Задачи обеспечения надежного и бесперебойного снабжения электроэнергией потребителей, промышленной и экологической безопасности, возможности мониторинга состояния энергетического оборудования, прогнозирования и предотвращения аварийных ситуаций с учетом сложившейся ситуации в энергетике становятся приоритетными направлениями развития ее производственного комплекса. Изменение внешней политической и экономической ситуации на мировой арене существенным образом изменило конъюнктуру рынка производителей энергетического оборудования, формирует новые вызовы энергомашиностроению России. Решение задачи инновационного развития российского энергомашиностроения обладает своими особенностями. Во-первых, в Российской Федерации на объектах электроэнергетики используется, в основном, оборудование иностранного производства, закупленное ранее, и не требующее замены в связи с истечением его эксплуатаци- онных сроков. Во-вторых, оборудование иностранного производства обладает улучшенными техническими и эксплуатационными характеристиками, простотой использования, возможностью его сервисного обслуживания с гарантированной поставкой запасных частей, наличием легко интегрируемых комплементарных благ, таких, как программное обеспечение для управления промышленной установкой, дополнительные системы промышленной безопасности и другие. В-третьих, производство и сборка иностранного оборудования локализованы, в основном, в местах наибольшего спроса, что дает дополнительное преимущество иностранным производителям для его по- ставки и последующего обслуживания. В-четвертых, продажа и поддержка оборудования иностранного производства осуществляется хорошо организованной дилерской сетью. В-пятых, надо отметить высокую степень организации технологических процессов разработки, внедрения и производства иностранного оборудования. На основе учета названных особенностей сформирована структура потребностей энергетики в газовых турбинах большой мощности и обосновывается перспектива развития энергомашиностроения в этой области, показаны по- требности и обоснованы номиналы мощностей газовых турбин для формирования заказа машиностроительным заводам. Ретроспективный анализ турбиностроения в России позволяет определить перспективу его развития. Для успешного развития турбиностроения в России необходимо создание промышленной и организационной инфраструктуры. Выводы, сделанные в результате анализа проблемы, имеют практическое назначение и формируют инновационный путь развития тяжелого энергомашиностроения.

Рассматривается возможность применения в задачах надежности оценки статической устойчивости энергосистем при аварийных отключениях магистральных ЛЭП корректного в математическом отношении критерия перехода через ноль якобиана системы уравнений послеаварийного режима. При использовании широко распространенного классического метода последовательного утяжеления режима в определенном направлении задача формирования расчетных сечений для оценки статической устойчивости не имеет однозначного решения, а значит, и однозначного результата. При этом может оказаться, что при различных составах сечений одни и те же возмущения (отключения ЛЭП или погашения узлов схемы) могут вызывать или не вызывать нарушения статической устойчивости энергосистемы. При этом на зону неопределенности результатов существенное влияние будет оказывать выбранная траектория утяжеления. Поэтому для повышения стабильности результатов расчетов статической устойчивости энергосистемы предлагаются другие принципы определения ее статической устойчивости, обладающие однозначностью получаемых решений. Проведенный анализ позволил сделать два важных вывода, меняющих современные принципы управления статической устойчивостью: – с увеличением потока мощности по некоторому неоднородному сечению предел статической устойчивости энергосистемы наступает при достижении угла передачи мощности значения 90° по ЛЭП с наибольшим относи- тельным реактансом (модель «слабейшего звена»); – при достижении предела статической устойчивости системы по критерию перемены знака якобиана в сети обязательно найдется хоть одна ЛЭП с максимальным углом передачи, которая обязательно входит в состав наиболее опасного сечения независимо от его структуры. Поэтому вместо выявления и контроля «опасных сечений» предлагается вычислять и контролировать поток мощности по ЛЭП с наибольшим углом передачи.

