План работы

Введение

1. Гидравлические электростанции

2. Тепловые электростанции

3. Атомные электростанции

4. Альтернативные источники энергии

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Энергетическая промышленность наших дней – одна из чаще всего обсуждаемых сфер жизнедеятельности страны, ведь именно сейчас она приобретает всё более многогранные экономические, технические и даже политические аспекты. Уже в ближайшие годы, на фоне исчерпания месторождений природных энергетических ресурсов, общее потребление всех их видов возрастет в несколько раз. Обеспечение же этого потребует от специалистов глубокого изучения состава и роли энергетического комплекса в мировом хозяйстве, и в частности – России.

Актуальность выбранной темы контрольной работы не вызывает сомнений, если взять за основу аксиому, что научно-технический прогресс невозможен без развития энергетики, электрификации. И для повышения производительности труда первостепенное значение имеет автоматизация производственных процессов, замена человеческого труда (особенно тяжелого или монотонного), машинным. Но подавляющее большинство технических средств механизации и автоматизации (оборудование, приборы, ЭВМ) имеет электрическую основу. Особенно широкое применение электрическая энергия получила для привода в действие электрических моторов. Мощность электрических машин (в зависимости от их назначения) различна: от долей ватта (микродвигатели, применяемые во многих отраслях техники и в бытовых изделиях) до огромных величин, превышающих миллион киловатт (генераторы электростанций).

Человечеству электроэнергия нужна, причем потребности в ней увеличиваются с каждым годом. Вместе с тем, запасы традиционных органических топлив (нефти, угля, газа) конечны. Конечны также и запасы ядерного топлива – урана и тория, из которого можно получать в реакторах-бридерах (размножителях) плутоний. Поэтому на сегодняшний день крайне важно найти выгодные источники электроэнергии, причем – выгодные не только с точки зрения дешевизны топлива, но и с точки зрения простоты конструкций, эксплуатации, стоимости необходимых для постройки станции материалов, их долговечности.

Пока же мир больше эксплуатирует технические достижения ХХ века. Перспективные направления развития отрасли делают только пробные шаги либо находятся в стадии проектов, и данная контрольная работа является кратким обзором типов действующих электростанций с некоторым анализом их роли в энергетической промышленности страны. В частности, рассматриваются традиционные источники электрической энергии: атомные, гидро и тепловые предприятия. Соответственно, цель работы – прежде всего ознакомление именно с современным положением дел в этой необычайно широкой проблематике, характеристика наиболее выгодных в нынешнее время способов получения электроэнергии.

1. Гидравлические электростанции (ГЭС)

Гидравлическая электростанция (ГЭС) – комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. Состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока, и энергетических мощностей, преобразующих энергию движущегося напора в механическую энергию вращения с дальнейшей её трансформацией в электроэнергию.

Напор ГЭС создается концентрацией падения реки на используемом участке плотиной. Основное энергетическое оборудование размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции – гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления – пульт оператора-диспетчера. Повышающая трансформаторная подстанция размещается либо внутри здания ГЭС, либо в отдельных зданиях или на открытых площадках. Распределительные устройства тоже зачастую располагаются на открытой площадке.

По максимально используемому напору, ГЭС делятся на высоконапорные (перепад более 60 метров), средненапорные (от 25 до 60 метров), и низконапорные (от 3 до 25 метров). На равнинных реках напоры редко превышают 100 метров, зато в горных условиях посредством плотины можно создавать перепад до 300 метров. Классификация по напору приблизительно соответствует и 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, чаще — горизонтальные турбины в капсулах или в открытых камерах.

По установленной мощности (в Мегаваттах), различают ГЭС мощные (св. 250), средние (до 25) и малые (до 5)мВт. Мощность ГЭС зависит от напора (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), используемого в гидротурбинах расхода воды, кпд гидроагрегатов и их количества. Ввиду ряда причин (сезонные изменения уровня воды в водоёмах, непостоянство нагрузки энергосистемы, плановый ремонт оборудования или гидротехнических сооружений и т. п.) напор и расход воды непрерывно меняются. Кроме того, изменяется он и при регулировании мощности ГЭС, а отсюда различают годичный, недельный и суточный циклы режима работы ГЭС.

