Зорин В.М. Атомные электростанции
.pdf
П.3. Об индифферентной точке
В [10] дано определение: точка на линии расширения пара в турбине за промежуточным перегревателем, в которой расположение регенеративного отбора не оказывает никакого влияния на КПД цикла, называется индифферентной. Это означает, что КПД цикла не изменяется вне зависимости от того, имеется или нет отбор пара на регенерацию из этой точки. Более того, расположение отбора ближе к входу в цилиндр турбины после промежуточного перегревателя снижает КПД цикла. Изложенное иллюстрируется графиком на рис. П.4, который построен по результатам расчета ПТУ на насыщенном паре с одноступенчатым паро-паровым промежуточным перегревателем. На рисунке видно положение индифферентной точки. При расположении первого отбора пара из части низкого давления (ЧНД) левее данной точки КПД становится меньше по сравнению с отсутствием этого отбора.
Значение энтальпии пара в индифферентной точке рассчитывается по формуле
h |
= h – h |
, |
(П.28) |
инд |
пп |
инд |
|
где h — энтальпия пара после промежуточного перегревателя.
пп
Для определения h рассмотрим основные характеристики
инд
цикла ПТУ, показанной на рис. П.5, на котором также даны обозначения энтальпии потоков, используемые в дальнейшем. Все подогреватели системы регенерации ПТУ — смешивающего типа, тепловыми и гидравлическими потерями в тепловой схеме будем пренебрегать. Также будем полагать, что промежуточный перегрев
э, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
34,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
34,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
34,10 |
|
|
hинд |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
30 |
60 |
90 |
120 |
150 |
180 |
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
h = h |
ЦНД – h |
ЦНД, кДж/кг |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
1 |
|
|
|
|
Рис. П.4. Зависимость электрического КПД от положения первого отбора пара из ЧНД турбины в систему регенерации, рассчитанная для ПТУ на насыщенном паре с одноступенчатым паро-паровым промежуточным перегревателем (штри-
ховая линия соответствует значению η при отсутствии первого отбора пара на
э
регенерацию из ЧНД)
661
h |
0 |
hх |
|
hпп |
|
|
|
ЧВД |
|
ЧНД |
G |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
~ 3 |
h1В |
|
hи |
|
hп.к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
h(n –1)В |
|
h1Н |
|
hnН
hк
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
hп.в = hв1В |
|
|
|
|
hв.х |
|
hв.и |
|
|
hв1Н |
|
|
hвnН |
|
||
Рис. П.5. К обоснованию положения индифферентной точки: принципиальная тепловая схема ПТУ с промежуточным перегревом пара (штриховыми линиями обозначены отбор пара из индифферентной точки и дополнительно устанавливаемое оборудование в системе регенерации)
пара |
осуществляется в паропроизводительной установке, а расход |
пара на турбину равен расходу питательной воды: D = D . |
|
0 п.в
Рассмотрим два варианта паротурбинной установки:
I — без отбора пара на регенерацию из индифферентной точки; II — с отбором пара из индифферентной точки и установкой
дополнительного подогревателя (на рис. П.5 обозначен штриховыми линиями).
Запишем уравнение теплового баланса для подогревателя, подключенного к первому отбору части высокого давления (ЧВД) турбины:
D h = D h + (D – D )h ,
|
|
0 в1В |
1В |
1В |
0 |
1В в 2 В |
|
|
из которого следует |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
h |
– h |
|
|
|
|
|
α |
= |
-----------------------------в1В |
в 2 В , |
|
|
|
|
|
|
1В |
h |
– h |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1В |
в 2 В |
|
|
|
где α |
= D /D — относительный расход пара из первого отбора |
|||||||
1В |
1В |
0 |
|
|
|
|
|
|
ЧВД турбины; h |
— энтальпия пара из этого отбора; h |
, h |
— |
|||||
|
|
1В |
|
|
|
|
в 1 В |
в 2 В |
энтальпии воды после первого и второго регенеративных подогревателей.
Аналогичные выражения могут быть получены для других подогревателей, подключенных к ЧВД. Из этих выражений следует, что
662
относительные расходы пара из отборов ЧВД в обоих рассматриваемых вариантах будут одинаковы за исключением последнего отбора — из «холодной» нитки промперегрева: α ≠ α .
