Современный уровень и перспективы использования гидроресурсов в энергетике

В плотинно-деривационной, или комбинированной, схеме используются наилучшим образом свойства предыдущих схем. Плотина создает водохранилище, а падение уровня реки ниже плотины используется деривацией. Чем выше по течению реки располагается плотина, тем меньше ее высота, меньше объем водохранилища и затопление территории, но удлиняется деривация и увеличиваются потери в ней напора.

Месторасположение плотины, тип и длина деривации выбираются на основе технико-экономического обоснования.

Для более полного использования падения реки и ее стока возводят каскад гидроэлектростанций, т.е. ряд ГЭС, последовательно расположенных по длине водотока от истока до устья. В составе каскада могут быть русловые, приплотинные или деривационные ГЭС. Каскады ГЭС построены и строятся на многих реках России: Волге, Каме, Енисее, Ангаре, Свири, Сулаке и др.

§4. Регулирование стока реки водохранилищем

Период аккумуляции речного стока называется наполнением водохранилища, а период отдачи наполненной воды -- сработкой водохранилища.

На рис. 17.5 представлены характерные уровни и объемы воды в водохранилище.

Нормальным подпорным уровнем (НПУ) называется максимальный уровень воды, при котором ГЭС и все сооружения гидроузла могут работать сколь угодно длительно. Объем водохранилища при отметке НПУ называется полным объемом. Минимальный уровень водохранилища, до которого возможна его сработка при нормальной эксплуатации, называется уровнем мертвого объема (УМО). Ниже этого уровня возможна лишь аварийная сработка водохранилища.

Объем воды между НПУ и УМО называется полезным, так как этот объем используется при регулировании стока в нормальных условиях эксплуатации.

Объем воды, находящийся ниже УМО, называется мертвым, так как он не используется в нормальных условиях эксплуатации.

При прохождении расхода очень редкой повторяемости (катастрофический паводок), существенно превышающего пропускную способность ГЭС и водосбросных сооружений, уровень воды в водохранилище повышается выше НПУ. Максимально возможный уровень воды в водохранилище по условиям надежности сооружений называется форсированным подпорным уровнем (ФПУ). Объем водохранилища между отметками ФПУ и НПУ называется резервным. Он используется только для трансформации (срезки) половодий редкой повторяемости. Резервный объем должен быть сработан до НПУ сразу же по прошествии половодья.

На рис. 17.6 представлены статические характеристики водохранилища, показывающие зависимость отметок уровня водохранилища (верхнего бьефа) от объема Z_в.б(V) и площади зеркала Z_в.б(F) водохранилища.

Рассмотрим характеристики нижнего бьефа, которые представлены на рис. 17.7. Уровень воды в нижнем бьефе ГЭС определяется расходом, который пропускается в нижний бьеф через турбины, водосбросы или шлюзы гидроузла -- Z_н.б(Q_н.б). Зимой кривая связи уровней воды и расходов нижнего бьефа будет располагаться выше вследствие уменьшения живого сечения нижнего бьефа за счет льда.

Эти статические характеристики бьефов используются в водно-энергетических расчетах. Учет неустановившегося движения в бьефах и приточности в водохранилище требует достаточно сложных гидроэнергетических расчетов, которые реализуются на ЭВМ.

Различают основные и специальные виды регулирования стока.

К основным видам регулирования стока относят: суточное, недельное, годичное и многолетнее.

Суточное регулирование предназначено для обеспечения неравномерного расхода воды через агрегаты ГЭС в соответствии с требованиями суточных колебаний нагрузки энергосистемы при сравнительно постоянном в течение суток притоке воды. При суточном регулировании цикл регулирования составляет одни сутки и к концу цикла уровень воды в верхнем бьефе возвращается к исходному положению -- УМО. Уровень воды в нижнем бьефе будет соответствовать поступающему расходу в нижний бьеф. Благодаря суточному регулированию в часы малой нагрузки ГЭС в верхнем бьефе запасается избыточный приток, а в часы повышенной нагрузки он срабатывается. Если объем водохранилища достаточен для аккумулирования всего избыточного притока, то этот весь приток используется для увеличения мощности ГЭС по сравнению с мощностью ГЭС при только естественном притоке.

