Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000
Рассмотрены варианты реконструкции энергоблоков АЕС с ВВЕР-1000 с помощью газотурбинной надстройки. Дано техническое обоснование такой реконструкции. Розглянуто варіанти реконструкції енергоблоків АЕС з ВВЕР-1000 за допомогою газотурбінної надбудови. Дано технічне обгрунтування такої реконструкції....
Saved in:
| Published in: | Промышленная теплотехника |
|---|---|
| Date: | 2008 |
| Main Authors: | , , |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Інститут технічної теплофізики НАН України
2008
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/61139 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 / М.М. Ковецкая, В.М. Лаврик, В.М. Ковецкий // Промышленная теплотехника. — 2008. — Т. 30, № 3. — С. 40-47. — Бібліогр.: 7 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859641516999311360 |
|---|---|
| author | Ковецкая, М.М. Лаврик, В.М. Ковецкий, В.М. |
| author_facet | Ковецкая, М.М. Лаврик, В.М. Ковецкий, В.М. |
| citation_txt | Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 / М.М. Ковецкая, В.М. Лаврик, В.М. Ковецкий // Промышленная теплотехника. — 2008. — Т. 30, № 3. — С. 40-47. — Бібліогр.: 7 назв. — рос. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Промышленная теплотехника |
| description | Рассмотрены варианты реконструкции энергоблоков АЕС с ВВЕР-1000 с помощью газотурбинной надстройки. Дано техническое обоснование такой реконструкции.
Розглянуто варіанти реконструкції енергоблоків АЕС з ВВЕР-1000 за допомогою газотурбінної надбудови. Дано технічне обгрунтування такої реконструкції.
Several variants of the reconstruction of nuclear power units with WWER-1000 reactors by means of a gas turbine superstructure are considered. We give a technical substantiation of such reconstruction.
|
| first_indexed | 2025-12-07T13:22:18Z |
| format | Article |
| fulltext |
В классической технологической схеме паро;
газовой утилизационной установки на ТЭС вся
теплота выхлопных газов газотурбинного двига;
теля (ГТД) используется для получения перегре;
того пара в котле;утилизаторе для паротурбин;
ной установки. Другими словами, сбросная
тепловая энергия газовой части ПГУ (термоди;
намический цикл Брайтона) утилизируется в па;
ровой части (термодинамический цикл Ренки;
на). Совмещение двух термодинамических
циклов создает наилучшие условия высокотем;
пературного подвода теплоты в ГТД ( до 1400оС)
и низкотемпературный ее отвод (25...35оС) в кон;
денсаторе паровой турбины. Как показали расче;
ты [1] утилизационных ПГУ, работающих в кон;
денсационном режиме в паровой части,
термодинамический КПД установки достигает
56,65% при одноконтурной схеме, 57,54% при
двухконтурной (параметры пара 6,7 МПа, 565оС)
и при отношении мощности газовой части к
мощности паровой примерно 2:1. Термодинами;
ческий КПД парогазовой установки снижается
при уменьшении доли газовой части совмещен;
ного цикла и температуры свежего пара.
Возможности продления срока службы обору;
дования АЭС и совершенствование ее термоди;
намического цикла рассмотрены в работах [2–5].
В 1970 году Бексли В., Хентон С. [3] предложили
для АЭС комбинированный цикл Брайтона и
Ренкина с последовательным включением по
“острому” пару парогенераторов РУ типа PWR и
теплообменника;пароперегревателя ГТУ. По;
следний перегревал весь пар РУ за счет теплоты
выхлопных газов ГТУ. Такая схема рассмотрена в
работе [5].
Использование принципа утилизации сброс;
ной теплоты ГТД паротурбинной установкой
АЭС для перегрева всего насыщенного пара, вы;
40 ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2008, т. 30, № 3
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Розглянуто варіанти реконструкції
енергоблоків АЕС з ВВЕР�1000 за допо�
могою газотурбінної надбудови. Дано
технічне обгрунтування такої реконст�
рукції.
Рассмотрены варианты реконструк�
ции энергоблоков АЕС с ВВЕР�1000 с
помощью газотурбинной надстройки.
