационно-питательной установки и повышение ее эксплуатационной надежности. //Труды ЦКТИ. 2002.- Вып. 285. - С.202-205.

46. Самусев Л.Е., Гасанов И.К., Ананьев А.Н., Волков А.В., Мартынов В.П., Кругликов П.А., Федер Е.В., Буровников Г.А.. Повышение надежности работы СПП-500-1 в пусковых и ремонтных режимах.// Труды ЦКТИ.-2002.-Вып. 285.-С. 191-196.

47. Петреня Ю.К., Кругликов П.А., Моисеева Л.Н. Роль НПО ЦКП1 в стратегии развития энергомашиностроения России//Теплоэнергетика-2003.№2-С.4-8

48. Кругликов П.А. Вопросы технико-экономического обоснования профиля крупных энергоблоков АЭС. //Тяжелое машиностроение- 2002.-К2 10 -С.64-65.

491 Крутиков FLA. О методическом подходе к оптимизации характеристик теплосиловой части АЭС// Материалы Всероссийской научно-технической конференции" Перспективы участия атомной энергетики в решении энергетических проблем российских репюнов*7/СПб,2003.-С.92-97. 50. Крутиков П.А.ДИлсмензон К.Т. Использование насосов с гидротурбинным приводом в схемах турбоустановок АЭС//Матсриалы Всероссийской научно-технической конференции"Перспективы участия атомной энергетики в решении энергетических проблем российских регионов*7/СПб,2003.- С. 114-120. 51 .Крутиков ПЛ. О методическом подходе к оптимизации характеристик теплосиловой части АЭС// Энергосбережение и водоподготовка-2003Jfe 3.-C60-62. 52.Кругликов ПА. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС: 1 Письменные лекции. - СПб.: СЗТУД004.-119с.

ПЛД №69-378 от 09.06.1999.

Ротапринт. Подписано ■ печать 12.022004. Формат бумаги - 60x84

Объем 2 уч.-изд. л. Бумага офсетная. Тираж 120. Заказ 28.

ОАО «НПО ЦКТИ». 191167, Санкт-Петербург, ул. Атаманская, д. 3/6

№-8 727

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1 РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ПОЛОЖЕНИЙ КОМПЛЕКСНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ.

1.1 .Энергетическая ситуация в России и атомная энергетика.

1.2 Краткий обзор методических подходов к оптимизации параметров АЭС.

1.3 Вопросы оптимизации параметров и особенности обоснования профиля оборудования энергоблоков АЭС.

1.3.1.Комплексный подход применительно к задачам оптимизации АЭС.

1.3.2. Об особенностях расчета влажнопаровых турбин АЭС.

1.4. Методические положения технико-экономического обоснования технических решений в современных условиях.

1.5 Выводы.

Глава 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ ВЛИЯНИЯ РЕЖИМНЫХ ФАКТОРОВ НА ОПТИМИЗАЦИЮ ПАРАМЕТРОВ И ВЫБОР СТРУКТУРЫ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ АЭС С ВОДО-ОХЛАЖДАЕМЫМИ РЕАКТОРАМИ.

2.1 Анализ режимов эксплуатации и прогнозов развития как факторов влияющих на выбор оборудования АЭС.

2.2 Методика учета режимных факторов при технико-экономическом анализе.

2.3 Математическая модель расчета турбоустановки АЭС на частичные нагрузки.

2.4. Оценка точности модели.

2.5 Выводы.

Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ВВЕДЕНИЯ НАЧАЛЬНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРА НА АЭС С ВОДООХЛАЖДАЕ

МЫМИ РЕАКТОРАМИ.

3.1. Начальный перегрев пара на АЭС с ВВЭР.

3.1.1. Исходные положения для анализа.

3.1.2. Влияние начального перегрева на показатели АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000.

3.1.3. Определение эффективности энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 и прямоточным парогенератором при учете интегральной экономичности.

3.2. Начальный перегрев пара в канальных реакторах.

3.2.1.Основные технико-экономические показатели.

3.2.2.Совершенствование схем канальных реакторов с начальным перегревом пара и перспективные направления исследований.

3.3 Выводы.

Глава 4. ОПТИМИЗАЦИЯ НАЧАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПАРА И

ТЕМПЕРАТУРЫ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ.

4.1. Выбор начального давления пара и температуры питательной воды на АЭС с ВВЭР-1000 и горизонтальным парогенератором.

4.2. Обоснование применения вертикальных парогенераторов.

4.3. Оптимизация системы регенерации турбоустановки АЭС с реактором ВВЭР-1 ООО и вертикальным парогенератором.

4.4. Оптимизация параметров АЭС с водографитовыми канальными реакторами.

4.5. Исследование возможностей унификации структуры тепловых схем и профиля вспомогательного оборудования для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами.

4.6. Выводы.

Глава 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ С РЕАКТОРАМИ ВВЭР.

5.1. Выбор основных параметров термодинамического цикла для энергоблока с ВВЭР-1500.

5.2. Определение структуры тепловой схемы энергоблока с ВВЭР

1500.

5.3. Выбор параметров теплосилового цикла для АЭС с реактором повышенной безопасности тепловой мощностью 1800 МВт.

5.4 Выводы.

Глава 6. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

ПО СОВЕРШЕНТВОВАНИЮ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДЕЙСТВУЮЩИХ АЭС.

6.1. Выбор унифицированного поверхностного подогревателя низкого давления.

6.2. Разработка предложений по реконструкции бойлерных установок турбин К-500-65/ 3000.

6.3. Оптимизация схемы и повышение эксплуатационной надежности деаэрационно-питательной установки.

6.4.Повышение надежности и экономичности работы конденсатного тракта турбоустановки К-500-65/ 3000.

6.5. Использование насосов с гидротурбинным приводом в схемах турбоустановок АЭС.

6.6. Повышение надежности и ремонтопригодности систем промежуточной сепарации и перегрева пара.

6.7. Исследование вариантов перепрофилирования АЭС с реактором ВВЭР-1000 в энергоблоки на органическом топливе.

6.8 Выводы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

Предлагаемое исследование посвящено изучению закономерностей, сопутствующих некоторым периодам из жизненного цикла атомных электрических станций (АЭС). В частности, в диссертации разрабатываются расчетные обоснования методов оптимизации и проектирования АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, а также некоторые вопросы по совершенствованию эксплуатации, технического обслуживания, ремонта действующих атомных станций.

Областью исследований явилась разработка методов расчета технологических процессов на АЭС, проведение технико-экономических, тепловых и гидравлических расчетов с целью оптимизации характеристик АЭС, повышения надежности и эксплуатационных показателей их оборудования и систем.

Сразу после перехода из экспериментальной стадии в промышленную атомная энергетика развивалась чрезвычайно динамичными темпами. Немногим более чем за 30 лет развития она заняла существенный сегмент энергопроизводящих мощностей страны (-11 %). В подавляющей своей основе развитие атомной энергетики в СССР осуществлялось на основе водоохлаждаемых реакторов типа РБМК и ВВЭР. После почти 15-летней паузы, вызванной событиями в Чернобыле, общей дестабилизацией экономики России после ликвидации СССР и изменения системы экономических отношений в стране, атомная энергетика может оказаться востребованной в принципиально новых качественных и количественных параметрах. Основные требования, предъявляемые к ней, и задачи, которые ядерные технологии должны решить на современном этапе и в долгосрочной перспективе, изложены в проекте «Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года» М. 2002, «Программе развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998 -2005 годы и на период до 2010 года», утвержденной постановлением Правительства РФ 21.07.1998 года и «Стратегии развития атомной энергетики в первой половине XXI века» М. 2001, разработанной Министерством Российской Федерации по атомной энергии. Реализация основных положений указанных документов предусмотрена Федеральной целевой программой «Энергоэффективная экономика на 2002 - 2005 годы и на перспективу до 2010 года» и в ее составе подпрограммой «Безопасность и развитие атомной энергетики Российской Федерации на 2002 - 2005 голы и на перспективу до 2010 года».

Сформулирована задача постепенного перехода к крупномасштабной атомной энергетике. Из основных принципов, параметров и характеристик, присущих крупномасштабной атомной энергетики и описанных в указанных документах, необходимо выделить те, которые имеют непосредственное отношение к данной работе и делают ее актуальной.

В стране с 2001 года начинается наращивание атомных мощностей, которое является следствием ряда объективных факторов:

- Ожидаемого внутреннего роста энергопотребления;

- Ограниченности запасов и прогнозного резкого удорожания органического топлива;

• Необходимости диверсификации энергопроизводства (дегазация) для обеспечения энергетической безопасности страны;

• Требований повышения экологической безопасности;

- Необходимости наращивания экспортного потенциала и освоения новых рынков атомной энергетики (Азия, Африка, Латинская Америка);

- Востребованности ядерных технологий, которые на современный период остаются основой обороноспособности России.

Наращивание атомных мощностей выражается в продлении ресурса и совершенствовании эксплуатационных характеристик блоков АЭС первых поколений, активной достройке блоков повышенной готовности с одновременным улучшением и модернизацией их проектных показателей и систем, проектировании перспективных блоков нового поколения.

С учетом роли атомной энергетики в общеэнергетическом балансе страны, масштабе капиталовложений при сооружении и поддержании в надежной эксплуатации энергоблоков АЭС и стоимостных объемов производимой АЭС продукции - чрезвычайно важной является предпроектная оптимизация термодинамических и конструктивных параметров и правильный выбор основных характеристик и профиля тепломеханического оборудования. Оптимизация термодинамических и конструктивный характеристик оборудования при проектировании мощного энергоблока позволяет сократить капиталовложения или получить экономию в процессе эксплуатации, исчисляемые десятками миллионов долларов. Особенно важными представляются разработка и корректное использование оптимизационных методов, критериев и моделей в условиях перехода к новым рыночным условиям хозяйствования и реформы экономических отношений.