После распада Советского Союза независимые государства перешли на рыночные отношения и столкнулись с рядом проблем, что явилось предпосылкой к созданию интеграционных союзов, позволяющих им развиваться как единый организм. В начале страны бывшего Советского Союза объединились в Содружество Независимых Государств, а далее Республика Беларусь, Республика Казахстан и Российская Федерация объединились в Тамо- женный союз, преобразовавшийся впоследствии в Евразийский экономический союз, к которому присоединились Республика Армения и Республика Кыргызстан. На сегодняшней повестке дня Евразийского экономического союза запуск к 1 июля 2019 года Общего электроэнергетического рынка Евразийского экономического союза. Создание Общего рынка электрической энергии Евразийского экономического союза, безусловно, позволит странам осуществлять межгосударственные перетоки электрической энергии и обеспечить сбалансированность ее производства и потребления, повысить надежность электроснабжения, сохранить устойчивость и безопасность энергетических объектов. В статье анализируется электроэнергетическая отрасль Республики Беларусь, представлены показатели производства и потребления электрической энергии, удельного расхода условного топлива, выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, отказов энергетического оборудования, коэффициенты обновления, вводы и выбытия основных средств и инновационной активности. Сделан вывод о целесообразности участия республики в Общем рынке электрической энергии Евразийского экономического союза, а также выявлены положительные и отрицательные стороны подобной интеграции для Республики Беларусь.

Проведены исследования статистических данных по отказам ЛЭП (ВЛ-110 кВ) Нижневолжского региона за период эксплуатации с 2010 по 2016 гг. включительно после ввода в эксплуатацию в 1965 г. Выявленные отказы приводили к прекращению подачи энергии и, соответственно, к необходимости восстановления линии электропередачи. Приведены математические зависимости оценки показателей надежности в виде интенсивностей отказов и наработки на отказ как по протяженности линий передачи, так и по времени эксплуатации. Новизна данной статьи заключается в том, что впервые по Нижневолжскому региону проведены исследования вопроса надежности высоковольтных линий передач напряжением 110 кВ. По результатам исследований получены конкретные числовые значения интенсивностей отказов и оценок наработки на отказ по протяженности линий передачи и времени эксплуатации. Для установления закона распределения отказов приведен критерий согласия (хи-квадрат). Установлено, что распределение отказов линий электропередачи (ВЛ-110 кВ) подчиняется экспоненциальному закону с параметрами по протяженности λп = 0,0011 (1/км), Tп = 1265 км, λв = 0,0049 (1/ч), Tв = 257 ч. Полученные оценки показателей надежности рекомендуется использовать при создании современных высоковольтных линий передач.

Рассмотрены основные виды аварий в системах электроснабжения 6 – 10 кВ горных предприятий, такие, как короткие замыкания, однофазные замыкания на землю, обрыв фаз, и установлены их процентные соотношения. Горные предприятия разбиты на три группы: предприятия по добыче полезных ископаемых открытым способом (карьеры и угольные разрезы); предприятия по добыче полезных ископаемых подземным способом (шахты и рудники); горно-перерабатывающие предприятия (обогатительные фабрики, глинозёмные комбинаты, предприятия по производству удобрений). Анализ аварийности систем электроснабжения горных предприятий, выполненный за период с 1995 по 2015 годы, позволил проследить динамику вышеуказанных видов аварий и определить их основной вид — одно- фазное замыкание на землю. В указанный период в системах электроснабжения 6 – 10 кВ карьеров и угольных разрезов, шахт и рудников, а также горно-перерабатывающих предприятий доля однофазных замыканий на землю соответственно находилась в следующих диапазонах: 65 – 76%; 60 – 69%; 58 – 67%. Наибольший рост ава- рийности за рассматриваемый период наблюдался в системах электроснабжения 6 – 10 кВ угольных разрезов и карьеров; общая аварийность с 1995 по 2015 год возросла в 3,21 раза. Данный показатель для шахт и рудников, а также горно-перерабатывающих предприятий составил 2,06 и 2,72 раза соответственно. Показаны изменения отдельных видов аварий и общей аварийности в системах электроснабжения карьеров и разрезов, шахт и рудников и горно-перерабатывающих предприятий. Установлено, что в системах электроснабжения 6 – 10 кВ указанных горных предприятий изменения однофазных замыканий на землю и общая ава- рийность описываются линейными уравнениями. На основании установленных закономерностей сделан прогноз изменения аварийности в системах электро- снабжения рассматриваемых горных предприятий до 2020÷2025 гг.

