Эффективность повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000: на примере Балаковской АЭС тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Шутиков, Александр Викторович

• Шутиков, Александр Викторович
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шутиков, Александр Викторович

ПРЕДИСЛОВИЕ.

1. ВВЕДЕНИЕ.

1.1. Обоснование возможностей и практика эксплуатации АЭС с водоводяными энергетическими реакторами (ВВЭР) на повышенной мощности в России.

1.2. Повышение мощности энергоблоков АЭС с PWR сверх номинального уровня за рубежом.

1.3. Решение вопросов безопасности при переходе на повышенную мощность АЭС с ВВЭР и PWR.

1.3.1. Обеспечение безопасности при повышении мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР в России.

1.3.2. Анализ безопасности и меры по выполнению ограничений при повышении мощности (на примере энергоблоков Балаковской АЭС).

1.3.3. Анализ теплогидравлических характеристик реактора ВВЭР-1000 при повышении тепловой мощности до 104% номинальной на примере энергоблока №2 Балаковской АЭС).

1.4. Цель и задачи исследования.

2. ПРИНЦИПЫ ОБОСНОВАНИЯ ДОПУСТИМЫХ ПРЕДЕЛОВ ПОВЫШЕНИЯ МОЩНОСТИ РЕАКТОРНОЙ ЧАСТИ.

2.1. Обоснование уточненного метода определения мощности реакторной установки.

2.2. Резервы повышения мощности совершенствованием внутриреакторного контроля и расчетных процедур.

2.3. Анализ возможности повышения паропроизводительности парогенераторов и подачи главных циркуляционных насосов.

3. ОБОСНОВАНИЕ ПОВЫШЕНИЯ МОЩНОСТИ ТЕПЛОСИЛОВОГО И ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ВЫШЕ НОМИНАЛЬНОЙ.

3.1. Анализ возможности увеличения мощности турбины энергоблоков АЭС

1000 МВт (на примере К-1000-60/1500-2М).

3.2. Выбор программ регулирования парогенераторов в режимах со сверхноминальной мощностью турбоустановки К-1000-60/1500-2М.

3.3. Реализация повышенной мощности обводным пропуском пара в ЦВД и СПП турбоустановки К-1000-60/1500.

3.4. Модернизация узла конденсатных насосов и обеспечение вакуума с учетом повышенной мощности турбоустановки.

3.4.1. Оценка надежности конденсатных насосов 1-го и 2-го подъемов при повышении мощности турбоустановки до 110% NH0M.

3.4.2. Обеспечение эксплуатационного вакуума на режимах с повышенным пропуском пара в конденсатор.

3.5. Анализ работы электрооборудования турбогенератора блока 1000 МВт на повышенной мощности.

3.6. Коррекция водно-химического режима второго контура энергоблока

1000 МВт с учетом работы на повышенной мощности.

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ АЭС НА ПОВЫШЕННОЙ МОЩНОСТИ.

4.1. Обоснование мероприятий, оценка необходимого объема модернизации (на примере Балаковской АЭС).

4.2. Системная эффективность повышения мощности АЭС с ВВЭРс учетом роста КИУМ, надежности и экологии.

4.2.1. Эффективность топливоисполъзованш и обоснование надежности топлива при работе на повышенной мощности.

4.2.2. Эффективность инвестиций в повышение мощности энергоблоков АЭС выше номинальной.

4.2.3. Оценка экономического и экологического эффекта "вытеснения" выработки электроэнергии на ТЭС.

4.3. Эффективность участия АЭС в системном регулировании частоты при увеличении располагаемой мощности.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Эффективность повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000: на примере Балаковской АЭС»

Атомная энергетика занимает сегодня прочные позиции в электроэнергетической отрасли России. Намечаемая программа широкого ввода АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР) мощностью 1 ООО МВт позволит уже в ближайшем будущем поднять долю выработки на АЭС по стране с 12,5-13% в 2005г. до 20% и более через 15 лет (к 2020г.).

Наравне с наращиванием новых мощностей на АЭС, в условиях инвестиционных трудностей в атомно-энергетической отрасли, весьма важным становится также более эффективное использование и развитие существующих мощностей выше установленного значения. Как известно, за рубежом и в России разработаны и в последнее время широко внедряются различные способы и пути повышения эффективности, надежности, безопасности энергоблоков АЭС с корпусными водоводяными реакторами (PWR) и ВВЭР средней и повышенной мощности. Сегодня приемлемыми можно признать только такие пути повышения мощности и эффективности, которые, во-первых, не снижают надежность и безопасность по всем регламентируемым показателям и это может быть доказательно обосновано, во-вторых, которые при обязательном выполнении первого условия характеризуются наибольшей экономичностью при их реализации. К таким приоритетным способам повышения энерговыработки уже действующих энергоблоков с ВВЭР-1000 следует отнести перевод их на работу с повышенной сверх номинального уровня мощностью. Принципиально, такой режим работы обосновывался в конце 80-х - начале 90-х годов для АЭС с PWR в США, Германии [79,97-99,102,103], для АЭС с ВВЭР-440 в России (Кольская АЭС) [35, 55], несколько позднее для АЭС с ВВЭР-1000 в [5,7,10,11,18,38,87]. Практически, во всех публикациях как у нас, так и за рубежом, отмечалось, что основным лимитирующим фактором при этом является ядерная паропроизводя-щая установка (ЯННУ), в особенности, реактор и, в меньшей мере, - турбо-установка со вспомогательным оборудованием.

