ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ АТОМНО-ВОДОРОДНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

2 Работа выполнена при поддержке РНФ. Грант №15-19-10027

Программой развития атомной энергетики России предусмотрено существенное увеличение доли АЭС в энергосистемах европейской части страны. Так, согласно Энергетической стратегии России на период до 2035г. [26, 15] развитие атомной энергетики и ядерного топливного цикла является стратегической целью. Наряду с продолжением строительства атомных электростанций с традиционными реакторами на тепловых нейтронах будут созданы серийные атомные электростанции с реакторами на быстрых нейтронах и соответствующие предприятия замкнутого топливного цикла. Так, например, осуществлен ввод в промышленную эксплуатацию энергоблока №2 Ростовской АЭС установленной мощностью 1000 МВт в 2010г, энергоблока №4 Калининской АЭС установленной мощностью 1000 МВт в 2012г. Продолжается строительство 9 новых энергоблоков на имеющихся и новых площадках АЭС: 1 блок на Белоярской АЭС, 2 блока на Ростовской АЭС, 2 блока на Нововоронежской АЭС-2 и 4 блока на Ленинградской АЭС-2, а также модернизация действующих энергоблоков атомных станций в рамках программы продления эксплуатационного ресурса [26]. В этой связи вопросы повышения безопасности и эффективности их работы по условиям обеспечения базисной электрической нагрузкой, а также вопросы эффективного аккумулирования внепиковой электроэнергии являются особенно актуальными.

Традиционно для выравнивания загрузки АЭС предполагается использование гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Однако их сооружение сопряжено с серьезными техническими, экономическими, энергетическими, экологическими проблемами, а также геологическими, сейсмическими и гидрологическими рисками и ущербами, требует специальных природных условий и, как правило, «вблизи» АЭС невозможно, что предполагает их зарядку из энергосистемы по тарифу заметно превышающему себестоимость электроэнергии АЭС, что существенно может повлиять на стоимость производимой пиковой электроэнергии ГАЭС и их конкурентоспособность. В этой связи необходима разработка конкурентоспособных альтернативных технологий аккумулирования электроэнергии. Одной из таких технологий может оказаться использование водородного энергетического комплекса, преимуществом которого является расположение его «вблизи» АЭС с возможностью зарядки по себестоимости её электроэнергии. В часы ночного минимума электропотребления осуществляется выработка водорода и кислорода посредством электролиза воды и их аккумулирование в системе хранения. При этом в качестве направлений полезного использования водорода и кислорода возможна выработка сверхноминальной мощности АЭС в часы пиковой электрической нагрузки за счет паро-водородного перегрева рабочего тела [1,2,18,19,6,7,8,3,4,13,14,25,16] или реализованы как товарная продукция.

Вариант выработки пиковой электроэнергии на АЭС может быть осуществлен за счёт использования паро- водородного перегрева свежего пара по схеме Рисунка 1 [1,2,18,19,6,14,25,16]. Для этого высокотемпературный пар, полученный в результате окисления водорода в кислородной среде, смешивается со  свежим  паром из парогенераторов АЭС. Это может существенно повысить температуру рабочего тела перед паровой турбиной, что потребует модернизации паротурбинного оборудования и, в первую очередь, цилиндров высокого давления, а также электротехнической части. Применение паро-водородного перегрева на существующих турбоагрегатах К- 1000-60/1500 возможно только в пределах их перегрузочной способности3.

 3   Для турбоустановок АЭС, выполненных по существующим проектам, предусмотрена возможность увеличения мощности в пределах 100 МВт без переоблопачивания.

Производство водорода и кислорода рассматривается на базе электролизных установок повышенной мощности (50 МВт) с возможностью работы в условиях цикличности нагрузок [1, 2, 27].

На основании данных табл. об удельных капиталовложениях в электролизные установки производства России и США [17] было получено эмпирическое уравнение аппроксимации для оценки удельных капиталовложений в электролизные установки в зависимости от их мощности, тыс. руб./кВт:

k = 1117,6 × N^-0,5625,

где 1117,6 – аппроксимирующий коэффициент;

-0,5625 – аппроксимирующий показатель степени; N – мощность электролизной установки, кВт.

