Главная » wiki

Баксанская ГЭС

Бакса́нская гидроэлектроста́нция — ГЭС на реке Баксан в Баксанском районе Кабардино-Балкарии, в районе сёл Заюково и Атажукино. Построенная по плану ГОЭЛРО, Баксанская ГЭС является одной из старейших гидроэлектростанций России. Станция сильно пострадала в ходе Великой Отечественной войны, будучи подорванной сначала советскими, а затем и немецкими войсками, но была в короткие сроки восстановлена. До конца 1950-х годов Баксанская ГЭС являлась основной электростанцией энергосистем Ставропольского края и Кабардино-Балкарии[1]. 21 июля 2010 года станция была выведена из строя в результате диверсии и к декабрю 2012 года была полностью восстановлена и реконструирована.

Баксанская ГЭС
Баксанская ГЭС после диверсии 21 июля 2010 года
Баксанская ГЭС после диверсии 21 июля 2010 года
Страна  Россия
Местоположение Атажукино
Река Баксан
Собственник РусГидро
Статус действующая
Год начала строительства 1930
Годы ввода агрегатов 1936, 1938, 2012
Основные характеристики
Годовая выработка электроэнергии, млн  кВт⋅ч 142
Разновидность электростанции деривационная
Расчётный напор, м 91,5
Электрическая мощность, МВт 27
Характеристики оборудования
Тип турбин радиально-осевые
Количество и марка турбин 3хРО 110-В-130
Расход через турбины, м³/с 3х
Количество и марка генераторов 3хСВ 316/75-12 УХЛ4
Мощность генераторов, МВт 3х9
Основные сооружения
Тип плотины бетонная водосливная
Длина плотины, м 64,7
Шлюз нет
РУ КРУЭ 110 кВ
На карте
Красная точкаБаксанская ГЭС
Логотип Викисклада Медиафайлы на Викискладе

Содержание

Описание сооружений

Баксанская ГЭС является типичной деривационной гидроэлектростанцией с безнапорной подводящей деривацией, выполненной в виде каналов и тоннелей. Конструктивно ГЭС представляет собой сложный гидротехнический комплекс протяженностью порядка 10 км, разделяющийся на три части: головной узел, деривацию и напорно-станционный узел[2].

Головной узел

Головной узел Баксанской ГЭС служит для забора воды в деривацию, очистки её от наносов, а также для сброса излишков воды в период паводков и санитарного попуска в остальное время года в нижний бьеф. Расположен на реке Баксан в селе Заюково, грунтами основания являются чередующиеся слои мергелей и известняков. Состоит из водосливной плотины и отстойника. Водосливная плотина — бетонная, имеет 2 водосбросных пролёта шириной по 18 м, которые могут пропустить расход воды до 660 м³/с. Пролёты перекрываются цилиндрическими затворами размером 18х5,5 м. Помимо пролётов, плотина оборудована шугосбросом и сифонным водосбросом с тремя рукавами, имеющим пропускную способность 30 м³/с. Общая длина плотины составляет 64,7 м. Плотина создаёт небольшой (около 6 м) подпор на реке Баксан, образуя малое водохранилище с отметкой нормального подпорного уровня 653,31 м. Непосредственно к водосливной плотине примыкает водозаборное сооружение, совмещённое с отстойником, осуществляющее забор воды в деривацию и очистку её от наносов. Отстойник трёхкамерный, непрерывного действия, с промывной галереей. Длина камер 70 м, ширина камер в верхней части 14,46 м, в нижней 14,08 м, объем 14 700 м³, расход воды промыва 18 м³/с. Водоприёмных отверстий шесть, размером 5,6х2,75 м каждое, перекрываются колёсными затворами, расчётный расход воды через отверстия — 35 м³/с. За отстойником располагаются шлюз-регулятор с шестью сегментными затворами размером 5,6х1 м каждый и аванкамера деривации[2][3]. Координаты головного узла — 43°36′20″ с. ш. 43°18′20″ в. д.HGЯO

Деривация

Деривация Баксанской ГЭС безнапорная, длиной 10 км и пропускной способностью 35 м³/сек, служит для отвода стока реки к зданию ГЭС и создания напора на гидроагрегатах. Состоит из открытой (деривационный канал длиной 6519 м) и закрытой (деривационные тоннели и акведуки общей длиной 3303 м и 178 м соответственно) частей. Деривация проложена по левобережным надпойменным террасам реки Баксан, в сложных топографических и геологических условиях — по трассе деривации встречаются галечниковые и гравийные грунты, суглинки, супеси, лессовидные и майкопские глины, мергели, туфоконгломераты, туфогравелиты и другие породы. Большая часть деривации выполнена в виде деривационного канала с железобетонной облицовкой общей длиной 6540 м, разделяющегося тоннелями на три участка. Трасса канала проходит по северной окраине села Заюково и по самому селу. Первые 2486 м (ПК 0 — ПК 24+86) деривационный канал проходит в открытой выемке и частично с односторонней подпорной стенкой по первой и второй надпойменным террасам долины реки Баксан, затем на протяжении 711 м (ПК 24+86 — ПК 31+97), до косогора, — в двухсторонних дамбах высотой до 9 м. Канал в дамбах протрассирован в обход (на расстоянии до 100 м) от оползневого участка, и по проектной документации он именуется обходным каналом. Далее, на косогорном участке канал выполнен в полувыемке — полунасыпи: в начале, на длине 235,5 м (ПК 32+09 — ПК 34+44,5) — с правой односторонней подпорной стенкой, а в дальнейшем, на длине 536 м — с односторонней правой дамбой высотой 2—3 м. Общая длина канала на косогорном участке (включая сопряжения) составляет 806 м[4].

От ПК 40+03 до ПК 43+24,83 деривация пересекает тоннелем № 1 длиной 321,83 м участок «южного» оползня, после чего переходит в открытый канал и продолжается до ПК 59+55,42, где начинается тоннель № 2 длиной 827,38 м, пересекающий «северный» оползневой участок. Канал между туннелями практически по всей длине проходит в полувыемке — полунасыпи. Тоннели № 1 и № 2 имеют коробовое поперечное сечение типа Порнта. Максимальная ширина и высота сечения 5,1 м. В соответствии с проектом туннели работают в безнапорном режиме с наполнением 4 м при пропуске расчетного расхода 35 м³/с. Уклон дна туннелей — 0,00035, нормальная скорость воды 1,82 м/с. Облицовка выполнена из монолитного железобетона по всему поперечному сечению. Толщина облицовки переменная — от 0,9 до 0,45 м. От ПК 67+82,8 деривация проложена по косогору и проходит открытой выемкой (каналом) с правой односторонней дамбой высотой 3—5 м до портала тоннельного комплекса № 3 (ПК 76+67,99)[5].

