Значение теплоэнергетики

1. Значение теплоэнергетики  для современного общества. Актуальность  для России.

Е.Г.Гашо, В.С.Пузаков. Современные  реалии в сфере теплоснабжения.

Более чем за 100 лет своего развития российская система теплофикации (когенерации) и централизованного теплоснабжения (ЦТ) стала самой большой в мире. Под теплофикацией понимается процесс централизованного обеспечения потребителей тепловой энергией, полученной на ТЭЦ по комбинированному способу выработки тепловой и электрической энергии. Под ЦТ понимается теплоснабжение потребителей от источников тепла через общую тепловую сеть. Теплофикация занимает весомое место в энергетическом комплексе страны. Более половины электрической мощности всех тепловых электростанций приходится на ТЭЦ общего пользования, которые производят свыше 30% всей электроэнергии в стране и покрывают треть спроса на тепловую энергию. На сегодняшний день система теплоснабжения страны состоит из почти 50 тыс. локальных систем теплоснабжения, которая обслуживается 17 тыс. предприятиями теплоснабжения. Сложившаяся система отопления многоэтажных жилых домов организована как система ЦТ.

Основными источниками тепла в  системе ЦТ являются теплофикационные энергоблоки на теплоэлектростанциях (ТЭЦ, как правило, в составе генерирующих компаний) и котельные (различных форм собственности). Производство тепловой энергии в России характеризуется следующими данными:

централизованные источники производят около 74%;

децентрализованные источники  производят 26% тепла России.

Основные виды используемых природных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР): природный газ, нефть и нефтепродукты, уголь. Говорить сейчас о доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в топливно-энергетическом балансе страны пока нельзя, т.к. по ним сегодня практически нет достоверных статистических данных.

Материалы восьмого заседания Открытого  семинара «Экономические проблемы энергетического  комплекса» от 25 января 2000 года. А.С.Некрасов, С.А.Воронина. Экономические проблемы теплоснабжения в России.

Теплоснабжение в России, несмотря на признание его самым топливно-емким и находящимся в критическом состоянии сегментом топливно-энергетического комплекса страны, было и остается совершенно нескоординированным в силу своей разобщенности.

В официальном статистическом издании, «Российском статистическом ежегоднике», раздел теплоснабжения отсутствует.

Крупнейшей нерешенной проблемой  современного централизованного теплоснабжения является сокращение потерь тепла. Величины этих потерь должным образом не учитываются  и экономически не оцениваются. Называемые объемы потерь тепла различаются кратно в зависимости от источников информации.

А.С.Некрасов (в дискуссии)

«Есть экономические пределы эффективности  централизованного теплоснабжения от определенного источника. Моя  точка зрения, что очень важно  сегодня просчитать по всем основным городам (и это делалось в ИСЭ им. Л.А.Мелентьева в Иркутске), как реально должно выглядеть централизованное теплоснабжение.

Централизация – это одно из направлений. При той плотности застройки  городов, которая у нас есть, она, конечно, должна быть. Вопрос в другом. Я как то был в Гусиноозерске, где 20 тыс. человек населения. Там теплоснабжение от Гусиноозерской ГРЭС. Если принять по 200 чел., проживающих в каждом доме, это 5 улиц по 20 домов. При плотности застройки, как это делалось в старых городах, можно получить эффективные результаты от централизованного теплоснабжения. Однако в этом городе каждый дом стоит на удалении не менее 50‑100 м друг от друга. Как при такой системе можно обеспечить централизованное теплоснабжение без экономических потерь? Невозможно. Поэтому вопрос о том, какая система теплоснабжения должна быть, это вопрос о том, какая принята стратегия в планировке городов. Хотя это выходит за рамки нашей задачи, но является базисным условием для обоснования развития централизованного теплоснабжения, особенно на базе ТЭЦ. Нельзя сегодня однозначно говорить, хорошо централизованное теплоснабжение или плохо».