Таблица 1

Удельные капиталовложения в электролизные установки производства России и США

№ п/п	Тип электролизной установки (производитель)	Мощность электролизной установки, кВт	Удельные капиталовложения, тыс. руб./кВт, (тыс. долл./кВт4)
1	HOGEN (США)	2–3	1422 (23,7)
2	HOGEN (США)	10–15	709,8 (11,83)
3	СЭУ-10 (РФ)	50–60	133,9
4	СЭУ-20 (РФ)	100	85
5	СЭУ-40 (РФ)	200–250	55,9
6	Teledyne HM-200 (США)	50–60	163,2 (2,72)

7	HGM-2000 (США)	300	73,8 (1,23)
8	БЭУ-125 (РФ)	625	31,8
9	БЭУ-250 (РФ)	1250	21,92
10	ФВ-500М (РФ)	3000	13,7

4 При 1 долл. = 60 руб. (по состоянию на март 2015 г.).

С помощью этого уравнения рассчитаны прогнозные удельные капиталовложения в электролизные установки при повышении их мощности от 3 до 50 МВт (Рисунок 2).

Компрессорные установки поршневого типа, способные работать в режиме скользящего давления [20].

В период провала электрической нагрузки АЭС выработанные водород и кислород поступают в систему хранения [1, 2, 7, 8].

В период пиковых  нагрузок  в энергосистеме производится забор водорода и  кислорода из емкостей хранения и их сжатие до рабочего давления водород-кислородного парогенератора.

Электроэнергию на привод дожимных компрессорных  установок предполагается потреблять  от АЭС. Приемные буферные емкости позволяют сгладить пульсации при подаче газов в узел паро-водородного перегрева.

Полученный высокотемпературный пар в устройстве паро-водородного перегрева смешивается с острым паром турбоустановки АЭС, перегревая его, что способствует выработке дополнительной пиковой мощности. При этом нагрузки реакторной установки и парогенераторов остаются неизменными.

Отбор подмешанного рабочего тела из цикла АЭС с целью его возврата в процесс электролиза целесообразно осуществлять в виде подогретого конденсата (после системы ПНД), что способствует повышению эффективности этого процесса [25, 27].

Для предлагаемых к проектированию установок АЭС с паро-водородным перегревом исследованы различные условия их работы: для выработки водорода и кислорода в период провала электрической нагрузки, принятого равным 7 ч, КПД процесса электролиза науровне 80 %, используется 100, 200, 400, 500, 800 и 1000 МВт мощности энергоблока АЭС с ВВЭР-1000.

На Рисунке 3 показана электрическая мощность паротурбинных установок АЭС с ВВЭР-1000 при паро- водородном перегреве свежего пара в течение 5 ч/сут. (с учётом вычета мощности на привод дожимных компрессорных установок).

Как видно из рисунка, температура перегретого пара не превышает освоенного уровня температур, что позволяет использовать имеющиеся стали и материалы при создании новых паротурбинных установок повышенной мощности.

При использовании 100 МВт ночной внепиковой мощности энергоблока выработанного количества водорода и кислорода хватает для осуществления паро-водородного перегрева свежего пара и выработки пиковой электроэнергии (мощности) в пределах перегрузочных возможностей турбин. При использовании 200 МВт мощности энергоблока достигается предел перегрузочных возможностей турбин.

При использовании мощности энергоблока свыше 200 МВт необходима модернизация ПТУ.

Наряду с  данной схемой выработка  дополнительной (сверхноминальной)  электроэнергии может быть осуществлена в отдельной паровой турбине за счет использования пара для промперегрева в результате его вытеснения теплотой водородного топлива [19, 3, 4].

На схеме Рисунка 4 паро-водородный перегрев рабочего тела осуществляется перед ЦВД турбины. При этом за счет повышения температуры рабочего тела возможен отказ от промперегрева, а предназначенный для его осуществления пар срабатывает в отдельной дополнительной паровой турбине с целью выработки дополнительной электроэнергии [19,3,4].

На схеме Рисунка 5 теплота водородного топлива используется с целью промперегрева рабочего тела. При этом доля пара, предназначенного для осуществления промперегрева, срабатывает в отдельной дополнительной паровой турбине с целью выработки дополнительной электроэнергии [19,3,4].

Среди имеющихся разработок горелочных устройств по сжиганию водорода с кислородом [21,9,10,11,22,12] применяется охлаждения камер сгорания балластировочной водой, которая, затем, смешиваясь с высокотемпературными продуктами сгорания, обеспечивает нужный температурный уровень рабочего тела теплоэнергетической установки. Однако, это, очевидно, понижает эффективность использования теплоты водородного топлива в паротурбинном цикле, поскольку значительная часть тепла затрачивается на фазовый переход балластировочной воды в пар. В этой связи более эффективным может оказаться обеспечение организации охлаждения камеры сгорания посредством пара, который затем перегревается за счет смешения с потоком высокотемпературных продуктов сгорания водорода в кислороде и поступает на лопатки турбоагрегата [18].

