автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация паротурбинных установок АЭС с учетом режима использования

ВВЕДЕНИЕ J. * i' • w * •! •

2, ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДОВАНИЙ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК АЭС С УЧЕТОМ РЕЖИМА ИСПОЛЬЗОВАНИЯ И ПОСТАНОВКА

ЗАДАЧИ iw ii: ij • * г v V. т- * . •! •

2«1* Особенности работы ПТУ при частичных нагрузках

2.2. Оптимизационные исследования ПТУ АЭС с учетом режима использования . • • . • . • • . . . id

2.3. Постановка задачи . v . • . . . . . . . . . •

3. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПТУ АЭС . ^ . .1 . * • ;.

ЗЛ.1 Общие принципы методики исследования и моделирования ПТУ АЭС . V -г . . V . # ;« .s

3^2.1 Математическая модель ПТУ АЭС

3.2Л. Структура модели . . # • . . . v

3;2-.2^ Модель ПТУ АЭС номинальной нагрузки

3*2.3.- Математическая модель ПТУ частичных нагрузок у г ^ } . . .t • .• .>

3?.2.4.- Алгоритм расчета ПТУ АЭС на частичную нагрузку 9. • • •

3.3.< Верификация модели •• . . . . . * • • . . .' .!

4.i РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ .• . . , . • * .: .

4vl» Влияние режима использования на оптимальные параметры ПТУ АЭС £ . . .- * % .•

4.I*Iv Исходные предпосылки и информация •

4Л.2.- Оптимальные характеристики НПК . . •

4.I.3;1 Характеристика ПТУ при частичных нагрузках

4.!l.4# Оптимизация параметров системы регенеративного подогрева питательной воды •

4.1.5v Оптимизация параметров и схемы системы промежуточного снижения влажности пара в турбине 4Г i' i1 • • •:.*• ••

4.1.6. Влияние способа моделирования режимов использования на характеристики ПТУ АЭС

4.2. Оптимизация параметров блока АЭС с водографитным реактором

4.2.1. Оптимальные решения по реакторной части

4.2.2. Сопоставление схем теплосиловой части блока АЭС.

4.2.3. Оптимальные параметры блока АЭС

4.3. Исследования ПТУ АЭС с аккумуляторами питательной воды.

4.3.1. Методика исследований

4.3.2. Исходные предпосылки и информация

4.3.3. Результаты исследований.

В основных направлениях экономического и социального развития СССР на I98I-I985 годы и на период до 1990 года, утвержденных на ХХУ1 съезде Коммунистической партии Советского Союза, большое внимание уделено дальнейшему интенсивному развитию отечественной электроэнергетики* В 1985 году выработка электроэнергии должна составить 1550-1600 млрд.кВт.ч, в том числе, на атомных электростанциях до 220-225 млрд.кВт.ч.: Прирост производства электроэнергии в европейской части СССР будет происходить, в основном, за счет строительства атомных электростанций (АЭС), ввод мощностей на которых должен составить 24-25 млн.ки-ловатт [I].

В настоящее время график электрических нагрузок Европейской секции Кликой электроэнергетической системы (ЕЕЭЭС) характеризуется значительной неравномерностью.* Особенно эта неравномерность проявляется в Объединенных электроэнергетических системах (ОЭЭС) Центра, Северо-Запада и Юга [2]. Большая неравномерность графика электрических нагрузок и отсутствие в необходимых масштабах маневренных электростанций в указанных ОЭЭС определяют необходимость передачи части электроэнергии в периоды снижения электрической нагрузки из этих ОЭЭС в восточные районы нашей страны»!

Встречные потоки энергии (в виде электроэнергии с запада на восток и в виде органического топлива с востока на запад) приводят к существенным потерям государственных средств, т.-к.наря-ду с потерями в электрических сетях, неоправданно расходуются средства на транспортировку органического топлива,'

Следует отметить, что отсутствие достаточного количества маневренных мощностей в ЕЕЭЭС обусловливает существенное снижение устойчивости и надежности ее работы»:

Одним из основных средств борьбы с потерями энергии и снижением устойчивости и надежности ЕЕЭЭС, возникающими из-за неравномерности графина электрических нагрузок, является повышение маневренности генерирующего оборудования электроэнергетической системы [3].

Ожидаемый в перспективе рост масштабов ввода АЭС в европейских районах, исчерпание экономичных гидроресурсов для новых ГЭС и некоторые другие особенности предстоящего развития и функционирования Европейской секции ЕЭЭС существенно усложняет эту проблему^ Возможности повышения маневренности АЭС в этих условиях будут иметь щ)Инцшшальное значение.

В 6ССР наибольшее распространение в энергетике получили АЭС с реакторами двух типов.-. Это - АЭС с реакторами с водой под давлением (ВВЭР) и АЭС с канальными водографитовыми реакторами (РБМК) [4].' В дальнейшем АЭС с этими типами реакторов будут занимать доминирующее положение в энергетике СССР,*

Таким образом, вопрос о привлечении АЭС с водоохлавдаемыми реакторами к регулщюванию мощности электроэнергетической системы в настоящее время актуален,*:

В дальнейшем важность данного вопроса возрастет несмотря на то, что по структуре затрат на производство электроэнергии АЭС целесообразно эксплуатировать в базисе графика электрических нагрузок ЭЭС, с максимальным годовым числом часов использования установленной мощности^.

