Млн. 200 тыс. кВт совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины

1 млн. 200 тыс. кВт совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины

 Костромской ГРЭС. с большим ресурсом работы. Их мощность в одновальном исполнении достигает 1 млн. 200 тыс. кВт, и это не является пределом. Такие машины всегда бывают многоступенчатыми, т. е. имеют обыч­но несколько десятков дисков с рабочими лопат­ками и такое же количество, перед каждым диском, групп сопел, через которые протекает струя пара. Давление и температура пара постепенно снижаются.

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

По мнению ученых в основе энергетики ближайшего будущего по-прежнему останется теплоэнергетика на не возобновляемых ресурсах. Но струк­тура ее изменится. Должно сократиться использование нефти. Су­щественно возрастет производство электроэнергии на атомных электростанциях. Начнется использование пока еще не тронутых гигантских запасов дешевых углей, например, в Кузнецком, Канс­ко-Ачинском, Экибаcтузском бассейнах. Широко будет применяться природный газ, запасы которого в стране очень большие. Кстати, сейчас у нас на Карачаганаке строится газотурбинная электростанция мощностью 240МВт (6 блоков по 40 МВт каждый). Насколько мне известно, сейчас уже работают в полную силу два блока и подают электроэнергию для нашей Западно-Казахстанской области.

К сожалению, запасы нефти, газа, угля отнюдь не бесконечны. Природе, чтобы создать эти запасы, потребовались миллионы лет, израсходованы они будут за сотни лет. Сегодня в мире стали всерьез задумываться над тем, как не допустить хищнического разграбления земных богатств. Ведь лишь при этом условии запа­сов топлива может хватить на века. Многие нефте­добывающие страны живут сегодняшним днем. Они нещадно расходу­ют подаренные им природой нефтяные запасы. Сейчас многие из этих стран, особенно в районе Персидского залива, буквально купаются в золоте, не задумываясь, что через несколько десятков лет эти запасы 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 заду­маться о других видах топлива, пригодных для замены нефти и газа. Особенно призадумались тогда те страны, где нет собс­твенных запасов нефти и газа и которым приходится их покупать.

Гидравлическая электростанция.

Гидравлическая электростанция (ГЭС) - комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гид­ротехнических сооружений, обеспечи­вающих необходимую концентрацию по­тока воды и создание напора, и энергетического. оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.

Напор ГЭС создается концентрацией падения реки на используемом участке плотиной(рис1), либо деривацией , либо плотиной и дери­вацией совместно (рис. 3). Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции — гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления — пульт оператора-диспетчера или автооператор гидро­электростанции. Повышающая транс­форматорная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зда­ниях или на открытых площадках. Рас­пределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтаж­ная площадка для сборки и ремонта раз­личного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.

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

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

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

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

В соответствии с назначением гидроузла в его состав могут входить судоходные шлюзы или судоподъёмник, рыбопро­пускные сооружения, водозаборные соо­ружения для ирригации и водоснабже­ния. В русловых ГЭС иногда единственным сооружением, пропускающим воду, является здание ГЭС. В этих случаях по­лезно используемая вода последовательно проходит входное сечение с мусорозадер-живающими решётками, спиральную ка-

меру, гидротурбину, отсасывающую тру­бу, а по спец. водоводам между сосед­ними турбинными камерами произво­дится сброс паводковых расходов реки. Для русловых ГЭС характерны напоры до 30—40 м к простейшим русловым ГЭС относятся также ранее строившиеся сель­ские ГЭС небольшой мощности. На круп­ных равнинных реках основное русло пере­крывается земляной плотиной, к которой примыкает бетонная водосливная пло­тина и сооружается здание ГЭС. Такая компоновка типична для многих отечественных ГЭС на больших равнинных реках. Волж­ская ГЭС им. 22-го съезда КПСС— наиболее крупная среди станций русло­вого типа.

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

К началу Великой Отечеств, войны 1941—45 в СССР было введено в эксплуатацию 37 ГЭС общей мощностью более 1500 Мвт. Во время войны было приостановлено на­чатое строительство ряда ГЭС общей мощ­ностью около 1000 Мвт (1 млн. квт). В 60-х гг. наметилась тенденция к сни­жению доли ГЭС в общем мировом производстве электроэнергии и всё большему использованию ГЭС для покрытия пико­вых нагрузок. К 1970 всеми ГЭС мира производилось около 1000 млрд. квт-ч электроэнергии в год, причём начиная с 1960 доля ГЭС в мировом производстве сни­жалась в среднем за год примерно на 0,7% . Особенно быстро снижается доля ГЭС в общем производстве электроэнергии в ранее традиционно считавшихся «гидроэнер­гетическими» странах (Швейцария, Ав­стрия, Финляндия, Япония, Канада, от­части Франция), т. к. их экономический гидроэнергетический потенциал практи­чески исчерпан.