Уклон дна открытого канала составляет 0,00045, скорость течения 1,75 м/с, глубина воды при расчётном расходе — 3 м. На канале имеются следующие сооружения:

  • шугосброс на ПК 10+40;
  • сифонный водосброс на ПК 38+60;
  • два боковых поверхностных водослива (перед тоннелем № 2 и тоннельным комплексом № 3);
  • две нитки труб ливнеспуска на ПК 27+39 и ПК 30+54;
  • промывники наносов (у выхода из тоннелей № 1 и № 2);
  • 22 лотка-селедука, пересекающие канал от ПК 8+20 до ПК 76+00;
  • три мостовых перехода, пересекающих канал на ПК 10+50, ПК 17+40, ПК 24+25.

Суммарный расчётный расход боковых водосливов — 14,5 м³/сек, расчётный расход сифонного водосброса — 23 м³/сек. Превышение порога водослива над расчётным уровнем воды составляет 0,5 м. Промывники наносов выполнены из железобетонных труб диаметром 1,5 м, перекрываемых плоскими затворами. Расчетный расход каждого промывника — 9,6 м³/сек. Расчётный расход шугосброса — 3 м³/сек. Шугосброс состоит из подходного участка, шугосбросного лотка, отводящего канала со сбросным устройством и шандорного заграждения, устанавливаемого поперёк канала на расстоянии 30 м ниже шугосбросного лотка. Ливнесбросная сеть канала состоит из нагорных, подводящих и отводящих канав (лотков). Переброска воды с твердым стоком (селя) предусмотрена над каналом с помощью 22-х лотков — селедуков. Исключение представляет участок обходного канала, где отвод ливневых вод предусмотрен под каналом двумя нитками труб ливнеспуска[4].

Тоннельный комплекс № 3 состоит из четырех безнапорных тоннелей общей длиной 2154 м, между которыми (на пересечении деривации с оврагами) устроены три железобетонных акведука. Тоннели имеют овоидальное поперечное сечение, максимальная ширина сечения 4 м, высота 4,5 м. Уклон дна туннелей — 0,001, нормальная скорость воды 2,78 м/с, нормальное наполнение 3,7 м. Облицовка туннелей выполнена из монолитного железобетона толщиной 0,75 — 0,51 м. Выходной портал концевого тоннеля сопрягается с напорным бассейном. Акведуки представляют собой прямоугольные железобетонные лотки, опирающиеся на массивные железобетонные устои. Акведуки № 1 и № 3 — однопролётные, акведук № 2 — трёхпролётный. Поперечное сечение лотков акведуков: по наружному периметру 4,52х5,32 м, по внутреннему периметру 3,68х4,5 м. Уклон дна лотков — 0,001, нормальная скорость воды 2,67 м/с, расчётное наполнение 3,7 м[5].

Напорно-станционный узел

  Схема Баксанской ГЭС. Масштаб не выдержан.

Напорно-станционный узел состоит из бассейна суточного регулирования, напорного бассейна, перепускного тоннеля, водозаборного устройства, напорных трубопроводов, здания ГЭС, отводящего канала и открытого распределительного устройства (ОРУ).

Бассейн суточного регулирования (БСР) служит для накопления воды с целью обеспечения работы ГЭС с максимальной загрузкой в часы пиковых нагрузок в энергосистеме, расположен на древней террасе реки Баксан, возвышающейся на 90—120 м над рекой. БСР создан расширением балки путём врезки в склоны и перекрытием её грунтовой плотиной. Полезный объем БСР составляет 150 тысяч м³, площадь водного зеркала 0,072 км². Отметка нормального подпорного уровня (НПУ) воды в БСР — 646,5 м, уровень мёртвого объёма (УМО), ниже которого сброс воды не производится — 644,3 м; таким образом, вода из БСР может быть сработана на 2,2 м, обеспечивая выработку 30 тысяч кВт·ч электроэнергии[5].

Породами склонов и днища БСР служат делювиальные лессовидные суглинки мощностью до 14 м, перекрывающие аллювиальные отложения Бакинской террасы. Гидроизоляция дна и откосов БСР выполнена в виде глиняного экрана толщиной 0,75—0,8 м, устойчивость бортов БСР обеспечивается укреплением их булыжником. Плотина БСР насыпная, однородная, отсыпана из суглинистого грунта, с дренажной призмой из песчано-галечного грунта с трехслойным фильтром, расположенным в основании низового откоса. Высота плотины 15 м (отметка гребня 650,5 м), длина по гребню 245 м, ширина по гребню 6 м. Заложение верхового откоса 1:3; 1:3,5, низового откоса 1:2; 1;2,5. Верховой откос и гребень плотины покрыты песчано-галечным слоем и укреплены мощением булыжника. Низовой откос укреплён одерновкой[5].

БСР соединён с напорным бассейном перепускным тоннелем с горизонтальным дном (отметка дна 631,1 м), проложенным в глинах и частично в песчано-галечных отложениях. Тоннель имеет коробовое сечение с размерами 5,1х5,1 м, максимальные расходы воды составляют от 11,66 до 15,35 м³/с в разные стороны. Длина тоннеля составляет 234 м, у входа в тоннель расположен шлюз-регулятор с двумя плоскими затворами размером 2,55х3 м каждый[5].

Напорный бассейн служит для сопряжения деривации с напорными трубопроводами, расположен на древней террасе реки Баксан, в аллювиальных галечниках. Заполнение водой напорного бассейна осуществляется из деривации, с которой он сопрягается при помощи подводящего канала длиной 90 м, расположенного в глубокой (до 20 м) выемке, разработанной в суглинисто-глинистых грунтах, подстилаемых на глубине 1—2 м под дном канала галечниками. Ширина канала по дну 2,0 м, максимальная глубина воды 4,8 м, уклон дна 0,0002. Дно и откосы канала облицованы железобетоном. Собственно напорный бассейн представляет собой уширенную часть подводящего канала, углублённую около водоприёмных сооружений. Площадь напорного бассейна при НПУ составляет порядка 2500 м², полный объем 10 000 м³. Отметка НПУ бассейна 646,5 м, отметка УМО — 244,3 м; таким образом, глубина сработки воды в бассейне составляет 2,2 м. Крепление подводной части бассейна выполнено из монолитного железобетона[6].