Принципиально, работа реактора на повышенной мощности сегодня становится возможной по причинам: 1) непрерывно уточняются нейтронно-физические константы и расчетные коды, благодаря чему удается доказательно обосновывать обеспечение принятых (нормативных) коэффициентов запасов при меньшей консервативности подходов; 2) в процессе совершенствования методов и аппаратуры контроля нейтронного потока, неравномерности полей энерговыделения в активной зоне, улучшения представительности и точности обработки данных СВРК реактора и подсчета тепловой мощности и КПД снижаются потребные запасы на неточность оценок мощности; 3) более рациональные методы управления неравномерностями энерговыделения в осевом и радиальном направлении, переход к стратегиям перегрузок, сочетающим принципы "малых утечек" и "низкой неравномерности", более совершенное и эффективное топливо (усовершенствованные ТВС с жестким каркасом, с циркониевыми ДР и НК и с гадолинием, удлиненным топливным столбом, уменьшенным объемом газосборников и др.), "выравнивание" полей энерговыделения в процессе длительного выгорания топлива также приводят к возможностям повышения эксплуатационной надежности при работе на мощности выше номинального уровня.

Сегодня переход к работе на мощности выше номинальной признан целесообразным на ряде уже эксплуатируемых и вновь вводимых АЭС России. С этой целью намечена программа ступенчатого повышения максимальной мощности этих энергоблоков в начальном периоде до 104, 107 и 110%.

В разработках достигаемые уровни выше номинального оцениваются по допускаемой тепловой мощности реактора, однако очевидно, что при этом всемерное повышение (улучшение) КПД второго контура при реализации таких режимов работы также однозначно повышает общую эффективность работы АЭС [14]. Поэтому наряду с научно-проектными обоснованиями по первому контуру (СВРК, уточнение расчетных кодов, усовершенствование ТВС) не менее важно исследовать и решать сопутствующие задачи эксплуатационного характера, которые могут обеспечить повышение мощности энергоблоков. Это оптимальные характеристики водно-химического режима (ВХР) обоих контуров в энергоблоке, рациональные программы регулирования тепло и паропроизводительности в парогенераторах, повышение до необходимого уровня агрегатной мощности лимитирующих элементов тепловой схемы (например, подачи конденсатных насосов 1-го и П-го подъемов, некоторых характеристик низкопотенциального комплекса (НПК)).

Соображения по вопросу, что лучше в ближайшей перспективе для атомной энергетики России: новый проект и ступень мощности или эволюция серийной модели были высказаны в пользу планомерного повышения мощности в научных публикациях более 15 лет назад [18,24] учеными и специалистами ИАЭ им. И.В. Курчатова (РНЦ "КИ"), ОКБ ПО "Ижорский завод", Саратовского гостехуниверситета совместно с ПОАТ "ХТЗ" и Балаковской АЭС.

Вместе с тем, сегодня необходимы критерии эффективности внедрения такого метода работы не только внутристанционного (КПД, себестоимость, внутренняя доходность, прибыль), но и общесистемного характера. К ним относится, например, рост КИУМ, или возможность сочетать высокие КИУМ с умеренным участием АЭС в недельном и сезонном регулировании графиков нагрузки (в околономинальных режимах и при Nn > NHom )• Важные системные преимущества при этом: повышенные возможности участия АЭС в системном регулировании (в том числе противоаварийном), дополнительное замещение газа как ценного экспортного ресурса на ТЭС при росте выработки на АЭС, вытеснение низкоэкологичных топлив и снижение общетоксичных выбросов и газов с парниковообразующим эффектом. Ряд вопросов из перечисленных выше не нашли еще полного выяснения.

Данная диссертационная работа посвящена оценке возможностей и обоснованию эффективности реализации путей и способов повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 выше номинального уровня.

Цель работы

Научное обоснование возможностей и эффективности эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности (на примере Балаковской АЭС).

Основные задачи исследования

1. Разработка методических положений анализа эффективности работы АЭС на повышенной мощности без снижения уровня безопасности с учетом системных факторов.

2. Оценка допустимых пределов повышения мощности действующего серийного оборудования энергоблоков 1000 МВт и необходимого объема модернизации с использованием данных, полученных в РНЦ "КИ" и ОКБ "Гидропресс".

3. Анализ и выбор наивыгоднейших эксплуатационных приемов, технологических путей и программ регулирования реактора, парогенераторов, паро-впуска турбины и др. оборудования для реализации сверхноминальной электрической мощности блока.

4. Расчет эффективности и подготовка к поэтапному внедрению работы на повышенном уровне мощности блоков 1000 МВт (на примере Балаковской АЭС).

В диссертации разработаны общие методологические положения анализа эффективности повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на основе учета комплекса факторов, включая системные. К ним относятся: оценка внутренней эффективности энергоблока, научные основы уточнения реальной мощности реакторной установки и энергоблока, определение дополнительных резервов мощности реактора при совершенствовании СВРК, паропроизводи-тельности ПГ и подачи ГЦН, мощности турбоустановки с электротехническим оборудованием (турбогенератора), производительности конденсатных насосов.

В диссертации предложены эксплуатационные пути повышения мощности блоков, в том числе обеспечением рационального водно-химического режима И-го контура. Доказательно обоснована эффективность усовершенствованного ВХР, как комбинированного пути повышения полной электрической мощности энергоблока: 1) за счет КПД (из-за роста коэффициентов теплопередачи и снижения температурных напоров в ПГ и др. теплообмениках); 2) за счет большей допускаемой тепловой мощности РУ по условиям соблюдения заданного запаса до начала кипения теплоносителя на выходе ТВС (из-за меньшего температурного напора на горячем участке ПГ). Новый водный режим способствует также росту электромеханического КПД блоков и снижению ограничений мощности по условию охлаждения генератора в наиболее жаркие летние периоды.