Рассмотрение вариантов будем производить при условии посто-
янства тепловой мощности Q , подводимой к ПТУ. При введении
0
дополнительного отбора пара из индифферентной точки внутренняя
мощность турбины N не изменится согласно определению. Из посто-
i
янства Q и N следует постоянство тепловой мощности Q , отводи-
|
0 |
i |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
к |
|
мой в конденсаторе: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
Q |
= (D |
– ΣD |
|
– D |
– ΣD |
) |
h ; |
|
(П.29.I) |
|||
|
|
|
|
кI |
0I |
ВДI |
хI |
НД |
к |
|
|
|
||
|
|
Q |
= (D |
– ΣD |
– D |
– D – ΣD |
) |
h , |
(П.29.II) |
|||||
|
|
кII |
|
|
0II |
ВДII |
|
хII |
и |
|
НД |
к |
|
|
где h |
= h |
– h ; ΣD |
— сумма расходов пара на регенерацию из |
|||||||||||
к |
|
п.к |
к |
ВД |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЧВД турбины за исключением расхода из отбора на выходе: ΣD |
= |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВД |
= D Σα |
; ΣD |
|
— сумма расходов пара на регенерацию из ЧНД; |
|||||||||||
0 |
jВ |
НД |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D — расход пара, отбираемого из индифферентной точки. |
|
|
||||||||||||
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Так как энтальпии рабочего тела на входе в конденсатор h |
и на |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
п.к |
|
выходе из него h |
не меняются, то постоянство Q возможно только |
|||||||||||||
|
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
к |
|
|
|
|
при одинаковых в обоих вариантах расходах пара в конденсатор: сомножители в скобках в (П.29.I) и (П.29.II) должны быть равны.
Поскольку расход воды после конденсатора постоянен для обоих вариантов, так же как и параметры пара из отборов, постоянными будут абсолютные расходы пара из отборов ЧНД с номерами от 1Н до пН (последнего).
Так, для последнего регенеративного подогревателя справедливо равенство
D h + D h = (D + D )h
к к |
nH nH |
к |
nH в п Н |
и |
|
|
|
|
|
h |
– h |
|
|
|
в n Н |
к |
|
D |
nH |
= ------------------------------ |
D . |
|
|
h – h |
к |
||
|
|
n Н |
в n Н |
|
Приравнивая сомножители в скобках в (П.29.I) и (П.29.II), полу-
чаем |
|
(D – D )(1 – Σα ) – D + D + D = 0. |
(П.30) |
Тепловая мощность, подводимая к ПТУ, есть сумма расходов теплоты на производство свежего пара и на перегрев пара после ЧВД:
Q = D (h – h |
) + [D (1 – Σα ) – D ](h |
– h ); |
(П.31.I) |
||||||
0 |
0I 0 |
п.в |
0I |
ВД |
хI |
пп х |
|
||
Q = D |
(h – h |
|
) + [D |
(1 – Σα |
) – D |
](h |
|
– h ). |
(П.31.II) |
0 |
0II 0 |
п.в |
|
0II |
ВД |
хII |
пп |
х |
|
663
Приравнивая правые части этих уравнений (при |
h |
= h |
– h ), |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пп |
пп |
х |
|
получаем |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(D – D |
)(h – h |
) + (D |
– D |
)(1 – Σα |
) |
h |
= (D |
– D ) |
h |
||||||||
0I |
0II |
0 |
|
п.в |
|
0I |
|
0II |
|
ВД |
пп |
хI |
хII |
пп |
|||
или |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
h |
– h |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
п.в |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(D0I – D0II) |
-------------------- |
+ 1 – |
∑αВД |
= |
DхI – DхII. |
(П.32) |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
h |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Внутренняя мощность турбины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
