2. Основные типы электростанций.

Тепловая энергетика РФ.

В 2003 г. в России было произведено 915 мпрд кВт-ч электроэнергии, на тепловых электростанциях вырабо­тано 68% этого объема (в том числе 42% при сжигании газа, 17% — угля, 8% — мазута), на гидравлических — 18%, на атомных — 1 5%.

Тепловая энергетика производит свыше ²/3 электро­энергии страны. Среди тепловых электростанций (ТЭС) различают конденсационные электростанции (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Первые производят только электроэнергию (отработанный в турбинах пар кон­денсируется обратно в воду и снова поступает в систе­му), вторые — электроэнергию и тепло (нагретая вода идет к потребителям в жилые дома и на предприятия).ТЭЦ располагаются вблизи крупных городов или в са­мих городах, так как дальность передачи горячей воды не превышает 15—20 км (потом вода остывает). Напри­мер, в Москве и под Москвой существует целая сеть ТЭЦ, некоторые из них имеют мощность более 1 тыс. МВт, то есть больше многих конденсационных ТЭС Таковы, например, ТЭЦ-22 у Московского нефтеперерабаты­вающего завода в Капотне, ТЭЦ-26 на юге Москвы (в Бирюлево), ТЭЦ-25 в Очаково (юго-запад), ТЭЦ-23 в Гольяново (северо-восток), ТЭЦ-21 в Коровино (на се­вере).

Тепловые энергетические установки в отличие от гид­роэлектростанций размещаются относительно свободно и способны вырабатыеать электричество без сезонных колебаний, связанных с изменением стока. Их стро­ительство ведется быстрее и связано с меньшими затра­тами труда и материальных средств. Но электроэнер­гия, полученная на ТЭС, относительно дорогостоящая Конкурировать с ГЭС и АЭС могут лишь энергоустанов­ки, использующие газ. Себестоимость электроэнергии, выработанной на угольных и мазутных ТЭС выше в 2-3 раза (смотри Таблицу №2)..

Средняя себестоимость производства электроэнергии, коп. за кВт-ч, ноябрь 2004 г. (Таблица №2)

АЭС (в Европейской части)	19,2
ТЭС (в Европейской части)	36,6
ТЭС, работающие на газе	23,6
ТЭС, работающие на мазуте	72,7
ТЭС, работающие на угле	44,5

По данным РАО «ЕЭС»

По характеру обслуживания потребителей тепловые электростанции могут быть районными (ГРЭС), которые имеют большую мощность и обслуживают большую тер­риторию (смори Таблицу №3) , часто 2—3 субъекта федерации, и централь­ными (располагаются вблизи потребителя). Первые в большей степени ориентированы на сырьевой фактор размещения, вторые — на потребительский.

ТЭС, использующие уголь, располагаются на террито­рии угольных бассейнов и близ них в условиях, при кото-

Крупнейшие тепловые электростанции России (Таблица №3)

	Название	Размещение	Установ­ленная мощность, МВт		Основ­ное топли­во	Энерго­система
1	Сургутская ГРЭС-2	г. Сургут, Ханты-Мансийский а. о.	4800		Газ	оэс Урала
2	Рефтинская ГРЭС	г. Асбест, Свердловская обл.	3800	Уголь		ОЭС Урала
Продолжение таблицы №3
3	Костромская ГРЭС	г. Волгореченск, Костромская обл.	3600	Газ		оэс Центра
4	Сургутская ГРЭС-1	г. Сургут, Ханты-Мансийский а. о.	3280	Газ		ОЭС Урала
5	Рязанская ГРЭС	г. Новомичуринск, Рязанская обл.	2640	Газ		ОЭС Центра
6	Ириклинская ГРЭС	пос. Энергетик, Оренбургская обл.	2430	Газ		ОЭС Урала
7	Заинская ГРЭС	г. Заинек, Респ. Татария	2400	Газ		ОЭС Средней Волги
8	Конаковская ГРЭС	г. Конаково, Тверская обл.	2400	Газ		ОЭС Центра
9	Пермская ГРЭС	г. Добрянка, Пермская обл.	2400	Газ		ОЭС Урала
10	Ставропольская ГРЭС	пос. Солнечнодольск, Ставропольский край	2400	Газ		ОЭС Северного Кавказа
11	Новочеркасская ГРЭС	г. Новочеркасск, Ростовская обл.	2112	Уголь		ОЭС Северного Кавказа
12	Киришская ГРЭС	г. Кириши, Ленинградская обл.	2100	Мазут		ОЭС Северо-Запада

