Рассмотрены факторы, определяющие необходимость модернизации городских теплофикационных систем. Отмечено, что к этим факторам относятся существенное понижение тепловых нагрузок, новые технические и технологические возможности совершенствования централизованных систем теплоснабжения, изменившаяся законодательная база по энергетике и теплоснабжению. Показано, что основным недостатком современного состояния отечественных теплофикационных систем является снижение комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, приводящее к понижению эффективности топливоиспользования из-за неоправданно массового распространения источников автономного теплоснабжения во многих регионах, постановки ТЭЦ в неравные условия конкуренции с другими электростанциями на рынке электрической энергии, технически и экономически необоснованного запрета применения открытых систем теплоснабжения. Для эффективного использования преимуществ теплофикации рекомендован ряд первоочередных мероприятий: законодательное закрепление экономических льгот для комбинированного производства электрической и тепловой энергии;  корректировка модели оптового рынка электроэнергии и мощности с целью исключения дискриминации ТЭЦ на этом рынке; введение запрета на строительство автономных источников теплоснабжения в городах, где имеются ТЭЦ, без достаточного технико-экономического обоснования; выдача разрешений на вывод из работы ТЭЦ и теплоисточников, резервирующих ТЭЦ, при обязательном технико-экономическом обосновании, включающем оценку изменения надежности теплоснабжения города; корректировка поправок к закону «О теплоснабжении» с целью исключения тотального запрета применения открытых систем теплоснабжения; создание государственного органа с достаточными полномочиями для контроля и координации деятельности энергетических компаний по модернизации теплофикационных систем.

Во 2-й части статьи обосновывается техническая и экономическая необходимость ввода второй цепи 500 кВ «Ростовская АЭС-Шахты» (без продолжения ее до ПС 500 кВ «Ростовской») и строительство ВЛ 500 кВ от ПС «Ростовская» до ПС «Тамань». Это позволит увеличить подачу мощности к крымскому «энергомосту»  для передачи ее в Крымскую энергосистему до 800–850 МВт и повысить вероятность бесперебойной работы магистральной сети до 0,986, то есть сократит время аварийных состояний магистральных сетей до 130 ч/год, повысит уровень надежности сети, существовавший до присоединения Крымской энергосистемы.

Дальнейшее социально-экономическое развитие курортно-туристических зон Краснодарского края и Крыма может обеспечить при создании надлежащих стимулирующих экономических условий 1,5–2-хкратный рост электропотребления и нагрузок Краснодарского края и Крыма, особенно, в летний период. Поэтому необходимо исследовать технико-экономическую эффективность двух вариантов сооружения в Краснодарском крае или в Крыму новой электростанции мощностью до 1000 МВт  и реконструкции Крымского энергомоста в передачу постоянного тока. Это вдвое повысит пропускную способность  «энергомоста» почти до 2-х млн. кВт мощности, что позволит в сочетании с дальнейшим развитием генерирующих мощностей Крымской энергосистемы при необходимости обеспечивать  электроэнергией зоны Приднепровья и Буга.

При переводе Крымского «энергомоста»  на постоянный ток с передачей по нему до 2-х млн. кВт мощности потребуется усиление электрических связей  с переводом их на напряжение 500 кВ между ПС Кафа (точка присоединения «энергомоста» к Крымской энергосистеме) и Симферополем, и Севастополем.

Этот вопрос предполагается рассмотреть в последующих исследованиях надежности электроснабжения Крыма.

