ГПР включает в себя: центрально-европейскую часть России, средний и южный Урал, Юг Сибири, Юг дальнего Востока.

Дата: 2025-04-30; Просмотры: 12

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

Вопрос 17

Нефтяная промышленность располагает колоссальным природно-ресурсным потенциалом. Россия исключительно богата нефтью. Запасы одной только Западной Сибири составляют 13,8 млрд т, что сопоставимо с Ираком (13, 2 млрд т), Кувейтом (13,1 млрд т), ОАЭ (12, 6 млрд т) и Ира­ном (12,1 млрд т). До недавнего времени нефтяная промышленность Рос­сии развивалась весьма динамично. Максимум добычи приходится на 1988 г. — почти 570 млн т, что составляло 20% мирового итога. Затем в связи с общей кризисной ситуацией в стране добыча нефти стала сокра­щаться.

Основные ресурсы нефти сосредоточены в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Велики запасы Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций. Нефть найдена и в других райо­нах России: на Северном Кавказе, в Прикаспийской низменности, на о. Сахалин, в шельфовых зонах морей (рис. 5.1, см. цветную вклепку).

Континентальный шельф России — крупный резерв для развития нефтяной промышленности. Его площадь составляет 6 млн км². По про­гнозам, примерно 70% территории шельфа перспективны для поисков нефти и газа.

Более всего изучены и освоены ресурсы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Здесь находятся крупные месторождения: Ромашкинское — в Татарии, Шкаповское и Туймазинское — в Башкирии, Мухановское — в Самарской обл., Яринское — в Пермской обл. и др.

Начиная с 1960 г. широко вовлечены в разработку ресурсы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Оконтурены Шаимский, Сургутский и Нижневартовский нефтяные районы, где находятся такие крупные месторождения, как Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегион-ское, Юганское, Холмогорское, Варьегонское и др.

Открытие многочисленных новых источников жидкого топлива, перераспределение запасов между старыми и новыми районами привели к существенным сдвигам в территориальной организации нефтяной про­мышленности. В довоенное время основной нефтяной базой России были месторождения Северного Кавказа. Затем эти функции постепенно пере­шли к Волго-Уральскому району. Теперь на первый план выдвинулась Западная Сибирь.

Большинство старых нефтяных районов вступило в поздние стадии разработки, когда добыча нефти стабилизируется или даже уменьшается.

Наблюдается «старение» и Волга-Уральского района. Его техни­ко-экономические показатели стали ниже по сравнению с прежним вре­менем, а добыча нефти (например, в Башкирии) даже сократилась.

Добыча нефти сосредоточена в трех важнейших нефтегазоносных про­винциях: Западно-Сибирской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской. Вместе они дают свыше ⁹/₁₀ всей российской нефти, в том числе на Западно-Сибирскую провинцию приходится более ^г/₃, а на Волго-Ураль-скую — около ¹/₄ суммарной добычи.

За сравнительно короткий период времени (начиная с 1960г., когда был дан старт промышленному освоению нефтяных ресурсов Западно-Сибирской равнины) произошел решительный сдвиг добычи нефти в сто­рону восточных районов. Теперь они дают 70% всей нефти, причем 69,5% приходится на Западную Сибирь (остальное на Дальний Восток). В европейской части страны основные районы нефтедобычи — Урал (около 14%) и Поволжье (более 10%). Относительно мала пока доля Севе­ра (3%).

Организационно добыча нефти сосредоточена в холдингах, среди которых только «Роснефть» — государственная собственность. Осталь­ные холдинги представляют собой АО с разным долевым участием госу­дарства.

Нефтяные холдинги включают добывающие и нефтеперерабатываю­щие компании, а также предприятия сбыта. В территориальном отноше­нии они не консолидированы. Напротив, к ним относятся производст­венные (по добыче и переработке нефти) и сбытовые структуры, находя­щиеся в разных районах страны. Так, например, крупнейший в России нефтяной холдинг «Лукойл» охватывает ряд компаний, осуществляю­щих добычу нефти в Западной Сибири, Поволжье и Калининградской обл., а переработку нефти — в Поволжье и на Урале.

Некоторые нефтяные холдинги не имеют собственной добычи нефти (НОРСИ и СИБУР) или лишены нефтепереработки (например, Восточ­но-Сибирская нефтяная компания).

Самые крупные по масштабам добычи нефтяные компании (холдин­ги): «Лукойл», «ЮКОС» и «Сургутнефтегаз», Взятые вместе они дают свыше 120 млн т или 40% всей нефти в стране. На первом месте «Лук­ойл» (находящийся среди важнейших нефтяных компаний мира), доля которого составляет около ¹/$ общего объема добычи нефти в России.

Западная Сибирь как главная нефтяная база России резко выделяется на общем фоне масштабами и эффективностью добычи. О высоком уров­не территориальной концентрации добычи свидетельствует тот факт, что 50% всей нефти здесь дают три компании — «Лукойл», «ЮКОС» и «Сур­гутнефтегаз». Уникальным по запасам и объемам добычи является Самотлорское месторождение. За четверть века эксплуатации оно дало по­чти 2 млрд т нефти.

Добыча западносибирской нефти возрастала стремительными темпа­ми, достигнув максимума в 1987 г. — 389 млн т. В настоящее время она значительно меньше, но доля Западной Сибири в общем объеме добычи по стране в целом осталась фактически на прежнем уровне.

Продолжается формирование Тимано-Печорской нефтяной базы (крупнейшее месторождение — Усинское). Здесь, в частности, представ­лена добыча тяжелой нефти (шахтным способом) — ценнейшего сырья для производства низкотемпературных масел, необходимых для работы механизмов в суровых климатических условиях.

Произошли изменения и в структуре добычи нефти по способам экс­плуатации месторождений. В 1970г. больше ¹/₂ всей нефти добывалось наиболее дешевым фонтанным способом. Теперь его доля заметно сокра­тилась. Наоборот, резко возросло значение насосного способа, с по­мощью которого добывают почти ⁹/₁₀ всей нефти. Это подтверждает то обстоятельство, что некоторые нефтеносные районы вступили в поздние стадии эксплуатации.

Характерно «продвижение» ресурсов нефти и природного газа в северном направлении. Из подготовленных к разработке нефтяных мес­торождений некоторые находятся в высоких широтах, в том числе на п-ове Ямал. Среди них самое крупное — Русское нефтегазовое месторож­дение с извлекаемыми запасами 410 млн т. Но оно содержит тяжелую и высоковязкую нефть, которую нельзя перекачивать по трубопроводам.

Намечается освоение нефтегазовых месторождений на континенталь­ном шельфе и формирование необходимой для этого производствен­но-технической базы. Начата добыча нефти в Арктике, на шельфе у о. Колгуев (Песчаноозерское месторождение).