рых затраты на транспортировку топлива относительно невелики. Примером может служить вторая по мощно­сти в стране Рефтинская ГРЭС под Екатеринбургом, ра­ботающая на кузнецком угле. Много подобных устано­вок в пределах Кузбасса (Беловская и Томь-Усинская ГРЭС, Западно-Сибирская и Ново-Кемеровская ТЭЦ), электростанции Канско-Ачинского бассейна (Березов­ская ГРЭС-1 и Назаровская ГРЭС), Донбасса (Новочер­касская ГРЭС). Единичные ТЭС расположены у неболь­ших угольных залежей: Нерюнгринская ГРЭС в Южно-Якутском бассейне, Троицкая и Южно-Уральская ГРЭС близ угольных бассейнов Челябинской обл., Гусиноозер-ская ГРЭС у одноименного месторождения на юге Бу­рятии.

ТЭС, работающие на мазуте, ориентированы на цент­ры нефтепереработки. Типичный пример — Киришская ГРЭС при Киришском НПЗ, обслуживающая Ленинград­скую обл. и Санкт-Петербург. Сюда же можно отнести Волжскую ТЭЦ-1 под Волгоградом, Ново-Салаватскую и Стерлитамакскую ТЭЦ в Башкирии.

Газовые ТЭС размещаются как в местах добычи этого сырья (крупнейшие в России Сургутские ГРЭС 1 и 2, Нижневартовская ГРЭС, Заинская ГРЭС в Татарии), так и за многие тысячи километров от нефтегазовых бас­сейнов. В этом случае топливо поступает на электро­станции по трубопроводам. Газ как топливное сырье для ТЭС дешевле и экологичнее мазута и угля, его транс­портировка не так сложна, технологичес­ки его использовать выгоднее. Работающие на газе электростанции преобладают в Цен­тральной России, на Северном Кавказе, в Поволжье и Приуралье.

Крупнейшее в России средоточие ТЭС — Подмосковье. Здесь имеются два кольца крупных теплоэнергетических установок: внешнее, представленное ГРЭС (Шатур­ская и Каширская, построенные по плану ГОЭЛРО, а также Конаковская), и внутрен­нее — московские ТЭЦ. Если рассматривать Москву как единый энергетический узел, то ему не будет равных по величине в на­шей стране. Суммарная мощность этих энергоустановок чуть меньше 1 0 тыс. МВт, что превосходит установленную мощность Сургутских ГРЭС.

Ныне основная часть подмосковных ТЭЦ работает на газе, хотя некоторые из них строились под иное топливо: уголь (Каши­ра) или торф (Шатура). Руководство Ша­турской ГРЭС уже в ближайшее время на­мерено снова вернуться к лежащему бук­вально у ног мещерскому торфу как ос­новному энергоносителю, резервными ис­точниками останется газ и станет кузнец­кий уголь (сжигать подмосковный уголь на Шатурской ГРЭС стало нерентабельно).

Гидроэнергетика РФ.

Гидроэнергетика использует возобновимые источники энергии, что позволяет экономить минеральное топливо. На гидроэлектростанциях (ГЭС) энергия текущей воды преобразуется в электрическую энергию. Основная часть ГЭС — плотина, создающая разницу уровней воды и обеспечивающая ее падение на лопасти генерирующих электрический ток турбин. К преимуществам ГЭС следу­ет отнести высокий кпд — 92—94% (для сравнения у АЭС и ТЭС — около 33%), экономичность, простоту управле­ния. Гидроэлектростанцию обслуживает сравнительно немногочисленный персонал: на 1 МВт мощности здесь занято 0,25 чел. (на ТЭС - 1,26 чел., на АЭС - 1,05 чел.). ГЭС наиболее маневренны при изменении нагрузки вы­работки электроэнергии, поэтому этот тип энергоуста­новок имеет важнейшее значение для пиковых режи­мов работы энергосистем, когда возникает необходи­мость в резервных объемах электроэнергии. ГЭС имеют большие сроки строительства — 15—20 лет (АЭС и ТЭС — 3—4 года) и требуют на этом этапе больших капита­ловложений, но все минусы компенсируются длительны­ми сроками эксплуатации (до 1 00 лет и больше) при относительной дешевизне поддерживающего обслужи­вания и низкой себестоимости выработанной электро­энергии. Любая ГЭС — комплексное гидротехническое сооружение: она не только вырабатывает электроэнер­гию, но и регулирует сток реки, плотина используется для транспортных связей между берегами. В нашей стра­не при крупных ГЭС часто создавались значительные промышленные центры, использовавшие мощности стро­ительной индустрии, высвободившиеся после сооруже» ния плотины, и ориентированные на дешевую электро­энергию гидроустановок. Таковы Тольятти при Волжской ГЭС им. Ленина, Набережные Челны при Нижнекамской ГЭС, Братск при Братской ГЭС, Балаково при Саратов­ской ГЭС, Новочебоксарск при Чебоксарской ГЭС, Чай­ковский при Боткинской ГЭС, Волжский при Волжской ГЭС им. XXII съезда КПСС. Похожим образом созда­вался промышленный центр Саяногорск в Хакасии в от­носительном удалении от Саяно-Шушенской ГЭС.