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

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

Атомные электростанции.

атомная электростанция (АЭС) - электростанция, в которой атомная (ядер­ная) энергия преобразуется в элект­рическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор . Тепло, которое выделя­ется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжёлых элементов, затем так же, как и на обыч­ных тепловых электростанциях (ТЭС), преобразуется в электроэнергию, В отли­чие от ТЭС, работающих на органическом топливе, АЭС работает на ядерном горю­чем (в основе ²³³U, ²³⁵U, ²³⁹Pu) При делении 1 г изотопов урана или плутония высво­бождается 22 500 квт • ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг услов­ного топлива. Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического, топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для удовлетворе­ния быстро растущих потребностей в топ­ливе. Кроме того, необходимо учиты­вать всё увеличивающийся объём потреб­ления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепло­вых электростанций. Несмотря на откры­тие новых месторождений органического топ­лива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относительному, увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, края уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.

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

В 1958 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, а 26 апреля 1964 генератор 1-й очереди (блок мощностью 100 Мвт) выдал ток в Свердловскую энергосистему, 2-й блок мощностью 200 Мвт сдан в эксплуата­цию в октябре 1967. Отличительная особенность Белоярской АЭС — перегрев пара (до получения нужных параметров) непосредственно в ядерном реакторе, что позволило применить на ней обычные современные турбины почти без всяких переделок.

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

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

Выбор преимущественно применяемого типа реактора определяется главным образом на­копленным опытом в реактороносителе а также наличием необходимого промышленного оборудования, сырьевых запасов и т. л. В России строят главным образом графито-водные и водо-водяные реакторы. На АЭС США наибольшее распространение получили водо-водяные реакторы. Графито-газо­вые реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобла­дают АЭС с тяжеловодными реакторами.

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

 (рис. 3). В высокотемпературных графито-газовых реакторах возможно применение обычного газотурбинного цикла. Реактор в этом случае выполняет роль камеры сго­рания.

При работе реактора концентрация де­лящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшается, и топливо выгорает. Поэтому со временем их заме­няют свежими. Ядерное горючее пере­загружают с помощью механизмов и при­способлений с дистанционным управлением. Отработавшее топливо переносят в бас­сейн выдержки, а затем направляют на переработку.

К реактору и обслуживающим его си­стемам относятся: собственно реактор с биологической защитой, теплообменни­ки, насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоноси­теля; трубопроводы и арматура циркуляции контура; устройства для перезагруз­ки ядерного горючего; системы спец. вентиляции, аварийного расхолаживания и др.

В зависимости от конструктивного ис­полнения реакторы имеют отличит, осо­бенности: в корпусных реакторах топливо и замедлитель расположены внутри корпу­са, несущего полное давление теплоно­сителя; в канальных реакторах топливо, охлаждаемые теплоносителем, устанавли­ваются в спец. трубах-каналах, пронизы­вающих замедлитель, заключённый в тонкостенный кожух. Такие реакторы применяются в России (Сибирская, Белоярская АЭС и др.),

Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают биологической защитой, основным материалом для которой служат бетон, вода, серпантиновый 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 и не­большое количество паров теплоносителя, обусловленное наличием протечек из контура, удаляют из необслуживаемых помещений АЭС спец. системой 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 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 спец. вентиляции и аварийного расхо­лаживания и службы дозиметрического контро­ля позволяет полностью обезопасить обслуживающий персонал АЭС от вред­ных воздействий радиоактивного облу­чения.

Оборудование машинного зала АЭС аналогично оборудованию машинного зала ТЭС. Отличит, 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. Иногда необходимо применение выносных сепараторов и промежуточных перегревателей пара. 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. показан раз­рез главного корпуса Белоярской АЭС с канальным графито-водным реакто­ром. В реакторном зале размещены: реактор с биологической защитой, запасные ТВЭЛы и аппаратура контроля. АЭС скомпонована по блочному принципу реактор—турбина. В машинном зале рас­положены турбогенераторы и обслужи­вающие их системы. Между машинным II реакторным залами размещены вспомогательные оборудование и системы управле­ния станцией.

