Верхотурская ГЭС

Верхоту́рская ГЭС — гидроэлектростанция на реке Тура в городском округе ВерхотурскийСвердловской области, у города Верхотурье. Принадлежит ПАО «Т Плюс», входит в состав её Свердловского филиала.

Природные условия

Верхотурская ГЭС расположена на реке Тура (приток Тобола) в 818,5 км от её устья. Площадь водосбора реки в створе ГЭС составляет 5230 км². Водный режим Туры характеризуется высоким и продолжительным весенним половодьем, неустойчивой (прерываемой одним-двумя дождевыми паводками) летне-осенней и устойчивой зимней меженью. Половодье обычно начинается в апреле, его средняя продолжительность составляет 65 дней, в многоводные годы уровень подъёма воды над меженным уровнем превышает 5 м. Среднегодовой расход воды в реке составляет 29 м³/с, среднегодовой сток — 0,913 км³. Максимальный расход воды, с повторяемостью 1 раз в 1000 лет, оценивается в 1490 м³/с1. Выше Верхотурской ГЭС на реке Туре расположены три гидроузла — Верхне-Туринский, Красноуральская плотина и Нижне-Туринский2.

Климат района расположения ГЭС континентальный, с холодной многоснежной зимой и коротким дождливым летом. Минимальная годовая температура достигает −52°С, максимальная +36°С, годовая сумма осадков в разных частях бассейна водохранилища ГЭС составляет 550—670 мм3. В основании сооружений ГЭС расположены слабо трещиноватые гранитодиориты4.

Конструкция станции

Конструктивно Верхотурская ГЭС представляет собой низконапорную плотинную гидроэлектростанцию с приплотинным зданием ГЭС. Сооружения гидроэлектростанции включают в себя глухие бетонные левобережную и правобережную плотины, водосливную плотину, станционную плотину и здание ГЭС, разделительный устой, отводящий канал. Общая протяжённость напорного фронта составляет 245,7 м. Установленная мощность электростанции составляет 7 МВт (по российским стандартам станция классифицируется как малая ГЭС), среднегодовая выработка электроэнергии — 32 млн кВт·ч56.

Глухие плотины

В состав сооружений Верхотурской ГЭС входят две глухие гравитационные бетонные плотины идентичной конструкции — левобережная и правобережная. Левобережная плотина имеет длину 45 м, ширину по гребню 5,75 м, максимальную высоту 24,4 м. Правобережная плотина имеет длину 30 м, ширину по гребню 1,5 м, максимальную высоту 19 м. В плотинах расположена потерна, для защиты от фильтрации в основании выполнена цементация7.

Водосливная плотина и разделительный устой

Водосливная гравитационная бетонная плотина расположена между правобережной глухой плотиной и разделительным устоем, предназначена для пропуска расходов воды, превышающих пропускную способность гидроагрегатов. Водослив плотины нерегулируемый — сброс воды происходит автоматически путём её перелива через верх плотины при превышении уровнем водохранилища отметки гребня плотины (112 м по Балтийской системе высот). Длина плотины — 128,5 м, ширина по основанию — 23,2 м, наибольшая высота — 26 м. Плотина рассчитана на максимальный пропуск воды в объёме 1130 м³/с8.

Плотина разделена на два водосливных участка, разделённых бычком толщиной 3,5 м. Первый участок имеет длину 41 м, дно плотины за ним укреплено рисбермой из бетонных плит толщиной 1-1,5 м. Второй участок имеет длину 81,5 м, рисбермы за ним нет. Для уменьшения объёма бетона в низовой части плотины устроены ниши шириной 4,3 м, заполненные каменной кладкой. Ближе к верховой грани в теле плотины оборудована потерна, для защиты от фильтрации в основании плотины произведена цементация9.

Разделительный устой расположен между станционной и водосливной плотинами. Длина устоя — 9,7 м, максимальная высота — 23,5 м. В низовой части устоя расположена повышающая подстанция, в верховой — шандорохранилище10.

Станционная плотина и здание ГЭС

Станционная гравитационная бетонная плотина размещена между разделительным устоем и левобережной глухой плотиной. Её длина — 32,5 м, ширина по гребню — 5,75 м, ширина по основанию — 17 м, максимальная высота — 26 м. В теле плотины устроена потерна, для защиты от фильтрации в основании выполнена цементация. В нижней части плотины расположены три водовода, подводящих воду к расположенным в здании ГЭС гидротурбинам. Размеры водоводов изменяются от 7,5×4 м вначале до 2,84×2,84 м в конце. Водоприёмные отверстия водоводов оборудованы сороудерживающими решётками и ремонтными плоскими колёсными затворами11.

