Разработка и исследование высокотемпературных паротурбинных технологий производства электроэнергии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Рогалев, Андрей Николаевич

• Рогалев, Андрей Николаевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Рогалев, Андрей Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1: ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

1.1. Действующие атомные элекростанции

1.2. Проекты перспективных АЭС

1.3 Возможные способы реализации перегрева пара на АЭС

1.3.1 Перегрев пара на АЭС с ВВЭР

1.3.2 АЭС с ядерным перегревом пара

1.3.3 Перегрев пара выхлопными газами ГТУ

1.3.4 АЭС с огневым перегревом пара

1.4 Огневой перегрев пара - возможный способ создания сверхмощного энергоблока

1.5. Прототип котла-пароперегревателя

1.6. Проблемы и возможные пути создания сверхмощной паровой турбины

1.7. Перспективы использования водорода в качестве топлива для перегрева пара

ГЛАВА 2: ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ГИБРИДНЫХ АЭС

2.1 Термодинамическое обоснование целесообразности применения внешнего

высокотемпературного перегрева пара на АЭС

2.1 Основы применяемой методики определения энергетических показателей

рассматриваемых установок

2.2. Тепловая схема базового варианта - энергоблока с турбоустановкой К-

1000-5.9/50 и реакторной установкой ВВЭР-1000

2.3 Возможности перехода к гибридному энергоблоку за счет использования для внешнего перегрева пара органического топлива

2.3.1 Тепловая схема гибридной АЭС с однократным перегревом пара после парогенератора в котле-пароперегревателе

2.3.2 Тепловая схема гибридной АЭС с перегревом пара после парогенератора и промежуточным перегревом пара в котле-пароперегревателе

2.4 Гибридные атомно-водородные энергоблоки

2.4.1 Тепловая схема атомно-водородного энергоблока с перегревом пара после парогенератора и промежуточным водородным перегревом пара

2.4.2 Тепловая схема атомно-водородного энергоблока с перегревом пара после парогенератора

2.5 Гибридный энергоблок с использованием для внешнего перегрева пара двух видов топлива - органического и водородного

ГЛАВА 3: КОТЕЛ-ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬ ДЛЯ ГИБРИДНОЙ АЭС

3.1 Котел-пароперегреватель для перегрева пара до 600°С после парогенератора

3.2 Котел-пароперегреватель для перегрева пара после парогенератора до 600°С и промежуточного перегрева до 620°С

ГЛАВА 4: ВОДОРОДНАЯ КАМЕРА СГОРАНИЯ ДЛЯ ГИБРИДНОЙ АТОМНО-ВОДОРОДНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

4.1 Основы создания водородных камер сгорания и моделирования процессов горения водорода

4.2 Эскизный проект и результаты моделирования процессов в жаровой трубе водородной камеры сгорания

4.2.1 Сжигание водорода в кислородной среде

4.2.2 Сжигание водорода в парокислородной среде

ГЛАВА 5: СВЕРХМОЩНАЯ ПАРОВАЯ ТУРБИНА ДЛЯ ГИБРИДНОЙ АЭС

5.1 Цилиндр низкого давления с двухъярусным лопаточным аппаратом

5.2 Результаты расчета двухъярусного цилиндра низкого давления сверхмощной турбины для гибридной АЭС

5.3 Эскизный проект сверхмощной паровой турбины для гибридной АЭС мощностью 2690 МВт

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование высокотемпературных паротурбинных технологий производства электроэнергии»

ВВЕДЕНИЕ

Общая характеристика работы Актуальность проблемы исследования

В связи с продолжающимся ростом энергопотребления и большим износом, как физическим, так и моральным, действующего оборудования российских электростанций необходимо в ближайшее время обеспечить ускоренный ввод новых генерирующих мощностей и замену энергоагрегатов, выработавших свой ресурс.

В соответствии с энергетической стратегией России производство электрической энергии атомными электростанциями до 2020 года должно возрасти более чем вдвое. Такой рост выработки электроэнергии может быть обеспечен при ежегодном вводе 2 ГВт мощности на атомных станциях России.

Главными задачами развития атомной энергетики являются повышение ее эффективности и конкурентоспособности, снижение уровня удельных капитальных затрат.

Наращивание мощностей до 2020 года планируется за счет введения новых энергоблоков с хорошо освоенной реакторной установкой ВВЭР-1000. Однако АЭС с подобными реакторами имеют сравнительно низкие начальные параметры пара, вследствие чего они существенно уступают в экономичности традиционным тепловым электростанциям. Существенное увеличение экономичности может быть получено лишь в результате использования принципиально других типов ядерных паропроизоводящих установок, генерирующих пар с более высокими параметрами. Такими реакторными установками являются ректоры на быстрых нейтронах и газоохлаждаемые реакторы, но быстрый ввод мощностей на базе этих реакторов в ближайшее время вряд ли возможен, поскольку не освоено их серийное производство.

Следовательно, для реализации указанной стратегии развития атомной энергетики необходимо за 10 лет ввести 20 атомных энергоблоков мощностью 1000МВт на базе ректора ВВЭР-1000. При этом резервы увеличения их

экономичности за счет модернизации основного и вспомогательного оборудования весьма ограничены.

Эффективным способом существенного увеличения экономичности и единичной мощности энергоблоков АЭС является переход к гибридным блокам с использованием внешнего, по отношению к ядерной паропроизводящей установке(ЯППУ), перегрева пара, позволяющего перейти к высокотемпературной технологии производства электроэнергии.

Для реализации такого проекта необходимо проработать вопросы, связанные с перегревом пара после ядерной паропроизводящей установки, разработать новую тепловую схему энергоблока, предложить варианты исполнения пароперегревателя и решить вопросы, связанные с проектированием новой высокотемпературной паровой турбины предельно большой мощности.

Цель диссертационной работы - вариантные исследования возможных тепловых схем гибридных АЭС с внешним, по отношению к ядерной паропроизводящей установке, перегревом пара. Обоснование возможностей практической реализации предлагаемых вариантов гибридных энергоблоков АЭС.

Основные задачи исследования:

1. Разработка новых тепловых схем гибридных энергоблоков АЭС с внешним, по отношению к ядерной паропроизовдящей установке, перегревом пара как за счет использования для этой цели теплоты сгорания органического, так и водородного топлива. Оценка предлагаемых решений с точки зрения получаемого эффекта.

2. Разработка пароперегревателя для гибридной АЭС, работающего на органическом топливе.

3. Разработка водородной камеры сгорания, предназначенной для перегрева пара после ЯППУ гибридной АЭС, и численное моделирование процессов, протекающих в ней.