Суточное регулирование позволяет повысить участие ГЭС в покрытии пиков нагрузки и обеспечить более целесообразный равномерный режим работы тепловых и атомных электростанций.

Следует отметить, что режим работы ГЭС с увеличенной мощностью не сопровождается увеличением выработки электроэнергии. Наоборот, если бы ГЭС работала без регулирования на естественном стоке, ее выработка была бы больше.

На режим суточного регулирования ГЭС иногда накладываются ограничения неэнергетических участников комплексного гидроузла (судоходство, рыбное хозяйство, водозабор в нижнем бьефе и т.п.).

Недельное регулирование обеспечивает неравное потребление воды агрегатами ГЭС в течение недели в соответствии с требованием недельных колебаний нагрузки энергосистемы. В выходные дни нагрузка в энергосистеме падает. В этот период ГЭС может снизить свою мощность, а получающийся избыток воды аккумулируется в водохранилище. В рабочие дни ГЭС может увеличить мощность за счет сработки запасенных в водохранилище объемов воды.

При недельном регулировании режим работы ГЭС с увеличенной мощностью, как правило, не сопровождается увеличением выработки электроэнергии. Выработка электроэнергии может увеличиться только в случае сокращения холостых сбросов воды за счет емкости водохранилища. На режим недельного регулирования ГЭС могут также накладываться ограничения неэнергетических участников водохозяйственного комплекса.

Годичное регулирование позволяет перераспределять сток воды в течение года в соответствии с потребностями энергосистемы и водопотребителей. Цикл регулирования равен 1 году. В многоводные периоды водохранилище наполняется, а в маловодные -- срабатывается. Для проведения годичного регулирования требуется объем водохранилища, составляющий 5--10 % среднегодового стока при частичном (сезонном) и 40--60 % при полном годичном регулировании.

Водохранилище годичного регулирования позволяет осуществлять суточное и недельное регулирование.

Многолетнее регулирование предназначено для увеличения расхода ГЭС и выработки электроэнергии в маловодные годы за счет стока многоводных лет. При многолетнем регулировании водохранилище наполняется в течение ряда многоводных лет и срабатывается в течение маловодного периода.

Особенностью многолетнего регулирования является непостоянство длительности цикла регулирования. При многолетнем регулировании возможно увеличить гарантированную мощность ГЭС и выработку электроэнергии за счет сокращения или ликвидации холостых сбросов воды.

Рассмотрим некоторые специальные виды регулирования.

Компенсирующее регулирование производится верховым водохранилищем каскада ГЭС, чтобы компенсировать неравномерность притока с промежуточного водосбора между створами водохранилища и ГЭС. Возможно производить компенсирующее регулирование ГЭС, расположенных на разных водотоках, но объединенных единой энергетической системой. Например, водохранилище Братской ГЭС производит компенсирующее регулирование выработки энергии ГЭС Ангаро-Енисейского каскада.

Контррегулирование, или перерегулирование, расходов воды, поступающей от выше расположенной ГЭС. Например, ниже по течению за Саяно-Шушенской ГЭС построено контррегулирующее водохранилище Майнской ГЭС, которое выравнивает расходы воды, поступающей от Саяно-Шушенской ГЭС.

Трансформация паводков и половодий производится водохранилищем с целью задержки пиковой части паводка и уменьшения наводнения на реке ниже водохранилища.

Аварийное использование водохранилища ГЭС предусматривает его сработку при аварии в электроэнергетической системе. В этом случае ГЭС принимает на себя дополнительную нагрузку до ликвидации аварии. После ликвидации аварии в энергосистеме сработанный объем восстанавливается за счет снижения нагрузки ГЭС или за счет ближайшего по времени паводка.

В практике проектирования и эксплуатации ГЭС расчеты годичного и многолетнего стоков производятся, как правило, по диспетчерским графикам, представляющим собой зависимость расхода воды от отметки верхнего бьефа (или объема воды в водохранилище) и времени.

