Общая характеристика работы Актуальность проблемы исследования.
В связи с продолжающимся ростом энергопотребления и большим износом, как физическим, так и моральным, действующего оборудования российских электростанций необходимо в ближайшее время обеспечить ускоренный ввод новых генерирующих мощностей и замену энергоагрегатов, выработавших свой ресурс.
В соответствии с энергетической стратегией России производство электрической энергии атомными электростанциями до 2020 года должно возрасти более чем вдвое. Такой рост выработки электроэнергии может быть обеспечен при ежегодном вводе 2 ГВт мощности на атомных станциях России.
Главными задачами развития атомной энергетики являются повышение ее эффективности и конкурентоспособности, снижение уровня удельных капитальных затрат.
Наращивание мощностей до 2020 года планируется за счет введения новых энергоблоков с хорошо освоенной реакторной установкой ВВЭР-1000. Однако АЭС с подобными реакторами имеют сравнительно низкие начальные параметры пара, вследствие чего они существенно уступают в экономичности традиционным тепловым электростанциям. Существенное увеличение экономичности может быть получено лишь в результате использования принципиально других типов ядерных паропроизоводящих установок, генерирующих пар с более высокими параметрами. Такими реакторными установками являются ректоры на быстрых нейтронах и газоохлаждаемые реакторы, но быстрый ввод мощностей на базе этих реакторов в ближайшее время вряд ли возможен, поскольку не освоено их серийное производство.
Следовательно, для реализации указанной стратегии развития атомной энергетики необходимо за 10 лет ввести 20 атомных энергоблоков мощностью 1000МВт на базе ректора ВВЭР-1000. При этом резервы увеличения их экономичности за счет модернизации основного и вспомогательного оборудования весьма ограничены.
Эффективным способом существенного увеличения экономичности и единичной мощности энергоблоков АЭС является переход к гибридным блокам с использованием внешнего, по отношению к ядерной паропроизводящей установке (ЯППУ), перегрева пара, позволяющего перейти к высокотемпературной технологии производства электроэнергии.
Для реализации такого проекта необходимо проработать вопросы, связанные с перегревом пара после ядерной паропроизводящей установки, разработать новую тепловую схему энергоблока, предложить варианты исполнения пароперегревателя и решить вопросы, связанные с проектированием новой высокотемпературной паровой турбины предельно большой мощности.
Цель диссертационной работы — вариантные исследования возможных тепловых схем гибридных АЭС с внешним, по отношению к ядерной паропроизводящей установке, перегревом пара. Обоснование возможностей практической реализации предлагаемых вариантов гибридных энергоблоков АЭС.
Основные задачи исследования:
1. Разработка новых тепловых схем гибридных энергоблоков АЭС с внешним, по отношению к ядерной паропроизовдящей установке, перегревом пара как за счет использования для этой цели теплоты сгорания органического, так и водородного топлива. Оценка предлагаемых решений с точки зрения получаемого эффекта.
2. Разработка пароперегревателя для гибридной АЭС, работающего на органическом топливе.
3. Разработка водородной камеры сгорания, предназначенной для перегрева пара после ЯППУ гибридной АЭС, и численное моделирование процессов, протекающих в ней.
4. Разработка новой высокотемпературной паровой турбины для гибридной АЭС с водородным перегревом пара.
5. Разработка новых цилиндров низкого давления повышенной пропускной способности для сверхмощной высокотемпературной турбины гибридной АЭС.
Направления исследований.
Работа направлена на исследование эффективности применения различных вариантов внешнего, по отношению к ЯППУ перегрева пара, а также поиск и обоснование конструкции нового основного оборудования гибридных АЭС, позволяющих осуществить практическую реализацию сверхмощных гибридных энергоблоков.
Методы исследований и достоверность полученных результатов.
При выполнении работы использовались отработанные методики расчета показателей тепловой экономичности энергоустановок, их конструктивных параметров и расчетные программные продукты, что позволяет считать полученные результаты достоверными.
Автор защищает.
1. Тепловую схему гибридной АЭС с внешним перегревом пара в котле-пароперегревателе.
2. Котел-пароперегреватель, обеспечивающий перегрев пара после ядерной паропроизводящей установки до температуры 600−620°С и его промежуточный перегрев после цилиндра высокого давления турбины.