Не менее важными являются проблемы, возникающие на действующих АЭС, связанные с повышением надежности, экономичности тепломеханического оборудования и совершенствованием режимов его эксплуатации. И в период стагнации в развитии атомных мощностей и на современном этапе не прекращаются работы на действующих АЭС по повышению их надежности, улучшению технико-экономических характеристик оборудования и совершенствованию режимов его работы, унификации технических решений.

Таким образом, представляется актуальной задача по выбору основных параметров и структуры тепловых схем АЭС с' водоохлаждаемыми реакторами с учетом, как традиционных технико-экономических критериев, так и особенностей переходной экономики, возможности участия АЭС в регулировании нагрузки энергосистем и унификации комплектующего оборудования, модернизации систем и режимов работы тепломеханического оборудования с целью повышения его экономичности и надежности. В работе обобщены результаты оптимизационных исследований, выполненных автором для энергоблоков, находящихся в настоящее время в эксплуатации, а также для перспективных энергоустановок АЭС. Тема диссертации непосредственно связана с направлением научных работ, выполняемых в НПО ЦКТИ в последние десятилетия по разработке и совершенствованию профиля оборудования АЭС.

Цель работы Разработка научных и методических основ, а также практических рекомендаций по оптимизации параметров и совершенствованию характеристик оборудования, компонентов и систем АЭС,обоснование мероприятий по повышению их надежности, экономичности и маневренности. Достижение указанной цели создает условия для повышения эффективности действующих и создания новых АЭС повышенной безопасности и конкурентоспособности.

Указанная цель достигается решением следующих задач исследования: - Обоснование оптимальных параметров термодинамического цикла и структуры тепловой схемы действующих и перспективных АЭС с водоохлаждаемыми реакторами;

- Выбор оптимальных характеристик и профиля оборудования АЭС на основе разработки методических положений технико-экономического анализа с учетом особенностей переходной экономики, а также возможности привлечения АЭС к регулированию графиков нагрузки энергосистем;

Разработка и внедрение рекомендаций по модернизации систем, совершенствованию эксплуатационных характеристик и режимов работы действующего и проектируемого оборудования АЭС для повышения его надежности, экономичности, маневренности и возможной унификации.

Научная новизна и основные положения диссертации» выносимые на защиту. В целом представленная работа содержит новые научно обоснованные результаты, полученные методами системного подхода, вычислительного эксперимента, математического моделирования и комплексного анализа процессов. Значительная часть полученных результатов и сделанных рекомендаций получили экспериментальное подтверждение в процессе эксплуатации действующих I энергоблоков. Результаты являются новыми в решении важной научно-технической проблемы повышения надежности, экономичности и маневренности тепломеханического оборудования АЭС.

При этом получены следующие новые научные результаты:

- Разработаны методические положения применимости основных технико-экономических критериев для обоснования выбора термодинамических и конструктивных параметров оборудованияАЭС в условиях экономики переходного типа;

- Разработана методика учета режимных факторов с привлечением интегральной экономичности для технико-экономического анализа профиля энергоблоков АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. Выявлено существенное влияние учета режимных факторов на результаты оптимизации тепловых схем АЭС;

- Обоснован выбор оптимальных параметров термодинамйческого цикла для находящихся в эксплуатации энергоблоков с реакторами РБМК-1000 и ВВЭР-1000. Выполнена оптимизация основных параметров и структуры тепловой схемы для перспективных энергоблоков повышенной мощности и безопасности, включая оценку возможности и целесообразности введения начального перегрева пара на АЭС с водоохлаждаемыми реакторами.

- Разработана математическая модель расчета турбоустановки, позволяющая учесть ряд специфических факторов, влияющих на экономичность влажнопаровых турбин, а также режимы их работы на частичных нагрузках. Указанная модель явилась основой для исследования тепловых схем в широком диапазоне термодинамических параметров и стоимостных показателей и выдачи рекЪмендациЙ по выбору оптимальных характеристик и профилю тепломеханического оборудования; • Предложен ряд технических решений по модернизации систем и оборудования АЭС: конденсатно-питательного тракта; деаэрационно-питательной установки; промежуточной сепарации и перегреву пара; теплофикационной установки; теплообменного и насосного оборудования - с целью повышения надежности, экономичности и совершенствованию режимов работы энергоблоков, а также возможности унификации их оборудования. Все предложенные решения имеют технико-экономическое обоснование.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Практическая ценность и значимость диссертационной работы состоит в том, что результаты расчетных исследований внедрены и используются в практике эксплуатации ряда АЭС России и стран ближнего зарубежья, в проектных организациях и заводах-изготовителях энергетического оборудования.

Реализованы следующие разработки и результаты исследований, выполненные лично автором, под его руководством и в соавторстве:

- Обоснованы начальные параметры пара и питательной воды для энергоблоков с реакторами РБМК-1000, ВВЭР-1000;

- Применительно к энергоблокам с ВВЭР-1000 обоснована эффективность применения вертикальных парогенераторов насыщенного пара с экономайзерным участком;

- Даны рекомендации по выбору оптимальной температуры питательной воды и начальных параметров теплосилового цикла для различных модификаций основного оборудования энергоблока (вертикального парогенератора с выделенным экономайзерным участком, прямоточного парогенератора, парогенератора с выделенным перегревательным участком). Результаты этих исследований вошли в технико-экономическое обоснование энергоустановки с ВВЭР-1000 и вертикальным парогенератором, выполненное ПО "Ижорский завод", эскизные и технические проекты прямоточного парогенератора Подольского машиностроительного завода; • Основные технические решения и результаты оптимизации параметров применительно к перспективному энергоблоку с ВВЭР-1500 использованы в технико-экономических исследованиях НПО "Энергия", эскизных и технических npoeicrax оборудования, разработанных Подольским машиностроительным заводом, В НИНАМ и ОАО ЛМЗ;

- Рекомендации по выбору унифицированного поверхностного ПНД (ПН-3200) реализованы при серийном производстве ПНД на ОАО "Таганрогский котельный завод" применительно к турбинам К-1000-60/3000 ОАО ЛМЗ;

- Технические предложения пб обоснованию реконструкции конденсатного тракта, повышению эксплуатационной надежности деаэрационно-питательной установки с различной степенью полноты реализованы на ряде энергоблоков Ленинградской, Курской. Смоленской, Игналинской, Южно-Украинской, Волгодонской АЭС;

- Использование псрспе!сгивного технического решения по насосной закачке конденсата греющего пара СПП в напорную линию питательных насосов нашло свое применение на ряде энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 (Южно-Украинская, Хмельницкая, Ровенская, Калининская АЭС), включая и экспортные поставки отечественных АЭС за рубежом;

- Обеспечение повышения надежности систем ПСПП и совершенствование условий проведения ремонта на базе разработки пусковых алгоритмов и модернизации схемы обвязки реализовано на ЛАЭС.

Достоверность и обоснованность результатов работы обусловлены применением современных методов постановки и решения теплотехнических задач, методов математического моделирования и оптимизации с привлечением ПЭВМ, современных методов оценки эффеюпвности инвестиционных проектов и технико-экономических исследований. Для решения поставленных задач использовалась прошедшая многократную апробацию в различных организациях математическая модель турбоустановки. Полученные результаты сопоставительных расчетов с заводскими проектами и результатами испытаний позволяют высоко оценить работоспособность модели и считать ее точность удовлетворяющей требованиям, предъявляемым к оптимизационным моделям АЭС. Значительная часть выводов и рекомендаций работы подтверждена положительными результатами, внедренными и используемыми в течение длительного времени в практике работы ряда АЭС.

Личный вклад автора.

Анализ состояния проблемы, формирование концепции комплексной оптимизации параметров теплосилового цикла АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, постановка задач исследования.

Разработка методов и критериев оптимизации с учетом реальных возможностей технико-экономического обоснования при переходе к рыночным условиям хозяйствования и неопределенности исходной информации.

Разработка методологии учета интегральной экономичности энергоблоков АЭС при выборе параметров и профиля оборудования.

Непосредственное участие в разработке алгоритмов и математических моделей, с создании расчетных программ.

Проведение расчетных исследований, обработка, анализ, интерпретация и обобщение полученных результатов.

Выработка практических рекомендаций по параметрам термодинамического цикла, составу тепловой схемы и профилю оборудования для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами различных типов.