К добыче нефти и газа в России все ширф привлекается иностранный капитал. На Ардалинском месторождении (извлекаемые запасы — око­ло 16 млн т) в Тимано-Печорском районе уаке действует российско-аме­риканское предприятие «Северное сияние». Американская компания «Амоко» будет участвовать в эксплуатации на территории Западной Сибири одного из крупнейших в мире — Приобского месторождения с извлекаемыми запасами 700 млн т.

Весьма благоприятны перспективы освоения с привлечением амерй^ канского капитала шельфа о. Сахалин. Так, консорциум «МММ» («Марафон» и «Мак-Дермотт» — США и «Мицуи» — Япония) получил право на разработку нефтегазовых Пильтун-Астохского и Лунского место­рождений. Их запасы оцениваются в 100 млн т нефти и более 400 млрд м³ природного газа.

В свою очередь, Россия через компанию «Лукойл», получившую 10%-ную долю «контракта века» (стоимостью 7 млрд долл.), который Азербайджан заключил с рядом западных стран, будет участвовать в разработке новых нефтяных месторождений на Каспийском шельфе.

Продвижение добычи нефти в восточные районы и на север европей­ской части придает особое значение проблеме расширения сети и увели­чения мощности трубопроводного транспорта. В 1998 г. протяженность магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов достигла 62 тыс. км. Их функционирование осуществляет «Траненефть», являю­щаяся фактически государственной монополией. Трубопроводы — наиболее эффективное средство транспортировки нефти (исключая морские перевозки танкерами). В 1998 г. они перека­чали почти 303 млн т нефти и нефтепродуктов, что в 2 раза превосходит их перевозки по железным дорогам. Пропускная способность нефтепро­вода диаметром 1220 мм составляет 80—90 млн т в год при скорости дви­жения потока нефти 10—12 км/ч.

В свое время формирование нефтяной базы между Волгой и Уралом намного улучшило снабжение нефтью центральных и восточных райо­нов страны. Занимая выгодное транспортно-географическое положение, Волго-Уральский район обусловил появление целой системы магист­ральных нефтепроводов, идущих как в западном, так и в восточном (до Прибайкалья) направлении. Международное значение имеет нефте­провод «Дружба» от Альметьевска через Самару — Брянск до Мозыря (Белоруссия) и далее в Польшу, Германию, Венгрию, Чехию и Слова­кию.

Формирование в Западной Сибири главной нефтяной базы страны из­менило ориентацию основных потоков нефти, Волго-Уральский район теперь «повернут* целиком на запад.

Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири. Отсюда нефтепроводы идут:

1) на запад — Усть-Валык — Курган — Альметьевск; Нижне­вартовск — Самара; Самара — Лисичанск — Кременчуг — Херсон — Одесса (Украина); Сургут — Новополоцк (Белоруссия);

2) на юг — Шаим — Тюмень; Усть-Балык — Омск; Омск — Павло­дар — Чимкент (Казахстан);

3) на восток — Александровское — Анжеро-Судженск.

Для транспортировки нефти как на запад, так и на восток использу­ются, кроме того, трубопроводы Волго-Уральского района восточного на­правления.

Среди других магистральных трубопроводов выделяются: Грозный — Армавир — Туапсе; Грозный — Армавир — Донбасс (нефтепродукты); Самара— Новороссийск; Гурьев (Казахстан)— Орск; Мангышлак (Ка­захстан) — Самара; Ухта — Ярославль; Оха — Комсомольск-на-Амуре.

По территории России (Поволжье и Северный Кавказ) будет проло­жен трубопровод для транспортировки нефти Тенгизского месторожде­ния (Казахстан) в Новороссийск. Его строительство осуществляет Кас­пийский трубопроводный консорциум (КТК) с участием Казахстана, Омана и России.

Последующая транспортировка нефти из Черного в Средиземное морс (как альтернатива маршруту танкеров через Босфор) намечена по трубо­проводу Бургас (Болгария) —• Александрополис (Греция) протяженно­стью 350 км и пропускной способностью 35—40 млн т в год. Этот трубо­провод сооружает греческо-российский консорциум «Трансбалкан-пайп-лайн».

Существует проект строительства нефтепровода Ангарск — Китай. Он будет перекачивать ежегодно 25—30 млн т нефти, поступающей из Западной Сибири до Ангарска по железной дороге. В более далекой

перспективе к трубопроводу могут присоединиться огромные нефтяные месторождения Красноярского края (Юрубчено-Тахомское) и Якутии (Верхне-Чонское).

Развитие сети нефтепроводов стимулирует дальнейшее приближение переработки нефти к местам потребления нефтепродуктов. Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники пере­работки и транспортировки нефти, территориальных соотношений меж­ду ресурсами и местами потребления жидкого топлива.

В настоящее время насчитывается 28 предприятий по переработке нефти общей мощностью 300 млн т в год и 6 специализированных нефтемаслозаводов. В 1998 г. объем первичной переработки нефти составил 164 млн т. Исторически нефтепереработка в России приобрела мазутное направление, поскольку считалось, что мазут станет основным топливом для электроэнергетики. В результате доля топочного мазута составила почти ²/а всех нефтепродуктов. Между тем в США этот уровень в 5 раз ниже. Отечественная промышленность извлекает из сырой нефти только ³/5 легких фракций, тогда как нефтепереработка США — ⁹/10.

Переработка нефти представлена предприятиями двух основных ти­пов: нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) и нефтехимическими комбинатами, или предприятиями нефтеоргсинтеза (НОС). В свою оче­редь, НПЗ различаются по мощности, технологическим схемам и другим признакам.

Технологически они представлены предприятиями, действующими по «топливной», «масляной» или комплексной (моторное топливо, сма­зочные, масла, продукты органического синтеза) схемам. Самые крупные НПЗ (например. Омский, Ярославский, Рязанский) имеют мощность по переработке 18 млн т нефти в год.

Считается, что для стабильного обеспечения страны моторным топли­вом в перспективе необходимы объемы нефтепереработки на уровне не менее 190—220 млн т в год с увеличением глубины переработки нефти до 73—75% к 2000 г. и до 82—84% к 2010 г.

В процессе развития нефтеперерабатывающая промышленность при­близилась к районам потребления нефтепродуктов. Ее предприятия воз­никли на пути следования сырой нефти по Волге (Волгоград, Саратов, Нижний Новгород, Ярославль), вдоль трасс и на концах нефтепроводов (Туапсе, Орск, Рязань, Москва, Кириши, Омск, Ачинск, Ангарск, Комсомольск-на-Амуре), а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением (Хабаровск).