 

Рассматривается проблема массовой повреждаемости роторов низкого давления теплофикационных турбин типа Т-175 и ПТ-135. Сопоставляются гипотезы трещинообразования в низкотемпературных роторах паровых турбин под воздействием изгибных и крутильных колебаний. На основании проведенного анализа различных факторов, в т. ч. конструктивного и эксплуатационного характера, показано, что имеется целый ряд предпосылок, которые делают вторую из рассмотренных гипотез несколько более предпочтительной. Однако оценить воздействия крутильных колебаний можно только на основе результатов экспериментальных исследований динамических напряжений в роторах на реальных турбоагрегатах в условиях эксплуатации. Это потребовало разработать и создать систему многоканального контроля и мониторинга крутильных колебаний валопровода турбоагрегатов, опытно-промышленный вариант которой был реализован на турбоагрегате Т-175/210- 130. На основании проведенных расчетных исследований и анализа причин возникновения как собственных, так и вынужденных крутильных колебаний валопровода были сформулированы требования, которые должны предъявляться к регистрации параметров крутильных колебаний и, что особенно важно, к алгоритмам и программным средствам обработки данных и представлению результатов. Показано, что в большинстве опубликованных исследований приводятся только собственные крутильные колебания валопроводов. Проанализированы типичные ошибки и показано, что вынужденные колебания, которые кратны частоте вращения при используемых алгоритмах обработки данных не могли быть получены, а сделанные на основе таких исследований выводы неправомерны. Кроме того, в большинстве случаев применение исходных данных без необходимой предварительной корректировки до использования их в преобразовании Фурье могут привести к существенному искажению результатов анализа. Предложенные методы измерения, подготовки и обработки данных позволили осуществлять регистрацию как собственных, так и вынужденных крутильных колебаний валопровода. Приводятся результаты исследований, которые показали, что в валопроводе реализуются преимущественно вынужденные крутильные колебания, кратные частоте вращения. Сформулированы дальнейшие пути совершенствования созданной системы.

 

Фторуглеродные вещества наиболее широко применяются в качестве диэлектрических жидкостей в технологиях микроэлектроники, пожаротушащих средств, теплоносителей и рабочих веществ холодильной и теплонасосной техники. В данной статье рассмотрены предпосылки для использования фторуглеродных рабочих тел (ФРТ) в качестве рабочего тела (вместо воды) в турбинных циклах преобразования тепловой энергии в электрическую для вновь разрабатываемых перспективных АЭС. Анализируются результаты и способы исследований физических и химических свойств ФРТ в диапазоне параметров работы энергоустановок (в области температур до 550ºС), а также их радиационной стойкости. Показано, что достаточно простым и эффективным методом анализа состояния ФРТ является использование масс-спектрометров отечественного производства с регулируемой энергией ионизации. Дана информация о результатах, опубликованных в доступных литературных источниках, а также о результатах собственных исследований термической стойкости, теплофизических свойств, процессов и конфигурации термодинамических циклов для веществ фторорганического состава. Установлено, что при наличии таких известных достоинств и преимуществ ФРТ, как нетоксичность, негорючесть, термическая стойкость, благоприятные термодинамические свойства и т. д., некоторые химические элементы (кремний и титан) в составе конструкционных материалов в условиях высоких температур могут являться «катализаторами» термического разложения. Сделан вывод о том, что на основе накопленной информации может быть сформирована база данных, необходимых для проектирования установок на ФРТ, и достигнут ряд технологических и экологических преимуществ при их внедрении в теплосиловой контур реакторных установок с жидким металлическим теплоносителем.

