Повышение эффективности влажнопаровых турбоустановок за счет оптимизации схемных решений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Кулаков Егор Николаевич

• Кулаков Егор Николаевич
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Кулаков Егор Николаевич

Введение

1 Турбоустановки на влажном паре: достигнутый уровень

и резервы повышения эффективности

1.1 Особенности современных ПТУ

1.2 Теплообменные аппараты системы регенерации

1.3 Выбор объекта исследований. Ключевые и «свободные»

характеристики ПТУ

1.4 Резервы повышения эффективности ПТУ

1.5 Неопределенность внешних экономических условий

1.6 Результаты обзора. Постановка задач исследования

2 Методика оптимизации технических решений

2.1 Выбор критериев экономической эффективности

2.2 Учет неопределенности экономических условий

2.3 Особенности оценки эффективности технических решений

для действующих энергоблоков

2.4 Выводы по главе

3 Расчетно-программный комплекс

3.1 Разработка и валидация моделей тепловых схем ПТУ

3.2 Блок тепло-гидравлического расчета подогревателей

3.3 Блоки экономических расчетов и алгоритма оптимизации

3.4 Алгоритм оптимизационного расчета

3.5 Выводы по главе

4 Повышение эффективности ПТУ

за счет оптимизации схемных решений

4.1 Общие положения

4.2 Оптимизация недогревов в регенеративных подогревателях

4.2.1 Исходные данные

4.2.2 Настройка ограничений оптимизации

4.2.3 Результаты оптимизации недогревов

4.3 Унификация регенеративных подогревателей

4.3.1 Общие положения

4.3.2 Унификация подогревателей ПТУ К-1200-6,8/50

4.3.2 Унификация подогревателей ПТУ К-1200-6,8/25

4.4 Оптимизация температуры питательной воды

4.5 Утилизация КГП из СПП

4.6 Утилизация выпара деаэратора

4.7 Оценки эффективности использования ПНД2 камерного типа

4.8 Обобщение результатов исследований и рекомендации

по их использованию

4.9 Выводы по главе

Заключение

Список литературы

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Вывод формул для коэффициентов /к и

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Учет неопределенности коэффициента теплопередачи

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Оценка эффективности применения разработанных

технических решений на действующих энергоблоках

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Акт о внедрении результатов работы

Список сокращений и условных обозначений

АЭС - атомная электростанция;

АЭС-2006 - российский проект атомной станции нового поколения «3+» с улучшенными технико-экономическими показателями; БОУ - блочная обессоливающая установка; ВВЭР - водо-водяной энергетический реактор;

ВВЭР-ТОИ - типовой оптимизированный и информатизированный российский проект атомной станции;

ДПМ - договор на поставку мощности;

КГП - конденсат греющего пара;

КГТН - конденсатный гидротурбинный насос;

КИУМ - коэффициент использования установленной мощности;

КНД - конденсатор;

КП - (зона) конденсации пара;

КПД - коэффициент полезного действия;

КПУ - конденсатор пара уплотнений;

КуАЭС-2 - Курская АЭС-2;

КЭН - конденсатный насос;

ЛАЭС-2 - Ленинградская АЭС-2;

НСС - насос слива сепарата;

ОД - (зона) охлаждения дренажа; охладитель дренажа;

ОД-ПП - охладитель дренажа пароперегревателя;

ОК - основной конденсат;

ПВД - подогреватель высокого давления;

ПГ - парогенератор;

ПНД - подогреватель низкого давления;

ПП - пароперегреватель;

ПТУ - паротурбинная установка;

ПЭН - питательный электронасос;

РУПГ- регулятор уровня в парогенераторе;

СРК - стопорный регулирующий клапан;

СПП - сепаратор-пароперегреватель;

ТЭС - тепловая электростанция;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ЦСД - цилиндр среднего давления;

ЧДД - чистый дисконтированный доход;

ЭНЗ - электронасос закачки;

CANDU - Canada Deuterium Uranium (тяжеловодный водо-водяной ядерный реактор производства Канады);

EPR - European Pressurised Reactor, Evolutionary Power Reactor; LCOE - levelized cost of energy;

PWR - Pressurised Water Reactor (ВВЭР - в российской классификации).

Организации:

ЛМЗ - Ленинградский металлический завод; ныне - филиал ПАО «Силовые машины» (Санкт-Петербург);

МЭИ - Московский энергетический институт; ныне - Национальный исследовательский университет «МЭИ»;

УрФУ - Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина (Екатеринбург);

ХТЗ - Харьковский турбогенераторный завод, Харьковский турбинный завод; ныне - АО «Турбоатом» (Украина);

ЦКТИ - Центральный котлотурбинный институт; ныне - ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» (ОАО «НПО ЦКТИ»);

SEPGE - Shanghai Electric Power Generation Equipment.

Обозначения:

аг - коэффициент годовых отчислений от капитальных затрат, %; ад - ставка дисконтирования, %;

Ьг - экономический комплекс, учитывающий условия создания и эксплуатации АЭС;

С - средняя стоимость электроэнергии, руб./(кВт ч); Сг - стоимость реализуемой электроэнергии в /-ом году, руб./(кВтч); Степл - стоимость тепловой мощности реактора, руб./(кВт ч); Стопл - топливная составляющая стоимости электроэнергии, руб./(кВтч); Суд г - удельная стоимость изменяющейся части /-го теплообменного аппарата, приведенная к 1 м2 теплопередающей поверхности, руб./м2; СЭ - расчетная стоимость электроэнергии, руб./(кВтч); Сэкспл - эксплуатационная составляющая стоимости электроэнергии, руб./(кВтч);

СЭр - равновесная рыночная стоимость электроэнергии, руб./(кВтч); Г - площадь поверхности теплообмена, м2;

/к - коэффициент приведения капитальных затрат; f м - коэффициент приведения выработки мощности; О - расход среды, кг/с;

к - годовое количество часов использования мощности, ч/год;

- количество часов использования мощности в /-ом году, ч; К - капитальные затраты, руб.;

К^ - капитальные затраты в /-ом году, руб.; Кб - капитальные затраты в базовом варианте, руб.; Км - капитальные затраты на модернизацию, руб.; к - коэффициент теплопередачи, Вт/(м К);

N - среднегодовая электрическая мощность нетто энергоблока в /-ом году, кВт;

п - период жизненного цикла объекта, лет;

пв - период, на котором производятся затраты на вывод из эксплуатации, лет;

пи - срок возврата инвестиций, лет;

пс - период строительства, лет;

пэ - период эксплуатации, лет;

О - средние операционные затраты, руб.;

Ог - операционные затраты в /-ом году, руб.;

р - давление, МПа; паритет электрической мощности, руб./кВт;

@пг - тепловая мощность парогенератора, МВт;

- тепловая мощность реактора, МВт;

Ш - среднее годовое производство электроэнергии, кВт ч;

- производство электроэнергии в /-ом году, кВт ч;

X - коэффициент для варьирования комплекса Ь1 относительно его начального значения Ь/ нач;

б £ - недогрев, °С;

АЗ - приведенные затраты, руб./год;

ДЭ - годовой экономический эффект, руб./год;

п - КПД, %;

ток - период окупаемости, лет.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности влажнопаровых турбоустановок за счет оптимизации схемных решений»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Согласно Энергетической стратегии Российской Федерации до 2035 года, одним из основных направлений развития топливно-энергетического комплекса страны является внедрение современных энергоблоков АЭС поколения «3+».

Важным элементом энергоблока, определяющим его эффективность, является паротурбинная установка (ПТУ). Новые отечественные ПТУ должны соответствовать современным требованиям надежности, безопасности и иметь конкурентные преимущества перед зарубежными аналогами.

Одним из путей повышения эффективности ПТУ является оптимизация технологических и технических решений, касающихся тепловой схемы и теплообменного оборудования.

Тема работы соответствует Перечню приоритетных направлений научно-технологического развития РФ (п. 1), а также Перечню важнейших наукоемких технологий РФ (п. 1).

Работа выполнена в рамках отраслевой программы ГК «Росатом» 2.12 «Совершенствование проектных решений традиционной технологии ВВЭР», а также стратегического проекта «Прорыв» и др.

Степень разработанности темы. Большой вклад в теорию, разработку методик и исследования оптимизации схемных решений ПТУ атомных и тепловых электростанций внесли А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов, Д.М. Буд-няцкий, М.И. Гринман, В.М. Зорин, А.М. Клер, П.А. Кругликов, Л.С. Попы-рин, Ю.В. Смолкин, П.П. Суворов и др. [1-45].

Результаты их исследований применительно к энергоблокам АЭС позволили обосновать выбор решений для ПТУ, разработать нормативные материалы по оптимизации тепловых схем АЭС. Однако обзор литературы высветил резервы повышения эффективности отечественных ПТУ нового поколения на основе оптимизации схемных решений.

Цель работы заключается в разработке комплекса технических и технологических решений, повышающих эффективность влажнопаровых турбо-установок.

В качестве объектов исследования выбраны ПТУ типа К-1200-6,8/50 и К-1200-6,8/25 проектов АЭС-2006 и ВВЭР-ТОИ соответственно.

Предметом исследования является оптимизация технологических и технических решений по тепловой схеме и теплообменному оборудованию системы регенерации ПТУ.

Поставлены и решены следующие основные задачи:

1) На основе анализа схемных решений современных ПТУ (отечественных и зарубежных) выявлены элементы и узлы, оптимизация которых позволяет повысить эффективность энергоблока;

2) Разработана методика оптимизации технологических и технических решений по тепловой схеме и теплообменному оборудованию ПТУ, учитывающая неопределенность экономических условий создания и эксплуатации энергоблока;

3) Разработан программный комплекс для оптимизации тепловых схем и теплообменного оборудования ПТУ в условиях неопределенности внешних экономических условий создания и эксплуатации энергоблока;

4) Разработан комплекс технологических и технических решений по тепловой схеме и теплообменному оборудованию применительно к ПТУ К-1200-6,8/50 и К-1200-6,8/25.

Соответствие паспорту специальности. Работа соответствует паспорту специальности 2.4.5 - «Энергетические системы и комплексы» в части направлений исследований по пунктам: 1. Разработка ... методов расчета, алгоритмов и программ выбора и оптимизации параметров ... энергетических установок . и их основного и вспомогательного оборудования; 2. Математическое моделирование ... рабочих процессов, протекающих в энергетических . установках ., их основном и вспомогательном оборудовании; 3. ... совершенствование оборудования для производства электрической и тепловой энергии, . повышение надежности . элементов . энергетических установок; 5. Разработки и исследования в области энергосбережения и ресурсосбережения при производстве тепловой и электрической энергии ... в энергетических системах; 7. Исследование влияния технических решений, принимаемых при создании и эксплуатации энергетических ... установок на их финансово-экономические и инвестиционные показатели.

Научная новизна работы заключается в следующем:

Разработана методика технико-экономической оптимизации технологических и технических решений по тепловой схеме и теплообменному оборудованию ПТУ на основе использования понятия «паритет электрической мощности» и критерия годового экономического эффекта с учетом неопреде-

ленности ситуации на рынке электроэнергии и оборудования, условий эксплуатации и экономической политики;

Применительно к ПТУ К-1200-6,8/50 и К-1200-6,8/25: впервые проведена технико-экономическая оптимизация подогревателей камерного типа и показана целесообразность их унификации с оптимизацией в них недогрева и площади теплообменной поверхности;

установлены диапазоны оптимальных значений давления пара в первом отборе и температуры питательной воды за группой ПВД и на входе в парогенератор;

разработаны и обоснованы эффективные схемы утилизации дренажа и продувочного пара из системы промежуточной сепарации и перегрева пара, а также выпара деаэратора;

определены условия эффективного применения всей группы подогревателей низкого давления в варианте их камерного исполнения. Теоретическая и практическая ценность работы: Реализованная в виде комплекса программ методика оптимизации технологических и технических решений по тепловой схеме и теплообменному оборудованию ПТУ позволяет исследовать влияние конструктивных характеристик теплообменных аппаратов и параметров системы регенерации на эффективность энергоблока и научно обосновать концептуальные решения на ранних стадиях проектирования энергетического оборудования.