§5. Гидроэлектростанции и их энергетическое оборудование

Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются гидротурбины и генераторы.

Гидравлической турбиной называется машина, преобразующая энергию движущейся воды в механическую энергию вращения ее рабочего колеса. Гидротурбины разделяют на два класса: активные и реактивные. Общий вид рабочих колес гидротурбин представлен на рис. 17.8.

Активные гидротурбины используют только кинетическую энергию потока. Наиболее распространенными активными гидротурбинами являются ковшовые (рис. 17.8, а).

Реактивные гидротурбины используют и потенциальную энергию. К реактивным гидротурбинам относятся: пропеллерные (рис. 17.8, б), поворотно-лопастные (рис. 17.8, в), диагональные (рис. 17.8, г), радиально-осевые (рис. 17.8, д).

Каждая система гидротурбины оптимально работает при определенном напоре.

Электрическая часть ГЭС и ГАЭС состоит из электрических машин (соединенных с гидромашинами), трансформаторов и распределительных устройств. Основным элементом электрической части являются электрические синхронные машины переменного тока, работающие на:

ГЭС -- в режимах генератора, синхронного компенсатора и вращающегося резерва;

ГАЭС -- в режимах генератора, электродвигателя, синхронного компенсатора и вращающегося резерва.

Гидрогенераторы подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Вертикальные синхронные генераторы ГЭС выполняются: подвесного типа (рис. 17.9, а), зонтичного типа с опорой на нижнюю крестовину (рис. 17.9, б) или зонтичного типа с опорой на крышку турбины (рис. 17.9, в).

§6. Мощность ГЭС и выработка энергии

В энергосистеме ГЭС обычно используется для выработки электроэнергии, покрытия графика нагрузки, особенно его пиковой части, регулирования частоты электрического тока в системе, в качестве резерва и для выработки реактивной мощности в режиме синхронного компенсатора.

Режим работы ГЭС в энергосистеме зависит от расхода воды, напора, объема водохранилища, потребностей энергосистемы, ограничений по верхнему и нижнему бьефу.

Агрегаты ГЭС по техническим условиям могут быстро включаться, набирать нагрузку и останавливаться. Причем включение и выключение агрегатов, регулирование нагрузки могут происходить автоматически при изменении частоты электрического тока в энергосистеме. Для включения остановленного агрегата и набора полной нагрузки обычно требуется всего 1--2 мин.

Мощность на валу гидротурбины (кВт) определяется как

(17.7)

где Q_т -- расход воды через гидротурбину, м³/с; Н_т -- напор турбины, м; ?_т -- коэффициент полезного действия (КПД) турбины. Напор турбины равен:

(17.8)

где ?ВБ, ?НБ -- отметки уровня воды соответственно в верхнем и нижнем бьефе, м; Н_г -- геометрический напор; ?h -- потери напора в водоподводящем тракте, м.

Потери напора обычно составляют 2--5 % Н_г. Значение КПД гидротурбины зависит от ее конструкции, размеров и режимов работы. Коэффициент полезного действия современных крупных гидротурбин может достигать 0,95.

Электрическая мощность гидроагрегата N_a на выводах генератора

(17.9)

где ?_ген -- КПД гидрогенератора. Обычно КПД гидрогенератора равен 0,9--0,98.

Регулирование мощности агрегата ГЭС производится изменением расхода, проходящего через гидротурбину. Мощность ГЭС в i-й момент времени равна:

(17.10)

где Q_гi, H_гi, ?_гi -- расход ГЭС, напор ГЭС и КПД ГЭС соответственно в i-й момент времени.

Выработка электроэнергии ГЭС (кВт · ч) за период времени Т (ч) определяется как

(17.11)

В качестве расчетного периода Т рассматриваются час, сутки, неделя, месяц, год.

Годовая выработка электроэнергии ГЭС не является постоянной величиной, а изменяется в зависимости от объема стока, поступающего в водохранилище, степени его регулирования и условий эксплуатации ГЭС. При годичном регулировании годовая выработка электроэнергии ГЭС, как правило, существенно колеблется в основном за счет энергоотдачи в паводковый период.