Бесспорные преимущества ГЭС несколько приумень­шает относительная «капризность» этого типа электро­станций: для их размещения необходим выгодный створ в речной долине, относительно большое падение воды,сравнительно равномерный сток по сезонам года, со­здание водохранилища и затопление прирусловых тер­риторий, которые прежде использовались в хозяйствен­ной деятельности и для расселения людей. Более полно гидроэнергетические ресурсы используют серии ГЭС на одной реке — каскады. Наиболее мощные каскады ГЭС в России построены на Енисее, Ангаре, Волге, Каме. По числу отдельных ГЭС на протяжении небольшого участ­ка русла в России нет равных каскадам Кольского по­луострова: Нивскому (6 ГЭС общей установленной мощ­ностью 578 МВт), Пазскому (5 ГЭС, 1 88 МВт), Сереб-рянскому (4 ГЭС, 512 МВт).

Россия располагает большим гидроэнергетическим потенциалом (9% от мировых запасов), что определяет широкие возможности развития гидроэнергетики. По обеспеченности гидроэнергетическими ресурсами Рос­сия занимает второе место в мире после Китая. Преоб­ладающая часть гидроэнергопотенциала сосредоточе­на в восточных районах страны, в бассейнах Енисея, Лены, Оби, Амура. Однако наиболее освоен энергети­ческий потенциал рек Европейской части, коэффициент его использования ныне составляет 47%. Освоенность гидроэнергопотенциала Сибири существенно ниже — 22%, на Дальнем Востоке этот показатель не превыша­ет 4%.

В России имеется 13 ГЭС (смотри таблицу №4) установленной мощности более 1 тыс. МВт каждая, их суммарная мощность рав­на 25,6 тыс. МВт, что составляет 57% от совокупной установленной мощности всех гидравлических генери­рующих установок в нашей стране. 9 ГЭС имеют уста­новленную мощность от 500 МВт до 1 тыс. Пять круп­нейших гидроэлектростанций России располагаются на Волге, 3 — на Каме, 3 — на Ангаре (еще одна строится), 2 — на Енисее, по одной —. на Оби, Зее, Бурее, Колыме, Сулаке, Курейке, Хантайке (две последние — притоки Енисея). Крупных ГЭС нет на таких значительных рос­сийских реках, как Северная Двина, Печора, Дон, Ир­тыш, Лена, Амур. Крупнейшая ГЭС России — Саяно-Шу-шенская с установленной мощностью 6400 МВт — ше­стая по величине ГЭС мира. Вторая в России — Красно­ярская ГЭС (6000 МВт) в мире занимает седьмое мес­то. Напомним, что самой мощной гидроэлектростанци­ей в мире ныне является Итайпу на границе Бразилии иПарагвая (12,6 тыс. МВт). За ней следуют Гранд-Кули (США, 1 0,8 тыс. МВт), Гури (Венесуэла, ! 0,3 тыс. МВт), Тукуруи (Бразилия, 8 тыс. МВт), Санься (Китай, 7,7 тыс. МВт)*.

