Эта статья входит в число добротных статей

Эзминская ГЭС

Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Перейти к навигации Перейти к поиску
Эзминская ГЭС
Вид на напорно-станционный узел
Вид на напорно-станционный узел
Страна  Россия
Местоположение  Северная Осетия, с. Эзми
Река Терек
Каскад Терский
Собственник РусГидро
Статус действующая
Год начала строительства 1949
Годы ввода агрегатов 1954
Основные характеристики
Годовая выработка электроэнергии, млн  кВт⋅ч 231
Разновидность электростанции деривационная
Расчётный напор, м 161
Электрическая мощность, МВт 45
Характеристики оборудования
Тип турбин радиально-осевые
Количество и марка турбин 3×РО-15-ВМ-160
Расход через турбины, м³/с 3×11,3
Количество и марка генераторов 3×ВГС-325-135-14
Мощность генераторов, МВт 3×15
Основные сооружения
Тип плотины Земляная
Высота плотины, м 6,2
Длина плотины, м 99,5
Шлюз нет
РУ 110 кВ, 35 кВ, 10 кВ
На карте
Эзминская ГЭС (Северная Осетия)
Красная точка
Эзминская ГЭС

Эзми́нская ГЭС — гидроэлектростанция на реке Терек в Северной Осетии, в Затеречном районе города Владикавказа, у села Эзми. Входит в Терский каскад ГЭС, являясь его верхней (на территории России) ступенью . Вторая по мощности (после Зарамагской ГЭС-1) электростанция Северной Осетии. Эзминская ГЭС входит в состав Северо-Осетинского филиала ПАО «РусГидро»[1].

Конструкция станции[править | править код]

Эзминская ГЭС представляет собой высоконапорную деривационную электростанцию. Деривация подводящая безнапорная, на большей части своей протяжённости выполнена в виде тоннеля. Станция не имеет крупного регулирующего водохранилища и работает по водотоку, при этом наличие бассейна суточного регулирования позволяет использовать ГЭС для работы в пиковом режиме. Установленная мощность электростанции — 45 МВт, среднегодовая выработка электроэнергии — 231 млн кВт·ч[1].

Сооружения гидроэлектростанции разделяются на головной узел, деривацию и напорно-станционный узел. Головной узел (42°45′58″ с. ш. 44°37′57″ в. д.HGЯO) расположен на реке Терек, предназначен для обеспечения забора воды в деривацию и очистки её от наносов. Сооружения головного узла находятся вблизи пограничного перехода «Верхний Ларс» и включают в себя:[2][1]

  • земляную плотину с железобетонным экраном, отсыпанную из гравелистого грунта, длиной 99,5 м и высотой 6,2 м. Экран представляет собой железобетонную стенку в виде массивной контрфорсной конструкции;
  • эксплуатационный железобетонный двухпролётный водосброс, оборудованный сегментными затворами, пропускной способностью 500 м³/с. Водосброс оборудован металлическим мостовым переходом, используемым в служебных целях;
  • трёхпролетный водоприёмник открытого типа, пропускной способностью 51 м³/с, оборудован сороудерживающей решёткой и плоскими затворами. В фундаментной плите водоприёмника расположены две донные промывные галереи пропускной способностью 34,5 м³/с;
  • трёхкамерный отстойник длиной 82,5 м с тремя промывными отверстиями, промывной галереей и грязеспуском;
  • колодец-гаситель длиной 12 м, сопрягающий отстойник с деривационным тоннелем;
  • зимний обводной канал длиной 90 м, пропускной способностью 35 м³/с.

Напорные сооружения головного узла образуют небольшую аккумулирующую ёмкость (водохранилище) с отметкой нормального подпорного уровня (НПУ) 1123,5 м и проектным полезным объёмом 230 тыс. м³.

Деривация пропускной способностью 37,5 м³/с состоит из двух частей:[2][1]

  • безнапорного деривационного тоннеля подковообразного сечения длиной 7796 м, шириной по дну 3,4 м и высотой 3,4—3,55 м;
  • открытого деривационного канала с бетонной облицовкой, трапецеидального сечения, длиной 547 м и шириной по дну 2 м.

Напорно-станционный узел включает в себя:[2][1]

  • напорный бассейн, состоящий из аванкамеры с гасительным колодцем, трёхкамерного водоприёмника турбинных водоводов и грязеспуска с промывной галереей;
  • бассейн суточного регулирования (БСР) с отметкой НПУ 1102 м, площадью 0,067 км², полным объёмом 321,7 тыс. м³, полезным объёмом 280 тыс. м³. БСР представляет собой искусственную выемку, ограждённую земляной дамбой длиной 640 м и максимальной высотой 6 м. Дно и склоны БСР облицованы бетоном;
  • регулятор БСР, примыкающий к аванкамере напорного бассейна, оборудованный двумя донными отверстиями;
  • холостой водосброс БСР с расчетным расходом 37 м³/с, выполненный по типу бокового водослива с бетонным быстротоком с гасительным колодцем. В состав холостого водосброса также входит шугосброс (в настоящее время выведенный из эксплуатации);
  • трёхниточный стальной напорный турбинный водовод длиной 329—351 м, диаметром 1,9-1,6 м;
  • здание ГЭС;
  • отводящий канал длиной 655 м, облицованный бетоном на участке длиной 255 м.