Для сброса воды из напорного бассейна мимо ГЭС при внезапной остановке всех турбин служит холостой водосброс пропускной способностью 35 м³/сек. Также холостой водосброс используется для сброса промывных расходов (до 20 м³/с), сброса льда и шуги из напорного бассейна, опорожнения БСР, отвода дренажных вод и удаления мусора. Водозаборные сооружения холостого водосброса представляют собой саморегулирующийся водослив подковообразной формы, длиной по гребню 37,75 м, из которого вода попадает в открытый лоток шириной 5,6 м, протрассированный по склону с левой стороны от турбинных водоводов и здания ГЭС. Водослив сопрягается с водоприемником турбинных водоводов с правой стороны, образуя вместе с ним единый напорный фронт. За водосливом, на начальном участке длиной 20 м, лоток выполнен с небольшим уклоном, составляющим 0,008. Далее лоток переходит в верхний водобойный колодец шириной 5,6 м и длиной 22,75 м, за которым на расстоянии 25,27 м начинается быстроток лотка, заканчивающийся водобойным колодцем комбинированного типа, шириной 8,5 м и длиной 36 м, с высотой водобойной стенки 2,5 м. С отводящим каналом холостой водосброс соединяется с помощью трехступенчатого перепада общим падением 4,0 м. Общее падение холостого водосброса 93,7 м, уклон дна 1:1,5, длина 300 м, напор на водосливе при расчётном расходе 0,6 м. Для сброса шуги со стороны верхнего бьефа холостого водосброса устроен шугосброс (напор над порогом 3 м), оборудованный комплектом шандор пролетом 3,33 м, общей высотой 3,0 м. Также имеется затвор промывника размером 2,7х1,7 м[6].

Из напорного бассейна через водоприёмник с тремя аварийно-ремонтными затворами размерами 2,24х1,93 м вода подаётся в три металлических напорных трубопровода диаметром 1,8 м и длиной 190 м каждый, сопрягающихся со зданием ГЭС. В основании напорных трубопроводов и холостого водосброса залегают в верхней части — аллювиальные галечники, в нижней — туфовые гравийно-галечные грунты (туфоконгломераты и туфогравелиты). Здание ГЭС расположено на северной окраине села Атажукино. Машинный зал здания ГЭС имеет длину 22,5 м и ширину 10 м, расстояние между осями агрегатов 7,5 м. Установленная мощность ГЭС — 27 МВт, среднегодовая выработка — 142 (до реконструкции — 108) млн кВт·ч. В здании ГЭС установлено три гидроагрегата с радиально-осевыми турбинами, работающие при расчётном напоре 91,5 м, производства концерна «Силовые машины». Перед турбинами установлены установлены шаровые затворы.

Отработавшая на гидроагрегатах вода сбрасывается в отводящий канал и далее в реку Баксан. Длина отводящего канала, проложенного в аллювиальных отложениях, — 260 м, ширина по дну 8,5 м, заложение откосов 1:1,5, уклон 0,0005, максимальная глубина воды в канале 4,45 м. Дно и подводные откосы канала облицованы железобетонными плитами толщиной 0,2 м, бермы и надводные откосы укреплены мощением. У выхода в реку канал имеет повышенный порог (около 1,0 м над дном канала)[7].

С 1962 года до второй половины 2010 года в здании ГЭС были установлены 3 гидроагрегата с вертикальными радиально-осевыми турбинами: две РО-82-ВМ-120 (станционные № 2 и 3) и одна РО-662-ВМ-120 (станционный № 1). Гидротурбины имели диаметр рабочего колеса 1,2 м. После турбин были установлены плоский колёсный затвор размером 4,31х3,4х3,3 м (гидроагрегат № 1) и шесть плоских скользящих щитов размерами 3х2,6х2,2 м каждый (гидроагрегаты № 2 и 3, для каждого)[7]. Турбины приводили в действие гидрогенераторы ВГ-500/9500 паспортной мощностью 8,32 МВт (№ 1 и 3) и 7,5 МВт (№ 2). Максимальная мощность генераторов была несколько выше: № 1 — 9 МВт, № 2 — 8 МВт, № 3 — 8,6 МВт. Производитель турбин — Ленинградский металлический завод (ЛМЗ), гидрогенераторов — харьковские заводы «Турбоатом» (№ 1 и 3) и «Электротяжмаш» (№ 2; изначально был установлен на Дзорагетской ГЭС в Армении). Турбины агрегатов № 2 и 3 работали с 1938 года, турбина гидроагрегата № 1 была заменена в 1962 году, гидрогенераторы были изготовлены в 1933 году (№ 1) и 1936 году (№ 2 и 3), восстановлены в 1943—1947 годах[8][9]. Также на ГЭС имелся гидроагрегат для собственных нужд с горизонтальной ковшовой турбиной производства ЛМЗ и генератором С-146/12 мощностью 0,12 МВт производства завода им. Калинина, демонтированный в 1959 году.

Генераторы выдавали электроэнергию с напряжением 6,3 кВ, которое повышалось до 110 кВ с помощью трёх блочных трансформаторов ТДН-16000/110-УХП1. Электроэнергия выдаётся с ГЭС в энергосистему с открытых распределительных устройств напряжением 110 и 35 кВ, по 4 линиям электропередач 110 кВ и двум 35 кВ. Отключение линий производилось масляными выключателями МКП-110 и ВМТ-110. Также на станции имелись два сухих трансформатора собственных нужд ТСЗГЛ-630/6УЗ и три трансформатора ТСЗП-250/6ВУЗ, предназначенных для питания системы возбуждения гидрогенераторов[7][9]. В 2010—2012 годах всё это оборудование было демонтировано и заменено на новое.

История создания

Первые упоминания о возможности использования реки Баксан для производства электроэнергии относятся к 1900 году[10]. В 1911 году инженер Ляпушинский создал эскизный проект гидроэлектростанции на Баксане с целью электрификации Владикавказской железной дороги[11]. Однако до Октябрьской революции гидроэлектростанций на Баксане, как и вообще в Кабардино-Балкарии, построено не было. В 1918 году была организована первая экспедиция в верховья рек Баксан, Кубань и Малка с целью изыскательских работ по выбору створов для сооружения ГЭС. Руководил экспедицией инженер Е. Н. Кутейников, погибший 8 сентября 1918 года при нападении на экспедицию местных банд[10]. 14 декабря 1926 года Постановлением СНК СССР был утверждён уточнённый план ГОЭЛРО, предусматривавший строительство Баксанской ГЭС[12]. Изыскательские работы в районе строительства Баксанской ГЭС были проведены в 1928 году. Разработанный проект гидроэлектростанции был доработан специальной комиссией под руководством профессора Графова, являвшегося одним из руководителей строительства Волховской ГЭС[10], в проектировании ГЭС принимали участие Государственный трест по проектированию гидроэлектрических станций «Гидроэлектропроект»[13] и институт «Ленгидропроект»[2]. Титул на строительство Баксанской ГЭС был утверждён 26 ноября 1929 года, новая гидроэлектростанция должна была обеспечить электроснабжение различных потребителей в Кабардино-Балкарии, городов Кавказских Минеральных Вод и железнодорожных веток Минеральные Воды — Кисловодск, Минеральные Воды — Железноводск[14]. Подготовительные работы по строительству ГЭС были развёрнуты с апреля 1930 года. Для строительства ГЭС была образована специальная организация — Управление по постройке государственной районной гидроэлектростанции на реке Баксан «Баксанстрой». Строительство сооружений станции велось с широким использованием ручного труда, помимо местного населения ГЭС строили сотни специалистов со всей страны, в том числе строители ДнепроГЭСа, московские метростроевцы, шахтёры Донбасса. Руководили строительством станции А. В. Винтер, М. С. Рубин, В. А. Писарев, Е. Г. Ваинруб[15].