N = D [(h – h ) + (1 – α )(h – h ) + … |
|
|
|||||||||||||
|
|
i |
|
0I |
0 |
1B |
|
|
1B |
1B |
|
2B |
|
|
|
|
|
… + (1 – Σα )(h |
|
– h )] + [D (1 – Σα ) – D ](h – h ) + |
|||||||||||||||
|
|
ВД |
|
(n – 1)B |
|
x |
|
0I |
ВД |
хI |
пп |
1H |
|
||||
|
|
+ [D (1 – Σα ) – D – D ](h – h ) + … |
|
|
|||||||||||||
|
|
0I |
|
|
ВД |
|
хI |
|
1H |
1H |
|
2H |
|
|
|
|
|
|
|
… + [D (1 – Σα |
) – D |
– ΣD |
](h |
– h ); |
(П.33.I) |
||||||||||
|
|
|
|
0I |
|
ВД |
|
хI |
НД |
nH |
п.к |
|
|
|
|||
|
|
N = D [(h – h ) + (1 – α )(h – h ) + … |
|
|
|||||||||||||
|
|
i |
0II |
0 |
1B |
|
|
1B |
1B |
|
2B |
|
|
|
|
||
… + (1 – Σα )(h |
|
– h )] + [D (1 – Σα ) – D ](h – h ) + |
|||||||||||||||
|
|
ВД |
|
(n – 1)B |
|
x |
|
0II |
|
ВД |
|
хII |
пп |
и |
|
||
|
|
+ [D (1 – Σα ) – D – D ](h – h ) + |
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
0II |
|
ВД |
|
хII |
и |
и |
1H |
|
|
|
|
||
|
+ [D (1 – Σα ) – D – D – D ](h – h ) + … |
|
|
||||||||||||||
|
|
0II |
|
|
ВД |
|
хII |
|
и |
1H |
1Н |
2H |
|
|
|
||
|
… + [D |
|
(1 – Σα ) – D |
– D – ΣD |
](h |
– h |
). |
(П.33.II) |
|||||||||
|
|
|
0II |
|
ВД |
|
хII |
и |
НД |
nH |
|
п.к |
|
|
|||
Вычитая (П.33.II) из (П.33.I), получаем |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
(D |
– D )H |
|
+ [(D |
– D |
)(1 – Σα |
) – D + D |
] |
h + |
|
||||||||
0I |
|
0II |
p.ВД |
|
0I |
|
0II |
|
ВД |
|
хI |
хII |
и |
|
|||
+ [(D |
– D |
)(1 – Σα |
) – D |
+ D + D ](h |
– h |
– |
h ) + |
||||||||||
|
0I |
0II |
|
|
ВД |
|
хI |
|
хII |
и |
|
пп |
1H |
|
и |
|
|
+ [(D – D |
)(1 – Σα |
) – D – D |
+ D |
+ D + D |
]× |
|
|||||||||||
|
|
0I |
0II |
|
ВД |
|
хI |
1H |
|
хII |
и |
1H |
|
||||
×(h |
– h |
) + … + [(D |
– D |
)(1 – Σα |
) – D |
– ΣD |
+ |
|
|||||||||
|
1Н |
2H |
|
|
|
0I |
0II |
|
ВД |
хI |
|
HД |
|
||||
|
|
|
+ D + D + ΣD ](h – h ) = 0. |
|
|
|
|
||||||||||
|
|
|
|
хII |
и |
|
HД |
nH |
п.к |
|
|
|
|
|
|||
Заметим, что в третьем и последующих слагаемых присутствуют сомножители, тождественно равные (П.30). С учетом этого будем иметь
(D |
– D |
)H |
+ [(D – D |
)(1 – Σα |
) – D |
+ D ] |
h = 0, |
|||||
|
0I |
0II |
p.ВД |
0I |
0II |
|
|
ВД |
хI |
хII |
и |
|
откуда после преобразований следует |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
D |
– D |
H |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
хI |
хII |
р.ВД |
|
1 – ∑αВД . |
|
|
||
|
|
|
|
------------------------ = |
------------- |
+ |
|
(П.34) |
||||
|
|
|
|
D – D |
h |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0I |
0II |
и |
|
|
|
|
|
|
Здесь |
H |
= (h |
– h |
) + (1 – α )(h |
|
– h |
) + … + (1 – Σα )× |
|||||
|
|
p.ВД |
|
0 |
1B |
1B |
|
1B |
|
2B |
|
ВД |
×(h |
|
– h ) — рабочий (приведенный) теплоперепад ЧВД тур- |
||||||||||
(n – 1)B |
x |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
бины.
664
Подставляя в левую часть (П.34) выражение для (D – D ) из
хI хII
(П.32), получаем
h |
– h |
|
H |
|
--------------------0 |
п.в + 1 – |
∑αВД = |
-------------р.ВД + 1 – |
∑αВД , |
|
h |
|
h |
|
|
пп |
|
и |
|
откуда следует |
|
|
|
|
H
|
р.ВД |
|
hи = hпп h-------------------- |
– h . |
(П.35) |
0 |
п.в |
|
Уравнение (П.35) может быть получено и более простым способом. В этом случае сравниваются варианты без промежуточного перегрева пара и при наличии его.
