Статья посвящена 105-летнему юбилею Института «Теплоэлектропроект». Представлены тепловые электрические станции, построенные по проектам Института в течение последних двадцати лет, с парогазовыми и паросиловыми блоками, работающими на газе и угле. Дана характеристика современных внешних условий деятельности Института, ограничение централизованного финансирования проектов, уход с рынка энергетического оборудования ряда иностранных производителей газовых турбин из-за санкций, корректировка бизнес-планов традиционных заказчиков энергетических проектов. Институт активно принимает вызовы, работает с производителями отечественных газотурбинных установок, использует накопленный опыт проектирования парогазовых электростанций. Представлен опыт строительства и эксплуатации первой очереди Сахалинской ГРЭС-2 на угле с сейсмичностью площадки 9 баллов по шкале МСК на побережье Татарского пролива. В ходе эксплуатации станции выявлена экстремально высокая вязкость сахалинского угля, связанная с наличием бентонита в его минеральной части. Проведенные мероприятия по частичной реконструкции тракта топливоподачи привели к существенному улучшению его работы. По проекту Института введена в эксплуатацию Свободненская ТЭС, вырабатывающая электроэнергию и пар для обеспечения потребителей Амурского газоперерабатывающего завода. Газовое топливо подается из магистрального газопровода «Сила Сибири-1». Этот реализованный проект является одним из примеров принятия решения в пользу применения ПСУ на газе по сравнению с ПГУ. Уникален проект «Котельная в составе Комплекса переработки этансодержащего газа» в поселке Усть-Луга на берегу Балтийского моря как пример полной интеграции ТЭС в состав крупного промышленного предприятия с целью решения задачи минимизации возможных последствий крупной аварии на комбинате. Завершается проектирование парогазовых установок Новочеркасской ГРЭС и Артемовской ТЭЦ-2 на базе отечественных ГТУ единичной мощностью 110 и 160 МВт, проекты строительства новых энергоблоков Норильской ТЭЦ-3 и Якутской ГРЭС-2 для условий вечной мерзлоты. На стадии проектирования и реализации находятся проекты последовательной модернизации энергоблоков Киришской ГРЭС и Сургутской ГРЭС-1 с заменой паротурбинных установок. Институт «Теплоэлектропроект», по-прежнему, занимает одно из ведущих мест среди проектных организаций отрасли, вносит значительный вклад в развитие отечественной энергетики.

Выполнены исследование и анализ передачи электрической энергии по электрическим сетям ОАО «Омскэнергосбыт» за период 2014 – 2022 гг. Проанализированы структурно-балансовые особенности компании, дана характеристика основных элементов исследуемых электрических сетей и отмечены некоторые недостатки при раскрытии информации. На основе опубликованной в открытой печати информации по уровню аварийности в электрических сетях компании, произведена оценка количества аварийных ситуаций, возникших за исследуемый период, а также величины недоотпуска электрической энергии, обусловленного этими перерывами. Произведена классификация аварийных повреждений по количеству недоотпуска электрической энергии в результате этих отказов. Определены процентные соотношения таких отказов. Проанализированы различные методы прогностической оценки уровня надежности электроснабжения в сетях компании и сделан вывод о применимости прогнозных моделей статистических методов. Получены авторегрессионные уравнения, анализ которых позволил получить численные прогностические значения количества возможных аварийных отказов по месяцам 2023 года. Рассмотрено влияние сезонной составляющей на количество аварийных ситуаций за исследуемый период.
При выполнении исследования использованы общенаучные методы, численные методы анализа, статистические и кибернетические методы составления прогнозных моделей. В качестве инструментов расчета применялись технологии таблиц Excel, программной среды MATLAB, а также компьютерная программа «Оракул». Полученные результаты могут представлять интерес для руководителей электросетевых компаний, а также научных работников и инженеров, занимающихся исследованиями в области надежности электроснабжения.