Первый гидроагрегат Баксанской ГЭС (станционный № 3) был пущен 20 сентября 1936 года, на полную мощность станция была выведена в 1938 году. Сметная стоимость сооружения Баксанской ГЭС составила 104,7 млн руб. в ценах 1936 года[2]. Одновременно строились электрические сети — в 1936 году в составе «Баксанстроя» в Пятигорске было создано Управление электрическими сетями, впоследствии переименованное в «Центральные электрические сети» «Ставропольэнерго»[16].

Эксплуатация

  Внешние изображения
  Взорванное немецкими войсками здание Баксанской ГЭС

25 октября 1940 года на базе Баксанской ГЭС был создан Баксанский энергокомбинат, включавший в себя помимо гидроэлектростанции Кисловодскую ТЭЦ и линии электропередач. В 1942 году, в ходе Великой Отечественной войны, немецкие войска подошли к станции. Оборудование ГЭС эвакуировать не удалось, и в ночь на 30 августа 1942 года водосбросная плотина и напорные трубопроводы ГЭС были подорваны с целью исключить возможность эксплуатации станции врагом. При этом взрывы были рассчитаны таким образом, чтобы обеспечить максимально быстрое восстановление станции после её освобождения. Немцы не смогли восстановить станцию — уже в январе 1943 года им пришлось отступить. 12 января 1943 года вместе с войсками Красной Армии на станцию вернулись энергетики, обнаружившие неутешительную картину — при отступлении немецкие войска повторно взорвали многие сооружения ГЭС, в том числе каркас здания станции, все три гидроагрегата, холостой водосброс, щит управления, распределительное устройство[12][16][17].

В феврале 1943 года начались работы по восстановлению Баксанской ГЭС, к которым был привлечён грузинский трест «ХрамГЭСстрой». С целью скорейшего восстановления станции на ГЭС был переброшен аналогичный по конструкции гидроагрегат с расположенной в Армении Дзорагетской ГЭС. Уже 25 декабря 1943 года первый гидроагрегат станции (станционный № 2) был запущен в эксплуатацию, а коллектив строителей и монтажников ГЭС удостоился поздравления И. В. Сталина:[1]

Баксанская Гидроэлектростанция.

Товарищам Гиндину, Зурабову, Цискрели. Поздравляю строителей и монтажников Баксанской гидростанции с успешным восстановлением гидротехнических сооружений и пуском в работу первой гидротурбины. Своей образцовой работой вы доказали, что трудная задача восстановления электрических станций, разрушенных немецко-фашистскими варварами, может быть решена в короткие сроки. Желаю вам дальнейших успехов в вашейработе.

И. Сталин

Гидроагрегат со станционным № 1 был восстановлен в 1945 году, № 3 — в 1947 году, гидроагрегат собственных нужд в 1948 году[2]. В 1950—1953 годах Баксанская ГЭС была полностью автоматизирована, что позволило значительно уменьшить персонал станции. В 1955 году Управление Баксанского энергокомбината было переведено в Пятигорск, 14 октября 1957 года Баксанский энергокомбинат был переименован в Ставропольский энергокомбинат, а 14 ноября 1961 года преобразован в Районное энергетическое управление «Ставропольэнерго». До 1960 года, когда был осуществлён пуск Невинномысской ГРЭС, Баксанская ГЭС оставалась основной электростанцией Ставропольской энергосистемы. Отсутствие у ГЭС регулирующего водохранилища создавало напряжённую ситуацию с энергоснабжением в маловодный зимний период, когда приходилось отключать часть потребителей, а для обеспечения прохождения скорого поезда Москва—Кисловодск, потреблявшего из энергосистемы 4 МВт, специально накапливать воду в бассейне суточного регулирования[18].

В 1959 году было начато строительство Красноярской ГЭС мощностью 6000 МВт. Турбины данной ГЭС имеют мощность 500 МВт, что вдвое превышает мощность наиболее крупных из произведённых отечественной промышленностью на тот момент турбин (изготовленных для Братской ГЭС, мощностью по 250 МВт). Проектирование новых гидротурбин сопровождается испытанием их масштабных моделей в гидравлической лаборатории с целью проверки правильности выбранных проектных решений. Однако возможности лаборатории не позволяли испытывать модели с диаметром рабочего колеса более 600 мм; в связи с этим было принято решение о создании на Баксанской ГЭС (имеющей подходящий расчётный напор) стенда для испытания модели гидротурбины Красноярской ГЭС, что позволило испытать модель турбины с диаметром рабочего колеса 1000 мм. В испытательный стенд в 1962 году был переоборудован гидроагрегат № 1 Баксанской ГЭС — заменена турбина, реконструированы проточная часть гидроагрегата и отводящий канал. В результате испытаний были получены данные, необходимые для конструирования турбины Красноярской ГЭС, а также приближенные к реальности энергетические характеристики турбины[19]. После завершения испытаний турбина с модельным рабочим колесом была оставлена в работе и эксплуатировалась до последнего времени.

В 1987 году на базе Кабардино-Балкарских электрических сетей «Ставропольэнерго» было организовано Производственное Объединение энергетики и электрификации «Каб. Балкэнерго», в состав которого была передана Баксанская ГЭС[12]. 11 декабря 1992 года было образовано ОАО «Каббалкэнерго». 3 ноября 2005 года в рамках реформы РАО «ЕЭС России» из состава ОАО «Каббалкэнерго» было выделено ОАО «Кабардино-Балкарская гидрогенерирующая компания», в состав которого вошли Баксанская, Мухольская и малая Советская ГЭС[20]. 9 января 2008 года ОАО «Кабардино-Балкарская гидрогенерирующая компания» было ликвидировано путём присоединения к ОАО «ГидроОГК» (позднее переименованного в ОАО «РусГидро»), Баксанская ГЭС вошла в состав Кабардино-Балкарского филиала компании[21].