Тепловая мощность ППУ для первого варианта записывается в виде
Q = D (h – h ),
0 |
0 0 |
п.в |
а для второго — в виде
Q = (D – D )(h – h ) + D h .
0 0 0 0 п.в пп пп
Здесь D — расход пара на турбину в варианте без промперегрева;
0
D — уменьшение расхода пара на турбину в варианте с промпере-
0
|
|
h |
|
гревом, D = |
h-------------------- |
пп |
; D — расход пара через промежуточный |
0 |
– h |
пп |
0п.в
перегреватель.
Во втором варианте внутренняя мощность ЧВД уменьшится на величину
D Н
0р.ВД
H
|
р.ВД |
|
|
= Dпп h-------------------- |
– h |
hпп. |
(П.36) |
0 |
п.в |
|
|
Формулируется следующее условие для положения индифферентной точки [32]: отбор пара на регенерацию из ЧНД турбины не выгоден до тех пор, пока не будет скомпенсирована недовыработка внутренней мощности в ЧВД:
D |
h = |
D Н |
, |
пп |
и |
0 |
р.ВД |
откуда с учетом (П.36) следует выражение, тождественное (П.35):
H |
|
|
р.ВД |
hи = hпп h-------------------- |
– h . |
0 |
п.в |
Сформулированное в [32] условие для положения индифферентной точки, вообще говоря, требует доказательства. Им может быть,
665
например, равенство расходов пара в конденсатор, которое было использовано при выводе (П.35).
Интересно отметить, что впервые положение индифферентной точки было определено в 1958 г. словацким ученым Некольным в виде (П.35). Позднее со ссылкой на его работу появилась другая формула (см. [10]):
h |
= η |
q , |
(П.37) |
инд |
iВД |
пп |
|
где η
iВД
H
р.ВД
= -------------------- — абсолютный внутренний КПД ЧВД турбины; h – h
0п.в
q= α h — теплота, расходуемая в ППУ на промежуточный
пппп пп
перегрев, отнесенная к расходу пара на турбину; α |
= 1 – Σα |
– α . |
|||
|
|
|
пп |
ВД |
х |
С учетом введенных обозначений запишем |
|
|
|||
|
|
H |
|
|
|
|
|
|
р.ВД |
|
|
h |
= α |
h -------------------- . |
(П.38) |
||
инд |
пп |
пп h |
– h |
|
|
|
|
0 |
п.в |
|
|
Выражение (П.38) соответствует следующему условию положения индифферентной точки: каждый килограмм пара, подведенный к ЧНД, должен компенсировать недовыработку внутренней мощности в ЧВД, рассчитанную на каждый килограмм пара, подведенный к турбине (что представляется не совсем логичным).
Множитель α ≤ 1, присутствующий в (П.38), обусловливает зна-
пп
чение h , меньшее, чем рассчитанное по (П.35). Несмотря на
инд
достаточную строгость вывода (П.35), именно выражение (П.38) получило известное признание и используется на практике. Причина этого, вероятно, заключается в том, что учет особенностей реальной
установки приводит к меньшему значению h по сравнению с рас-
инд
считанным по (П.35).
Паротурбинная установка с паро-паровым промежуточным перегревом имеет свои особенности. Если сравнивать варианты без промперегрева и с ним, то в обоих случаях подводимая к турбине тепловая мощность будет одинакова:
Q = D (h – h |
). |
|
|
0 |
0 0 |
п.в |
|
Однако при наличии промперегрева часть расхода D , равная |
D , |
||
|
|
0 |
0 |
не входит в ЧВД турбины, а отводится на промежуточный пароперегреватель, где отдает теплоту, чаще всего посредством конденса-
ции. Далее конденсат расходом D может использоваться в системе
0
регенерации, уменьшая расход пара из отборов турбины. Назовем два предельных случая использования теплоты конденсата расходом
D (дренажа пароперегревателя): дренаж сбрасывается в конденса-
0
666
тор, т.е. его теплота полезно не используется; дренаж закачивается в
тракт питательной воды, повышая ее энтальпию h . Очевидно, что
п.в
от эффективности использования теплоты конденсата греющего пара промперегревателя будет зависеть и положение индифферентной
точки. Формулы для h для различных схем использования дрена-
инд
жей промежуточного пара-парового перегревателя даны в § 15.4. Роль индифферентной точки в распределении подогрева воды
между подогревателями, подключенными к ЦНД турбины, такая же, как точки входа в турбину для подогревателей, подключенных к ЦВД, кроме подогревателя, обогреваемого паром из «холодной» нитки промежуточного перегрева.