Дано техническое обоснование такой
реконструкции.
Several variants of the reconstruction
of nuclear power units with WWER�1000
reactors by means of a gas turbine super�
structure are considered. We give a techni�
cal substantiation of such reconstruction.
УДК 621.039: 621.22
КОВЕЦКАЯ М.М.1,
ЛАВРИК В.М.1, КОВЕЦКИЙ В.М.2
1Институт технической теплофизики НАН Укрины
2Институт общей энергетики НАН Укрины
ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГТУ ДЛЯ
ПРОДЛЕНИЯ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ
АЭС С ВВЭР�1000
ГТД – газотурбинный двигатель;
ГТН – газотурбинная надстройка;
ГТУ – газотурбинная установка;
ГЦН – главный циркуляционный насос;
КУ – котел;утилизатор;
ПГ – парогенератор;
ПГУ – парогазовая установка;
ПВД, ПНД – подогреватели высокого и низкого
давления;
ПГ АЭС – парогазовая атомная электростанция;
ПТУ – паротурбинная установка;
РУ – реакторная установка;
СПП – сепаратор;пароперегреватель;
ТВС – тепловыделяющая сборка;
ЦВД, ЦНД – цилиндры высокого и низкого
давления;
ЯЭУ – ядерная энергетическая установка.
рабатываемого в парогенераторах ЯЭУ, сопряже;
но с рядом технических трудностей при реконст;
рукции действующего энергоблока АЭС:
1. Обеспечение проектного давления све;
жего пара перед турбиной требует увеличения
давления в парогенераторах на величину гид;
равлических потерь подводящих (холодных) и
отводящих (горячих) паропроводов к котлу;
утилизатору ГТД, а также на гидравлическое
сопротивление поверхностей нагрева пара в
КУ, так как нет другого способа обеспечить
транспортировку пара на и от КУ. Возраста;
ние давления в парогенераторе приведет к не;
обходимости замены существующих пароге;
нераторов на новые с большей толщиной
стенок корпуса.
2. Для максимального уменьшения гид;
равлических потерь котел;утилизатор ГТД
должен располагаться вблизи паровой турби;
ны. Существующая компоновка турбинного
отделения не имеет для этого свободной пло;
щади. Размещение ГТУ за стеной турбинного
отделения осложняется подземным расположе;
нием подводящих и отводящих циркуляцион;
ных трубопроводов охлаждающей воды боль;
шого диаметра (до 2400 мм).
3. Размещение рядом с энергоблоком ды;
мовой трубы ГТД не допустимо по условиям
безопасности ЯЭУ. Кроме того, плотное рас;
положение вспомогательных зданий и соору;
жений на промплощадке АЭС вынуждает раз;
местить ГТН на свободной территории за
ними. В результате протяженность трубопро;
водной эстакады между ГТН и энергоблоком
достигает 1 км.
4. Уровень температуры перегрева свежего
пара ограничивается объемной пропускной спо;
собностью проточной части цилиндра высокого
давления (ЦВД) турбины, работающей на насы;
щенном паре (5,9 МПа, 274 оС).
5. Стали, используемые в паропроводах и ар;
матуре свежего пара, а также ЦВД турбины, не
допускают повышения температуры рабочей сре;
ды более 425 оС.
Поэтому технологическую схему с полным пе;
регревом пара парогенераторов не целесообразно
использовать при реконструкции существующих
энергоблоков АЭС.
Одноконтурная схема ПГАЭС
с частичным перегревом пара
Одновременное решение проблемы продле;
ния срока службы корпуса ядерного реактора,
повышения термодинамического КПД энерго;
блока и экономии топлива возможно при выпол;
нении следующих условий реконструкции:
1. Замена 42 тепловыделяющих сборок
(ТВС) по всему периметру активной зоны реак;
тора на водоохлаждаемые цельнометаллические
имитаторы. Создаваемый отражательно; погло;
тительный экран уменьшает интенсивность ней;
тронного облучения стенок корпуса реактора,
уменьшает нейтронное охрупчивание металла.