При многолетнем регулировании неравномерность выработки электроэнергии по годам бывает незначительной.

Среднемноголетняя выработка электроэнергии Э является важной характеристикой, используемой при определении технико-экономических показателей ГЭС.

Для оценки работы ГЭС в энергосистеме служит условное число часов использования установленной мощности в году Т_у представляющее собой отношение:

(17.12)

где N_у -- установленная мощность ГЭС; Э_г -- среднегодовая выработка.

Для остропиковых ГЭС Т_у ? 2000 ч, а для ГЭС, работающих в полупиковом режиме, Т_у возрастает до 4000 ч. Если ГЭС предназначается для базисной работы, то Т_у составляет обычно 6000--6500 ч. Теоретическим пределом является Т_у = 8760 ч.

Эксплуатационный персонал на ГЭС существенно меньше, чем на тепловой или атомной электростанции аналогичной мощности.

Себестоимость выработки электроэнергии на ГЭС обычно в 6--8 раз ниже, чем на ТЭС или АЭС.

§7. Гидротехнические сооружения ГЭС

При создании водохранилища ГЭС плотины являются основными гидротехническими сооружениями и входят в состав напорного фронта. Существуют две группы плотин: бетонные (железобетонные) и грунтовые.

Бетонные плотины подразделяются на гравитационные, контрфорсные и арочные.

Гравитационная плотина является массивной, ее устойчивость обеспечивается собственным весом (гравитацией).

Плотина, не допускающая перелив воды через гребень (рис. 17.10, а), называется глухой.

Плотина, выполненная с поверхностным водосливом или заглубленными (донными) отверстиями для пропуска воды (рис. 17.10, б), называется водосливной.

Контрфорсная плотина (рис. 17.10, в) выполняется в виде вертикальных железобетонных ребер 2 (контрфорсов), на которые со стороны верхнего бьефа наклонно укладываются железобетонные плиты 1, воспринимающие давление воды. Контрфорсы соединяются между собой балками жесткости 3. В узких ущельях на скальном основании возводят арочные плотины (рис. 17.10, г). Арочная плотина, выполненная в виде свода, воспринимает давление воды и передает часть нагрузки на скальные берега и скальное основание.

Плотины из грунтовых материалов разделяются на земляные и каменные. Земляные плотины по виду возведения могут быть насыпные и намывные. Каменные плотины подразделяются на каменно-набросные и каменной кладки.

На деривационных ГЭС в качестве подводящей или отводящей деривации используются гидротехнические сооружения: туннели, каналы или трубопроводы.

§8. Гидроаккумулирующие электростанции

Гидроаккумулирующие электростанции создаются, как правило, для суточного аккумулирования энергии в электроэнергетической системе. Недельное аккумулирование требует большой емкости водохранилища и поэтому оказывается выгодным лишь при благоприятных топографических условиях.

ГАЭС покрывает пики графика нагрузки и обеспечивает потребление дешевой энергии в провалы графика нагрузки, выравнивая режимы работы ТЭС, АЭС.

ГАЭС характеризуется высокой маневренностью оборудования в турбинном и насосном режимах. Наличие у ГАЭС значительного регулировочного диапазона нагрузки (в турбинном и насосном режимах) и емкости аккумулирования позволяет очень эффективно использовать их в энергосистеме в качестве нагрузочного (частотного) и аварийного резервов.

Агрегаты ГАЭС могут использоваться в режиме синхронного компенсатора для выработки реактивной мощности и энергии.

Для ГАЭС характерно многообразие установившихся и нормальных эксплуатационных переходных процессов, так как ее гидроагрегаты в течение суток осуществляют многократную смену режимов работы (рис. 17.11).

Продолжительность нормальных эксплуатационных переходных процессов обусловлена параметрами оборудования и сооружений, условиями работы ГАЭС в электроэнергетической системе.

В России эксплуатируется Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт, ведется проектирование других ГАЭС.