Привлечь АЭС к регулщюванию графиков электрической нагрузки ЭЭС позволяют следующие решения: li Создание маневренных (полупиковых) АЭС, допускающих глубокую регулярную разгрузку и остановы.* При этом необходимо исследовать техническую возможность работы атомных реакторов с переменной нагрузкой» для чего зребуется проведение большого объема экспериментальных и расчетных исследований по конструкции ТВЭДов, по материалам и параметрам активных зон реакторов при работе их с переменными нагрузками.

2, Включение в технологическую схему АЭС аккумуляторов теплая В СССР и за рубежом запатентованы различные схемы включения баков аккумуляторов в схему АЭС* Предлагаются аккумуляторы нескольких типов: водяные, паровые и с веществом, изменяющим свое агрегатное состояние [5]i В часы пика нагрузки ЭЭС мощность АЭС с аккумуляторами тепла повышается, а в часы провала нагрузки -снижается»! Наиболее доступным средством повышения маневренности в настоящее время считается включение в тепловую схему АЭС аккумуляторов питательной воды (АПВ)*

Маневренность АЭС о АПВ повышается за счет увеличения мощности турбины цри отключении регенеративных подогревателей в часы пика графиков нагрузки ЭЭС (АПВ - разряжаются) и за счет снижения мощности турбины при увеличении расхода пара из регенеративных отборов трубины в часы провала графиков нагрузки ЭЭС (АПВ -заряжаются) у Одним из положительных факторов применения аккумуляторов тепла на АЭС является то, что повышение маневренности АЭС происходит без изменения конструкции реакторов (реакторы работают при номинальной нагрузке)Недостатком использования на АЭС аккумуляторов тепла является заметное увеличение капиталовложений в АЭС.'

Разработке и проекифованию маневренных АЭС предшествует такой важный этап, как технико-экономические и оптимизационные исследования, Именно на этом этапе должны быть получены основные оптимальные характеристики и параметры маневренной АЭС, Так как АЭС является элементом ядерной энергетики, электроэнергетической системы и элементом топливно-энергетического комплекса страны в целом, то решение задачи оптимизации параметров маневренной АЭС должно производиться в тесной увязке с решениями по развитию указанных систем* В связи со сложностью рассматриваемой задачи, практически единственно возможным методом ее решения является системный анализ, одним из важнейших инструментов которого является математическое моделщювание [6],

Задачи, возникающие в ядерной энергетике, от оцределения перспектив ее развития до выбора параметров отдельных типов электростанций, целесообразно решать с помощью взаимосвязанной иерархической системы математических моделей. Модели высшего уровня, предназначенные для оцределения перспективных характеристик ядерной энергетики и ее роли в энергетичеоком комплексе страны, характеризуются упрощенными описаниями отдельных объектов ядерной энергетики, но учитывают связи ядерной энергетики с другими отраслями и комплексами народного хозяйства.' К этой группе относятся модели долгосрочного прогнозирования развития ядерной энергетики, оптимизации структуры ядерной энергетики и другие.'

Модели более низкого уровня, предназначенные для определения оптимальных параметров АЭС и других предцриятий ядерной энергетики характеризуются более подробным описанием цроцессов и оборудования объекта моделирования, а связи объекта с другими элементами системы и другими системами представляются обобщенно, с меньшей детализацией^ Взаимное влияние оптимальных решений задач разных уровней делает необходимым итерационное взаимодействие соответствующих моделей для получения согласования решениям

Сложность и объем задачи оптимизации АЭС с учетом режима использования, а также исторически сложившаяся специализация исследований реакторного и тепломеханического оборудования, обусловили разработку независимых математических моделей частей АЭС;; При этом качественное решение задачи оптимизации параметров АЭС с учетом режима использования может быть получено при рационально организованном взаимодействии моделей ее отдельных частей, каждая из которых может быть выполнена достаточно подробной, точной, учитывающей специфические особенности моделируемой части АЭС и с последующей увязкой решений как по отдельным частям, так и по АЭС в целому

Наряду с исследованием маневренности АЭС в целом, своевременными являются и исследования отдельных ее частей, а так как паротурбинная установка (ПТУ) - одна из основных частей АЭС, то оптимизационные исследования ПТУ, работающих на переменных нагрузках являются важным этапом в разработке маневренных АЭС.- Необходимость исследований ПТУ с учетом режима использования маневренных АЭС (полупиковых или АЭС с АПВ) обусловливается еще тем, что турбоустановка маневренной АЭС, по сути дела, является новым типом установки, резко отличающимся условиями работы от турбоустановок обычных АЭС,*

Задача выбора параметров ПТУ АЭС при переменных нагрузках является сложной многопараметрической задачей, при решении которой необходимо корректно учитывать не только связи ПТУ с другими частями АЭС, но и связи с более общими системами (в частности с ЭЭС)* Для решения этой задачи необходима разработка соответствующих методов моделщювания и оптимизации технологической схемы и параметров элементов оборудования турбоустановка. Этим вопросам и посвящена диссертационная работа,' В работе приведены результаты оптимизационных исследований паротурбинной установки с учетом частичных нагрузок, а также результаты исследований ПТУ, включающей в свою схему аккумуляторы питательной воды. Показана возможность использования разработанного метода и математических моделей частей АЭС для оптимизации параметров АЭС с канальным реактором, с учетом частичных нагрузок.