Статья посвящена вопросам выбора способов повышения технической надежности региональной электрической сети (РЭлС) для обеспечения надежного электроснабжения. На стадии эксплуатации на систему производственно-технического управления производственными активами (СУПА) территориальной сетевой организации (ТСО), как оператора РЭлС, возлагается задача повышения эксплуатационной надежности. Технологическая надежность обеспечивается системой оперативно-диспетчерского управления, которая использует существующие в сети резервы для поддержания технологического процесса электроснабжения при отказах оборудования. Актуальность повышения технологической и эксплуатационной надежности системы электроснабжения (СЭС) требует разработки и совершенствования методов анализа и оценки готовности ТСО оказывать услуги по передаче электроэнергии. Принятые в России индикативные показатели отражают уровень технологической надежности СЭС., но не позволяют судить о техническом состоянии сетевого оборудования, выявлять причинно-следственные связи между отказом оборудования и прерыванием электроснабжения. Целью исследования является определение «узких» мест с позиций технологической надежности и обоснование проведения мероприятий технического обслуживания и ремонта (ТОиР) или технического перевооружения и реконструкции (ТПиР). Представлена модель СЭС, отражающая техническое состояние сетевого оборудования и оперативную готовность автоматики, наличие структурного, функционального и нагрузочного резервирования в РЭлС. Предложен метод расчета показателей надежности СЭС, отражающих степень освоения технического потенциала сети и роль указанных узлов в системе электроснабжения. Это позволяет определить участки сети, где требуется внедрение новых технологий. В отличие от известного метода, основанного на экспертных оценках вероятностей различных схемно-режимных состояний сети и на расчетах нормальных и послеаварийных режимов, предлагается менее трудоемкая, формализованная процедура анализа и оценки структурной и функциональной надежности РЭлС. Полученные результаты позволяют повысить обоснованность решений, принимаемых как на стадии эксплуатации, так и на стадии проектирования.

Статья посвящена исследованию проблематики влияния климатических изменений на надежность и безопасность электроэнергетического комплекса московского мегаполиса. Проведённый анализ климатических изменений в московском регионе показывает увеличившееся за десять лет число опасных явлений, приводящих к экономическому ущербу. Проанализированы, выделены и ранжированы по влиянию на надёжность системы электроснабжения наблюдаемые климатические изменения. Рассмотрена уязвимость электроэнергетического хозяйства к неблагоприятным климатическим явлениям. Проведен анализ аварийности, экономических ущербов в некоторых основных элементах энергосистемы.

Система электроснабжения московского энергоузла отличается высокой надёжностью  и насыщенностью устройствами преобразования, распределения и передачи электрической энергии. Опираясь на официальную статистику локальных перерывов электроснабжения московского мегаполиса, проведён анализ интенсивности отказов воздушных линий электропередач. Выполнен корреляционный анализ их взаимосвязи с интенсивностью возникновения опасных климатических явлений. Показано, что наиболее интенсивными по воздействию являются не только сами климатические явления, но некоторые их сочетания: «сильный ветер» и «гололед»; «повышенная влажность» и «рост численности переходов через 0°С» и др. На основе полученных зависимостей выявлены закономерности, позволяющие прогнозировать ключевые параметры ущербов от наиболее часто встречающихся неблагоприятных климатических явлений, участившихся с изменением климата.  Посредством применения регрессионных методов анализа обоснованы функции зависимости от климатических факторов случаев возникновения обрыва проводов высоковольтной распределительной сети до 110 кВ включительно и обрыва проводов магистральных сетей напряжением свыше 110 кВ.

Проведена оценка суммарного экономического ущерба электросетевому комплексу г. Москвы от наиболее влияющих климатических явлений. Рассмотрены некоторые малозатратные направления адаптации существующих передающих электрических сетей к изменениям московского мегаполиса.