Диверсия на Баксанской ГЭС

Основная статья: Диверсия на Баксанской ГЭС

21 июля 2010 года на Баксанскую ГЭС было совершено нападение. Около 5:00 (здесь и далее имеется в виду московское время) группа вооружённых людей, предположительно боевиков так называемого «Баксанского джамаата», расстреляла двух охранявших станцию милиционеров и проникла на станцию, на которой, помимо охранников, находилось двое сотрудников ночной смены. Нападавшие избили и связали работников станции, после чего заложили в машинном зале и на ОРУ пять взрывных устройств и скрылись. В 5:25 в машинном зале станции произошло два взрыва, в результате которых были выведены из строя гидрогенераторы № 1 и 2, а вытекшее из разрушенного оборудования масло воспламенилось. Ещё одно взрывное устройство, размещённое на гидрогенераторе № 3, не сработало и позднее было обезврежено сапёрами. Взрывы привлекли внимание живущих неподалёку работников станции, которые освободили своих коллег, в горящем и заминированном машинном зале остановили работающий гидроагрегат № 3, перекрыли деривационный канал ГЭС и открыли холостой водосброс. В 5:50 произошло ещё два взрыва на ОРУ, в результате которых было выведено из строя два масляных выключателя. На станцию прибыли сотрудники правоохранительных органов и пожарные. После проведения разведки территории и разминирования станции началось тушение пожара, завершившееся к 9:00. В результате взрывов станция была отключена от энергосистемы, что тем не менее не привело к ограничениям в энергоснабжении, поскольку автоматически были задействованы резервные источники[22][23]. В результате взрывов и пожара выведены из строя два гидроагрегата № 1 и 2 (генераторы, система возбуждения, система управления), две маслонаполненные установки гидроагрегатов, электрощит собственных нужд, два масляных выключателя типа МКП-110 на ОРУ 110 кВ. Нападение на Баксанскую ГЭС следственными органами было квалифицировано как диверсия[24]. 26 октября 2010 года Следственный комитет при прокуратуре заявил о раскрытии данного преступления, а также об уничтожении и задержании некоторых его участников[25].

Первоочередные работы по восстановлению станции были начаты сразу после завершения следственных мероприятий. Уже 21 июля было частично восстановлено электропитание собственных нужд станции[26]. 11 августа 2010 года был завершён ремонт повреждённых масляных выключателей на ОРУ 110 кВ[27]. Генераторы агрегатов № 1 и 2 получили значительные повреждения, восстановлению не подлежали и были демонтированы. Гидроагрегат № 3, получивший некоторые повреждения в ходе пожара и его тушения, был восстановлен и включён в сеть 29 октября 2010 года[28].

Общий ущерб станции, причинённый в результате нападения, «РусГидро» оценила в 800 млн руб. В июле 2011 года компания получила от страховщика «Капитал Страхование» промежуточное страховое возмещение по данному страховому случаю в сумме 358 млн руб.[29]

Реконструкция Баксанской ГЭС

  Рабочее колесо Баксанской ГЭС, изготавливаемое на Ленинградском металлическом заводе

К концу 1980-х годов оборудование Баксанской ГЭС физически и морально устарело, вследствие чего в 1987 году приказом Министерства энергетики СССР станция была включена в перечень объектов энергетики, подлежащих реконструкции, а институтом «Мособлгидропроект» были начаты проектные проработки по данной тематике. В частности, рассматривалась возможность увеличения мощности станции, лимитировавшейся ограниченной пропускной способностью тоннельного комплекса № 3; для решения данной проблемы было запроектировано строительство тоннеля № 4 (с шлюзом-регулятором) от начала тоннеля № 3 до БСР (позднее от сооружения этого тоннеля было решено отказаться)[30].

Вследствие отсутствия средств работы по замене оборудования были начаты лишь к концу 2000-х годов. К 2010 году гидросиловое, гидромеханическое и электротехническое оборудование отработало 60—70 лет, значительно превысив нормативные сроки эксплуатации. В плохом состоянии находится и часть основных сооружений — вследствие попадания в деривационный тракт камней железобетонная обделка тоннелей и лотков акведуков имеет многочисленные повреждения с обнажением арматуры. Все три акведука находятся в аварийном состоянии. Отстойник ГЭС не справляется с очисткой воды от небольших (менее 0,2 мм) твёрдых частиц, в значительном количестве перемещаемых рекой после пуска Тырныаузского горно-обогатительного комбината в 1958 году и вызывающих активное истирание напорных трубопроводов и ускоренный износ турбин (за год через турбины ГЭС проходит около 5850 тонн наносов). На сооружениях головного и станционного узлов выявлены признаки старения железобетонных и бутобетонных конструкций, образование трещин и повреждений в зоне переменного уровня воды. Железобетонная облицовка деривационного канала имеет признаки старения, наблюдаются локальные просадки плит крепления канала. Селедуки, боковые аварийные водосбросы, шугосбросы на деривационном канале неработоспособны по причине разрушения отводящих трактов в реку Баксан. Как показал опыт эксплуатации, имеющиеся сооружения не вполне справляются с работой в зимний период, когда река несёт большое количество шуги; в частности, в 1949 году из-за образования ледяных пробок по всей трассе деривации Баксанскую ГЭС пришлось останавливать для очистки деривации, причём после проведённой очистки и пуска станции оставшийся битый лёд вызвал подъём уровня воды в канале и перелив через защитную дамбу. Ситуация осложняется расположением головного узла на излучине реки, что приводит к усиленному отложению наносов у правого берега и формированию заторов во время мощных шугоходов. Имеющийся на головном узле шугосброс оказался неэффективным, планируется его демонтаж либо переоборудование в водосброс или рыбоход. Анкерные опоры напорных водоводов, расположенные на склоне, сложенном слабосцементированными грунтами, имеют смещения[30].

С 2007 года проводились конкурсные процедуры по выбору подрядчиков на проведение проектных работ по замене и реконструкции отдельных элементов станции — гидроагрегатов[31], грузоподъёмных механизмов и затворов головного и напорного узлов[32], напорных трубопроводов[33], ОРУ 110 кВ[34]. В 2010—2011 годах планировалось заменить электрооборудование собственных нужд ГЭС[35]. К 2015 году работы по модернизации Баксанской ГЭС, включающие в себя замену всего оборудования станции и реконструкцию сооружений, должны были быть завершены[36].