Глава II. Перспективы использования гидроресурсов в энергетике

§1.Что сделано, что предстоит

Сейчас крупнейшими производителями гидроэнергии (включая гидроаккумулирующие станции) в абсолютных значениях являются Китай, Канада, Бразилия и США, замыкает пятерку лидеров Россия. Однако абсолютный лидер по выработке гидроэнергии на душу населения - Исландия. Кроме нее, этот показатель наиболее высок в Норвегии (доля ГЭС в суммарной выработке - 98 процентов), Канаде и Швеции.

Однако в развитых странах уже освоена большая часть экономически целесообразного гидропотенциала, в частности в Европе это 75 процентов, в Северной Америке - около 70 процентов, и возможности для строительства крупных ГЭС практически исчерпаны. В то же время Африка (21 процент мировых гидроэнергетических ресурсов) и Азия (39 процентов) вносят в мировую выработку гидроэлектроэнергии лишь 5 и 18 процентов, соответственно. Южная Америка и Австралия вместе взятые, располагая примерно 15 процентами ресурсов, дают только 11 процентов производимой в мире гидроэлектроэнергии.

Так что смело можно прогнозировать, что новые большие ГЭС будут строить в основном в Африке, Азии и Южной Америке, так как на других континентах, везде, где только можно построить большую ГЭС, они уже стоят.

Эти выводы подтверждаются тем, что крупнейшие ГЭС мира находятся именно в этих регионах. Так, именно в Азии, в Китае, располагается крупнейшая ГЭС мира «Три ущелья» на реке Янцзы. Мощность этой станции составляет 22,4 ГВт (для сравнения - мощность крупнейшей гидроэлектростанции России Саяно-Шушенской ГЭС составляла до аварии 6,4 ГВт). Кроме того, в Китае ведется строительство крупнейшего по мощности каскада ГЭС. Вторая по величине гидроэлектростанция в мире называется «Итайпу» и стоит на реке Парана, на границе Бразилии и Парагвая. Ее мощность - 14 ГВт. Наконец, «тройку призеров» замыкает гидроэлектростанция имени Симона Боливара, или «Гури», в Венесуэле, на реке Карони. Ее мощность - 10,3 ГВт.

Однако все эти достижения инженерной мысли меркнут перед ГЭС «Гранд Инга». Эта гидроэлектростанция, мощность которой составит 39 ГВт, планируется к сооружению международным консорциумом на реке Конго в Демократической Республике Конго (бывший Заир). У «Гранд Инга» будут пятьдесят две гидротурбины по 750 МВт каждая, плотина высотой 150 метров, будет использоваться часть потока скоростью 26?400 кубометров в секунду. В случае успеха проекта «Гранд Инга» вдвое превзойдет «Три ущелья».

Стоимость сооружения составит около 80 миллиардов долларов США. Ожидается, что строительство начнется в 2014 году и может быть завершено около 2025 года.

§2.Удел развивающихся стран?

Однако на фоне успехов гидроэнергетики не стоит забывать и о минусах, которые она несет окружающей среде. К тому же эти минусы приобретают все больший вес в глазах общественности и могут кардинальным образом сказаться на будущем отрасли.

Поскольку строительство крупных ГЭС, как правило, сопряжено с существенными экологическими проблемами - затоплением больших территорий, изменением климата (например, в Красноярске из за ГЭС не замерзает Енисей, лед здесь не образуется на протяжении 80 километров вниз по течению от плотины гидростанции) в странах с высокими природоохранными стандартами это стало дополнительным барьером для развития крупной гидрогенерации.

Кстати, недостаточно изучен вопрос, как нивелировать экологические последствия при выводе ГЭС из эксплуатации, так как ни одну из крупнейших гидроэлектростанций еще не выводили. Ясно одно: вывод ГЭС из эксплуатации потребует больших бюджетных затрат.

В результате происходит отчетливая «миграция» гидроэнергетики в развивающиеся страны, где велик неосвоенный гидропотенциал, а экологические соображения играют меньшую роль (как в силу менее строгих экологических стандартов, так и по причине невысокой политизированности вопросов экологии). В результате, по оценкам Международного энергетического агентства, в предстоящие полтора-два десятилетия до 80 процентов прироста мощностей гидрогенерации придется на развивающиеся государства.