4. Разработка новой высокотемпературной паровой турбины для гибридной АЭС с водородным перегревом пара.

5. Разработка новых цилиндров низкого давления повышенной пропускной способности для сверхмощной высокотемпературной турбины гибридной АЭС.

Направления исследований

Работа направлена на исследование эффективности применения различных вариантов внешнего, по отношению к ЯППУ перегрева пара, а также поиск и обоснование конструкции нового основного оборудования гибридных АЭС, позволяющих осуществить практическую реализацию сверхмощных гибридных энергоблоков.

Методы исследований и достоверность полученных результатов

При выполнении работы использовались отработанные методики расчета показателей тепловой экономичности энергоустановок, их конструктивных параметров и расчетные программные продукты, что позволяет считать полученные результаты достоверными.

Автор защищает

1. Тепловую схему гибридной АЭС с внешним перегревом пара в котле-пароперегревателе.

2. Котел-пароперегреватель, обеспечивающий перегрев пара после ядерной паропроизводящей установки до температуры 600-620°С и его промежуточный перегрев после цилиндра высокого давления турбины.

3. Новый двухъярусный ЦНД для сверхмощной паровой турбины гибридной АЭС.

4. Тепловую схему гибридной АЭС с водородным перегревом пара после реактора и высокотемпературной турбиной типа К-2700-5.9/50 с начальной температурой пара 870°С.

5. Водородную камеру сгорания, обеспечивающую перегрев насыщенного пара после ЯППУ до температуры 870°С с охлаждением продуктов сгорания насыщенным паром, покидающим -ЯППУ.

Научная новизна

1. На основе анализа существующих способов повышения экономичности и мощности паротурбинных блоков АЭС научно обоснована целесообразность использования для указанных целей внешнего перегрева пара теплотой сгорания как органического, так и водородного топлива.

2. Разработаны тепловые схемы гибридных блоков АЭС при использовании различных схем огневого перегрева пара и проведены сравнительные расчеты предложенных схем.

3. Обоснована целесообразность на первом этапе создания гибридных блоков увеличения температуры пара при использовании органического топлива до 600-650°С, на втором этапе при использовании водородного топлива - до 800-870°С.

4. Впервые выполнены тепловые и конструктивные расчеты, и проведено эскизное проектирование внешнего котла-пароперегревателя сверхвысокой производительности (1630,5 кг/с).

5. Проведено численное моделирование процесса горения в жаровых трубах и на этой основе выполнено эскизное проектирование водородных камер сгорания, позволяющих обеспечить перегрев пара до температуры 870°С.

6. Показана принципиальная возможность создания сверхмощной паровой турбины, мощностью 2000-2700МВт на основе новых двухъярусных ступеней.

Практическая значимость

Полученные в работе результаты имеют важное практическое значение, поскольку разработанные методы и конструктивные решения обосновывают возможность создания сверхмощных энергоблоков АЭС с КПД на уровне традиционных тепловых электростанций, при этом коэффициент использования теплоты сгорания органического топлива, на базе которого происходит выработка дополнительной электрической мощности, достигает 50%, что соизмеримо и даже превышает КПД энергоблоков с суперкритическими параметрами пара и вплотную приближается к тепловой экономичности

парогазовых установок с начальной температурой газов перед газовой турбиной порядка 1100- 1200°С.

Создание сверхмощного энергоблока на базе водо-водяных энергетических реакторов электрической мощностью 1000 МВт и более позволяют существенно сократить сроки ввода в эксплуатацию новых генерирующих мощностей при резком снижении удельных капитальных затрат.

Апробация результатов диссертационной работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на: международной конференции "Power system engineering, thermodynamics and fluid flow", г. Пльзень, Польша в 2007 и 2009 годах; международной конференции "Research and development in Power Engineering", г. Варшава, Польша в 2009 и 2011 годах; международной конференции "European conference on Turbomachinery Fluid dynamics and Thermodynamics", г. Грац, Австрия в 2009 году; международном симпозиуме SYMCOM 2011 "Compressor & Turbine flow system, Theory & Application Areas", г. Лодзь, Польша в 2011 году; международной научной школе "Проблемы газодинамики и тепломассообмена в энергетических технологиях", г. Москва, Россия в 2011 году; международной научно-технической конференции "Состояние и перспективы развития электротехнологии", г. Иваново, Россия в 2011 году; международной конференции "Энергетические установки, тепломассообмен и процессы горения", г. Москва, Россия в 2011 году; международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика", г. Москва, Россия в 2010 и 2011 годах; на научном семинаре кафедры ТЭС ГОУ ВПО «МЭИ(ТУ)» в 2011 году; на заседании кафедры ТЭС ФГБОУ ВПО «НИУ МЭИ» в 2012 году.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Турбоустановка АЭС с внешним перегревом пара / Зарянкин А.Е. Рогалев Н.Д. Лысков М.Г., Рогалев А.Н. // Вестник МЭИ. 2011. №4. С. 12-18

2. Super powerful steam superheaters and turbines for hybrid nuclear power plants/ Zaryankin A.E., Lyskov M.G., Arianov S.V., Rogalev A.N. // Journal of Power Technologies. 2011. №12. Pp. 191-197

3. Turbine of Nuclear Power Plant with outer steam superheater / Zaryankin A.E., Zroichikov N.A., Arianov S.V., Rogalev A.N. // proceedings of 6-th conference on Power System Engineering, Thermodynamics and Fluid Flow. Pilsen, Czech Republic. June 16-17. 2007. Pp. 229-335

4. Super powerful steam turbine for hybrid nuclear power plants / Zaryankin A.E., Zaryankin V.A., Arianov S.V., Kraushkin P.M., Rogalev A.N. // proceedings of conference 8th European conference on Turbomachinery Fluid dynamics and Thermodynamics. Graz. Austria. March 23-27. 2009. Pp. 1149-1156

5. Hybrid electric power installations with high temperature steam turbines and hydrogen steam superheating / Zaryankin A.E., Sedlov A.S., Arianov S.V., Rogalev A.N. // proceedings of 9-th conference «Research&Development in Power Engineering». Warsaw. Poland. December 8-11. 2009. Pp. 342-351

6. Применение высокотемпературных паровых турбин в парогазовых энергетических установках и в паротурбинных установках АЭС / Рогалев А.Н. // сборник трудов 16-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов Радиоэлектроника, электротехника и энергетика, том 3. Москва. Россия. 24-25 февраля 2010. с. 209-210

7. Prospect and technical possibility of the passage to hybrid nuclear power plants with outer steam superheater / Zaryankin A.E., Rogalev A.N., Arianov S.V. // proceedings of conference SYMCOM 2011. Lodz. Poland. October 26-28. 2011. pp. 235-244