Внедрение рекомендаций автора по унификации регенеративных подогревателей, повышению температуры питательной воды, совершенствованию технологических схем утилизации дренажа и продувочного пара из системы промежуточной сепарации и перегрева пара, утилизации выпара деаэратора позволяет повысить эффективность энергоблока.

Результаты работы внедрены в базовом проекте ПТУ К-1200-6,8/25 для энергоблоков 1 и 2 Смоленской АЭС -2, в проекте ПТУ К-600-6,8/50 перспективных энергоблоков 1 и 2 Кольской АЭС-2, в проекте ПТУ К-1200-16/50 инновационного энергоблока БР-1200, используются в АО «Силовые машины», АО «Атомэнергопроект», АО «НИКИЭТ», могут быть адаптированы для ПТУ ТЭС и используются в учебном процессе при подготовке аспирантов по программам «Энергетические системы и комплексы» и «Турбомаши-ны и поршневые двигатели».

Методы исследований: Для получения результатов работы использованы методы математического и численного моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории подобия процессов тепломассо-

обмена, балансовых расчетов технологических схем энергоустановок, тепло-гидравлических расчетов теплообменного оборудования.

Достоверность и обоснованность результатов работы подтверждается: использованием апробированных методик исследований и расчетов; удовлетворительным согласованием результатов исследований, полученных автором, с известными экспериментальными и расчетными данными; привлечением к экспертной оценке результатов работы профильных специалистов и организаций.

Положения, выносимые на защиту:

1) Результаты анализа современных турбоустановок на влажном паре и обоснование выбора элементов и узлов тепловой схемы ПТУ, оптимизация и совершенствование которых позволяет повысить эффективность энергоблока;

2) Реализованная в комплексе программ методика технико-экономической оптимизации параметров теплообменного оборудования и тепловой схемы ПТУ;

3) Результаты оптимизационных и технико-экономических исследований по тепловой схеме и теплообменному оборудованию применительно к ПТУ типа К-1200-6,8/50 и К-1200-6,8/25;

4) Новые технологические схемы утилизации дренажа и продувочного пара из системы промежуточной сепарации и перегрева пара, утилизации выпара деаэратора;

5) Рекомендации по использованию результатов исследований при создании новых и модернизации действующих ПТУ для энергоблоков АЭС и ТЭС.

Личный вклад автора заключается в постановке задач исследований, сборе и обобщении данных о ПТУ, обосновании и выборе методик исследования, разработке и валидации математических моделей ПТУ, выполнении расчетных исследований и обобщении их результатов, разработке рекомендаций по повышению эффективности технологических схем и теплообмен-ного оборудования действующих и проектируемых ПТУ.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на научно-технических советах и совещаниях, организованных в рамках программы 2.12 «Совершенствование проектных решений традиционной технологии ВВЭР» АО «Концерн Росэнергоатом» и АО «Атом-стройэкспорт» в период 2020-2021 гг. и разработки решений по перспективному проекту Смоленской АЭС-2; V Международной научно-технической

конференции «Современные задачи автоматизации энергетики» (Москва, 2022); XXX Международной научно-технической конференции «Машиностроение и техносфера XXI века» (г. Севастополь, 2023); на совещании координационного совета с участием начальников турбинных цехов АЭС и представителей центрального аппарата АО «Концерн Росэнергоатом» по теме «Эксплуатация, ремонт, модернизация и сервисное обслуживание турбинного и вспомогательного оборудования» (Санкт-Петербург, 2023); научно-техническом совете АО «Концерн Росэнергоатом» по теме «Сравнение типа турбоустановки (быстроходная/тихоходная) для АЭС большой мощности с реакторами ВВЭР» (2024); научно -технической конференции «Невская энергетическая перспектива» (Санкт-Петербург, 2024, 2025); научных семинарах в ОАО «НПО ЦКТИ» (Санкт-Петербург, 2020-2025 гг.). На результаты работы было получено положительное экспертное заключение от АО «ВНИИАЭС» (2021).

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 21 научная работа, включая 9 статей в журналах из перечня ВАК (8 из них имеют переводные версии в изданиях, индексируемых в базах данных Web of Science и Scopus) и 4 публикации в материалах конференций.

1 ТУРБОУСТАНОВКИ НА ВЛАЖНОМ ПАРЕ: ДОСТИГНУТЫЙ

УРОВЕНЬ И РЕЗЕРВЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

1.1 Особенности современных ПТУ

Основу современной мировой атомной энергетики составляют энергоблоки с технологией (ВВЭР - в российской классификации). Разнообразие географических зон, для которых были спроектированы эти энергоблоки, а также различные подходы к их созданию обусловили различия в тепловой мощности, параметрах теплоносителя первого контура, структуре и параметрах тепловой схемы ПТУ и входящего в неё оборудования.

Например, расположение энергоблока у моря позволяет использовать относительно холодную морскую воду для охлаждения конденсатора, что позволяет заметно снизить давление в конце процесса расширения пара в турбине и повысить эффективность энергоблока.

В отечественных энергоблоках установлены парогенераторы (ПГ) горизонтального типа. Их конструкция была отработана на основе многолетних исследований и практического опыта эксплуатации. В то же время зарубежные компании используют ПГ вертикального типа с выделенным экономай-зерным участком. Это решение позволяет увеличить давление генерируемого пара при заданной температуре теплоносителя и площади теплообменной поверхности ПГ, либо, наоборот, сократить габариты ПГ при заданном давлении.

В настоящее время в России на пяти АЭС (Балаковской, Ростовской, Калининской, Ленинградской, Нововоронежской) эксплуатируются 17 энергоблоков электрической мощностью 1000 и 1200 МВт с турбинами как в тихоходном исполнении с частотой вращения ротора 25 с-1, так и в быстроходном исполнении с частотой вращения ротора 50 с-1. Эти турбоустановки были разработаны разными заводами в разное время - Харьковским турбинным заводом (ХТЗ) и Ленинградским металлическим заводом (ЛМЗ), входящим ныне в АО «Силовые машины». Отсюда следует и ряд различий в подходах к проектированию узлов тепловой схемы ПТУ. Все зарубежные компании проектируют влажнопаровые турбины большой мощности в тихоходном исполнении.

В общей тенденции развития турбин на влажном паре можно отметить увеличение длины лопаток последних ступеней цилиндра низкого давления (ЦНД) до 1750 и 1905 мм, что обусловлено ростом мощности паровых турбин. Однако создание лопатки «предельной» длины требует больших усилий и затрат, существенно зависит от уровня научного обеспечения проектирования в вопросах аэродинамики потока, статической и динамической прочности, возможностей металлургической базы, применяемых материалов и существующих технологий обработки [46].

Все ведущие турбостроительные компании применяют двухступенчатый перегрев пара в системе сепаратора-пароперегревателя (СПП), что позволяет заметно повысить экономичность турбоустановки.

В отечественной практике используются комбинированные схемы систем регенерации ПТУ с применением подогревателей низкого давления смешивающего типа в вакуумной части конденсатного тракта. Это позволило обеспечить: стабильный нагрев основного конденсата практически до температуры насыщения греющего пара в вакуумных ступенях подогрева; надёжную работу без перегрузки последующих подогревателей поверхностного типа; дополнительную ступень деаэрации основного конденсата в смешивающем подогревателе и др. [47]. В зарубежных ПТУ все регенеративные подогреватели поверхностного типа.

Создание отечественных ПТУ для энергоблоков АЭС поколения «3+» опиралось на опыт проектирования, исследований и эксплуатации прототипов с учетом тенденций развития аналогичного зарубежного оборудования, а также использование передовых технологий и современных подходов к конструированию турбоустановок.

Турбоустановка К-1200-6,8/50 ЛМЗ была разработана АО «Силовые

*

машины» в рамках проекта АЭС-2006 , целью которого было создание на базе энергоблока ВВЭР-1000 конкурентоспособного серийного проекта АЭС повышенной мощности. Повышение в новом проекте температуры теплоносителя реактора до предельно допустимого уровня (330°С) в условиях использования ПГ горизонтального типа позволило увеличить давление генерируемого пара с 6,2 (ВВЭР-1000) до 7 МПа и тепловую мощность реактора с 3000 до 3200 МВт.

* Работы по проекту выполнялись в рамках федеральной целевой программы «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года».

По сравнению с прототипом (быстроходной турбиной К-1000-5,9/50) в турбине К-1200-6,8/50 сохранена прежняя конструктивная схема «2 ЦНД + ЦВД + 2 ЦНД» с семью отборами пара на регенерацию, однако, помимо совершенствования проточной части турбины, изменена организация термодинамического цикла - вместо одноступенчатого применен двухступенчатый перегрев пара в СПП отборным паром из ЦВД для первой ступени пароперегревателя (11111) и свежим паром для второй ступени (ПП2) (рисунок 1.1).

Проектные характеристики турбины К-1200-6,8/50 для режима гарантийных испытаний на номинальной тепловой мощности парогенератора (3212 МВт) и условий Ленинградской АЭС-2 (по данным ЛМЗ): давление насыщенного пара р0 = 6,8 МПа, параметры пара после промежуточного перегрева (0,58 МПа, 270,5°С), электрическая мощность турбины брутто 1198,8 МВт при расходе свежего пара 00 = 1795 кг/с (6462 т/ч), среднем давлении пара в конденсаторе рк = 4,8 кПа и температуре питательной воды (на входе в ПГ) ¿щ = 227°С. КПД брутто ПТУ составляет 37,3%.

п

ПВД6 ПВД5

Рисунок 1.1 - Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1200-6,8/50 для блоков 1200 МВт (проект АЭС-2006): К - конденсатор; С - сепаратор. Римскими цифрами указаны номера отборов пара из турбины

Тракт основного конденсата включает в себя конденсатор пара уплотнений (КПУ) и четыре ступени регенеративного подогрева в аппаратах поверхностного типа (ПНД1, ПНД3, ПНД4) и смешивающего типа (ПНД2). Подогреватель ПНД1 выполнен в четырёх корпусах (по количеству ЦНД), встроенных в переходные патрубки ЦНД, а ПНД2, ПНД3 и ПНД4 - в одну группу. Закачка основного конденсата из конденсатора в деаэратор осуществляется конденсатными насосами КЭН1 и КЭН2.

Тракт питательной воды, помимо деаэратора (Д), включает в себя две ступени подогревателей поверхностного типа (ПВД5 и ПВД6), выполненных в две группы, и питательный насос с электроприводом (ПЭН).

Все поверхностные ПНД выполнены без выделенных зон охлаждения дренажа (ОД), а все ПВД - с встроенными зонами ОД.

Сепарат, выделенный из влажного пара в сепараторе СПП, сливается в сепаратосборник (прим. - на рисунке 1.1 условно не показан), откуда с помощью насоса слива сепарата (НСС) подается в тракт основного конденсата (после ПНД4).

Конденсат греющего пара (КГП) из ПП1 сливается в ПВД5, а из ПП2 закачивается с помощью конденсатного гидротурбинного насоса (КГТН) в тракт питательной воды после группы ПВД.

По оценке автора, повышение параметров свежего пара и оптимизация схемных решений турбоустановки К-1200-6,8/50 привело к увеличению ее КПД брутто на 2,2%, что примерно соответствует повышению электрической мощности на 70 МВт для условий проекта АЭС-2006.