Однако до сих пор значительное количество нефти перерабатывается в местах ее добычи: на территории между Волгой и Уралом (Уфа, Сала-ват, Саратов, Самара, Новокуйбышевск, Пермь), в Северном районе (Ухта), на Северном Кавказе (Грозный, Краснодар).

Стратегия территориальной организации переработки нефти направ­лена на самообеспечение регионов моторным топливом и, по возможнос­ти, другими нефтепродуктами. Признается, в частности, целесообраз­ным рассредоточение мощностей в европейской части путем строительства новых заводов вдоль магистральных нефтепроводов мощностью до 1 млн т (без химических производств) и до 3-6 млн т (с химическими производствами).

18 вопрос

Газовая промышленность — самая молодая и быстро прогрессирую­щая отрасль топливной промышленности России. Она обеспечивает по­требителей удобным и дешевым топливом, служит источником ценного и экономически выгодного сырья для производства синтетических мате­риалов и минеральных удобрений. В 1998 г. добыча естественного газа составила 591 млрд м³, в том числе природного — 564 млрд м³ и попут­ного нефтяного — 27 млрд м³ (рис. 5.2, см. цветную вклейку).

В России насчитывается 48 трлн м³, или свыше ²/а мировых разведан­ных запасов природного газа. Основная их масса сосредоточена в Запад­ной Сибири.

Потенциальные запасы природного газа в России оцениваются вели­чиной порядка 150—160 трлн м³, разведанные по категориям А + В + С± (на 1 января 1990г.) составляют 44,8 трлн м³, из них на европейскую часть приходится только 5,2 трлн м³, или 11,6%, а на восточные райо­ны — 30,6 трлн м³, или 84,4% . Запасы на шельфе внутренних морей — около 200 млрд м³, или 0,5% .

Особенно выделяется Западная Сибирь, где расположены многие крупнейшие месторождения (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье и др.). Промышленные запасы природного газа составляют здесь 14 трлн м³, или более 60% всех ресурсов страны.

Велики запасы природного газа в Северном районе (Вуктылское мес­торождение) и на Урале (Оренбургское месторождение).

Ресурсы природного газа обнаружены также в Прикаспийской впади­не на территории Нижнего Поволжья. Здесь в последнее время открыт ряд газоконденсатных и нефтяных месторождений. Наиболее значитель­ное — Астраханское газоконденсатное месторождение.

Обращает на себя внимание высокая степень территориальной кон­центрации ресурсов природного газа. Только пять месторождений — Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Оренбургское и Медвежье — со­средоточивают около ¹/г всех промышленных запасов.

В связи с такой спецификой ресурсов добыча «голубого» топлива от­личается высокой концентрацией и ориентирована на районы с наиболее крупными и выгодными по условиям эксплуатации месторождениями.

Другая особенность заключается в динамичности размещения произ­водства, что можно объяснить быстрым расширением границ распрост­ранения выявленных ресурсов природного газа, а также сравнительной легкостью и дешевизной вовлечения их в разработку. За короткий срок главные центры по добыче газа переместились из Поволжья и Северного Кавказа на Урал и в Северный район. Затем развернулось массовое вов­лечение в оборот ресурсов природного газа Западной Сибири.

Произошел заметный сдвиг газовой промышленности в восточные районы. Главной базой страны по добыче природного газа стала Запад­ная Сибирь. Она дает более ⁹/₁₀ всего газа в стране.

В европейской части формируется новая база по добыче природного газа в пределах Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. На ос­нове вовлечения в оборот Оренбургского газоконденсатного месторожде­ния сложился мощный газохимический комплекс. Развернута промыш­ленная эксплуатация месторождений Прикаспийской низменности с целью создания на этой базе крупномасштабного газохимического комп­лекса. Формируется промышленный узел по добыче и переработке газа и конденсата, а также по производству серы благодаря освоению Астра­ханского газоконденсатного месторождения.

В европейской части России относительно крупная добыча природно­го газа приходится на Урал (5% суммарной добычи в стране). Доля дру­гих районов невелика: Поволжье — 1% , Север — 0,5% и Северный Кав­каз — 0,5%.

Специфика газовой промышленности состоит в том, что природный газ, в отличие от твердого и жидкого топлива, должен сразу направлять­ся непосредственно к потребителям. Поэтому добыча, транспортировка и потребление газа представляют собой тесно связанные друг с другом звенья единого процесса.

Подача значительных объемов газа на все большие расстояния, осо­бенно в связи с освоением месторождений Западной Сибири, зависит от диаметра и качества труб, а также рабочего давления. У нас впервые в мировой практике были использованы трубы диаметром 1220 и 1420 мм, пропускная способность которых при давлении 75 атм достигает соответ­ственно 20—22 и 30—32 млрд м³ в год. В перспективе предусмотрено строительство газопроводов, диаметр труб которых составит 1620 мм, рабочее давление 120 атм, что позволит увеличить пропускную способ­ность до 66 млрд м³ в год. Для создания таких магистралей потребуются многослойные трубы, обеспечивающие прогресс транспорта природного газа.

В настоящее время в основном сложилась Единая система газоснаб­жения (ЕСГ) страны, включающая сотни разрабатываемых месторожде­ний, разветвленную сеть газопроводов, компрессорных станций, про­мысловых установок комплексной подготовки газа, подземных храни­лищ газа и других сооружений. В 1998 г. протяженность магистральных газопроводов достигла 152 тыс. км. Функционируют следующие систе­мы газоснабжения: Центральная, Поволжская, Уральская, миогониточная система Сибирь — Центр.

Расширение сети газопроводов достигнуто в основном путем освоения месторождений Западной Сибири. В дополнение к четырем магистралям Сибирь — Центр, введенным в эксплуатацию к началу 80-х годов, соору­жены еще пять мощных газопроводов диаметром 1420 мм: Уренгой — Москва, Уренгой — Грязовец, Уренгой — Елец, Уренгой — Петровск, Уренгой — Ужгород (Украина). Начато строительство шести новых мощ­ных газопроводов от Ямбургского месторождения в центральные районы европейской части и до западной границы страны.

Рост добычи природного газа в Западной Сибири способствует увели­чению его экспорта. В настоящее время функционируют газопроводы, по которым газ поступает в Венгрию, Чехию, Словакию, Польшу, Болга­рию и Румынию. Природный газ экспортируется также в Австрию, Гер­манию, Италию, Францию и Финляндию.

Действует газопровод экспортного назначения Уренгой — Помары — Ужгород. Сооружается газопровод «Прогресс» (Ямбург — Западная граница).

Промышленность потребляет свыше ⁴/₅ всего газа (главным образом для энергетических и технологических целей). Остальное количество идет на удовлетворение коммунальных нужд.

Потребление природного газа населением носит в известной мере се­зонный характер. Но транспортировка его осуществляется равномерно на протяжении года. В связи с этим большое значение приобретает со­здание подземных хранилищ газа.