Такая реконструкция активной зоны уменьшает
на 26% мощность реактора и расход ядерного
топлива.
2. Компенсация потерянной мощности осу;
ществляется за счет использования газотурбин;
ной надстройки (рис.1). При этом к уменьшен;
ному расходу пара от парогенераторов ЯЭУ
подмешивается в смесителе максимально пере;
гретый пар от котла; утилизатора ГТД. Пар из сме;
сителя направляется в ЦВД паровой турбины и по;
верхностный пароперегреватель СПП. Компоновка
турбинного отделения позволяет разместить два
корпуса смесителя. Снабжение КУ питательной во;
дой осуществляется самостоятельными пита;
тельными насосоми (напор 12 МПа, общая про;
изводительность от 380 т/ч до 1140 т/ч в
зависимости от количества ГТУ) из деаэратора
паротурбинной установки (давление 0,59 МПа,
температура 164 оС). Максимальный расход пара
на турбину после смесителя определяется объем;
ной пропускной способностью проточной части
ЦВД.
Выполнен термодинамический анализ техно;
логической схемы (рис.1) реконструкции энерго;
блока АЭС с ВВЭР;1000. При этом принято:
мощность паровой турбины К;1000;6/25;7 (фир;
мы “Турбоатом”) в номинальном режиме огра;
ничена допустимой мощностью электрогенера;
тора 1000 МВт при cosϕ = 0,85; расход
насыщенного пара от парогенераторов ЯЭУ со;
ставляет 5779 т/ч. При снижении мощности ре;
актора на 26% мощность энергоблока составит
740 МВт, расход насыщенного пара 4276,5 т/ч,
ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2008, т. 30, № 3 41
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
КПД энергоблока 32,36%. Технические характерис;
тики турбины К;1000;6/25;7 представлены в табл.1.
В расчетах сохраняются неизменными следу;
ющие параметры: давление пара перед паровой
турбиной, параметры пара перед ЦНД ( давление
1 МПа, температура 250 оС), параметры пара в
конденсаторе (табл. 1).
Для надстройки выбран газотурбинный двига;
тель V94.3A (фирмы Siemens) исходя из необходи;
мости компенсировать снижение мощности ПТУ
с 1000 МВт до 740 МВт с наибольшей термодина;
мической эффективностью. Технические характе;
ристики газовой турбины V94.3A представлены в
табл. 2. Все параметры приведены в условиях ISO.
Использование в существующей паровой тур;
бине увеличенного количества слабоперегретого
пара и возросшего срабатываемого теплоперепа;
да в ЦВД приводит к увеличению мощности па;
ровой турбины, уменьшению влажности пара на
выхлопе ЦВД. Применение в СПП поверхност;
ных теплообменников вместо смешивающих
позволяет использовать скрытую теплоту паро;
образования при конденсации греющего пара и
уменьшить его расход. Результаты расчетов пара;
метров технологической схемы (рис.1) по мето;
дике работы [6] с одной, двумя и тремя ГТУ в
ГТН представлены в табл. 3
Термодинамический КПД (брутто) ПГ АЭС
рассчитывался по зависимости [7]
ηпгаэс = fηгту + (1 – fηгту)ηпту , (1)
где f – доля теплоты, вносимая ГТУ в общий рас;
ход теплоты на ПТУ,
42 ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2008, т. 30, № 3
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Рис.1. Одноконтурная технологическая схема ПГАЭС с ВВЭР�1000:
I – главный корпус АЭС: 1 – ядерный реактор, 2 – ГЦН, 3 – парогенератор, 4 – паровая турбина с
электрогенератором, 5 – конденсатор, 6 – конденсатный насос, 7 – деаэратор, 8 – питательный
насос, 9, 10 – регенеративные пароводяные ПНД, ПВД. II – ГТН: 11 – воздушный фильтр, 12 – ГТУ с
электрогенератором, 13 – парогазовый теплообменник для перегрева пара, 14 – смеситель, 15 – СПП.