8. Предпосылки и перспективы создания гибридных АЭС с водородным перегревом пара после реакторного парогенератора / Рогалев А.Н. // сборник трудов 17-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов Радиоэлектроника, электротехника и энергетика, том 3. Москва. Россия. 24-25 февраля 2011. с. 188-190

9. Гибридные АЭС с внешним по отношению к реактору перегревом пара / Зарянкин А.Е., Рогалев А.Н. // сборник трудов международной научно-технической конференции Состояние и перспективы развития электротехнологии(ХУ1 Бенардосовские чтения), том 2. Иваново. Россия. 1-3 июня 2011. стр. 79-82

10. Высокотемпературные технологии производства электроэнергии на АЭС с реакторными установками ВВЭР-1000 / Зарянкин А.Е., Лысков М.Г., Рогалев А.Н. // тезисы докладов международной научной школы Проблемы газодинамики и тепломассобмена в энергетических технологиях. Москва. Россия. 5-7 сентября 2011. с. 179-181

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения по работе, списка используемой литературы, включающего 95 наименований. Работа изложена на 223 страницах машинописного текста, иллюстрируется 90 рисунками и включает 44 таблиц.

Краткое содержание работы

В первой главе представлен обзор литературных источников, посвященных вопросам, связанным с областью исследования. Рассмотрены типы эксплуатируемых атомных электростанций, созданных на базе различных реакторных установок. Приведены технологические схемы указанных электростанций, описаны особенности их эксплуатации и приведены основные характеристики энергоблоков, в том числе их тепловая экономичность. Проанализированы возможные способы повышения экономичности и единичной мощности атомных электростанций. Отдельный раздел обзора посвящен проблемам применения водорода в энергетике и методам его получения.

На основании проведенного обзора литературных данных сформулированы цели и задачи настоящего исследования.

Во второй главе анализируются возможные способы повышения температуры пара после парогенератора >1111IV и рассматриваются два варианта перехода к гибридным АЭС:

1. Первый вариант - возможность создания гибридной АЭС с внешним перегревом пара в ближайшем будущем, предполагающий использование для перегрева насыщенного пара после ЖЕПУ за счет использования теплоты сгорания органического топлива, сжигаемого в котле-пароперегревателе.

2. Второй вариант, рассчитанный на долгосрочную перспективу, предполагает возможность создания атомно-водородного энергоблока, в котором перегрев насыщенного пара после парогенераторов ЯППУ осуществляется в водородной камере сгорания (КС), где происходит сжигание водорода с кислородом с образованием высокотемпературного водяного пара, который смешиваясь с основным потоком насыщенного пара, позволяет получить необходимую температуру рабочего тела на входе в паровую турбину.

Вторая глава посвящена выбору параметров пара для новых тепловых схем гибридной АЭС и анализу этих схем.

Третья глава посвящена расчетам и конструктивной проработке котлов-пароперегревателей, работающих на органическом топливе, определению их габаритных характеристик, экономичности, выбору материалов, необходимых для их изготовления, а также проработке основных конструктивных особенностей.

Конструирование котла-пароперегревателя осуществлялось на параметры соответствующих тепловых схем, рассмотренных во второй главе.

Глава четвертая посвящена исследованию возможностей создания водородных пароперегревателей.

Для реализации атомно-водородной электростанции было проведено исследование процессов горения водородно-кислородной смеси и конструирование водородной камеры сгорания для перегрева насыщенного пара.

Были исследованы два варианта водородных камер сгорания отличающихся конструктивным исполнением фронтового устройства: а) прямоточных КС со струйными форсунками, центрированными по окислителю и б) камер сгорания с лопаточным завихрителем.

Пятая глава посвящена разработке новой сверхмощной паровой турбины для гибридной АЭС.

Введение перегрева пара позволяет исключить из тепловой схемы сепаратор-пароперегреватель, что существенно увеличивает массовый расход пара как через цилиндр высокого(ЦВД), так и через цилиндры низкого(ЦНД) давления. Кроме того, вследствие повышения температур пара существенно увеличивается и объемный расход пара.

Основной проблемой при создании турбины для гибридной АЭС является проблема пропуска увеличенного расхода пара в конденсатор. Для решения этой проблемы разработан двухъярусный цилиндр низкого давления на основе двухъярусных ступеней.

В работе предложена конструкция высокотемпературных цилиндров высокого давления новой сверхмощной паровой турбины.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Рогалев, Андрей Николаевич

Основные результаты анализа термодинамической эффективности приведены на рис. 2.7-2.10.

На рис. 2.7 приведена кривая изменения влажности в зависимости от начальной температуры пара. Хорошо видно, в случае однократного перегрева пара после ЯППУ влажность на выходе из турбомашины становиться приемлемой при начальных температурах порядка 580-600°С и более. Стоит отметить, что указанный минимальный уровень температур соответствует освоенному на данном этапе в котельной технике уровню и, по всей видимости, такой перегрев может быть реализован без особых технических трудностей.

0.9

Ух ел

200 Ш Ш Ш 1*Ю3 д* СС

Рис. 2.7 Зависимости сухости пара за турбиной от начальной температуры Применение внешнего перегрева пара позволяет решить и другие важные задачи - повышение тепловой экономичности и единичной мощности установок. Зависимость термического КПД цикла с внешним пароперегревателем от начальной температуры пара приведена на рис. 2.8, а прирост КПД по сравнению с влажно-паровым циклом приведен на рис. 2.9.

§.48

0 46

0,44 V

0 42 0.4

ИЗ!

Мв

400 600 80® 1x10*

Рис. 2.8 Зависимость термического КПД от начальной температуры пара

У- х-"' у г*

-7

Ш — у

Лт] 9 сл

С £3 ела / 1 1 С / I 1= ■/ % \ СС а) б)

Рис. 2.9 Прирост КПД при применении внешнего перегрева пара а) в абсолютных величинах; б) по отношению к исходному значению

Из приведенной на рис. 2.9 зависимости видно, что перегрев пара до 600°С позволяет достигнуть термического КПД цикла в 42%, что по отношению к влажно-паровому циклу на 11% больше.

Как уже было отмечено, внешний, по отношению к ядерной паропроизводящей установке, перегрев пара в котле-пароперегревателе, работающем на органическом топливе является перспективным и, что немаловажно, сравнительно быстрым способом создания новых сверхмощных гибридных энергоблоков. Хотя применение дополнительного вида топлива за счет теплоты сгорания которого должна быть повышена начальная температура пара, и как следствие, коэффициент полезного действия установки в целом не приведет к повышению эффективности использования ядерного горючего, однако позволит выработать дополнительную мощность на базе теплоты сгорания органического топлива при высокой эффективности её использования. Изменение коэффициента полезного использования теплоты органического топлива на гибридной АЭС, как функция температуры свежего пара, показано на рис. 2.10. Приведенный показатель определялся для цикла простейшей турбоустановки с внешним перегревом пара по отношению к влажно-паровому циклу турбоустановки без промежуточного перегрева.