Еще одним минусом гидроэнергетики можно назвать довольно низкий коэффициент использования установленной мощности. Этот общий показатель для энергетики у атомных станций составляет порядка 80 85 процентов, самый высокий из всех видов генерации. А у ГЭС он лишь порядка 50 процентов. То есть один гигаваттный блок в лучшем случае выдает 500?мегаватт, что также сказывается на перспективах развития гидроэнергетики.

Значит ли это, что времена расцвета гидроэнергетики в прошлом и ее ждет угасание? Конечно же, нет. Об этом можно судить по тому, какими темпами развивается малая гидроэнергетика, не требующая больших территорий, приближенная к потребителю и быстро окупающаяся. За последние десятилетия малая энергетика заняла устойчивое положение во многих странах мира.

Мировой опыт показывает, что освоение гидропотенциала малых рек решает проблемы энергоснабжения мелких потребителей. Например, в Китае построено более 90 тысяч малых ГЭС, которые обеспечивают 30 процентов энергопотребления в сельских районах. В США разработана государственная программа развития малой гидроэнергетики: до 2020 года планируется ввести малые ГЭС суммарной мощностью 50 тысяч МВт, что обеспечит производство 200 миллиардов кВт-ч электроэнергии. При этом стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, выработанной на малой ГЭС, составляет 1,8-2,4 цента (на больших ГЭС - 3,2-5,5 цента, на АЭС - 2,8-3,9 цента).

§3.Альтернативы развития

Впрочем, помимо традиционной малой гидроэнергетики, в настоящее время активно продвигают и другие способы получения электроэнергии от воды. Основные направления развития альтернативной гидроэнергетики связаны с использованием механической энергии приливов, волн, течений и тепловой энергии океана.

Только один приливно-отливный цикл Мирового океана энергетически эквивалентен 8?триллионам кВт-ч. По экспертным оценкам, технически возможно использование примерно 2 процентов этого потенциала. Наибольшими запасами приливной энергии обладают Атлантический и, в меньшей мере, Тихий океаны. Одним из наиболее существенных факторов, влияющих на возможность использования энергии приливов, являются особенности береговой линии, а также прибрежного и придонного рельефа. В длинных узких заливах с пологим дном приливы имеют максимальную высоту, иногда превышающую 10 метров, что существенно повышает эффективность энергетического использования приливно-отливного цикла. Есть мнение, что работа приливных электростанций тормозит вращение Земли, что может привести к негативным экологическим последствиям, однако, с точки зрения большинства экспертов, ввиду колоссальной массы Земли влияние приливных электростанций незаметно.

Первые экспериментальные приливные электростанции (ПЭС) появились в начале XX века, однако серьезный интерес к приливной энергетике возродился опять таки во времена энергетического кризиса, в середине 1970 х годов. Преимущества ПЭС - экологичность и низкая себестоимость производства энергии. Недостатки - высокая стоимость строительства и изменяющаяся в течение суток мощность, из за чего ПЭС может работать только в составе энергосистемы, располагающей достаточной мощностью электростанций других типов.

В 1984 году в Канаде была построена ПЭС «Аннаполис» мощностью 20 МВт. Активно развивают направление ПЭС США и Франция. Энергетический потенциал ПЭС в США оценивается в 350 миллиардов кВт-ч в год. Перспективные возможности сооружения ПЭС во Франции оцениваются в 40 миллиардов кВт-ч в год. Постепенно к развитию ПЭС присоединяются и другие страны.

Так, в прошлом году в Южной Корее была запущена крупнейшая в мире приливная электростанция Shihwa. В начале августа 2011 года запустили шесть из десяти ее генераторов. После полного запуска в эксплуатацию мощность сеульской электростанции составит 254 МВт. Электроэнергии, которую она будет вырабатывать, будет достаточно для обеспечения города с населением в 500 тысяч человек. Как считают южнокорейские специалисты, с помощью приливной электростанции Южная Корея будет экономить каждый год более 860 тысяч баррелей нефти и тем самым сможет снизить выбросы углекислого газа на 3,2 миллиона тонн в год.