По схеме использования водных ресурсов и концентрации напоров, ГЭС обычно подразделяют на русловые, плотинные и гидроаккумулирующие.

В русловых ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе; при этом неизбежно некоторое затопление долины реки. Строят их и на равнинных многоводных и на горных реках, в узких сжатых долинах. Помимо плотины, в состав такого предприятия входят здание ГЭС и различные водосбросные сооружения. Их перечень напрямую 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 примыкает верхний бьеф, а с другой – нижний бьеф. В соответствии с назначением гидроузла, его состав могут дополнять судоходные шлюзы или судоподъёмник, рыбопропускные сооружения, водозаборные сооружения для ирригации и водоснабжения. Для русловых ГЭС характерны напоры до 30-40 метров, и данная компоновка типична для многих отечественных ГЭС на больших равнинных реках. Волжская ГЭС имени 22-го съезда КПСС – 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 ней, примыкая к нижнему бьефу. В состав гидравлической трассы между верхним и нижним бьефом ГЭС такого типа входят глубинный водоприёмник с мусорозадерживающей решёткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбина и отсасывающая труба. В качестве дополнительных сооружений в состав узла могут входить судоходные сооружения и рыбоходы, а также водосбросы. Примером подобного типа станций служит Братская ГЭС на многоводной реке Ангара.

Весьма перспективным является строительство гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Их действие основано на цикличном перемещении одного и того же объема воды между двумя бассейнами – верхним и нижним. В ночные часы, когда потребность в электроэнергии мала, эта вода перекачивается из нижнего водохранилища в верхнее, расходуя при этом излишки энергии, производимой электростанциями ночью. Днем, когда потребление электричества резко возрастает, вода сбрасывается из верхнего бассейна вниз через турбины, вырабатывающие энергию. Это выгодно, так как остановки станции в ночное время невозможны. Таким образом, ГАЭС позволяют решать проблемы пиковых нагрузок использования мощностей, ведь в России, особенно в eвpoпeйской части, остро стоит проблема создания маневренных электростанций, в том числе ГАЭС. Построена Загорская ГАЭС (1,2 мВт), возводится Центральная ГАЭС (3,6 мВт).

В целом же, для гидростроительства нашей страны было характерно сооружение на реках каскадов гидроэлектростанций. Каскад – группа ГЭС, расположенных ступенями по течению водного потока для последовательного его использования при получении электроэнергии. С помощью каскадов полнее решаются проблемы снабжения населения и производства водой, устранения паводков, улучшения транспортных условий. Но к сожалению, их создание принесло и крайне негативные последствия: потерю ценных сельскохозяйственных земель, особенно пойменных, нарушение экологического равновесия.

Наиболее мощные ГЭС построены в Сибири, где освоение гидроресурсов наиболее эффективно: удельные капиталовложения в 2-3 раза ниже и себестоимость электроэнергии в 4-5 раз меньше, чем в Европейской части страны. А Самые крупные ГЭС страны входят в состав Ангаро-Енисейского каскада:

• Саяно-Шушенская,

• Красноярская — на Енисее,

• Иркутская, Братская,

• Усть-Илимская — на Ангаре,

• строится Богучанская ГЭС (4 мВт).

В Европейской части России тоже создан крупный каскад ГЭС на Волге. В него включены Иваньковская, Угличская, Рыбинская, Городецкая, Чебоксарская, Волжская (вблизи Самары), Саратовская, Волжская (вблизи Волгограда) ГЭС.

Важнейшая особенность гидроэнергетических ресурсов в сравнении с прочими – их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой там электроэнергии. Поэтому, несмотря на значительные удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, гидроэлектростанциям придавалось и придаётся большое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств.