0.65

§.« 0.55

0.5 0.45

0.4

2Й0 400 600 &00 1x10" о? °с

Рис. 2.10 Зависимость коэффициента полезного использования теплоты сгорания дополнительного топлива на гибридной АЭС от температуры перегрева

Из полученной зависимости видно, что коэффициент полезного использования дополнительного вида топлива при анализе идеальных циклов без потерь и регенерации теплоты уже при технически минимально возможном уровне температур в 600°С превышает 55%, что превосходит не только КПД циклов существующих АЭС, но даже ТЭС, работающих при указанном уровне начальных температур, но при существенно более высоких давлениях.

Для осуществления выбора наиболее рационального пути перехода к гибридным АЭС необходимо провести оценку эффектов, которые могут быть получены в результате реализации этого перехода, по сравнению с определенным базовым вариантом.

Поскольку основным энергоблоком российской атомной энергетики является блок с реакторной установкой ВВЭР-1000, снабжающей паром турбоустановку К-1000-5.9/50 ЛМЗ, а дальнейшее наращивание генерирующих атомных мощностей планируется на основе указанных энергоблоков и их модификаций, рассмотрим данный энергоблок в качестве базы для сравнения. у У у у у X / / У

Точность при сравнении различных вариантов гибридных АЭС с традиционным атомных энергоблоком обеспечивается за счет применения единой, для всех рассматриваемых вариантов, методики расчета тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности.

2.1 Основы применяемой методики определения энергетических показателей рассматриваемых установок

Как уже было отмечено ранее, одним из преимуществ перехода к гибридным атомным электростанциям является возможность резкого увеличения единичной мощности новых энергоблоков, основанных на принципе комбинированного использования топлива в случае применения стандартного оборудования, наиболее сложного как при проектировании, так и при изготовлении, и требующего для этого длительного времени, котором в рассматриваемом случае является ядерная паропроизводящая установка. Также необходимо отметить и чрезвычайно высокие требования к обеспечению безопасной эксплуатации ядерного реактора, выполнение которых не позволяет в необходимые короткие сроки создать энергоблок существенно большей мощности и, тем более, с повышенными параметрами пара. Поэтому рассматриваются возможности создания гибридных энергоблоков на базе ЯППУ с реакторной установкой ВВЭР-1000.

Это обстоятельство накладывает определенные ограничения на разработку тепловой схемы нового гибридного энергоблока, выбор оборудования, его основных параметров и характеристик. Основными ограничениями, связанными с использованием в новом энергоблоке существующей ядерной паропроизводящей установки, являются паропроизводительность этой установки и параметры генерируемого ей пара, а также температура питательной воды.

Определение основных энергетических показателей, таких как удельные расходы пара, топлива, а также показателей тепловой экономичности всех рассматриваемых далее энергоустановок осуществляется по апробированным методикам в следующей последовательности:

1. Построение процесса расширения пара в турбине и турбоприводе питательного насоса.

2. Распределение подогрева конденсата и питательной воды между регенеративными подогревателями и определение параметров конденсата и питательной воды в элементах тепловой схемы.

Подогрев между регенеративными подогревателями распределен равномерно. Поскольку температура питательной воды определена заранее, то величина подогрева в каждом из подогревателей может быть рассчитана по следующей формуле: г ' где кпв и Кк - энтальпии питательной воды и конденсата на входе в систему регенеративного подогрева соответственно, Д/1д - подогрев воды в деаэраторе, а г - количество регенеративных подогревателей.

В случае применения в турбоустановке промежуточного перегрева пара распределение подогрева в подогревателях, обогреваемых паром отборов, реализованных при давлении меньшем, чем давление промежуточного перегрева, также осуществляется равномерно, а параметры первого отбора после перегрева пара определяются по методу индифферентной точки:

Ь-и Ь-пп ^^-и ^-пп Япп ' Лцвд' где - энтальпия пара после промежуточного пароперегревателя, цпп -количество теплоты, подведенное к 1кг пара в промежуточном пароперегревателе, г]цвд - КПД условной конденсационной турбины, равный отношению приведенного теплоперепада ЦВД к количеству теплоты подведенного к 1кг пара: (Ьр ~ Ь1о) + (1 - аг) ■ (/11о - /г2о) + - + (1 - ■ ~ /ч+1)

Щвд /1о - Ке

Распределение подогрева конденсата определятся по следующей формуле: К-К

А1г =-—г+1 где К'и - энтальпия воды при давлении и температуре в индифферентной точке.

После распределения подогрева величины подогрева конденсата и питательной воды в регенеративных подогревателях определяются параметры греющей среды в самих подогревателях, а также в отборах турбины с учетом принятой величины недогрева конденсата и питательной воды в них, которая выбирается, исходя из типа подогревателя, его конструкции и схемы включения.

Следующим шагом расчета является определение расходов рабочего тела во всех элементах тепловой схемы. На данном этапе составляются тепловые и материальные балансы, из которых и определяются расходы рабочей среды в элементах схемы.

Для подогревателей смешивающего типа уравнение теплового баланса выглядит следующим образом:

К" (-сп + с(2 + -)= V " (Ли " Са + к12 ■ С12 + •••), где Л- - энтальпия воды, выходящей из ьго подогревателя, Сп> . -расходы сред(пара, основного конденсата, дренажа), входящих в 1-й подогреватель; к[Ъ /гг2, . - энтальпии потоков, входящих в 1-й подогреватель, т] - КПД подогревателя, характеризующий потери теплоты в окружающую среду от внешнего охлаждения.

Для смесителей питательной воды и основного конденсата с конденсатом греющего пара используется уравнение, приведенное выше при г) равном 1. Ок - К) = Л " 1сп " (^1 ~ + с12 " (к12 ~ Ьдр^) + •••]> где бгг, /г- , /г- - расход нагреваемой среды через подогреватель и ее энтальпия на входе и выходе соответственно; С[2, к12 - расход греющих сред(пара и дренажа) в паровой объем ¡-го подогревателя и их энтальпии; кдр, - энтальпия дренажа ьго подогревателя.