Кроме природного газа Россия богата попутным нефтяным газом, тер­риториально связанным с источниками жидкого топлива. Попутный газ представляет собой ценное сырье для промышленности органического синтеза {в частности, для производства синтетического каучука). Для его переработки создана сеть газобензиновых заводов между Волгой и Уралом (Туймазы, Шкапово, Альметьевск, Отрадное), на Северном Кав­казе (Краснодар, Грозный). По сравнению с природным газом примене­ние попутного нефтяного газа ограничено в основном районами добычи.

Добыча попутного газа достигла значительной величины. Однако не­мало этого ценного и дешевого сырья пока еще пропадает: сжигается в факелах и выбрасывается в атмосферу. В перспективе степень использо­вания попутного газа должна возрасти до 90% . Созданы новые газобен­зиновые заводы в Западной Сибири {Нижневартовск, Правдинск).

Все более заметную роль играет использование газового конденсата. Кроме Оренбургского комплекса функционирует Астраханский комп­лекс по переработке высокосернистого газа.

Для некоторых районов страны одним из резервов газообразного топ­лива служит газификация угля и сланцев. Подземная газификация угля осуществляется в Кузбассе (Киселевск) и Подмосковном бассейне (Тула). В Северо-Западном районе производится газификация сланцев.

Добыча, переработка и транспорт газа (конденсата, нефти) сосредото­чены в российском АО «Газпром». В его состав входят объединения, предприятия и организации, обеспечивающие функционирование еди­ной системы газоснабжения, в том числе такие территориальные комп­лексы, как «Тюменьбургаз» и «Приполярбургаз», а также дочерние ак­ционерные общества.

РАО «Газпром» — самая крупная в мире газодобывающая структура, одна из важнейших естественных монополий России. В 1993 г. из госу­дарственного концерна она была преобразована в межгосударственное акционерное общество, учредителями которого являются Россия, Укра­ина и Белоруссия.

В составе «Газпрома» основную роль играют предприятия «Уренгой-Газпрома», «Ямбурггаздобычи» и «Надымгазпрома». На их долю прихо­дится свыше 85% общего объема добычи.

В перспективе намечено освоение новых ресурсов природного газа на п-ове Ямал, в Баренцевом море и на шельфе о. Сахалин. В частности, на Ямале должна начаться разработка Бованенковского и Харасавейского газовых, Заполярного, Ен-Яхинского и Песцовского газоконденсатных месторождений.

Запасы природного газа Ямала оцениваются в 16,6 трлн м³. Расчеты показывают, что ежегодная добыча может составить здесь около 200 млрд м³.

Газ по системе 6-ниточных трубопроводов диаметром по 1420 мм каж­дый пойдет в направлении центральных районов, а дальше — в страны ближнего и дальнего зарубежья. Предполагается, что на западноевро­пейский рынок будет поступать около 35 млрд м³ газа в год.

Не исключен вариант создания на Ямале мощного комплекса пред­приятий по сжижению газа, который будет поступать к отечественным и зарубежным потребителям при помощи танкеров-метановозов,

В европейской части большинство производственных объектов по до­быче газа вышли на завершающие стадии разработки месторождений. Однако и здесь имеются еще значительные резервы.

Особый интерес представляет Штокмановское месторождение, распо­ложенное на шельфе Баренцева моря. Его геологические запасы оцени­ваются в 3 трлн м³, а потенциал ежегодной добычи — в 50 млрд м³. Осо­бенности месторождения — удаленность от материка, большая глубина моря и сложные ледовые условия — вызывают необходимость использо­вания принципиально новых в техническом отношении платформ для добычи. Как и на Ямале, подача газа к потребителям может осуществ­ляться по трубопроводам или в сжиженном виде танкерами.

Весьма существенное значение принадлежит международным проек­там строительства трубопроводов и экспорта природного газа из России, с одной стороны, в Турцию, с другой— в Китай. «Западный» проект предполагает создание газопровода «Голубой поток» по маршруту Изо­бильное (Ставропольский край) — Черное море — Анкара. Почти 400 км этого газопровода от Джубги до Самсуна (^!/з общей протяженности) пройдет по дну Черного моря (на глубине до 2200 м). Это будет самый глубоководный трубопровод в мире с тем очевидным преимуществом, что его трасса не будет проходить по территориям транзитных госу­дарств. Ежегодные поставки газа намечено постепенно увеличивать с 8 млрд м³ в 2000 г. до 30 млрд м³ в 2010 г.

«Восточный» проект имеет в виду сооружение трубопровода и экспорт газа в Китай на основе освоения гигантского Ковытинского газоконден-сатного месторождения (извлекаемые запасы 870 млрд м^а) в Иркутской обл. Предполагается, что ежегодно в Китай будет поступать около 20 млрд м³ газа.

Среди основных проблем развития газовой промышленности — прове­дение реконструкции ЕСГ страны с целью повышения ее надежности, энергетической и экономической эффективности, а также создание сис­темы сбора, транспортировки и переработки попутного нефтяного газа.

Вопрос 19

Угольная промышленность значительно превосходит все остальные отрасли топливной промышленности по численности рабочих и стоимос­ти производственных основных фондов.

Общие геологические запасы угля в стране составляют (на 1 января 1980 г.) 6421 млрд т, из них кондиционные — 5334 млрд т.

Угольные ресурсы дифференцируются по разным признакам, среди которых в первую очередь следует выделить глубину залегания, степень метаморфизма и характер географического распространения (рис. 5.3, см. цветную вклейку).

Весьма существенно, что более '/2 запасов расположено на глубине до 300 м, ¹/₃ — на глубине 300—600 м и свыше ¹/ю — ^на глубине 600— 1800 м.

Почти '/2 запасов каменных и ²/₃ бурых углей находятся в зоне глу­бин до 300 м.

В разных районах запасы по зонам глубин распределяются далеко не одинаково. Ближе всего к поверхности залегают угли Урала, Сибири и Дальнего Востока. Наиболее глубокое залегание угля характерно для ев­ропейской части России.

С точки зрения метаморфизма, определяющего качество топлива, его тепловой коэффициент, спекаемость (способность давать металлургиче­ский кокс), выход летучих веществ и т. д., на территории страны пред­ставлена вся известная гамма углей — от бурых землистых до каменных графитизированных. Господствующими являются каменные угли: они составляют 4395 млрд т, или свыше ^г/з общих запасов.

Пропорции между каменными и бурыми углями имеют заметные тер­риториальные различия. В европейской части, например, явно преобла­дают каменные угли (⁴/₅ всех запасов), на Урале, наоборот, бурых углей гораздо больше, чем каменных, а в Сибири бурых углей в 4 раза меньше по сравнению с каменными.