Так, в России ГЭС находятся на втором месте по количеству вырабатываемой электроэнергии (к 2000 году около 18%). Они являются весьма эффективным источником энергии, поскольку используют возобновимые ресурсы, просты в управлении (количество персонала на ГЭС в 15-20 раз меньше, чем на ТЭС) и имеют высокий КПД – более 80%. В результате, их энергия самая дешевая. Также, огромное достоинство ГЭС – это высокая маневренность, то есть возможность практически мгновенного автоматического запуска или отключения любого требуемого количества агрегатов. Это позволяет использовать мощные ГЭС либо в качестве максимально маневренных, «пиковых» электростанций, обеспечивающих устойчивую работу крупных энергосистем, либо «покрывать» плановые пики суточного графика нагрузки энергосистемы, когда имеющихся в наличии мощностей ТЭС не хватает.

Строительство ГЭС требует длительных сроков и больших капиталовложений, связано с потерями земель на равнинах, наносит ущерб рыбному хозяйству. Доля участия ГЭС в выработке электроэнергии существенно меньше их доли в установленной мощности, что объясняется полной реализацией их мощности лишь в короткий период, причем – только в многоводные годы. Поэтому, несмотря на обеспеченность России гидроэнергетическими ресурсами, ГЭС не могут служить основой выработки электроэнергии в стране.

2. Тепловые электростанции (ТЭС)

Тепловая электростанция (ТЭС) – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой, выделяющейся при сжигании органического топлива. На электростанциях данного типа химическая энергия топлива преобразуется сначала в механическую, а лишь затем в электрическую. Топливом для ТЭС 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 помимо электрической ещё и тепловую энергию. Крупные КЭС районного значения получили название государственных районных электростанций (ГРЭС).

Опишем простейшую технологическую цепочку КЭС, работающей на угле. Топливо подается в бункер, а оттуда – на дробильную установку, где превращается в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла), имеющего систему трубок, по которым циркулирует химически очищенная вода, называемая питательной. В котле она нагревается, испаряется, а образовавшийся насыщенный пар доводится до температуры 400-650°С и под давлением 3-24 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину. Его параметры зависят от мощности агрегатов. Пар вращает ротор турбины, тот – ротор генератора, и в результате вырабатывается электрический ток. 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, ввиду невысокой потери мощности в ЛЭП, потребители электроэнергии могут находиться на значительном расстоянии от станции.

В городах же чаще используются ТЭЦ – теплоэлектроцентрали, производящие и тепло в виде горячей воды. От конденсационной станции она отличается установленной специальной теплофикационной турбиной с отбором пара. Одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии генератором и затем поступает в конденсатор, а другая, имеющая большую температуру и давление, отбирается от промежуточной ступени турбины для теплоснабжения. Количество отбираемого пара зависит от потребности в тепловой энергии. Хотя коэффициент полезного действия ТЭЦ и достигает 60-70%, такая система является довольно-таки непрактичной. В отличие от электрокабеля, надежность теплотрасс на больших расстояниях чрезвычайно низка, следовательно, эффективность централизованного теплоснабжения при передаче тоже сильно понижается. Подсчитано, что при протяженности теплотрасс более 20 км (типичная ситуация для большинства городов), в отдельно стоящем доме экономически выгодней будет установка электрического бойлера. Поэтому ТЭЦ обычно строят вблизи потребителей – промышленных предприятий или жилых массивов, а работают они чаще всего 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, и для выработки 1 кВт/ч электроэнергии затрачивается всего несколько сот граммов угля. В паровом котле свыше 90% выделяемой топливом энергии передается пару, после чего кинетическая энергия его струи передается ротору турбины. 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, то есть обычно имеют несколько десятков дисков с рабочими лопатками и такое же количество – перед каждым диском, групп сопел, через которые протекает струя пара. Поступающий в турбину пар доводят до высоких параметров: температуру почти до 550 °С и давление – до 25 МПа. Коэффициент полезного действия ТЭС достигает 40%.

К началу XXI века, теплоэлектростанции – по прежнему основной вид электрических станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии составляет в России около 67%. Тепловая энергетика нашей страны располагает уникальной, потенциально эффективной структурой топлива, в которой 63% составляет природный газ, 28% - уголь и 9% - мазут. В ней заложены огромные возможности энергосбережения. И в тоже время, эффективность топливоиспользования на ТЭС недостаточна. Она значительно уступает топливной экономичности современных парогазовых установок (ПГУ). Однако из-за трудностей с финансированием, к настоящему моменту в энергосистему введен лишь парогазовый блок ПГУ-450 на Северо-Западной ТЭЦ Ленэнерго.