В диссертации проведен выбор оптимальных путей и способов увеличения (снижения) мощности турбоустановки К-1000-60/1500-2М и парогенераторов на режимах сверхноминальных нагрузок, разработан метод системного технико-экономического анализа эффективности работы АЭС с ВВЭР-1000 на повышенной мощности.

Проведена (на примере реальных мероприятий по 2-му энергоблоку Бала-ковской АЭС) оценка объема модернизации для обеспечения работы на повышенном уровне мощности.

Предложены методики расчета системной эффективности повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000 с учетом роста КИУМ, надежности и улучшения экологии.

Проведен анализ расчетных эффектов повышения мощности энергоблока 1000 МВт в энергосистеме.

Научная новизна

1. Обоснованы возможности повышения мощности выше номинального уровня реакторных установок ВВЭР-1000 на основе анализа разработок РНЦ "КИ", ОКБ "Гидропресс" и данных эксплуатации Балаковской АЭС.

2. Разработаны методические положения оценки системной эффективности работы с повышенной мощностью при обеспечении требуемого уровня безопасности.

3. Предложены научные основы выбора технических решений и программ регулирования, обеспечивающие работу энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.

4. Обоснован способ участия энергоблоков АЭС с повышенной мощностью в первичном регулировании частоты в энергосистеме, защищенный патентом России.

Практическая значимость

Обоснованы допустимые уровни повышения тепловой мощности РУ ВВЭР-1000 при совершенствовании систем внутриреакторного контроля (СВРК). Оценены технико-экономические преимущества повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на основе экономических критериев себестоимости, чистой прибыли АЭС и минимума системных затрат. Показаны возможные влияния системных факторов: изменения потребного резерва мощности в энергосистеме, ограничения предельной доли АЭС в проблемных энергорайонах с отсутствием (недостатком) маневренных мощностей, снижения экологического вреда воздушному и водному бассейну, вытеснения природного газа из энергетики как более ценного экспортного ресурса.

На защиту выносятся:

1. Результаты обоснования повышения тепловой мощности выше номинального уровня РУ ВВЭР-1000 на основе анализа имеющихся разработок РНЦ "КИ", ОКБ "Гидропресс" и имеющихся данных эксплуатации Балаковской АЭС.

2. Методические положения, результаты анализа и расчетов системной эффективности работы на повышенном уровне мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 при обеспечении требуемого их безопасности.

3. Схемные и технические решения по обеспечению возможности работы энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.

4. Способ участия энергоблоков АЭС с ВВЭР в системном регулировании частоты при повышенной располагаемой мощности.

5. Результаты анализа системной эффективности эксплуатации АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы положениями методики системных исследований в атомной энергетике, теории структурной (поэлементной), теплофизической, теплогидравлической надежности активной зоны, надежности элементов и блока АЭС в целом, термодинамического анализа реальных влажнопаровых циклов АЭС, теории автоматического регулирования тепловых процессов в энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000. Проведено сопоставление полученных результатов и выводов диссертации с имеющимися данными других исследований.

Личный вклад автора заключается в следующем:

1. Разработаны методические положения анализа эффективности работы АЭС на повышенной мощности при обеспечении требуемого уровня безопасности. При этом учтены рост КИУМ, вытеснение замещаемого топлива, системная надежность и экология.

2. Оценены допустимые пределы повышения мощности эксплуатируемого оборудования энергоблоков 1000 МВт и необходимый объем модернизации для условий конкретных энергоблоков.

3. Проанализированы и выбраны наивыгоднейшие технические пути и программы регулирования реактора, парогенераторов и паровпуска турбины для реализации сверхноминальной электрической мощности блока.

4. Предложен и защищен патентом России способ участия АЭС с ВВЭР-1000 при повышенной располагаемой мощности в первичном регулировании частоты в энергосистеме, что позволяет в системах с высокой долей АЭС снизить вероятность развития системных аварий.

5. Обоснована расчетная эффективность работы на повышенном уровне мощности блоков 1000 МВт (на примере Балаковской АЭС).

Работа выполнена на кафедре "Тепловые электрические станции" Саратовского государственного технического университета и в филиале концерна Росэнергоатом "Балаковская атомная электростанция" в рамках основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации "Топливо и энергетика", Федеральной программы фундаментальных исследований в области "Физико-технических проблем энергетики", программы Минвуза России 02.В.04 "Разработка научно-методологических основ повышения эффективности АЭС с водоводяными реакторами в энергосистемах".

Изложенные в диссертации материалы опубликованы в научных статьях и докладывались на научных конференциях и семинарах в 2003-2007гг., в том числе зарубежных симпозиумах и конференциях. п/п Год, дата проведения Официальное название конференции, семинара, симпозиума Тема доклада

1. 2005г. 12.09.05-15.09.05 Болгария, АЭС "Козлодуй" Заседание Клуба проектов ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 по теме "Модернизация энергоблоков ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 с целью повышения уровня безопасности и продления назначенного срока эксплуатации - направления работы, проблемы и достижения" Основные результаты внедрения проектов модернизации на Балаковской АЭС

2. 2007г. 03.06.07-07.07.07 Литва, г. Висаги-нас, АЭС "Игна-лина" 20-й Международный симпозиум Ассоциации молодых атомщиков Оценка эффектов перехода на этано-ламиновый ВХР второго контура Балаковской АЭС

Материалы диссертационной работы прошли предварительную апробацию на кафедре Тепловых электрических станций и в Проблемной лаборатории (ПНИЛ ТЭУ) Саратовского государственного технического университета (июнь, 2007г.), в РНЦ "Курчатовский институт", в ОКБ "Гидропресс" (июль-август 2007г.).

