Верхотурская ГЭС

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

Верхотурская ГЭС
Страна  Россия
Местоположение  Свердловская область
Река Тура
Собственник ПАО «Т Плюс»
Статус действующая
Год начала строительства 1943
Годы ввода агрегатов 1949
Основные характеристики
Годовая выработка электроэнергии, млн  кВт⋅ч 32
Разновидность электростанции плотинная
Расчётный напор, м 14
Электрическая мощность, МВт 7
Характеристики оборудования
Тип турбин радиально-осевые
Количество и марка турбин 2×РО, 1×РО-123-ВБ-160
Расход через турбины, м³/с 2×21, 1×14
Количество и марка генераторов 2×S21P515, 1×ВСГ 325/49-32
Мощность генераторов, МВт 2×2,25, 1×2,5
Основные сооружения
Тип плотины гравитационная бетонная
Высота плотины, м 26
Длина плотины, м 246
Шлюз нет
РУ 10 кВ, 35 кВ
На карте
Верхотурская ГЭС

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/с[1]. Выше Верхотурской ГЭС на реке Туре расположены три гидроузла — Верхне-Туринский, Красноуральская плотина и Нижне-Туринский[2].

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 мм[3]. В основании сооружений ГЭС расположены слабо трещиноватые гранитодиориты[4].

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·ч[5][6].

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 цементация[7].

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/с[8].

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 цементация[9].

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 — шандорохранилище[10].

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 затворами[11].

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 крепления[12][13].

Генераторы производят электроэнергию на напряжении 6,3 кВ, которая преобразуется трансформаторами и подается в энергосистему по линиям электропередачи 35 кВ и 10 кВ[14].

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 м[15].

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 дороги Свердловск-Серов, затем была подключена к единой энергосистеме[16][13]. 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»)[17][18].

Примечания
  1. Правила, 2014, с. 3-9.
  2. Правила, 2014, с. 7.
  3. Правила, 2014, с. 11.
  4. Правила, 2014, с. 13-17.
  5. Правила, 2014, с. 13, 22.
  6. ГОСТ Р 51238-98. Дата обращения: 20 ноября 2014.
  7. Правила, 2014, с. 13-14, 17.
  8. Правила, 2014, с. 16-17, 27.
  9. Правила, 2014, с. 16-17.
  10. Правила, 2014, с. 15-16.
  11. Правила, 2014, с. 14.
  12. Правила, 2014, 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. Правила, 2014, с. 18.
  16. Правила, 2014, 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.

Литература

Ссылки

This article is issued from Wikipedia. The text is licensed under Creative Commons - Attribution - Sharealike. Additional terms may apply for the media files.