Реальное повышение технического уровня отечественной теплоэнергетики при эффективном использовании капиталовложений на эти цели, может быть достигнуто главным образом путем реконструкции с переводом действующих ТЭС на природный газ. Или строительством новых газовых ТЭС, как правило, с применением ПГУ. Парогазовая технология на базе современных газовых турбин позволяет на 20% снизить капиталовложения, и на столько же повысить рациональность использования топлива, получив при этом ещё и существенный природоохранный эффект.

3. Атомные электростанции (АЭС)

атомная электростанция (АЭС) – электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии АЭС является атомный реактор. Тепло, выделяемое реактором 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). При делении 1 грамма изотопов урана или плутония высвобождается 22 500 кВт/ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг условного топлива.

На АЭС наиболее часто применяют 4 вида реакторов на тепловых нейтронах: 1) водо-водяные с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя; 2) графитоводные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем; 3) тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя; 4) графитогазовые с газовым теплоносителем и графитовым замедлителем. Выбор типа реактора определяется главным образом накопленным опытом в реакторостроении а также наличием необходимого промышленного оборудования, сырьевых запасов и т. д. В России строят главным образом графитоводные канальные (РБМК) и водо-водяные (ВВЭР) реакторы. На АЭС США наибольшее распространение получили водо-водяные реакторы. Графитогазовые 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 его верхней температурной границы 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 (ВВЭР), обычно пользуются низкотемпературными паровыми циклами. Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется двухконтурной: в 1-м контуре циркулирует теплоноситель, 2-й контур – пароводяной. При реакторах с кипящим водяным (РБМК) 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.

К реактору и обслуживающим его системам относятся: непосредственно реактор с биологической защитой, теплообменники, насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоносителя; трубопроводы и арматура циркуляции контура; устройства для перезагрузки ядерного горючего; системы специальной вентиляции, аварийного расхолаживания и другие. В зависимости от конструктивного исполнения реакторы имеют отличительные особенности: в корпусных реакторах топливо и замедлитель расположены внутри корпуса, несущего полное давление теплоносителя (Волгодонская, Балаковская АЭС). В канальных реакторах топливо, охлаждаемое теплоносителем, устанавливается в специальных трубах-каналах, пронизывающих замедлитель, заключённый в тонкостенный кожух. Такие реакторы тоже широко применяются (Ленинградская, Белоярская АЭС).

Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают биологической защитой, основным материалом для которой служат бетон, вода, песок. Оборудование реакторного контура должно быть полностью герметичным. Предусматривается система контроля мест возможной утечки теплоносителя, принимают меры, чтобы появление не плотностей и разрывов контура не приводило к радиоактивным выбросам и загрязнению помещений АЭС и окружающей местности. Оборудование реакторного контура обычно устанавливают в герметичных боксах, которые отделены от остальных помещений АЭС биологической защитой и при работе реактора не обслуживаются. Радиоактивный воздух с небольшим количеством паров теплоносителя, обусловленные наличием протечек из контура, удаляют из необслуживаемых помещений АЭС системой специальной вентиляции, в которой для исключения возможности загрязнения атмосферы предусмотрены очистные фильтры и газгольдеры выдержки. За выполнением правил радиационной безопасности персоналом АЭС следит служба дозиметрического контроля.

При работе реактора концентрация делящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшается, и топливо выгорает. Поэтому со временем ТВЭЛы заменяют свежими. Ядерное горючее перезагружают с помощью механизмов и приспособлений с дистанционным управлением. Отработавшее топливо переносят в бассейн и затем (через пять лет выдержки) направляют на переработку. А при авариях в системе охлаждения реактора для исключения перегрева и нарушения герметичности оболочек ТВЭЛов предусматривают быстрое (в течение несколько секунд) глушение ядерной реакции; аварийная система расхолаживания имеет автономные источники питания. Наличие биологической защиты, систем специальной вентиляции и аварийного расхолаживания и службы дозиметрического контроля позволяет полностью обезопасить обслуживающий персонал АЭС от вредных воздействий радиоактивного облучения.