Определив из тепловых балансов расходы пара и воды во всех элементах тепловой схемы, можно составив энергетический баланс турбины, определить ее внутреннюю мощность, пользуясь следующим выражением: ^ ' (Цотс1 ' Нотсд ¿=1

Выражение, стоящее под оператором суммирования, называется эквивалентным приведенным теплоперепадом пара в турбине и равно: Нп = 1 ■ (к0 - /г1о) + (1 - аг) ■ 0г1о - /г2о) + (1 - аг - а2) ■ (к2о - кЪо) + - +

1 - ах - а2 - ссъ-----а2) ■ (Ъ.20 - кК), где /10, к1о, . - энтальпии пара в соответствующих точках проточной части турбины, - относительные расходы пара через отсеки турбины, равные отношению расхода пара через отсек к расходу свежего пара.

Т.о., зная эквивалентный приведенный теплоперепад пара в турбине, можно, при заданном расходе свежего пара, определить ее внутреннюю мощность.

Электрическая мощность на клеммах генератора меньше внутренней мощности турбины на величину механических потерь и потерь в электрогенераторе:

Мэ = МГГ1М-г] г где г]м = 0.98 - механический КПД, г]г - КПД электрогенератора, равный для мощных генераторов 0.99.

Абсолютный электрический КПД конденсационной турбоустановки определяется отношением ее электрической мощности Ыэ к подведенному количеству теплоты (?0:

В приведенном соотношении подведенное к турбоустановке количество теплоты определяется следующим выражением: ■ ф0 — Ьпв) - для установки без промежуточного перегрева пара или = в0 • (/10 — /гш) + Спп ■ — /I®*) - для турбоустановки с промежуточным перегревом.

КПД станции определяется из соотношения, аналогичного (3): Лет = ^(4)

Чет где (}ст =

Чпот

Лпот - коэффициент, оценивающий все потери, от парогенерирующей установки до турбины.

Для рассматриваемой двухконтурной АЭС коэффициент потерь теплоты т]пот определяется следующим выражением:

Л пот Лру ' Лтр ' Лпг

При рассмотрении гибридной атомной электростанции в выражении (5) появляется дополнительный множитель - КПД внешнего по отношению к ЯППУ пароперегревателя - г]пп.

Величина г]ст характеризует эффективность работы энергоустановки без учета затрат энергии на собственные нужды. КПД электростанции нетто определяется с учетом мощности, затрачиваемой на собственные нужды станции Ысн, из выражения: я =АТЭ-ЛГСН

Лет гл сст

Удельные расходы теплоты на турбоустановку цэ, кДж/(кВт*ч) и удельный расход по всей электростанции цст, кДж/(кВт*ч) определяются из выражений:

Оо 0-ст

Удельные расходы органического топлива и ядерного горючего определяются из следующих соотношений:

В 3600 Ъ = —

Nэ 0-р " Лет

3600

Ьят -

О^ят Лет

В приведенных выражениях - низшая рабочая теплота сгорания органического топлива, а 0,ят — 6.7 ■ 1010кДж/кг - количество теплоты, выделяемой выгоревшим ядерным топливом.

Общий расход ядерного горючего значительно превышает расход выгоревшего топлива, а его годовой расход определяется выражением:

К ■ т р — ият

1000 -24-К-г}ст , , МВт • сут / где К- коэффициент выгорания топлива /т, ах- число часов использования установленной мощности.

2.2. Тепловая схема базового варианта - энергоблока с турбоустановкой К-1000-5.9/50 и реакторной установкой ВВЭР-1000.

Как уже было отмечено ранее, в качестве базы для сравнения принят наиболее распространенный в атомной энергетике России энергоблок мощностью 1000 МВт, построенный на базе паропроизводящей установки с ректором ВВЭР-1000, снабжающей паром турбоустановку К-1000-5.9/50 ЛМЗ. Для сопоставимости сравниваемых показателей экономичности предлагаемых решений с характеристиками базового варианта произведен расчет тепловой схемы турбоустановки К-1000-5.9/50, изображенной на рис. 2.11. Исходные данные для проведения расчета представлены в таблице 2.1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Проведенное сравнение предложенных тепловых схем показало, что переход к внешнему перегреву пара при любых методах организации перегрева увеличивает установленную мощность блока АЭС на базе существующего реактора в 1.7-2.7 раза с одновременным увеличением 1СПД турбоустановки до 39-49%, в зависимости от используемой схемы перегрева пара.

2. Проведенная оценка экономичности выработки дополнительной мощности на базе введенного внешнего перегрева показала, что при использовании органического топлива КПД приближается к 50%, а при использовании водородного топлива превышает 60%. Указанные КПД находятся на уровне показателей энергоблоков с суперктритическими параметрами пара и лучших образцов ПГУ с начальной температурой газа 1300-1500°С соответственно.

3. Для обеспечения перегрева пара до температуры 600°С разработан эскизный проект нового сверхмощного котла-пароперегревателя с тепловой мощностью 2031МВт и КПД 95.4%.

4. Проведено математическое исследование процесса горения водорода как в кислородной среде, так и в кислородно-паровой среде, позволившие провести подробные исследования процесса горения и на этой базе разработать конструктивные схемы водородных камер сгорания.

5. Впервые разработан эскизный проект двухъярусного цилиндра низкого давления с применением принципиально новой двухъярусной ступени, позволившей на 50% увеличить предельную пропускную способность ЦНД с сохранением существующей длины лопаток последней ступени.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Рогалев, Андрей Николаевич, 2012 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Nuclear power reactors in the world. International Atomic Energy Agency(IAEA), VIENNA 2011

2. Энергетика России: взгляд в будущее(Обосновывающие материалы к энергетической стратегии России на период до 2030 года) М.: Издательский дом «Энергия», 2010

3. Атомные электростанции. Основной технологический процесс: учеб. пособие/ В.М. Зорин М.: Издательский дом МЭИ, 2008

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

5. Ядерная энергетика: Пер. с англ. - М.: Энергоатомиздат 1986, Г. Кесслер

6. Конструирование ядерных реакторов. Учебное пособие для вузов. И.Я. Емельянов, В.И. Михан, В.И. Солонин - М.: Энергоатомиздат 1982

7. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательский дом МЭИ, 2008

8. G. Audet, G. Franconville, О. Mandement, "Arabelle 1550MW, review of the first years of operation", Conference Proceedings "Power GEN Europe - 2004"

9. A. Wichtmann, N. Schindler, W. Ulm, "World largest 1715MW steam turbine for Finland's Olkiluoto-3 nuclear power plant" Conference Proceedings "Power GEN Europe - 2004"

10. The future of nuclear power, J. Lillington, Elsevier Ltd, Oxford, UK, 2004

11. Реакторы на быстрых нейтронах: Учеб. пособие для вузов/ Под ред. Ф.М. Митенкова-М.: Энергоатомиздат, 1985