В здании ГЭС установлены три вертикальных гидроагрегата мощностью по 15 МВт, с радиально-осевыми турбинами РО-15-ВМ-160, работающими при расчётном напоре 161 м. Гидротурбины изготовлены предприятием «Уралгидромаш». Перед турбинами установлены дисковые затворы. Турбины приводят в действие гидрогенераторы ВГС-325-135-14, изготовленные предприятием «Электротяжмаш». Электроэнергия с генераторов на напряжении 10,5 кВ подаётся на трёхфазные силовые трансформаторы ТДГ-40000-121/10,5, ТРДН-40000-115/10,5 и ТДНС-10000/35/10, а с них через открытые распределительные устройстве (ОРУ) 110 кВ и 35 кВ — в энергосистему по следующим линиям электропередачи:[3][4][1].

  • ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС — ПС Юго-Западная (Л-31);
  • ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС — ПС РП-110 с отпайками (Л-8);
  • ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС — ПС Кармадон (Л-25);
  • ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС — ПС Казбеги;
  • ВЛ 35 кВ Эзминская ГЭС — ПС Кавдоломит (Л-406).

Кроме того, имеется генераторное закрытое распределительное устройство (ЗРУ) напряжением 10 кВ, с шин которого по линиям 10 кВ производится энергоснабжение местных потребителей.

История строительства и эксплуатации[править | править код]

Планом ГОЭЛРО предусматривалось строительство на Тереке в районе Дарьяльского ущелья Дарьяльской ГЭС мощностью 40 МВт. Однако, при разработке подробного проекта станции выяснилось, что Дарьяльская ГЭС требует слишком больших капитальных затрат, в частности по причине необходимости переноса участков Военно-Грузинской дороги, затопляемых водохранилищем проектируемой станции. В связи с этим, техническая комиссия «Главэлектро» СССР приняла решение отказаться от строительства Дарьяльской ГЭС в пользу Гизельдонской ГЭС[1].

К идее строительства ГЭС на Тереке вернулись в годы Великой Отечественной войны. В 1944 году было начато строительство Дзауджикауской ГЭС, введённой во временную в эксплуатацию в 1948 году. В 1949 году было начато строительство Эзминской ГЭС, спроектированной Тбилисским отделением института «Гидроэнергопроект». Строительство велось организацией «ЭзминГЭСстрой» Министерства строительства электростанций. На момент проектирования Эзминской ГЭС выше по течению было запланировано строительство Дарьяльской ГЭС, в водохранилище которой должно было происходить накопление наносов и осветление воды, в связи, с чем головные сооружения Эзминской ГЭС были спроектированы как временные и не обеспечивали полноценной очистки воды от наносов. В дальнейшем, это осложняло эксплуатацию станции, приводя к заиливанию бассейна суточного регулирования и повышенному износу гидротурбин. Проходка деривационного тоннеля станции была произведена в 1951—1953 годах. Первый гидроагрегат Эзминской ГЭС был пущен 24 ноября 1954 года, второй и третий — в декабре того же года. В 1955 году станция была принята в постоянную эксплуатацию. В августе 1967 года при прохождении катастрофического паводка с расходами около 500 м³/с была разрушена грунтовая плотина головного узла. При восстановлении плотины её конструкция была усилена[1].

С момента завершения строительства и до конца 2019 года Эзминская ГЭС являлась крупнейшей электростанцией в Северной Осетии. В 2006 году в рамках реформы РАО «ЕЭС России», гидроэлектростанции Северной Осетии, в том числе и Эзминская ГЭС, были выделены из состава «Севкавказэнерго» в ОАО «Северо-Осетинская гидрогенерирующая компания»[5], которое позднее было передано под контроль ОАО «ГидроОГК» (позднее переименованное в ОАО «РусГидро»). 9 января 2008 года ОАО «Северо-Осетинская гидрогенерирующая компания» было ликвидировано путём присоединения к ОАО «ГидроОГК», Эзминская ГЭС вошла в состав Северо-Осетинского филиала компании[6].

