Верхотурская ГЭС
| 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 |
|
 Медиафайлы на Викискладе | |
Верхоту́рская ГЭС — гидроэлектростанция на реке Туре, в посёлке Привокзальном городского округа Верхотурский Свердловской области, у города Верхотурья. Принадлежит ПАО «Т Плюс», входит в состав её Свердловского филиала.
Природные условия
[править | править код]Верхотурская ГЭС расположена на реке Туре (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
[править | править код]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
[править | править код]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
[править | править код]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
[править | править код]
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
[править | править код]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
[править | править код]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
[править | править код]- ↑ Правила, 2014, с. 3-9.
- ↑ Правила, 2014, с. 7.
- ↑ Правила, 2014, с. 11.
- ↑ Правила, 2014, с. 13-17.
- ↑ Правила, 2014, с. 13, 22.
- ↑ ГОСТ Р 51238-98. Дата обращения: 20 ноября 2014. Архивировано 4 декабря 2014 года.
- ↑ Правила, 2014, с. 13-14, 17.
- ↑ Правила, 2014, с. 16-17, 27.
- ↑ Правила, 2014, с. 16-17.
- ↑ Правила, 2014, с. 15-16.
- ↑ Правила, 2014, с. 14.
- ↑ Правила, 2014, с. 14-16, 24-25.
- ↑ 1 2 Пуск Верхотурской ГЭС. Музей энергетики Урала. Дата обращения: 20 ноября 2014. Архивировано 29 ноября 2014 года.
- ↑ Решение от 11 марта 2009 года по делу № А60-41712/2008. Арбитражный суд Свердловской области. Дата обращения: 21 ноября 2014.
- ↑ Правила, 2014, с. 18.
- ↑ Правила, 2014, с. 2.
- ↑ Свердловский филиал. ОАО «ТГК-9». Дата обращения: 21 ноября 2014. Архивировано из оригинала 13 ноября 2014 года.
- ↑ Реорганизация КЭС Холдинга. ОАО «ТГК-9». Дата обращения: 7 декабря 2014. Архивировано из оригинала 13 декабря 2014 года.
Литература
[править | править код]- Правила использования Верхотурского водохранилища. — М.: Росводресурсы, 2014. — 137 с. Архивная копия от 29 ноября 2014 на Wayback Machine
Ссылки
[править | править код]- Пуск Верхотурской ГЭС. Музей энергетики Урала. Дата обращения: 20 ноября 2014.
 | Эта статья входит в число добротных статей русскоязычного раздела Википедии. |