В диссертационной работе динамика; набора и сброса нагрузки частями и АЭС в целом не учитывается, т^е.: математические модели реакторной части и ПТУ АЭС статические;1 Но эти модели дают описание взаимосвязей характеристик оборудования АЭС для номинального (расчетного режима) и для всех возможных стационарных технологических режимов работы блока атомной станции.

Диссертация состоит из введения (первый раздел), основной части (три раздела) и заключения (пятый раздел).

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

4.1. Влияние режима использования на оптимальные параметры ПТУ АЭС

При технико-экономической оптимизации ПТУ АЭС определялись оптимальные характеристики НПК ПТУ, регенеративного подогрева питательной воды и оптимальная схема и параметры промежуточного снижения влажности пара в турбоустановке для различных условий работы. Анализ полученных результатов позволил определить влияние режима использования ПТУ АЭС на оптимальные параметры ПТУ, такие как: давление греющего пара пароперегревателя, разделительные давления, конечные разности температур в теплообменниках тепловой схемы ПТУ и др. Результаты оптимизационных исследований ПТУ АЭС показали тесную и сложную взаимосвязь между оптимальной структурой технологической схемы, оптимальными значениями термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров элементов оборудования турбоустановок, уровнями и продолжительностью нагрузок турбоустановки (режимами использования ПТУ).

4.I.I. Исходные предпосылки и информация

Рассматриваемая паротурбинная установка атомной электростанции номинальной мощностью 1000 МВт для реактора номинальной тепловой мощности 3000 МВт. Место расположения АЭС - центральные районы европейской части СССР. При подготовке исходной технико-экономической информации по оборудованию паротурбинной установки использованы материалы сметно-финансовых расчетов организаций, занимающихся разработкой и изготовлением оборудования теплосиловой части АЭС.

Для исследований принимались следующие предпосылки.

I. Изменение стоимости и стоимостные характеристики оборудования принимались следующими.

Изменение стоимости турбины при изменении ее параметров определяется в соответствии с отраслевой инструкцией, выпущенной ЦКТИ и откорректированной по рекомендациям ХТГЗ для турбин АЭС. В качестве базовой используется турбина K-500-60/I500, стоимость, которой определена заводом в 4 млн.рублей. Поправочный коэффициент на начальное давление - КД:

Давление, МПа 6,0 9,0 13,0

КД - 1,0 1,2 1,3

Поправочный коэффициент на изменение мощности - КМ: Мощность, МВт 500 600 1000 1200 1600 2000 КМ - 1,0 1,3 1,5 1,7 2,0 2,25

Наличие промежуточной сепарации или перегрева учитывается коэффициентом 1Д.

При определении затрат по низкопотенциальному комплексу блока АЭС приняты (по данным АТЭП) следующие стоимостные характеристики оборудования и сооружений НПК: стоимость прироста площади активной зоны водохранилища-охладителя - 2 руб./м2; удельная стоимость поверхности нагрева конденсатора - 40 руб./w?; стоимость прироста пропускной способности системы водоснабжения -16 руб./м3/ч.

Стоимость подогревателей определяется по рассчитанной поверхности нагрева с использованием удельной стоимости: для подогревателей высокого давления - 360 руб./м2; для подогревателей низкого давления - 278 руб./м2; для охладителей дренажа - 333 руб/м2. Материал теплообменной поверхности - нержавеющая сталь. Кроме'"того, при увеличении числа ступеней подогрева (увеличение числа подогревателей) стоимость системы регенерации увеличивается на 30 и 25 тыс.рублей, соответственно для ПВД и для ПНД. Стоимость деаэратора рассчитывается по удельной стоимости, принятой равной ПО руб./т/ч. Прирост стоимости водопитательной установки при изменении расхода воды - 6 руб./т/ч. Система регенерации питательной воды принималась в однониточном исполнении.

При моделировании за основу был принят сепаратор-пароперегреватель конструкции ЗИО, СПП-500. Материал жалюзей сепаратора - нержавеющая сталь. Удельная стоимость фронта сепарационного устройства принята равной 4000 руб./м^. Поверхности нагрева ступеней пароперегревателя изготовлены также из нержавеющей стали. Удельная стоимость поверхности нагрева - 450 руб./м^.

Прирост стоимости основного электрооборудования принят равным 8 руб./кВт, прирост стоимости электрооборудования собственных нужд - 12 руб./кВт.

Коэффициенты амортизационных отчислений приняты в соответствии с нормами: тепломеханическое оборудование машзала - 7%, электрооборудование - 6,3$, строительная часть - 3$.