Модернизация[править | править код]

До середины 2010-х годов станция существенно не реконструировалась, за исключением восстановления и усиления плотины головного узла после её разрушения в результате катастрофического паводка 1967 года, а также замены двух трансформаторов в 1985 и 1995 годах. Оборудование и сооружения станции устарели, износились и стали требовать модернизации. В 2013 году с ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева был заключён договор на выполнение работ по созданию проекта комплексной модернизации станции. В 2014-2017 годах были проведены работы по реконструкции головного узла, в ходе которых отстойник был удлинён на 32,5 м, что позволило значительно повысить его эффективность, а также был построен зимний обводной канал, что дало возможность проводить в дальнейшую реконструкцию головного узла без остановки станции[1].

В 2020 году были начаты работы по полной реконструкции станции. Они включают в себя замену гидроагрегатов, всего кранового и гидромеханического оборудования (затворов, сороудерживающих решеток), силовых трансформаторов и распределительных устройств (с изменением электрической схемы станции на более надёжную, внедрением элегазового оборудования на ОРУ-110 кВ и замены ОРУ-35 кВ на КРУН-35 кВ закрытого типа), внедрение современной автоматизированной системы управления технологическим процессом. Должны быть капитально отремонтированы гидротехнические сооружения с заменой повреждённого бетона, укреплён грунт под сооружениями головного узла, усилены напорные водоводы. После модернизации мощность ГЭС должна возрасти до 58,5 МВт. По состоянию на май 2021 года, были определены поставщики гидротурбин с предтурбинными затворами (завод «Уралгидромаш») и генераторов (ООО «Электротяжмаш-Привод»), крана машинного зала, гидромеханического оборудования, силовых трансформаторов и оборудования распределительных устройств, начаты работы по реконструкции головного узла и здания ГЭС. Все работы планируется завершить в 2024 году[1][2][4][3][7][8][9][10].

Примечания[править | править код]

  1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Возобновляемая энергия. Гидроэлектростанции России, 2018, с. 144—145.
  2. 1 2 3 4 Конкурс в электронной форме на право заключения договора на реконструкцию гидротехнических сооружений и производственных зданий Эзминской ГЭС (2-ТПИР-2018-СОФ). ПАО «РусГидро». Дата обращения: 12 августа 2021. Архивировано 16 августа 2021 года.
  3. 1 2 Конкурс в электронной форме на право заключения договора на поставку оборудования распределительных устройств Эзминской ГЭС для нужд филиала ПАО «РусГидро» — «Северо-Осетинский филиал» (Лот № 8-ТПИР-2019-СОФ). ПАО «РусГидро». Дата обращения: 10 апреля 2020. Архивировано 16 августа 2021 года.
  4. 1 2 Конкурс в электронной форме на право заключения договора на поставку силовых трансформаторов 110/35/10кВ, силовых трансформаторов 35/10кВ, трансформаторов собственных нужд 10/0,4кВ Эзминской ГЭС для нужд филиала ПАО «РусГидро» — «Северо-Осетинский филиал» (Лот № 7-ТПиР-2019-СОФ/1). ПАО «РусГидро». Дата обращения: 12 августа 2021. Архивировано 16 августа 2021 года.
  5. Годовой отчет ОАО «Северо-Осетинская ГГК» за 2006 год (pdf). ОАО «Северо-Осетинская ГГК». Дата обращения: 12 августа 2021. Архивировано 25 января 2012 года.
  6. Завершился первый этап консолидации ОАО «ГидроОГК». ОАО «ГидроОГК». Дата обращения: 12 августа 2021. Архивировано 11 августа 2020 года.
  7. На Эзминской ГЭС установят гидросиловое оборудование российского производства. ПАО «РусГидро». Дата обращения: 12 августа 2021. Архивировано 1 октября 2020 года.
  8. РусГидро приступило к комплексной модернизации Эзминской ГЭС. ПАО «РусГидро». Дата обращения: 12 августа 2021. Архивировано 27 февраля 2021 года.
  9. Программа комплексной модернизации Cеверо-Осетинского филиала РусГидро. 2021. ПАО «РусГидро». Дата обращения: 12 августа 2021. Архивировано 12 августа 2021 года.
  10. На Эзминской ГЭС началась полномасштабная модернизация. Ирыстон. Дата обращения: 12 августа 2021. Архивировано 12 августа 2021 года.

Литература[править | править код]

  • Дворецкая М.И., Жданова А.П., Лушников О.Г., Слива И.В. Возобновляемая энергия. Гидроэлектростанции России. — СПб.: Издательство Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого, 2018. — 224 с. — ISBN 978-5-7422-6139-1.
  • Слива И.В. История гидроэнергетики России. — М.: Филиал ОАО «РусГидро» — «КорУнГ», 2014. — 304 с.
  • Гидроэлектростанции России. — М.: Типография Института Гидропроект, 1998. — 467 с.

Ссылки[править | править код]