Внедрение результатов расчетных исследований и рекомендованных технических решений на энергоблоках АЭС с целью повышения их надежности, экономичности, маневренности и ремонтопригодности.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на семинарах и секциях научно-технического совета НПО ЦКТИ в 1975 - 2003 г.г. (г. С.Петербург), на отраслевых совещаниях и заседаниях секций научно-технического совета Министерства тяжелого, транспортного и энергетического машиностроения в 1975-1992 г.г. (г. Москва); на отраслевом семинаре «Инженерные и экономические аспекты ядерной энергетики» (г. Москва, НИКИЭТ, 1975г.), на межвузовских научных семинарах по повышению эффективности и оптимизации теплоэнергетических установок (г.Саратов, СПИ, 1983, 1989, 1997г.г.): на Всесоюзном научно-техническом семинаре «Опыт эксплуатации и перспективы дальнейшего развития паротурбинного оборудования АЭС» (г. Удомля. Калининская АЭС. 1984г.): на Всесоюзном семинаре «Методы комплексной оптимизации установок по преобразованию тепловой и атомной энергии в электрическую» (г.Иркутск, СЭИ, 1985г.); Международном форуме «Наша общая окружающая среда» (г. С. Петербург, 1992г.), конференции «Направления развития электростанций Украины» (г.Донецк, 1992г.), научно-техническом совещании «Нетрадиционная электроэнергетика - проблемы и перспективы развития» (п.Дивноморск, 1993г.), научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования электростанций» (г.Екатеринбург, 1995г.), научно-техническом совещании «О рациональных схемах технического перевооружения энергоблочного оборудования» (г.Заинск, 1996г.), научно-технической конференции «Проблемы энергосбережения» (г.Алушта, 1996г.), международных энергетических форумах (Болгария, г.Варна 1997, 1999г.г.), Всероссийском совещании «Проблемы технического перевооружения и продления ресурса турбинного оборудования электростанций» (г.С.Петербург, 1999г.), научно-технической конференции «Перспективы и проблемы развития атомной энергетики России и ряда государств бывшего СССР на пороге XXI века» (г.С.Петербург, 1999г.), Юбилейной научно-технической конференции СЗПИ (г.С.Петербург, 2000г.), Научном Совете по проблемам теплоэнергетики и энергомашиностроения Санкт-Петербургского 1 научного центра РАН (г.С.Петербург, 2001г.), 7-ой научно-практической конференции «Энергосбережение. Технология сервиса энергооборудования» (г.С.Петербург, 2001г.), научно-практической конференции «Экономика энергосбережения» (г.Москва, 2002г.), Всероссийском научно-практическом семинаре «Обеспечение работы энергооборудования ТЭС и АЭС после сверхдлительной эксплуатации» (г.С.Петербург, 2002г.), Всероссийской научно-технической конференции «Перспективы участия атомной энергетики в решении энергетических проблем российских регионов (г.С.Петербург, 2003г.).

Опубликованность результатов. Автором лично и в соавторстве опубликовано более 70 работ по проблемам энергетики и энергомашиностроения, в том числе основное содержание выполненных исследований и практических разработок непосредственно по теме диссертации изложено в 51 публикациях, из них 3 авторских свидетельства на изобретения и 2 учебных пособия.

Необходимо отметить, что некоторые методологические положения, используемые в диссертации применительно к оптимизации и исследованию АЭС, были получены при разработке и исследовании критериальных зависимостей технико-экономического анализа, в работах, выполненных в соавторстве, посвященных проблемам общей энергетики, промышленной энергетики и энергосбережению. Указанное обстоятельство свидетельствует о том, что постановка и решение технико-экономических оптимизационных задач в разных областях энергетики имеют много общего.

Постановка задачи, результаты исследований и выработанные рекомендации являются результатом выполнения многочисленных бюджетных и договорных работ, выполненных автором лично и в соавторстве за время работы в НПО ЦКТИ в период 1971-2003 г. г.

Заказчиками исследований являлись Министерство энергетического машиностроения, Минсредмаш, Минэнерго, концерн «Росэнергоатом» и подведомственные им организации: исследовательские и проектные институты, а также заводы изготовители оборудования и АЭС.

Огромную признательность и благодарность за постоянную помощь на различных этапах своей работы и научного становления автор выражает безвременно ушедшим из жизни профессорам, докторам технических наук Н.М.Кузнецову, Л.П.Сафонову, В.А.Иванову.

Постоянное внимание к работе, ценные советы и замечания автор получал от профессоров д.физ.-мат.н. Ю.К.Петрени, д.т.н. А.В.Судакова, д.т.н. Л.А.Хоменка, д.т.н. З.Ф.Каримова.

Автор благодарит своих коллег, сотрудников НПО ЦКТИ Смолкина Ю.В., Гринмана М.И., Федера Е.В., Шлемензона К.Т., Буровникова Г.А., Суворова П.П., Шабуна Я.Б., Бажанова В.В., Дубилета С.Л. и многих других за сотрудничество на разных этапах работы.

Основные результаты и рекомендации

В диссертационной работе отражены результаты многолетней работы автора в области разработки и обоснований методов проектирования и расчета технологических процессов АЭС с водоохлаждаемыми реакторами с целью оптимизации их характеристик, повышения надежности оборудования и систем. Выполнен и реализован на практике комплекс работ, содержащих совокупность новых научных и методических положений по оптимизации параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС, позволяющий повысить их экономичность, надежность, маневренность, улучшить условия эксплуатации и технического обслуживания.

1. Разработаны методические положения комплексной оптимизации взаимосвязанных параметров термодинамического цикла водоохлаждаемых АЭС на основе современных технико-экономических критериев в условиях неполноты исходной стоимостной информации и особенностей переходной экономики.

2. Проведен анализ режимов эксплуатации ряда АЭС с водоохлаждаемыми реакторами и прогнозов развития ядерной энергетики в мире и в России на перспективу. Показано, что требование участия АЭС в регулировании мощности энергосистем является объективным фактором, технически реализуемым и требующим учета режимных факторов на стадии предпроектной оптимизации параметров АЭС.

3. Разработана методика учета режимных факторов, отражающая влияние показателей экономичности на частичных нагрузках на выбор вариантов АЭС при технико-экономическом анализе. Установлено существенное влияние режимных факторов на результаты оптимизации параметров и структуры тепловых схем АЭС.

4. Предложены методы по определению потерь от влажности во влажнопаровых турбинах АЭС с учетом различных режимов их работы, с учетом дополнительных потерь в зоне малых степеней влажности (зоне Вильсона) и условий внутреннего влагоудаления.

5. Разработана математическая модель расчета турбоустановок на частичные нагрузки, отражающая ряд особенностей, обусловленных спецификой работы влажнопаровых турбоустановок АЭС в регулировочном диапазоне. Проверка работоспособности модели и совпадение результатов расчета с данными испытаний позволяют считать ее точность удовлетворяющей требованиям, предъявляемым к оптимизационным моделям.

6. Проанализированы проблемы, связанные с введением начального перегрева пара на АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. Определены условия, при которых начальный перегрев пара возможен и целесообразен. Предложены оптимальные решения по тепловым схемам АЭС с начальным перегревом пара.

Применительно к АЭС с реактором ВВЭР определены оптимальные величины начального перегрева пара и сопряженных с ним параметров термодинамического цикла. Сформулированы условия применимости прямоточных парогенераторов слабо перегретого пара, определенные с привлечением показателей интегральной экономичности.

Для канальных водоохлаждаемых реакторов оценено влияние начального перегрева на топливную составляющую стоимости электроэнергии. Определены условия, при которых введение начального перегрева пара является целесообразным. Предложен ряд новых технических решений по оптимизации структуры тепловой схемы и составу оборудования, повышающих конкурентоспособность энергоблоков с канальным реактором при введении начального перегрева пара.

Даны рекомендации по перспективным направлениям исследований в части повышения начальных параметров пара на АЭС с легководными реакторами.

7. Выполнена комплексная оптимизация основных параметров термодинамического цикла применительно к АЭС с реакторами типа ВВЭР и РБМК. Определены оптимальные начальные параметры цикла применительно к различной комплектации энергоблока основным оборудованием.

Выявлены зоны конкурентоспособности различных типов парогенераторов применительно к блокам с ВВЭР в зависимости от их стоимостных показателей. Определены зоны оптимальных значений начального давления и температуры питательной воды для энергоблоков при различных модификациях основного оборудования машзала. Обоснованы термодинамические и технико-экономические преимущества использования вертикального парогенератора насыщенного пара с выделенным экономайзерным участком. Выявлена необходимость учета показателей интегральной экономичности при выборе оптимальных решений по тепловой схеме и составу оборудования. Определена оптимальная структура схемы регенерации турбоустановки.

Определены зоны оптимальных значений параметров по начальному давлению и температуре питательной воды для энергоблока с канальным реактором РБМК-1000.

8. Исследованы возможности унификации структуры тепловых схем и профиля вспомогательного оборудования для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. Разработаны рекомендации для создания единой принципиальной тепловой схемы для различных энергоблоков с водоохлаждаемыми реакторами , позволяющие упростить схемные решения, уменьшить металлоемкость и стоимость комплектующего оборудования и создать предпосылки для его широкой унификации.

9. Показано, что при определенных условиях предлагаемые решения по унификации могут быть применены и для энергоблоков АЭС с водоохлаждаемыми реакторами повышенной мощности ВВЭР-1500 и

РБМК-1500. В этом случае может быть также получен значительный эффект по снижению металлоемкости и унификации вспомогательного оборудования практически без потерь экономичности.

10. Методами вычислительного эксперимента обоснованы прогнозные характеристики и профиль оборудования для перспективного энергоблока с реактором ВВЭР-1500. Рекомендованы основные параметры и структура тепловой схемы. Рассчитано влияние изменения различных термодинамических и конструктивных параметров на величину электрической мощности энергоблока.

Даны рекомендации для повышения технико-экономических показателей перспективного энергоблока с ВВЭР-1500 и намечены пути их реализации. Исследовано изменение характеристик энергоблока при работе в регулировочном диапазоне, а также при использовании прямоточных парогенераторов слабоперегретого пара. Даны рекомендации по выбору основного оборудования энергоблока, оптимальной структуре тепловой схемы и комплектующему оборудованию.