2. Способы получения тепловой и электрической энергии

2.1. Тепловые электростанции

2.2.  Гидроэлектростанции

2.3.  Атомные электростанции

Данный раздел является кратким  обзором современного состояния  энергоресурсов, в котором рассмотрены  традиционные источники электрической  энергии. К традиционным источникам в первую очередь относятся: тепловая, атомная и энергия потока воды.

2.1 Тепловые электростанции

Тепловая электростанция (ТЭС), электростанция, вырабатывающая электрическую энергию  в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС  появились в кон. 19 в и получили преимущественное распространение.  В сер. 70-х гг. 20 в. ТЭС — основной вид электрической станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии составляла: в России и США св. 80% (1975), в мире около 76% (1973).

 Около 75% всей электроэнергии России производится на тепловых электростанциях.  Большинство городов России снабжаются именно ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды. Такая система является довольно-таки непрактичной т.к. в отличие от электрокабеля надежность  теплотрасс чрезвычайно низка на больших расстояниях, эффективность централизованного теплоснабжения сильно снижается, вследствие уменьшения температуры теплоносителя. Подсчитано, что при протяженности теплотрасс более 20 км (типичная ситуация для большинства городов) установка электрического бойлера в отдельно стоящем доме   становится экономически выгодна.

На тепловых электростанциях преобразуется  химическая энергия топлива сначала  в механическую , а затем в электрическую.

 Топливом для такой электростанции  могут служить уголь, торф, газ,  горючие сланцы, мазут. Тепловые  электрические станции подразделяют  на конденсационные (КЭС), предназначенные  для выработки только электрической  энергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара. Крупные КЭС районного значения получили название государственных районных электростанций (ГРЭС).

Простейшая принципиальная схема  КЭС, работающей на угле, представлена на рис. Уголь подается в топливный бункер 1, а из него — в дробильную установку 2, где превращается в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла) 3, имеющего систему трубок, в которых циркулирует химически очищенная вода, называемая питательной. В котле вода нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар доводится до температуры 400—650°С и под давлением 3—24 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину 4. Параметры пара зависят от мощности агрегатов.

 Тепловые конденсационные электростанции  имеют невысокий кпд (30— 40%), так как большая часть энергии  теряется с отходящими   топочными  газами и охлаждающей водой  конденсатора.

 Сооружать КЭС выгодно в  непосредственной близости от  мест добычи топлива. При этом потребители    электроэнергии могут находиться на значительном расстоянии от станции.

 Теплоэлектроцентраль отличается  от  конденсационной станции установленной  на ней специальной теплофикационной  турбиной с отбором пара. На  ТЭЦ одна часть пара полностью  используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе 5 и затем поступает в конденсатор 6, а другая, имеющая большую температуру и давление (на рис. штриховая линия), отбирается от промежуточной ступени турбины и используется для теплоснабжения. Конденсат насосом 7 через деаэратор 8 и далее питательным насосом 9 подается в парогенератор. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприятий в тепловой энергии.

 Коэффициент полезного действия  ТЭЦ достигает 60—70%.

 Такие станции строят обычно вблизи потребителей — промышленных предприятий или жилых массивов. Чаще всего они работают на привозном топливе.

         Рассмотренные  тепловые электростанции по виду  основного теплового агрегата  — паровой турбины — относятся  к паротурбинным станциям. Значительно меньшее распространение получили тепловые станции с газотурбинными (ГТУ), парогазовыми (ПГУ) и дизельными установками.

Наиболее экономичными являются крупные  тепловые паротурбинные электростанции (сокращенно ТЭС). Большинство ТЭС нашей страны используют в качестве топлива угольную пыль. Для выработки 1 кВт-ч электроэнергии затрачивается несколько сот граммов угля. В паровом котле свыше 90% выделяемой топливом энергии передается пару. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору. Вал турбины жестко соединен с валом генератора.  