Экономичность АЭС определяется её основным техническим показателями: единичная мощность реактора, энергонапря­жённость активной зоны, глубина вы­горания ядерного горючего, коэффецента ис­пользования установленной мощности АЭС за год. С ростом мощности АЭС удельные капиталовложения в псе (стои­мость установленного кет) снижаются более резко, чем это имеет место для 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 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, напр. АЭС в пос. Билибино (Якутия) с электрической мощностью типового блока 12 Мвт. Часть тепловой мощности реактора этой АЭС (29 Мвт) расходуется на теплоснабжение. Наряду с выработ­кой электроэнергии АЭС используются также для опреснения морской воды. Так, Шевченковская АЭС у нас в Казахстане электрической мощностью 150 Мвт рассчи­тана на опреснение (методом дистилля­ции) за сутки до 150 000 т воды из Кас­пийского м.

В большинстве промышленно развитых стран (Россия, США, Англия, Фран­ция, Канада, ФРГ, Япония, ГДР и др.) мощность действующих и строящихся АЭС к 1980 доведена до десятков ГВт. По данным Международного атомного агентства ООН, опубликован­ным в 1967, установленная мощность всех АЭС в мире к 1980 достигла 300 ГВт.

На 3-й Международной научно-технической конференции по мирному использова­нию атомной энергии (1964, Женева) было отмечено, что широкое освоение ядерной энергии стало ключевой пробле­мой для большинства стран. Состояв­шаяся в Москве в августе 1968 7-я Мировая энергетическим конференция (МИРЭК-УП) подтвердила актуальность проблем выбо­ра направления развития ядерной энер­гетики на следующем этапе (условно 1980—2000), когда АЭС станет одним из оси. производителей электроэнергии.

За годы, прошедшие со времени пуска в эксплуатацию пер­вой АЭС, было создано несколько конструкций ядерных реак­торов, на основе которых началось широкое развитие атомной энергетики в нашей стране.

Персонал 9 российских АЭС составляет 40.6 тыс. человек или 4% от общего числа населения занятого в энергетике. 11.8% или 119.6 млрд. КВт.час. всей электроэнергии, произведенной в России выработано на АЭС. Только на АЭС рост производства электроэнергии сохранился : в 2000 году произве 118% от объема 1999 года.

АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они обсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размещены практически везде, новые энергоблоки имеют мощность практичеки равную мощности средней ГЭС, однако коэффициэнт использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС. Об экономичности и эффективности атомных электростанций может говорить тот факт, что из 1 кг урана можно получить столько же теплоты, сколь­ко при сжигании примерно 3000 т каменного угля.

Значительных недостатков АЭС при нормальных условиях функционирования практически не имеют. Однако нельзя не заметить опасность АЭС при возможных форс-мажорных обстоятельствах:землетрясениях, ураганах, и т. п. - здесь старые модели энергоблоков представляют потенциальную опасность радиационного заражения территорий из-за неконтролируемого перегрева реактора.

Заключение.

Учитывая результаты существующих прогнозов по истощению к середине – концу следующего столе­тия запасов нефти, природного газа и других традиционных энергоресурсов, а также сокращение потребления угля (которо­го, по расчетам, должно хватить на 300 лет) из-за вредных выбро­сов в атмосферу, а также употребления ядерного топлива, которого при условии интенсивного развития реакторов-раз­множителей хватит не менее чем на 1000 лет можно считать, что на данном этапе развития науки и техники тепловые, атомные и гидроэлектрические источники будут еще долгое время преобладать над остальными источниками электроэнергии. Уже началось дорожание нефти, поэтому тепловые электростанции на этом топливе будут вытеснены станциями на угле.

Некоторые ученые и экологи в конце 1990-х гг. говорили о скором запрещении государствами Западной Европы атомных электростанции. Но исходя из современных анализов сырьевого рынка и потребностей общества в электрической оэнергии, эти утверждения выглядят неуместными.

Литература.

1.   Баланчевадзе В. И., Барановский А. И. и др.; Под ред. А. Ф. Дьякова. Энергетика сегодня и завтра. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 344 с.

2.   Более чем достаточно. Оптимистический взгляд на будущее энергетики мира/ Под ред. Р. Кларка: Пер. с англ. – М.: Энергоатомиздат, 1994. – 215 с.

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

4.   Кириллин В. А. Энергетика. Главные проблемы: В вопросах и ответах. – М.: Знание, 1997. – 128 с.

5.   Мировая энергетика: прогноз развития до 2020 г./ Пер. с англ. под ред. Ю. Н. Старшикова. – М.: Энергия, 1990. – 256 с.

6.   Нетрадиционные источники энергии. – М.: Знание, 1982. – 120 с.

7.   Подгорный А. Н. Водородная энергетика. – М.: Наука, 1988.– 96 с.

8.   Энергетические ресурсы мира/ Под ред. П.С.Непорожнего, В.И. Попкова. – М.: Энергоатомиздат, 1995. – 232 с.

9.   Юдасин Л. С.. Энергетика: проблемы и надежды. – М.: Просвещение, 1990. – 207с.