2, Задача выбора режима использования АЭС, сама по себе, сложная, требующая исследований как самой ЭЭС, так и станций, функционирующих в ней. Режимы работы ПТУ АЭС в электроэнергетической системе выбирались на основе анализа перспективных суточных графиков нагрузки Европейской секции ОЭСС [79] с допущением, что АЭС может работать не только в базисе графика электрических нагрузок, но и в полупиковой части графика.

В данной работе для определения влияния режима использования на оптимальные параметры, режимы использования ПТУ АЭС были приняты в широком диапазоне.

Сформированные четыре возможных варианта работы ПТУ АЭС в электроэнергетической системе (интегральные графики нагрузок) представлены в таблице 4.1, причем уровни нагрузок (относительная нагрузка) блока принимались следующим образом. Изменению подлежала тепловая мощность реактора, а не электрическая мощность блока, т.к. одним из связывающих параметров реакторной части и ПТУ АЭС является тепловая мощность реактора. Другими словами, если текущая нагрузка блока АЭС составляет 75$ номинальной, то это означает, что на турбину расход пара, при принятых параметрах теплоносителя на входе и выходе из реактора, составляет 75$ номинального.

5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В связи с необходимостью привлечения АЭС с водоохлаждае-мыми реакторами к регулированию мощности ЕЭЭС, график нагрузок которой все более разуплотняется, актуальными становятся исследования по повышению маневренных характеристик как АЭС в целом, так и отдельных ее частей. Отличительной особенностью маневренных АЭС является то, что их оборудование работает с переменными нагрузками, а так как паротурбинная установка представляет собой одну из важнейших частей АЭС, актуальными являются технико-экономические оптимизационные исследования турбоустановок АЭС, работающих на нагрузках, отличных от номинальной. Своевременность таких исследований обусловливается еще и тем, что ПТУ, работающая по режиму, задаваемому ЭЭС, является, по сути дела, новым типом установки, условия работы которой резко отличаются от условий работы ПТУ базисных АЭС.

Подобные исследования проводились в различных организациях и ранее, но в них режимы работы ПТУ моделировались упрощенно годовым числом часов использования установленной мощности или коэффициентом нагрузки , что, естественно, влияло на результаты исследований.

2. Сложность задачи оптимизации параметров АЭС и ПТУ АЭС с учетом режима использования, определяемая многочисленностью разнородных элементов оборудования, их связей, оптимизируемых параметров, а также сложностью расчетов оборудования и схемы, требует разработки корректной методики исследований как АЭС в целом, так и ее частей; достаточно подробных математических моделей частей АЭС и подробного моделирования режима использования АЭС в ЭЭС.

3. Разработанный метод исследований ПТУ АЭС, основанный на принципах декомпозиции и эквивалентирования, позволяет проводить исследования непосредственно ПТУ и НПК ПТУ на независимых моделях. При этом корректно учитываются связи ПТУ с НПК и другими внешними системами, сокращается время исследований и число оптимизируемых параметров, охватывается широкий диапазон схем ПТУ и широкий диапазон режимов использования.

4. Предлагаемый метод моделирования позволил создать математическую модель ПТУ АЭС, которая позволяет рассчитать ПТУ на номинальную нагрузку и проводить расчеты на частичные нагрузки.

В модель ПТУ входят: модель паротурбинной установки номинальной нагрузки, которая описывает процессы, цротекающие как в самой турбине, так и процессы, протекающие в системах регенеративного подогрева питательной воды и промежуточного снижения влажности пара в турбине при номинальной нагрузке; модель ПТУ частичных нагрузок, в которой производится поверочный расчет тепловой схемы ПТУ (определенной при работе модели ПТУ номинальной нагрузки) на заданный уровень нагрузки, причем, в модели ПТУ частичной нагрузки предусмотрена коррекция подключенного оборудования ПТУ к отборам турбины; модель низкопотенциального комплекса , которая охватывает часть низкого давления турбины, конденсатор и охладители циркуляционной воды.

Кроме того, в нее входит комплекс вспомогательных программ, по которым рассчитываются термодинамические и транспортные свойства теплоносителей (воды и пара) и физические свойства конструкционных материалов.

5. Исследования ПТУ АЭС показали значительное влияние режима использования на оптимальные параметры турбоустановки. Разуплотнение графика электрической нагрузки ЭЭС приводит к следующим изменениям оптимальных параметров и схемных решений по ПТУ" АЭС: а) увеличиваются оптимальные недогревы в теплообменном оборудовании ПТУ АЭС (в регенеративных подогревателях на 4°С, в пароперегревателе на Ю-11°С); б) увеличивается оптимальное давление пара в сепараторах на 16-17$ и увеличивается давление отборного греющего пара в ступенях пароперегревателя примерно на 20$; в) уменьшается число регенеративных подогревателей, число цилиндров низкого давления турбины, поверхность конденсатора и площадь охладителя циркуляционной воды.

Все перечисленные изменения оптимальных параметров приводят к сокращению капиталовложений в ПТУ АЭС и сокращению приведенных затрат по ПТУ, но, с другой стороны, эти изменения приводят к ухудшению экономичности работы ПТУ при номинальной нагрузке.