В условиях предприятий нефтегазового комплекса основными вопросами в рамках обсуждения стратегий развития является надежное и качественное электроснабжение наиболее ответственных потребителей в условиях рыночной экономики. Этому способствуют постоянные вызовы, с которыми сталкиваются отдельные компании при возникновении вопросов повышения энергоэффективности отдельных процессов добычи, разработки и внедрения мероприятий, направленных на снижение затрат при заданном сохранении объема выпускаемой продукции, снижения времени простоя отдельного оборудования, поиска и устранения коренных причин возникновения технологических нарушений. На этом этапе специалистам, отвечающим за надежность, необходимо обладать не только современными компетенциями, но и возможностью обоснования и принятия решений за ограниченное время. Таким образом, анализ и мониторинг возникновения технологических нарушений на предприятиях нефтегазового комплекса с последующей оценкой рисков, приобретает особую значимость и актуальность, а роль специалистов, обладающих такими компетенциями увеличивается многократно, так как возникают проблемы иерархии и классификации рисков, соответствующих реальным условиям эксплуатации. Представлен обзор методов расследования технологических нарушений, приведены основные результаты оценки рисков возникновения технологических нарушений для электрических сетей разного уровня напряжения, приведена количественная оценка рисков в зависимости от выявленных коренных причин. Предложенные решения по применению матричного подхода к оценке рисков возникновения технологических нарушений в системе электроснабжения предприятий нефтегазового комплекса позволят уменьшить существующую аварийность путем анализа коренных причин возникновения технологических нарушений и, как следствие, повышать энергоемкость выпускаемого продукта. Дополнительно адаптация данного метода в рамках работы таких предприятий позволит управлять надежностью систем электроснабжения.

Рассматривается применение двух технологий охлаждения различных потоков теплоносителей на ТЭЦ и производится сравнительная оценка их влияния на энергетическую эффективность работы турбоустановки. Первая технология заключается в охлаждении потока подпиточной воды теплосети, а вторая технология осуществляется за счет охлаждения добавочной питательной воды котлов. Технология охлаждения подпиточной воды теплосети предусматривает включение теплообменного аппарата, охлаждающего подпиточную воду, перед смешением её с водой теплосети. Технология охлаждения добавочной питательной воды котлов реализуется посредством включения теплообменного аппарата после деаэратора, перед подачей её в тракт основного конденсата. В обоих случаях в теплообменном аппарате охлаждающей средой является природный газ, подаваемый в горелки котлов, а греющей средой — подпиточная или добавочная питательная вода. Произведен сравнительный расчет показателей энергетической эффективности технологий с помощью метода удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении. При проведении расчетов применялись данные, полученные на действующей ТЭЦ, и температурный график тепловой сети за отопительный сезон 2021 – 2022 гг. Расчеты проводились для ТЭЦ с турбиной Т-100-130. С целью наиболее точного сравнения эффективности применения рассматриваемых технологий исходные данные принимались максимально приближенными, а значение расхода подпиточной воды и добавочной питательной воды соответствуют друг другу — по этой причине рассматривался период отопительного сезона. Значения температур наружного воздуха для указанного периода были взяты из архива погоды метеостанции. Приведены сравнительные результаты расчетов показателей эффективности применения указанных технологий, выраженные в дополнительной теплофикационной выработке электроэнергии, в экономии условного топлива и в денежном эквиваленте за время отопительного периода.

Приведена оценка применения энергетических установок в режиме тригенерации (на входе газ, на выходе электроэнергия, тепло и холод), функционирующих в автоматическом режиме, отмечены положительные и отрицательные стороны их использования. Рассмотрены системы когенерации на основе газовой турбины с компрессионными или абсорбционными чиллерами, удовлетворяющие потребителей в электрической, тепловой и охлаждающей энергии в здании или группе зданий. Использование систем тригенерации позволяет эффективно утилизировать тепло зимой для отопления, а летом для кондиционирования помещений и технологических нужд, например, использование холода для морозильников в больницах. При этом в течение года не снижается коэффициент полезного действия. Технология тригенерации является прекрасной альтернативой традиционным энергоустановкам с получением большого количества электрической энергии, позволяет использовать абсорбционные холодильные машины в случае высокой стоимости или дефицита электроэнергии. Такие установки потребляют меньше электроэнергии, в сравнении с компрессорными установками и требует меньших расходов. При этом использование АБХМ целиком оправдано, при работе в режиме мини-ТЭЦ, которая вырабатывает тепло зимой (холод не нужен или нужен лишь малыми объёмами), а летом потребности в нем нет, но есть потребность в холоде. Срок окупаемости такой системы относительно низкий, чистая приведенная стоимость высокая, а индекс рентабельности, как правило, больше единицы. Холодильное хранение способствует экономической целесообразности тригенерационной системы. Поскольку срок окупаемости не учитывает временной фактор инвестиций, следует использовать чистую приведенную стоимость или еще лучше индекс рентабельности. Система тригенерации состоит из нескольких блоков с разным сроком службы и разным сроком эксплуатации инвестиционных результатов.