Турбоустановка К-1200-6,8/25 ЛМЗ. Необходимость создания тихоходной ПТУ была продиктована острой конкуренцией на мировом энергетическом рынке и требованиями зарубежных заказчиков. Разработка турбины проводилась в рамках проекта ВВЭР-ТОИ*. В результате оптимизации решений по реакторной установке тепловая мощность реактора была повышена до 3300 МВт. Для отработки технических решений по проточной части турбины в АО «Силовые машины» была создана специальная стендовая и производственная база.

В ПТУ К-1200-6,8/25 реализована конструктивная схема «ЦВД + ЦСД + 2 ЦНД» с длиной лопаток последней ступени 1760 мм. Термодинамический цикл организован с двумя ступенями перегрева пара

*

Проект «ВВЭР-ТОИ» для АЭС поколения "3+" базируется на основе оптимизации технических решений проекта АЭС-2006.

«С + ПП1 + ПП2» (рисунок 2.1). Остальные принципиальные решения по тепловой схеме ПТУ К-1200-6,8/25 такие же, как и у быстроходной турбины К-1200-6,8/50.

Рисунок 1.2 - Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1200-6,8/25 ЛМЗ для блоков мощностью 1200 МВт (проект ВВЭР-ТОИ)

Проектные характеристики турбины К-1200-6,8/25 для режима гарантийных испытаний на номинальной тепловой мощности парогенератора (3312 МВт) и условий Курской АЭС-2 (по данным ЛМЗ): давление насыщенного пара p0 = 6,8 МПа, параметры пара после промежуточного перегрева (1,17 МПа, 271,4°С), электрическая мощность турбины брутто 1255 МВт при расходе свежего пара G0 = 1838 кг/с (6618 т/ч), среднем давлении пара в конденсаторе рк = 5 кПа и температуре питательной воды (на входе в ПГ) tm = 225 °С. КПД брутто ПТУ составляет 37,9%.

В настоящее время ведется сооружение энергоблока с тихоходной ПТУ К-1200-6,8/25 на площадке Курской АЭС-2.

Зарубежные турбоустановки. Среди компаний, лидирующих в разработке и производстве турбин для атомных энергоблоков, можно отметить: Alstom (Франция), Siemens (Германия), General Electric (США), Toshiba, Mitsubishi (Япония), Doosan (Южная Корея), Shanghai Electric Power Generation Equipment (SEPGE), Harbin Turbine Co., Dongfang Turbine Co. (Китай).

Имеет место кооперация этих компаний в области разработки энергетического оборудования. Также они предлагают адаптировать свои ПТУ к новым энергоблокам, разработанным по проектам АЭС-2006 и ВВЭР-ТОИ.

Например, в рамках проектов АЭС-2006 для энергоблоков Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2 компания Alstom активно предлагала свои ПТУ типа Arabelle с конструктивной схемой «ЦВД + ЦСД + 2 ЦНД» и длиной лопаток последней ступени 1450 мм, двумя ступенями промежуточного перегрева пара, структурой системы регенерации «4 ПНД + Д + 2 ПВД» [48]. При расчётном среднем давлении пара в конденсаторе 5,1 кПа компания гарантировала электрическую мощность энергоблока брутто на уровне 1198 МВт, соответствующую мощности отечественной быстроходной ПТУ К-1200-6,8/50.

В рамках проекта ВВЭР-ТОИ для энергоблоков Курской АЭС-2 предлагалась модификация ПТУ типа Arabelle с конструктивной схемой «ЦВД + ЦСД + 2 ЦНД» и длиной лопаток последней ступени 1750 мм. При тепловой мощности реактора 3300 МВт и давлении пара в конденсаторе 5,2 кПа электрическая мощность ПТУ брутто оценивалась в 1261,3 МВт, а КПД брутто ПТУ - на уровне 38,1%, что оказалось несколько выше по сравнению с аналогичными характеристиками (1255 МВт и 37,9%) конкурирующей отечественной тихоходной ПТУ К-1200-6,8/25.

В настоящее время для энергоблоков проекта АЭС-2006, которые строятся и проектируются за рубежом на атомных станциях «Пакш-2», «Аккую» и «Эль-Дабаа», согласно заключённым контрактам, планируется установить турбины типа Arabelle с конструктивной схемой «ЦВД + ЦСД + 3 ЦНД» и длиной лопаток последней ступени 1750 мм. К особенностям этих ПТУ можно отнести использование дуплексного ПНД1/2 горизонтального типа, который объединяет в себе две ступени нагрева и интегрируется в конденсатор турбины. Кроме того, в каждом регенеративном подогревателе установлены разные значения недогрева.

Для условий АЭС «Пакш-2» проектная электрическая мощность брутто турбины типа Arabelle равна 1262 МВт, а КПД брутто ПТУ составляет 39,3% (при давлении в конденсаторе 2,8 кПа).

На данный момент, по мнению автора, наиболее совершенной турбо-установкой, созданной по технологии Arabelle, является ПТУ проекта EPR (позднее - EPR-2).

В начале 2000-х годов компании Areva (Франция) и Siemens (Германия) разработали уникальный энергоблок мощностью 1600-1750 МВт. В даль-

нейшем из-за позиции Германии по вопросу развития атомной энергетики компания Siemens приняла решение выйти из проекта. В результате разработка турбоустановки была передана компании Alstom.

Следует отметить значительный объем исследований, выполненных по оптимизации технических решений для энергоблоков проекта EPR. Главной целью этих исследований было повышение тепловой экономичности станции, что особенно важно в условиях значительных капитальных затрат. Например, разработчикам удалось повысить давление генерируемого пара до 7,7 МПа, что существенно превышает давление пара самых последних отечественных и зарубежных эксплуатируемых и проектируемых энергоблоков АЭС с технологией PWR.

Все турбины проекта EPR имеют единую конструктивную схему: «ЦВД + ЦСД + 3 ЦНД». Однако в различных модификациях турбины применяются лопатки последней ступени разной длины: 1750, 1830 и 1905 мм.

В ПТУ используется ряд технических и технологических решений, которые ранее были разработаны компанией Siemens. Среди них: вертикальная конструкция СПП, схема утилизации КГП из ПП2 в специальный теплообменник охлаждения дренажа и др. К особенностям тепловой схемы можно отнести закачку дренажа регенеративных подогревателей в тракт основного конденсата после каждого ПНД. Кроме того, все энергоблоки проекта EPR предлагаются к размещению у моря, чтобы иметь возможность забирать холодную воду со дна для охлаждения конденсатора. Это позволит существенно снизить давление в конденсаторе и эффективно использовать увеличенную площадь выхлопа ЦНД [49]. Данные решения направлены на повышение тепловой эффективности энергоблока. Ожидается, что это окупит увеличение инвестиций, учитывая высокую общую стоимость энергоблока.

Первый энергоблок EPR был заказан для АЭС «Олкилуото» в Финляндии. Также один энергоблок EPR был запущен в эксплуатацию на АЭС «Фламанвиль» во Франции. Два энергоблока EPR-1750 сооружены и эксплуатируются с 2018-2019 гг. на АЭС «Тайшань» в Китае, и еще два сооружаются на АЭС «Хинкли-Пойнт С» в Англии. Компания Alstom предлагала проект энергоблока EPR для АЭС «Калверт Клиффс-3», однако в настоящее время этот проект заморожен.

Компания Mitsubishi продвигает на энергетическом рынке турбоуста-новку, разработанную для энергоблока AP-1000. Проект AP-1000 был создан американской компанией Westinghouse. Основной целью при его разработке было сокращение капитальных затрат при соблюдении всех требований без-

опасности. Это было важно, поскольку основной проблемой, сдерживающей развитие атомной энергетики в США, являются более высокие капитальные затраты по сравнению с другими типами электростанций.

Проект предусматривал двухпетлевое исполнение первого контура реактора с двумя корпусами ПГ. Принятое пониженное давление свежего пара (5,7 МПа) при относительно высокой температуре питательной воды (227°С) позволили найти компромисс между стремлением минимизировать капитальные затраты за счёт уменьшения металлоёмкости оборудования и необходимостью обеспечить приемлемый уровень энергоэффективности. В результате КПД брутто энергоблока AP-1000 составил 35,2%, а электрическая мощность - 1200 МВт при тепловой мощности парогенератора 3413 МВт и давлении в конденсаторе 8,5 кПа (для условий АЭС «Вогтль»).

Для энергоблока AP-1000 турбина выполнена по конструктивной схеме «ЦВД + 3 ЦНД» с длиной лопаток последней ступени 1321 мм. Структура системы регенерации: «4 ПНД + Д + 2 ПВД». К особенностям системы регенерации можно отнести то, что все регенеративные подогреватели выполнены в горизонтальном исполнении, причем вся группа ПНД размещена во входном патрубке конденсатора. Такая компоновка оборудования позволяет уменьшить гидравлическое сопротивление паропроводов греющего пара. Кроме того, она способствует значительному сокращению пространства машинного зала, занимаемого системой регенерации.

В 2023-24 гг. в США введены в коммерческую эксплуатацию два энергоблока AP-1000 на АЭС «Вогтль». В Китае уже работают четыре энергоблока AP-1000 - по два на АЭС «Саньмэнь» и «Хайян». Следует отметить, что в настоящее время на базе проекта AP-1000 в Китае разрабатываются собственные проекты энергоблоков (CAP-1000, CAP-1400) с максимальной локализацией производства.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кулаков Егор Николаевич, 2026 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андрющенко, А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А.И. Андрющенко. - 3-е изд., перераб. и доп. - М. : Высш. школа, 1985. - 319 с.

2. Андрющенко, А.И. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций / А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов. - М. : Высш. школа, 1983. - 255 с.

3. Андрющенко, А.И. Термодинамический анализ системы комбинированной регенерации теплоты в паротурбинных блоках / А.И. Андрющенко // Энергетика. Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. 1995. № 1-2. - С. 60.

4. Андрющенко, А.И. О показателях экономической эффективности энергетических объектов / А.И. Андрющенко, А.Б. Дубинин, Е.А. Ларин // Известия высших учебных заведений. Энергетика. 1990. № 7.

5. Андрющенко, А.И. Методика термодинамической оптимизации парогазовых теплофикационных установок / А.И. Андрющенко // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 1999. № 7-8. - С. 18.

6. Аминов, Р.З. Проблемы и пути обеспечения неравномерного электропотребления в условиях растущей доли АЭС в энергосистемах / Р.З. Аминов, А.Н. Егоров. - Москва : Наука, 2020. - 271 с.

7. Аминов, Р.З. Тепловые и атомные электростанции: конкурентоспособность в новых экономических условиях / Р.З. Аминов, А.Ф. Шкрет, М.В. Гариев-ский // Теплоэнергетика. 2017. № 5. - С. 5-15.

8. Аминов, Р.З. Эффективность энергокомплексов на базе АЭС при комбинировании с дополнительными источниками энергии с учетом факторов риска / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.В. Портянкин // Теплоэнергетика. 2015. № 2. -С. 55-62.

9. Аминов, Р.З. Оценка термодинамической эффективности водородных циклов на влажно-паровых АЭС / Р.З. Аминов, А.Н. Егоров // Теплоэнергетика. 2013. № 4. - С. 27-33.

10. Аминов, Р.З. Эффективные способы обеспечения базовой нагрузкой АЭС в энергосистемах / Р.З. Аминов, А.Ф. Шкрет, Е.Ю. Бурденкова, М.В. Гариев-ский // Теплоэнергетика. 2011. № 5. - С. 10-15.