А – всас воздуха из атмосферы, Б – подвод топлива (природный газ), В – выхлоп дымовых газов через
дымовую трубу.
ηгту = ηгтд ηку ηтр ηмх ηэг , (2)
где ηгтд, ηку, ηтр, ηэг – КПД газотурбинного дви;
гателя, котла;утилизатора, трубопроводов пита;
тельной воды и свежего пара, электрогенератора,
ηмх – механический КПД,
ηпту = ηпт ηмх ηтр ηэг , (3)
где ηпт – КПД паровой турбины.
При определении КПД трубопроводов пи;
тательной воды к КУ и свежего пара от него к
паровой турбине принималась длина трубо;
проводов равная 1000 м. При определении
КПД КУ температура уходящих газов принята
174 оС по уровню температуры питательной
воды.
Результаты расчета, приведенные в табл. 3,
позволяют сделать следующие выводы:
1. Изменение отношения мощности ГТУ
к мощности ПТУ с 0,35 до 0,89 приводит к
увеличению термодинамического КПД энер;
гоблока с 37,02% при одной ГТУ до 43,71%
при трех ГТУ.
2. Использование смесителя насыщенного и
перегретого пара перед подачей его в паровую
турбину восстанавливает ее мощность за счет
возрастания общего расхода пара и срабатывае;
мого в ЦВД теплоперепада, а также позволяет
увеличить степень сухости пара за ЦВД, что по;
ложительно влияет на работу турбины.
3. Увеличение в газотурбинной надстройке
числа ГТД более трех ограничено объемной про;
пускной способностью проточной части ЦВД па;
ровой турбины.
Преобразование паротурбинной ядерной энерге;
тической установки в газо;паротурбинную позволяет:
сократить расход ядерного топлива на 26%; увеличить
срок службы корпуса ядерного реактора; рациональ;
но расходовать природный газ в ГТУ за счет утилиза;
ции теплоты выхлопных газов; увеличить общую ус;
тановленную мощность энергоблока; вписаться в
существующую компоновку промплощадки АЭС без
нарушений требований безопасности.
ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2008, т. 30, № 3 43
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Та б л . 1 .
Та б л . 2 .
Основными недостатками рассмотренной схе;
мы (рис. 1) являются:
1. Невозможность увеличить долю теплоты,
вносимой ГТУ в термодинамический цикл, до
оптимального значения (2:1) из;за ограничения
объемного пропуска пара через проточную часть
ЦВД паровой турбины и использования способа
смешения малого количества перегретого пара с
большим количеством насыщенного пара.
2. Неполное использование теплового по;
тенциала выхлопных газов ГТД в котле;утилиза;
торе из;за снабжения его питательной водой от
деаэратора ПТУ.
3. Значительные потери давления и температу;
ры транспортируемых рабочих сред в протяженных
(около 1 км) эстакадных трубопроводах питатель;
ной воды диаметром от 150 мм до 300 мм и двух па;
ропроводах перегретого пара диаметром от 250 мм
до 450 мм ( в зависимости от количества ГТУ).
Двухконтурная схема ПГ АЭС
с частичным перегревом пара
Отличие двухконтурной термодинамической
схемы ПГ АЭС от предыдущей состоит в макси;
мально возможном использовании теплоты вы;
хлопных газов ГТД в котле;утилизаторе вплоть до
достижения температуры дымовых газов точки
росы при сжигании природного газа (рис. 2). Для
этого в котле;утилизаторе организован второй
пароводяной контур, не связанный с первым.
Первый контур КУ такой же, как в предыдущей
схеме. Второй контур КУ питается конденсатом
температурой около 30оС самостоятельными кон;
денсатными насосами (напор 5,9 МПа, произво;
дительность от 150 т/ч до 170 т/ч). Перегретый
пар второго контура целенаправленно использу;
ется только в пароперегревателях СПП паровой
турбины, а не отбирается от общего потока свеже;
го пара на турбину после смесителя, как в преды;
дущей схеме (рис. 1). В результате большее коли;
чество теплоты уходящих газов ГТД используется
в первом контуре для нагрева основного потока
перегретого пара.
