Актуальность темы исследования обусловлена высокой повреждаемостью электрических сетей (ЭС) при транспорте электроэнергии (ЭЭ). При этом превентивная оценка возможных повреждений, приводящих к значительным потерям в связи с недоотпуском ЭЭ, является существенной составляющей при разработке планов противоаварийных мероприятий в электросетевых компаниях Российской Федерации.

   Целью исследования является создание прогностических характеристик возможных аварийных отключений в электрических сетях одного из филиалов ПАО «Россети Юга» – «Ростовэнерго» на основании данных по аварийности в этих сетях за 2018 – 2024 гг.

   Значительная часть исследования связана с осуществлением анализа количества повреждений, а также их причин. Установлено, что общее количество отключений за исследуемый период составило 42042 шт., в результате которых экономический ущерб превысил 664986 тыс. руб. В качестве методологической базы исследования использованы численные методы анализа, а также методы математической статистики и общенаучные методы научных исследований, свойства и возможности графического редактора MATLAB и таблиц Excel. Рассмотрены различные модели прогнозирования отказов, произведен сопоставительный анализ их применимости для осуществления прогноза отказов по нескольким причинам с учетом сезонной составляющей. Результаты исследования показали, что для прогнозирования аварийных отключений в исследуемых электрических сетях можно использовать следующие модели: трендовая модель — для всех месяцев года, за исключением сентября; тренд-сезонную модель — для всех месяцев за исключением марта, августа, октября и декабря и авторегрессионную модель — только для октября. Согласно полученной экспоненциальной зависимости, в 2025 году в исследуемых сетях произойдет 3718 аварийных отключений, что на 5 % меньше, чем в 2024 году.

   Проведение исследования обусловлено необходимостью повышения устойчивости и эффективности энергетических комплексов Центральной Азии в условиях климатических изменений и растущего спроса на экологически чистую энергетику.

   В рамках работы анализируются потенциал солнечной, ветровой и гидроэнергетики, структура энергобаланса стран региона, а также институциональные и технологические барьеры, ограничивающие внедрение зелёной энергетики. Несмотря на наличие значительного потенциала возобновляемых источников энергии, их системное рассмотрение в региональном контексте и увязка с параметрами энергосистем остаются важной научной задачей.

   Объектом исследования являлись энергетические комплексы стран Центральной Азии, использующие возобновляемые источники энергии.

   Целью исследования являлась комплексная оценка влияния развития возобновляемых источников энергии на функционирование энергетических комплексов Центральной Азии, их вклад в укрепление энергетической безопасности.

   Методы включали статистический и трендовый анализ временных рядов за 2010 – 2024 гг., сравнительный анализ реализованных проектов, а также обзор национальных стратегий и международных программ в области развития ВИЭ.

   Дополнительно применяются элементы структурного анализа энергосистем и методы систематизации климатических данных. Результаты показывают, что расширение использования солнечной, ветровой и гидроэнергии приводит к существенному снижению выбросов парниковых газов и повышению устойчивости энергосистем. Рост доли ВИЭ способствует снижению зависимости от ископаемого топлива и улучшению экологической ситуации. Сопоставление результатов с международными исследованиями подтверждает корректность методики и обоснованность выводов. Работа формирует практические рекомендации по модернизации энергетических комплексов Центральной Азии и подчеркивает важность инвестиций и регионального сотрудничества в развитии возобновляемой энергетики.

   Система планово-предупредительных ремонтов (ППР) является основным и нормативно закреплённым подходом к техническому обслуживанию гидроэлектростанций и энергопредприятий и направлена на обеспечение надёжной и безопасной эксплуатации основного оборудования [1]. Календарный характер ППР позволяет поддерживать требуемый уровень эксплуатационной надёжности, однако не в полной мере учитывает фактическое техническое состояние отдельных узлов гидроагрегатов в межремонтный период. В условиях изменяющихся режимов работы и индивидуальных особенностей эксплуатации это может приводить как к выполнению избыточных ремонтных воздействий, так и к запоздалому выявлению развивающихся дефектов, повышающих риск внеплановых ремонтов. Представлен диагностический подход, основанный на анализе косвенных эксплуатационных параметров гидроагрегата, регистрируемых штатными системами автоматизированного управления технологическим процессом (АСУ ТП). Предлагаемый алгоритм позволяет выявлять отклонения параметров от их характерных значений на ранних стадиях развития дефектов и формировать диагностические признаки нарушения технического состояния ответственных узлов гидроагрегата. Работоспособность и информативность подхода продемонстрированы на примере анализа эксплуатационных данных гидроагрегатов гидроэлектростанции. Показано, что использование диагностических алгоритмов данного класса не требует установки дополнительного измерительного оборудования и может быть реализовано на действующих гидроэлектростанциях без существенных капитальных затрат. Применение предложенного подхода расширяет возможности оценки фактического технического состояния оборудования, повышает обоснованность планирования ремонтных воздействий и способствует переходу к более гибкой, адаптивной модели технического обслуживания, ориентированной на реальные эксплуатационные показатели и риск-ориентированное управление ресурсом оборудования и повышает общую промышленную безопасность станции.