После подрыва части оборудования станции в результате диверсии 21 июля 2010 года было запланировано проведение полной реконструкции станции в течение 2—2,5 лет[37]. Согласно инвестиционной программе ОАО «РусГидро», в 2011—2012 годах на восстановление и реконструкцию станции планировалось выделить 1298 млн руб[38]. Средства были выделены из федерального бюджета через дополнительную эмиссию акций ОАО «РусГидро»[39][40]. На этапе проектирования рассматривалась возможность увеличения мощности до 30 МВт)[41]. График восстановления и реконструкции станции выглядел следующим образом:[42]

  • восстановление электрооборудования собственных нужд с заменой силовых и контрольных кабелей, щитов, сборок — к 09.03.2011;
  • демонтаж гидроагрегата № 3 — к 19.04.2011;
  • разработка рабочей документации восстановления станции — к 01.06.2011;
  • реконструкция деривационного тракта — к 11.06.2011;
  • реконструкция здания ГЭС — к 17.07.2011;
  • реконструкция мостового крана — к 14.09.2011;
  • комплексная реконструкция электрооборудования собственных нужд — к 09.11.2011;
  • монтаж гидроагрегата № 1 — к 18.12.2011;
  • реконструкция напорных водоводов — к 23.01.2012;
  • монтаж гидроагрегата № 2 — к 22.03.2012;
  • монтаж гидроагрегата № 3 — к 16.06.2012;
  • полное восстановление и реконструкция строительных конструкций гидроэлектростанции — к 16.06.2012.

1 марта 2011 года было сообщено, что третий гидроагрегат Баксанской ГЭС остановлен и начаты работы по его демонтажу; таким образом, на тот момент станция не имела работоспособных агрегатов и соответственно не вырабатывала электроэнергии. Рассматривался вопрос о демонтаже старого здания ГЭС и строительстве нового, отвечающего современным требованиям[43].

22 декабря 2012 года состоялся торжественный пуск полностью восстановленной и реконструированной Баксанской ГЭС[44]. В ходе реконструкции было полностью заменено всё гидросиловое оборудование (турбины и генераторы), гидромеханическое оборудование (затворы головного и напорно-станционного узла и их приводы), крановое оборудование, электротехническое оборудование, релейная защита и автоматика. Заменены силовые трансформаторы, вместо открытого распределительного устройства смонтировано первое на Северном Кавказе КРУЭ 110 кВ. Смонтированы новые напорные водоводы и все три акведука. Капитально отремонтированы все гидротехнические сооружения, в ряде случаев с разбором старых конструкций и монтажом новых: головной узел, деривационный канал (на значительной части длины канала смонтирована новая облицовка), тоннели, напорный бассейн и водоприёмник, холостой водосброс, отводящий канал. Здание ГЭС полностью перестроено с сохранением исторического внешнего облика. Создана современная комплексная система безопасности. Стоимость восстановления и реконструкции составила не менее 2,9 млрд руб[45].

Примечания

  1. ↑ 1 2 Ставропольэнерго — 70 лет. — Пятигорск: Вестник Кавказа, 2006. — С. 6.
  2. ↑ 1 2 3 4 5 Гидроузел на р. Баксан (неопр.). Ленгидропроект. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  3. ↑ Отстойник Баксанской ГЭС. Сообщение пресс-секретаря ОАО «РусГидро» Елены Вишняковой (неопр.). Дата обращения: 15 апреля 2011. Архивировано 21 августа 2011 года.
  4. ↑ 1 2 Деривация Баксанской ГЭС. Часть 1. Сообщение пресс-секретаря ОАО «РусГидро» Елены Вишняковой (неопр.). Дата обращения: 15 апреля 2011. Архивировано 21 августа 2011 года.
  5. ↑ 1 2 3 4 5 Деривация Баксанской ГЭС. Часть 2. Сообщение пресс-секретаря ОАО «РусГидро» Елены Вишняковой (неопр.). Дата обращения: 15 апреля 2011. Архивировано 21 августа 2011 года.
  6. ↑ 1 2 Напорный бассейн и холостой водосброс Баксанской ГЭС. Сообщение пресс-секретаря ОАО «РусГидро» Елены Вишняковой (неопр.). Дата обращения: 15 апреля 2011. Архивировано 21 августа 2011 года.
  7. ↑ 1 2 3 Трансформаторы, затворы и отводящий канал Баксанской ГЭС. Сообщение пресс-секретаря ОАО «РусГидро» Елены Вишняковой (неопр.). Дата обращения: 15 апреля 2011. Архивировано 21 августа 2011 года.
  8. ↑ Годовой отчёт ОАО «Каскад НЧГЭС» по результатам работы за 2006 год (неопр.). ОАО «Каскад НЧГЭС». Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  9. ↑ 1 2 Гидросиловое оборудование Баксанской ГЭС. Сообщение пресс-секретаря ОАО «РусГидро» Елены Вишняковой (неопр.). Дата обращения: 15 апреля 2011. Архивировано 21 августа 2011 года.
  10. ↑ 1 2 3 Ставропольэнерго — 70 лет. — Пятигорск: Вестник Кавказа, 2006. — С. 3.
  11. ↑ Баксанская ГЭС (неопр.). РусГидро. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  12. ↑ 1 2 3 История ОДУ Юга (неопр.). ОДУ Юга. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  13. ↑ Филиал Российского государственного архива научно-технической документации. Путеводитель. В двух частях. Часть 1. 2000 (неопр.). Филиал Российского государственного архива научно-технической документации. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  14. ↑ История создания ОЭС Юга. Ставропольская, Карачаево-Черкесская и Кабардино-Балкарская энергосистемы (неопр.). ОДУ Юга. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  15. ↑ Ставропольэнерго — 70 лет. — Пятигорск: Вестник Кавказа, 2006. — С. 4.
  16. ↑ 1 2 Ставропольская энергетическая система (неопр.). Ставропольэнерго. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  17. ↑ Ставропольэнерго — 70 лет. — Пятигорск: Вестник Кавказа, 2006. — С. 5.
  18. ↑ Ставропольэнерго — 70 лет. — Пятигорск: Вестник Кавказа, 2006. — С. 85.
  19. ↑ Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанций. — Красноярск: Сибирский ИД «Суриков», 1999. — С. 459—460. — 560 с. — ISBN 578-670-019-7.
  20. ↑ [http://www.rao-ees.ru/ru/investor/sobran/material/material261007/go/go_kbggk_2006.pdf Годовой отчетОткрытого акционерного общества «Кабардино-Балкарская гидрогенерирующая компания» по результатам работы за 2006 год] (неопр.). ОАО «Кабардино-Балкарская гидрогенерирующая компания». Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  21. ↑ Завершился первый этап консолидации ОАО «ГидроОГК» (неопр.). ОАО «ГидроОГК» (10 января 2008). Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 18 августа 2011 года.
  22. ↑ Одного из охранников Баксанской ГЭС убили во сне (неопр.) (недоступная ссылка — история ). Gzt.ru. Дата обращения: 22 июля 2010.
  23. ↑ В ОАО «РусГидро» создан круглосуточный мониторинговый центр по оценке ситуации на Баксанской ГЭС (неопр.). РусГидро. Архивировано 19 августа 2011 года.
  24. ↑ Взрывы на Баксанской ГЭС признали диверсией, но не терактом (неопр.). Newsru.com. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  25. ↑ Задержаны непосредственные исполнители диверсии на Баксанской ГЭС (неопр.). Следственный комитет при прокуратуре. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  26. ↑ На Баксанской ГЭС частично восстановлено электропитание для собственных нужд (неопр.). РусГидро. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  27. ↑ ОРУ-110 кВ Баксанской ГЭС работает в штатном режиме (неопр.). РусГидро. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  28. ↑ Балкизов А. Гул турбины // Вестник РусГидро. — М., 2010. — № 10. — С. 7.
  29. ↑ «РусГидро» получила по Баксанской ГЭС промежуточное страховое возмещение в размере 358 млн руб, рассчитывает получить не менее 550 млн (неопр.). // bigpowernews.ru. Дата обращения: 22 июля 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  30. ↑ 1 2 Александрова Ж.А. Реконструкция Баксанской ГЭС // Гидротехническое строительство. — 2010. — № 8. — С. 16—19.
  31. ↑ Открытый одноэтапный конкурс без предварительного квалификационного отбора Участников на право заключения договора на разработку проекта замены гидроагрегатов №1,2,3 Баксанской ГЭС, в том числе шарового затвора и спиральной камеры для нужд филиала ОАО «РусГидро» — «Кабардино-Балкарский филиал» (неопр.). Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  32. ↑ Разработка проекта реконструкции грузоподъемных механизмов и затворов головного и напорного узлов Баксанской ГЭС (неопр.). Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  33. ↑ Разработка проекта реконструкции напорных трубопроводов Баксанской ГЭС (неопр.). Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  34. ↑ Разработка проекта комплексной реконструкции ОРУ-110 кВ Баксанской ГЭС (Филиал ОАО «ГидроОГК» — «Кабардино-Балкарский филиал» (неопр.). Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  35. ↑ Выполнение работ по реконструкции электрооборудования СН с заменой силовых кабелей, щитов, сборок, ячеек КРУ Баксанской ГЭС для нужд филиала ОАО «РусГидро» — «Кабардино-Балкарский филиал» (неопр.). Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  36. ↑ Балкизов А. Кавказское долголетие // Вестник РусГидро. — М., 2009—2010. — № 12—1. — С. 13.
  37. ↑ Правительственная делегация наметила пути восстановления Баксанской ГЭС (неопр.). РусГидро. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  38. ↑ Инвестиционная программа ОАО «РусГидро» на 2011—2013 годы (неопр.). РусГидро. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  39. ↑ Акционеры «РусГидро» одобрили допэмиссию для финансирования восстановления Баксанской ГЭС (неопр.). Finam.ru. Дата обращения: 3 января 2011.
  40. ↑ Госдума утвердила поправки в бюджет 2010 г, по которыми 3,2 млрд руб. дополнительных доходов бюджета достанутся энергетикам (неопр.). Bigpowernews.ru. Дата обращения: 3 января 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  41. ↑ Баранова М. У проектировщиков — большие и интересные задания // Силовые машины. — СПб., 2010. — № 27. — С. 4.
  42. ↑ График восстановления Баксанской ГЭС. Сообщение пресс-секретаря ОАО «РусГидро» Елены Вишняковой (неопр.). Дата обращения: 15 апреля 2011. Архивировано 21 августа 2011 года.
  43. ↑ В Кабардино-Балкарии демонтируется третий агрегат на БаксанГЭС (неопр.). Кавказский Узел. Дата обращения: 2 марта 2011. Архивировано 19 августа 2011 года.
  44. ↑ Первый ток после проведенной реконструкции даст Баксанская ГЭС (неопр.). skfo.ru (22 декабря 2012). Дата обращения: 22 декабря 2012. Архивировано 23 декабря 2012 года.
  45. ↑ Инвестиционная программа ОАО «РусГидро» на 2012—2016 годы (неопр.). РусГидро. Дата обращения: 27 января 2013. Архивировано 1 февраля 2013 года.