11. Аминов, Р.З. Методика оценки термодинамической эффективности дополнительного подвода тепла во влажно--паровых циклах / Р.З. Аминов, А.Н. Егоров // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2011. № 11-12. - С. 20-29.

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

13. Будняцкий, Д.М. Аналитический метод комплексного обоснования конечных параметров паротурбинных установок: дис. ... канд. техн. наук / Будняцкий Давид Моисеевич. - Ленинград, 1963. - 191 с.

14. Будняцкий, Д.М. О необходимости комплексного выбора оптимальных характеристик ЦНД, конденсаторов и градирен для мощных паровых турбин / Д.М. Будняцкий, Б.Б. Казанович // Труды координационных совещаний по гидротехнике. 1968. Т. 44.

15. Гохштейн, Д.П. Анализ тепловых схем атомных электростанций / Д.П. Гохштейн, Г.П. Верхивкер. - Киев : Вища школа, 1977. - 239 с.

16. Гринман, М.И. Выбор оптимальной поверхности нагрева унифицированного подогревателя низкого давления / М.И. Гринман, П.А. Кругликов, А.Б. Туморин // Разработка и исследование оборудования энергоблоков АЭС с вертикальными парогенераторами. - Л., 1982. - С. 135-141. - (Труды ЦКТИ ; вып. 199).

17. Злобин, В.Г. Паротурбинные установки тепловых и атомных электростанций. Часть 1. Тепловые схемы. Конструкция / В.Г. Злобин. - СПб. : ВШТЭ СПбГУПТД, 2020. - 136 с.

18. Зорин, В.М. Реализация системного подхода в математической модели тепловой схемы турбоустановки / В.М. Зорин // Теплоэнергетика. 1995. № 1. -С. 43-48.

19. Зорин, В.М. Исследование и математическое моделирование АЭС на основе системного подхода : учеб. пособие / В.М. Зорин. - Москва : Изд-во МЭИ, 2002. - 87 с.

20. Зорин, В.М. Оптимизация разделительного давления турбин АЭС /

B.М. Зорин, В.Д. Байбаков // Теплоэнергетика. 2003. № 10. - С. 54-60.

21. Зорин, В.М. Атомные электростанции / В.М. Зорин. - Москва : Изд. дом МЭИ, 2012. - 669, [1] с.

22. Шамароков, А.С. Методика оптимизации минимальных температурных напоров в подогревателях системы регенерации паротурбинной установки / А.С. Шамароков, В.М. Зорин, Фам Куанг Дай // Теплоэнергетика. 2016. № 3. -

C. 25-33.

23. Шамароков, А.С. Оптимизация минимальных температурных напоров в промежуточном пароперегревателе турбины АЭС / А.С. Шамароков, В.М. Зорин, С.В. Босенко // Теплоэнергетика. 2020. № 3. - С. 39-47.

24. Устюхина, И.В. Некоторые методы решения оптимизационных задач : учеб. пособие / И.В. Устюхина, С.М. Никонов, В.М. Зорин. - Москва : Изд-во МЭИ, 2017. - 71 с.

25. Зорин, В.М. Энергетический баланс и показатели тепловой экономичности энергоблока атомной электрической станции / В.М. Зорин, И.В. Устюхина, А.В. Бесова // Вестник Московского энергетического института. 2020. № 2. -С. 34-41.

26. Зорин, В.М. Разработка тепловой схемы нового энергоблока АЭС : учеб. пособие / В.М. Зорин, А.В. Аникеев, А.В. Наумова [и др.]. - Москва : Изд-во МЭИ, 2023. - 91 с.

27. Зорин, В.М. Метод разделения тепловой мощности, подводимой к ПТУ АЭС, на производство электрической и тепловой мощности для внешних потребителей / В.М. Зорин, А.С. Шамароков, А.В. Бесова, Е.А. Михушкина // Новое в российской электроэнергетике. 2023. № 4. - С. 16-22.

28. Киндра, В.О. Разработка и исследование технологических схем АЭС с интегрированными системами водородного аккумулирования / В.О. Киндра, Д.С. Ковалев, М.В. Опарин, А.Н. Рогалев, Н.Д. Рогалев // Международный научный журнал Альтернативная энергетика и экология. 2025. № 6 (435). - С. 96-116.

29. Клер, А.М. Эффективный подход к оптимизации параметров сложных теплоэнергетических установок / А.М. Клер, П.В. Жарков, Н.О. Епишкин // Теплофизика и аэромеханика. 2016. Т. 23. № 2. - С. 299-306.

30. Клер, А.М. Оптимизация угольных энергоблоков ССКП с учетом неопределенности экономической информации / А.М. Клер, Н.О. Епишкин // Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов. - Новосибирск: НГТУ. 2016. Т. 20. -С. 44-53.

31. Kler, A.M. Parametric optimization of supercritical power plants using gradient methods / A.M. Kler, P.V. Zharkov, N.O. Epishkin // Energy. 2019. Т. 189.

32. Кругликов, П.А. Оптимизация параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами: дис. ... д-ра техн. наук: 05.14.03 / Кругликов Петр Александрович. - Санкт-Петербург, 2004. -380 с.

33. Кругликов, П.А. Оптимизация тепловой схемы и параметров тепломеханического оборудования - фактор повышения эффективности АЭС / П.А. Круг-ликов, Ю.В. Смолкин // Вшник СевНТУ. 2010. № 106. - С. 141-145.

34. Кругликов, П.А. Выбор принципиальных схемных решений угольного энергоблока на сверхкритические параметры пара / П.А. Кругликов, Ю.В. Смолкин, К.В. Соколов // Теплоэнергетика. 2012. № 9. - С. 9.

35. Maksimov, I. Thermodynamic analysis and optimization of power cycles for waste heat recovery / I. Maksimov, V. Kindra, A. Vegera, A. Rogalev, N. Rogalev // Energies. 2024. Т. 17. № 24. Р. 6375.

36. Минеев, П.А. Определение критериев оптимизации работы второго контура АЭС с реакторами типа ВВЭР / П.А. Минеев, В.А. Горбунов, М.Н. Мечта-ева // Международный журнал информационных технологий и энергоэффективности. 2024. Т. 9. № 8(46). - С. 143-148.

37. Мошкарин, А.В. Анализ тепловых схем ТЭС / А.В. Мошкарин, Ю.В. Мельников. - Иваново : ИГЭУ, 2010. - 458 с.

38. Нагибин, А.А. Методологические проблемы оценки показателей готовности энергоблоков АЭС на стадии проектирования / А.А. Нагибин, Ю.И. Козлов, И.А. Капличная, П.В. Легошин // Атомная энергия. 2022. Т. 133, № 3. -С. 123-127.

39. Попырин, Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок / Л.С. Попырин. - Москва : Энергия, 1978. - 416 с.

40. Попырин, Л.С. Математическое моделирование и оптимизация атомных электростанций / Л.С. Попырин. - Москва : Наука, 1984. - 348 с.

41. Рубинштейн, Я.М. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС / Я.М. Рубинштейн, М.И. Щепетильников. - Москва : Энергоиздат, 1982. - 271 с.

42. Стерман, Л.С. Тепловые и атомные электрические станции / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. - 5-е изд., стер. - Москва : Изд. дом МЭИ, 2010. - 463 с.

43. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Ка-заров, В.М. Корень, А.Г. Кутахов, С.Н. Романов; Под ред. С.А. Казарова. - СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1995. - 390 с.

44. Тупиков, Д.Д. Исследование эффективности использования методологии пинч-анализа для оценки энергоэффективности тепломассообменного оборудования / Д.Д. Тупиков, В.А. Лебедев // Математическое моделирование в теплоэнергетике. Молодежная научная конференция (Москва, 12 апреля 2023 г.) : Сб. докл. - Москва : ВТИ, 2023. - С. 151-161.

45. Шарапов, В.И. Повышение эффективности систем регенерации турбин ТЭЦ / В.И. Шарапов, М.М. Замалеев. - Ульяновск : Ульян. гос. техн. ун-т, 2009. -289 с.

46. Залужский, В.С. Повышение надежности лопаток последних ступеней паровых турбин / В.С. Залужский, П.Н. Плотников // Труды первой научно-технической конференции молодых ученых Уральского энергетического института. - Екатеринбург : УрФУ, 2016. - С. 107-110.

47. Сухоруков, Ю.Г. Разработка и внедрение технических и технологических решений, повышающих эффективность работы системы регенерации паровых

турбин ТЭС и АЭС : дис. ... д-ра техн. наук : 2.4.5 / Сухоруков Юрий Германович. - Санкт-Петербург, 2024. - 315 с.

48. Цыганкова, С.Д. Сравнительный анализ турбогенераторов с турбинами К-1200-6,8/50 и «Arabelle» для АЭС-2006 с реактором типа ВВЭР-1200 / С.Д. Цыганкова, В.В. Кравченко // Наука, техника и образование. 2018. Т. 11, № 52.

49. Full Steam ahead for Flamanville 3 EPR turbine island construction // Modern Power Systems. 2010. С. 6.

50. Современный уровень и тенденции проектирования и эксплуатации подогревателей системы регенерации паровых турбин ТЭС и АЭС : учебное пособие / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, М.А. Ниренштейн, И.Б. Мурманский, Н.В. Желонкин ; под общей ред. Ю.М. Бродова. - Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2019. - 100 с.

51. Бродов, Ю.М. Современный уровень и тенденции в проектировании и эксплуатации подогревателей высокого и низкого давления паровых турбин ТЭС и АЭС в России и за рубежом. Часть 1. Типы и конструкции подогревателей / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, М.А. Ниренштейн, И.Б. Мурманский, Н.В. Желонкин // Теплоэнергетика. 2020. № 10. - С. 5-19.

52. Бродов, Ю.М. Современный уровень и тенденции в проектировании и эксплуатации подогревателей высокого и низкого давления паровых турбин ТЭС и АЭС в России и за рубежом. Часть 2. Особенности проектирования и эксплуатации подогревателей / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, М.А. Ниренштейн, И.Б. Мурманский, Н.В. Желонкин // Теплоэнергетика. 2020. № 11. - С. 17-27.

53. Пат. 2177111 Российская Федерация, МПК F 22 D 1/32 (2000.01). Пароводяной подогреватель / М.П. Белоусов, Л.П. Заёкин, А.Н. Иванов. - Заявка № 2000122211/06; заявл. 21.08.2000; опубл. 20.12.2001, Бюл. № 35. - 4 с.

54. Пат. 2282807 Российская Федерация, МПК F 28 D 1/04 (2006.01). Поверхностный теплообменник / М.П. Белоусов, Л.П. Заёкин, В.А. Колтунов, С.Ю. Беляева. - Заявка № 2005100312/06; заявл. 11.01.2005; опубл. 27.08.2006, Бюл. № 24. - 7 с.

55. Пат. 2568027 Российская Федерация, МПК F 22 D 1/32 (2006.01). Смешивающий подогреватель системы регенерации паровых турбин / В.Ф. Ермолов, О.Б. Трофимова, Ю.Г. Сухоруков, Н.Г. Юдина, Е.А. Сухорукова, В.В. Мухин, Е.А. Большаков. - Заявка № 2014148329/06; заявл. 01.12.2014; опубл. 10.11.2015, Бюл. № 31. - 4 с.

56. Абрамова, А.В. Аналитическое моделирование сценариев устойчивого развития мировой двухкомпонентной ядерной энергетики. Часть 1. Сценарии с тепловыми реакторами / А.В. Абрамова, В.В. Харитонов // Атомная энергия. 2024. № 3-4. - С. 131-137.