 

Целью данной работы является экспериментальная оценка теплофизических характеристик в теплоизоляционной конструкции с нанесенным тонкопленочным покрытием, таких, как кондуктивная теплопроводность, излучение и конвекция, оценка степени влияния каждой составляющей на снижение плотности теплового потока. Проведены экспериментальные исследования по определению коэффициента теплопроводности, интегрального коэффициента излучения и воздухопроницаемости теплоизоляционной конструкции. Исследование теплопроводности теплоизоляционной конструкции с тонкопленочным покрытием проводилось с использованием методики стационарного теплового потока, проходящего через исследуемый образец теплоизоляционной конструкции. Исследование теплового излучения теплоизоляционной конструкции с тонкопленочным покрытием заключалось в определении интегрального коэффициента излучения радиационным методом. Воздухопроницаемость теплоизоляционной кон- струкции с нанесенным тонкопленочным покрытием определялась методом, в основе которого лежит установление времени прохождения определенного объема воздуха через исследуемый образец при известном давлении воздуха. Представлены результаты влияния тонкопленочного покрытия в конструкции тепловой изоляции трубопроводов тепловых сетей на снижение потерь тепла за счет уменьшения плотности тепловых потоков. Установлено, что наибольшее влияние на снижение плотности тепловых потоков оказывает воздухопроницаемость теплоизоляционного материала после нанесения на его поверхность тонкопленочного покрытия, что в целом обеспечивает повышение эффективности и надежности теплоизоляционных конструкций трубопроводов в системах теплоснабжения.

 

Рассмотрена простейшая схема теплоснабжения жилых зданий с зависимым присоединением к наружным теплосетям, обеспечивающая надежность теплоподачи и необходимую комфортность в помещениях за счет подмешивания части воды из обратной магистрали теплосети при наружной температуре, превышающей точку излома температурного графика. Проанализированы основные уравнения, описывающие зависимость температуры воды в магистралях от температуры наружного воздуха и осуществлен обзор возможных способов регулирования теплоподачи и предотвращения «перето- пов» вблизи начала и конца отопительного периода с учетом требований действующих нормативных документов Рос- сийской Федерации. Проведены расчеты, позволяющие определить требуемый коэффициент подмешивания в условиях применения схемы присоединения зданий к теплосети с использованием смесительного насоса на основе линеаризации уравнения температурного графика в теплосети в малой окрестности точки излома данного графика. Дан анализ получен- ных результатов и сделаны выводы относительно целесообразности применения рассматриваемой схемы. Установлено, что величина текущей безразмерной разности температур внутреннего и наружного воздуха в точке излома не зависит от климатических параметров района строительства, а требуемый коэффициент подмешивания практически прямо пропорционален превышению наружной температуры по сравнению с температурой в точке излома температурного графика. Показано, что значение коэффициента подмешивания тем больше, чем выше расчетная температура воды в обратной магистрали тепловой сети в точке излома. Предложены рекомендации по совместному использованию элеватора и смесительного насоса с целью минимизации изменений при реконструкции теплового ввода для устранения «перетопов».

 