3. Новый двухъярусный ЦНД для сверхмощной паровой турбины гибридной АЭС.
4. Тепловую схему гибридной АЭС с водородным перегревом пара после реактора и высокотемпературной турбиной типа К-2700−5.9/50 с начальной температурой пара 870 °C.
5. Водородную камеру сгорания, обеспечивающую перегрев насыщенного пара после ЯППУ до температуры 870 °C с охлаждением продуктов сгорания насыщенным паром, покидающимЯППУ.
Научная новизна.
1. На основе анализа существующих способов повышения экономичности и мощности паротурбинных блоков АЭС научно обоснована целесообразность использования для указанных целей внешнего перегрева пара теплотой сгорания как органического, так и водородного топлива.
2. Разработаны тепловые схемы гибридных блоков АЭС при использовании различных схем огневого перегрева пара и проведены сравнительные расчеты предложенных схем.
3. Обоснована целесообразность на первом этапе создания гибридных блоков увеличения температуры пара при использовании органического топлива до 600−650°С, на втором этапе при использовании водородного топлива — до 800−870°С.
4. Впервые выполнены тепловые и конструктивные расчеты, и проведено эскизное проектирование внешнего котла-пароперегревателя сверхвысокой производительности (1630,5 кг/с).
5. Проведено численное моделирование процесса горения в жаровых трубах и на этой основе выполнено эскизное проектирование водородных камер сгорания, позволяющих обеспечить перегрев пара до температуры 870 °C.
6. Показана принципиальная возможность создания сверхмощной паровой турбины, мощностью 2000;2700МВт на основе новых двухъярусных ступеней.
Практическая значимость.
Полученные в работе результаты имеют важное практическое значение, поскольку разработанные методы и конструктивные решения обосновывают возможность создания сверхмощных энергоблоков АЭС с КПД на уровне традиционных тепловых электростанций, при этом коэффициент использования теплоты сгорания органического топлива, на базе которого происходит выработка дополнительной электрической мощности, достигает 50%, что соизмеримо и даже превышает КПД энергоблоков с суперкритическими параметрами пара и вплотную приближается к тепловой экономичности парогазовых установок с начальной температурой газов перед газовой турбиной порядка 1100- 1200 °C.
Создание сверхмощного энергоблока на базе водо-водяных энергетических реакторов электрической мощностью 1000 МВт и более позволяют существенно сократить сроки ввода в эксплуатацию новых генерирующих мощностей при резком снижении удельных капитальных затрат.
Апробация результатов диссертационной работы.
Основные результаты диссертационной работы докладывались на: международной конференции «Power system engineering, thermodynamics and fluid flow», г. Пльзень, Польша в 2007 и 2009 годахмеждународной конференции «Research and development in Power Engineering», г. Варшава, Польша в 2009 и 2011 годахмеждународной конференции «European conference on Turbomachinery Fluid dynamics and Thermodynamics», г. Грац, Австрия в 2009 годумеждународном симпозиуме SYMCOM 2011 «Compressor & Turbine flow system, Theory & Application Areas», г. Лодзь, Польша в 2011 годумеждународной научной школе «Проблемы газодинамики и тепломассообмена в энергетических технологиях», г. Москва, Россия в 2011 годумеждународной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии», г. Иваново, Россия в 2011 годумеждународной конференции «Энергетические установки, тепломассообмен и процессы горения», г. Москва, Россия в 2011 годумеждународной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», г. Москва, Россия в 2010 и 2011 годахна научном семинаре кафедры ТЭС ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)» в 2011 годуна заседании кафедры ТЭС ФГБОУ ВПО «НИУ МЭИ» в 2012 году.
По теме диссертации опубликованы следующие работы:
1. Турбоустановка АЭС с внешним перегревом пара / Зарянкин А. Е. Рогалев Н.Д. Лысков М. Г., Рогалев А. Н. // Вестник МЭИ. 2011. № 4. С. 12−18.
2. Super powerful steam superheaters and turbines for hybrid nuclear power plants/ Zaryankin A.E., Lyskov M.G., Arianov S.V., Rogalev A.N. // Journal of Power Technologies. 2011. № 12. Pp. 191−197.