 Современные паровые турбины  для ТЭС — весьма совершенные,  быстроходные, высокоэкономичные машины  с большим ресурсом работы. Их  мощность в одновальном исполнении  достигает 1 млн. 200 тыс. кВт, и это не является пределом. Такие машины всегда бывают многоступенчатыми, т. е. имеют обычно несколько десятков дисков с рабочими лопатками и такое же

количество, перед каждым диском, групп  сопел, через которые протекает  струя пара. Давление и температура пара постепенно снижаются.

Из курса физики  известно, что  КПД тепловых двигателей увеличивается  с ростом начальной температуры  рабочего тела. Поэтому поступающий  в турбину пар доводят до высоких  параметров: температуру — почти  до 550 °С и давление — до 25 МПа. Коэффициент полезного действия ТЭС достигает 40%. Большая часть энергии теряется вместе с горячим отработанным паром.

По мнению ученых в основе энергетики ближайшего будущего по-прежнему останется  теплоэнергетика на не возобновляемых ресурсах. Но структура ее изменится. Должно сократиться использование нефти.  Существенно возрастет производство электроэнергии на атомных электростанциях. Начнется использование пока еще не тронутых гигантских запасов дешевых углей, например, в Кузнецком, Канско-Ачинском, Экибаcтузском бассейнах. Широко будет применяться природный газ, запасы которого в стране намного превосходят запасы в других странах.

К сожалению, запасы нефти, газа, угля отнюдь не бесконечны. Природе, чтобы  создать эти запасы, потребовались миллионы лет, израсходованы они будут за сотни лет. Сегодня в мире стали всерьез задумываться над тем, как не допустить хищнического разграбления земных богатств. Ведь лишь при этом условии запасов топлива может хватить на века.

2.2 Гидроэлектростанции

Гидроэлектрическая станция,  гидроэлектростанция (ГЭС),комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия  потока воды преобразуется в электрическую  энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического. оборудования,   преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения  которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию. Напор ГЭС создается концентрацией падения реки на используемом участке плотиной (рис. 1), либо деривацией (рис. 2), либо плотиной и деривацией совместно (рис. 3). Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции — гидроагрегаты, вспомогательное оборудование,   устройства  автоматического управления и контроля; в центральном посту управления — пульт оператора-диспетчера или автооператор гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых площадках. Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.  

По установленной мощности (в  Мвт) различают ГЭС мощные (св. 250), средние (до 25) и малые (до 5). Мощность ГЭС зависит от напора На (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), расхода воды, используемого в гидротурбинах, и кпд гидроагрегата . По ряду причин (вследствие, например сезонных изменений уровня воды в водоёмах, непостоянства нагрузки энергосистемы, ремонта гидроагрегатов или гидротехнических сооружений и т. п.) напор и расход воды непрерывно меняются, а кроме того, меняется расход при регулировании мощности ГЭС. Различают годичный, недельный и суточный циклы режима работы ГЭС.

По максимально используемому  напору ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 м), средненапорные (от 25 до 60 м) и низконапорные (от 3 до 25 м). На равнинных  реках напоры редко превышают 100 м, в горных условиях посредством  плотины можно создавать напоры до 300 м и более, а с помощью деривации — до 1500 м. Классификация по напору приблизительно соответствует типам применяемого энергетического оборудования: на высоконапорных ГЭС применяют ковшовые и радиально-осевые  турбины с металлическими спиральными камерами; на средненапорных — поворотнолопастные и радиально-осевые турбины с железобетонными и металлическими спиральными камерами, на низконапорных — поворотнолопастные турбины в железобетонных спиральных камерах, иногда горизонтальные турбины в капсулах или в открытых камерах. Подразделение ГЭС по используемому напору имеет приблизительный, условный характер.

По схеме использования водных ресурсов и концентрации напоров  ГЭС обычно подразделяют на русловые, приплотинные, деривационные с напорной и безнапорной деривацией, смешанные, гидроаккумулирующие и приливные.  В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках наибольшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту плотины. Русловые и приплотинныс ГЭС строят и на равнинных многоводных реках и на горных реках, в узких сжатых долинах.