11. Проведены предпроектные исследования по определению оптимальных параметров теплосилового цикла для АЭС с реактором повышенной безопасности тепловой мощностью 1800 МВт. Определены зоны оптимальности для начального давления цикла и температуры питательной воды. Даны рекомендации по улучшению технико-экономических показателей блока.

12. Разработаны и внедрены технические решения по модернизации оборудования действующих АЭС, способствующие повышению надежности и экономичности работы энергоблоков, повышению их маневренности и ремонтопригодности. В частности, предложены и внедрены следующие способы совершенствования эксплуатационных характеристик тепломеханического оборудования АЭС: г

- Определена оптимальная величина поверхности нагрева унифицированного подогревателя низкого давления. Подогреватель внедрен на всех действующих турбоустановках К-1000-60/3000 и поставляется на строящиеся энергоблоки с реактором ВВЭР-1000.

- Даны рекомендации по модернизации бойлерных установок турбин К-500-65/3000 и оптимизации схем их включения и обвязки. Следствием предлагаемых рекомендаций является сокращение количества и металлоемкости теплообменных аппаратов и увеличение электрической мощности турбоустановки.

- С целью повышения надежности работы деаэрационно-питательной с. установки и снижения вероятности аварийных остановов турбины даны рекомендации и на ряде блоков внедрены технические решения по реконструкции деаэраторов, схем их обвязки и линий рециркуляции питательных и аварийно-питательных насосов.

- Даны рекомендации по совершенствованию работы конденсатно-питательного тракта турбоустановок К-500-65/3000. Проведенная модернизация оборудования позволила гарантировать повышение надежности работы конденсатного тракта при одновременном снижении потребляемой мощности собственных нужд.

- Применительно к энергоблокам с реактором РБМК-1000 предложена и реализована реконструкция схемы обвязки системы сепарации и промежуточного перегрева пара, позволяющая внедрить новые алгоритмы пускоремонтных режимов, благодаря чему повышаются показатели надежности, экономичности энергоблока и ремонтопригодности системы промежуточной сепарации и перегрева. г- Предложено и обосновано использование в схемах турбоустановок АЭС насосов с гидротурбинным приводом. Более чем десятилетний опыт эксплуатации указанных насосов на энергоблоках с реакторами ВВЭР

1000 подтвердил их высокую надежность и повышение экономичности энергоблока в целом.

13. На примере предполагаемой Крымской АЭС рассмотрена задача перепрофилирования ее в электростанцию на органическом топливе, возникающая в случае приостановки строительства. Даны рекомендации по максимально возможному использованию «атомного» оборудования для ВВЭР-1000. Даны рекомендации по наиболее реалистичным вариантам перепрофилирования и произведено их ранжирование по ряду экономических показателей.

14. Все проектные решения, базирующиеся на представленных в диссертации научных результатах, имеют технико-экономическое обоснование и нашли практическую реализацию в проектах перспективных отечественных АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, в проектах модификаций их основного и комплектующего оборудования, а также в обосновании реконструкции систем и модернизации оборудования действующих АЭС на территории СНГ.

15. Выполненные исследования показывают, что расчетное моделирование и предпроектная оптимизация основных технологических процессов, параметров и характеристик тепломеханических систем и оборудования являются одним из приоритетных способов научно обоснованного выбора оптимальных путей развития АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, обеспечения необходимого уровня их надежности и экономичности.

1. Абагян А.А., Батуров Б.Б., Болдырев В.М. и др. Использование ядерного топлива для покрытия переменной части графика энергетической нагрузки энергосистем.//Атомные электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1983, вып.6,с.4-10.

2. Абагян А.А., Матвеев А.А., Игнатенко Е.И., Пшеченкова Т.В. Совершенствование критериев оценки экономичности и эксплуатации АЭС с ВВЭР // Электрические станции, 1983, № 10, с. 15-18.

3. Абрамович А.Д. Питательные насосы мощных блоков США. // НИИ Информ-тяжмаш. Сер. Энергетическое машиностроение. 3-69-6, М.: 1969.

4. Алексеев П.Н., ГагаринскиЙ Л.Ю., Пономарев-Степной Н.Н., Сидоренко В.А. Требования к атомным станциям XXI века. // Атомная энергия 2000. т. 88. вып. 1, с. 3-14.

5. Аминов Р.З. Использование АЭС для работы в переменных режимах на основе теплового аккумулирования. // Изв вузов. Сер. Энергетика, 1982, N 9, с. 53-58.

6. Аминов Р.З. Исследование влияния режимных факторов на оптимальные характеристики паротурбинных установок. //Отчет СПИ № 69004277, Саратов, 1969.

7. Аминов Р.З. Хрусталев В.А., Сердобинцев А.А. и др. Об эффективности получения дополнительной мощности на энергоблоках АЭС с ВВЭР // Атомная энергия, 1986, т. 61, вып. 6, с. 397-401.

8. Аминов Р.З. Оптимизация паротурбинных блоков, проектируемых для работы в переменном режиме. // Автореферат дис. докт. технических наук. Саратов, 1978, с. 41.

9. Аминов Р.З., Гудым А.А., Аминов В.З. Принцип комплексной оптимизации параметров теплоэнергетических установок // Изв. вузов. Сер. Энергетика. 1983, № 2, с. 50-53.

10. Аминов Р.З., Савельев B.C. Оптимальные параметры промперегрева конденсационных блоков, работающих в переменной части графика нагрузок. // Изв. Вузов. Сер. Энергетика, 1976,№ I.e. 59-65.

11. Аминов Р.З., Савельев B.C., Мадоян А.А., Залевский А.Г. Методика оценки влияния маневренности блоков на величину топливных затрат // Изв. вузов. Сер. Энергетика, 1975, № 1, с. 106-110.

12. Аминов Р.З., Хрусталев В.А., Духовенский А.С., Осадчий А.И. АЭС с ВВЭР: режимы, характеристики, эффективность. М.: Энергоатом издат, 1990.263с.

13. Аминов Р.З., Хрусталев В.А., Духовенский А.С. и др. Об обеспечении и эффективности реализации регулировочного диапазона мощных ВВЭР в перспективных энергосистемах. // Изв. вузов. Сер. Энергетика, 1984, Nz 7, с. 66-69.

14. Андреев П.А., Гринман М.И., Смолкин Ю.В. Оптимизация теплоэнергетического оборудования АЭС. М.: Атомиздат, 1975, с. 221.

15. Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1983, с. 255.

16. Андрющенко А.И., Змачинский А.В., Понятое В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высшая школа, 1974. с. 279.

17. Аркадьев В.А. Режимы работы турбоустановок АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1986, 263 с.

18. Арсеньсв Ю.Д. Инженерно-экономические расчеты в обобщенных переменных. М.: Высшая школа, 1979, с. 215.

19. Атомные станции России. М.: Росэнергоатом 2002 г., с. 104.

20. Бартлетт Р.Л. Тепловая экономичность и экономика паровых турбин. М-Л.: Гос-энергоиздат, 1963, с. 351.

21. Батов В.В., Корякин Ю.И. Экономика ядерной энергетики. М.: Атомиздат, 1969, с. 400.

22. Батуров Б.В., Корякин Ю.И., Наумов Ю.В. и др. Комплексная оптимизация АЭС с водографитовыми реакторами. // Атомная энергия, 1978, т. 45, вып. 2, с. 9198.

23. Бачило Л.Л., Барский М.Л., Гринман М.И., Кругликов П.А. Оптимизация параметров и структуры тепловой схемы блока АЭС с реактором РБМКП-2400. Л.: Труды ЦКТИ, 1979, вып. 174, с. 35-41.

24. Бачило Л.Л., Пискарсв А.А., Гринман М.И., Кругликов П.А. Снижение металлоемкости и сокращение номенклатуры оборудования турбоустановок энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1000. // Труды ЦКТИ, 1982, вып. 198, с. 23-30.

25. Бачило Л.Л., Терентьев И.К., Гринман М.И., Кругликов П.А. Тепловая схема турбоустановок АЭС мощностью 1000 МВт. // Теплоэнергетика, 1982, № 4, с. 24-27.

26. Беляев Л.С., Ханаев В.А., Волкова Е.Д. Пути повышения маневренности и рациональная структура маневренных электростанций ЕЭЭС СССР в период до 2010-2020 г.г. // Отчет СЭИ, Иркутск, 1983, с. 165.

27. Бсркович В.М., Горохов В.Ф., Татарников В.П. О возможности регулирования мощности энергосистемы с помощью АЭС. // Теплоэнергетика, 1974, № 6, с. 1619.

28. Будняцкий Д.М., Ицковский М.А., Моисеева Л.М., Кругликов П.А., Сафонов Л.П. Некоторые проблемы и направления совершенствования оборудования тепловых электростанций. // Тяжелое машиностроение, 1997, с. 4-7.

29. Вертикальный парогенератор слабоперегретого пара мощностью 250 МВт для установки ВВЭР-1000.// Техническое задание B.08.B1632.00.000T3, ВНИИАМ, 1982.

30. Викторовский В.В., Гринман М.И., Шлемензон К.Т. Исследование насосов с гидротурбинным приводом в схемах турбоустановок АЭС. // Труды ЦКТИ, 1994, вып. 278, с. 71-76.

31. Викторовский В.В., Дубинская Т.К., Яковлева Т.К. Конденсатный насос сепаратора пароперегревателя турбоустановок АЭС. // Труды ЦКТИ, 1984, вып. 213, с. 38-48.