Разработанные в диссертации методологические положения и результаты исследования могут быть использованы для повышения эффективности действующих и проектируемых к вводу АЭС с ВВЭР в энергосистемах России.

Материалы диссертации окажутся полезными также для проектных организаций при обосновании оптимальных сценариев развития атомной энергетики и для руководства ФГУП концерн "Росэнергоатом", а также российских АЭС с ВВЭР-1000 при переводе их в режим работы с мощностью выше номинальной.

Автор выражает благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору Хрусталеву Владимиру Александровичу, коллективам кафедр "Тепловые электрические станции" и ее заведующему доктору технических наук, профессору Аминову Рашиду Зарифовичу, "Теплоэнергетика" и Проблемной научно-исследовательской лаборатории ТЭУ за советы, замечания и пожелания, высказанные при подготовке и обсуждении диссертации.

1. ВВЕДЕНИЕ

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Шутиков, Александр Викторович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проанализированы ранее выполненные научные обоснования возможностей и основные практические результаты эксплуатации АЭС на сверхноминальной мощности с водоводяными реакторами ВВЭР-440 в России и 850-И 100 МВт(эл) PWR за рубежом. Структура и последовательность подобных обоснований могут быть использованы с учетом новых накопленных данных и конструктивных отличий для блоков 1000 МВт с ВВЭР-1000, как при выборе уровня повышенной мощности, так и при обеспечении безопасности.

Оценены допустимые резервы и пределы повышения мощности реакторной установки В-1000 на основе уточнения определения тепловой мощности, совершенствования внутриреакторного контроля (СВРК), новых расчетных процедур, разработанных в РНЦ "КИ" и ОКБ "Гидропресс", и внедрения усовершенствованных топливных сборок ТВС-2 и ТВС-2М. Показано, что СВРК-М с улучшенными характеристиками и предложенной более совершенной обработкой информации, в большей степени удовлетворяет требованиям контроля за теплотехническими параметрами первого контура при работе на повышенном уровне мощности 104%, а в дальнейшем на 107 и 110%.

2. На примере турбоустановки К-1000-60/1500-2М показаны возможности увеличения мощности за счет повышенного пропуска пара в голову для различных программ регулирования парогенераторов на режимах со сверхноминальными тепловой мощностью реактора и паропроизводительностью ПГ. Показано, что наилучший по росту КПД способ повышения мощности и пропуска пара в турбину - с ростом давления перед 1-ой ступенью, а по условиям допустимости со стороны ПГ и а.з. - со снижением давления перед 1-ой ступенью. В случае имеющегося исходного дросселирования при полном устранении его без роста давления в ПГ таким способом можно поднять мощность только до 107%. Основные пределы при этом: 1) запас до кризиса теплообмена при недонасыщен-ном кипении; 2) запас до температуры кипения воды на выходе ТВС при давлении теплоносителя в РУ 160 бар. Необходимы разработки турбостроительных заводов по оптимальной модернизации ЦВД. Выполнено укрупненное обоснование объема мероприятий и их очередности по модернизации АЭС с целью перевода энергоблоков на работу с мощностью выше номинальной (на первом этапе до 104).

3. Проанализированы возможные ограничения при переходе к работе блока на повышенной мощности со стороны вспомогательного и электротехнического оборудования. В тепловой схеме к такому оборудованию отнесены кон-денсатные насосы 1-го и 2-го подъемов. С помощью марковских методов анализа надежности и минимизации недовыработки обоснована оптимальная схема модернизации КН.

Анализ работы электрооборудования энергоблока 1000 МВт для условий Балаковской АЭС показал, что допустимой является мощность 110%. В самые жаркие летние периоды возможны ограничения по охлаждению генератора, для снятия которых предложено поднять давление водорода до 5,5 бар.

4. Показано, что замена гидразинно-аммиачного водно-химического режима второго контура АЭС на этаноламиновый позволяет существенно снизить скорость эрозионно-коррозионного износа (ЭКИ) ответственных элементов 2-го контура, определяющих уровень допустимой повышенной мощности. Разработана методика, позволяющая оценить влияние динамики загрязнений (снижения резервов паропроизводительности) парогенераторов во времени эксплуатации на возможность повышения мощности блока. Показано, что эффект от внедрения этаноламинового ВХР за счет снижения скорости отложений на поверхности ПГ может достигать 180-200 млн. руб. в год при тарифе 600 руб./МВт-ч.

5. Предложен способ участия АЭС в системном первичном регулировании частоты при увеличенной располагаемой мощности за счет настройки автоматического регулятора мощности (АРМ) реактора на работу с зоной нечувствительности по давлению пара в главном паровом коллекторе 2-го контура в пределах ±(0,2-0,25) МПа. При этом мощность изменяется за счет саморегулирования с отрицательной обратной связью между мощностью и температурой теплоносителя. В диапазоне колебаний частоты в энергосистеме 50±0,05 Гц такой энергоблок обладает повышенной способностью к противоаварийному и режимному регулированию в ЭС, работая с повышенными КИУМ.