В состав сооружений русловой ГЭС, кроме  плотины, входят здание ГЭС и водосбросные сооружения (рис. 4). Состав гидротехнических сооружений зависит от высоты напора и установленной мощности. У русловой ГЭС здание с размещенными в нём гидроагрегатами служит продолжением плотины и вместе с ней создаёт напорный фронт. При этом с одной стороны к зданию ГЭС примыкает верхний бьеф, а с другой — нижний бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбин своими входными сечениями закладываются под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающих труб погружены под уровнем нижнего бьефа.

В соответствии с назначением  гидроузла  в его состав могут входить  судоходные шлюзы или  судоподъёмник, рыбопропускные сооружения, водозаборные сооружения для ирригации и водоснабжения. В русловых ГЭС иногда единственным сооружением, пропускающим воду, является здание ГЭС. В этих случаях полезно используемая вода последовательно проходит входное сечение с мусорозадерживающими решётками, спиральную камеру, гидротурбину, отсасывающую трубу, а по спец. водоводам между соседними турбинными камерами производится сброс паводковых расходов реки. Для русловых ГЭС характерны напоры до 30—40 м  к простейшим русловым ГЭС относятся также ранее строившиеся сельские ГЭС небольшой мощности. На крупных равнинных реках основное русло перекрывается земляной плотиной, к которой примыкает бетонная водосливная плотина и сооружается здание ГЭС. Такая компоновка типична для многих российских ГЭС на больших равнинных реках. Волжская ГЭС -  наиболее крупная среди станций руслового типа. 

При более высоких напорах оказывается  нецелесообразным передавать на здание ГЭС гидростатическое давление воды. В этом случае применяется тип  плотиной ГЭС, у которой напорный фронт на всём протяжении перекрывается плотиной, а здание ГЭС располагается за плотиной, примыкает к нижнему бьефу (рис. 5). В состав гидравлической трассы между верхним и нижним бьефом ГЭС такого типа входят глубинный водоприёмник с мусорозадерживающей решёткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбина, отсасывающая труба. В качестве дополнит, сооружений в состав узла могут входить судоходные сооружения и рыбоходы, а также дополнительные водосбросы Примером подобного типа станций на многоводной реке служит  Братская ГЭС на реке Ангара (РФ).

Другой вид компоновки приплотинных ГЭС, соответствующий горным условиям, при сравнительно малых расходах реки, характерен для Нурекской ГЭС  на реке Вахш (Ср. Азия), проектной мощностью 2700 Мвт. Здание ГЭС открытого типа располагается ниже плотины, вода подводится к турбинам по одному или нескольким напорным туннелям. Иногда здание ГЭС размещают ближе к верхнему бьефу в подземной (подземная ГЭС) выемке. Такая компоновка целесообразна при наличии скальных оснований, особенно при земляных или набросных плотинах, имеющих значительную ширину. Сброс паводковых расходов производится через водосбросные туннели или через открытые береговые водосбросы.

В деривационных ГЭС концентрация падения реки создаётся посредством  деривации; вода в начале используемого участка реки отводится из речного русла водоводом, с уклоном, значительно меньшим, чем ср. уклон реки на этом участке и со спрямлением изгибов и поворотов русла. Конец деривации подводят к месту расположения здания ГЭС. Отработанная вода либо возвращается в реку, либо подводится к следующей деривационной ГЭС. Деривация выгодна тогда, когда уклон реки велик. Деривационная схема концентрации напора в чистом виде (бесплотинный водозабор или с низкой водозаборной плотиной) на практике приводит к тому, что из реки забирается лишь небольшая часть её стока. В других случаях в начале деривации на реке сооружается более высокая плотина и создаётся водохранилище; такая схема концентрации падения называется смешанной, т. к. используются оба принципа создания напора. Иногда, в зависимости от местных условий, здание ГЭС выгоднее располагать на некотором расстоянии от конца используемого участка реки вверх по течению; деривация разделяется по отношению к зданию ГЭС на подводящую и отводящую. В ряде случаев с помощью деривации производится переброска стока реки в соседнюю реку, имеющую более низкие отметки русла. Характерным примером является Ингурская ГЭС, где сток реки Ингури  перебрасывается туннелем в соседнюю реку Эрисцкали (Кавказ).