   В процессе разработки морских нефтегазовых ресурсов гидраты природного газа стали серьёзной скрытой угрозой для безопасной эксплуатации глубоководных трубопроводов. В условиях длительного воздействия низких температур и высокого давления в трубопроводах образуются гидратные пробки, что напрямую приводит к снижению пропускной способности и создаёт серьёзные проблемы для эксплуатации энергетической отрасли. Для ликвидации этой проблемы оптимизированное решение представляет собой замкнутую систему очистки, мониторинга, анализа и обратной связи в процессе очистки трубопровода. В то время как операции по очистке трубопровода выполняются на входе, модуль внутренней обработки одновременно собирает данные о работе трубопровода и передаёт их в режиме реального времени. После глубокого анализа системой выдаются подробные отчёты и целевые исследовательские предложения, а полученные данные сохраняются для последующего ретроспективного анализа. Данное решение повышает эффективность за счёт внедрения технологии мониторинга в реальном времени для точного определения состояния трубопровода, модернизации модуля сбора данных оборудования для очистки трубопроводов, для повышения полноты и оперативности сбора данных, а также улучшения методов анализа и хранения данных. В конечном итоге, это обеспечивает динамическое отслеживание закупорок и синхронную оценку состояния трубопровода, что существенно повышает общую эффективность разработки, эксплуатации и обслуживания глубоководных месторождений.

   Развитие технологии горизонтального направленного бурения привело к появлению нового способа бестраншейной футлярной прокладки тепловых сетей. Нормативная база проектирования и строительства сетей такой прокладки развивается, но пока содержит ряд пробелов. Одной из таких проблем является отсутствие методики расчета тепловой изоляции. Разработана методика расчета тепловой изоляции тепловых сетей футлярной прокладки методом горизонтального направленного бурения. В основу методики положен алгоритм расчета линейных тепловых потерь бесканальной прокладки, применяемый в СП 61.13330.2012 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов». Уточнен перечень составляющих сопротивления теплопередаче и предложены расчетные формулы, учитывающие особенности бестраншейной футлярной прокладки, применяемых изделий и материалов. Для расчета термического сопротивления грунта обосновано применение приближенной формулы, погрешность которой ничтожно мала в диапазонах глубины заложения и диаметров трубопроводов, характерных для сетей бестраншейной прокладки. Составлены новые, удобные зависимости термического сопротивления полимерных труб от коэффициента теплопроводности материала и стандартного размерного отношения SDR или трубной серии S. Показано, что полимерные трубы и футляры, имеющие одинаковые значения параметра SDR или S и выполненные из одного материала, обладают одинаковым термическим сопротивлением независимо от диаметра, что сокращает объем вычислений. Предложен простой подход к определению погонного теплового потока с учетом влияния теплового поля нескольких соседних трубопроводов. Приведен пример расчета тепловой изоляции четырехтрубной тепловой сети бестраншейной футлярной прокладки. Разработанная методика может применяться как справочное дополнение к своду правил СП 61.13330.2012 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов».

   Высокая удельная стоимость электроэнергии в отдалённых районах, логистические сложности поставок топлива и экологические ограничения способствуют переходу на локальные, малоуглеродные решения автономного энергоснабжения, в том числе на основе использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Показан алгоритм определения оптимальной схемной компоновки источника комбинированного энергоснабжения на базе микрогидроэлектростанций (микроГЭС) с возможностью производства и аккумулирования электроэнергии для нужд децентрализованных потребителей. Для поиска эффективных и технологичных вариантов построения автономного энергоисточника был проведен анализ отечественных и зарубежных исследований, на основании которых сформированы принципиальные электрическая и гидравлическая схемы энергоисточника, произведена первичная оценка необходимых параметров гидроагрегата и интегрированной генерации фотоэлектрическими модулями (ФЭМ). Предложены три типовых архитектуры автономного энергоисточника (микроГЭС без аккумулирования; микроГАЭС с одним или двумя резервуарами для аккумулирования; гибридная система на базе микроГАЭС с возможностью аккумулирования и ФЭМ-генерацией для рекуперации энергии в систему); выработаны методические подходы для расчёта энергоёмкости резервуаров и выбора гидромашин; сформирована логика управления потоками энергии; разработан прототип стенда для модельных испытаний. Разработанная концепция демонстрирует техническую реализуемость и экономическую перспективность в ряде типовых условий; предложенные методики и разработанная схема стенда для модельных испытаний обеспечивают основу для дальнейшей инженерной проработки и масштабирования представленного решения.

