Основной ресурсной базой ядерной энергетики на тепловых нейтронах сегодня считается природный уран, который является достаточно распространенным элементом, но его концентрация в природных веществах, как правило, весьма низка. Важным фактором для развития ядерной энергетики является стоимость добычи (производства) урана. В зависимости от себестоимости добычи 1 кг урана выделяют четыре стоимостных категории урановых руд. Залежи урановых руд расположены неравномерно по всему земному шару. В настоящее время 28 стран мира добывают урановую руду в своих недрах и только 19 стран производят урановое топливо. В мире существует значительное несоответствие между странами, лидирующими по объемам мировых запасов урана и его основными потребителями. В таких странах, как Австралия, Казахстан, ЮАР, атомная энергетика почти не развита и потребление урана очень низкое, либо вообще отсутствует. Эти страны обладают крупной ресурсной базой урана и сегодня выступают мировыми экспортерами урановых руд. В то же время такие страны, как США, Китай, Япония, Великобритания, Франция, Германия, напротив, обладают хорошо развитой ядерной отраслью при отсутствии достаточных залежей урановых руд на своей территории. Они выступают, как правило, крупными импортерами урана/урановых руд. В статье рассмотрены мировые запасы урана в различных категориях цен, запасы в мире по странам, нетрадиционные ресурсы урана, дана краткая характеристика запасов в России, спрос на уран, мировые объемы добычи по странам, компании по добыче, добыча урана в России и сделаны основные выводы о развитии ресурсной базы ядерной энергетики.

Рассмотрены ключевые этапы развития российской атомной энергетики, среди которых могут быть выделены следующие: первые исследования вопросов ядерной физики (1920 – 1930 гг.); реализация «атомного проекта» (1940 гг.); масштабное развитие гражданской атомной энергетики (1950 – 1980 гг.); кризис и восстановление атомной отрасли (1990 – 2007 гг.); активное развитие на глобальном рынке атомной энергетики (2007 г. – настоящее время). Проанализировано современное состояние и перспективы развития по всем ключевым сегментам атомной отрасли России: добыче природного урана, конверсии урана, обогащению урана, фабрикации ядерного топлива, сооружению АЭС, атомному энергетическому машиностроению, эксплуатации АЭС и выработке электроэнергии, сервисному обслуживанию энергоблоков АЭС, выводу АЭС из эксплуатации, обращению с радиоактивными отходами и отработавшим ядерным топливом. Определено, что Россия в настоящее время является одним из мировых лидеров во всех указанных сегментах мирового рынка атомной энергетики, в т. ч. занимает первое место в мире по портфелю заказов на сооружение АЭС, а также по объему производственных мощностей по обогащению урана. Выявлен и оценен экспортный потенциал по каждому из рассматриваемых сегментов. Показано, что для России наибольшим экспортным потенциалом обладают сегменты сооружения АЭС и производства атомного энергетического оборудования. В начальной стадии ядерно-топливного цикла наибольшими перспективами роста экспортных поставок обладает сегмент производства обогащенного уранового продукта (ОУП) и фабрикации ядерного топлива в связи с ростом количества энергоблоков российского дизайна в мире и выходом России на рынок фабрикации топлива для реакторов зарубежного дизайна.