Сооружения безнапорных деривационных ГЭС состоят из трёх основных групп: водозаборное сооружение, водоприёмная плотина и собственно деривация (канал, лоток, безнапорный туннель). Дополнит, сооружениями на ГЭС с безнапорной деривацией являются отстойники и бассейны суточного регулирования, напорные бассейны, холостые водосбросы и турбинные водоводы. Крупнейшая ГЭС с безнапорной подводящей деривацией — ГЭС Роберт-Мозес (США) с мощностью 1950 Мвт, а с безнапорной отводящей деривацией — Ингурская ГЭС (СССР) мощностью 1300 Мвт.

На ГЭС с напорной деривацией  водовод (туннель, металлическая, деревянная или железобетонная труба) прокладывается с несколько большим продольным уклоном, чем при безнапорной  деривации. Применение напорной подводящей деривации обусловливается изменяемостью горизонта воды в верхнем бьефе, из-за чего в процессе эксплуатации изменяется и внутренний напор деривации. В состав сооружений ГЭС этого типа входят: плотина, водозаборный узел, деривация с напорным водоводом, станционный узел ГЭС с уравнительным резервуаром и турбинными водоводами, отводящая деривация в виде канала или туннеля (при подземной ГЭС). Крупнейшая ГЭС с напорной подводящей   деривацией — Нечако-Кемано (Канада) проектной мощностью 1792 Мвт.

ГЭС с напорной отводящей деривацией применяется в условиях значит, изменений уровня воды в реке в месте выхода отводящей деривации или по экономическим соображениям, В этом случае необходимо сооружение уравнительного резервуара (в начале отводящей деривации) для выравнивания неустановившегося потока воды в реке. Наиболее мощная ГЭС (350 Мвт) этого типа — ГЭС Харспронгет (Швеция),

Особое место среди ГЭС занимают  гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) и приливные электростанции (ПЭС). Сооружение ГАЭС обусловлено  ростом потребности в пиковой  мощности в крупных энергетических системах, что и определяет генераторную мощность, требующуюся для покрытия пиковых нагрузок. Способность ГАЭС аккумулировать энергию основана на том, что свободная в энергосистеме в некоторрый период времени (провала графика потребности) электрическая энергия используется агрегатами ГАЭС, которые, работая в режиме насоса, нагнетают воду из водохранилища в верхний аккумулирующий бассейн. В период пиков нагрузки аккумулированная т. о. энергия возвращается в энергосистему (вода из верхнего бассейна поступает в напорный трубопровод и вращает гидроагрегаты, работающие в режиме генератора тока). Мощность отд. ГАЭС с такими обратимыми гидроагрегатами достигает 1620 Мвт (Корнуолл, США).

ПЭС преобразуют энергию морских  приливов в электрическую. Электроэнергия приливных ГЭС в силу некоторых особенностей, связанных с периодичным характером приливов и отливов, может быть использована в энергосистемах лишь совместно  с энергией  регулирующих электростанций, которые восполняют провалы мощности приливных электростанций в течение суток или месяцев. В 1967 во Франции было завершено строительство крупной ПЭС на реке Ране (24 агрегата общей мощностью 240 Мвт). В СССР в 1968 в Кислой Губе (Кольский п-ов) вступила в строй первая опытная ПЭС мощностью 0,4 Мвт, на которой ныне проводятся экспериментальные работы для будущего строительства ПЭС.