Для выбора оптимальных режимных и конструктивных характеристик рассмотрен критерий энергоэффективности массообменного аппарата и на его основе получены частные случаи критериев энергоэффективности для градирен, в том числе с регулярной противоточной пленочной насадкой. Критерии включают в себя эффективности теплообмена в газовой и жидкой фазах, а также кинетические характеристики процесса охлаждения воды в блоках пленочных насадок. Даны выражения для определения тепловых эффективностей в газовой (воздух) и жидкой (вода) фазах градирни. Вычислены  три формы записи критерия энергоэффективности для градирен. В первой форме критерий эффективности записан с применением тепловой эффективности охлаждения воды, во второй — с тепловой эффективностью нагрева воздуха, в третьей — с использованием коэффициента переноса (массоотдачи) и средней движущей силы в виде разности энтальпий. Показана форма записи критерия энергоэффективности для пленочной насадки в градирне с объемным коэффициентом массоотдачи. Рассмотрены блоки оросителей с различными конструкциями регулярных пленочных контактных устройств при плотности орошения 12 м³/м²час  и скорости воздуха 1,5 м/с. Приведены результаты расчетов пяти типов регулярных насадок: трубчатых из полиэтиленовой сетки; металлических ВАКУ-ПАК, ПИРАПАК G, "Инжехим" IRG и сегментно-регулярной "Инжехим". Получены значения критерия энергоэффективности данных насадок при охлаждении воды, а также требуемая высота блоков оросителей при заданном температурном режиме и гидравлической нагрузке. Определены значения мощности, затрачиваемой на подачу воздуха в блоки оросителей, и построена гистограмма.  Сделаны выводы, что современные отечественные и зарубежные металлические регулярные насадки имеют высокую теплогидравлическую эффективность и рекомендуются к применению в мини-градирнях (кроме трубчатых из полиэтиленовой сетки). Для снижения себестоимости блоков оросителей рекомендуется их изготовление из полимерных материалов.  Такие блоки оросителей рекомендуются для создания контакта фаз и в крупномасштабных градирнях, что значительно повысит эффективность охлаждения воды на тепловых станциях и промышленных предприятиях.

Аварии на линиях электропередачи, связанные с обледенением компонентов ЛЭП, в частности, проводов приводят к большим экономическим потерям в России. В связи с отсутствием возможности достоверного прогнозирования и оценки последствий погодных условий, способствующих обледенению проводов ЛЭП, сетевые службы зачастую вынуждены проводить выезды на потенциальные места аварий вслепую. Это приводит к большим материальным и временным потерям, при том, что среднее время восстановительных послеаварийных работ на высоковольтных ЛЭП занимает 5 – 10 дней.

Для эффективного прогнозирования и своевременного предотвращения негативных последствий образования ледяных отложения на проводах ЛЭП разработана аналитическая модель, описывающая рост ледяной муфты на поверхности электрического провода. За основу модели взята широко применяемая аналитическая модель [1], дополненная зависимостью роста ледяной муфты от угла между потоком ветра и проводом и от напряжённости электрического поля провода. Сравнение результатов, полученных с применением разработанной модели и модели [1] показало, что с уменьшением угла между потоком ветра и проводом интенсивность роста ледяных отложений значительно падает. Показано, что напряжённость электрического поля провода слабо меняет траектории движения капель воды.

Приведён вывод о незначительном влиянии напряжённости электрического поля провода на рост ледяной муфты на нём. Указано, что значение толщины стенки ледяных отложений, получаемое по разработанной модели, должно быть увеличено при определённых погодных условиях и конструкционных параметрах ЛЭП. Разработанная модель может быть дополнена другими физическими явлениями, оказывающими влияние на обледенение проводов, и в дальнейшем внедрена в работу энергетических компаний для мониторинга состояния ЛЭП и проведения противогололёдных мероприятий.

Рассматриваются вопросы оценки энергетической эффективности систем централизованного тепло- электроснабжения на основе ТЭЦ при снижении температуры обратной сетевой воды. В качестве способа снижения температуры обратной сетевой воды предложено использование абсорбционных трансформаторов теплоты (АТТ) на центральных тепловых пунктах (ЦТП), функционирующих по циклу абсорбционного теплообменника.  В качестве критерия оценки выбран эксергетический коэффициент полезного действия, поскольку он, учитывая разнородность видов энергии в системе, позволяет выполнить как относительную, так и абсолютную оценку степени термодинамической эффективности, а также учитывает потери от неравновесности процессов в системе. Приведены результаты многопараметрического анализа АТТ, полученные на основе разработанной математической модели, достоверность которой проверена экспериментально. При анализе системы теплоснабжения учитывается влияние температуры обратной сетевой воды на расходы теплоносителей и энергозатраты на привод циркуляционных насосов в тепловой сети и насосов в сети потребителя. В формулу для определения эксергетического КПД ТЭЦ вводятся дополнительные составляющие. Приводится сравнение традиционной системы теплоснабжения с ЦТП и новой системы с абсорбционным трансформатором АТТ (ЦТП) для различных температур сетевой воды в подающей линии. Для сравнения используется метод относительного соответствия, предложенный В.П.Мотулевичем. Анализируются результаты по следующим контурам системы теплоснабжения: Источник-АТТ (ЦТП), Источник-Потребитель.  В контуре Источник-Потребитель показано значительное увеличение эксергетического КПД в новой системе при достаточно высокой температуре сетевой воды в подающей линии, что связано с изменением энергозатрат на привод циркуляционных насосов и приростом мощности электрогенератора. В роли источника выбран турбоагрегат Т-100-130 ТМЗ.