6. Разработаны единая экономико-математическая модель и методики оценки системной эффективности повышения мощности АЭС с ВВЭР-1000.

Разработанные методики позволяют пофакторно учитывать: эффективность топливоиспользования при работе на повышенной мощности, эффективность инвестиций в повышение мощности энергоблоков, экономический и экологический эффект из-за вытеснения выработки электроэнергии на ТЭС с ПГУ.

В результате расчетов по методикам получено:

- годовая экономия затрат с учетом издержек в модернизацию - при цене ядерного горючего от 860 до 1140 дол./кг UO2 составляет от 14,5 до 39,0 млн. дол. в год в диапазоне повышенных мощностей от 105 до 115% в расчете на 1 блок;

- экономия валютных резервов за счет вытеснения газа на ТЭС с ПГУ при разности цен на внешнем и внутрироссийском рынках на газ с учетом его транспорта до границы от 40 до 80 дол./ЮОО нм газа составляет от 8,2 до 49,2 млн. дол./год в том же диапазоне 1,05 < Nn.M ^ 1,15 в расчете на 1 блок;

- экономия платы за выбросы при вытеснении выработки ПГУ на газе при квотовых ценах за выбросы от 10 до 30 дол./т СОг составит от 0,3 до 2,8 млн. долларов в диапазоне 1,05 < Nn.M < 1,15;

- рост потребного оперативного резерва для обеспечения заданной надежности электроснабжения из-за работы с постоянной повышенной мощностью может составить не более 3% (относительных), что несущественно влияет на снижение получаемого суммарного эффекта.

Учтены умеренные (K°™=0,85) и консервативные (К°™=0,65) ограничения по условиям работы в летний период.

Итоговый суммарный годовой системный эффект в расчете на один энергоблок 1000 МВт с реактором ВВЭР, переводимый в работу на повышенный уровень мощности 105, 110 и 115% N„0M , составляет соответственно от 15 до 27, от 28 до 52 и от 42 до 77 млн. дол./год.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шутиков, Александр Викторович, 2007 год

1. Андрющенко А.И. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций / А.И. Андрющенко. М.: Высшая школа, 1983.254 с.

2. А.с. 1067232 СССР. Паротурбинная установка / Р.З. Аминов, В.А. Хруста-лев, Б.Ф. Калугин //Б. И. 1984. №2.

3. Алексеев А.В. Экономическая оценка экологических эффектов от замещения природного газа углем и атомной энергией / А.В. Алексеев. Препринт № МЦЭБ-01-05. М„ 2001. 39 с.

4. Аминов Р.З. Совершенствование автоматизированного расчета тепловых схем АЭС с ВВЭР в условиях схемных вариаций / Р.З. Аминов, Ю.А. Рыжков, А.А. Гудым, И.М. Чернышов // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С. 169-174.

5. Аминов Р.З. Исследование форсировочных режимов работы турбоустановки К-1000-60/1500 / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, Б.Ф. Калугин // Известия вузов. Энергетика. 1983. №4. С.76-79.

6. Аминов Р.З. Об эффективном расчетном подогреве питательной воды в условиях форсировки турбоустановок АЭС с ВВЭР / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.А. Сердобинцев // Известия вузов. Энергетика. 1985. №12. С.58-63.

7. Аминов Р.З. Использование газотурбинных установок для резервирования собственных нужд АЭС / Р.З. Аминов, В.М. Батенин, П.Л. Ипатов и др. // Теплоэнергетика. 2006. №12. С.25-28.

8. Аминов Р.З. Выбор эффективных направлений развития электрогенерирую-щих мощностей в европейской части страны / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.Ф. Шкрет, М.В. Гариевский // Теплоэнергетика. 2003. №4. С.64-67.

9. Анализ возможностей увеличения тепловой мощности энергоблоков ВВЭР-1000, оценка затрат и возможного экономического эффекта от повышения мощности. ОАО ВНИИАЭС: отчет №0-311-129/03-0-311-134/03. Этапы Кб. Москва.

10. Анализ возможности увеличения мощности турбогенератора энергоблока ВВЭР-1000: техническая справка. 01.TR.TT.0000.01. Концерн Росэнергоатом, ФГУДП Атомтехэнерго. 2003.

11. Анализ возможности увеличения тепловой мощности реакторной установки энергоблока ВВЭР-1000: техническая справка. 01.TR.Py.0000.01. Концерн Росэнергоатом, ФГУДП Атомтехэнерго. 2003.

12. Анализ работы энергоблока ВВЭР-1000 с отключенными подогревателями высокого давления / В.А. Иванов, В.М. Боровков, С.Е. Голубев, С.Н. Глыба // Труды ЦКТИ. 1985. Вып. 221. С.48-54.

13. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А.И. Андрющенко. М.: Высшая школа, 1968. 287 с.

14. Андрющенко А.И. Показатели эффективности циклов АЭС / А.И. Андрющенко // Известия вузов СССР. Энергетика. 1982. №9. С.44-47.

15. Андрющенко А.И. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций / А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов. М.: Высшая школа, 1983. 252 с.

16. Аркадьев Б.А. Режимы работы турбоустановок АЭС / Б.А. Аркадьев. М.: Энергоатомиздат, 1986. 264 с.

17. АЭС «Палюэль» с блоками по 1300 МВт: экспресс-информация Информ-энерго. Сер. Атомная энергетика за рубежом, L986. Вып. 9. С.5-8.

18. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.С. Духовенский, А.И. Осадчий. М.: Энергоатомиздат, 1990. 264 с.

19. Балабанов И.Т. Риск-менеджмент / И.Т. Балабанов. М.: Финансы и статистика. 1996. 192 с.

20. Баринов В.А. Особенности управления электроэнергетикой страны мира в рыночных условиях / В.А. Баринов // Энергетик. 2003. №6. С.36-38.

21. Басов В.И. Управление риском АЭС с реакторами ВВЭР / В.И. Басов, В.А. Хрусталев. М.: Энергоатомидат, 2006. 136 с.

22. Бушуев В.В. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года и реальная жизнь. Что дальше? /В.В. Бушуев, А.А. Троицкий // Теплоэнергетика. 2007. №1. С.2-9.

23. Быков А.И. Методы технико-экономических расчетов в атомной энергетике / А.И. Быков, И.Э. Нестеренко. Минск: Наука и техника, 1992.189 с.

24. ВВЭР: новый проект и ступень мощности или эволюция серийной модели / Э.Э. Пакх, В.И. Сафонов, В.А. Хрусталев и др. // Атомная энергия. Т.70. Вып.2. 1991. С.128-130.

25. Глебов В.П. Конвенция ООН об изменениях климата и электроэнергетика / В.П. Глебов, Е.Н. Медок, А.Н. Чугаев // Мировая энергетика. 2002. № 7.

26. Доронин М.С. Формирование требований к децентрализованным источникам энергоснабжения в условиях роста доли АЭС на рынках энергии и ограничениях поставок природного газа в электроэнергетику / М.С. Доронин, Г.С. Котляренко // Вестник СГТУ. 2006.

27. Драгунов Ю.Г. Совершенствование проектов реакторных установок / Ю.Г. Драгунов, С.Б. Рыжов, В.А. Мохов // Теплоэнергетика. 2006. №1. С.2-11.

28. Дубицкий М.А. Выбор и использование резервов генерирующей мощности в электроэнергетических системах / М.А. Дубицкий, Ю.Н. Руденко, М.Б. Чельцов. М.: Энергоатомиздат, 1988. 272 с.

29. Емельянов Н.Я. Научно-технические основы управления ядерными реакторами / Н.Я. Емельянов, А.И. Ефанов, J1.B. Константинов. М.: Энергоатомиздат, 1991.

30. Жидков К.П., К выбору эксплуатационного вакуума на режимах с повышенным пропуском пара в конденсатор / К.П. Жидков, Ю.А. Фирсин, В.А. Хрусталев. // Изв. вузов. Энергетика. 1986. №9. С.63-66.

31. Зажарнов А,Н. Вопросы расширения функциональных возможностей СВРК с целью повышения эффективности ее использования при эксплуатации энергоблоков / А.Н. Зажарнов, А.В. Шутиков // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.106-114.

32. Зажарнов А.Н. Управление полем энерговыделения активной зоны реактора ВВЭР-1000 при ксеноновых переходных процессах после разгрузки энергоблока Балаковской АЭС / А.Н. Зажарнов, А.В. Шутиков, Ю.М. Виграненко // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.134-147.

33. Зверков В.В. Резервы повышения мощности действующих АЭС с ВВЭР-440 / В.В. Зверков, Е.И. Игнатенко, А.П. Волков М.: Энергоатомиздат, 1987. 77 с.

34. Иванов В.А. Эксплуатация АЭС / В.А. Иванов СПб.: Энергоатомиздат, 1994. 384 с.

35. Игнатенко Е.И. Использование ЭВМ для расчета тепловой мощности реактора / Е.И. Игнатенко, В.В. Зверков, В.И. Дементьев // Электрические станции. 1982. №2.

36. Исаченко В.П. Теплопередача / В.П. Исаченко, В.А. Осипова, А.С. Сукомел М.: Энергия, 1969. 438 с.

37. К организации форсировочных режимов турбин АЭС / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.А. Сердобинцев, Б.Ф. Калугин // Изв. вузов. Энергетика. 1990. №11. С.102-105.

38. Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов / В.В. Ковалев М.: Финансы и статистика, 2000.

39. Коган Ю.М. О возможных темпах сокращения потребления газа тепловыми электростанциями России / Ю.М. Коган // Энергетик. 2003. №6. С.8-10.

40. Козлов В.В. Определение максимально возможных капитальных затрат на сооружение АЭС по данным зарубежного строительства /В.В. Козлов // Атомная энергия. 2004. Т.97. Вып.5. С.338-345.

41. Коптюг В.А. Конференция ООН по окружающей среде и развитию (Рио-де-Жанейро, июнь 1992): информ. обзор / В.А. Коптюг. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 1992.

42. Кю X. Испытания для определения оптимальной концентрации вводимого этаноламина на 1-ми 2-м блоках АЭС «Иката» / Кю Хиною. Украинско-японский семинар. Южно-Украинск, Украина, 13-22 сентября 2003.

43. Малюшенко В.В. Основное насосное оборудование тепловых электростанций/В.В. Малюшенко, А.К. Михайлов. М.: Энергия, 1969. 192 с.

44. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции / Т.Х. Маргулова. М.: Высшая школа, 1978.

45. Методика определения экологического ущерба. М., 1999.

46. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: утв. 21.06.1999. № ВК 477. Мин. экономики, финансов, Госкомстрой.

47. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. №7-12/47: утв. 31 марта 1994 г. Госстрой, Госкомпром, Минюст. М. 1994.