По характеру использования  воды и условиям работы различают  ГЭС на бытовом стоке без регулирования, с суточным, недельным, сезонным (годовым) и многолетним регулированием. Отдельные ГЭС или каскады ГЭС, как правило, работают в системе совместно с конденсационными   электростанциями (КЭС), теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), атомными электростанциями (АЭС), газотурбинными установками   (ГТУ), причём в зависимости от характера участия в покрытии графика нагрузки энергосистемы ГЭС могут быть базисными, полупиковыми и пиковыми.

Важнейшая особенность  гидроэнергетических ресурсов по сравнению  с топливно-энергетическими ресурсами  — их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооружению ГЭС, несмотря на значительные, удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, придавалось и придаётся большое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств.

Одни из первых гидроэлектрических установок мощностью всего в  несколько сотен Вт были сооружены  в 1876—81 в Штангассе и Лауфене (Германия) и в Грейсайде (Англия). Развитие ГЭС и их промышленное использование тесно связано с проблемой передачи электроэнергии на расстояние: как правило, места, наиболее удобные для сооружения ГЭС, удалены от основных потребителей электроэнергии. Протяжённость существовавших в то время линий электропередач не превышала 5—10 км, самая длинная линия 57 км. Сооружение линии электропередачи (170 км) от Лауфенской ГЭС до Франкфурта-на-Майне (Германия) для снабжения электроэнергией Международный   электротехнический   выставки (1891) открыла широкие возможности для развития ГЭС. В 1892 промышленный ток дала ГЭС, построенная на водопаде в Бюлахе (Швейцария), почти одновременно в 1893 были построены ГЭС в Гелыпене (Швеция), на реке Изар (Германия) и в Калифорнии (США). В 1896 вступила в строй Ниагарская ГЭС (США) постоянного тока; в 1898 дала ток ГЭС Рейпфельд (Германия), а в 1901 стали под нагрузку гидрогенераторы ГЭС Жонат (Франция).

В России существовали, но так и не были реализованы детально разработанные проекты ГЭС русских  учёных Ф. А. Пироцкого,  И. А. Тиме,  Г. О. Графтио, И. Г. Александрова и др., предусматривавших, в частности, использование порожистых участков рек Днепр, Волхов, Западная Двина, Вуокса и др. Так, напр., уже в 1892—95 русским инженером В. Ф. Добротворским были составлены проекты сооружения ГЭС мощностью 23,8 Мвт на реке Нарова и 36,8 Мвт на водопаде Б. Иматра. Реализации этих проектов препятствовали как косность царской бюрократии, так и интересы частных капиталистических групп, связанных с топливной промышленностью. Первая промышленная ГЭС в России мощностью около 0,3 Мвт (300 кВт) была построена в 1895—96 под руководством русских инженеров В.Н.Чиколсва и Р. Э. Классона для электроснабжения Охтинского порохового завода в Петербурге. В 1909 закончилось строительство крупнейшей в дореволюционной России  Гиндукушской ГЭС  мощностью 1,35 МВт (1350 кВт) на р. Мургаб (Туркмения). В период 1905—17 вступили в строй Саткинская, Алавердинская, Каракультукская, Тургусунская, Сестроредкая и др. ГЭС небольшой мощности. Сооружались также частные фабрично-заводские гидроэлектрические установки с использованием оборудования иностранных фирм.

Первая мировая война 1914—18 и связанный с ней интенсивный  рост промышленности некоторых западных стран повлекли за собой развитие действовавших и строительство новых энергопромышленных центров, в т. ч. на базе ГЭС. В результате мощность ГЭС во всём мире к 1920 достигла 17 тыс. Мвт, а мощность отдельных ГЭС, напр. Масл-Шолс (США), Иль-Малинь (Канада), превысила 400 Мвт (400 тыс. квт).