Оборудование машинного зала атомных электростанций аналогично оборудованию машинного зала ТЭС. Отличительная особенность большинства АЭС – использование пара сравнительно низких параметров, насыщенного или слабо перегретого. При этом для исключения эрозионного повреждения лопаток последних ступеней турбины частицами влаги, содержащейся в пару, в турбине устанавливают сепарирующие устройства. В связи с тем, что теплоноситель и содержащиеся в нём примеси при прохождении через активную зону реактора активируются, конструктивное решение оборудования машинного зала и системы охлаждения конденсатора турбины одноконтурных АЭС должно полностью исключать возможность утечки теплоносителя. На двухконтурных АЭС с высокими параметрами пара подобные требования к оборудованию машинного зала не предъявляются.

В число специфичных требований к компоновке оборудования АЭС входят: минимально возможная протяжённость коммуникаций, связанных с радиоактивными средами, повышенная жёсткость фундаментов и несущих конструкций реактора, надёжная организация вентиляции помещений.

Экономичность АЭС определяется её основным техническим показателями: единичная мощность реактора, энергонапряжённость активной зоны, глубина выгорания ядерного горючего, коэффициента использования установленной мощности АЭС за год. С ростом мощности АЭС удельные капиталовложения в строительство снижаются более резко, чем это имеет место для ТЭС. К тому же, сам коэффициент использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС. В этом главная причина стремления к сооружению крупных АЭС с большой единичной мощностью блоков. Для экономики АЭС характерно, что доля топливной составляющей в себестоимости вырабатываемой электроэнергии всего 30-40% (на ТЭС 60-70%). Поэтому крупные АЭС наиболее распространены в промышленно развитых районах с ограниченными запасами обычного топлива, а АЭС небольшой мощности – в труднодоступных или отдалённых районах, например АЭС в пос. Билибино (Якутия) с электрической мощностью типового блока 12 Мвт.

Первая в мире АЭС опытно-промышленного назначения мощностью 5 мВт была пущена в СССР 27 июня 1954 года в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась лишь в военных целях, а к 1958 году была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 мВт (полная проектная мощность 600 мВт). В том же году развернулось строительство Белоярской АЭС, и 26 апреля 1964 года генератор 1-й очереди (блок мощностью 100 мВт) выдал ток в Свердловскую энергосистему. В дальнейшем энергоблоки АЭС вводились в строй систематически, но Чернобыльская катастрофа вызвала сокращение программы атомного строительства. Так, с 1986 г. в эксплуатацию были введены только четыре энергоблока.

В настоящее время ситуация меняется. Сейчас в России действуют десять АЭС. Еще тринадцать АЭС и ACT (атомных станций теплоснабжения) находятся в стадии проектирования, строительства или временно законсервированы. Также Правительством РФ было принято специальное постановление, фактически утвердившее программу строительства новых АЭС до 2010 г. Первоначальный ее этап – модернизация действующих энергоблоков и ввод в эксплуатацию новых, которые должны заменить выбывающие к концу десятилетия блоки Билибинской, Нововоронежской и Кольской АЭС. Были пересмотрены принципы размещения АЭС с учетом потребности района в электроэнергии, природных условий (в частности, достаточное количество воды), плотности населения, возможности обеспечения защиты людей от недопустимого радиационного воздействия при тех или иных аварийных ситуациях. При этом принимается во внимание вероятность возникновения на предполагаемой площади землетрясений, наводнений, наличие близких грунтовых вод. АЭС должны размешаться не ближе 25 км от городов с численностью более 100 тыс. жителей, для ACT – не ближе 5 км; ограничивается суммарная мощность электростанций: АЭС – 8 млн. кВт, ACT – 2 млн. кВт.

Новым в атомной энергетике является создание АТЭЦ и ATС. На АТЭЦ, как и на обычной ТЭЦ, производится и электрическая, и тепловая энергия, а на ATС – только тепловая. Намечалось построить Воронежскую и Горьковскую ATС. АТЭЦ действует в поселке Билибино на Чукотке.