32. Владимирский О.В., Гринман М.И., Гильде Е.Э., Кругликов П.А., Скрипник В.А. Исследование вариантов перепрофилирования АЭС с реактором ВВЭР-1000 в энергоблок на органическом топливе. // Труды ЦКТИ, 1994, вып. 278, с. 55-60.

33. Волков А.П., Трофимов Б.А. Режимы работы Кольской АЭС в энергосистеме. // Электрические станции, 1979, № 6, с. 6-8.

34. Волкова Е.А., Волькенау И.М., Макарова А.С. и др. Прогноз конъюнктуры европейских рынков и экспорт электроэнергии из России в Европу. // Энергетик, 2000, № 7, с. 2-6.

35. Волькенау И.М., Волкова Е.А. О режимах работы атомных электростанций в энергосистемах. // Электрические станции, 1978, № 3, с. 7-9.

36. Воронин Л.М. Перспективы развития атомной энергетики России в XXI веке. // Теплоэнергетика, 2000, № 10, с. 14-18.

37. Вульман Ф.А. Расчет тепловых схем мощных паротурбинных установок на быстродействующей электронной вычислительной машине. // Теплоэнергетика, 1963, № 9, с. 2-5.

38. Вульман Ф.А., Хорьков Н.С. Тепловые расчеты на ЭВМ теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1975, с. 198.

39. Выбор параметров тепловой схемы. Расчеты технико-экономических показателей. Технические требования к оборудованию II контура. // Отчет № 107101/023113, НПО ЦКТИ, 1981, с. 39.

40. Выбор характеристик и расчет тепловых схем турбоустановок с водоохлаждаемыми реакторами. РТМ 24.021.16-74. М.: 1974.

41. Ганев И.Х., Лопаткин А.В., Орлов В.В. Радиационный баланс при развитии ядерной энергетики с реакторами БРЕСТ-1200 и ВВЭР-1000. // Атомная энергия, т. 91, вып. 5, ноябрь 2001г., с. 337-343.

42. Гарусов Ю.В., Лебедев В.И., Павлов М.А. и др. Технические предложения по созданию уран-графитового реактора прямоточного с ядерным перегревом пара (УГР-П). // Доклад на НТС ЛАЭС, 2002 г.

43. Гасанов И.К., Будейко С.М., Ананьев А.Н. и др. Оптимизация схемы включения подогревателей сырой воды БРТ. // Труды ЦКТИ, 2002. вып. 285, с. 206-209.

44. Гасанов И.К., Жемчугов В.Г., Ананьев А.Н., Кругликов П.А.и др. Разработка предложений по реконструкции бойлерных установок ЛАЭС. // Труды ЦКТИ. 2002. вып. 285, с. 178-185.

45. Гасанов И.К., Кузнецов А.С. Ананьев А.Н. и др. Повышение надежности и экономичности работы конденсатного тракта турбоустановки К-500-65/3000. // Труды ЦКТИ, 2002, вып. 285, с. 186-190.

46. Гасанов И.К., Кузнецов А.С. Ананьев А.Н. и др. Оптимизация схемы обвязкидеаэрационно-питательной установки и повышение ее эксплуатационной надежности. И Труды ЦКТИ, 2002, вып. 285, с. 202-205.

47. Гельтман А.Э., Будняцкий Д.М., Апатовский JI.E. Блочные конденсационные электростанции большой мощности. М: Энергия, 1964, с. 404.

48. Глебов В.П., Москвичев В.Ф., Симкин Б.П. Вертикальный прямоточный парогенератор для АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика, 1983, № 2, с. 17-20.

49. Головин И.И., Новиков В.В. Работоспособность твэлов при изменении мощности энергетических тепловых реакторов // Атомная техника за рубежом, 1984, №3, с. 3-13.

50. Гольдштейн А.Д., Кругликов П.А., Федер Е.В., Буровников Г.А. Некоторые аспекты повышения надежности тепломеханического оборудования АЭС. // Труды ЦКТИ, 2002, «Атомное машиностроение», вып. 282, с. 75-83.

51. Городков С.Г., Клименко А.В., Кошован Ш., Марина Ю.С. Можно ли удешевить производство энергии, если отказаться от ядерной энергетики. // «Конверсия в машиностроении», № 2, март-апрель 2002. С. 14-26

52. Гринман М.И. Анализ и обоснование параметров тепловых схем блоков АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. JI.: 1975.

53. Гринман М.И. Разработка тепловой и пусковой схемы АЭС с водографитовым канальным кипящим реактором мощностью 2000 МВт. JI.: 1973. Отчет 021213/07848

54. Гринман М.И., Будняцкий Д.М., Кругликов П.А., Смолкин Ю.В. Основные направления совершенствования турбинного оборудования для ТЭС и АЭС. // Энергомашиностроение, № 7, 1989, с. 2-5.

55. Гринман М.И., Варламов Н.С. Предварительный расчет проточной части турбо-привода питательного насоса для турбин К-1200-65-450/3000, К-750-65/3000. // Техническая записка. Отчет № 049607-023605, НПО ЦКТИ, Л.: 1976.

56. Гринман М.И., Иткин М.С. Отчет о научно-исследовательской работе "Разработка машинного зала АЭС с реактором РБМКП-1200 для ТЭИ энергоблока (часть 1). План-заказ 28.12.285800.Л. 1973

57. Гринман М.И., Иткин М.С., Кругликов П.А. и др. Разработка принципиальной тепловой и пусковой схем энергоустановки с вертикальным парогенератором ПГВ-250 с унифицированным оборудованием машзала. // Отчет НПО ЦКТИ № 023217/023215/0-11067, 1982, с. 114.

58. Гринман М.И., Каширин В.И., Рохлин В.И. и др. Выбор начальных и конечных параметров и температуры питательной воды и конструктивного профиля турбин на 3000 об/мин для энергоблока с реактором ВПБЭР. // Отчет НПО ЦКТИ № 023040/0-14694, Л.: 1990, с. 165.

59. Гринман М.И., Корягин А.В., Кругликов П.А. Разработать программу совместного расчета тепловой схемы и проточной части паротурбинной установки АЭС. // Отчет № 023305/0-11702. Л.: НПО ЦКТИ-ЦНИИКА, 1984, с. 107.

60. Гринман М.И., Кругликов П.А. Выбор параметров тепловой схемы турбоустановки перспективного энергоблока с реактором ВВЭР-1500. // Труды ЦКТИ, Л.: 1985, вып. 225, с. 13-19.

61. Гринман М.И., Кругликов П.А. Выбор структуры тепловой схемы турбоустановки К-1200-65-450/3000 с учетом режимов работы. // Труды ЦКТИ, 1983, вып. 208, с. 3-8.

62. Гринман М.И., Кругликов П.А. Выбор технических характеристик оборудования унифицированной тепловой схемы энергоблоков ВВЭР-1000 с горизонтальными и вертикальными парогенераторами. // Отчет НПО ЦКТИ № 23903/010201, № гос.рег. 79026497, 1979, с. 48.

63. Гринман М.И., Кругликов П.А. Разработка принципиальной тепловой и пусковой схемы и анализ режимов энергоблока с парогенератором ПГВП-250. // Отчет НПО ЦКТИ № 23205/0-11091, 1982, т. 1, с. 58.

64. Гринман М.И., Кругликов П.А. Совершенствование тепловых схем турбоустановок АЭС с ВВЭР. // Тяжелое машиностроение, 1993, № 3, с. 13-14.

65. Кузнецов Н.М., Пискарев А.А., Гринман М.И., Кругликов П.А. К выбору схемы регенерации турбоустановки К-1000-68/1500 для АЭС с вертикальным парогенератором. // Изв. вузов. Энергетика, №11, 1985, с. 53-57.

66. Гринман М.И., Кругликов П.А., Маринич A.M. Атомная энергетическая установка // А.с. 1181437, G 21 Д1/02. Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений Союза ССР 22.05.1985.

67. Гринман М.И., Кругликов П.А., Марченко Ю.А., Сачков Ю.С. Пути повышения технико-экономических показателей машинного зала энергоблоков АЭС с ВВЭР. // Труды ЦКТИ, 1990, Л.: вып. 259, с. 3-6.

68. Гринман М.И., Кругликов П.А., Поволоцкий О.Б. и др, Энергетическая установка // А.с. № 431559 M.Kn.G21 1/00. Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений Союза ССР 14.02.1974.

69. Гринман М.И., Кругликов П.А. Рохлин В.Е. Исследование параметров тепловых схем энергоблоков АЭС с повышенным противодавлением. // Труды ЦКТИ, 1994. вып. 278, с. 91-94.

70. Гринман М.И., Кругликов П.А., Смолкин Ю.В. Атомная энергетическая установка // А.с. № 401255 М.Кл-G 21 1/00. Зарегистрировано в Государственом реестре изобретений Союза ССР 6.07.1973.

71. Гринман М.И., Кругликов М.А. Туморин А.Б. Выбор оптимальной поверхности нагрева унифицированного подогревателя низкого давления. // Труды ЦКТИ. вып. 199. 1982. с. 135-141.

72. Гринман М.И., Рохлин В.Е., Сачков Ю.С. Обоснование конструктивной схемы и частоты вращения турбоагрегата мощностью 600 МВт для реактора ВПБЭР. //

73. Отчет НПО ЦКТИ № 041030/0-14864. Л.: 1991, с. 50.

74. Гусев В.Н., Розова В.И. О возможности работы атомных электростанций с переменной нагрузкой. // Электрические станции, 1977, № 9,с. 9-11.