57. Алексеев, П.Н. К стратегии развития ядерной энергетики России / П.Н. Алексеев, А.Ю. Гагаринский, М.А. Калугин, Н.Е. Кухаркин, Ю.М. Семченков, В.А. Сидоренко, С.А. Субботин, П.С. Теслов, П.А. Фомиченко, В.Г. Асмолов // Атомная энергия. 2019. Т. 126. № 4. - С. 183-187.

58. Алексеев, П.Н. К выбору единичной мощности энергоблоков АЭС / П.Н. Алексеев, В.М. Мордашев, А.А. Прошкин // Энергия: экономика, техника, экология. 2011. Т. 6. - С. 23-29.

59. Алексеев, П.Н. Выбор единичной мощности энергоблока АЭС / П.Н. Алексеев, В.М. Мордашев, А.А. Прошкин // Атомная энергия. 2008. Т. 5, № 105. - С. 243-248.

60. Гагаринский, А.Ю. Новый этап в ядерно-энергетической стратегии России / А.Ю. Гагаринский, Ю.М. Семченков, В.А. Сидоренко, П.А. Фомиченко // Атомная энергия. 2021. № 6. - С. 303-307.

61. Гаев В.Д. Современные отечественные паровые турбины мощностью свыше 1200 МВт для АЭС / В.Д. Гаев, С.А. Иванов, А.М. Тюхтяев // Электрические станции. 2021. № 7 (1080). - С. 2-8.

62. Клименко, А.В. Может ли ядерная энергетика стать конкурентоспособной на свободном рынке энергии / А.В. Клименко // Известия высших учебных заведений. Ядерная энергетика. 2013. № 4. - С. 17-28.

63. Кругликов, П.А. Возможности и проблемы реализации программы развития атомной энергетики России / П.А. Кругликов, Ю.В. Смолкин // Энергетик. 2011. № 9. - С. 8-12.

64. Михайлов, В.Е. Стратегические задачи научно-технического прогресса в российском энергомашиностроении на период до 2020-2030 гг. / В.Е. Михайлов, Л.А. Хоменок, П.А. Кругликов, Л.Н. Моисеева // Теплоэнергетика. 2012. № 7. С. 3.

65. Михайлов, В.Е. Вклад НПО ЦКТИ в развитие атомной отрасли / В.Е. Михайлов, А.В. Судаков, Е.Д. Федорович // Надежность и безопасность энергетики. 2017. Т. 10. № 3. - С. 183-189.

66. Михайлов, В. Формирование программы "Энергетика больших мощностей нового поколения" в неравновесных экономических условиях / В. Михайлов, П. Кругликов, М. Верткин // Энергетическая политика. 2023. № 5 (183). -С. 78-98.

67. Михайлов, В.Е. Энергетика России: тенденции, стратегические задачи и проблемы энергоперехода в эпоху глобализма / В.Е. Михайлов, П.А. Кругликов // XXXI Международная научно-техническая конференция «Машиностроение и техносфера XXI века» (г. Севастополь, 16-22 сентября 2024 г.) : Сб. трудов. - Донецк : Донецкий национальный технический университет, 2024. - С. 235-240.

68. Нигматулин, Б.И. Оценка и оптимизация капитальных затрат АЭС / Б.И. Нигматулин // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2020. № 2. -С. 28-48.

69. Петреня, Ю.К. Направление повышения экономической эффективности АЭС с ВВЭР / Ю.К. Петреня, Л.А. Хоменок, П.А. Кругликов, Ю.В. Смолкин // Теплоэнергетика. 2007. № 1. - С. 31-34.

70. Петреня, Ю.К. Основные пути повышения эффективности АЭС с ВВЭР / Ю.К. Петреня, Л.А. Хоменок, П.А. Кругликов, Ю.В. Смолкин // Теплоэнергетика. 2008. № 1. - С. 11-13.

71. Сухоруков, Ю.Г. Направления повышения тепловой эффективности АЭС с ВВЭР / Ю.Г. Сухоруков, Ю.В. Смолкин, Г.И. Казаров, Е.Н. Кулаков, Е.П. Кондуров, А.В. Попов // Теплоэнергетика. 2024. № 7. - С. 45-53.

72. Тузов, А.А. К вопросу о начальном этапе замыкания ЯТЦ двухкомпо-нентной ядерной энергетики России / А.А. Тузов, В.М. Троянов, А.В. Гулевич, О.С. Гурская, В.М. Декусар, А.Л. Мосеев, В.А. Симоненко // Атомная энергия. 2022. № 2. - С. 71-76.

73. Филиппов, Г.А. Возможности повышения экономичности и надежности паровых турбин АЭС / Г.А. Филиппов, Е.Б. Юрчевский // Теплоэнергетика. 2018. № 9. - С. 5-13.

74. Агафонова, Н.Д. Интенсификация теплообменных процессов в парогенераторах насыщенного пара АЭС с ВВЭР как средство повышения эффективности и надежности / Н.Д. Агафонова, М.Ю. Егоров, В.В. Сергеев, М.А. Готовский, П.А. Кругликов, М.Е. Лебедев, А.В. Судаков, Е.Д. Федорович, Б.С. Фокин // Атомная энергия. 2017. Т. 123. № 3. - С. 128-132.

75. Исследование структуры и параметров тепловой схемы и выбор профиля тепломеханического оборудования энергоблока с ВВЭР-1500 : Отчет о НИР / ЦКТИ; Руководитель М.И. Гринман. - Инв. № 30599.- Л., 1985. 132 с.

76. Денисов, К.Н. Расчетно-экспериментальное обоснование параметров и конструкции СПП для перспективных блоков АЭС с ВВЭР : дис. ... канд. техн. наук : 05.14.03 / Денисов Константин Николаевич. - Санкт-Петербург, 2013.

77. Судаков, А.В. Парогенераторы и теплообменное оборудование АЭС / А.В. Судаков, Б.С. Фокин. - СПб.: НПО ЦКТИ, 2005. - 252 с.

78. Судаков, А.В. Методика оценки эффективности работы СПП, мероприятия по совершенствованию СПП / А.В. Судаков // Безопасность атомной энергетики: материалы конференции. - М.: Росэнергоатом, 2006. - С. 131-143.

79. Судаков, А.В. Сепаратор-пароперегреватель для перспективных блоков АЭС с ВВЭР / А.В. Судаков, В.В. Силин, А.М. Маринич, К.Н. Денисов, Д.А. Соболев, А.А. Мушков // Надежность и безопасность энергетики. 2011. № 1(12). - С. 66-70.

80. Судаков, А.В. Модернизация сепараторов-пароперегревателей энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 / А.В. Судаков, В.В. Легкосту-пова, К.А. Григорьев, П.А. Кругликов // Надежность и безопасность энергетики. 2018. Т. 11. № 1. - С. 75-82.

81. Трифонов, Н.Н. Разработка технических решений по обеспечению устойчивой работы системы промежуточной сепарации и перегрева пара для тур-боустановки К-1000-60/3000 / Н.Н. Трифонов, Е.В. Коваленко, Е.К. Николаева, В.Б. Тренькин // Теплоэнергетика. 2012. № 9. - С. 17-21.

82. РТМ 24.021.16-74. Выбор характеристик и расчет тепловых схем тур-боустановок АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. - Москва: Минтяжмаш, 1974.

83. Гаев, В.Д. Разработка и модернизация проточных частей для повышения эффективности и функциональности паровых турбин: дис. ... д-ра техн. наук: 05.04.12 / Гаев Валерий Дмитриевич. - Санкт-Петербург, 2018. - 280 с.

84. Гаев, В.Д. Основные направления модернизации паровых турбин ОАО "Силовые машины" для технического перевооружения тепловых электростанций / В.Д. Гаев // Надежность и безопасность энергетики. 2009. № 4 (7). - С. 58-61.

85. Гаев, В.Д. Влияние конструктивного профилирования проточной части паровой турбины на экономичность и надежность ее работы / В.Д. Гаев // Надежность и безопасность энергетики. 2012. № 1 (16). - С. 43-47.

86. Петреня, Ю.К. Современные методы создания и модернизации проточных частей паровых турбин / Ю.К. Петреня, В.Д. Гаев // Электрические станции. 2016. № 9 (1022). - С. 18-22.

87. Гаев, В.Д. Модернизация паровых турбин при техническом перевооружении электростанций / В.Д. Гаев, Ю.К. Петреня // Электрические станции. 2020. № 12 (1073). - С. 38-43.

88. Гаев, В.Д. Сравнительный анализ экономичности проточных частей многоступенчатых паровых турбин / В.Д. Гаев, С.Ю. Евдокимов, А.М. Тюхтяев // Турбины и дизели. 2023. № 6 (111). - С. 80-84.

89. Гаев, В.Д. Повышение эффективности паровых турбин за счет многопараметрической оптимизации конструктивного профиля турбоагрегата / В.Д. Гаев, С.Ю. Евдокимов // Электрические станции. 2023. № 5 (1102). - С. 9-16.

90. Грибин, В.Г. Разработка методов воздействия на режим течения и потери энергии в каналах комбинированных турбоустановок : дис. ... д-ра техн. наук : 05.04.12 / Грибин Владимир Георгиевич. - Москва, 2002. - 345 с.

91. Грибин, В.Г. Влияние геометрических характеристик корпуса выхлопного патрубка конденсационной паровой турбины на экономичность выхлопа /

B.Г Грибин, А.Н. Парамонов, О.М. Митрохова // Теплоэнергетика. 2018. № 6. -

C. 50-58.

92. Грибин, В.Г. Применение параметрического метода для профилирования межлопаточных каналов сопловых решеток осевых турбомашин / В.Г. Грибин,

A.А. Тищенко, Р.А. Алексеев, В.А. Тищенко, И.Ю. Гаврилов, В.В. Попов // Теплоэнергетика. 2020. № 8. - С. 50-57.

93. Баринберг, Г.Д. Эффективность повышения параметров пара мощных теплофикационных турбин / Г.Д. Баринберг // Теплоэнергетика. 2000. № 11. -С. 10-13.

94. Култышев, А.Ю. Научное обоснование, разработка и реализация модульного принципа создания паровых турбин : дис. ... д-ра техн. наук : 2.4.7 / Култышев Алексей Юрьевич. - Екатеринбург, 2023. - 435 с.

95. Култышев, А.Ю. Анализ и совершенствование конструкции основного и вспомогательного оборудования паротурбинных установок / А.Ю. Култышев // Турбины и дизели. 2023. № 2 (107). - С. 46-52.

96. Култышев, А.Ю. Модульная конструкция и жизненный цикл турбо-установок / А.Ю. Култышев, Ю.К. Петреня. Санкт-Петербург : ПОЛИТЕХ-ПРЕСС, 2024, 331 с.

97. Алешина, А.С. Паровые турбины в составе паросиловых и парогазовых установок / А.С. Алешина, А.А. Ивановский, С.Ю. Евдокимов, И.Ю. Кляйн-рок, А.Ю. Култышев, Е.Н. Поляева, М.Ю. Степанов, Т.Л. Шибаев. - Санкт-Петербург : ПОЛИТЕХ-ПРЕСС, 2024. - 462 с.

98. Машиностроение. Энциклопедия. Турбинные установки. Т.1У-19 /

B.А. Рассохин, Л.А. Хоменок, В.Б. Михайлов [и др.], под ред. Ю.С. Васильева. -М.: Машиностроение, 2015. - 1030 с.

99. Лапшин, К.Л. Оптимизация проточных частей паровых и газовых турбин / К.Л. Лапшин. - 2-е изд., перераб. и доп. - Санкт-Петербург : Политех-Пресс, 2020. - 213 с.

100. Лисянский, А.С. Разработка мощных паровых турбин для быстроходной энерготехнологии АЭС: дис. ... д-ра техн. наук: 05.04.12 / Лисянский Александр Степанович. - Санкт-Петербург, 2014. - 329 с.