Крупнейшие гидроэлектростанции России (таблица №4)

Ранг	Название	Размещение	Установленная мощность, МВт	Река	Год ввода в эксплуатацию	Энергосистема
1	Саяно-Шушенская ГЭС	пос. Черёмушки, Респ. Хакасия	6 400	Енисей	1978	ОЭС Сибири
2	Красноярская ГЭС	г. Дивногорск, Красноярский край	6 000	Енисей	1971	ОЭС Сибири
3	Братская ГЭС	г. Братск, Иркутская обл.	4 500	Ангара	1967	ОЭС Сибири
4	Усть-Илимская ГЭС	г. Усть-Илимск, Иркутская обл.	3 840	Ангара	1980	ОЭС Сибири
5	Волжская ГЭС им. XXII съезда КПСС	г. Волгоград, Волгоградская обл.	2 541	Волга	1962	ОЭС Центра
6	Волжская ГЭС им. В.И. Ленина	г. Тольятти, Самарская обл.	2 300	Волга	1957	ОЭС Средней Волги
7	Чебоксарская ГЭС	г. Новочебоксарск, Респ. Чувашия	Т 370	Волга	1980	ОЭС Средней Волги
8	Саратовская ГЭС	г. Балаково, Саратовская обл.	1 360	Волга	1970	ОЭС Средней Волги
9	Зейская ГЭС	г. Зея, Амурская обл.	1 330	Зея	1980	ОЭС Востока
10	Нижнекамская ГЭС	г. Набережные Челны, Респ. Татария	1 205	Кама	1979	ОЭС Средней Волги
11	Загорская ГАЭС	пос. Богородское, Московская обл.	1 200	Кунья	1987	ОЭС Центра
12	Боткинская ГЭС	г. Чайковский, Пермская обл.	1 020	Кама	1963	ОЭС Урала
13	Чиркеская ГЭС	пос. Дубки, Респ. Дагестан	1 000	Сулак	1976	ОЭС Северного Кавказа

При возрастающей неравномерности суточного по­требления электроэнергии все большую роль начинают играть самые маневренные источники электроэнергии -гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Работа ГАЭС основана на цикличном перемещении одного и того же объема воды между двумя бассейнами, распо­ложенными на разных высотных уровнях. При пиковых нагрузках (разгар рабочего дня или вечер) вода прохо­дит из верхнего бассейна в нижний через турбины, при этом генерируется электроэнергия, тут же поступающая в энергосистему. В периоды падения нагрузок (ночь) станция, наоборот, потребляет электроэнергию (выра­батываемую в это время другими типами электростан­ций) для того, чтобы с помощью насосов переместить объем воды из нижнего бассейна в верхний. Тем самым происходит аккумуляция энергоресурсов для следую­щего пикового этапа. ГАЭС особенно эффективны при крупных потребителях электроэнергии, поэтому их час-то размещают у больших городов. Крупнейшая ГАЭС России — Загорская (1 200 МВт) в Сергиево-Посадском районе Московской обл.

На равнинах действуют плотинные ГЭС с относитель­но небольшим напором, но со значительным расходом воды и протяженными водохранилищами. В горных рай­онах строятся высоконапорные русловые и дериваци­онные ГЭС. Первые из них с лихвой компенсируют не­достаточность расхода воды большим ее падением, что позволяет существенно увеличить мощность установки. Турбины деривационных АЭС установлены не в русле, а в специальных деривационных каналах или трубах, построенных для создания большего уклона реки. К де­ривационным относится Ирганайская ГЭС в Дагестане. Два ее агрегата мощностью по 200 МВт в 1 998—2001 гг. размещены в тоннелях из монолитного железобетона протяженностью 5,2 км и диаметром 8,5 м каждый. На Ирганайской ГЭС в ближайшем будущем планируется ввод в строй еще двух агрегатов, в результате мощность станции должна увеличиться вдвое.

Перспективы развития российской электроэнергетики также включают доведение до проектной мощности в 2 тыс. МВт Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке и до­стройку Богучанской ГЭС (3 тыс. МВт) на Ангаре. Оба этих амбициозных проекта реализуются при активном участии энергетического монополиста России РАО «ЕЭС». Будущее развитие гидроэнергетики в нашей стра­не специалисты связывают со строительством мини-ГЭС малой мощности — с незначительной зоной затопления и отказом от гигантских плотин на крупных реках.

Атомная энергетика РФ.

Российская атомная энергетика возникла 27 июня 1957 г., когда была пущена Обнинская атомная электростанция (АЭС), первая в стране и в мире, мощностью всего лишь 5 МВт (закрыта в апреле 2002 г.).