12. Парогенераторные установки атомных электростанций: Учебник для вузов. Рассохин Н.Г. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987

13. Саламов А.А., «Применение ГТУ на АЭС с высокотемпературными гелиевыми реакторами», Энергохозяйство за рубежом №4, 1971

14. Пономарев-Степной H.H., Проценко А.Н., Гребенник В.Н. и др. «Высокотемпературные реакторы с гелиевым теплоносителем(возможности, перспективы применения, технические проблемы)», Атомно-водородная энергетика и технология, выпуск 1, М.: Атомиздат, 1978

15. Гребенник В.Н. "Состояние работ в мире по ВТГР", Атомно-водородная энергетика и технология, выпуск 7, М. Энергоатомиздат, 1986

16. Гребенник В.Н. "Состояние работ по высокотемпературным газоохлаждаемым реакторам в СССР", Атомно-водородная энергетика и технология, выпуск 5, М.: Энергоатомиздат, 1982

17. Перспективные ядерные топливные циклы и реакторы нового поколения/ Бойко В.И., Демянюк Д.Г., Кошелев Ф.П., Мещеряков В.Н., Шаманин И.В., Шидловский В.В. - Томск: Изд-во ТПУ, 2005

18. Тепловые и атомные электростанции: Справочник // под ред. Клименко A.B., Зорина В.М. - 3-е издание, М: Издательство МЭИ, 2003

19. Афанасьев Б.П., Годик И.Б., Комаров Н.Ф., Курочкин Ю.П. "Тепловая схема и парогенератор на закритические параметры пара реакторной установки БГР-300", Теплоэнергетика №7, 1979, стр. 13-17

20. Филин А.И., Цикунов B.C., Попов C.B. и др. "Разработка схем, оборудования и режимов работы второго контура перспективной АЭС", Теплоэнергетика №6,2001, стр. 27-31

21. Кириллов П.Л. «Водоохлаждаемые реакторы на воде сверхкритических параметров(предложения по программе и путям развития работ)», сборник трудов отраслевого научно-технического семинара "Реакторы на сверхкритических параметрах воды", 6-7 сентября 2007, ФГУП "ГНЦ РФ -Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского", стр. 4-15

22. Драгунов Ю.Г., Рыжов С.Б., Никитеноко М.П. и др. «Водоохлаждаемые реакторы со сверхкритическими параметрами(ВВЭР-СКД) - перспективные реакторы 4-го поколения» , сборник трудов отраслевого научно-технического семинара "Реакторы на сверхкритических параметрах воды", 6-7 сентября 2007,

ФГУП "ГНЦ РФ - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского", стр.16-27

23. Баранаев Ю.Д., Глебов А.П., ЬСпушин A.B. и др. «Реакторы, охлаждаемые водой сверхкритического давления при двухходовой схеме движения теплоносителя» , сборник трудов отраслевого научно-технического семинара "Реакторы на сверхкритических параметрах воды", 6-7 сентября 2007, ФГУП "ГНЦ РФ - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского", стр. 2839

24. Викулов В.К., Гмырко В.Е., Гроздов И.И. и др. «Водографитовый энергетический реактор со сверхкритическим давлением теплоносителя ВГЭРС», сборник трудов отраслевого научно-технического семинара "Реакторы на сверхкритических параметрах воды", 6-7 сентября 2007, ФГУП "ГНЦ РФ -Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского", стр. 40-47

25. Семченков Ю.М., Духовенский A.C., Алексеев П.Н. и др. «Проблемы и перспективы ЛВР нового поколения со сверхкритическим давлением» , сборник трудов отраслевого научно-технического семинара "Реакторы на сверхкритических параметрах воды", 6-7 сентября 2007, ФГУП "ГНЦ РФ -Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского", стр. 48-58

26. Юрьев Ю.С., Морозова С.И., Абдулкадыров В.М., Чусов И.А. «Применение залива активной зоны сплавом Pb-Bi в случае аварии АЭС с потерей теплоносителя сверхкритических параметров» , сборник трудов отраслевого научно-технического семинара "Реакторы на сверхкритических параметрах воды", 6-7 сентября 2007, ФГУП "ГНЦ РФ - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского", стр. 85-88

27. Абдулкадыров В.М., Богословская Г.П. «Расчет пароперегревателя в прямоточной схеме АЭС с реактором сверхкритического давления» , сборник трудов отраслевого научно-технического семинара "Реакторы на сверхкритических параметрах воды", 6-7 сентября 2007, ФГУП "ГНЦ РФ -Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского", стр. 161-172

28. Yuki Ishiwatati, Akifumi Ymaji «Super light water reactors and super fast reactors. Supercritical-pressure light water cooled reactors», USA, New York: Springer Science, 2010

29. «Проектирование АЭС с пароохлаждаемими реакторами», Теплоэнергетика №3, 1973, стр. 88-92.

30. Кряжев A.B. «Эффективность парогазовых энергоблоков АЭС с регенеративным подогревом питательной воды», «Теплотехнические основы энергетических технологий» - сборник научных трудов всероссийской научно-технической конференции, Томск: Изд-во ТПИ, 2010, стр. 150-154

31. Походяев С.Б., Аношкин Ю.И., Походяева Ю.С. «Ядерный парогазовый цикл-путь экономии углеводородных энергоресурсов», Газотурбинные технологии, №9, 2008, стр. 34-38

32. «Термодинамические циклы атомных электростанций»/ Калафати Д.Д., M.-JL: Госэнергоиздат, 1963

33. «Термодинамические циклы АЭС»/ Калафати Д.Д., изд. 2-е М.: МЭИ, 1988

34. «Тепловые схемы и показатели конденсационных паротурбинных установок ТЭС и АЭС», Цанев C.B., Тамбиева И.Н., Короткова JI.C., М.: МЭИ, 1983

35. «Тихоходные паровые турбины атомных электрических станций: учебное пособие для вузов»/ Трухний А.Д., Булкин А.Е., М: издательский дом МЭИ, 2011

36. Асмолов В.Г. «Выбор приоритетов и оптимальной стратегии развития атомной энергетики России», Теплоэнергетика, №5, 2009, 2-6

37. Фаворский О.Н. «Развитие энергетики России в ближайшие 20-30 лет», Теплоэнергетика №2, 2008, стр. 2-3

38. «Основы термодинамических циклов теплоэнергетических установок: Учеб. пособие для теплоэнергет. спец. вузов» изд. 3-е пераб. и доп., М: «Высш. шк.», 1985

39. «Современные котельные агрегаты ТКЗ», 3 изд., перераб. и доп., М: Энергия, 1985