Метод моделирования режимов использования и математическая модель позволили впервые провести сравнения результатов, полученных при задании режима использования, как с учетом, так и без учета частичных нагрузок. Исследования показали, что при разуплотнении графиков электрической нагрузки ущерб от неучета частичных нагрузок при оптимизационных исследованиях может достигнуть значительной величины. Так при глубоком разуплотнении графика электрических нагрузок ущерб от неучета частичных нагрузок при оптимизации параметров ПТУ АЭС по капиталовложениям (как показали расчеты) составит: по НПК ПТУ - 1-3,5 млн.руб.; по системе регенерации питательной воды - 0,8-1,2 млн.руб.; по системе промежуточного снижения влажности пара в турбине - 0,5-0,7 млн.руб., в целом по ПТУ ущерб составит по капиталовложениям 3,3-4,4 млн.рублей, а по затратам в ПТУ АЭС - 0,7-1 млн.рублей в год.

6. Показана эффективность разработанного метода и математических моделей ПТУ и реакторной части АЭС, разработанной в НИКИЭТ, при оптимизационных исследованиях параметров АЭС в целом с учетом режима использования в электроэнергетической системе.

Качественное решение такой задачи может быть получено при организации взаимодействия достаточно точных и подробных моделей частей АЭС. Предложена декомпозиция полной задачи оптимизации АЭС с учетом режима использования, предусматривающая представление полной модели АЭС в виде иерархической системы: моделей низкого уровня - реакторной и теплосиловой частей и моделей верхнего уровня - АЭС в целом. Связующими параметрами моделей частей АЭС служат параметры теплоносителя в сечении, разделяющем части АЭС. На нижнем уровне оптимизируются внутренние параметры частей АЭС при заданных параметрах связи и заданного режима использования, на верхнем - параметры связи для принятого режима использования.

Предложенный метод позволил:

- решить частные задачи оптимизации частей АЭС с учетом режима использования;

- согласовать решение частных задач за счет обеспечения для моделей частей АЭС единство характеристик внешних связей АЭС и параметров связи между моделями частей АЭС;

- уменьшить объем информации, передаваемой между подзадачами: на нижний уровень передаются параметры связи, на верхний -результаты решения оптимизационных задач нижнего уровня; горизонтальный обмен информацией между моделями частей АЭС отсутствует, что обеспечивает автономность моделей и позволяет рационально организовать разделение труда цри их разработке и, тем самым, существенно сократить время исследований. Связь между частями АЭС осуществляется на более верхнем уровне задачи оптимизации параметров АЭС с учетом режима использования.

7. Разработанный метод оптимизации параметров и вида схемы ПТУ АЭС с учетом режима использования и математическая модель паротурбинной установки позволили впервые провести оптимизационные исследования параметров ПТУ АЭС, включающей в свою тепловую схему аккумуляторы питательной воды. Режимы работы ПТУ, обусловленные включением в ее схему АПВ, оказывают влияние на выбор параметров ПТУ с АПВ. Для принятых длительностей разряда (5 часов) и заряда АПВ (7 часов), параметры тепловой схемы ПТУ (относительно параметров обычных ПТУ АЭС) изменяются следующим образом. Оптимальные недогревы в регенеративных подогревателях высокого давления увеличиваются с 5 до 20°С. Конечные разности температур в пароперегревателе увеличиваются (по расчетам) с 12 до 18°С. При этом повышается пиковая мощность ПТУ с АПВ на 8 МВт по сравнению с обычной ПТУ, имеющей АПВ. Изменение параметров ПТУ с АПВ по сравнению с параметрами обычных ПТУ приводит к экономии капиталовложений более 1,2 млн.руб. на блок 1000 МВт.

8. Разработанные метода, математические модели и результаты исследований использовались для оценки эффективности принимаемых при проектировании решений по параметрам и схемам АЭС как базисных, так и маневренных в ВГПИ Атомтеплоэлектропроект и в Научно-исследовательском и конструкторском институте Энерготехники при разработке перспективных АЭС.

Результаты исследований по ПТУ с АПВ использовались в Энергетическом институте им. Г.М.Кржижановского для принятия схемных решений по блоку АЭС с ВВЭР, маневренность которого обусловливается аккумуляторами питательной воды.

9. Ошт применения разработанного метода комплексной оптимизации, моделирования и разработанной математической модели паротурбинной установки АЭС показал его эффективность при решении задач оптимизации ПТУ и АЭС в целом с учетом режима использования и при решении задачи оптимизации ПТУ АЭС с аккумуляторами питательной воды. Новые задачи, возникающие в процессе развития атомной энергетики, требуют постоянного развития методов математического моделирования и комплексной оптимизации как параметров оборудования, так и параметров АЭС в целом, а также проработки более совершенных математических моделей:

- применительно к аккумуляторам тепла различных типов на АЭС;

- для исследований ПТУ АЭС, работающей с аварийно-отключающимися элементами оборудования тепловой схемы;

- с целью создания автоматизированных комплексов разработки и проектирования АЭС.

1. Материалы ХКУ1 съезда КПСС. - М.: Изд-во Политической литературы, 1981, 224 с.