3. Turbine of Nuclear Power Plant with outer steam superheater / Zaryankin A.E., Zroichikov N.A., Arianov S.V., Rogalev A.N. // proceedings of 6-th conference on Power System Engineering, Thermodynamics and Fluid Flow. Pilsen, Czech Republic. June 16−17. 2007. Pp. 229−335.
4. Super powerful steam turbine for hybrid nuclear power plants / Zaryankin A.E., Zaryankin V.A., Arianov S.V., Kraushkin P.M., Rogalev A.N. // proceedings of conference 8th European conference on Turbomachinery Fluid dynamics and Thermodynamics. Graz. Austria. March 23−27. 2009. Pp. 1149−1156.
5. Hybrid electric power installations with high temperature steam turbines and hydrogen steam superheating / Zaryankin A.E., Sedlov A.S., Arianov S.V., Rogalev A.N. // proceedings of 9-th conference «Research&Development in Power Engineering». Warsaw. Poland. December 8−11. 2009. Pp. 342−351.
6. Применение высокотемпературных паровых турбин в парогазовых энергетических установках и в паротурбинных установках АЭС / Рогалев А. Н. // сборник трудов 16-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов Радиоэлектроника, электротехника и энергетика, том 3. Москва. Россия. 24−25 февраля 2010. с. 209−210.
7. Prospect and technical possibility of the passage to hybrid nuclear power plants with outer steam superheater / Zaryankin A.E., Rogalev A.N., Arianov S.V. // proceedings of conference SYMCOM 2011. Lodz. Poland. October 26−28. 2011. pp. 235−244.
8. Предпосылки и перспективы создания гибридных АЭС с водородным перегревом пара после реакторного парогенератора / Рогалев А. Н. // сборник трудов 17-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов Радиоэлектроника, электротехника и энергетика, том 3. Москва. Россия. 24−25 февраля 2011. с. 188−190.
9. Гибридные АЭС с внешним по отношению к реактору перегревом пара / Зарянкин А. Е., Рогалев А. Н. // сборник трудов международной научно-технической конференции Состояние и перспективы развития электротехнологии (ХУ1 Бенардосовские чтения), том 2. Иваново. Россия. 1−3 июня 2011. стр. 79−82.
10. Высокотемпературные технологии производства электроэнергии на АЭС с реакторными установками ВВЭР-1000 / Зарянкин А. Е., Лысков М. Г., Рогалев А. Н. // тезисы докладов международной научной школы Проблемы газодинамики и тепломассобмена в энергетических технологиях. Москва. Россия. 5−7 сентября 2011. с. 179−181.
Структура и объем диссертации
.
Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения по работе, списка используемой литературы, включающего 95 наименований. Работа изложена на 223 страницах машинописного текста, иллюстрируется 90 рисунками и включает 44 таблиц.
Основные результаты анализа термодинамической эффективности приведены на рис. 2.7−2.10.
На рис. 2.7 приведена кривая изменения влажности в зависимости от начальной температуры пара. Хорошо видно, в случае однократного перегрева пара после ЯППУ влажность на выходе из турбомашины становиться приемлемой при начальных температурах порядка 580−600°С и более. Стоит отметить, что указанный минимальный уровень температур соответствует освоенному на данном этапе в котельной технике уровню и, по всей видимости, такой перегрев может быть реализован без особых технических трудностей.
0.9.
Ух ел.
200 Ш Ш Ш 1*Ю3 д* СС.
Рис. 2.7 Зависимости сухости пара за турбиной от начальной температуры Применение внешнего перегрева пара позволяет решить и другие важные задачи — повышение тепловой экономичности и единичной мощности установок. Зависимость термического КПД цикла с внешним пароперегревателем от начальной температуры пара приведена на рис. 2.8, а прирост КПД по сравнению с влажно-паровым циклом приведен на рис. 2.9.
§.48.
0 46.
0,44 V.
0 42 0.4.
ИЗ!
Мв.
400 600 80® 1×10*.
Рис. 2.8 Зависимость термического КПД от начальной температуры пара.
Ух-" ' у г*.
— 7.
Ш — у.
Лт] 9 сл.
С ?3 ела / 1 1 С / I 1= ¦/ % СС а) б).
Рис. 2.9 Прирост КПД при применении внешнего перегрева пара а) в абсолютных величинахб) по отношению к исходному значению.