101. Михайлов, В.Е. Концепция турбин на суперсверхкритические, сверхкритические и докритические параметры пара / В.Е. Михайлов, Л.А. Хоменок, И.И. Пичугин, И.А. Ковалев, В.В. Божко, О.А. Владимирский, И.В. Зайцев, Ю.Я. Качу-ринер, И.А. Носовицкий, В.Г. Орлик // Теплоэнергетика. 2017. № 11. - С. 5-12.

102. Михайлов, В.Е. Разработки ОАО НПО ЦКТИ по созданию мощных паровых турбин / В.Е. Михайлов, Л.А. Хоменок, И.А. Ковалев // Теплоэнергетика. 2018. № 1. - С. 5-15.

103. Михайлов, В.Е. Исследование влажно-парового потока в модельных паровых турбинах / В.Е. Михайлов, Л.А. Хоменок, Н.Ю. Бокучава, А.А. Ивановский // Теплоэнергетика. 2023. № 10. - С. 76-83.

104. Паровые турбины и газотурбинные установки для электростанций : учебник для вузов / А.Г. Костюк, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний ; под ред. А.Д. Трух-ния. - М. : Изд. дом МЭИ, 2018. - 687 с.

105. Филиппов, Г.А. Влияние влажности на экономичность паровых турбин / Г.А. Филиппов, В.Г. Грибин, А.А. Тищенко, А.С. Лисянский // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2012. № 6. - С. 96-107.

106. Филиппов, Г.А. Пути совершенствования паротурбинных установок АЭС / Г.А. Филиппов, О.И. Назаров, Л.А. Беляев // Известия Томского политехнического университета. 2012. № 4 (320). - С. 5-9.

107. Филиппов, Г.А. Экспериментальное исследование влияния начальной влажности на распределение параметров эрозионно опасной жидкой фазы за сопловой турбинной решеткой / Г.А. Филиппов, В.Г. Грибин, А.С. Лисянский, А.А. Тищенко, И.Ю. Гаврилов, В.А. Тищенко // Вестник Московского энергетического института. 2013. № 1. - С. 55-61.

108. ОСТ 108.271.28-81. Подогреватели поверхностные низкого и высокого давления систем регенерации паровых стационарных турбин АЭС. Технические условия. - Ленинград : НПО ЦКТИ, 1981. - 21 с.

109. Липец, А.У. О возможности организации экономайзерного участка в горизонтальных парогенераторах / А.У. Липец, В.В. Стекольников, В.Ф. Титов, Г.А. Таранков, В.А. Локшин, В.А. Малкис // 6-й Междунар. семинар по горизонтальным парогенераторам (г. Подольск, 22-24 марта 2004 г.). - Подольск: ФГУП ОКБ «Гидропресс», 2004. - С. 5.

110. Кулаков, Е.Н. Повышение эффективности использования тепла конденсата пароперегревателей турбоустановок новых и действующих АЭС / Е.Н. Кулаков, В.Д. Гаев, Г.И. Казаров, Ю.Г. Сухоруков, А.В. Попов // Теплоэнергетика. 2023. № 1. - С. 30-39. DOI: 10.56304/S0040363623010034 - Пер. ст.: Kulakov, E.N., More Efficient Heat Recovery from the Condensate of Reheaters at New and Operating Nuclear Power Plants (NPPS) / E.N. Kulakov, V.D. Gaev, G.I. Kazarov, Yu.G. Sukho-rukov, A.V. Popov // Thermal Engineering. 2023. Vol. 70. № 1. - P. 23-31. DOI 10.1134/s0040601523010032

111. Technology and Operation // Kernkraftwerk Gosgen. 2016. [Электронный ресурс] https://www.kkg.ch/upload/ cms/user/KKG_TB_englisch_2016.pdf (дата обращения: 20.11.2023).

112. U.S. EPR application documents. Final safety analysis report. United States Nuclear Regulatory Commission. 2020. [Электронный ресурс] https://www.nrc.gov/docs/ ML1322/ML13220A855.pdf (дата обращения: 20.11.2023.)

113. Main steam supply and feed water system. Training Centre / Centre de formation, 1996. [Электрон. ресурс]. (https://www.canteach.candu.org/ Content%20Library/ 19930205.pdf)

114. The Essential CANDU - a textbook on the CANDU nuclear power plant technology. University Network of Excellence in Nuclear Engineering (UNENE). 2016. [Электронный ресурс] https://www.unene.ca/essential candu/ (дата обращения: 20.11.2023).

115. РТМ 108.030.21-78. Расчет и проектирование термических деаэраторов. - Ленинград : НПО ЦКТИ, 1979. - 130 с.

116. Пат. на пол. модель 177310 Российская Федерация, МПК F22D 1/32 (2006.01), СПК F22D 1/32 (2017.08). Горизонтальный подогреватель / Н.Н. Трифонов, Н.Н. Новик, Е.В. Коленов, З.З. Стрекалов, Е.Ф. Мизинова. - Заявка № 2017129384; заявл. 17.08.2017; опубл. 15.02.2018, Бюл. № 5. - 6 с.

117. Wealer, B. Economics of Nuclear Power Plant Investment Monte Carlo Simulations of Generation III/III+ Investment Projects / B. Wealer, S. Bauer, C. von Hirschhausen, C. Kemfert // German Institute for Economic Research. Berlin. 2019. -P. 33.

118. Operating history [Электронный ресурс] // IAEA (МАГАТЭ). Power reactor information system. URL: https://pris.iaea.org/PRIS (дата обращения: 08.06.2023).

119. Щуклинов, А.П. Разработка комплекса управления мощностью энергоблока АЭС с ВВЭР с использованием системы аккумулирования тепловой энергии: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.03 / Щуклинов Алексей Павлович. - Санкт-Петербург, 2017. - 167 с.

120. Абросимова, Н.И. Оптимизация параметров и режимов работы энергокомплекса АЭС+САТЭ: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.03 / Абросимова Надежда Игоревна. - Москва, 2016. - 222 с.

121. Andy, Yu. Reduction of Capital Costs of Nuclear Power Plants / Yu Andy // Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD). Paris. 2000. -P. 110.

122. Kang, K.-S. Economic Assessment of the Long Term Operation of Nuclear Power Plants: Approaches and Experience / K.-S. Kang, A.I. Jalal // International Atomic Energy Agency (IAEA). Vienna. 2018. - P. 21-41.

123. Lorenczik, S. Projected Costs of Generating Electricity / S. Lorenczik, J.H. Keppler // Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD). Paris. 2020. - P. 34-35.

124. Schneider, M. The World Nuclear Industry Status report / M. Schneider, A. Froggatt // A Mycle Schneider Consulting Project. Paris. 2019. - P. 513.

125. Лемехов, В.В. Технический проект реакторной установки БРЕСТ-ОД-300 [Электронный ресурс] // Инновации Росатома. 2015. URL: http://www.mnov-rosatom.ru/files/articles/6bafcd9060e6518e2595e46cd790ffb9.pdf (дата обращения: 08.06.2023).

126. Фаваз-Хубер, М. Переход на долгосрочное использование: срок эксплуатации АЭС в США может быть продлен до 80 лет / М. Фаваз-Хубер // Бюллетень МАГАТЭ. 2017. Т. 58. № 4.

127. Стандартная форма Договора купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций. Приложение Д 14.1. [Электронный ресурс] // Ассоциация «НП Совет рынка». 2018. URL: https://www.np-sr.ru/sites/default/files/sr_regulation/ standcont//ad_14_1_01012019_19112018.docx (дата обращения: 09.06.2023).

128. Харитонов, В.В. Критерии окупаемости инвестиций в ядерную энергетику / В.В. Харитонов, Н.Н. Костерин // Известия высших учебных заведений. Ядерная энергетика. 2017. Т. 2. - С. 157-168.

129. Decommissioning Nuclear Power Plants: Policies, Strategies and Costs // Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD). Paris. 2003. -P. 107.

130. The Economics of Nuclear Power // World Nuclear Association. London. 2008. - P. 16.

131. Rasin, W. Cost estimating guidelines for generation IV nuclear energy systems / W. Rasin, K. Hirao, E. Bertel, P. Berbey, R. Duffey, H. Khalil, I. Kinoshita, M. Lee, F.-L. Linet, K. Miller, E. Onopko, G. Rothwell, J.-L. Rouyer, R. Tarjanne, K. Williams // Generation IV International Forum (GIF). 2005. - P. 147.

132. Semenova, D.Yu. On Assessing the Efficiency of Investments in the Business Process Digitalization Program for NPP Design and Construction / D.Yu. Semenova, V.V. Kharitonov // Izvestiya vuzov. Yadernaya Energetika. 2021. № 2. - P. 119-129. DOI: 10.26583/npe.2021.2.12.

133. Сухоруков, Ю.Г. Критерии оптимизации технических решений АЭС / Ю.Г. Сухоруков, П.А. Кругликов, Ю.В. Смолкин, Е.Н. Кулаков // Атомная энергия. 2021. Т. 131. № 4. - С. 223-227. - Пер. ст.: Sukhorukov, Yu.G., Criteria for Optimizing Technical Solutions for NPP / Yu.G. Sukhorukov, P.A. Kruglikov, Yu.V. Smolkin, E.N. Kulakov // Atomic Energy. 2022. Vol. 131. № 4. - P. 225-228. DOI 10.1007/s10512-022-00871-7.

134. Klauz, A.V. Methodology for Calculating the Criteria of Economic Efficiency of Investments in Nuclear Icebreakers / A.V. Klauz, I.E. Frolov, V.V. Kharitonov, A.A. Shaeva // Nuclear Energy and Technology. 2021. Vol. 7. №4. - P. 333-339.

135. Mari, C. The Costs of Generating Electricity and the Competitiveness of Nuclear Power / C. Mari // Progress in Nuclear Energy. 2014. Vol. 73. - P. 153-161.

136. Кулаков, Е.Н. Технико-экономическая оптимизация параметров системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановок АЭС с ВВЭР / Е.Н. Кулаков, В.А. Дуб, Ю.В. Смолкин, А.Н. Коваленко // Теплоэнергетика. 2022. № 5. - С. 40-48. DOI: 10.1134/S0040363622050022. - Пер. ст.: Kulakov, E.N., Performance Optimization for the Regenerative Feedwater Heating System of Turbine Units

at Nuclear Power Plants with Type VVER Reactors / E.N. Kulakov, V.A. Dub, Y.V. Smolkin, A.N. Kovalenko // Thermal Engineering. 2022. Vol. 69. № 5. - P. 346-353. DOI: 10.1134/S0040601522050020.

137. Кулаков, Е.Н. Оптимизация параметров системы поддержания температуры воды на входе парогенератора энергоблока с реактором БРЕСТ-ОД-300 / Е.Н. Кулаков, А.В. Попов, П.А. Кругликов // Технологии обеспечения жизненного цикла ядерных энергетических установок. 2021. № 3 (25). - С. 23-35. DOI: 10.52069/2414-5726_2021_3_25_23.

138. Wakely, G.R. The Optimisation of Steam Turbine Design: PhD thesis /

G.R. Wakely. Newcastle upon Tyne: University of Newcastle upon Tyne, 1997.

139. Клер, А.М. Схемно-параметрическая оптимизация установок на древесной биомассе, реализующих различные варианты цикла Ренкина / А.М. Клер, А.Ю. Маринченко, Ю.М. Потанина // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2020. Т. 2, № 2. - С. 141-154.

140. Kler, A.M. Co-optimization of thermal power plant flowchart, thermodynamic cycle parameters, and design parameters of components / A.M. Kler, Y.M. Potani-na, A.Y. Marinchenko // Energy. 2020. Т. 193.