Окисление водорода с кислородом в устройстве паро-водородного перегрева предполагается в две ступени: первоначальное нестехиометрическое окисление водорода и последующее стехиометрическое окисление в дожигающей водород-кислородной камере сгорания. При этом нет необходимости в использовании охлаждающего компонента (балластировочной воды). В данном случае охлаждение происходит за счёт пара (например, свежий пар из парогенераторов АЭС), омывающего снаружи дожигающую водород-кислородную камеру сгорания, после чего следует его перегрев в результате смешения с высокотемпературным паром.

Целью нестехиометрического окисления водорода является получение смеси водяного пара с непрореагировавшей (избыточной) долей кислорода с температурой, соответствующей температуре самовоспламенения водорода  с кислородом в стехиометрической части устройства. При этом минимальное значение температуры самовоспламенения водорода с кислородом составляет порядка 450 °С [27].

По результатам сравнительного анализа термодинамической эффективности сжигания водорода с использованием балластировочной воды и без нее установлено, что разница в КПД термодинамического цикла паротурбинной установки АЭС может достигать 1% и более в зависимости от количества сжигаемого водорода и точки подвода дополнительного тепла в цикле. Таким образом, сжигание водорода в отсутствии теплоты фазового перехода охлаждающего компонента эффективнее с точки зрения КПД цикла и вырабатываемой дополнительной мощности [5].

Для изучения процессов сжигания водорода в кислородной среде с получением диссоциированного водяного пара в  Отделе энергетических проблем Саратовского научного центра РАН  впервые разработаны скелетные таблицы диссоциированного водяного пара в пределах температур 1250-4000 К и давлений 0,01- 20 МПа с началом отсчета от 0 °С.

На Рисунке 6 показана динамика роста КПД энергоблока АЭС в зависимости от количества потребляемой ночной внепиковой электроэнергии для производства водорода и кислорода (Эпров), расхода водород-кислородной смеси на паро-водородный перегрев перед ЦВД ( G_Н2 ,О₂ ), а также показана величина удельных капиталовложений в водородный энергетический комплекс в комбинировании с атомной станцией (kВЭК), а – при КПД электролизных установок 60 %, б – при 80 %.

На Рисунке 7 показана величина эффективности конверсии ночной внепиковой электроэнергии для случая паро-водородного перегрева рабочего тела АЭС перед ЦВД, а – при КПД электролизных установок 60 %, б – при 80 %.

Таким образом, как видно из рисунков КПД АЭС возрастает на ≈ 4 % при КПД электролиза 60 % и на ≈ 5,7 % при КПД электролиза 80 %. При этом значение КПД по преобразованию ночной внепиковой электроэнергии в пиковую составляет от 25,4 до 27,4 % при КПД электролиза 60 % и от 35 до 37,8 % при КПД электролиза 80 %.

На Рисунке 8 для схемных решений использования паро-водородного перегрева рабочего тела АЭС с использованием дополнительной паровой турбины приведены результаты расчета КПД АЭС.

Из Рисунка 8 видно, что паро-водородный перегрев острого пара (384,7 °С) имеет большую эффективность по сравнению с использованием тепла водородного топлива в тракте промперегрева. При этом использование дополнительной турбины в случае вытеснения пара промперегрева позволяет избежать переменного расхода рабочего тела через основную турбину.

Получение электролизного водорода и кислорода может осуществляться как при непрерывном (стационарного в течение суток) процессе электролиза, так и с прерыванием.

Особенностью стационарного режима процесса электролиза воды является то, что при включении электролизера в течение нескольких суток напряжение на ячейках возрастает примерно на 4-5%. Это явление связано с изменением состояния поверхности электродов во времени и, как следствие, величины перенапряжения процесса [27].

Производство водорода и кислорода методом электролиза воды за счет внепиковой электроэнергии предполагает чередующийся режим пуск-останов. Особенностью прерывистого режима для процесса электролиза является ведение процесса при пониженном напряжении на ячейках по сравнению с номинальным при стационарном режиме вследствие деполяризации ячеек электролизера [27].