Из приведенной на рис. 2.9 зависимости видно, что перегрев пара до 600 °C позволяет достигнуть термического КПД цикла в 42%, что по отношению к влажно-паровому циклу на 11% больше.
Как уже было отмечено, внешний, по отношению к ядерной паропроизводящей установке, перегрев пара в котле-пароперегревателе, работающем на органическом топливе является перспективным и, что немаловажно, сравнительно быстрым способом создания новых сверхмощных гибридных энергоблоков. Хотя применение дополнительного вида топлива за счет теплоты сгорания которого должна быть повышена начальная температура пара, и как следствие, коэффициент полезного действия установки в целом не приведет к повышению эффективности использования ядерного горючего, однако позволит выработать дополнительную мощность на базе теплоты сгорания органического топлива при высокой эффективности её использования. Изменение коэффициента полезного использования теплоты органического топлива на гибридной АЭС, как функция температуры свежего пара, показано на рис. 2.10. Приведенный показатель определялся для цикла простейшей турбоустановки с внешним перегревом пара по отношению к влажно-паровому циклу турбоустановки без промежуточного перегрева.
0.65.
§." 0.55.
0.5 0.45.
0.4.
2Й0 400 600 &00 1×10″ о? °с.
Рис. 2.10 Зависимость коэффициента полезного использования теплоты сгорания дополнительного топлива на гибридной АЭС от температуры перегрева.
Из полученной зависимости видно, что коэффициент полезного использования дополнительного вида топлива при анализе идеальных циклов без потерь и регенерации теплоты уже при технически минимально возможном уровне температур в 600 °C превышает 55%, что превосходит не только КПД циклов существующих АЭС, но даже ТЭС, работающих при указанном уровне начальных температур, но при существенно более высоких давлениях.
Для осуществления выбора наиболее рационального пути перехода к гибридным АЭС необходимо провести оценку эффектов, которые могут быть получены в результате реализации этого перехода, по сравнению с определенным базовым вариантом.
Поскольку основным энергоблоком российской атомной энергетики является блок с реакторной установкой ВВЭР-1000, снабжающей паром турбоустановку К-1000−5.9/50 ЛМЗ, а дальнейшее наращивание генерирующих атомных мощностей планируется на основе указанных энергоблоков и их модификаций, рассмотрим данный энергоблок в качестве базы для сравнения. у У у у у X / / У.
Точность при сравнении различных вариантов гибридных АЭС с традиционным атомных энергоблоком обеспечивается за счет применения единой, для всех рассматриваемых вариантов, методики расчета тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности.
2.1 Основы применяемой методики определения энергетических показателей рассматриваемых установок.
Как уже было отмечено ранее, одним из преимуществ перехода к гибридным атомным электростанциям является возможность резкого увеличения единичной мощности новых энергоблоков, основанных на принципе комбинированного использования топлива в случае применения стандартного оборудования, наиболее сложного как при проектировании, так и при изготовлении, и требующего для этого длительного времени, котором в рассматриваемом случае является ядерная паропроизводящая установка. Также необходимо отметить и чрезвычайно высокие требования к обеспечению безопасной эксплуатации ядерного реактора, выполнение которых не позволяет в необходимые короткие сроки создать энергоблок существенно большей мощности и, тем более, с повышенными параметрами пара. Поэтому рассматриваются возможности создания гибридных энергоблоков на базе ЯППУ с реакторной установкой ВВЭР-1000.
Это обстоятельство накладывает определенные ограничения на разработку тепловой схемы нового гибридного энергоблока, выбор оборудования, его основных параметров и характеристик. Основными ограничениями, связанными с использованием в новом энергоблоке существующей ядерной паропроизводящей установки, являются паропроизводительность этой установки и параметры генерируемого ей пара, а также температура питательной воды.
Определение основных энергетических показателей, таких как удельные расходы пара, топлива, а также показателей тепловой экономичности всех рассматриваемых далее энергоустановок осуществляется по апробированным методикам в следующей последовательности:
1. Построение процесса расширения пара в турбине и турбоприводе питательного насоса.
2. Распределение подогрева конденсата и питательной воды между регенеративными подогревателями и определение параметров конденсата и питательной воды в элементах тепловой схемы.