75. Даниленко В.Г., Белоусов В.П., Белоусов В.Д. и др. Модернизация оборудования систем промежуточного перегрева пара и регенерации турбоустановок с реакторами ВВЭР // Тяжелое машиностроение, 2003, № 4, с. 2-6.

76. Дементьев Б.А. Кинетика и регулирование ядерных реакторов. М.: Энергоатом-издат, 1986, 269 с.

77. Дементьев Б.А., Петров В.А., Проскуряков А.Г., Пучков В.В. Расширение регулировочного диапазона энергоблоков с реакторами ВВЭР // Теплоэнергетика, 1984, № 2, с. 9-11.

78. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике: Методы экономического сравнения вариантов. М.: Энергоатомиздат, 1985.

79. Долгов В.В. Энергоблоки на основе ВВЭР с закритическими параметрами теплоносителя // «Атомная энергия», т. 92, вып. 4, апрель 2002, с. 277-280.

80. Доронин М.С., Хрусталев В.А. О выборе начальных параметров блоков АЭС с небольшим перегревом пара. // Межвед.сб.ст. «Повышение эффективности и технико-экономическая оптимизация атомных электростанций», Саратов, 1984, с. 48-54.

81. Духовенский А.С., Машков В.В., Осадчий А.И. О возможности повышения температуры теплоносителя в активной зоне при микропрофилировании топлива.//И АЭ, М.: 1977, с. 19.

82. Ермаков Н.И., Бирюков Г.И. О маневренности реакторных установок типа ВВЭР. // Теплоэнергетика, 1983, № 6, с. 7-8.

83. Ермолов В.Ф., Белоусов М.П., Гиммельберг А.С. и др. Теплообменное оборудование отечественных турбоустановок АЭС. // Теплоэнергетика, 2003,№2, с. 31-37.

84. Ефимов А.В., Аркадьев Б.А., Папагин А.А., Иоффе В.Ю. Энергетические характеристики турбоустановок АЭС. // Теплоэнергетика, 1981, № 9, с. 60-62.

85. Зверьков В.В., Игнатенко Е.И. Анализ маневренных характеристик блоков с серийными установками ВВЭР-440. // В сб.: Атомные электрические станции. М., 1980, вып. 3, с. 232.

86. Иванов А.А. Оптимизация паротурбинных установок АЭС с учетом режима использования. //Автореф. дис. канд. техн. наук, Иркутск, 1984, с. 21.

87. Иванов А.А., Май В.А., Наумов Ю.В., Попырин Л.С. Влияние режима работы АЭС на выбор параметров турбоустановки. // В сб.: Системный подход к выбору параметров оборудования АЭС. Иркутск, 1982, с. 113-119.

88. Иванов В.А. Выбор программы регулирования мощных энергоблоков атомных электростанций.// Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт, 1977, № 3, с.3-5.

89. Иванов В.А. Проблема покрытия переменной части графиков энергопотребления. // Теплоэнергетика, 1983, № 6, с. 2-7.

90. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энергоиздат, 1986, 248 с.

91. Игнатенко Е.И., Пыткин Ю.Н. Маневренность атомных энергоблоков с реакторами типа ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 1985, 85 с.

92. Индурский М.С., Ржезников Ю.В. Метод расчета осесимметричного потока в ЦНД паровой турбины. // Теплоэнергетика, 1977, № 10, с. 17-20.

93. Индурский М.С., Ржезников Ю.В., Симкин Н.С. Оптимизация параметров последней ступени паровой турбины с учетом работы на переменных режимах. // Теплоэнергетика, 1979, № 3, с. 43-46.

94. Калафати Д.Д. Термодинамические циклы атомных электростанций. М-Л.: Гос-энергомздат, 1963, с. 280.

95. Качан А.Д., Муковозчик Н.В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. Минск: Высшая школа, 1983, 159 с.

96. Кириллов В.Б., Лейзерович А.Ш. Характеристика маневренности влажнопаро-вых турбин АЭС // Теплоэнергетика, 1985, № 7, с. 21-25.

97. Кириллов И.И., Носовицкий А.И., Шпензер Г.Г. и др. Исследование пространственной структуры потока на переменных режимах работы в ступенях большой верности. // Изв. вузов. Сер. Энергетика, 1974, № 8, с. 67-73.

98. Кириллов П.Л. Переход на сверхкритические параметры путь совершенствования АЭС с водоохлаждаемыми реакторами.//Теплоэнергетика, 2001,№ 12,с. 6-10.

99. Кирюхин В.И., Филиппов Г.А., Назаров О.И. Исследование и оптимизация систем сепарации влаги турбоустановок АЭС. // Теплоэнергетика 1998, № 8, с. 2-8.

100. Коновалов Г.М., Канаев В.Д., Сухарев Ф.М. и др. Тепловые испытания турбоустановки ХТЗ К-500-60/1500. // Теплоэнергетика, 1984, № 4, с. 4-9.

101. Кругликов П.А. Вопросы технико-экономического обоснования профиля крупных энергоблоков АЭС. // Тяжелое машиностроение, 2002, № 10, с. 64-66.

102. Кругликов П.А. Выбор параметров тепловых схем АЭС с водоохлаждаемыми реакторами с учетом режимных факторов и требований унификации. // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Л,: 1985.

103. Кругликов П.А. О подходе к проектированию перспективных энергоблоков. // Труды ЦКТИ, 2002, вып. 285, с. 67-71.

104. Кругликов П.А. Об актуальных проблемах развития энергомашиностроения. // Турбины и компрессоры, 2001, вып. 15 (2-2001), СПб: с. 4-5.

105. Кругликов П.А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС. Учебное пособие. // СПб, СЗПИ, 1998, 20 с. .

106. Кругликов П.А. Экономические аспекты проблемы технического перевооружения энергетических мощностей. // Сборник СЗПИ «Доклады юбилейной научно-технической конференции», Теплоэнергетика, 2000, СПб: с. 32-38.

107. Кругликов П.А., Кузьмин В.М., Смолкин Ю.В. Вопросы совершенствования теплофикационных установок. // Труды ЦКТИ, 1997, вып. 281, т. 2, с. 3-11.

108. Кругликов П.А., Моисеева J1.H. Исследование конъюнктуры мирового рынка энергетических технологий и энергетического оборудования и разработка прогноза его развития. // Отчет НПО ЦКТИ, 2002 г.

109. Кругликов П.А., Смолкин Ю.В. Технико-экономический подход к проектированию энергоустановок в условиях перехода к рыночным отношениям. // Труды ЦКТИ, 1997, вып. 281, т. 1, с. 9-15.

110. Кругликов П.А., Смолкин Ю.В. Технико-экономический подход к проектированию энергоустановок в условиях перехода к рыночным экономическим отношениям. // Тяжелое машиностроение, 1997, № 9, с. 4-7.

111. Кругликов П.А., Ушанова Г.А. Выбор параметров тепловой схемы энергоблоков с тяжеловодным реактором. // Труды ЦКТИ, 1990, Л.: вып. 259, с. 62-70.

112. Кузнецов Н.М. Регулирование мощности реактора атомной электростанции. Л.: 1981, с. 68.

113. Кунегин Е.П., Крамеров А.Я. К вопросу о параметрах пара АЭС с водоохлаж-даемыми реакторами. // Теплоэнергетика, 1972, № 3, с. 2-4.

114. Лекслер Н.С. Опыт эксплуатации АЭС и перспективы развития ядерной энергетики Франции //Атомная энергия, 1986, т. 61, вып. 1, с. 10-16.

115. Маринич A.M. Одноступенчатый унифицированный сепаратор пароперегреватель СПП-1000-IV. // Альбом 154505 ОП. НПО ЦКТИ, Л.: 1979, с. 38.

116. Марков Н.М., Бачило Л.Л., Пискарев А.А., Гринман М.И., Кругликов П.А. Пути совершенствования энергоблоков с реакторами типа ВВЭР. // Труды ЦКТИ, 1979, вып. 174, с. 3-8. .

117. Махова В.А., Преображенская Л.Б., Кудинов В.В. Ядерная энергетика в XXI веке. // Энергетика за рубежом, 2002, вып. 4, с. 3-9, вып. 5, с. 3-21.

118. Меламед Л.Б., Архангельская А.И., Сигал М.В. Экономика АЭС России: Пути повышения конкурентоспособности на рынке производителей электроэнергии // Атомная энергия, т. 87, вып. 2, август 1999, с. 92-101.

119. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Авторский коллектив под руководством Коссова В.В., Лившица В.Н., Шахназарова А.Г. // Экономика, М.: 2000, с. 263.

120. Методы математического моделирования и оптимизации параметров, вида технологической схемы и профиля оборудования атомных электростанций. // Сб. статей. Иркутск, 1976.

121. Морозов С.Г. Тепловые расчеты паровой ступени при переменных режимах. М.-К.: Машгиз, 1962, с. 298.

122. Наумов А.В. Автоматическое регулирование атомных электростанций с водо-водяными реакторами. // В сб.: Труды ВТИ, вып.2,1974, с. 156-158.

123. Нестеров Ю.В. Анализ устойчивости системы конденсатопровод-деаэратор. Н Теплоэнергетика, 1986, № 3, с. 67-69. ^

124. Нигматулин Б.И., Северинов В.В., Степанов А.А. Атомная энергетика стратегия развития. II Электрические станции, 2000, № 12, с. 20-22.

125. Овчинников Ф.Я., Семенов В.В. Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов. М.: Энергоатомиздат. 1988, 357 с.