48. Митин В.И. Определение истинного значения величины по совокупности независимых способов измерений / В.И. Митин, О.В. Митина. // Атомная энергия 2007 год т.ЮЗ, вып.2, август, с 139-142.

49. Модернизация машины перегрузки первого энергоблока Балаковской АЭС / С.А. Алексанин, В.И. Дунаев, Н.В. Макаров, А.В. Шутиков, В.Ф. Кольжа-нов, Е.Ф. Соболев, В.А. Гилев // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.164-169.

50. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС / Г.П. Глады-шев, Р.З. Аминов, В.З. Гуревич и др.; под ред. А.И. Андрющенко. М.: Высш. шк., 1991.302 с.

51. Направления повышения экономической эффективности АЭС с ВВЭР / Ю.К. Петреня, J1.A. Хаменок, П.А. Кругликов, Ю.В. Смолкин // Теплоэнергетика. 2007. №1.С.31-35.

52. Об эффективности получения дополнительной мощности на энергоблоках АЭС с ВВЭР / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.А. Сердобинцев, А.С. Духо-венский, А.И. Осадчий // Атомная энергия. Т.61. Вып.6. 1986. С.397-401.

53. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций. ПБЯ РУ АС-89, ПНАЭ Г-1-024-90. М, 1991.

54. Опыт эксплуатации Кольской АЭС на повышенной мощности / А.П. Волков, Б.А. Трофимов, Ю.И. Савчук и др. // Атомная энергия. 1980. Т.49.

55. Осмачкин B.C. Сравнение опытных данных по условиям кризиса теплообмена в моделях топливных сборок реакторов типа ВВЭР с результатами расчетов по методике ИАЭ /B.C. Осмачкин, Н.Н. Лысцова; Препринт ИАЭ-2558.1975.

56. Парогенератор ПГВ-ЮООМ. Инструкция по эксплуатации. ОКБ «Гидропресс».

57. Пат. РФ № 2291503. Способ первичного регулирования частоты переменного электрического тока в энергосистеме с участием энергоблоков атомных электростанций (АЭС) / А.В. Шутиков и др. (МПК8Н02Р 9/44)

58. Повышение энерговыработки действующих энергоблоков с ВВЭР / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, П.Л. Ипатов // Теплоэнергетика. 1990. №1. С.42-46.

59. Пояснительная записка. Расчетное обоснование 320.00.00.00.000.П32. Установка реакторная В-320. ГКАЭ. ОКБ «Гидропресс».

60. Пределы безопасности эксплуатации реакторов (анализ неточностей в оценках характеристик при эксплуатации АЭС и его применения в принятии решений). МАГАТЭ. IAEA-TECDOC-1332, 2003.

61. Проведение расчетов и выпуск отчета по физической части проекта топливного цикла с УТВС для вновь вводимых блоков с серийным реактором ВВЭР-1000: отчет РНЦ «Курчатовский институт». Инв. № 32/1-89-499 от 30.12.1999.

62. Разработка физической части проекта 4 годичного топливного цикла с ТВС А (подпитка 42 ТВС/год): отчет РНЦ «Курчатовский институт». Инв. №32/1-4-401 от 17.10.2001.

63. Разработка физической части проекта внедрения 4 годичного уран-гадолиниевого топливного цикла в реакторе: отчет РНЦ "Курчатовский институт". Инв. № 32/1-82-402 от 09.12.2002.

64. Региональная социально-экономическая эффективность проектов АЭС (на примере расширения Балаковской АЭС) / П.Л. Ипатов, Е.А. Ларин, В.А. Хрусталев, Ю.В. Чеботаревский // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С. 17-23.

65. Региональная эффективность проектов АЭС / В.И. Басов, М.С. Доронин, П.Л. Ипатов и др.; под общ. ред. П.Л. Ипатова. М.: Энергоатомиздат, 2005. 228 с.

66. Российские АЭС в 2005 г. ФГУП «Росэнергоатом». М., 2006.

67. Системные исследования проблем энергетики / Л.С. Беляев, Б.Г. Санеев, С.П. Филиппов и др.; под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 2000. 558 с.

68. Стеценко А. Русский лес как экономический механизм Киотского протокола / А. Стеценко // Мировая энергетика. 2006. №10(34). С.92-93.

69. Теплицкий М.Г. Исследование экономичности турбоустановки К-1000-60/1500 ХТЗ и энергоблока 1000 МВт Южноукраинской АЭС / М.Г. Теплицкий // Теплоэнергетика. 1986. №2. С.10-17.

70. Тепловые и атомные электрические станции. Т.3,4: Справочник / под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982. 624 с.

71. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. Моделирование и САПР. / В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Казаров и др.; под ред. акад. С.А. Казарова СПб.: Энергоатомиздат, 1995. 392 с.

72. Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций / Б.М. Трояновский. М.: Энергия, 1978. 232 с.

73. Трубицын В.И. Надежность электростанций / В.И. Трубицын. М.: Энергоатомиздат, 1997. 240 с.

74. Трунов Н.Б. Исследование теплогидравлических процессов в парогенераторах для АЭС с ВВЭР / Н.Б. Трунов. // Теплоэнергетика. 2006. №1. С.27-38.

75. Учет опыта эксплуатации при разработке новых проектов парогенераторов АЭС с ВВЭР / Н.Б. Трунов, В.В. Денисов, С.А. Харченко, Б.И. Лукасевич // Теплоэнергетика. 2006. №1. С.38-43.

76. Фельдман M.J1. Особенности электрической части атомных электростанций /МЛ. Фельдман, А.К. Черновец. Л.: Энергия, 1983.