Среди каменных углей 373 млрд т, или около ¹/1о их запасов, прихо­дится на технологическое топливо — коксующиеся угли, основными ис­точниками которых служат Кузнецкий, Печорский и Южно-Якутский бассейны. Качественный состав ресурсов отражается в структуре добычи, где ²/з занимают каменные угли, из них свыше '/5 — коксующиеся.

Из общих геологических запасов угля в стране 95% приходится на восточные районы, в том числе более 60% — на Сибирь. В целом выяв­ленные ресурсы угля размещены по территории России более дисперсно, чем нефть и природный газ. В то же время основная их масса сосредо­точена в нескольких крупнейших бассейнах. Например, Тунгусский (2299 млрд т), Ленский (1647 млрд т), Канско-Ачинский (638 млрд т) и Кузнецкий (637 млрд т) бассейны имеют ⁴/₅ общих балансовых запасов угля в стране. На Печорский бассейн (265 млрд т) — самый крупный в европейской части — приходится только 3,5% балансовых запасов.

Среди отраслей ТЭК угольная промышленность находится в наиболее кризисном состоянии. Добыча угля в 1998 г. составила 232 млн т (что на 100 млн т меньше по сравнению с максимальным уровнем 1988г.), из них для коксования — 52 млн т.

В целом по стране на уголь приходится только 14% суммарной добы­чи минерального топлива. Между тем его доля в топливном балансе мира составляет 28—30%, США и Германии — 55 и 60% соответственно. Но в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, где ресурсы нефти и газа сравнительно ограничены, уголь занимает до 90% котельно-печного топлива.

Тенденция состоит в том, чтобы осуществить структурную перестрой­ку угольной промышленности: снизить издержки на добычу, сократить число бесперспективных предприятий с одновременным увеличением мощностей на действующих эффективных предприятиях и созданием за­дела на перспективных месторождениях.

В развитии угольной промышленности России произошел явный сдвиг добычи в восточные районы. В настоящее время они дают ⁴/₅ всего угля в стране, характеризуясь значительным преобладанием добычи над потреблением. В европейской части и на Урале, где интенсивность освое­ния угольных ресурсов много больше, напротив, добыча уступает по­треблению. В результате неизбежны массовые железнодорожные пере­возки угля в направлении восток — запад, которые в перспективе станут еще значительнее.

Изменения в географии добычи угля шли по двум направлениям. Попутно с созданием угольных баз межрайонного значения широкий размах приобрела добыча местных углей. Это дало возможность вовлечь в разработку новые источники топлива и одновременно приблизить добычу угля к районам его потребления.

Роль того или иного угольного бассейна в территориальном разделе­нии труда зависит от количества и качества ресурсов, степени и подго­товленности для промышленной эксплуатации, размеров добычи, осо­бенностей транспортно-географического положения. По совокупности этих условий резко выделяются межрайонные угольные базы — Кузнец­кий и Печорский бассейны, а также восточная часть Донецкого бассей­на, относящаяся к России (Ростовская обл.). К числу формирующихся угольных баз межрайонного значения принадлежат Канско-Ачинский и Южно-Якутский бассейны.

Другой важнейший признак бассейнов межрайонного значения {за исключением российской части Донецкого и Канско-Ачинского) — добыча коксующихся углей. В результате каждый из них участвует в со­здании и развитии металлургических баз России.

Особенно велика роль двух «кочегарок» — Кузнецкого и Печорского бассейнов. Печорский бассейн (объем добычи в 1998 г. — 18,5 млн т) — самый крупный по запасам в европейской части страны. В связи с тем, что на территории России осталась только относительно небольшая вос­точная часть Донбасса (1998 г. — 10,9 млн т) с добычей энергетических углей, в том числе антрацитов, значение Печорского бассейна заметно возросло. Особый интерес представляют здесь коксующиеся угли, на ко­торые приходится ³/5 общего объема добычи. Они сосредоточены в север­ной части бассейна на Воркутинском и Воргашорском месторождениях, где действует самая мощная угольная шахта в европейской части — Вор

гашорская. Добыча энергетических углей ведется главным образом в южной части бассейна на Интинском месторождении.

В восточных районах функции главной угольной базы выполняет Кузбасс, который во всех отношениях — по запасам и качеству углей, разнообразию их марочного состава, горно-геологическим условиям, объемам и технико-экономическим показателям добычи — значительно превосходит Печорский бассейн.

Кузбасс отличается наиболее высокой степенью изученности и осво­енности среди угольных бассейнов восточных районов России. По мас­штабам добычи лидирует в стране с большим отрывом. В 1989г. он дал почти 160 млн т угля, из которых ¹/₃ добывается открытым спосо­бом. В 1998 г. здесь было добыто 97,6 млн т, или около ²/₅ всего угля в стране.

Добыча в бассейне характеризуется высоким уровнем производствен­ной концентрации. Средняя добыча на одну шахту достигает почти 1,5 млн т в год. Здесь действует самая крупная в России угольная шахта Распадская (мощность 7,5 млн т). Еще значительнее по объему добычи угольные разрезы, среди которых выделяются Ерунаковский и Томусин-ский.

В северных угленосных районах Кузбасса (Анжеро-Судженском и Кемеровском) добыча осуществляется только подземным способом, в центральных (Бачатском, Беловском, Осиновском, Прокопьевско-Кисе-левском) и южных (Байдаевском, Распадском, Томусинском) наряду с подземным практикуется и открытый способ. Шахты специализируются на добыче разных марок угля, особенно коксующихся. Для разрезов ти­пична добыча энергетических углей. На ряде шахт бассейна использует­ся прогрессивная технология добычи — гидравлическая, благодаря чему производительность труда возрастает в 1,5—2 раза по сравнению с обыч­ной механической добычей.

Открытая добыча угля в России составляет свыше ³/₅ общего объема. В восточных районах она целиком охватила Канско-Ачинский и Юж­но-Якутский, частично — Кузнецкий и Иркутский бассейны. На терри­тории европейской части открытым способом уголь добывают на место­рождениях Урала (Кумертау, Копейск), частично — в Подмосковном бассейне.

Освоение угольных ресурсов восточных районов страны создает весь­ма благоприятные предпосылки для развития мощных топливно-энерге­тических баз как основы промышленных комплексов, специализирую­щихся на энергоемких производствах с передачей избытка электроэнер­гии в европейскую часть. В перспективе продолжится формирование Канско-Ачинского и Южно-Якутского топливно-энергетических комп­лексов.

Канско-Ачинский бассейн обладает потенциальными возможностями открытой добычи только по минимальному варианту долгосрочного про­гноза в объеме 250 млн т бурого угля в год. Здесь действуют Ирша-Бородинский и Назаровский разрезы, вошла в строй первая очередь Березов­ского разреза.