   Рассмотрен режим работы водоводяного подогревателя системы отопления при ее независимом присоединении к наружной тепловой сети, обеспечивающем надежность теплоподачи, устойчивость гидравлического режима системы и необходимую комфортность в помещениях. Построена и исследована математическая модель, описывающая переменные режимы работы подогревателей системы отопления в течение отопительного периода в условиях реализации данной схемы и учитывающая изменение коэффициента теплопередачи аппарата и средней разности температур теплоносителей в нем. По результатам расчетов с использованием компьютерной программы, реализующей итерационный алгоритм на основе указанной модели, дан анализ поведения коэффициента теплопередачи подогревателя в течение холодного периода за счет изменения физических свойств воды как теплоносителя при регулировании ее температуры в зависимости от текущих погодных условий. Показано, что в начале и конце отопительного сезона данный коэффициент уменьшается примерно на 20 процентов по сравнению с режимом наиболее холодной пятидневки, но вследствие нелинейности выражения для среднелогарифмической разности температур в теплообменнике его фактическая теплопередача в указанных условиях при использовании типового температурного графика оказывается, наоборот, примерно на 20 процентов выше требуемой теплопотребности здания. Предложено решение данной проблемы с помощью корректировки температурного графика в сторону его снижения как в подающем, так и в обратном трубопроводе при промежуточных значениях наружной температуры. Изложение проиллюстрировано числовыми и графическими примерами.

   В статье рассматриваются вопросы проектирования и численного моделирования биротативной центростремительной малорасходной турбины с вращающимся сопловым аппаратом, предназначенной для применения в составе компактных газотурбинных энергетических установок малой мощности. Конструкция турбины основана на принципах, реализованных в малорасходных турбинах конструкции ЛПИ, обладающих высокой энергоёмкостью, компактностью и благоприятными газодинамическими характеристиками при малых расходах рабочего тела. На основе анализа экспериментальных данных и конструктивных особенностей турбин ЛПИ разработана методика профилирования проточной части биротативной ступени, обеспечивающая согласованную работу вращающегося соплового аппарата и рабочего колеса при заданных параметрах входного потока. Выполнено построение детализированной трёхмерной геометрической модели проточной части, после чего проведено численное моделирование в программном комплексе ANSYS CFX. Расчёты выполнены в широком диапазоне степеней понижения давления πт = 2,0…6,0 и частот вращения роторов (nBCA, nPK = 13000… 30000 об/мин) с использованием модели турбулентности SST (Shear Stress Transport). Проанализированы поля числа Маха, скорости, полного давления и полной температуры, а также особенности распределения мощности и обмена энергией между роторами. Показано, что центростремительная биротативная схема обеспечивает равномерное распределение параметров на выходе, снижение потерь и повышение внутреннего коэффициента полезного действия по сравнению с традиционными одноступенчатыми турбинами. Полученные результаты подтверждают целесообразность использования разработанной турбины в перспективных маломощных газотурбинных и гибридных энергетических установках, работающих вблизи номинальных режимов.

   Повышение надежности критически важного оборудования, такого как силовые трансформаторы с элегазовым охлаждением, требует развития предиктивных методов диагностики, способных выявлять разнородные дефекты на ранних стадиях. Традиционные методы теплового контроля и вибромониторинга обладают существенными ограничениями в чувствительности и специфичности.

   Цель: разработка методологии комплексной диагностики состояния системы охлаждения и механической целостности обмоток на основе совместного спектрального анализа синхронных временных рядов вертикального температурного профиля в элегазе и вибрации обмоток.

   Методы: основным методом является многочастотный спектральный анализ. Для тепловых процессов используется адаптированная модель адвективно-диффузионного теплопереноса, позволяющая по зависимости отношения амплитуд и фазового сдвига между вертикально разнесенными датчиками оценить скорость потока элегаза и эффективный коэффициент температуропроводности. Для анализа механического состояния предложено использование миниатюрного волоконно-оптического вибродатчика, устанавливаемого в межобмоточном пространстве.

   Результаты: на основе проведенных опытов идентифицированы диагностические признаки. Установлено, что снижение скорости потока элегаза приводит к увеличению отношения амплитуд низкочастотной (1.1×10^{– 4} Гц) температурной составляющей. Ослабление прессовки обмоток проявляется в росте нормированной амплитуды вибрации на частоте 100 Гц почти в два раза, а локальная деформация — в появлении новых резонансных пиков. Выявлена высокая когерентность между медленными температурными колебаниями и вибрацией.

   Выводы: предложен комплексный подход, повышающий достоверность диагностики за счет синергии анализа тепловых и механических процессов и формирования цифровых «отпечатков» состояния. Метод предназначен для интеграции в системы предиктивного обслуживания.