Наличие значительного потенциала сокращения потребления энергоресурсов обуславливает значимость энергосбережения и повышения энергетической эффективности как ключевого направления экономического роста для России и повышения ее конкурентоспособности, и обращает внимание на необходимость изучения и совершенствования процесса управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности на корпоративном уровне. Основными факторами, затрудняющими осуществление системного управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности на основе международного стандарта ISO 50001:2011 (ГОСТ Р ИСО 50001-2012), является малоизученность механизмов самооценки текущего состояния в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности и несовершенство методической базы для обоснования экономической эффективности мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, в том числе эффективности внедрения системы энергетического менеджмента (СЭнМ) и других организационных мероприятий. Представляется актуальным провести анализ существующей практики российских организаций по внедрению СЭнМ и разработать подходы оценке энергосберегающей деятельности организаций. Выявление лучших практик для повышения энергетической эффективности необходимо для реализации государственной политики в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности и стимулирования компаний к снижению энергоемкости продукции. Для стимулирования компаний к снижению энергоемкости продукции, выявления лучших практик авторами предложен методический подход к оценке энергоэффективности организаций. Приведенный в работе методический подход в целом предоставляет возможность проводить мониторинг и сравнительный анализ эффективности управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности по отраслям промышленности и по Российской Федерации в целом. Разработанный инструментарий может быть использован организациями ТЭК, промышленными предприятиями, организациями — крупными потребителями ТЭР России для обоснования принятия решений о внедрении и развитии СЭнМ, также предоставляет возможность компаниям самостоятельно оценивать эффективность внедрения и реализации СЭнМ.

Вследствие недавно произошедших процессов дерегулирования в электроэнергетике Европы и всего мира наблюдается сдвиг в традиционном подходе к владению генерирующими активами, в том числе в период их эксплуатации. Условия работы на рынках электроэнергии (мощности) предъявляют серьезные требования к операторам газотурбинной техники по снижению операционных затрат. Анализируется сложившаяся в мире ситуация с организацией сервисного обслуживания энергетических газотурбин мощности. Приведены закономерности управления жизненным циклом этих сложных и капиталоемких изделий в зависимости от степени их освоения генерирующими компаниями и появления необходимых эксплуатационных компетенций. Анализ опыта работы сервисных компаний и операторов тепловых электростанций в различных странах и регионах мира указывает на возможность конкуренции в сфере сервисного обслуживания мощных энергетических ГТД. Следующим этапом усиления рынка является объединение операторов ГТД с целью оптимизации эксплуатационных расходов. Описан опыт Европейского Союза по созданию коллективных механизмов снижения затрат на техническое обслуживание ГТД и организации рынков сервисных услуг и комплектующих. Предложена схема подобного механизма в России с учетом особенностей государственного управления энергомашиностроением и электроэнергетикой и наличия действующих отраслевых и межотраслевых профессиональных объединений. Приведены основные задачи Объединения операторов для организации системы сервисного обслуживания (ООСО). Рассмотрены организационные формы ООСО, наиболее эффективные в настоящее время в российской энергетике. Сделан вывод, что в становлении коллективных механизмов оптимизации затрат на эксплуатацию ГТД на современном этапе развития энергетического машиностроения ключевая роль должна принадлежать Минпромторгу России.

Рассматривается вопрос эффективности оценки надежности электроэнергетических систем, а, именно, эффективность генераторов псевдослучайных чисел при формировании случайных состояний электроэнергетической системы при использовании метода статистических испытаний (метода Монте-Карло). Исследуется эффективность четырех генераторов псевдослучайных чисел (линейно-конгруэнтного генератора, запаздывающего генератора Фибоначчи, вихря Мерсенна, ЛПτ -последовательностей). Для анализа работы данных генераторов псевдослучайных чисел был использован критерий Колмогорова-Смирнова для определения степени случайности получаемых последовательностей чисел. На основании данного анализа было определено, что наиболее случайную последовательность чисел можно получить, используя ЛПτ-последовательность. Далее был проведен визуальный анализ полученных последовательностей псевдослучайных чисел, который показал, что наиболее равномерным «заполнением» точек плоскости обладает ЛПτ-последовательность, в то время как линейно-конгруэнтный генератор и запаздывающий генератор Фибоначчи образуют пустоты. В финальной части проведенных исследований анализируемые генераторы псевдослучайных чисел были использованы в модели для оценки надежности тестовой трехузловой схемы электроэнергетической системы методом Монте-Карло. В результате линейно-конгруэнтный генератор и запаздывающий генератор Фибоначчи не смогли стабилизироваться даже спустя десятитысячное разыгрывание, что коррелирует с критерием Колмогорова-Смирнова и показывает их слабослучайный характер и слабую пригодность при оценке надежности электроэнергетических систем. Результаты работы вихря Мерсенна, ЛПτ-последовательностей оказались более качественными. Математическое ожидание дефицита мощности при заданном доверительном интервале при использовании вихря Мерсенна стабилизировалось к 4000 разыгрываниям, а при использовании ЛПτ-последовательностей на 2500 разыгрывании. Таким образом, можно заключить, что наиболее пригодным генератором псевдослучайных чисел при оценке надежности электроэнергетических систем методом Монте-Карло являются ЛПτ-последовательности.