2. Кириллин В.Я. Создание маневренного оборудования для обеспечения эффективного покрытия графика нагрузок. Теплоэнергетика", 1982, № 6, с.2-3.

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

4. Доллежаль Н.А. Ядерная энергетика и научно-технические задачи ее развития. Атомная энергия, 1978, т.44, вып.З,с.203-212.

5. Воронков М.Е., Саргсян P.M., Чаховский В.М. Аккумуляторы тепла в энергетике. Атомная техника за рубежом, 1980, № 9, с.3-10.

6. Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. М.: Высшая школа, 1982, 317 с.

7. Nuclear units can regulate. System loud. Slbc.tr,vM, 1969, 1972, N 16, k. 42-43.

8. Беркович В.М. и др. О возможности регулирования мощности энергосистемы с помощью АЭС. Теплоэнергетика, 1974, № 6, с.16-19.

9. Рубин В.Б. Проблемы маневренности атомных электростанций. -Электрические станции, 1978, № II, с.5-7.

10. Береза Ю.С. Вопросы выбора параметров и технологических схем АЭС с учетом режимов их работы в энергосистеме. В кн.: Применение методов математического моделирования в энергетике. Тр.ЭНИНа, вып.18. - М., Изд-во ЭНЙНа, 1974, с.136-157.

11. Леонков A.M., Минков В. А., Сутко М.А. Оптимальный профиль пиковых паротурбинных блоков. Энергетика, Изв. высш.уч. зав., 1971, 10, с.56-60.

12. Аминов Р.З., Хрусталев В.А. Оптимизация начальных параметров конденсационных блоков с учетом режимных факторов: Научные сообщения СПИ. Саратов: Б.И., 1971, НО с.

13. Аминов Р.З., Хрусталев В.А. Влияние частичных нагрузок на оптимум температуры питательной воды крупных блоков. Теплоэнергетика, 1973, В 10, с.38-40.

14. Аминов Р.З., Хрусталев В.А., Четрыков А.И. Оптимальные начальные параметры пиковых паротурбинных блоков. Энергетика, Изв.высш.уч.зав., 1977, №9, с.50-56.

15. Рассохин Н.Г., Арсеньев Ю.Д., Заранцян А.В. Параметры АЭС с ВВЭР при различных режимах работы в энергосистеме. Теплоэнергетика, 1977, № 12, с.27-29.

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

17. Левенталь Г.Б., Попырин Л.С. Оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1970, 352 с.

18. Иванов В.А. и др. Особенности расчета на ЭЦВМ тепловых схем мощных влажнопаровых турбин АЭС. Энергетика, Изв.высш. уч.зав., 1977, № 2, с.67-72.

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

20. Щгбенко-Щгбин Л.А. и др. Исследование некоторых маневренных характеристик турбоустановки К-300-240 ХТГЗ с помощью математической модели. Энергомашиностроение, 1971, 5, с.3-6.

21. Головченко A.M. Математическое моделирование тепловых схем турбоустановок насыщенного пара: Автореферат дисс.раб. Иркутск Б.И., 1978, 26 с.

22. Андреев П.А., Гринман М.И., Смолкин Ю.В. Оптимизация теплоэнергетического оборудования АЭС. М.: Атомиздат, 1975, 224 с.

23. Разработка тепловой схемы турбоустановки для блока ВВЭР-ЮОО и оптимизация параметров: Отчет /ЦКТИ; руководитель работы Гринман Л.И. № 02III9/0-7426. - Л., 1972, 88 с.

24. Комплексная оптимизация теплосиловых систем / Отв.ред. Попырин Л.С. Новосибирск: Наука, 1976, 316 с.

25. Применение математического моделирования при выборе параметров теплоэнергетических установок / Под ред. Г.Б.Левенталя, Л.С.Попырина. М.: Наука, 1966, 175 с.

26. Методы математического моделирования и оптимизация теплоэнергетических установок / Под ред. Г.Б.Левенталя, Л.С.Попырина. М.: Наука, 1972, 224 с.

27. Руководящие указания к использованию замыкающих затрат на топливо и электрическую энергию / Под ред. Мелентьева Л.А. М.: Наука, 1974, 54 с.

28. Комплексная оптимизация АЭС с водографитовыми реакторами / Батуров Б.Б., Иванов А.А., Корякин Ю.И., Наумов Ю.В., По-пырин Л.С., Смирнов В.Г. Атомная энергия, 1978, т.45, вып.2, с.91-98.

29. Берман Л.Д., Попырин Л.С., Наумов Ю.В. и др. Об учете режимных и климатических условий при оптимизации конденсаторов и водохранилищ-охладителей ТЭС. Теплоэнергетика, 1974, № 3,с.38-41.

30. Берман Л.Д., Рубинштейн Я.М., Попырин Л.С. и др. Оптимизация низкопотенциального комплекса атомных электростанций с водоохлаждаемыми реакторами. Теплоэнергетика, 1977, № 5,с.15-20.

31. Берман Л. Д., Попырин Л. С., Зисман С. Л., Май В. А., Наумов Ю.В. Оптимизация низкопотенциального комплекса атомных электростанций со смешанной системой оборотного водоснабжения. -Теплоэнергетика, 1978, № 4, с.38-42.