Ссылки

Вам также может быть интересно
Косметолог Ирина Соболева рассказывает о самом коварном типе кожи: что это за «зверь» и в чем его коварство
Косметолог, массажист, талассонутрициолог Ирина Соболева объяснила, как появляется себорея (состояние, называемое жирной кожей), какой
Суд рассмотрит по существу дело владельцев B&B, обвиняемых Денисом Шапиро в хищении у него 4 млрд рублей
Дорогомиловский районный суд Москвы начал рассмотрение по существу уголовного дела Александра Балаховского и Якова
Главная » wiki

Цимлянская ГЭС

Цимлянская ГЭС
Страна  Россия
Местоположение  Ростовская область
Река Дон
Собственник ООО «Лукойл-Экоэнерго»
Статус действующая
Год начала строительства 1949
Годы ввода агрегатов 1952—1954
Основные характеристики
Годовая выработка электроэнергии, млн  кВт⋅ч 659,5
Разновидность электростанции плотинная русловая
Расчётный напор, м 17,5; 22
Электрическая мощность, МВт 211,5
Характеристики оборудования
Тип турбин поворотно-лопастные
Количество и марка турбин 2×ПЛ-30/877-В-660, 2×ПЛ 495-ВБ-660, 1×ПЛ 495-ВБ-225
Расход через турбины, м³/с 4×268, 1×30,4
Количество и марка генераторов 3×СВ 1040/120-68, 1×СВ 1030/120-68, 1×ВГС 325/64-24
Мощность генераторов, МВт 3×52,5; 1×50; 1×4
Основные сооружения
Тип плотины земляные; гравитационная бетонная
Высота плотины, м 35; 43,7
Длина плотины, м 12678; 495,5
Шлюз есть
РУ 110/220 кВ
На карте
Цимлянская ГЭС (Ростовская область)Красная точкаЦимлянская ГЭС
Логотип Викисклада Медиафайлы на Викискладе

Цимля́нская ГЭС — гидроэлектростанция на реке Дон в Ростовской области, у городов Волгодонска и Цимлянска. Построена в 1949—1954 годах в рамках программы сооружения Волго-Донского судоходного пути, преимущественно силами заключённых ГУЛага, является одной из «великих строек коммунизма». Имеет важное экономическое значение, обеспечивая крупнотоннажное судоходство на нижнем Дону, функционирование Волго-Донского судоходного канала, орошение больших массивов засушливых земель, водоснабжение, защиту от наводнений и выработку электроэнергии. Собственником сооружений ГЭС (за исключением судоходных шлюзов) является ООО «Лукойл-Экоэнерго».