Проведены исследования статистических сведений по отказам и дефектам, влияющим на работоспособность паровых турбин ТЭС. Представлена математическая модель изменения выходных характеристик турбины в зависимости от числа отказов в процессе эксплуатации. Математическая модель основана на методах математической статистики, теории вероятностей и методах матричного исчисления. Новизна модели заключается в возможности прогнозировать изменение параметров управления и выходной характеристики в явном виде. В качестве таковых характеристик могут быть приняты средняя нагрузка, выработка тепла и электроэнергии, наработка, количество времени, затраченное на неплановый ремонт, численность персонала, участвующего в ремонте, стоимость ремонта, доходы от реализации тепловой и электрической энергии, коэффициент готовности, вероятность безотказной работы и т. п. По статистическим данным, полученным в процессе эксплуатации паровых турбин, представлена качественная и количественная оценка показателей надежности. Предложены конкретные мероприятия по устранению причин отказов частей турбин и турбинного оборудования. Наибольшее число повреждений и отказов турбин приходится на обрывы рабочих лопаток по причине исчерпания ресурса и предельной усталости металла. На статистику отказов подшипников оказывают влияние как внутренние, так и внешние факторы технического и эксплуатационного характера. Повреждение подшипников и деталей роторов чаще всего приводит к неплановому останову и ремонту турбины. Наиболее часто встречаются отказы главного масляного насоса и маслопроводов. По статистическим данным можно разработать соответствующие мероприятия по улучшению выходных характеристик. Это так называемая пассивная модель управления выходной характеристики. С целью управления выходной характеристикой в явном виде предлагается вероятностная модель с учетом управляющих воздействий. Приведен конкретный пример изменения выходных характеристик турбин за многолетний период эксплуатации.

В настоящее время уже не приходится доказывать необходимость численной оценки надежности внутризаводских систем электроснабжения. Установились общепринятые показатели надежности в виде частоты различных аварий и математического ожидания недоотпуска электроэнергии потребителям или снижения выработки энергии станциями. Выявились факторы, которые необходимо учитывать при анализе надежности работы систем электроснабжения: наличие ремонтных схем коммутации и длительность ремонтов основного оборудования и коммутационной аппаратуры, отказы коммутационной аппаратуры и устройств релейной защиты и электроавтоматики, оперативные переключения, сезонное изменение повреждаемости воздушных линий и оборудования наружной установки. При этом следует учитывать возможное отсутствие достоверной исходной информации о надежности элементов при рассмотрении конкретной установки. Сформулированы модели аналитического метода расчета параметров надежности элементов систем электроснабжения в программной среде Matlab. Рассмотрены модели надежности установок с восстановлением и профилактикой. Рассмотрены три состояния системы — работоспособное, аварийный простой и восстановление, плановый простой для профилактического обслуживания или ремонта с учетом интенсивностей аварийных и плановых отключений, интенсивностей восстановления и окончания планового обслуживания и ремонта. Показано, что в настоящее время целенаправленный отбор и количественная оценка вкладов в ненадежность систем электроснабжения отказов элементов системы, ее состояний и режимов, а также эффективности различных противоаварийных мероприятий позволяют выявить слабые звенья систем электроснабжения и наметить конкретные пути по ее совершенствованию в процессе человеко-машинного синтеза системы электроснабжения. При проектировании на этой основе осуществляется поиск новых схемных решений, изменения структуры схемы и компоновочных решений состава ее оборудования для усиления слабых мест, исключения излишнего или, напротив, использования более надежного оборудования, а также его модернизации.