32. Попырин Л.С., Наумов Ю.В. Оптимизация теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. Изв. АН СССР. Энергетика итранспорт, 1972, № 2, с.140-149.

33. Берман Л.Д. Инженерный метод теплового расчета поверхностных конденсаторов паровых турбин. М., Изв. ВТИ, 1963, 100 с.

34. Щегляев А.В. Паровые турбины. М.: Энергия, 1967, 367 с.

35. Чупирев Д.А. Проектирование и тепловые расчеты стационарных паровых турбин. М.: Мажгиз, 1953, 190 с.

36. Ьесктал, Ъиг korrectur ckr Me/if eidrttakg eH/uuig.

37. ИаШтеа BauteckaLk, Ш, ^ Ш-М.

38. ВесМтал. &■ ёшг Unfctche. tmalytLschz Besckredun^des TeiUdVBif/iattzs 0LT.La.itn. Strdmunf smctschterven.-Maschuine^ktu.ttch,rUkf Ш2, N13, ИЗ. S. 1Z5-1Z0.

39. Морозов Г.Н., Зорин B.M. Оптимизация температурных напоров в регенеративной схеме турбинной установки. Теплоэнергетика, 1971, № 3, с.26-29.

40. Лукашевич В.Э., Лукашенко Ю.Л. и др. Конденсационная паровая турбина 0K-I2A для привода главного питательного насоса мощных блоков АЭС. Энергомашиностроение, 1978, № 7, с.24-27.

41. Бартлет Р.Л. Тепловая экономичность и экономика паровых турбин. М.: Госэнергоиздат, 1963, 352 с.

42. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. Переменный режим работы паровых турбин. М.-Л.; Госэнергоиздат, 1955, 280 с.

43. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах. М.: Энергоиздат, 1982, 496 с.

44. Траупель В. Тепловые турбомашины. М., Энергия, 1976, 366 с.

45. Абрамов В.И., Филиппов Г.А., Фролов В.В. Тепловой расчет турбин. М.: Машиностроение, 1974, 184 с.

46. Зальф Г.А., Звягинцев В.В. Тепловой расчет паровых турбин. Л.: Машгиз, 1961, 292 с.

47. Кириллов И.И., Яблоник P.M. Основы теории влажнопаровых турбин. Л,: Машиностроение, 1968, 264 с.

48. Филиппов Г.А., Поваров О.А., Пряхин В.В. Исследования и расчеты турбин влажного пара. М.: Энергия, 1973, 232 с.

49. Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций. -М.: Энергия, 1973, 184 с.

50. Морозов С.Г. Тепловые расчеты паровой турбины при переменных режимах. Киев: Машгиз, 1962, 298 с.

51. Бейли, Коттон, Спенсер. Предварительная оценка к.п.д. мощных паровых турбогенераторов, работающих в условиях насыщенного и слабоперегретого пара = Predicting, the. performance of Utrcjt St turn, turbine generators operating With,

52. Saturated, and lovf Superheat steoun conditions: доклад 29 американской энергетической конференции / ред. Рубинштейн Я.М., перев. Мостинская Н.Л. М.: Б.И., ВТИ, 1968, 81 с.

53. Кириллов И.И., Иванов В.А., Кириллов А.И. Паровые турбины и паротурбинные установки. Л.: Машиностроение, 1978, 276 с.

54. Расчет промежуточного сепаратора-пароперегревателя турбины К-500-65/3000: Рабочий проект, ФР-00170 / Артемов и др. -Подольск: Б.И., ЗИО, 1972, 14 с.

55. Расчет тепловой и гидравлический сепаратора-пароперегревателя турбин K-500-60/I500 и K-I000-60/I500 (СПП-ЮОО): Технический проект ФР-00220РР /Артемов и др. Подольск: Б.И., ЗИО, 1973, 21 с.

56. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1969, 464 с.

57. Zsckering J.Der Ginsats iTon tLmlekyitttrK zur Vampftrockunp.- dneryie-teehntk, 1973, H7, 3.303 307.

58. Исследование жалюзийного сепаратора /Глущенко Н.Н.,

59. Шварц В.А. и др. Энергомашиностроение, 1972, № 5, с.37-38.

60. Нормативный метод расчет теплообменник аппаратов атомных электростанций. Л.: Б.И., ЦКТИ, т.1, 134 с.

61. Александров П.Я., Гремилов Д.И., Федорович Е.Д. Тепло-обменные аппараты ядерных энергетических установок. Л.: Судостроение, 1969, 352 с.

62. Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электростанций. М.: Атомиздат, 1980, 358 с.

63. Зорин В.М., Апьтшуллер М.А. О выборе температурных напоров в регенеративных теплообменниках турбоустановок АЭС. Теплоэнергетика, 1976, № 2, с.36-38.

64. Бутнер И.Ш., Вирченко М.А., Станиславский В.Я. Регенеративная система мощных тихоходных турбин для АЭС. В сб.: НИИ информ. тяжмаш, серия энергетическое оборудование, 1975, .£ 3-75-20, с.6-14.