По сравнению с тепловыми и гидроэлектростанциями АЭС обладают рядом преимуществ:

■ АЭС можно строить в любом районе, независимо от его энергетических ресурсов.

■ Атомное топливо отличается большим содержанием энергии (в 1 кг основного ядерного топлива – урана, содержится энергии столько же, сколько в 2500 т угля).

■ В условиях безаварийной работы (в отличие от ТЭС), АЭС не дают выбросов в атмосферу и не поглощают кислород.

Но работа АЭС имеет и негативные последствия:

■ Существуют трудности в захоронении радиоактивных отходов. Для их вывоза со станций сооружаются контейнеры с мощной защитой и системой охлаждения. Захоронение производится в земле на больших глубинах в геологически стабильных пластах.

■ Катастрофические последствия аварий на наших АЭС как следствие несовершенной системы защиты.

■ Тепловое загрязнение водоемов, используемых АЭС.

Таким образом, функционирование АЭС, как объектов повышенной опасности, требует участия государственных органов власти в формировании направлений развития и выделении средств, необходимых для повышения их надёжности.

4. Альтернативные источники энергии

За последние годы в России возрос интерес к использованию альтернативных источников энергии – солнца, ветра, внутреннего тепла Земли или морских приливов. Уже построены опытные электростанции на нетрадиционных источниках. Так, на энергии приливов на Кольском полуострове работают Кисло-губская и Мезенская электростанции.

Термальные горячие воды используются для горячего водоснабжения жилых объектов и в теплично-парниковых хозяйствах. На Камчатке, у реки Паужетка построена геотермальная электростанция. Ее мощность 5 мВт. Крупными объектами геотермального теплоснабжения являются теплично-парниковые комбинаты – Паратунский на Камчатке и Тернапрский в Дагестане. В перспективе масштабы использования термальных вод будут неуклонно возрастать.

Ветровые энергоустановки имеются в жилых поселках Крайнего Севера, используются для защиты от коррозии магистральных газо- и нефтепроводов, на морских промыслах. Разработана программа, согласно которой в начале третьего тысячелетия планируется построить ветровые электростанции – Калмыцкую, Тувинскую, Магаданскую, Приморскую и геотермальные электростанции – Верхне-Мугимовскую, Океанскую. На юге России, в Кисловодске, предполагается сооружение первой в стране опытно-экспериментальной электростанции, работающей на солнечной энергии. Ведутся работы по вовлечению в хозяйственный оборот такого источника энергии, как биомасса.

Заключение

Безусловно, нетрадиционные возобновляемые энергоресурсы (биомасса, солнечная, ветровая, геотермальная энергия и т.д.) потенциально способны с избытком обеспечить внутренний спрос страны. Однако экономически оправданное применение технологий использования возобновляемых источников энергии ещё долго будет составлять единицы процентов от общего расхода энергоресурсов. Так, по данным экспертов, ввод в эксплуатацию указанных электростанций позволит к 2010 году довести долю нетрадиционной и малой энергетики в энергобалансе России лишь до 2%.

Сейчас же, располагая 2,8% населения и 12,8% территории мира, Россия имеет 12-13% прогнозных ресурсов и около 12% разведанных запасов нефти, 42% ресурсов и 34% запасов природного газа, около 20% разведанных запасов каменного и 32% запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти 17% от прогнозных извлекаемых ресурсов и порядка 5% по газу. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и газу в несколько десятков лет, а по углю – значительно выше. Следовательно, по мнению ученых, в основе энергетики ближайшего будущего по-прежнему останется теплоэнергетика на невозобновляемых ресурсах. Но структура ее изменится. Должно сократиться использование нефти, зато существенно возрастет производство электроэнергии на атомных электростанциях. Начнется использование пока еще не тронутых гигантских запасов дешевых углей, например, в Кузнецком, Канско-Ачинском и Экибаcтузском бассейнах. Широко будет применяться природный газ, запасы которого в стране очень большие. Кстати, сейчас у нас на Карачаганаке уже строится газотурбинная электростанция мощностью 240мВт (6 блоков по 40 мВт каждый).