Рассмотрены ограничения регулировочного диапазона нагрузок блока ПГУ-325 на базе двух газотурбинных установок (ГТУ) типа ГТЭ-110. Отмечено, что для ПГУ-325 минимальная мощность разгруженного блока, при которой его оборудование может работать без ограничений по времени, должна составлять около 30% от номинальной (при одной отключенной ГТУ). Рассмотрены особенности эксплуатации ГТЭ-110:
– при мощности ниже 65% номинальной заводом-изготовителем согласован режим работы только с полностью открытым входным направляющим аппаратом (ВНА) компрессора;
– в диапазоне нагрузок ГТУ 18–48 МВт мощность изменяется скачкообразно.
При обосновании минимальной допустимой мощности ПГУ-325 учтены следующие факторы:
1) заводом-изготовителем регламентирована минимально допустимая температура пара высокого давления перед паровой турбиной, равная 473°C (защитное отключение — при 440°C);
2) эксплуатация ГТУ с подачей природного газа в обе зоны камеры сгорания;
3) эксплуатация действующих ГТУ в диапазоне нагрузок 65–100% номинальной в пределах регулирования ВНА.
Показано, что минимальная нагрузка ГТУ соответствует значению ее мощности при предельно допустимой температуре пара высокого давления (ВД) 450°C при условии корректировки алгоритма подачи топлива в камеру сгорания ГТУ.
На основании этого выполнены расчеты соответствующей мощности блока:
1) регулировочный диапазон нагрузок блока составляет 69–100% с учетом ограничения завода-изготовителя ГТЭ-110;
2) реализация предложенных в статье мероприятий позволит снизить технологический минимум нагрузки ПГУ-325 до 42% номинальной;
3) отключение части оборудования ПГУ-325 позволит снизить минимальную нагрузку блока до 34% для находящихся в эксплуатации ГТЭ-110 и до 20% — при реализации предложенных мероприятий.
Показано, что энергетическая эффективность разгружения ПГУ-325 обеспечивается при мощности не менее 78 МВт в составе 1×ГТУ+1×КУ+ПТ и 139 МВт в режиме дубль-блока.

Представлены результаты исследований конструктивных причин, приводящих к нарушениям в работе системы тепловых расширений (СТР) паровых турбин. Разработана модель и на ее основе выполнен анализ взаимодействия цилиндра турбины, корпуса подшипников и фундаментной рамы при воздействии на цилиндр сдвиговых усилий и моментов от присоединенных трубопроводов. Рассмотрены возможные варианты контакта в паре «продольная шпонка – паз в корпусе подшипников». Показано, что самым неблагоприятным для работы СТР является «диагональный» вид контакта. По результатам выполненного моделирования установлено влияние соотношения величин зазоров в шпоночных соединениях СТР на вероятность возникновения «диагонального» контакта и заклинивания корпуса подшипников на продольных шпонках. Представлена методика построения «диаграммы устойчивости», предназначенной для оценки устойчивости СТР цилиндра турбины к внешнему воздействию. В качестве примера показаны результаты исследования устойчивости для цилиндра высокого давления и переднего корпуса подшипников с габаритами, соответствующими турбине Т-175/210-130. Выявлено, что для обеспечения надежности работы при проектировании новых или модернизации существующих турбин необходимо учитывать влияние соотношения величин зазоров в элементах СТР. Соотношение выбранных зазоров в сочленениях СТР должно исключать возможность заклинивания корпуса подшипников на продольных шпонках. Показано, что увеличение в процессе эксплуатации турбины зазоров в поперечных шпоночных соединениях приводит к увеличению вероятности заклинивания. Обосновано, что для обеспечения надежной работы СТР необходимо в обязательном порядке в каждый капитальный ремонт турбины выполнять работы по восстановлению зазоров в поперечных шпоночных соединениях или применять «поворотные» шпонки, не подверженные изменению зазоров при взаимных угловых перемещениях лап цилиндров турбины и соответствующих опорных поверхностей корпусов подшипников.