Материалы, приведенные в приложении, в частности, показывают, что возможности аналитических исследований влияния параметров тепловой схемы ПТУ на ее совершенство далеко не исчерпаны.
667
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: ИздАТ, 1994.
2.Бюллетень МАГАТЭ. Австрия, Вена, 1997—2008.
3.Можно ли удешевить производство энергии, если отказаться от атомной энергетики / С.Г. Городков, А.В. Клименко, Ю.С. Марина и др. // Конверсия в машиностроении. 2002. № 2.
4.Кузнецов Н.М., Канаев А.А., Копп И.З. Энергетическое оборудование блоков АЭС. Л.: Машиностроение, 1979.
5.Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация атомных электростанций. М.: Наука, 1984.
6.Шевелев Я.В., Клименко А.В. Эффективная экономика ядерного топ- ливно-энергетического комплекса. М.: РГГУ, 1996.
7.Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы: справочник / под общ. ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. М.: Издательство МЭИ, 2000.
8.Нормы технологического проектирования атомных электрических станций: ВНТП 80. М.: Минэнерго СССР, 1981.
9.Андрющенко А.И. Основы технической термодинамики реальных процессов. М.: Высшая школа, 1975.
10.Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1995.
11.Тепловые и атомные электростанции: справочник / под общ. ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. М.: Издательство МЭИ, 2003.
12.Бродянский В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. М.: Энергоатомиздат, 1988.
13.Силин В.А. Двухконтурный вариант ВВЭР-СКДИ с одноходовой активной зоной со спектральным регулированием // Росэнергоатом. М.: 2009. № 9.
14.Об организации ступенчатого испарения в парогенераторной установке АЭС с ВВЭР-1000 / В.И. Горбуров, В.М. Зорин, Н.Г. Рассохин и др. // Теплоэнергетика. 2001. № 12.
15.Усынин Г.Б., Кусмарцев Е.В. Реакторы на быстрых нейтронах. М.: Энергоатомиздат, 1985.
16.Реакторная установка СВБР-75/100. Оценка возможности ее использова-
ния в проектах реновации энергоблоков АЭС с ВВЭР / Ю.Г. Драгунов,
В.С. Степанов, Н.Н. Климов и др. // Теплоэнергетика. 2006. № 1.
17.Энергетика: цифры и факты // Основные параметры ядерных энергоблоков мира. М.: ЦНИИатоминформ, 2001. Вып. 1.
18.Котов Ю.В., Кротов В.В., Филиппов Г.А. Оборудование атомных электростанций. М.: Машиностроение, 1982.
19.Калафати Д.Д. Термодинамические циклы атомных электростанций. М.; Л.: Госэнергоиздат, 1963.
20.Марушкин В.М., Иващенко С.С., Вакуленко Б.Ф. Подогреватели высокого давления турбоустановок ТЭС и АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1985.
668
21.Теплообменное оборудование паротурбинных установок: отраслевой каталог 20-89-09 (ч. I и II) / М-во тяжелого энергет. и трансп. машиностроения
СССР. М.: ЦНИИТЭИТяжмаш,1989.
22.Семенов В.Н., Томаров Г.В. Проблемы геотермального теплоносителя на ГЕОЭС // Новое в российской электроэнергетике (электронный жур.). 2005. № 9.
23.Паровые и газовые турбины / под ред. А.Г. Костюка и В.В. Фролова. М.: Энергоатомиздат, 1985.
24.Щегляев А.В. Паровые турбины : в 2 кн. — 6-е изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. М.: Энергоатомиздат, 1993.
25.Цанев С.В., Тамбиева И.Н., Короткова Л.С. Тепловые схемы и показатели конденсационных паротурбинных установок. М.: МЭИ, 1983.