141. Kler, A.M. Optimization study of the 660 MW coal-fired power unit for elevated steam parameters / A.M. Kler, P.V. Zharkov, N.O. Epishkin // Proc. Irkutsk State Tech. Univ. 2019. Т. 23, № 1. - P. 107-114.

142. Байрамов, А.Н. Оценка эффективности водородного комплекса с дополнительной паровой турбиной при комбинировании с АЭС / А.Н. Байрамов, Д.Ю. Серов // Труды Академэнерго. 2018. Т. 4. - С. 52-61.

143. Opris, I. Parametric optimization of the thermodynamic cycle design for supercritical steam power plants / I. Opris, C. Victor-Eduard, G. Darie, M. Norisor // Energy Conversion and Management. 2020. Vol. 208.

144. Ebrahimgol, H. A Novel Approach in Exergy Optimization of a WWER1000 Nuclear Power Plant Using Whale Optimization Algorithm / H. Ebrahimgol, A. Zolfaghari, M. Aghaie, A. Naserbegi // Annals of Nuclear Energy. 2020. Vol. 145.

145. Naserbegi, A. A Novel Exergy Optimization of Bushehr Nuclear Power Plant by Gravitational Search Algorithm (GSA) / A. Naserbegi, M. Aghaie, A. Minu-chehr, Gh. Alahyarizadeh // Energy. 2018. Vol. 148. - P. 373-385.

146. Экономика энергетики / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова, Г.Н. Курдюкова, В.В. Бологова, О.Ю. Пономарёва; под ред. Рогалева Н.Д. - М.: Издательский дом МЭИ, 2011.

147. Юрченко, А.Ю. Анализ и выбор конструкции ПВД для АЭС нового поколения с реакторной установкой БН-1200 / А.Ю. Юрченко, Ю.Г. Сухоруков,

H.Н. Трифонов, Е.Б. Григорьева, С.Б. Есин, Ф.А. Святкин, Е.К. Николаенкова,

П.Ю. Приходько, В.В. Назаров // Теплоэнергетика. 2016. № 9. - С. 36-43. DOI: 10.1134/S0040363616090083.

148. РД 24.035.05-89. Методические указания. Тепловой и гидравлический расчет теплообменного оборудования АЭС. - Ленинград : НПО ЦКТИ, 1991. -214 с.

149. РТМ 108.271.23-84. Расчёт и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления. - Ленинград : НПО ЦКТИ, 1987. - 216 с.

150. Heat Exchange Institute. Standards for Closed Feedwater Heaters: Ninth Edition. - Cleveland, Ohio: Heat Exchange Institute. 2015. - 73, [8] p.

151. Alvarez-Fernandez, M. Thermal analysis of closed feedwater heaters in nuclear power plants / M. Alvarez-Fernandez, L. del Portillo-Valdes, C. Alonso-Tristan // Applied Thermal Engineering. 2014. Vol. 68, № 1-2. - P. 45-58.

152. Кулаков Е.Н. Оптимизация массогабаритных характеристик и унификация подогревателей системы регенерации турбоустановок АЭС / Е.Н. Кулаков, Ю.Г. Сухоруков, Д.Г. Соенко, И.Е. Вихарев, С.Б. Есин, Ф.А. Святкин, К.А. Григорьев, А.В. Попов // Теплоэнергетика. 2024. № 5. - С. 22-31. DOI 10.56304/S0040363624050072. - Пер. ст.: Kulakov, E.N., Optimization of Weight and Size Characteristics and Unification of Heaters of the Regeneration System of NPP Turbine Units / E.N. Kulakov, D.G. Soenko, I.E. Vikharev, S.B. Esin, F.A. Svyatkin, K.A. Grigoriev, A.V. Popov // Thermal Engineering. 2024. Vol. 71. № 5. - P. 391-399. DOI 10.1134/S0040601524050070.

153. Лахов, Д.А. Расчет гидравлической развертки коллектора питательной воды парогенератора ПГВ-1000МКП с применением программы CosmosFloWorks / Д.А. Лахов, В.Ю. Чуев, Н.Т. Сметанина // Вопросы атомной науки и техники. Серия: Обеспечение безопасности АЭС. 2010. Т. 26. - С. 7-15.

154. Вакуленко, Б.Ф. О регенеративных подогревателях турбоустановок К-1000-6/25 для АЭС с ВВЭР-1000 / Б.Ф. Вакуленко // Теплоэнергетика. 1991. Т. 11. - С. 27-34.

155. Кулаков, Е.Н. Оптимизация схемы утилизации постоянных потоков продувочного пара СПП и выпара деаэратора турбоустановок АЭС с ВВЭР / Е.Н. Кулаков, В.М. Егоров, Д.А. Соболев, С.Б. Есин, А.В. Попов // Научно-техническая конференция «Невская энергетическая перспектива 2024» (Санкт-Петербург, 11-13 сентября 2024 г.) : Сб. трудов. - Санкт-Петербург : ОАО «НПО ЦКТИ», 2025.

156. Сухоруков, Ю.Г. Сравнительный анализ энергетических характеристик воздухоудаляющих устройств конденсаторов турбоустановок / Ю.Г. Сухоруков, Г.И. Казаров, В.Д. Гаев, Ю.В. Смолкин, Е.Н. Кулаков // Теплоэнергетика. 2023. № 4. - С. 16-22. DOI: 10.56304/S0040363623040082. - Пер. ст.: Sukhorukov Yu.G., A Comparative Analysis of the Energy Performance Characteristics of Turbine Condenser Evacuation Devices / Yu.G. Sukhorukov, G. I. Kazarov, V. D. Gaev, Yu.V. Smolkin,

E.N. Kulakov // Thermal Engineering. 2023. Vol. 70. № 4. - P. 254-260. DOI 10.1134/s0040601523040080.

157. Nuclear Turbine Plant: Catalogue. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. [Электронный ресурс] https://power.mhi.com/catalogue/pdf/nuclear_turbine.pdf (дата обращения: 20.11.2023).

158. Раскрытие информации в сфере производства электрической энергии [Электронный ресурс] // АО «Концерн Росэнергоатом». URL: https://www.rosenergoatom.ru/upload/iblock/b69/b69622e1a7ccb0b4b8807ce3e4eff637. pdf (дата обращения: 09.06.2023).

159. Loh, H.P. Process Equipment Cost Estimation, Final Report / H.P. Loh, J. Lyons, C. W. White // U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory. 2002. - P. 78.

160. Кулаков, Е.Н. Расчетно-программный комплекс для оптимизации тепловых схем и теплообменного оборудования турбоустановок / Е.Н. Кулаков, А.В. Попов, В.М. Егоров, К.А. Григорьев // Научно-техническая конференция «Невская энергетическая перспектива 2025» (Санкт-Петербург, 10-11 сентября 2025 г.) : Сб. трудов. - Санкт-Петербург : ОАО «НПО ЦКТИ», 2025.

161. Смолкин, Ю.В. Увеличение мощности АЭС с ВВЭР путем повышения качества контроля характеристик тепловой экономичности / Ю.В. Смолкин, С.А. Канатов, Д.А. Соболев, Д.В. Степанов, Е.Н. Кулаков // Теплоэнергетика. 2024. № 3. - С. 32-39. DOI: 10.56304/S0040363624030093. - Пер. ст.: Smolkin, Yu.V., Increasing the Power Output of VVER-Based NPPs through More Accurately Monitoring the Thermal Efficiency Indicators / Yu.V. Smolkin, S.A. Kanatov, D.A. Sobolev, D.V. Stepanov, E.N. Kulakov // Thermal Engineering. 2024. Vol. 71. № 3. - P. 215-222. DOI: 10.1134/S0040601524030091.

162. Смолкин, Ю.В. Критерии тепловой эффективности ТЭЦ и АЭС с отпуском электрической и тепловой энергии / Ю.В. Смолкин, П.А. Кругликов, Е.Н. Кулаков, Д.А. Соболев, Д.В. Степанов, А.В. Попов // Электрические станции. 2024. № 5. - С. 2-7. DOI: 10.34831/EP.2024.1114.5.001. - Пер. ст.: Smolkin, Y.V., Criteria for Thermal Efficiency of Combined Heat and Power and Nuclear Power Plants Generating Electrical and Thermal Energy / Yu.V. Smolkin, P.A. Kruglikov, E.N. Kulakov, D.A. Sobolev, D.V. Stepanov, A.V. Popov // Power Technology and Engineering. 2024. Vol. 58. № 4. - P. 639-643. DOI: 10.1007/s10749-025-01861-y.

163. Попов, А.В. Настройка и оптимизация систем автоматического регулирования ТЭС и АЭС на базе платформы автоматизации и анализа данных / А.В. Попов, Е.Н. Кулаков, П.А. Кругликов, А.С. Саченко, И.Б. Денисова // V Международная научно-техническая конференция «Современные задачи автоматизации энергетики» (Москва, 14-15 сентября 2022 г.) : Сб. докл. - Москва : ОАО «ВТИ», 2022. - С. 104-111.

164. Кругликов, П.А. Автоматизация и проведение оптимизационных расчетов оборудования АЭС на базе платформы для анализа данных / П.А. Кругликов, Ю.Г. Сухоруков, А.В. Попов, Е.Н. Кулаков // XXX Международная научно-техническая конференция «Машиностроение и техносфера XXI века» (г. Севастополь, 11-17 сентября 2023 г.) : Сб. трудов. - Донецк : Донецкий национальный технический университет, 2023. - С. 169-174.

165. Senosi, R. Design of Feedwater Heaters for the AM600 Turbine Island / R. Senosi, R.M. Field // Journal of Energy and Power Engineering. 2018. Vol. 12, № 10. - P. 461-476. DOI: 10.17265/1934-8975/2018.10.001.

ПРИЛОЖЕНИЕ А Вывод формул для коэффициентов /к и

Коэффициент приведения для капитальных затрат /к:

"с

^ ^(1 + ад)Пс = К/ = апс^;

Пс = 1

Т К(1 I аГс = + ад)1[(1 + ад)"с -1] = + ад)[(1 + адГ - 1]

^ ( д) (1 + ад) - 1 , л (1 + ад)

"с=1 ^ ю (1 + ад) — 7-Ц

( Д) (1 + ад)

= ^(1 + ад)[(1 + ад)Пс — 1]_

(1 + ад)(1 — (^);

д = ^(1 + ад)[(1 + ад) с — 1^ (1 + ад) с — 1

(1 + ад)(1 — (ГТО)Ь* (1 — (ТГО)Ь

„Г, - г - (1 + ад)' С — 1 (1 + ад)"с — 1 _ (1 + ад)"с+1 — (1 + ад)

апс = = 1 ■

1 —, 1 л (1 + ад) — 1 ад

(1 + ад) (1 + ад)

I , ЛПс + 1 -1

I. + а„) — 1

ад) (1 + ад)

Г* ЧпС+1 Г* ЧпС+1

(1 + ад) — 1 — ад (1 + ад) — 1

ад ад

Коэффициент приведения для выработки электроэнергии /у:

^ Ж/(1 + ад)"э = = апэЖ;

™ ( 1 —1) —1

^ Ж/(1 + ад)"э =

а пэ _ (1 + адД(1 + ад)П^ _ (1 + ад) 1(1 + ад)

дУ 1 1 1 — 1 —ад

(1 + ад) (1 + ад)

' 1_ 4

X1 + ад)'

ад) э

— ад

яя , Ж'(1 + ад)Пэ — 1) 1 — (1 + ад)-Пэ апэ = ЛУ =

—адЖ ад

'

э

Пэ = 1

'

э

Пэ = 1

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Учет неопределенности коэффициента теплопередачи

Общая точность экономических расчетов, точность определения коэффициентов теплопередачи к и их слабая зависимость от параметров сред позволяет считать полученные в разделах 4.2-4.4 результаты применимыми для широкого ряда конструкций камерных подогревателей систем регенерации ПТУ АЭС с ВВЭР и не требующими уточнения.