40. «Котельные установки и парогенераторы (конструкционные характеристики энергетических котельных агрегатов)» Е.А.Бойко, А.А.Шпиков, Красноярск, КГТУ, 2003

41. Конструкция и расчет котлов и котельных установок: Учебник для техникумов по специальности «Котлостроение»/ В. А. Двойнишников, JI. В. Деев, М. А. Изюмов — М.: Машиностроение, 1988

42. «ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ РОССИИ на период до 2030 года» УТВЕРЖДЕНА распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г.№ 1715-р

43. Филиппов Г.А., Назаров О.И., Томков Ю.П., Лисянский A.C. «Основные направления и перспективы создания турбоустановок для АЭС мощностью 15001700МВт», Московские турбинисты-энергетики: Щегляев A.B., Рубинштейн Я.М., Берман Л.Д. - их наследие и продолжатели// Сб. докл. научн.-техн. конф. -М.: ОАО ВТИ, 2003, стр. 11-17

44. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин. М., Из-во МЭИ, 2000

45. Турбины тепловых и атомных электрических станций. Под редакцией Костюка А.Г. и Фролова В.В. Издательство МЭИ, 2001

46. Кругликов П.А. Оптимизация параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, диссертация на соискание степени доктора технических наук, Санкт-Петербург, 2004

47. Федоров В.А., Мильман О.О. Энергоэффективное непрерывное производство электроэнергии с комбинированным использованием органического и водородного топлива. Международный форум «Водородные технологии для производства энергии». Москва, Россия, 6-10 февраля 2006. Тезисы докладов.

48. Нишневич В.И., Бакурадзе М.В., Сафонов Л.П., Храбров П.В. Анализ и перспективы применения двухъярусных выхлопов в проточных частях низкого давления мощных паровых турбин. Труды ЦКТИ выпуск 173 1978 с. 46-59.

49. Рохлин В.Е., Бакурадзе М.В. Проектно-расчетное исследование проточной части с разделением и поворотом потока для быстроходных турбоагрегатов. Труды ЦКТИ выпуск 192, стр. 46-41

50. Нишневич В.И., Бакурадзе М.В., Некрасов В.В., Дятлова Н.Ф. «Экспериментальное исследование напряженного состояния двухъярусной рабочей лопатки» Труды ЦКТИ, выпуск 198, стр. 46-55

51. Зарянкин А.Е., Зарянкин В.А., Арианов С.В. «Проточная часть турбины» Патент № 2296224

52. Зарянкин А.Е., Зарянкин В.А., Арианов С.В. Проточная часть паровой турбины. Патент РФ БИ № 9 27.03.2007

53. «1РСС Special Report on Carbon dioxide Capture and Storage», Bert Metz, Ogunlade Davidson, Heleen de Coninck, Manuela Loos and Leo Meyer (Eds.) Cambridge University Press, UK, 2005

54. U. Daldrup, «The energy policy in European Union: An outlook», conference proceedings of «International symposium SYMKOM 2011: Compressor and turbine flow systems, theory and application areas», Poland, Lodz, 2011, pp. 9-28

55. «Разработка научных основ проектирования электростанций с высокотемпературными паровыми турбинами: сборник статей», - М.: издательство МГТУ им. Баумана, 2009

56. Малышенко С.П., Назарова О.В., Сарумов Ю.А. «Некоторый термодинамические и технико-экономические аспекты применения водорода как энергоносителя в электроэнергетике», Атомно-водородная энергетика и технология, выпуск 7, М.: Энергоатомиздат 1986

57. Шпильрайн Э.Э., Сарумов Ю.А., Попель О.С. «Применение водорода в энергетике и в энергетических комплексах», Атомно-водородная энергетика и технология, Вып.4 М: Энергоатомиздат, 1982

58. Аминов Р.З., Байрамов А.Н., Шацкова О.В. «Оценка эффективности водородных циклов на базе внепиковой электроэнергии АЭС», Теплоэнергетика, №11,2009, стр. 41-45

59. Байрамов А.Н. «Эффективность интеграции АЭС с водородным энергетическим комплексом» Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н., Саратов: Издательство СГТУ, 2010

60. Бирюкова Т.М., Иглова Л.В., Шульгина B.C., Монастырская А.Р., Хохлова Л.К. «Возможность использования водорода для производства пиковой электроэнергии», Теплоэнрегетика, №9, 1978, стр. 64-67

61. «Введение в водородную энергетику», Шпильрайн Э.Э., Малышенко С.П., Кулушов Г.Г., М: Энергоатомиздат, 1984

62. Bannister R.L., Newby R.A, Yang W.C. Development of Hydrogen-Fueled Combustion Turbine Cycle for Power Generation. Transactions of the ASME, vol.120, April 1998 c.276-283.

63. Miller A., Milewski J., Kiryk S., Remarks On Hydrogen-Fuelled Combustion Turbine Cycle, The Second International Scientific Symposium COMPOWER 2000,Gdansk, Poland,2000

64. Miller A., Lewandowki J., BadydaK., Kiryk S., Milewski J.,The conception of hydrogen fuelled gas turbine,IY International Conference of Modern Devices In Power Plant Industry,Poland,2001

65. HamaJ., IkiN., Miller A., Lewandowski J., BadydaK., Kiryk S., Milewski J.,Hydrogen Fuelled Gas Turbine - the Thermodynamic Analysis of the Cycle, Scientific Papers of Warsaw University of Technology - Mechanics, Warsaw, Poland,2001

66. Hama J., Iki N., Miller A., Lewandowski J., Badyda K., Kiryk S., Milewski J.,New Efficient Hydrogen - Fuelled Combustion Turbine Cycle - a study of configuration and performance, 14th World Hydrogen Energy Conference, Montral, Canada,2002

67. Miller A., Lewandowski J., Badyda K., Kiryk S., Milewski J.,Hydrogen-Fuelled Combustion Turbine Cycle - a Realization Possibility of HP Part, Turbomachinery, No. 22, pp. 415-422,2002

68. Milewski J., Miller A., Fuel Cells - Possibilities of Application in the Power Industry,XVIII Thermodynamic Congress, Muszyna, Poland,2002

69. Miller A., Lewandowski J., Badyda K., Kiryk S., Milewski J.,Hydrogen combustion turbine cycles, Archives of Thermodynamics, vol. 24, No. 3, pp. 1730,2003

70. Miller A., Lewandowski J., Badyda K., Kiryk S., Milewski J., HamaJ., Iki N.,Off-Design Analysis of the GRAZ Cycle Performance, International Gas Turbine Congress 2003, TS-089,Tokyo, Japan,2003