26.Сертифицированный набор программ для вычислений свойств воды и
ТМ
водяного пара «WaterSteamPro» / К.А. Орлов, А.А. Александров, А.В. Очков,
В.Ф. Очков. М., 2001. Web-site: http://twt.mpei.ac.ru/orlov/watersteampro.
27.Трояновский Б.М., Филиппов Г.А., Булкин А.Е. Паровые и газовые турбины атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1985.
28.Паротурбинные энергетические установки: отраслевой каталог. М.: ЦНИИТЭИТяжмаш, 1994.
29.Карелин В.Я. Кавитационные явления в центробежных и осевых насосах. М.: Машиностроение, 1975.
30.Пак П.Н., Белоусов А.Я., Пак С.П. Насосное оборудование атомных станций. М.: Энергоатомиздат, 2003.
31.Зорин В.М. Расчеты тепловых схем паротурбинных установок АЭС. М.: Издательство МЭИ, 1996.
32.Тишин С.Г. О выборе параметров регенеративных отборов турбоустановок с промежуточным перегревом // Теплоэнергетика. 1995. № 7.
33.ОПБ-88/97. НП-001-97. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций. М.: ОНТИ НТЦ ЯРБ Госэнергонадзора России, 1997.
34.Стандарт предприятия. Водно-химический режим первого контура энергоблоков атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения. М.: М-во РФ по атомной энергии, 1999.
35.Технологические системы реакторного отделения. Балаково: Балаковская атомная станция: Центр подготовки персонала, 2000.
36.Трунов Н.Б., Логвинов С.А., Драгунов Ю.Г. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 2001.
37.Стандарт организации: СТО 1.1.1.07.003.0818—2010. Ведение воднохимического режима второго контура на АЭС с ВВЭР-1000, включающего все применяемые режимы (гидразинно-аммиачный, этаноламиновый, морфолиновый). Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения М.: ОАО «Концерн Росэнергоатом», 2010.
38.Самойлов О.Б., Усынин Г.Б., Бахметьев А.М. Безопасность ядерных энергетических установок. М.: Энергоатомиздат, 1989.
39.Дементьев Б.А. Ядерные энергетические реакторы. М.: Энергоатомиздат,
1990.
40.Расчетное обоснование теплогидравлических характеристик реактора и РУ ВВЭР / В.П. Спассков, Ю.Г. Драгунов, С.Б. Рыжов и др. М.: ИКЦ «Академкнига», 2004.
669
41. Осокин Г.В., Горбунов Ю.С. Экспериментальный стенд для исследования барботажно-вакуумной системы локализации аварий энергоблоков АЭС с ВВЭР-440 (В-213) // Новое в российской электроэнергетике (электронный жур.). 2008. № 7.
42, Нововоронежская АЭС-2. М.: Атомэнергопроект, проект «АЭС-2006».
43.Крамеров А.Я. Об эволюции канальных водографитовых реакторов // История атомной энергетики Советского Союза и России / под ред. В.А. Сидоренко. М.: ИздАТ, 2003. Вып. 3.
44.Стандарт предприятия: СТП ЭО 0005-01. Водно-химический режим основного технологического контура и вспомогательных систем электростанций
среактором РБМК-1000. М.: М-во РФ по атомной энергии, 2001.
45.Маргулова Т.Х., Разумовская Е.Д., Зорин В.М. Оптимизация схем конденсатоочисток одноконтурных АЭС / под общ. ред. Л.М. Воронина // Атомные электрические станции: Сб. статей. М.: Энергия, 1980.
46.Ядерные энергетические установки / Б.Г. Ганчев, Л.Л. Калишевский, Р.С. Демешев и др.; под общ. ред. акад. Н.А. Доллежаля. М.: Энергоатомиздат, 1983.
47.АЭС с реакторами на быстрых нейтронах / В.П. Невский, А.П. Доронин, П.М. Романов и др. М.: М-во энергетики и электрификации СССР: Информэнерго, 1982.
48.ГОСТ 12.1.005—88. ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигие- нические требования. М.: Изд-во стандартов, 1989.
49.Нормы радиационной безопасности (НРБ-99/2009). Санитарно-эпидемио- логические правила и нормативы. — М.: Федеральный центр гигиены и эпидемиологии Роспотребнадзора, 2009.
50.Правила радиационной безопасности реакторных установок атомных станций. М.: Энергоатомиздат, 1991.
51.Паротурбинные установки атомных электростанций / под ред. Ю.Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978.
670