Технические характеристики ПГ АЭС по рас;
сматриваемой схеме для ВВЭР;1000 в случае ис;
пользования одной, двух и трех ГТД V94.3A пред;
ставлены в табл. 4.
Задачей второго контура является обеспечение
нагрева пара перед ЦНД паровой турбины в се;
44 ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2008, т. 30, № 3
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Та б л . 3 .
параторе;пароперегревателе до 250 оС. Для на;
грева пара второго контура полностью использу;
ется теплота уходящих газов ГТД в диапазоне тем;
ператур от 174 оС до 105 оС (низкопотенциальная
теплота) и частично от 354 оС до 174 оС (среднепо;
тенциальная теплота). Такое решение позволяет
максимально увеличить КПД котла утилизатора с
73% до 85%, а энергоблока до 39,12% при исполь;
зовании одной ГТУ и до 43,29% при использова;
нии двух ГТУ. При использовании трех ГТУ коли;
чество низкопотенциальной теплоты в трех
котлах;утилизаторах превышает требуемое для
СПП количество, а необходимость частичного
использования среднепотенциальной теплоты
заставляет уменьшить поверхность теплообмен;
ников во втором контуре, что приводит к повы;
шению температуры уходящих газов до 147 оС.
Поэтому КПД котлов;утилизаторов в этом вари;
анте составит 78,3%. Это приводит к значению
КПД энергоблока, равному 45,03%. В этой тех;
нологической схеме так же, как и в предыдущей,
использование более трех ГТД типа V94.3A огра;
ничивается объемной пропускной способностью
ЦВД паровой турбины.
По термодинамическому КПД двухконтурная
технологическая схема наиболее предпочтитель;
ная. Однако она обладает всеми преимуществами
и недостатками предыдущей и требует дополни;
тельно разместить на трубопроводной эстакаде по
одному конденсатопроводу диаметром от 100 мм
до 125 мм и двух паропроводов диаметром 300 мм.
Выводы
1. Реконструкция АЭС с помощью газотур;
бинной надстройки позволяет одновременно ре;
шить следующие основные проблемы:
а) продлить срок службы корпуса ядерного ре;
актора путем уменьшения интенсивности и
плотности потока нейтронов на корпус;
ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2008, т. 30, № 3 45
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Рис. 2. Двухконтурная технологическая схема ПГАЭС с ВВЭР�1000. Обозначения см. рис.1.
б) уменьшить расход ядерного топлива без по;
тери мощности паровой турбины за счет подме;
шивания перегретого пара от котлов; утилизато;
ров ГТУ к насыщенному пару от парогенераторов
ЯЭУ;
в) с наибольшей энергетической эффективно;
стью (наибольшим термодинамическим КПД)
использовать дорогостоящий природный газ в
газотурбинной надстройке энергоблока;
г) увеличить суммарную электрическую мощ;
ность энергоблока выше проектной до реконст;
рукции.
2. Исходя из принципа обеспечения макси;
мальной надежности электрогенерирующих уста;
новок, в исследованных технологических схемах
реконструкции энергоблока АЭС целесообразно
использовать не менее двух одновременно рабо;
тающих ГТУ с наибольшим термодинамическим
КПД газовых турбин.
3. Стремление минимизировать капиталь;
ные затраты при реконструкции, максимально
сохранить действующее оборудование и учесть
налагаемые этим оборудованием ограничения по
пропускной способности, температуре и др. поз;
воляет установить не более трех ГТУ для энерго;
блоков ВВЭР;1000.
4. Из рассмотренных схем для реконструк;
ции энергоблока с ВВЭР;1000 следует отдать
предпочтение двухконтурной схеме, которая
обеспечивает максимальное увеличение термо;
динамического КПД энергоблока АЭС за счет
ГТН до 45%.
ЛИТЕРАТУРА
1. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А.
Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной
ГТУ// Теплоэнергетика. – 2001. – № 5. – С.18–30.