Подогрев между регенеративными подогревателями распределен равномерно. Поскольку температура питательной воды определена заранее, то величина подогрева в каждом из подогревателей может быть рассчитана по следующей формуле: г ' где кпв и Кк — энтальпии питательной воды и конденсата на входе в систему регенеративного подогрева соответственно, Д/1д — подогрев воды в деаэраторе, а г — количество регенеративных подогревателей.
В случае применения в турбоустановке промежуточного перегрева пара распределение подогрева в подогревателях, обогреваемых паром отборов, реализованных при давлении меньшем, чем давление промежуточного перегрева, также осуществляется равномерно, а параметры первого отбора после перегрева пара определяются по методу индифферентной точки:
Ь-и Ь-пп ^^-и-пп Япп ' Лцвд' где — энтальпия пара после промежуточного пароперегревателя, цппколичество теплоты, подведенное к 1 кг пара в промежуточном пароперегревателе, г]цвд — КПД условной конденсационной турбины, равный отношению приведенного теплоперепада ЦВД к количеству теплоты подведенного к 1 кг пара: (Ьр ~ Ь1о) + (1 — аг) ¦ (/11о — /г2о) + - + (1 — ¦ ~ /ч+1).
Щвд /1о — Ке.
Распределение подогрева конденсата определятся по следующей формуле: К-К.
А1г =-—г+1 где К’и — энтальпия воды при давлении и температуре в индифферентной точке.
После распределения подогрева величины подогрева конденсата и питательной воды в регенеративных подогревателях определяются параметры греющей среды в самих подогревателях, а также в отборах турбины с учетом принятой величины недогрева конденсата и питательной воды в них, которая выбирается, исходя из типа подогревателя, его конструкции и схемы включения.
Следующим шагом расчета является определение расходов рабочего тела во всех элементах тепловой схемы. На данном этапе составляются тепловые и материальные балансы, из которых и определяются расходы рабочей среды в элементах схемы.
Для подогревателей смешивающего типа уравнение теплового баланса выглядит следующим образом:
К" (-сп + с (2 + -)= V «(Ли «Са + к12 ¦ С12 + •••), где Л- - энтальпия воды, выходящей из ьго подогревателя, Сп>. -расходы сред (пара, основного конденсата, дренажа), входящих в 1-й подогревательк[Ъ /гг2,. — энтальпии потоков, входящих в 1-й подогреватель, т] - КПД подогревателя, характеризующий потери теплоты в окружающую среду от внешнего охлаждения.
Для смесителей питательной воды и основного конденсата с конденсатом греющего пара используется уравнение, приведенное выше при г) равном 1. Ок — К) = Л «1сп «(^1 ~ + с12 «(к12 ~ Ьдр^) + •••]> где бгг, /г-, /г- - расход нагреваемой среды через подогреватель и ее энтальпия на входе и выходе соответственноС[2, к12 — расход греющих сред (пара и дренажа) в паровой объем ¡—го подогревателя и их энтальпиикдр, — энтальпия дренажа ьго подогревателя.
Определив из тепловых балансов расходы пара и воды во всех элементах тепловой схемы, можно составив энергетический баланс турбины, определить ее внутреннюю мощность, пользуясь следующим выражением: ^ ' (Цотс1 ' Нотсд ?=1.
Выражение, стоящее под оператором суммирования, называется эквивалентным приведенным теплоперепадом пара в турбине и равно: Нп = 1 ¦ (к0 — /г1о) + (1 — аг) ¦ 0г1о — /г2о) + (1 — аг — а2) ¦ (к2о — кЪо) + - +.
1 — ах — а2 — ссъ——-а2) ¦ (Ъ.20 — кК), где /10, к1о,. — энтальпии пара в соответствующих точках проточной части турбины, — относительные расходы пара через отсеки турбины, равные отношению расхода пара через отсек к расходу свежего пара.
Т.о., зная эквивалентный приведенный теплоперепад пара в турбине, можно, при заданном расходе свежего пара, определить ее внутреннюю мощность.
Электрическая мощность на клеммах генератора меньше внутренней мощности турбины на величину механических потерь и потерь в электрогенераторе:
Мэ = МГГ1М-г] г где г]м = 0.98 — механический КПД, г]г — КПД электрогенератора, равный для мощных генераторов 0.99.