Наиболее вероятной причиной возможного уточнения коэффициентов теплопередачи может быть корректировка требований по учету термических сопротивлений загрязнения/запасов по поверхности теплообмена, что в практике случается не так часто.

Однако принципиально важно отметить, что при корректировке средних коэффициентов теплопередачи к в аппаратах - например, за счет изменения термических сопротивлений или скоростей теплоносителей - оптимальные значения недо-гревов и недоохлаждений для новых условий могут быть определены, исходя из условия сохранения оптимальной площади теплообмена.

Если в ходе оптимизации была найдена оптимальная площадь поверхности теплообмена подогревателя ^опт, то для нового значения к (например, при увеличении коэффициента теплоотдачи воды в трубах) можно найти соответствующий оптимальный температурный напор, обеспечивающий то же самое значение ^опт. Таким образом, изменение коэффициента теплопередачи приведет к изменению оптимальных значений недогревов при сохранении расчетной площади теплообмен-ной поверхности.

При использовании критерия ДЭ, с учетом линейного характера зависимости КПД ПТУ от значений недогрева и недоохлаждения, представленный выше подход справедлив только для зоны одинаковой зависимости площади теплообмена от температурного напора при разных к, т.е. когда ^опИсх(Д£Исх) ~ ^опт^^^новый)-При различии кисх и кновый не более чем на 15% эта зона находится в области недо-гревов от 1°С и недоохлаждений от 3°С и выше.

В этом случае уточнение оптимального недогрева/недоохлаждения для подогревателя с измененным коэффициентом теплопередачи определяется из условия:

Qfcисх Г) кновый

опт _ V

7 ДГ - Пшт - 7 . .

"-исх^'-исх "-новьш^'-новый

-^опт-^"^-, (Б.1)

где @оптСХ> @оптОБЫИ> ^исх, ^новый, Д^исх, Д^новый - тепловые мощности, коэффициенты теплопередачи и среднелогарифмические температурные напоры в исходном и новом вариантах.

Тогда оптимальный недогрев 8£оП1Вый может быть итеративно определен для зоны КП с помощью выражения:

£ — £

/'(-новыИ_(- V [Л'-вык '■вх)

^к новый опт

(Б.2)

е

где £5 и £вх - температуры насыщения пара и воды на входе в аппарат. Недоохлаждение для зоны ОД определяется как:

б£опт

4- _ ^новыИ 'т вх '-х вых

г рг I

^к новый опт

(Б.3)

г

«-пиоош I 4-

сг выК +сх вх

х вы!х

е

где индексы «г» и «х» обозначают горячую и холодную среды соответственно.

ПРИЛОЖЕНИЕ В Оценка эффективности применения разработанных технических решений на действующих энергоблоках

Перечень разработанных технических решений, которые могут быть применены в ПТУ действующих АЭС различных проектов, приведен в таблице В.1.

Таблица В.1 - Технические решения для действующих ПТУ

Наименование Повышение электрической мощности нетто, МВт Проект АЭС

Утилизация выпара деаэратора 0,5-0,9 ВВЭР-1000, АЭС-2006

Утилизация сдувки СИП 0,4-1,4

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) технического решения (мероприятия) по повышению эффективности действующей ПТУ предполагает учет множества факторов, например, таких как: стоимости работ, выполняемых различными организациями; стоимости оборудования, разработки проектно-сметной документации (ПСД) и рабочей конструкторской документации (РКД).

На рисунке В.1 представлена краткая схема этапов внедрения мероприятий по повышению эффективности действующей АЭС.

Выполнение полного объема ТЭО с учётом всех перечисленных факторов на данном этапе проработок является нецелесообразным. Поэтому оценки эффективности мероприятий выполняли путем расчета предельных капитальных затрат в соответствие с описанными в главе 2 методиками по формуле (2.19).

При расчете предельных капитальных затрат на мероприятие использовались методики по определению цен на оборудование, изложенные в работе [159], сценарные условия ГК «Росатом», а также учитывался опыт ОАО «НПО ЦКТИ» по проведению модернизации действующих ПТУ. Затраты на мероприятия определяли в относительных единицах, где за базис были приняты их предельные величины. Основные исходные данные для технико-экономического анализа представлены в таблице В.2. В расчетах принимали минимальные значения прироста электрической мощности от внедрения мероприятий (см. таблицу В.1).

Таблица В.2 - Исходные данные для технико-экономического анализа

Проект АЭС Тэ, лет P, млн руб./МВт % КИУМ, % Сэр, руб./(кВтч)

ВВЭР-1000 15 77 10,5 85 1,4

20 86

25 91

30 94

АЭС-2006 55 99

Выявление резервов повышения знергозффективности

_^_

РаэраВатка технических предложений по повышению

знергозффективности ¡включая проведение НИ0КР1

V

Мониторинг цен но разработку ПСИ. разработку РКЦ;

согласование с Генпраектиравщиком:

СМР,

ПНР.

V

ТЗО целесообразности реализации указанных мероприятий на конкретной АЗС

__________У__________

Проведение НИОКР; испытания с целью определения фактических характеристик Iнапример. параметров сдувки СПП и т.п.)

\ /

Разработка ПСЛ, РКП. согласование с Г енпроектировщиком

\ /

Оборудование

\ /

СМР

\ /

ПНР

\ /

<

Определение фактических

показателей с целью подтверждения заявленного повышения экономичности

Рисунок В.1 - Краткая схема внедрения мероприятия по повышению экономичности АЭС: ПСД - проектно-сметная документация; РКД - рабочая конструкторская документация; СМР - строительно-монтажные работы; ПНР - пуско-наладочные работы

Установка охладителя выпара деаэратора.

Выполненные в разделе 4.6 расчетно-аналитические исследования показали целесообразность установки охладителя выпара деаэратора на проектируемых ПТУ.

В таблице В.3 представлены результаты предварительного ТЭО мероприятия по установке охладителя на действующих ПТУ. Расчёт выполнялся в условиях

максимального расхода выпара (2 кг пара на 1 т воды), т.е. для охладителя повы-

^ 2 шенной металлоемкости (Р = 150 м ).

Таблица В.3 - Результаты предварительного ТЭО установки охладителя выпара

Параметр Проект АЭС

ВВЭР-1000 АЭС-2006

Срок эксплуатации тэ, лет 15 20 25 30 55

Повышение мощности, МВт 0,5

Предельные капитальные затраты по приросту мощности, % 100

Затраты по статьям расходов, %: Оборудование 26,0 23,3 22,0 21,3 20,2

Разработка ПСД Разработка РКД СМР 57,1 51,2 48,4 46,8 44,4

ПНР

Согласование с Генпроектировщиком 1,3 1,2 1,1 1,1 1,0

Испытания с целью определения фактических характеристик 13,0 11,6 11,0 10,6 10,1

Всего затрат, % 97,4 87,2 82,4 79,8 75,8

То же с НДС, % 116,9 104,7 98,9 95,7 90,9

Сравнение затрат с предельными, % +16,9 +4,7 -1,1 -4,3 -9,1

Проведенные расчеты показали, что установка охладителя выпара даже при минимальном приросте электрической мощности экономически эффективна для энергоблоков с перспективой эксплуатации 25 лет и более.

На энергоблоках, предполагаемых к выводу из эксплуатации в ближайшие 20 лет, затраты на реализацию мероприятия превосходят предельные капитальные затраты в рассмотренных условиях. Поэтому для обоснования целесообразности установки охладителя выпара деаэратора на таких энергоблоках необходимо проводить испытания по определению фактического расхода выпара.

Оптимизация сдувки СПП. В разделе 4.5 была показана целесообразность изменения существующей схемы утилизации сдувки пароперегревателей - со сброса в деаэратор на сброс пара в ПВД (из ПП1 в ПВД5 и из ПП2 в ПВД6 или в паропровод греющего пара ПП1).

В расчетах была принята минимальная величина сдувки с соответствующим ей увеличением мощности на 0,4 МВт.

Результаты предварительного ТЭО оптимизации схемы сдувки СПП действующей ПТУ представлены в таблице В.4.

Таблица В.4 - Результаты предварительного ТЭО оптимизации схемы сдувки СПП

Параметр Проект АЭС

ВВЭР-1000 АЭС-2006

Срок эксплуатации тэ, лет 15 20 25 30 55

Повышение мощности, МВт 0,4

Предельные капитальные затраты по приросту мощности, % 100

Затраты по статьям расходов, %: Оборудование н/д н/д н/д н/д н/д

Разработка ПСД и РКД СМР 19,5 н/д 17,4 н/д 16,5 н/д 16,0 н/д 15,2 н/д

ПНР 0 0 0 0 0

Согласование с Генпроектировщиком 1,6 1,5 1,4 1,3 1,3

Испытания с целью определения фактических характеристик 19,5 17,4 16,5 16,0 15,2

Всего затрат, % 40,6 36,3 34,3 33,2 31,6

То же с НДС, % 48,7 43,6 41,2 39,9 37,9

Сравнение затрат с предельными, % -51,3 -56,4 -58,8 -60,1 -62,1

Дополнительным оборудованием, устанавливаемым в рассматриваемой модернизации, являются трубопроводы и арматура с номинальным диаметром, равным примерно 50 мм. СМР может быть выполнен силами цеха централизованного ремонта станции.

Расчёты показали, что без учёта стоимости оборудования и СМР (отмечены «н/д» в таблице В.4) объём остальных работ составляет не более 50% предельных капитальных затрат, и даже минимальный прирост мощности (0,4 МВт) на действующей АЭС с ВВЭР-1000 с оставшимся сроком эксплуатации тэ = 15 лет обеспечивает предельные капитальные затраты на мероприятие около 16 млн руб. по паритету мощностиp (см. таблицу В.2).

Для новых энергоблоков проекта АЭС-2006 при тэ = 55 лет минимальному приросту мощности соответствуют предельные капитальные затраты около 25 млн руб. Для максимального прироста мощности в 1,4 МВт эта величина достигает 125 млн руб.

Таким образом, согласно результатам оценок, модернизация схемы сдувки пара СПП действующих ПТУ позволяет повысить экономическую эффективность. Однако для уточнения эффекта предлагаемой модернизации необходимо проведение специальных испытаний по определению периодичности и величины расхода продувки, поскольку они напрямую влияют на прирост мощности от внедрения мероприятия.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Акт о внедрении результатов работы

Акционерное общество «Силовые машины - ЗТЛ, ЛМЗ, Электросила, Энергомашэкспорт»

(АО «Силовые машины»)

ул. Ватутина, д. 3, лит. А. Санкт-Петербург, Россия, 195009, тел. [phone], факс [phone]

[e-mail]; www.power-m.fu

Акт о внедрении

Результатов диссертационной работы на соискание ученой степени кандидата технических наук Инженера 2 категории ОАО «НПО ЦКТИ» Кулакова Егора Николаевича «ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЛАЖИОПАРОВЫХ ТУРБОУСТАНОВОК ЗА СЧЕТ ОПТИМИЗАЦИИ СХЕМНЫХ РЕШЕНИЙ»

Настоящий акт составлен в том, что результаты указанной диссертационной работы, касающиеся повышению эффективности влажнопаровых турбоустановок за счет оптимизации схемных решений, а также работы, связанные с выбором вспомогательного оборудования используются в новых проектах АО «Силовые машины» (завод ЛМЗ) при создании паровых турбин для АЭС.

Главный конструктор паровых турбин -начальник

СКБ «Турбина»