Эти разрезы служат базой мощных тепловых электростанций. Соору­жается разрез «Бородинский-2».

Канско-ачинский уголь (объем добычи в 1998 г. — 34,4 млн т) — са­мый дешевый в стране. Приведенные затраты на его добычу в 2 раза меньше, чем кузнецкого. Однако относительно низкая теплотворная способность ограничивает возможности транспорта углей Канско-Ачинского бассейна на дальние расстояния. Поэтому признано целесообраз­ным использовать их на месте для производства в массовом количестве электроэнергии, а также для энерготехнологической переработки с целью получения транспортабельного твердого и синтетического жидко­го топлива.

Для увеличения добычи угля в восточных районах намечено ускорить освоение ресурсов Южно-Якутского угольного бассейна, который распо лагает значительными запасами не только энергетического, но и техно­логического топлива высокого качества. Здесь сооружены крупный Нерюнгринский разрез и одноименная тепловая электростанция.

В соответствии с энергетической стратегией России добыча угля будет снижаться вплоть до 2005 г., причем особенно быстро в районах европей­ской части страны. Увеличение добычи ожидается в последующее время на разрезах Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов для снабжения прежде всего Сибири и Урала при все большем замыкании остальных бассейнов и месторождений на обеспечении углем преимущественно местных потребностей.

Главным приоритетом в добыче минерального топлива остается при­родный газ, обеспечивающий свыше '/2 суммарного производства пер­вичных энергоресурсов в стране. Это будет достигнуто за счет освоения крупнейшего Заполярного месторождения, других крупных место­рождений Западной Сибири при максимальном использовании средних и даже мелких месторождений в освоенных газодобывающих районах или расположенных в непосредственной близости от потребителей.

Условия теплоснабжения европейской части (вместе с Уралом) и вос­точных районов весьма различны. Европейская часть потребляет '*/,. все­го топлива в стране. Между тем возможности освоения топливных ресур­сов и технико-экономические показатели их эксплуатации здесь гораздо хуже по сравнению с восточными районами.

Топливоснабжение европейской части долго основывалось главным образом на донецком и печорском углях, а также на местном топливе (уголь худших сортов, торф, сланцы). Сейчас твердое топливо в значи­тельной степени заменено природным газом и нефтью (мазутом). Нефть и газ преобладают в топливном балансе Поволжья, Урала и Северного Кавказа, а газ — Центрального и некоторых других районов.

В дальнейшем дефицит топлива возрастет еще больше. Поэтому перс­пективы топливоснабжения здесь связаны прежде всего с получением дешевого топлива, особенно природного газа, из восточных районов. Вместе с тем необходимы максимальная мобилизация собственных ре­сурсов, ограничение масштабов энергоемких производств и всемерное развитие энергосберегающей технологии.

В восточных районах, наоборот, избыток топлива будет возрастать, увеличатся потоки нефти, газа и угля в европейскую часть страны. Из­менения, происходящие здесь в структуре топливного баланса, вызваны значительным повышением доли природного газа и нефти в Западной Сибири. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в топливном балансе продолжает явно преобладать уголь. В целом Сибирь становится основным источником топливоснабжения европейской части страны, а также Урала. Сюда из восточных районов будут направлены массовые потоки не только природного газа и нефти (как это имеет место сейчас), но и дешевых кузнецких и канско-ачинских углей открытой добычи.

Вопрос 20

Электроэнергетика

Электроэнергетика как составная часть ТЭК страны объединяет все процессы генерирования, передачи, трансформации и потребления элек­троэнергии. Она является стержнем материально-технической базы общества.

Производство электроэнергии в каждый момент времени должно со­ответствовать размерам потребления (с учетом нужд самих электростан­ций и потерь в сетях), поэтому возникающие на основе электроэнергети­ки связи обладают постоянством, непрерывностью и осуществляются мгновенно.

Электроэнергетика решающим образом воздействует не только на раз­витие, но и на территориальную организацию хозяйства, в первую оче­редь самой промышленности.

1. Передача электроэнергии на все большие расстояния способствует освоению топливно-энергетических ресурсов независимо от того, на­сколько они удалены от мест потребления.

2. Развитие электронного транспорта расширяет территориальные рамки промышленности. В то же время благодаря возможности проме­жуточного отбора электроэнергии для снабжения тех районов, через ко­торые проходят высоковольтные магистрали, увеличивается плотность размещения промышленных предприятий.

3. На основе массового использования в технологических процессах электроэнергии и тепла (пар, горячая вода) возникают электроемкие (алюминий, магний, титан, ферросплавы и др.) и теплоемкие (глинозем, химические волокна и др.) производства, где доля топливно-энергетиче­ских затрат в себестоимости готовой продукции значительно больше по сравнению с традиционными отраслями промышленности. В частности, мощные гидроэлектростанции притягивают к себе предприятия, специ­ализирующиеся на электрометаллургии, электрохимии, электротермии или на сочетании разных электротехнологических процессов.

4. Электроэнергетика отличается большим районообразующим значе­нием. Так, в Сибири она во многом определяет производственную специ­ализацию районов. Здесь электроэнергетика служит одной из основ фор­мирования территориально-производственных, в том числе промышлен­ных, комплексов.

Развитие электроэнергетики России основывается на следующих принципах:

1) концентрация производства электроэнергии путем строительства крупных районных электростанций, использующих дешевое топливо и гидроэнергоресурсы;

2) комбинированное производство электроэнергии и тепла для тепло­фикации городов и индустриальных центров;

3) широкое освоение гидроэнергоресурсов с учетом комплексного ре­шения задач электроэнергетики, транспорта, водоснабжения, иррига­ции и рыбоводства;

4) развитие атомной энергетики, особенно в районах с напряженным топливно-энергетическим балансом;

5) учет экологических требований при создании объектов электро­энергетики;

6) создание энергосистем, формирующих единую высоковольтную сеть страны.

Электроэнергетика, наряду с газовой промышленностью, принадлежит к отраслям ТЭК, сохранившим стабильность развития. По общему объему производства электроэнергии Россия уступает США в 4 раза. В то же вре­мя она дает электроэнергии столько, сколько Германия и Великобритания вместе взятые. В 1998 г. производство электроэнергии составило 827 млрд кВт-ч, в том числе на тепловых электростанциях — 564, гидроэлектрос­танциях — 159 и атомных электростанциях — 104 млрд кВт • ч.