65. Иващенко С.С. Методика тепловых расчетов подогревателей высокого давления с горизонтально и наклонно расположенными плоскостями трубных спиралей или прямотрубными пучками. Л.: ЦКТИ, 1973, вып.121, с.107-116.

66. Полывановский Я.Л. и др. Новые подогреватели высокого давления для энергоблоков 500 МВт. Электрические станции, 1972, 9, с.29-32.

67. Клименко А.П., Канавец Г.Е. Расчет теплообменных аппаратов на электронных вычислительных машинах. М.-Л.: Энергия, 1966, 271 с.

68. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. М.: Госэнергоиздат, 1973, 320 с.

69. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1967, 398 с.

70. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1974, 359 с.

71. Вукалович В.П., Ривкин С.Л., Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Изд-во Стандартов, 1969, 408 с.

72. Александров А.А., Агапова Р.К. Расчет термодинамических свойств воды и водяного пара на ЭВМ методом интерполяции. Теплоэнергетика, 1971, № 8, с.83-85.

73. Ривкин С.Л., Александров А.А. Уравнения для расчета термодинамических свойств насыщенного и переохлажденного пара. -Теплоэнергетика, 1971, № 8, с.65-68.

74. Александров А.А., Матвеев А.В. Теплопроводность воды и водяного пара в широкой области температур и давления. Теплоэнергетика, 1978, № 8, с.80-85.

75. Кальнишевский В.Я. и др. Тепловые испытания головных образцов турбин К-500-65/3000 ХТГЗ. Теплоэнергетика, 1980, № 5, с.7-10.

76. Волков А.П., Келин Г.Е. и др. Испытание промежуточных сепараторов-пароперегревателей турбины К-220-44/3000 на Кольской АЭС. Теплоэнергетика, 1977, № 7, с.28-31.

77. СЭИ. Отчет. № г.р. 76067514; инв. № Б 754666. Иркутск,1978, 182 с.

78. Макаров А.А., Вигдорчик А.Г. Топливно-энергетический комплекс. М.: Наука, 1979, 279 с.

79. Исследование рациональности повышения начальных параметров пара АЭС с водографитовыми реакторами: Отчет /НИКИЭТ, СЭИ СО АН СССР: руководители работы Ю.И.Корякин, Л.С.Попырин.

80. В г.р. 76060085 М.: Иркутск, 1977, 56 с.

81. Берман Л.Д., Рубинштейн Я.М., Попырин Л.С. и др. Оптимизация низкоптенциального комплекса атомных электростанций с во-доохлаждаемыми реакторами. Теплоэнергетика, 1971, J6 3, с.26-29.

82. Атомные электрические станции: сборник статей /Ред. Воронин Л.М. М.: Энергия, 1979, вып.2, с.231.

83. Математическая модель АЭС с ядерным перегревом: Отчет /п/я-7291; руководитель работы Ю.И.Корякин. - Инв. J6 Е 17247-311. - М., 1974

84. Комплексная оптимизация параметров АЭС с водографитовы-ми реакторами: Отчет / п/я A-729I, СЭИ СО АН СССР; руководители работы Ю.И.Корякин, Л.С.Попырин. Инв. В Е I7.I46-I33I0. - М., Иркутск: 1976, 89 с.

85. Предприятие п/я A-729I. Отчет. инв. № 17.1570. - М., 1979, 12 с.

86. Саргсян P.M. Получение пиковой мощности на КЭС с помощью АПВ. Энергетика, Изв. высш.уч.заведений, 1982, № I, с.53-57.

87. KadrnozkcL J. Tepetny, akumu-toLcni Spizkoiiy eiterqeticky, Мок. ASm. ctiug. i/CCP, м№016, ka. F 2ZD з/ОО, W5.

88. Стриха И.И., Акельева Л.И. Некоторые системы аккумулирования тепла на тепловых электростанциях. Энергохозяйство за рубежом, 1981, № 6, с.12-15.1 Н №27374, к1. вО/бЯ, WS.

89. Oplcdka, (т., Sckmidt. (т. Decking der ccasts -pitzen nut thermisch gtspeicherttn Ineroit. Ьгоил.

90. Болдырев В.М. и др. Маневренные АЭС с аккумуляторами тепла. Атомная энергия, 1981, т.51, вып.З, с.153-157.

91. Methods and means for Storing,1. Зомесач' толь диктора1. Акто внедрении зз Иоучно-i сслодоштогшзкоы г: конструкторской института онерготехшши (Ш;ШШ) цшша робот выполненной Сибир-С1ИТ5 оноргетичсскш институтом СО АН СССР (СЭ1<)«

92. Начальник отдела, д.э.н. Старший научный сотрудник1. УТВЕРЖДАЮ:

93. Главные специалисты института "Теплоэлек!1. B.C. Лобачев1. С.Л. Зисман

94. У Т В Е Р Ж Д А 10" Директора .$кергетического ин-та ийиГ. М.'-К|®1ановского• • Г"1 П'Л1. Д:. Т. Н. 10■ . '1 s'tf1. МВершин:г.Москва1. АКТ

95. J^K.C. Светлов В.М. Чаховский