Под поляризацией электролизных ячеек понимается явление отклонения потенциала электродов от теоретического при прохождении электрического тока, т.е. на электродах происходит перенапряжение – потери напряжения для преодоления сопротивления электродов, что оказывает влияние на рост общего напряжения на ячейках [27].

В настоящее время наиболее распространенным способом получения водорода является метод паровой конверсии метана. На конец ХХ века в странах с развитой экономикой этим методом произведено 77% от мирового [23]. При этом стоимость получаемого водорода напрямую зависит от стоимости природного газа.

В этих вопросах немаловажную роль играет чистота получаемого водорода. Чистота электролизного водорода находится в пределах 99,9-99,7 %, кислорода 99,8-99,0 % [27]. Для метода паровой конверсии метана этот показатель составляет порядка 97% [24].

На Рисунке 9 для вариантов когда водородный энергетический комплекс находится в составе АЭС с потреблением электроэнергии по её себестоимости, а также для случая отдельной производственной энерготехнологической станции с потреблением электроэнергии из энергосистемы (тарифы на примере энергозон Центра и Северо-Запада) в условиях круглосуточного производства приведены результаты оценки себестоимости производства водорода с учетом его очистки до уровня 99,9-99,7 % при давлении 3 МПа, t = 27 °С при стационарном (сплошные линии) и циклическом режимах работы (пунктирные линии) электролизеров. При этом эксплуатационные затраты распределены пропорционально единице массы получаемого водорода и кислорода. А также приведены значения себестоимости водорода, полученного методом паровой конверсии природного газа с учетом очистки конвертируемого газа до уровня содержания водорода 97 % с учетом затрат (в виде штрафов) на выбросы СО2 при Российской внутренней цене газа порядка 190 долл./1000 м3 (2014г.) и экспортной цене газа для стран Европы на уровне 387 долл./1000 м3 (2014г.).

1-3 – при цене на потребляемую электроэнергию от АЭС в циклическом режиме 0,3, 0,45, 0,8 руб./кВт·ч соответственно; 4, 5 – при цене на потребляемую электроэнергию от энергосистемы в стационарном режиме 1,83 и 2,64 руб./кВт·ч соответственно (средневзвешенный тариф с учетом НДС, 2014г.); 6, 7 – себестоимость получения водорода методом паровой конверсии метана при внутренней Российской цене на газ порядка 190 долл./1000 м3 (2014г.) и экспортной цене на газ для европейских стран на уровне 387 долл./1000 м3 (2014г.) соответственно

Из Рисунка 9 видно, что при потреблении электроэнергии по себестоимости от АЭС затраты на производство водорода заметно ниже по сравнению со значениями при потреблении электроэнергии из энергосистемы.

Также очевидно, что при КПД электролиза порядка 80% водород, производимый электролизом воды в циклическом режиме за счет электроэнергии от АЭС по её себестоимости в интервале 0,3 – 0,45 руб./кВт·ч оказывается конкурентоспособным с методом паровой конверсии природного газа при Российской внутренней цене на газ. Для этих же условий электролиз с КПД 60% конкурирует с методом паровой конверсии только при себестоимости электроэнергии от АЭС не выше 0,3 руб./кВт·ч. При цене на электроэнергию от АЭС порядка 0,8 руб./кВт·ч производимый водород методом электролиза воды оказывается конкурентоспособным с методом паровой конверсии природного газа при экспортной цене на газ на уровне 387 долл./1000 м3.

Производимый водород методом электролиза воды при КПД порядка 80% при цене на потребляемую электроэнергию из энергосистемы на уровне 1,83 руб./кВт·ч и менее оказывается конкурентоспособным с водородом, полученным методом паровой конверсии при экспортной цене газа на уровне 387 долл./1000 м3.

Производимый водород при потреблении электроэнергии из энергосистемы в рассмотренном диапазоне тарифов оказывается неконкурентоспособным по сравнению с методом паровой конверсии метана при Российской внутренней цене на газ.

Следует отметить, что при оценках экономической эффективности водородного энергетического комплекса свое влияние будут оказывать уровень затрат связанных с компримированием, хранением и транспортировкой водорода (и кислорода) к конечному потребителю [2, 7, 8].