Проанализированы утверждения разработчиков и производителей каталитических теплогенераторов о существен- ных преимуществах этих аппаратов по сравнению с котлами с традиционными способами сжигания топлива: о значительном повышении коэффициента полезного действия каталитических котлов, повышении экологической безопас- ности этих котлов благодаря понижению температуры топочных процессов и уменьшению образования термических оксидов азота в продуктах сгорания, возможности значительного снижения габаритов каталитических котлов благодаря повышению теплонапряженности поверхностей нагрева в топке, а также о повышенной надежности каталитических теплогенераторов. Показано, что эти утверждения бездоказательны и противоречат фундаментальным законам термодинамики, физики и химии. Приведены результаты проведенных авторами каталитических котлов экспериментальных исследований. Рассмотрены утверждения создателей каталитических котлов о повышении экономичности теплогенераторов за счет увеличения теплоты сгорания топлива при многостадийном каталитическом сжигании топлива. Теоретически доказана невозможность увеличения теплоты сгорания топлива при каталитическом сжигании, поскольку это предположение разработчиков каталитических котлов противоречит закону Гесса, закону постоянства сумм теплот сгорания, а также законам Лавуазье и Лапласа. Показана несостоятельность утверждения В. Н. Пармона о возможности повышения КПД каталитического теплогенератора в 3 – 4 раза по сравнению с обычными котлами. Отмечено, что, исходя из теплового баланса котла, его тепловая экономичность определяется не способом генерации теплоты, а, прежде все- го, уровнем охлаждения продуктов сгорания топлива. Показано непреодолимое теоретическое противоречие утверждений создателей каталитических котлов о возможностях низкотемпературного каталитического сжигания топлива и одновременного повышения теплонапряженности топки и снижения размеров котла. Отмечено, что, согласно закону Стефана-Больцмана, интенсивность лучистого теплообмена в топке пропорциональна абсолютной температуре продук- тов сгорания в четвертой степени. Следовательно, чтобы обеспечить необходимую интенсивность теплообмена в ката- литических теплогенераторах температура продуктов сгорания должна быть не меньше, чем в традиционных котлах, а в котлах с повышенной теплонапряженностью топки — еще выше. Из этого следует, что декларируемая авторами и производителями каталитических котлов возможность повышения экологической безопасности этих котлов путем снижения образования термических оксидов азота не имеет какого-либо теоретического обоснования и, тем более, практического подтверждения. Рассмотрены причины низкой надежности каталитических теплогенераторов. Приведен пример работы каталитических теплогенераторов в г. Ульяновске, показавший их крайне низкую надежность. Сделан вывод о нецелесообразности применения имеющихся конструкций каталитических котлов в отечественной теплоэнергетике.

 

В европейских странах на некоторых объектах нашла определенное применение детандерная технология, которая заключается в производстве электроэнергии и/или холода с помощью так называемых детандер- генераторных агрегатов (ДГА). Эти агрегаты предназначены для использования избыточного давления природ- ного газа (ПГ), поступающего на объект. Например, в Германии работает некоторое количество таких установок небольшой мощности, порядка нескольких сотен киловатт каждая. При этом выгода для их владельцев заключается в получении установленных законом ФРГ надбавок к стоимости отпущенной потребителям электроэнергии, выработанной в ДГА. В России интерес к подобным установкам возник после сооружения на ТЭЦ-21 Мосэнерго в 1994 году энерго- комплекса, состоявшего из двух ДГА каждый мощностью 5 МВт. В последующие годы после его ввода в эксплуатацию различными авторами были проведены исследования (в основном расчетного типа) влияния ДГА на технико-экономические показатели объектов, на которых они могут быть установлены, в том числе на ТЭС и ТЭЦ, в котельных, системах газоснабжения, раздельно и в комбинации с тепловыми насосами, с воздушными компрессорами, турбинами и т. д. Полученные результаты были опубликованы в большом количестве статей и защищены в диссертациях. Однако все же наибольший интерес для энергетиков представляет обобщение результатов исследований и опыта эксплуатации ДГА именно на ТЭЦ-21 Мосэнерго, на которой были установлены головные образцы этого оборудования. Для этого потребовалось выполнить представленный в данной статье обзор публикаций, подготовленных различными авторами в разные годы и разбросанных по различным энергетическим журналам. Обобщение результатов испытаний и опыта эксплуатации свидетельствует об отсутствии влияния внедрения ДГА в тепловую схему ТЭЦ на ее тепловую экономичность и о бесперспективности использования ДГА в российской энергетике, что подтверждается отказом от дальнейшей эксплуатации ДГА в системе Мосэнерго.