Рассматривается возможность применения в отдельных системах электроснабжения автоматического регулирования возбуждения пропорционального типа, выполненного в виде устройств компаундирования с электромагнитным корректором напряжения, осуществляющего изменение возбуждения в зависимости от частоты и напряжения на зажимах генератора. Демонстрируется сравнительная эффективность подобного решения в сравнении с автоматическими регуляторами возбуждения, не имеющими органов контроля частоты. Приводятся графики, демонстрирующие изменения потребляемой активной и реактивной мощности эквивалентной нагрузкой, характерной для промышленных потребителей, в зависимости от частоты и в зависимости от напряжения. Анализ результатов оценки показал, что внедрение предлагаемого решения уменьшает небаланс активной мощности с 6,5% до 3,5% при уменьшении частоты на 10%. Автоматические регуляторы возбуждения пропорционального типа с контролем частоты возможно найдут применение на собственных источниках питания предприятий с непрерывным технологическим процессом, вопрос качества электроснабжения которых решается применением в качестве второго независимого источника питания собственной генерации, не имеющей связи с энергосистемой. Эффективность подобного решения, как показал опыт эксплуатации таких предприятий, достаточно высокая в виду минимизации урона от провалов напряжения, возникающих во внешней системе электроснабжения из-за повреждений и ненормальных режимов в сетях 110 и 220 кВ. В качестве рекомендаций приводится оценка особенностей применения предлагаемого автоматического регулятора возбуждения с органом контроля частоты при реализации варианта параллельной работы генераторов собственных источников питания предприятий с внешней энергосистемой, а также при некоторых нарушениях статической устойчивости.

Министерство образования и науки Российской Федерации оказывает финансовую поддержку различным вузам в рамках реализации ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2014–2020 годы». При этом оно рассчитывает на «…определение направлений и разработку технических решений, направленных на повышение термодинамической и технико-экономической эффективности объектов распределенной и малой энергетики…». В качестве своеобразных отчетов о выполнении научно-исследовательских работ по соглашениям между Министерством образования и науки Российской Федерации и вузом-исполнителем являются, в частности, публикации статей в журнале «Теплоэнергетика». Однако анализ уже опубликованных статей-отчетов свидетельствует о слабой теоретической подготовке авторов в области термодинамики, теории турбомашин и теплоэнергетики, об отсутствии перспективных разработок и повторении ранее известных технических решений, термодинамическая эффективность которых научно не доказана, а также о невозможности осуществления ряда предложенных авторами технических решений. В анализируемых публикациях не приводятся результаты определения термодинамической эффективности предложенных детандерных и тригенерационных установок на основе известного специалистам эксергетического метода термодинамического анализа. Для доказательства эффективности указанных установок используется обычный сравнительный расчет технико-экономических показателей ТЭЦ без и с ДГА, который выдается за термодинамический анализ. В качестве характеристики термодинамической эффективности установок этих типов применяется «модифицированный» коэффициент использования тепла топлива, который таковым не является и приводит лишь к завышению коэффициента эффективности. Применение ДГА на ТЭЦ, где имеются достаточно большой расход ПГ и источники тепловой энергии не представляет для ТЭЦ никакого интереса из-за малой электрической мощности этих установок (0,6–0,7% от установленной мощности ТЭЦ и менее), а внедрение их на объектах малой энергетики оказывается неосуществимым в силу невозможности создания соответствующего оборудования. Заявленные некоторыми авторами преимущества ДГА опровергаются фактом вывода всех четырех ДГА в системе Мосэнерго из эксплуатации уже более шести лет тому назад.