Размещение электроэнергетики в целом зависит от двух основных факторов: топливно-энергетических ресурсов и потребителей электро­энергии. До появления высоковольтного электронного транспорта элек­троэнергетика ориентировалась главным образом на потребителей, ис­пользуя привозное топливо. Зависимость электроэнергетики от разме­щения основных потребителей сказывается и в настоящее время. Наибольшее количество электроэнергии дают такие развитые в индуст­риальном отношении районы, как Центральный и Уральский. Однако возможность создания высоковольтных линий значительной протяжен­ности освобождает электроэнергетику от одностороннего влияния потре­бительского фактора. Возникли межрайонные связи по «ввозу» и «выво­зу» электроэнергии. Возрастает роль топливно-энергетического фактора в размещении электростанций (рис. 5.4, см. цветную вклейку).

По степени обеспеченности потенциальными топливно-энергетиче­скими ресурсами все экономические районы можно условно разделить натри группы:

1) с наиболее высокой степенью обеспеченности топливно-энергетиче­скими ресурсами — Дальний Восток, Восточная Сибирь, а также Запад­ная Сибирь;

2) с относительно высокой степенью обеспеченности топливно-энерге­тическими ресурсами — Север и Северный Кавказ;

3) с низкой степенью обеспеченности топливно-энергетическими ресурсами — центральные районы европейской части, Северо-Запад, По­волжье и Урал.

Первая группа районов (а также в известной мере и вторая) обладает благоприятными предпосылками для создания мощных энергетических баз с массовым производством электроэнергии и энергоемкой продукции для снабжения европейской части страны. Районы третьей группы, наоборот, в большинстве своем имеют напряженный топливно-энергети­ческий баланс, что ограничивает или вообще исключает развитие энер­гоемкой промышленности.

Во всех районах страны среди топливно-энергетических ресурсов преобладает минеральное топливо. Но влияние гидроэнергоресурсов на специализацию промышленности сильнее всего выражено в Восточной Сибири, которая располагает самыми крупными и эффективными ресур­сами гидроэнергии.

В электроэнергетике сложилась тенденция строительства мощных тепловых электростанций на дешевом топливе, атомных электростан­ций, а также экономичных гидроэлектростанций. Более четким стало разделение труда между районами. Так, в европейской части прирост производства электроэнергии до недавнего времени достигался преиму­щественно на атомных и гидравлических (в том числе гидроаккумулирующих) электростанциях. Строительство новых конденсационных теп­ловых электростанций здесь фактически прекращено, но действующие их мощности расширяются в связи с ограничением развития атомной энергетики.

Основные в составе электроэнергетики — тепловые электростанции (без атомных). Они производят свыше ²/з всей электроэнергии. Среди тепловых электростанций можно различать конденсационные (КЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). В свою очередь, по виду используемой энергии имеются установки, работающие на традиционном органиче­ском топливе (уголь, мазут, природный газ, торф), атомные электростан­ции (АЭС) и геотермические электростанции (ГТЭС). По характеру обслуживания потребителей тепловые электростанции бывают районны­ми — начиная с плана ГОЭЛРО, государственные районные электриче­ские станции (ГРЭС) — и центральными (расположенными вблизи цент­ра энергетических нагрузок). Гидравлические установки представлены гидроэлектростанциями (ГЭС), гидроаккумулирующими электростан­циями (ГАЭС) и приливными электростанциями (ПЭС). По признаку взаимодействия все электростанции делятся на системные и изолирован­ные (работающие вне энергосистем).

Одна из главных тенденций развития отечественной электроэнергети­ки — создание мощных тепловых электростанций преимущественно на дешевом твердом топливе- Особенно велико значение угля открытой до­бычи.

Первостепенную роль среди тепловых установок играют конденсаци­онные электростанции. (КЭС). Тяготея одновременно к источникам топлива и к местам потребления электроэнергии, они обладают самым широким распространением.

Самые крупные тепловые электростанции (по 2 млн кВт и более каж­дая) расположены в Центральном районе — Конаковская и Костромская ГРЭС, в Поволжье — Заинская ГРЭС, на Урале — Ириклинская, Перм­ская, Рефтинская и Троицкая ГРЭС, в Западной Сибири — Сургутская ГРЭС, в Восточной Сибири — Назаровская ГРЭС. Особенно выделяются своими размерами такие ГРЭС, как Рефтинская (3,8 млн кВт) и Костром­ская (3,6 млн кВт). Ряд тепловых электростанций действует на углях от­крытой добычи: канско-ачинском— Березовская ГРЭС-1 (проектная мощность 6,4 млн кВт), южноякутском — Нерюнгринская ГРЭС, забай­кальском — Харанорская и Гусиноозерская ГРЭС, а также на попутном газе— Сургутские ГРЭС-1 и 2. Продолжается сооружение новых ГРЭС: Нижневартовской и Уренгойской (Западная Сибирь), Березовской-2 (Восточная Сибирь).

Ориентация КЭС на топливные базы эффективна при наличии ресур­сов дешевого и нетранспортабельного топлива, например бурого угля от­крытой добычи (типа канско-ачинского), торфа и сланцев. Топливный вариант размещения характерен и для КЭС, работающих на мазуте. Такого рода электростанции обычно связаны с районами и центрами нефтеперерабатывающей промышленности. В противоположность этому КЭС, использующие высококалорийное топливо, которое выдерживает дальние перевозки, большей частью тяготеют к местам потребления электроэнергии.

Теплоэлектроцентрали, (ТЭЦ), в отличие от КЭС, привязаны только к потребителям, так как радиус передачи тепла (пара, горячей воды) не­велик (максимум — 15—20 км).

ТЭЦ представляет собой установку по комбинированному производст­ву электроэнергии и тепла, в связи с чем коэффициент полезного исполь­зования топлива повышается до 70% против 30—35% на КЭС. Макси­мальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС, но на некоторых из них уже превышен рубеж 1 млн кВт (ТЭЦ-21, 22 и 23 Мосэнерго и Нижнекам­ская ТЭЦ).

В последнее время среди тепловых электростанций появились уста­новки принципиально новых типов:

1) газотурбинные электростанции (ГТ), где вместо паровых действуют газовые турбины на жидком или газообразном топливе, что в основном снимает проблему водоснабжения и тем самым повышает значение дефи­цитных по воде районов для их размещения;

2) парогазотурбинные установки (ПГУ), в которых тепло отработав­ших газов используется для подогрева воды с целью получения пара низ­кого давления в парогенераторах;

3) магнитогидродинамические генераторы (МГД-генераторы) для не­посредственного преобразования тепловой энергии в электрическую.

Газотурбинные установки действуют или готовятся к вводу в экс­плуатацию на Краснодарской и Шатурской ГРЭС, парогазотурбинные — на Невинномысской и Кармановской ГРЭС (800 тыс. кВт), МГД-генера­торы — на ТЭЦ-2 Мосэнерго и Рязанской ГРЭС (580 тыс. кВт).