На атомных электростанциях используется в высшей сте­пени концентрированное и транспортабельное топливо — урановые тепловыделяющие элементы. При расходе 1 кг урана выделяется теплота, эквивалентная сжиганию 2,5 тыс. т угля лучших марок. Эта характерная особенность исключа­ет зависимость АЭС от топливного фактора и обеспечивает наибольшую маневренность размещения. Атомные электро­станции ориентированы на потребителей, расположенных в районах с напряженным топливно-энергетическим балан­сом или там, где выявленные ресурсы минерального топли­ва и гидроэнергии ограничены.

В России в настоящее время эксплуатируются ядерные реакторы четырех типов. Наиболее распространены реак­торы ВВЭР (водо-водяной энергетический реактор). Тепло­вая схема каждого энергоблока, оснащенного этими реак­торами, двухконтурная. Первый контур — радиоактивный. Теплоносителем и одновременно замедлителем нейтронов здесь служит обыкновенная вода с содержанием бора. Вода первого контура прокачивается главными циркуляционны­ми насосами через активную зону реактора и нагревается. Давление воды в корпусе реактора очень большое — свы­ше 150 атмосфер, поэтому она не кипит. Температура воды на входе в реактор равна 289 "С, а на выходе из реакто­ра 320 °С. Реактор представляет собой вертикальный ци­линдрический сосуд из высокопрочной теплоустойчивой хро­мо-молибденовой стали с нержавеющей наплавкой. Внутри реактора идет управляемая цепная реакция. Активная зона, где она происходит, собрана из шестигранных тепловыделя­ющих сборок (ТВС), содержащих тепловыделяющие элементы (ТВЭЛ) стержневого типа с сердечником из диоксида урана в виде таблеток в оболочке из циркониевого сплава. Вода первого контура поступает в реактор через нижние патруб­ки, проходит снизу вверх через активную зону, нагревается за счет тепла ядерной реакции и, охлаждая тепловыделяю­щие элементы, выходит из реактора через верхний ряд пат­рубков. Реактор установлен в бетонной шахте, обеспечива­ющей надежное крепление реактора и его защиту.

Второй контур — нерадиоактивный. Он состоит из испа­рительной и водопитательной установок и турбоагрегатаэлектрической мощностью от 440 до 1 000 МВт с системой регенерации воды. Теплоноситель первого контура охлаж­дается в парогенераторах и отдает тепло воде второго контура. Насыщенный пар, производимый в парогенерато­ре, под давлением в 6 атмосфер подается ь сборный паро­провод и направляется к турбоустановке, приводящей во вращение электрогенератор. В России действуют 1 5 энер­гоблоков с реакторами ВВЭР, последним из них в декабре 2004 г. был пущен третий энергоблок Калининской АЭС.

Менее популярны реакторы РБМК (реактор большой мощности канальный), они сомые мощные, но и наиболее уязвимые с точки зрения безопасности. Для замедления цепной реакции в реакторах РБМК применяются графи­товые стержни, время от времени опускающиеся в актив­ную зону. Работы над данным типо^ реакторов были на­чаты в 1963 г., первый такой энергоблок пущен в 1973 г. на Ленинградской АЭС. Авария на четвертом энергоблоке Чернобыльской АЭС, произошедшая 26 апреля 1986 г., заставила пересмотреть требования к безопасности реак­торов РБМК. Сегодня на АЭС России действует 1 1 энер­гоблоков такого типа. Реакторами особого типа оборудо­ваны Белоярская АЭС и Билибинская АТЭЦ (атомная теп­лоэлектроцентраль, поставляющая городу Билибино не только электроэнергию, но и тепло). В реакторах Белояр-ской АЭС типа БН (на быстрых нейтронах) происходит ядерный перегрев турбинного пара. Этот тип реактора наиболее экономичен, так как допускает регенерацию и вторичное использование ядерного топлива. На маломощ­ных реакторах АТЭЦ реализована схема естественной цир­куляции первичного теплоносителя (воды) через каналы реактора.

Конструкция любого реактора предусматривает надеж­ную систему обеспечения безопасности: автоматическую ос­тановку при нарушениях в работе основного оборудова­ния; построение систем безопасности на трех уровнях, каж­дый из которых функционирует автономно, независимо от двух других; наличие герметичной оболочки, в которой рас­положено всё реакторное оборудование. Реакторная ус­тановка имеет способность к саморегуляции: при повыше­нии температуры активной зоны автоматически снижается интенсивность цепной реакции.