77. Хрусталев В.А. АЭС с ВВЭР в энергосистемах: пути режимной адаптации / В.А. Хрусталев //Атомная энергия. Т.71. Вып.6. 1991. С.551-555.

78. Хрусталев В.А. Повышение мощности энергоблоков АЭС с PWR в США / В.А. Хрусталев // Атомная техника за рубежом. 1988. №5. С.10-14.

79. Хрусталев В.А. Режимы работы АЭС с ВВЭР: учеб. пособие. / В.А. Хрусталев. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2000. 63 с.

80. Хрусталев В.А. Регулирование, автоматизация и защита АЭС: учеб. пособие /В.А. Хрусталев, И.К. Арленинов. Саратов: Сарат. полит, ин-т., 1986. 78 с.

81. Хрусталев В.А. К вопросу о регулировании мощности турбоустановок двухконтурных АЭС / В.А. Хрусталев, П.В. Данилов // Изв. вузов. Энергетика. С. 111-112.

82. Хрусталев В.А. Режимы работы и эксплуатации ТЭС / В.А. Хрусталев, К.П. Жидков. Саратов: СГТУ, 2000. 170 с.

83. Шутиков А.В. Концепция разработки документации для эксплуатации АЭС в условиях нарушений нормальной эксплуатации / А.В. Шутиков, B.C. Севастьянов // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.123-134.

84. Шутиков А.В. Обоснование способов и эффективности повышения мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР выше номинального уровня / А.В. Шутиков, В.А. Хрусталев // Вестник СГТУ. 2006. №4(20). С.32-39.

85. Эксплуатационные режимы водоводяных энергетических ядерных реакторов / Ф.Я. Овчинников, Л.И. Голубев, В.Д. Добрынин и др. М.: Атомиздат, 1979.

86. Эффективность получения дополнительной мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 в энергосистемах: отчет о НИР / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев,

87. А.Э. Борисенков, М.С. Доронин // Саратов: Сарат. политехи, ин-т. Соисполнители: СКБ «Турбоатом». Харьков, «ИАЭ им. И.В. Курчатова». Москва. №ГР 01850042650.1985. 36 с.

88. Нейтронно-физические расчёты очередных топливных кампаний с выходом в стационарный режим работы блока 2 Балаковской АЭС на повышенной мощности при работе 4-х ГЦН. Подготовка констант для программы БИПР7-А и ПЕРМАК-А: отчет РНЦ «Курчатовский институт».

89. Сопоставительный анализ результатов измерений и расчетов нейтронно-физических характеристик активной зоны реакторов ВВЭР-1000: отчет РНЦ «Курчатовский институт», рук. Павлов В.И., исполн.: Бычкова Н.А. и др., М., 2005, инв. № 32/1-98-405.

90. Установка реакторная В-320.Анализ условий охлаждения активной зоны в стационарном режиме на повышенной мощности блока 2 Балаковской АЭС при работе на четырёх ГЦН. 320.00.00.00.000 Д125.

91. Установка реакторная В-320.Анализ условий охлаждения активной зоны в стационарном режиме на повышенной мощности блока 2 Балаковской АЭС при работе на трёх и двух ГЦН. 320.00.00.00.000 Д127.

92. Установка реакторная В-320. Анализ условий охлаждения активной зоны в реактивностных режимах ННУЭ и RIA при работе на повышенной мощности в очередных кампаниях блока 2 Балаковской АЭС. 320.00.00.00.000 Д137.

93. Установка реакторная В-320.Расчёт нейтронно-физический. Очередной топливной кампании на повышенной мощности блока 2 Балаковской АЭС при работе на трёх ГЦН. 320.00.00.00.000 РР07.

94. Установка реакторная В-320. Расчёт нейтронно-физический. Очередной топливной кампании на повышенной мощности блока 2 Балаковской АЭС при работе на двух ГЦН. 320.00.00.00.000 РР08.

95. Ethanolamine Test at Saint-Alban NPP Comparison with Morpholine, REA/EDF Chemistiy Working Meeting -10,11 June 2004.

96. Banerjee A. The impact of plant uprate on the balance-of-plant design of a PWR /

97. A. Banerjee, N. Hanley, D. McLellan // Trans. ANS, 1985, V.50, P.389-391.

98. Bernero R. A regulatory approach for nuclear plant power uprating. / R. Bernero,

99. B. Sheron, R. Jones // Trans. ANS, 1985, V.50, P.385-386.

100. Berryman R. Plant uprate: an economic evaluation and implementation approach / R. Berryman, G. Darden // Trans. ANS, 1985, V.50, P.388-389.

101. Gait K.J. Ethanolamine Experience at Coeberg Nuclear Power Station, South Africa / K.J. Gait // Chemistry in water reactors: International Conference, SPEEN, Avignon, France, 22-26 April 2002.

102. Park K.K. ETA Chemistry Experience and Assessment on NPP in Korea / K.K. Park, J.B. Lee and S.W. Yoon // Chemistry in water reactors: International Conference, SPEEN, Avignon, France, 22-26 April 2002.

103. McFetridge R., Power uprating for nuclear generating stations. / R. McFetridge, R. Marchese // Trans. ANS, 1985, V.50, P.391-392.

104. Strauss Sheldon D. Uprate nuclear power plants to stretch output capacity / D. Sheldon Strauss// Power. 1986. V.130. N 1. P.33-35.

105. The economics of nuclear cycle, NEA OECD, Paris, 1994.