Ключевыми направлениями развития паротурбостроения являются вопросы совершенствования инструментов и средств разработки, производства, эксплуатации и управления жизненным циклом основного и вспомогательного оборудования.
Исследования показывают, что мероприятия по совершенствованию подготовки производства и собственно изготовления часто проводятся разрозненно без общей идеи, с различием подходов, инструментов и средств решения, что приводит к дублированию работ, отсутствию общей линии развития до цели и иногда несовместимостью. Нерациональное и неравномерное решение задач должно изменяться в пользу системного подхода к развитию предприятия, его продуктов и инструментов управления жизненным циклом продукции.
«Тупик» предельной унификации, типизации и стандартизации ограничивает и останавливает развитие продуктов и их производства, поэтому нужна новая идея, позволяющая обеспечить единый системный подход к развитию и росту вплоть до взрывного на фоне остановившихся конкурентов. Новой идеей или идеологией может стать методологическое применение модульного принципа создания оборудования с одновременной цифровой трансформацией предприятия, что должно быть реализовано с методологической и административной поддержкой перехода турбинного предприятия со «старых» подходов на «новые».
Применение комплексного подхода к внедрению модульного принципа с одновременной цифровой трансформацией турбинных предприятий открывает широкие возможности для повышения конкурентоспособности, а дальнейшее ведение операционной деятельности с использованием такой концепции к взрывному росту компании.
Новая концепция позволит разрабатывать и совершенствовать паровые турбины и турбинное оборудование с использованием подходов и технических решений, добиваясь высоких технико-экономических и эксплуатационных показателей при сниженных затратах на конструкторско-технологическую подготовку производства и изготовление оборудования, а также с минимальными временными и финансовыми затратами выполнять реконструкцию и сервисное обслуживание оборудования путем смены модулей.

Рассмотрено определение коэффициента теплопроводности продуктов сгорания каменного угля различного состава упрощенным методом и в соответствии с молекулярно-кинетической теорией по уравнению Массона – Саксена. Расчеты выполнены для каменного угля шахты Володарский марки А, Донецкого бассейна марки ОС, Кузнецкого бассейна марки К, Таллиннского участка марки Г, Кизеловского бассейна марки Г и Тульганского месторождения марки 1Б с содержание горючей части по массе от 70,8% до 25,1%. Температура продуктов сгорания изменялась от 200°С до 400°С с шагом 50°С, а коэффициент избытка воздуха от α = 1,15 до α = 1,5 с шагом 0,05. Расхождение между результатами упрощенного расчета и результатами, полученными по уравнению Массона – Саксены, оценивали с помощью относительной погрешности. Анализ результатов расчета показал, что коэффициент теплопроводности, рассчитанный по правилу аддитивности с использованием объемных и массовых долей компонентов продуктов сгорания, выше рассчитанного по уравнению Массона – Саксены, при любых коэффициентах избытка воздуха и температуре продуктов сгорания. С повышением температуры продуктов сгорания в обоих случаях погрешность определения коэффициента теплопроводности уменьшается за счет увеличения значения коэффициентов теплопроводности. Использование упрощенных методов расчета приводит к увеличению коэффициента теплопроводности продуктов сгорания в среднем на 7,5% – 2% для каменного угля различного состава в зависимости от температуры продуктов сгорания по сравнению со значениями, рассчитанными по уравнению Массона – Саксена.

Результатами выполненных исследований подтверждено, что в настоящее время основным типом привода судовых механизмов является электрический. Электроприводы являются основными приемниками электрической энергии, включая судовую. Число установленных на судах электродвигателей составляет, как правило, сотни единиц. Предложено на основании разработанной ранее классификации условно объединить большинство судовых электроприводов, несмотря на их большое многообразие, в три основные группы, отличающиеся между собой режимами работы и условиями эксплуатации, определяющимися их функциональным назначением: близкие к типовым режимам S1 и S6 — первая группа; S2 — вторая группа; S3, S4, S5, S7, S8 — третья группа. Специфические условия и режимы эксплуатации судовых электроприводов, существенно отличающиеся от береговых, и обусловленные повышенными климатическими и механическими нагрузками, приводят к снижению их надежности, необходимости повышенного внимания на техническое обслуживание и ремонты электроприводов, их компонентов и элементов. Сформулированы основные принципы подхода к работе со статистическими данными, необходимыми для расчета показателей надежности судовых электроприводов. Для выполнения анализа опыта технической эксплуатации судовых электроприводов использован метод, основанный на сборе и обработке статистической информации в эксплуатационных условиях, который является наиболее эффективным, позволяющим учитывать комплексное влияние на надежность электроприводов всех эксплуатационных факторов, трудновоспроизводимых при испытаниях, и не требует затрат на создание испытательных стендов и выполнение испытаний. Судя по количеству отказов, менее надежны в сравнении с другими регулируемые судовые электроприводы ориентировочного режима S2 (брашпили, шпили и др.) и режимов S3, S4, S5, S7 и S8 (грузовые лебедки и краны).