Здание ГЭС, состоящее из трёх агрегатных секций, непосредственно примыкает к низовой части станционной плотины. В машинном зале здания ГЭС размещены три вертикальных гидроагрегата с радиально-осевыми турбинами. Два гидроагрегата мощностью по 2,25 МВт американского производства, с турбинами фирмы S.Morgan Smith Co. и генераторами S21P515. Турбины работают на расчётном напоре 14 м, максимальный расход воды через каждую турбину — 21 м³/с. Один гидроагрегат отечественного производства, имеет мощность 2,5 МВт, с турбиной РО-123-ВБ-160 производства завода «Уралгидромаш» и генератором ВСГ 325/49-32 производства завода «Уралэлектроаппарат». Турбина работает на расчётном напоре 12-20 м с максимальным расходом воды 14 м³/с. Данный гидроагрегат включается в работу только в период паводка, по причине его неэкономичности и резкого снижения мощности при уменьшении напора. Отработавшая на гидроагрегатах вода сбрасывается в отводящий канал длиной 65 м, не имеющий бетонного крепления1213.

Генераторы производят электроэнергию на напряжении 6,3 кВ, которая преобразуется трансформаторами и подается в энергосистему по линиям электропередачи 35 кВ и 10 кВ14.

Водохранилище

Подпорные сооружения ГЭС образуют небольшое Верхотурское водохранилище, которое при нормальном подпорном уровне имеет площадь 3,18 км², длину 25 км, максимальную ширину 0,53 км. Полная и полезная ёмкость водохранилища составляет 12,39 и 8,29 млн м³ соответственно, что позволяет осуществлять суточное регулирование стока. Отметка нормального подпорного уровня водохранилища составляет 112 м над уровнем моря (по Балтийской системе высот), уровня мёртвого объёма — 108,5 м, форсированного подпорного уровня — 114,45 м15.

История строительства и эксплуатации

Проект Верхотурской ГЭС разработан институтом «Ленгидропроект». Возведение станции началось в годы Великой Отечественной войны, в 1943 году, с целью обеспечения электроэнергией золотодобывающих предприятий. Строительство станции предполагалось осуществить в две очереди, первая очередь (с отметкой уровня водохранилища 112 м) была принята в эксплуатацию 21 декабря 1949 года. Вторая очередь (с отметкой уровня водохранилища 117 м) построена не была, гидроузел в постоянную эксплуатацию принят не был. До 1958 года Верхотурская ГЭС работала изолированно, обеспечивая, в том числе, работу электрифицированной железной дорогиСвердловск-Серов, затем была подключена к единой энергосистеме1613. С 2006 года собственником станции является ОАО «ТГК-9», ГЭС входит в состав её Свердловского филиала; в 2014 году, в рамках консолидации активов КЭС Холдинга, ОАО «ТГК-9» было присоединено к ОАО «Волжская ТГК» (позднее переименованное в ПАО «Т Плюс»)1718.

Примечания

  1. , с. 3-9.
  2. , с. 7.
  3. , с. 11.
  4. , с. 13-17.
  5. , с. 13, 22.
  6. ГОСТ Р 51238-98. Дата обращения 20 ноября 2014.
  7. , с. 13-14, 17.
  8. , с. 16-17, 27.
  9. , с. 16-17.
  10. , с. 15-16.
  11. , с. 14.
  12. , с. 14-16, 24-25.
  13. Пуск Верхотурской ГЭС. Музей энергетики Урала. Дата обращения 20 ноября 2014.
  14. Решение от 11 марта 2009 года по делу № А60-41712/2008. Арбитражный суд Свердловской области. Дата обращения 21 ноября 2014.
  15. , с. 18.
  16. , с. 2.
  17. Свердловский филиал(недоступная ссылка). ОАО «ТГК-9». Дата обращения 21 ноября 2014.Архивировано 13 ноября 2014 года.
  18. Реорганизация КЭС Холдинга(недоступная ссылка). ОАО «ТГК-9». Дата обращения 7 декабря 2014.Архивировано 13 декабря 2014 года.