2. Воробъев И.Е., Железняк В.П., Ковецкий В.М.,
Шевченко Н.Е., Домашев Е.Д. О целесообразнос;
ти перепрофилирования Чернобыльской АЭС в
тепловую электростанцию// Промышленная
теплотехника. – 1998. – Т.20, № 2. – С.30–33.
3. Циклаури Г. CCJT+LWR – электростанция
будущего// Атомная техника за рубежом. – 1997. –
№ 5. – С.18–21.
46 ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2008, т. 30, № 3
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Та б л . 4 .
4. Воробьев И.Е., Ковецкий В.М. Продление
срока службы АЭС Украины: необходимость, пу;
ти, эффективность // Проблеми загальної енер;
гетики. – 2001. – № 4. – С. 17–19.
5. Ковецкий В.М., Домашев Е.Д., Зенюк А.Ю.,
Ковецкая М.М. О целесообразности продления
срока службы действующих АЭС Украины и их
модернизации за счет газотурбинной надстрой;
ки// Промышленная теплотехника. – 1999. –
Т .21, № 6. – С.77–80.
6. Маргулова Т.Х. Атомные электростанции. –
М.: Высшая школа, 1974. – 359 с.
7. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара
для ПГУ с котлом;утилизатором// Теплоэнерге;
тика. – 1986. – № 3. – С. 14–18.
Получено 14.03.2008 г.
ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2008, т. 30, № 3 47
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-61139 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 0204-3602 |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-12-07T13:22:18Z |
| publishDate | 2008 |
| publisher | Інститут технічної теплофізики НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Ковецкая, М.М. Лаврик, В.М. Ковецкий, В.М. 2014-04-25T18:39:43Z 2014-04-25T18:39:43Z 2008 Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 / М.М. Ковецкая, В.М. Лаврик, В.М. Ковецкий // Промышленная теплотехника. — 2008. — Т. 30, № 3. — С. 40-47. — Бібліогр.: 7 назв. — рос. 0204-3602 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/61139 621.039: 621.22 Рассмотрены варианты реконструкции энергоблоков АЕС с ВВЕР-1000 с помощью газотурбинной надстройки. Дано техническое обоснование такой реконструкции. Розглянуто варіанти реконструкції енергоблоків АЕС з ВВЕР-1000 за допомогою газотурбінної надбудови. Дано технічне обгрунтування такої реконструкції. Several variants of the reconstruction of nuclear power units with WWER-1000 reactors by means of a gas turbine superstructure are considered. We give a technical substantiation of such reconstruction. ru Інститут технічної теплофізики НАН України Промышленная теплотехника Атомная энергетика Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 Possibility of using gas turbine plants for the prolongation of service life of nuclear power units WWER-1000 Article published earlier |
| spellingShingle | Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 Ковецкая, М.М. Лаврик, В.М. Ковецкий, В.М. Атомная энергетика |
| title | Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_alt | Possibility of using gas turbine plants for the prolongation of service life of nuclear power units WWER-1000 |
| title_full | Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_fullStr | Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_full_unstemmed | Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_short | Возможности использования ГТУ для продления срока эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_sort | возможности использования гту для продления срока эксплуатации энергоблоков аэс с ввэр-1000 |
| topic | Атомная энергетика |
| topic_facet | Атомная энергетика |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/61139 |
| work_keys_str_mv | AT koveckaâmm vozmožnostiispolʹzovaniâgtudlâprodleniâsrokaékspluataciiénergoblokovaéssvvér1000 AT lavrikvm vozmožnostiispolʹzovaniâgtudlâprodleniâsrokaékspluataciiénergoblokovaéssvvér1000 AT koveckiivm vozmožnostiispolʹzovaniâgtudlâprodleniâsrokaékspluataciiénergoblokovaéssvvér1000 AT koveckaâmm possibilityofusinggasturbineplantsfortheprolongationofservicelifeofnuclearpowerunitswwer1000 AT lavrikvm possibilityofusinggasturbineplantsfortheprolongationofservicelifeofnuclearpowerunitswwer1000 AT koveckiivm possibilityofusinggasturbineplantsfortheprolongationofservicelifeofnuclearpowerunitswwer1000 |