126. Оптимизация параметров и тепловой схемы II контура АЭС с реактором ВВЭР-1000, включая парогенератор. // Отчет НПО ЦКТИ-ЗиО-ХТГЗ Л.: 1977, с. 44.

127. Оптимизация параметров тепловой схемы и вспомогательного оборудования перспективной турбоустановки. // Отчет № 023722/0-9748, НПО ЦКТИ, Л.: 1978, с. 48.

128. Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года // Проект, М.: 2002, с. 107.

129. Остапенко В.А. Исследование оптимальных параметров турбоустановок АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. // Автореф. дис. канд. техн. наук. Саратов, 1974.

130. Остапенко В.А. Наивыгоднейшее распределение нагрева воды в смешивающих подогревателях низкого давления. // В сб.: "Технико-экономическая оптимизация тепловых электростанций". Саратов, 1975,с. 180-182.

131. Парогенератор вертикальный перегретого пара ПГВП-2000. // Пояснительная записка. Технический проект ФР-40231 П 3, ВНИИАМ, ЗиО, НПО ЦКТИ, ВТИ, 1980, с. 172.

132. Парогенератор вертикальный перегретого пара ПГВП-2000. Расчеты тепловые и гидравлические. Технический проект ФР-40231 РР1. // НПО ЦКТИ, Л., 1980, с. 104.

133. Паротурбинные установки атомных электростанций. Под ред. Ю.Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978, с. 312.

134. Петреня Ю.К., Кругликов П.А., Моисеева Л.Н. ОАО «НПО ЦКТИ» в стратегии научно-технического прогресса России. // Труды ЦКТИ, 2002, вып. 285, с. 12-20.

135. Петреня Ю.К., Кругликов П.А., Моисеева Л.Н. Роль НПО ЦКТИ в стратегии развития энергомашиностроения России. // «Теплоэнергетика» 2003.№ 2, С4-8.

136. Петреня Ю.К., Хоменок Л.А., Ковалев И.А. Перспективы создания быстроходных паротурбинных установок энергоблоков АЭС мощностью 1500 МВт и выше. II Теплоэнергетика, 2003, № 2, с. 24-30.

137. Петров А.Ю., Жуков А.Г. Некоторые особенности работы энергоблока № 1 Ростовской АЭС при переменных режимах // Теплоэнергетика, № 5, 2003, с. 9-10.

138. Петросьянц A.M. Перспективы развития ядерной энергетики СССР. // «Атомная энергия», вып. 4., т. 31, 1971.

139. Петросьянц A.M. 30 лет Первой в мире атомной электростанции. // Теплоэнергетика, 1984, № 6, с. 6-8.

140. Пономарев-Степной Н.Н., Алексеев П.Н., Давиденко Е.Д. и др. Сравнение направлений развития ядерной энергетики4 в XXI веке на основе расчетов материальных балансов. // Атомная энергия, т.91, вып. 5, ноябрь 2001 г, с. 331-336.

141. Попырин JI.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1978, с. 415.

142. Попырин JI.C. Оптимизация параметров оборудования энергетических установок // Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт, 1985, № 5, с. 60-71.

143. Попырин JI.C., Наумов Ю.В. Оптимизация теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. // Изв. АН СССР, Сер. Энергетика и транспорт, 1972, №2, с. 140-149.

144. Проведение сравнительной оценки надежности унифицированных и ^унифицированных тепловых схем атомных электростанций. // Тема 1.9.0. ВНИИН-МАШ, 1981чс.46.

145. Программа развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998-2005 годы и на период до 2010 года. Постановление Правительства РФ от 21.07.1998, №815, 16 с.

146. Проселков В.Н. Повышение маневренных характеристик АЭС // Атомная техника за рубежом, 1986, № 10, с. 10-14.

147. Разработка комплектующего тепломеханического оборудования 2 контура энергоблоков ВВЭР-1000 с турбинами К-1000-60/3000, К-1000-60/1500 и ТК-500-60 и унифицированной тепловой схемой. // Отчет № 79.28.053/ВЦ-17-80, НПО ЦКТИ, Л., 1980,27с.

148. Рассохин Н.Г., Заранцян А.В. Выбор параметров при разработке полупикового энергоблока АЭС с ВВЭР. // Теплоэнергетика, 1979, № 7,с. 62-63.

149. Рогов М. Основные задачи реализации инвестиционной программы развития атомной энергетики. // Вестник концерна Росэнергоатом, 2002, № 3, с. 8-12.

150. Розенброк X., Сторн С. Вычислительные методы для инженеров-химиков. М.: 1968, с. 443.

151. РТМ-3-70-67. Алгоритм и программа расчета тепловых схем современных паротурбинных установок на ЭЦВМ, ЦНИИКА, 1967.

152. РТМ 24.021.16-74. Выбор характеристик и расчет тепловых схем турбоустановок АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. М.: 1974, с. 67.

153. РТМ 108.030-107-76. Выбор пускосбросного оборудования блоков на сверхкритические параметры пара, Л.: НПО ЦКТИ, 1976.

154. РТМ 108.711.02-79. Арматура энергетическая. Методы определения пропускной способности регулирующих органов и выбор оптимальной расходной характеристики. Л.: НПО ЦКТИ, 1979.

155. РТМ 108.830.101-76. Выбор пускосбросного и пароприемного оборудования блоков атомных электростанций с кипящими реакторами.1. Л.: НПО ЦКТИ.

156. РТМ. 108.020.107-76.Тепловой и гидравлический расчет промежуточного сепаратора-пароперегревателя турбин насыщенного пара АЭС. М.: 1976.

157. Рубин В.Б. Проблемы маневренности атомных электростанций. // Электрические станции, 1978, № 11, с. 5-7.

158. Рыжкин В .Я., Тамбиев И.Н., Цанев С.В. Распределение регенеративного подогрева воды на ТЭЦ с промежуточным перегревом пара. // Энергомашиностроение, 1972, № ю, с. 5-7.

159. Рыжкин ВЛ., Цанев С.В., Сарвате С.Ш. Оптимальное распределение регенеративного подогрева воды в турбоустановках с двумя ступенями сепарации влагии промперегревом пара. // Из,в. вузов. Сер. Энергетика, 1982, № 3, с. 48-52.

160. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах. М.: Энергоиздат, 1982, С. 494.

161. Самусев Л.Е., Гасанов И.К., Ананьев А.Н., Кругликов П.А. и др. Повышение надежности работы СПП-500-1 в пусковых и ремонтных режимах. // Труды ЦКТИ, 2002, вып. 285, С. 191-196.

162. Сигал Е.М. ФОРЭМ как фактор влияющий на коэффициент использования установленной мощности АЭС. // Атомная энергия, т. 90, вып. 2, февраль 2001, с. 101-106.

163. Сигал М.В., Семенов В.В. Оценка экономической целесообразности времени продления кампании водо-водяных реакторов АЭС // Атомные электрические станции, М.: Энергия, 1980, вып. 4, с. 157-162.

164. Сидоренко В.А. Вопросы безопасной работы реакторов ВВЭР. М.: Атомиздат, 1977, с. 216.

165. Симонов В.Д. Использование французских АЭС для регулирования нагрузки. // Теплоэнергетика, 1986, № 3, с. 73-75.

166. Синев Н.М. Экономика ядерной энергетики. М.: Энергоатомиздат, 1987.

167. Смолкин Ю.В., Суворов П.П. Вопросы технико-экономического анализа АЭС с реакторами на быстрых нейтронах. // Изв. АН БССР. Сер. Физико-энергетических наук, 1981, № 4, с. 24-27.

168. Смолкин Ю.В., Суворов П.П. Методические основы оптимизации энергооборудования с учетом неопределенности условий производства и эксплуатации. // Труды НПО ЦКТИ. Л.: 1982, вып. 198, с. 65-68.

169. Совершенствование энергооборудования, энерготехнологий, тепловых схем и режимов работы энергоустановок. Сборник научных трудов под общей редакцией Петрени Ю.К., Гольдштейна А.Д., Кругликова П.А. // Труды ЦКТИ, 2002, СПб: вып. 285., 238 с.

170. Стерман Л.С. Тепловая часть атомных электрических станций. М.: Атомиздат, 1963, 158 с.

171. Стерман Л.С., Девочкина Л.Н. Влияние переменных режимов работы турбоустановки мощностью 800 МВт на ее тепловую экономичность. // В сб.: Повышение экономичности и надежности тепловых электрических станций, вып. 3, Иваново, 1974, с. 123-130.

172. Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века. // ФГУП «ЦНИИ Атоминформ», М, 2001, 64 с.

173. Судаков А.В., Иванов Б.Н. Расчетные исследования циклической прочности наиболее нагруженных узлов СПП при различных вариантах пуска. // Отчет ЦКТИ № 183-96/2, СПб, 1996 г.

174. Сукнев К.Л. Атомная энергетика развитие по стратегии. // Промышленный вестник, № 10,2000, С. 13-14.

175. Тепловые расчеты турбопривода ОК12-А. 100-М-6125, КТЗ, 1980.

176. Терешонок В.А., Степанов B.C., Поваров В.П. и др. Предупреждение и подавление аксиальных ксеноновых колебаний в активной зоне ВВЭР-1000 // «Теплоэнергетика», 2003, № 5, с. 11-15.

177. Технико-экономический доклад по развитию энергетики и ЕЭС СССР до 2000 г. № 988-09, т.т. 1,2, Энергосетьпроект, 1981.

178. Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций. М.: Энергия, 1978, 227с.