Объектом исследования является энергетическое оборудование (паровой котел, паровая турбина, турбогенератор и т. д.) современных ТЭС. При создании, эксплуатации и ремонте дорогостоящего энергетического оборудования возникает актуальная проблема прогнозирования отказов. Для решения этой проблемы поставлена задача разработать математическую модель планирования объема испытаний головных образцов энергетического оборудования. При проведении испытаний опытных образцов принято весь период испытаний разделить на ряд этапов, в каждом из которых фиксируется объем испытаний, выраженный в часах или циклах в зависимости от того, непрерывно или циклически работает энергетическое оборудование. На каждом этапе фиксируется и число отказов. После выявления причины отказа производится доработка основного оборудования ТЭС. Доработка считается эффективной, если после доработки были проведены испытания в том же объеме и отказов не зафиксировано. Представлены два метода планирования объема испытаний. Первый метод основан на двукратной выборке, второй — на многократной выборке. При планировании объема испытаний математические модели прогнозирования отказов как для двукратной, так и для многократной выборок разработаны из условия отсутствия отказов или появления не более одного отказа после доработки в последующей выборке. Представленный метод прост в практическом применении. С целью оценки эффективности доработки предложены критерии согласия при биномиальном и нормальном законах распределения отказов. Проведенные исследования позволили получить математические модели прогнозирования отказов при проведении испытаний головных образцов энергетического оборудования ТЭС, а также математические модели критериев согласия при биномиальном и нормальном законах распределения.

Политика реструктуризации генерирующих мощностей энергосистемы Республики Беларусь предполагает ввод в ближайшие годы Белорусской АЭС. Наличие внешних и внутренних факторов, влияющих на реализацию электроэнергии от АЭС, потребует решение целого ряда проблем, включая резервирование мощности и регулирование частоты за счет привлечения внутренних электрогенерирующих мощностей. К ним относятся паротурбинные ГРЭС и ТЭЦ, парогазовые установки, специальные мобильные электрические мощности, применение электрокотлов и баков-аккумуляторов. Последнее является для белоруской энергосистемы новым техническим решением, требующим тщательного анализа по выявлению оптимальной системы согласованной работы теплофикационных турбин с электрокотлами и баками-аккумуляторами. При этом рассмотрены отопительный и межотопительный периоды работ ТЭЦ. Показана функция баков-аккумуляторов при минимальном и максимальном электропотреблении. При зарядке баков-аккумуляторов увеличивается выработка электроэнергии теплофикационными турбинами с регулированием по тепловому графику. Работа электрокотлов и баков-аккумуляторов рассмотрена на примере Гродненской ТЭЦ-2. Определена целесообразность включения в тепловую схему ТЭЦ электрокотлов как наиболее действенного средства использования теплофикационных турбоагрегатов в маневренном режиме с разгрузкой их по электрической мощности в ночные часы, что обеспечивает максимальное снижение выдачи электрической мощности в энергосистему электроэнергии от Белорусской АЭС.

Аналогичный подход на других промышленно-отопительных ТЭЦ энергосистемы в определенной мере обеспечит стабильную выдачу электроэнергии от Белорусской АЭС. Реконструкция ТЭЦ с установкой баковаккумуляторов позволит создать гибкую схему теплоснабжения потребителей в условиях ночных электрических разгрузок при вводе энергоблоков АЭС в эксплуатацию.