В 60-х гг. прошлого века наметилась тенденция к снижению доли ГЭС в общем мировом производстве электроэнергии и всё большему использованию ГЭС для покрытия пиковых нагрузок. К 1970 всеми ГЭС мира производилось около 1000 млрд. квт-ч электроэнергии в год, причём начиная с 1960 доля ГЭС в мировом производстве снижалась в среднем за год примерно на 0,7% . Особенно быстро снижается доля ГЭС в общем производстве электроэнергии в ранее традиционно считавшихся «гидроэнергетическими» странах (Швейцария, Австрия, Финляндия, Япония, Канада, отчасти Франция), т. к. их экономический гидроэнергетический потенциал практически исчерпан.

Несмотря на снижение доли ГЭС в  общей выработке, абсолютные значения производства электроэнергии и мощности ГЭС непрерывно растут вследствие строительства новых крупных электростанций. В 1969 в мире насчитывалось свыше 50 действующих и строящихся ГЭС единичной мощностью 1000 Мвт и выше, причём 16 из них — на территории стран СНГ.

Важнейшая особенность гидроэнергетических  ресурсов по сравнению с топливно-энергетическими ресурсами — их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооружению ГЭС, несмотря на значительные, удельные капиталовложения на 1 квт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, придавалось и придаётся большое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств.

2.3. Атомные электростанции

Атомная электростанция (АЭС) - электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор. Тепло, которое выделяется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжёлых элементов, затем так же, как и на обычных тепловых электростанциях (ТЭС), преобразуется в электроэнергию. В отличие от ТЭС, работающих на органическом топливе, АЭС работает на ядерном горючем (в основе 233U, 235U, 239Pu). Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.)  существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для удовлетворения быстро растущих потребностей в топливе. Кроме того, необходимо учитывать всё увеличивающийся объём потребления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепловых электростанций. Несмотря на открытие новых месторождений органического топлива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относительному, увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.

Первая в мире АЭС опытно-промышленного  назначения мощностью 5 Мвт была пущена в СССР 27 июня 1954 г. в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась  в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменовал открытие нового направления в энергетике, получившего признание на 1-й Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (август 1955, Женева).

 Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. 2. Тепло, выделяется в активной зоне реактора, теплоносителем,  вбирается водой (теплоносителем 1-го контура), которая прокачивается через реактор циркуляционным насосом 2. Нагретая вода из реактора поступав в теплообменник (парогенератор) 3, где передаёт тепло, полученное в реакторе воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе, и образованный пар поступает в турбину 4.

Наиболее часто на АЭС применяют 4 типа реакторов на тепловых нейтронах 1) водо-водяные с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя; 2) графито-водные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем; 3) тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя 4) графито-газовые с газовым теплоносителем и графитовым замедлителем.

В России строят главным образом  графито-водные и водо-водяные реакторы. На АЭС США наибольшее распространение  получили водо-водяные реакторы. Графито-газовые  реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобладают АЭС с тяжеловодными реакторами.

В зависимости от вида и агрегатного  состояния теплоносителя создается  тот или иной термодинамический  цикл АЭС. Выбор верхней температурной  границы термодинамического цикла  определяется максимально допустимой температурой оболочек тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ), содержащих ядерное горючее, допустимой температурой собственно ядерного горючего, а также свойствами теплоносителя, принятого для данного типа реактора. На АЭС тепловой реактор, которой охлаждается водой, обычно пользуются низкотемпературными паровыми циклами. Реакторы с газовым теплоносителем позволяют применять относительно более экономичные циклы водяного пара с повышенными начальными давлением и температурой. Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется 2-контурной: в 1-м контуре циркулирует теплоноситель, 2-й контур — пароводяной. При реакторах  с кипящим водяным или высокотемпературным газовым теплоносителем возможна одноконтурная тепловая  АЭС. В кипящих реакторах вода кипит в активной зоне, полученная пароводяная смесь сепарируется, и насыщенный пар направляется или непосредственно в турбину, или предварительно возвращается в активную зону для перегрева.