Однако быть крупнейшей ПЭС ей осталось недолго: в 2012 году во французской Бретани завершится строительство приливной электростанции, которая, согласно утверждению французов, станет самым крупным подобным объектом в мире. Проект стоимостью 55 миллионов долларов США был разработан в 2004 году. Строительство электростанции началось в 2008 м, и вот теперь компании заявляют, что ее запуск будет осуществлен в начале следующего года. Компания OpenHydro поставила для проекта четыре двухмегаваттные турбины, которые в настоящее время устанавливаются на глубине 115 метров у побережья.

Еще одно направление развития альтернативной гидроэнергетики - волноприбойная энергетика. Технический потенциал энергии волн оценивается примерно в 3?миллиарда кВт-ч в год, однако реальные возможности его использования по целому ряду причин (в том числе из за непостоянства ветров и волн) существенно ниже. Экспериментальные волноприбойные электростанции (ВПЭС) в основном строятся по поплавковым схемам: в электричество преобразуется работа волн по поднятию расположенных на водной поверхности систем поплавков. Еще одним перспективным техническим вариантом ВПЭС считается «поршневая» схема, в которой волновые колебания уровня воды в вертикальных колодцах используются в качестве «поршней», прогоняющих через турбины воздух, находящийся над водой в этих колодцах. Пока эксплуатация опытных ВПЭС ведется только в Великобритании и Японии. Однако разработками в этом направлении активно занимаются в США, Канаде, Австралии и других странах.

Если же взглянуть в будущее гидроэнергетики чуть дальше, то человечеству стоит задуматься об энергетическом потенциале океанских и морских течений, который составляет сотни миллиардов киловатт-часов в год. Так, Гольфстрим, основная часть которого проходит между Флоридой и Багамскими островами, имеет эквивалентную энергетическую мощность в 50 миллионов кВт, и эксперты в США считают, что реально использовать примерно 10 процентов этой мощности. Возможная технология - погружение систем низкооборотных турбин (скорость течения - менее 1 м/с) в поток. Однако воплощение таких проектов - дело будущего.

Еще одним направлением может стать использование тепловой энергии океана. Его перспективы основаны на том, что между водой на поверхности и водой на глубинах уже в первые сотни метров существует очень значительная разница температур. Поскольку такое явление наблюдается повсеместно в низких широтах, теоретический потенциал данного типа энергетики очень велик.

Программы «Преобразование термальной энергии океана» уже осуществляются в США, Японии, Франции. Построены опытные моретермальные электростанции у Гавайских островов, острова Науру, у побережья Кот-д'Ивуара. МТЭС работают с применением испарительно-конденсационного цикла теплоагента, на принципе испарения жидкого аммиака, фреона или другого теплоносителя за счет отбора тепла глубинной холодной водой. Испаренный теплоноситель используется в турбинах низкого давления либо в поршневых системах для выработки электроэнергии. Впрочем, пока их мощность не превышает первых сотен киловатт, коэффициент преобразования энергии 10 15 процентов, а себестоимость энергии неконкурентоспособна с большинством других традиционных и нетрадиционных энерготехнологий.

Основные перспективы развития МТЭС связывают с технологиями сооружения крупных плавающих станций погружного или полупогружного типа большой мощности; расчеты показывают, что при этом коэффициент преобразования энергии можно поднять более чем вдвое. Однако для МТЭС с такими технологиями пока не вполне решены проблемы накопления и передачи выработанной энергии к потребителям на материке.

И все же рано или поздно эти технологические проблемы будут решены. И кто знает, может быть, в будущем большую часть энергии человечество будет получать от воды. А значит, гидроэнергетика не утратит своего значения ни в XXI, ни даже в XXII веке.

а сегодняшний день в мире малая гидроэнергетика -- это один из динамично развивающихся видов ВИЭ, расширение использования которого поддерживается как организационными мерами, так и материальным стимулированием поставщиков вырабатываемой энергии. В различных источниках приводятся разноречивые данные, связанные с отнесением гидроэлектростанций к малым.