179. Трояновский Б.М., Трухний А.Д. Экономичность паровых турбин и паротурбинных установок. // Теплоэнергетика, 1980, № 5, с. 10-16.

180. ТУ 108.40.022-83. Турбонасос КГТН-850-400. Технические условия. НПО ЦКТИ, Л.: 1983.

181. Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Дополнительные материалы к техническому проекту. Б-644076 П 3. ПО ХТЗ, 1980.

182. Установка реакторная ВВЭР-1500. 01-05-02-11-01-4. Техническое задание на опытно-конструкторскую работу 352-T3-002. ГКАЭ, ОКБ Гидропресс, 1983.

183. Фаворский О.Н. Энергообеспечение России в ближайшие 20 лет. // Вестник Российской Академии наук. 2001, т. 71, № 1, с. 3-12.

184. Филимонов П.Е., Аверьянова С.П., Олейник С.Г. и др. Испытания маневренности ВВЭР-1000 на 5-ом блоке Запорожской АЭС. // Атомная энергия, т. 85, вып. 5, ноябрь 1998, с. 364-367.

185. Филимонов П.Е., Мамичев В.В., Аверьянова С.П. Программа "Имитатор реактора" для моделирования маневренных режимов работы ВВЭР-1000. // Атомная энергия, т. 84, вып. 6, июнь 1998.,с. 560-563

186. Филиппов Г.А., Поваров О.А., Никольский А.И., Семешок А.В. О снижении КПД турбинных ступеней в зоне малых степеней влажности пара. // Энергомашиностроение, 1981, № 10, с. 4-7.

187. Филипчук Е.В., Вознесенский В.А., Дунаев В.Г. и др. Управление энергораспределением и безопасность ВВЭР-1000 при работе в маневренном режиме. // Атомная энергия, 1984, т. 56, вып. 2, с. 61-71.

188. Ханаев В.А. Условия развития и использования АЭС в ЕЭЭС СССР. // В сб.: Системный подход к выбору параметров оборудования АЭС. Иркутск, 1982, с. 18-26.

189. Хрусталев В.А. К вопросу об оптимальном продлении кампании мощных блоков АЭС с ВВЭР в энергосистемах // Изв. вузов. Сер. Энергетика, 1987, № 8.

190. Хрусталев В.А., Данилов В.П. К вопросу о регулировании мощности турбоустановок двухконтурных АЭС. // Изв. вузов. Сер. Энергетика, 1981, №3,с. 111-112.

191. Хрусталев В.А., Остапенко В.А., Аркадьев Б.А., Фоменко В.И. К обоснованию характеристик промежуточного перегрева турбоустановок АЭС. // Теплоэнергетика, 1982, № И, с. 30-31.

192. Чавчанидзе Е.К., Крутиков П.А., Моисеева Л.М. Исследования АООТ «НПО ЦКТИ» по созданию высокоэффективных энергетических технологий. // «Теп-лоэнергоэффективные технологии» Информационный бюллетень № 2 (24), 2001, СПб: с. 23-28.

193. Шапьман Н.П., Плютинский В.И. Контроль и управление на атомных электростанциях. М.: 1979, с. 271.

194. Шевелев Я.В. Применение дисконтированных затрат для оценки эффективности хозяйственных мероприятий в ядерной энергетике. // Экономика и математические методы, 1984, т. 20, № 6, с. 1103-1112.

195. Шевелев Я.В., Клименко А.В. Эффективная экономика ядерного топливноэнергетического комплекса. М.: 1996.

196. Ширани А.С., Зорин В.М. Оптимизация поверхностей напева промежуточного пароперегревателя турбин АЭС. // Теплоэнергетика № 6, 1999, с. 58-62.

197. Шлемензон К.Т., Дубилет СЛ., Ситов В.П., Пашков С.А. Насосы с гидротурбинным приводом для энергоблоков ТЭС и АЭС. // Труды ЦКТИ, 1997, вып. 281, с. 139-143.

198. Шлемензон К.Т., Коган Я.Л., Викторовский В.В. Насосы с гидротурбинным приводом в тепловых схемах энергоблоков ГРЭС и АЭС. // Труды ЦКТИ, 1984, вып. 213, с. 3-15.

199. Шнеэ Я.И., Косяк Ю.Ф., Пономарев В.Н. и др. Основные результаты создания и газодинамических исследований последней ступени турбин К-500 и К-1000-60/1500. // Теплоэнергетика, 1978, № 9, с. 2-7.

200. Шубенко-Шубин Л.А., Палагин А.А., Головченко A.M. и др. Система программ для автоматизации проектирования схем паротурбинных установок для ТЭС и АЭС. // В сб.: НИИ Информтяжмаш. Сер. Энергетическое оборудование, 1976, № 3-76-17, с. 28-30.

201. Яковлев Б.В., Кнотьйо П.Н., Никитин В.П. и др. Оптимальные параметры пара базово-маневренных ТЭЦ. // Изв. вузов. Сер. Энергетика, 1982, № 9, с. 58-63.

202. Ackermann G., Hampel R., Waif J. Die Anwenduny der sinusformigen Zastwechsel-fahrweise zum Ausgleich der t&glichen Elektrocnergiebedarfs-Schwankungen "Energietechnik", 1983. Ig.33, N 11, s. 401-403.

203. Bader J.F., Katzke K.J., Normann D.A. Estimating Average Nuclear Fuel Costs. Power Engineering, 1969, 73, N 12, p. 50-53.

204. Baily F., Cotton K., Spenser R.C. Predicting the performance of large steam turbine-generators. Proc. 29. Amer. Power. Conf. 1967, Chicago, III, April, 25-27, p. 3-16.

205. Bernero R., Sheron В., Joues R. A regulatory approach for nuclear power plant uprating // Trans. Amer. Nucl, soc. 1985, vol. 50, p 385-386.

206. Boile H. Untersuchung des Einzelenflusse duf die Auslegungsparameter lein Nab-dampfprozeb. Kerntechnik, Irotoptechnik und Chemic, 1967, Ig. 9, 118.

207. Dzikowski K.I. Using PWR for load-follow. El. World, 1977, 187, p. 12.

208. Lehr M., Brown S. Load-follow capability demohstration at McGuire unit-1// Trans Amer. Nucl / Soc: 1984. Vol.46. No 1. P. 115-116.

209. Leung P., Moore R. Thermodynamic and Economic analyses of Closed Feedwater Heaters for Supercritical Pressure Steam Turbine Cycles. Paper Amer. Soc of Mech., Engrs., 1967.

210. Miller A. Wyznaczanie sprawnosci grupy stopni turbinowych w zmiennych warunkach pracy. Archiwum Budowy Maszyn, 1975, XXII, N 1, 55-56.

211. Nakamura T. et al. High Power Transient Characteristics and Capability of NSRR. Journal of Nuclear Science and Technology, 2002, v. 39, N0 3, p. 264-272.

212. Novak S. Kraiiadavkam na prevadzkovu pmznast jadrov^chelektrarm a moinostich splenia lankovodn^mi reaktormi. Jaderna energie, 23,4, 1977, 121-126.

213. Nuclear Station Achievement. Nucl. Engr. International, December, 1980,40-41.

214. Oka Y. Koshizuka S. Design Concept of Once-through Cycle Supercritical Pressure Light Water Cooled Reactors. Proceedings of the First International Symposium on Supercritical Woter-Cooled Reactors. Tokyo. Japan. 2000, Rep 101, p. 1-22.

215. Oka Y., Koshizuka S. Supercritical-pressure, Once-through Cycle Light Water Cooled Reactor Concept. "Journal of Nuclear Science and Technology". Vol. 38 № 12, p. 1081-1089 (Decemler 2001)

216. Oka Y. "Review High Temperature Water and Steam Cooled Reactor Concept" Proceedings of the First International Symposium on Supercritical Water-Cooled Reactors. Tokyo. Japan. 2000, Rep 101, p. 37-57.

217. Operation of Finnish nuclear power-plants. Quarterly report, 1981/II, STL-B-RTO-81/2E, December, 1981, Helsinki.

218. Ozerov A. Russian WER-91 under construction in China. ATS Ydintekniikka (29), 3/2000, p.20-22.

219. Rogner H.H., Langlois L.M., McDonald A. Nuclear Power: Status and Outlook. Atomwirtshaft Atomtechnik, 2001, v. 46, 12, s. 762-766.

220. Spenser R.C., Miller E.H. Performance of Large Nuclear Turbines. Cambustion, 1973, т. 45, 2, p. 29.

221. The N 4 plant Culmination of French PWR experience. "Nuclear engineering international", February, 1985, p. 26-34.

222. Vallance J.M. Fuel cycle economics of uramium fuelled thermal reactors. P/247, III JCPUAE, Genf 1964.

223. Von E. Roth, Klagenfurt. Berechnung der Brennstoffkosten eines Kemkraftwerks. Atomwirtschaft Atomtechnik, 2, s. 91-96 (Febr., 1971).

224. Von H. Grumm, Wolfgang bei Hanau. Vereinfachtes Verfahren zur Berechnung des Brennstoffkostenanteils Atomwirschaft - Atomtechnick, XI, № 2 (Febr., 1966). S 76-81.

225. Зам. Главного инженера по ремонту1. Начальник турбинного цеха1. С.М. Ковалев1. И.К. Гасанов1. Начальник цеха наладки1. В.Г. Жемчуговхтор 1. АО"Ижорские1. Петров В.В.1. АКТ

226. О внедрении результатов диссертационной работы П.А.Кругликова "Оптимизация параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами"

227. Зам. главного конструктопаканд.техн.наук