71. Малышенко С.П., Бабелин И.Н., Волков А.Г., Грязнов А.Н. «Разработка и исследование водородно-кислородного парогенератора мощностью 10МВт» // Теплоэнергетика, 1997 №8, стр. 48-52

72. "Основы современной энергетики: учебник для вузов. Том 1. Современная теплоэнергетика", Трухний А.Д., Изюмов М.А., Поваров О.А., Малышенко С.П., М.: издательский дом МЭИ, 2008

73. Eisner W., Kowalczyk L., Niegodajew P., Drobniak S. / Thermodynamic analysis of a thermal cycle of supercritical power plant // conference proceedings of «International symposium SYMKOM 2011: Compressor and turbine flow systems, theory and application areas», Poland, Lodz, 26-28 October 2011, pp. 217-225

74. Lukowicz H., Kohanievich A. / Methods of efficiency enhancement of supercritical fossil power units by the recovery of waste heat from the boiler exhaust gases // conference proceedings of «International symposium SYMKOM 2011: Compressor and turbine flow systems, theory and application areas», Poland, Lodz, 2628 October 2011, pp. 131-140

75. Haberman M, Gotte С., Tigges К., Scheffknecht G. / Supercritical lignite-fired boiler for RWE's new 1.100 MW unit // Conference Proceedings "Power GEN Europe -2004"

76. Stepzynska K., Rulik S., Lukowicz H., Dykas S. / Modeling the steam turbine cycle for ultra-supercritical coal-fired power unit // conference proceedings of «International symposium SYMKOM 2011: Compressor and turbine flow systems, theory and application areas», Poland, Lodz, 26-28 October 2011, pp. 205-214

77. Сивачев K.A., Годик И.Б., Неймарк Б.А., Флаксерман Г.Ю. / Надстроечный блок СКР-100 на 300кгс/см2, 650°С на Каширской ГРЭС. Теплоэнергетика №6 1973, стр. 8-12

78. Шубенко-Шубин Л.А., Островский С.И. / Паровая турбина ХТГЗ типа СКР-100 с охлаждением для сверхкритических параметров пара/ Энергомашиностроение №6 1976, стр. 4-10

79. Чернецкий Н.С., Сережкина Л.П., Брагинский Г.П., Беликов А.Г. / Исследование работы турбины Р-100-300 блока СКР-100 при нестационарных тепловых режимах // Теплоэнергетика № 6 1973, стр. 12-14

80. Брагинский Г.П., Чернецкий Н.С., Сережкина Л.П. / Некоторый опыт работы системы охлаждения турбины Р-100-300 мощностью 100МВт на 300кгс/см2 и 650°С // Теплоэнергетика №6 1973, стр. 15-18

81. Злепко В.Ф., Шустова Т.А. / К вопросу надежности аустенитных сталей для энергоустановки с параметрами пара 650°С, 315 ата // Теплоэнергетика №6 1966, стр. 10-13

82. Тыкочинская Т.В. / Свойства труб из стали ЭП17 главного паропровода энергоблока Р-100-300 Каширской ГРЭС // Теплоэнергетика №10 1977, стр. 3234

83. Super powerful steam turbine for hybrid nuclear power plants / Zaryankin A.E., Zaryankin V.A., Arianov S.V., Kraushkin P.M., Rogalev A.N. // proceedings of conference 8th European conference on Turbomachinery Fluid dynamics and Thermodynamics, Graz(Austria). March 23-27. 2009. pp. 1149-1156

84. Turbine of Nuclear Power Plant with outer steam superheater / Zaryankin A.E., Zroichikov N.A., Arianov S.V., Rogalev A.N. // proceedings of 6-th conference on Power System Engineering, Thermodynamics and Fluid Flow, Pilsen (Czech Republic). June 16-17. 2007. pp. 229-335

85. Prospect and technical possibility of the passage to hybrid nuclear power plants with outer steam superheater / Zaryankin A.E., Rogalev A.N., Arianov S.V. // proceedings of conference SYMCOM 2011. Lodz (Poland). October 26-28. 2011. pp. 235-244

86. Гибридные АЭС с внешним по отношению к реактору перегревом пара / Зарянкин А.Е., Рогалев А.Н. // сборник трудов международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии»(ХУ1 Бенардосовские чтения), том 2. Иваново (Россия). 1-3 июня 2011. стр. 79-82

87. Турбоустановка АЭС с внешним перегревом пара / Зарянкин А.Е. Рогалев Н.Д. Лысков М.Г., Рогалев А.Н. // Вестник МЭИ. 2011. №4. стр. 12-18

88. Hybrid electric power installations with high temperature steam turbines and hydrogen steam superheating / Zaryankin A.E., Sedlov A.S., Arianov S.V., Rogalev A.N. // proceedings of 9-th conference «Research&Development in Power Engineering». Warsaw(Poland), December 8-11. 2009. pp. 342-351

89. Применение высокотемпературных паровых турбин в парогазовых энергетических установках и в паротурбинных установках АЭС / Рогалев А.Н. // сборник трудов 16-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов Радиоэлектроника, электротехника и энергетика, том 3. Москва. 24-25 февраля 2010. стр. 209-210

90. Предпосылки и перспективы создания гибридных АЭС с водородным перегревом пара после реакторного парогенератора / Рогалев А.Н. // сборник трудов 17-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», том 3. Москва. 24-25 февраля 2011. стр. 188-190

91. ГОСТ Р50831-95 Утвержден и введен в действие Постановлением Госстандарта Российской Федерации от 25 октября 1995 г. № 553.

92. Прохоров В.Б., Рогалев Н.Д., Лысков М.Г. "Образование и методы снижения выбросов оксидов азота при сжигании топлив на ТЭС", Методическое пособие, МЭИ, 2001 г.

93. Зройчиков H.A., Галас И.В., Лысков М.Г., «Комплексная реконструкция котлов ТГМП-314Ц ТЭЦ-23 ОАО Мосэнерго с целью обеспечения их экологической чистоты, надежности и экономичности» //Теплоэнергетика №6, 2006, стр. 31-35

94. Super powerful steam superheaters and turbines for hybrid nuclear power plants / Zaryankin A.E., Lyskov M.G., Arianov S.V., Rogalev A.N. // Journal of Power Technologies. 2011. №12. pp. 191-197

95. Высокотемпературные технологии производства электроэнергии на АЭС с реакторными установками ВВЭР-1000 / Зарянкин А.Е., Лысков М.Г., Рогалев А.Н. // тезисы докладов международной научной школы «Проблемы газодинамики и тепломассобмена в энергетических технологиях». Москва. 5-7 сентября 2011. стр. 179-181