Выводы

1.    Разработка эффективного атомно-водородного энергокомплекса на базе эффективных электролизных технологий получения водорода за счет внепиковой электроэнергии АЭС представляет собой актуальную проблему, поскольку увеличение доли АЭС в энергосистемах связано с необходимостью обеспечения их базисной электрической нагрузкой. При этом сооружение ГАЭС в этих целях сопряжено с рядом проблем и ущербом окружающей среде и «вблизи» АЭС невозможно. В этой связи использование атомно-водородного энергетического комплекса показывает возможность повышения мощности и КПД АЭС, а также сопряжено с получением внепикового электролизного водорода на конкурентоспособном и более эффективном уровне по сравнению со стационарным режимом электролиза воды и с освоенным в мировой практике методом получения водорода паровой конверсией природного газа.

2.      Разработаны принципиальные схемы и возможные схемно-параметрические решения получения водорода на базе внепиковой электроэнергии и использования его в цикле АЭС.

3.      Эффективное использование водородного топлива в цикле АЭС можно обеспечить за счет предварительного нестехиометрического окисления с последующим полным окислением при использовании парового охлаждения камеры сгорания. Получаемый пар, смешиваясь с основным рабочим телом, расширяется на лопатках турбоагрегата.

4.      По полученным результатам использования водородного топлива в цикле АЭС на примере турбоустановки К-1000-60/1500 в условиях продолжительности ночного внепикового электропотребления для выработки водорода и кислорода 7ч и продолжительности выработки пиковой электроэнергии 5ч для варианта паро-водородного перегрева рабочего тела перед ЦВД турбины КПД АЭС возрастает на ≈ 4 % при КПД электролиза 60 % и на ≈ 5,7 % при КПД электролиза 80 %. При этом значение КПД по преобразованию ночной внепиковой электроэнергии в пиковую составляет от 25,4 до 27,4 % при КПД электролиза 60 % и от 35 до 37,8 % при КПД электролиза 80 %.

5.   Для схем с использованием дополнительной паровой турбины паро-водородный перегрев острого пара имеет бòльшую эффективность по сравнению с перегревом пара перед ЦНД турбины. При этом использование дополнительной паровой турбины для срабатывания пара промперегрева позволяет избежать переменного расхода рабочего тела через основную  турбину. Преимуществом такой схемы также является  возможность использования дополнительной турбины для резервирования собственных нужд АЭС и расхолаживания реактора в аварийных ситуациях.

 

Список литературы

1.     Аминов Р.З., Байрамов А.Н., Шацкова О.В. Оценка эффективности водородных циклов на базе внепиковой электроэнергии АЭС // Теплоэнергетика.– 2009.– № 11.– С. 41-45.

2.     Аминов Р.З., Байрамов А.Н. Системная эффективность водородных циклов на основе внепиковой электроэнергии АЭС // Известия РАН. Энергетика.– № 4.– 2011.– С.52-61.

3.     Аминов Р.З., Егоров А.Н. Разработка дифференциальных уравнений выработки энергии при дополнительном подводе тепла во влажно-паровых циклах АЭС // Вестник СГТУ.- 2011.- №1(54).- С.18–25

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

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

6.     Байрамов А.Н. Обоснование эффективности режимных условий использования водородного топлива в паротурбинном цикле АЭС (на примере турбоустановки К-1000-60/1500 с реактором типа ВВЭР-1000) // Материалы международной конференции «Новости передовой науки». София 17-25 мая, 2013.С.8-15.

7.     Байрамов А.Н. Разработка и обоснование схемы подземного расположения металлических ёмкостей хранения водорода и кислорода в составе водородного энергетического комплекса // Сб. научн. тр. «Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса».- Вып.7.- 2012. С.18-27.

8.     Байрамов А.Н. Технико-экономические аспекты подземного расположения металлических емкостей хранения водорода и кислорода в составе водородного энергетического комплекса // Труды академэнерго.- 2014.- №2.- С.79-86.

9.     Водородный высокотемпературный парогенератор с комбинированным испарительным охлаждением камеры смешения / Грязнов А.Н., Малышенко С.П.: патент. №2358190 Рос. Федерация. № 2007132542/06; заявл. 29.08.2007; опубл. 10.06.2009, Бюл. № 16. – 8с.: ил.

10. Водородный высокотемпературный парогенератор с комбинированным испарительным охлаждением камеры смешения / Грязнов А.Н., Малышенко С.П.: Пат. №2358191 Рос. Федерация. № 2007132543/06; заявл. 29.08.2007; опубл. 10.06.2009, Бюл. № 16. – 6с.: ил.

11. Водородный высокотемпературный парогенератор с комбинированным испарительным охлаждением камеры смешения / Грязнов А.Н., Малышенко С.П.: патент. №2358191 Рос. Федерация, № 2007132543/06; заявл. 29.08.2007; опубл. 10.06.2009, Бюл. № 16. – 6с.: ил.