В России действуют 10 АЭС, расположенных в 10 субъек­тах федерации, 8 из которых (включая Чукотский а. о.) -пограничне. Большинство АЭС размещены в городах, возникших при строительстве самих этих электростанций. Для АЭС требуются источники воды (необходима для циркуляции в генерирующих турбинах, в реакторах ВВЭР- в качестве замедления реакций), поэтому электростанции расположены при природных или искусственных водотоках и водоемах.

Обладая многими достоинствами (дешевизна энергии, сравнительно небольшие затраты на строительство и универсальность размещения ), АЭС таят в себе большой разрушительный потенциал: крупная авария на АЭС способна вывести из хозяйственного использования тысячи квадратных километров территории, нанести непоправимый вред здоровью многим людям. В то же время при правильном использовании и рациональном решении всех проблем утилизации отработанного ядерного топлива- АЭС наносят существенно меньший вред окружающей среде, нежели ТЭС и даже ГЭС. По сравнению с тепловыми электростанциями АЭС требуют в тысячи раз меньше воздуха для разбавления выбросов до приемлемых концентраций, не выделяют серу, свинец и другие вредные вещества. Работа АЭС приводит к усилению парникового эффекта — следствия массового использования органического топлива (угля, нефти, газа).После периода застоя в развитии атомной энергетики, свя­занного сначала с чернобыльской катастрофой и мощной протестной волной общественных экологических движений, а затем с распадом Советского Союза и нехваткой средств, отрасль постепенно возрождается и начинает приобретать перспективы. В ближайшие годы планируется ввод в эксплуа­тацию новых энергоблоков на Курской, Балаковской, Волго­донской и Белоярской АЭС. Реанимированы проекты строи­тельства Татарской, Башкирской и Южно-Уральской АЭС. На базе Сибирского химического комбината в закрытом горо­де Северск Томской обл., уже имеющем ядерные реакторы, в 2012 г. предполагается начать строительство Сибирской АЭС с двумя реакторами ВВЭР-1000. Сроки эксплуатации самых старых из действующих энергоблоков, истекающие в 2000-х годах, после обследования их специалистами были продлены еще на 1 5 лет (до 201 6—201 7 гг. для третьего и четвертого энергоблоков Нововоронежской АЭС, до 2019— 2020 гг. для блоков Билибинской АТЭЦ и др.). В результате установленная мощность АЭС России в ближайшее время будет увеличиваться (до 3 1 тыс. МВт в 201 2 г.).

Нетрадиционные источники энергии.

В общую типологию электростанций включаются электростанции, работающие на так называемых нетрадиционных источниках энергии. К ним относят:

1)энергию приливов и отливов ; 2)энергию малых рек ;

3)энергию ветра и Солнца ; 4)геотермию ; 5)энергию

горючих отходов и выбросов ; 6) энергию вторичных или

сбросовых источников тепла и другие .

Значимость нетрадиционных источников энергии, несмотря на то, что такие виды электростанций занимают

всего 0,07 % в производстве электроэнергии в России, будет

возрастать. Этому будут способствовать следующие принципы :

-более низкая стоимость электроэнергии и тепла, получаемая от нетрадиционных источников энергии, чем на всех других источниках ;

-возможность практически во всех регионах страны иметь локальные электростанции, делающие независимость от их общий энергосистемы ;

-доступность и технически реализуемая плотность, мощность для полезного использования ;

-возобновляемость нетрадиционных источников энергии ;

-экономия или замена традиционных энергоресурсов и энергоносителей ;

-замена эксплуатируемых энергоносителей для перехода к экологически более чистым видам энергии ;

-повышение надежности существующих энергосистем .

Каждый регион практически располагает каким- либо видом

этой энергии (смотри таблицу №5) и в ближайшей перспективе может внести

существенный вклад в топливно- энергетический баланс России .

Относительная значимость введения некоторых видов

нетрадиционных возобновимых источников энергии в топливном балансе России и ее регионов на 2000-2010 гг,

индекс приоритетности энергии.

В настоящее время единственным представителем типа ЭС является Паужетская ГеоГЭС (геотермальная ГЭС) на Камчатке мощностью 11 мвт . Станция эксплуатируется с 1964 года и устарела как морально, так и физически . В настоящее время в стадии разработки находится технический проект ветроэнергетической электростанции мощностью в 1 мвт , на базе ветрового генератора мощностью 16 квт . В ближайшее время планируется пустить Мутновскую ГеоГЭС мощностью 200 мвт .