Атомные электростанции используют в высшей степени транспор­табельное топливо. При расходе 1 кг урана (²³⁵И) выделяется тепло, эквивалентное сжиганию 2,5 тыс. т лучшего угля. Эта характерная особенность совершенно исключает зависимость АЭС от топливно-энер­гетического 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. ! ; : .-. ."

Россия имеет приоритет в мирном использовании атомной энергии. В 1954 г. вступила в строй первая опытная Обнинская АЭС (Централь­ный район). Сейчас в стране действует 9 атомных электростанций, на которых установлено 32 ядерных реактора суммарной мощностью более 21 млн кВт. По объему производства электроэнергии на АЭС Россия уступает США, Франции и Японии, причем США — в 2,5 раза.

АЭС были сооружены преимущественно в наиболее густонаселенных районах европейской части. Некоторые из них появились в уязвимых с экологической точки зрения местах, например в верховьях ряда рек. Это вызывает негативное отношение общественности к развитию атомной энергетики, резко усилившееся после чернобыльской аварии.

При правильной эксплуатации АЭС — наиболее экологически чистые источники энергии. По сравнению с обычными тепловыми электростан­циями они требуют в тысячи раз меньше воздуха для разбавления вы­бросов (в основном инертных газов) до допустимых концентраций (в рас­чете на единицу вырабатываемой электроэнергии). Их функционирова­ние не приводит к возникновению «парникового» эффекта, который является главным образом следствием массового использования органи­ческого топлива (угля, нефти, газа), особенно на тепловых электростан­циях.

У нас в стране на долю АЭС приходится немногим более ¹/₁₀, тогда как в США — ^!/5> ФРГ — свыше '/з- ^{а во} Франции — более ²/э общего количества производимой электроэнергии.

На территории европейской части страны действуют мощные АЭС: в Центральном районе — Калининская (2 млн кВт) и Смоленская {3 млн кВт), в Центрально-Черноземном районе — Нововоронежская (2,5 млн кВт) и Курская (4 млн кВт), на Северо-Западе — Ленинградская (4 млн кВт), на Севере — Кольская (1,8 млн кВт), в Поволжье — Бала-ковская (3 млн кВт), на Урале — Белоярская (860 тыс. кВт). В восточ­ных районах сооружена Билибинская АТЭЦ.

Почти вся атомная энергетика в настоящее время использует реакто­ры на медленных нейтронах. Первая в России атомная электростанция с реактором на быстрых нейтронах (БН) действует на Урале — Белоярская АЭС, с реактором мощностью 600 тыс. кВт (БН-600).

На АЭС нашей страны применяются реакторы в основном двух типов: водо-водяные энергетические реакторы (ВВЭР) мощностью по 440 и 1000 тыс. кВт (ВВЭР-440 и ВВЭР-1000) и реакторы большой мощности, канальные (РБМК) мощностью по 1000 тыс. кВт (РБМК-1000). Всего действуют 6 энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 (первый из них был установлен на Нововоронежской АЭС) и 11 энергоблоков с реакторами РБМК-1000, которыми оснащены Ленинградская, Курская и Смолен­ская АЭС. После чернобыльской аварии намечен вывод из эксплуатации реакторов РБМК с заменой их более безопасными.

Геотермические электростанции, в основе работы которых лежит освоение глубинного тепла земных недр, принципиально напоминают ТЭЦ, но в противоположность последним связаны не с потребителями, а с источниками энергии. В России первая ГТЭС — Паужетская {11 тыс. кВт) — сооружена на Камчатке. Там же начато строительство Мутновской ГТЭС (150—200 тыс. кВт).

Гидроэлектростанции — весьма эффективные источники электро­энергии. Они используют возобновимые ресурсы, что позволяет сокра­щать перевозки и экономить минеральное топливо (на кВт-ч расходует­ся около 0,4 кг условного топлива), обладают простотой управления и очень высоким коэффициентом полезного действия (более 80%). По этим причинам гидроэлектростанции производят электроэнергию бо­лее дешевую, чем тепловые установки; ее себестоимость в 5—6 раз ниже.

Характер реки, ее режим и другие условия определяют тип ГЭС. В горных районах, например, обычно встречаются высоконапорные гид­роэлектростанции, иногда деривационного типа, т. е. с отводными кана­лами (или трубами) более крутого уклона, чем в реке, что создает необхо­димое падение. На равнинных реках действуют только приплотинные (а также их разновидность — совмещенные) ГЭС с меньшим напором, но с гораздо более значительным расходом воды.

В России самые мощные ГЭС созданы на Волге и Каме, Ангаре и Ени­сее, Оби и Иртыше и других преимущественно равнинных реках. Здесь формируются крупнейшие в мире гидроэнергетические каскады.

В составе Волжско-Камского каскада действуют такие мощные гидроэлектростанции, как Самарская (2,5 млн кВт), Волгоградская {2,3 млн кВт), Саратовская (1,4 млн кВт), Чебоксарская (1,4 млн кВт), Боткинская (1 млн кВт) и др. общей мощностью 11,5 млн кВт.

Волжско-Камский и другие каскады гидроэлектростанций на реках европейской части страны находятся в пределах районов с огромным промышленным потенциалом, и их значение состоит прежде всего в том, чтобы свести к минимуму имеющийся здесь дефицит электроэнергии. Однако массовое строительство ГЭС на равнинных реках в европейской части повлекло за собой ряд негативных явлений, связанных главным образом с возникновением крупных водохранилищ, что сопровождалось изъятием из сельскохозяйственного оборота ценных земель, переносом населенных пунктов, нарушением экологического равновесия.

Гидроэлектростанции восточных районов призваны играть пионер­ную роль в развитии производительных сил. На их основе формируются промышленные комплексы, специализирующиеся на энергоемких про­изводствах.

В восточных районах, особенно в Сибири, сосредоточены наиболее эффективные по технико-экономическим показателям ресурсы гидро­энергии. Об этом можно судить на примере Ангаро-Енисейского каскада, в составе которого находятся самые крупные в стране гидроэлектростанции: Саяно-Шушенская (6,4 млн кВт), Красноярская (6 млн кВт), Брат­ская {4,6 млн кВт), Усть-Илимская (4,3 млн кВт). Сооружается Богучанская ГЭС (4 млн кВт). Общая мощность каскада в настоящее время — около 22 млн кВт.

Гидроаккумулиру ющие электростанции способны успешно решать «проблему пика», обеспечивая необходимую маневренность в использо­вании мощностей энергетических систем. ГАЭС как источники пиковой мощности независимы от естественных колебаний речного стока. Кроме того, в отличие от ГЭС, их строительство вызывает значительно меньшее затопление земельных площадей под водохранилища.

В эксплуатацию введена Загорская ГАЭС (1,2 млн кВт). Развернуто строительство Центральной ГАЭС (3,6 млн кВт).