12. Вихревой водород-кислородный пароперегреватель / Пиралишвили Ш.А., Гурьянов А.И., Федоров В.А.: патент №2361146 Рос. Федерация. № 2007147083/06; заявл. 17.12.2007; опубл. 10.07.2009, Бюл. №.19 – 7.: ил.

13. Егоров А.Н. Оценка конкурентоспособности паротурбинного водородного комплекса на базе влажно- паровых АЭС // Математические методы в технике и технологиях – ММТТ-25: сб. трудов XXV Междунар. науч. конф.: в 10 т. Т. 10. Секция 12 / под общ. ред. А.А. Большакова. – Волгоград: Волгогр. гос. техн. ун-т, 2012; Харьков: Национ. техн. ун-т «ХПИ», 2012. С.85-87.

14. Егоров А.Н., Юрин В.Е. Сравнительная оценка эффективности АЭС с использованием сателлитной турбины // Вестник СГТУ.- 2012.- №4.- С.145–149

15. Исследования направлений развития генерирующих мощностей. ИНЭИ РАН.

16. Малышенко С. П., Назарова О.В., Сарутов Ю.А. Некоторые термодинамические и технико-экономические аспекты применения водорода как энергоносителя в энергетике // Атомно-водородная энергетика и технология. М.: Энергоатомиздат., 1986.- Вып. 7.- С.105–126.

17. Марченко О. В. Анализ эффективности производства водорода с использованием ветроэнергетических установок и его использование в автономной энергосистеме / О.В. Марченко, С.В. Соломин // Intern. Sci. J. for altern. Energy and Ecology.– 2007.– №3 (47).– Р. 112-118.

18. Пат. 2427048 Российская Федерация, МПК7 F 22B 1/26, G 21D5/16, F 01K3/18. Система сжигания водорода

для паро-водородного перегрева свежего пара в цикле атомной электрической станции / Аминов Р.З, Байрамов А.Н.; заявители и патентообладатели Аминов Р.З, Байрамов А.Н. – № 2009117039/06 ; заявл. 04.05.2009; опубл. 20.08.2011, Бюл. № 23. – 8 с. : ил.

19. Пат. 2459293 Российская Федерация, МПК7, G 21D1/00. Турбинная установка атомной электростанции

(варианты) / Аминов Р.З, Байрамов А.Н., Егоров А.Н.; заявители и патентообладатели Аминов Р.З, Байрамов А.Н., Егоров А.Н. – № 2011123255/07 ; заявл. 08.06.2011; опубл. 20.08.2012, Бюл. № 23. – 10 с. : ил.

20. Пластинин П.И. Поршневые компрессоры. – Т.1. – 3-е изд. – М.: «КолосС», 2006. – 400с.

21. Пат. 2309325 Российская Федерация, МПК7 F 22B 1/26. Парогенератор / Грязнов А.Н., Малышенко С.П.; заявитель и патентообладатель Грязнов А.Н., Малышенко С.П. – № 2005139564/06; заявл. 19.12.2005; опубл. 27.10.2007, Бюл. № 30. – 10 с.: ил.

22. Парогенератор (варианты) / Коровин Г.К., Лозино-Лозинская И.Г., Осколков Н.В., Воробьев Б.А., Шигин Р.Л.: патент №2431079 Рос. Федерация. № 2010123167/06; заявл. 08.06.2010; опубл. 10.10.2011, Бюл. №.28– 10с.: ил.

23. Пономарев-Степной Н. Н., Столяревский А. Я. Атомно-водородная энергетика / Н.Н.Пономарев-Степной, А.Я.Столяревский // Intern. Sci. J. for altern. Energy and Ecology. 2004. №3 (11). Р.5–10.

24. Письмен М.К. Производство водорода в нефтеперерабатывающей промышленности / М.К. Письмен.-М.: Химия, 1976. – 208с.

25. Шпильрайн Э.Э.,   Малышенко  С.П.,   Кулешов Г.Г./  Введение  в   водородную  энергетику.  -           М.: Энергоатомиздат, 1984. - 264с.

26. Энергетическая стратегия России на период до 2035г./ Министерство энергетики Российской федерации.- Москва, 2014г.-263с.

27. Якименко Л. М., Модылевская И.Д., З.А. Ткачек / Электролиз воды. М.: Химия, 1970.- 263с.