Абсолютный электрический КПД конденсационной турбоустановки определяется отношением ее электрической мощности Ыэ к подведенному количеству теплоты (?0:
В приведенном соотношении подведенное к турбоустановке количество теплоты определяется следующим выражением: ¦ ф0 — Ьпв) — для установки без промежуточного перегрева пара или = в0 • (/10 — /гш) + Спп ¦ — /I®*) — для турбоустановки с промежуточным перегревом.
КПД станции определяется из соотношения, аналогичного (3): Лет = ^(4).
Чет где (}ст =.
Чпот.
Лпот — коэффициент, оценивающий все потери, от парогенерирующей установки до турбины.
Для рассматриваемой двухконтурной АЭС коэффициент потерь теплоты т]пот определяется следующим выражением:
Л пот Лру ' Лтр ' Лпг.
При рассмотрении гибридной атомной электростанции в выражении (5) появляется дополнительный множитель — КПД внешнего по отношению к ЯППУ пароперегревателя — г]пп.
Величина г]ст характеризует эффективность работы энергоустановки без учета затрат энергии на собственные нужды. КПД электростанции нетто определяется с учетом мощности, затрачиваемой на собственные нужды станции Ысн, из выражения: я =АТЭ-ЛГСН.
Лет гл сст.
Удельные расходы теплоты на турбоустановку цэ, кДж/(кВт*ч) и удельный расход по всей электростанции цст, кДж/(кВт*ч) определяются из выражений:
Оо 0-ст.
Удельные расходы органического топлива и ядерного горючего определяются из следующих соотношений:
В 3600 Ъ = —.
Nэ 0-р «Лет.
Ьят ;
О^ят Лет.
В приведенных выражениях — низшая рабочая теплота сгорания органического топлива, а 0, ят — 6.7 ¦ 1010кДж/кг — количество теплоты, выделяемой выгоревшим ядерным топливом.
Общий расход ядерного горючего значительно превышает расход выгоревшего топлива, а его годовой расход определяется выражением:
К ¦ т р — ият.
1000 -24-К-г}ст, , МВт • сут / где Ккоэффициент выгорания топлива /т, ахчисло часов использования установленной мощности.
2.2. Тепловая схема базового варианта — энергоблока с турбоустановкой К-1000−5.9/50 и реакторной установкой ВВЭР-1000.
Как уже было отмечено ранее, в качестве базы для сравнения принят наиболее распространенный в атомной энергетике России энергоблок мощностью 1000 МВт, построенный на базе паропроизводящей установки с ректором ВВЭР-1000, снабжающей паром турбоустановку К-1000−5.9/50 ЛМЗ. Для сопоставимости сравниваемых показателей экономичности предлагаемых решений с характеристиками базового варианта произведен расчет тепловой схемы турбоустановки К-1000−5.9/50, изображенной на рис. 2.11. Исходные данные для проведения расчета представлены в таблице 2.1.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
.
1. Проведенное сравнение предложенных тепловых схем показало, что переход к внешнему перегреву пара при любых методах организации перегрева увеличивает установленную мощность блока АЭС на базе существующего реактора в 1.7−2.7 раза с одновременным увеличением 1СПД турбоустановки до 39−49%, в зависимости от используемой схемы перегрева пара.
2. Проведенная оценка экономичности выработки дополнительной мощности на базе введенного внешнего перегрева показала, что при использовании органического топлива КПД приближается к 50%, а при использовании водородного топлива превышает 60%. Указанные КПД находятся на уровне показателей энергоблоков с суперктритическими параметрами пара и лучших образцов ПГУ с начальной температурой газа 1300−1500°С соответственно.
3. Для обеспечения перегрева пара до температуры 600 °C разработан эскизный проект нового сверхмощного котла-пароперегревателя с тепловой мощностью 2031МВт и КПД 95.4%.
4. Проведено математическое исследование процесса горения водорода как в кислородной среде, так и в кислородно-паровой среде, позволившие провести подробные исследования процесса горения и на этой базе разработать конструктивные схемы водородных камер сгорания.
5. Впервые разработан эскизный проект двухъярусного цилиндра низкого давления с применением принципиально новой двухъярусной ступени, позволившей на 50% увеличить предельную пропускную способность ЦНД с сохранением существующей длины лопаток последней ступени.