К сожалению, запасы нефти, газа, угля отнюдь не бесконечны. Природе, чтобы их создать, потребовались миллионы лет, израсходованы же они будут за какие-то сотни. 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, а многие нефтедобывающие страны живут сегодняшним днем. Они нещадно расходуют подаренные им природой нефтяные запасы. Сейчас многие из этих государств, особенно в районе Персидского залива, буквально купаются в золоте, не задумываясь, что через несколько десятков лет их естественные кладовые иссякнут. Что же произойдет тогда, а это рано или поздно случится, – когда месторождения нефти и газа будут исчерпаны? Происшедшее повышение цен на нефть, необходимую не только энергетике, но и транспорту, и химии, заставило начать серьёзный поиск других видов топлива, пригодных для широкого использования. Особенно остро проблема встала в тех странах, где нет собственных запасов нефти и газа, и которым приходится их покупать.

В перспективе, России тоже придётся отказаться от возведения новых крупных тепловых и гидравлических станций, требующих огромных инвестиций и создающих экологическую напряженность. Предполагается лишь строительство ТЭЦ малой и средней мощности и малых АЭС в удаленных северных и восточных регионах. На Дальнем Востоке предусматривается развитие гидроэнергетики за счет постройки каскада средних и малых ГЭС. Новые мощные конденсационные ГРЭС будут строиться на углях Канско-Ачинского бассейна. До 2010 года планируется осуществить техническое перевооружение и реконструкцию тепловых электростанций, работающих на угле, и перевести их на использование чистых угольных технологий, а также реконструировать электростанции, работающие на газе, оснастив их парогазовыми установками. К 2010 году предполагается ввести в эксплуатацию дополнительные мощности ТЭС за счет комбинированных парогазовых установок с общим объемом около 8 млн кВт. Ведь и дальше примерно 70% всей электроэнергии в России будет производиться на теплоэлектростанциях, в основном – комбинированного типа.

В середине 1990-х годов был принят Федеральный закон «Об энергосбережении», основной целью которого является стимулирование применения более эффективных технологий, которые в будущем приведут к значительной экономии энергоресурсов. Поэтому появилась задача на использование геотермальной энергии. Районами, наиболее перспективными для широкого применения термальных вод, являются Западная и Восточная Сибирь, а также Камчатка, Чукотка, Сахалин.

В целом же, по России лишь примерно 10% промышленных предприятий инвестируют капитал в энергосберегающие проекты, хотя уже в ближайшей перспективе необходимо уделять значительное внимание повышению эффективности использования электроэнергии. Ведь по расчетам специалистов, благодаря внедрению эффективных энергосберегающих технологий, в стране может быть достигнуто годовое сокращение потребления электроэнергии к 2010 г. на 112 млрд кВт/ч. Следовательно, необходим рост инвестиций не в производство электроэнергии, а в энергосберегающие технологии и в использование новых или альтернативных её источников. В свою очередь, это даст возможность обеспечить экономию энергоресурсов, особенно минерального топлива, и будет способствовать уменьшению негативного воздействия на окружающую среду.

Таким образом, даже с учётом результатов прогнозов по истощению к середине-концу следующего столетия запасов нефти, природного газа и других традиционных энергоресурсов; сокращению потребления угля (которого по расчетам должно хватить на 300 лет); расширению употребления ядерного топлива, которого при условии интенсивного развития реакторов-размножителей хватит менее, чем на 1000 лет; невзирая на всё возрастающие вредные выбросы в атмосферу, можно сделать вывод: на данном этапе развития науки и техники тепловые, атомные и гидроэлектрические предприятия будут еще долгое время преобладать над остальными источниками электроэнергии.

Список использованной литературы

1. Источники энергии. Факты, проблемы, решения. – М.: Наука и техника, 1997 – 110 с.

2. Морозова Т. Г. Экономическая география России, 2-е издание. – М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003 – 471 с.

3. Родионова И. А. Экономическая география и региональная экономика. – М.: Московский лицей, 2001 – 288 с.

4. Авторский коллектив под руководством Яновского А.Б. Энергетическая стратегия России до 2020 года. – М.: 2001 – 115 с.