Содержание

Природные условия

Цимлянская ГЭС расположена на реке Дон в 309 км от её устья, является единственной гидроэлектростанцией на этой реке. Площадь водосбора реки в створе ГЭС составляет 255 000 км² (около 60 % площади водосборного бассейна реки). Климат района расположения ГЭС континентальный, водохранилище расположено в сухостепной и полупустынной зонах с присущими им засухами и суховеями. Среднегодовое количество осадков составляет 350—400 мм при испарении с зеркала водохранилища около 1000 мм. Водный режим Дона характеризуется чётко выраженным весенним половодьем, в ходе которого проходит в среднем 72 % годового стока. Среднегодовой расход воды в реке в створе Цимлянской ГЭС составляет 655 м³/с, среднегодовой сток — 20,66 км³. Максимальный расход воды, с повторяемостью один раз в 10 000 лет, оценивается в 21 532 м³/с, максимальный расход воды, зафиксированный за весь период наблюдений, составил 14 436 м³/с. Ниже Цимлянской ГЭС на Дону расположены Николаевский, Константиновский и Кочетовский гидроузлы, не имеющие в своём составе гидроэлектростанций. Их основной задачей является поддержание судоходных глубин[1][2].

Река Дон в створе Цимлянской ГЭС имеет возвышенный правый берег и низинный левый. Здание ГЭС и водосбросная плотина построены в пойме на левом берегу (причём плотина частично расположена в пределах бывшего озера Сусорово), что позволило естественным путём решить проблему пропуска стока реки в период строительства, а также сократить объём работ по перемычкам строительных котлованов. Земляные плотины с левого берега на большей части своей длины расположены на надпойменных террасах, правобережная плотина — на пойме. В основании сооружений ГЭС, расположенных в пределах поймы и русла реки, лежат мелкозернистые аллювиальные пески, подстилаемые на глубине 25—30 м слоем глинистых мергелей. Надпойменные террасы сложены лёссовидными суглинками[3][2][4].

Конструкция станции

Цимлянская ГЭС представляет собой низконапорную русловую гидроэлектростанцию (здание ГЭС входит в состав напорного фронта). Сооружения гидроэлектростанции имеют I класс капитальности и включают в себя три земляных плотины, бетонную водосбросную плотину, здание ГЭС с рыбоподъёмником, судоходные шлюзы, головное сооружение Донского магистрального канала, ОРУ 110/220 кВ; общая протяжённость подпорных сооружений гидроузла составляет 13 460 м. По сооружениям ГЭС проложены автомобильная и железная дороги. Установленная мощность электростанции — 211,5 МВт, проектная среднегодовая выработка электроэнергии — 659,5 млн кВт·ч, фактическая среднегодовая выработка за период 1980—2010 годы — 613 млн кВт·ч[5][6][7].

Земляные плотины

Большую часть напорного фронта Цимлянской ГЭС образуют три земляные плотины — левобережные № 90 и № 91 и правобережная № 92, в которые уложено в общей сложности 31,614 млн м³ грунта. Левобережная плотина № 90 расположена между левым берегом поймы Дона и судоходными шлюзами, в тело плотины врезано головное сооружение Донского магистрального канала. Длина плотины — 2740,73 м, ширина по гребню — 20 м, максимальная ширина по основанию — 115 м, максимальная высота — 11,8 м. Плотина отсыпана из лёссовидных суглинков, верховой откос закреплён железобетонными плитами на слое песка, низовой откос — отсыпкой гравия и щебня. Противофильтрационных устройств в теле и основании плотины нет, дренажные устройства представлены наслонным дренажем из слоя песка толщиной 1 м на низовом откосе, ленточным сборным дренажом из бутового камня с поперечными дренами из песка в основании плотины и дренажной канавкой[8][6].

Левобережная плотина № 91 расположена между судоходным шлюзом и зданием ГЭС. Длина плотины — 6760,21 м, ширина по гребню — 20 м, максимальная ширина по основанию — 327,5 м, максимальная высота — 25 м. Плотина намыта из мелкозернистого песка, верховой откос закреплён железобетонными плитами, низовой откос — отсыпкой гравия. Противофильтрационных устройств в теле и основании плотины нет (за исключением участка сопряжения со зданием ГЭС, где устроены две диафрагмы из металлического шпунта). Дренажные устройства представлены горизонтальным закрытым трубчатым дренажем в нижней части низовой призмы плотины (бетонная труба диаметром 0,8—1,6 м), вдоль низового откоса проложена дренажная канавка и выполнен вертикальный дренаж (разгрузочные скважины)[9].

Правобережная плотина № 92 расположена между водосливной плотиной и правым берегом поймы Дона. Длина плотины — 3171,04 м, ширина по гребню — 20 м, максимальная ширина по основанию — 345,55 м, максимальная высота — 35 м. Плотина намыта из мелкозернистых и разнозернистых песков, верховой откос закреплён железобетонными плитами, низовой откос — отсыпкой гравия; железобетонным плитами общей длиной 80 м закреплён также примыкающий к плотине берег водохранилища. Противофильтрационных устройств в теле и основании плотины нет, дренажные устройства представлены горизонтальным закрытым трубчатым дренажем в нижней части низовой призмы плотины (бетонная труба диаметром 0,8 м), вдоль низового откоса проложена дренажная канавка и выполнен вертикальный дренаж (разгрузочные скважины)[10].

Водосливная плотина

Внешние изображения
Водосливная плотина и здание Цимлянской ГЭС

Водосливная плотина, расположенная между правобережной земляной плотиной и зданием ГЭС, предназначена для пропуска воды в сильные паводки либо при остановленных гидроагрегатах. По конструкции водосливная плотина — гравитационная бетонная с сильно выдвинутой в верхний бьеф фундаментной плитой. Длина плотины — 495,5 м, ширина по гребню — 12,5 м, максимальная ширина по основанию — 60,5 м, максимальная высота — 43,65 м, в плотину уложено 888 тыс. м³ бетона. Плотина имеет 24 водосливных отверстия шириной по 16 м, перекрываемых основными сегментными затворами и плоскими аварийно-ремонтными затворами; оперирование затворами производится при помощи двух портально-козловых кранов грузоподъёмностью по 75 т. Плотина рассчитана на пропуск 16 200 м³/с воды при нормальном подпорном уровне и 23 300 м³/с — при форсированном уровне. Гашение энергии сбрасываемой воды производится на водобойной плите длиной 50 м и толщиной 4,5 м, на которой располагаются зубья-рассекатели, струенаправляющие пирсы и водобойная стенка. За водобойной плитой расположена рисберма длиной 280,7 м, выполненная из бетонных плит толщиной 1,25—2,5 м. На начальном участке рисберма горизонтальна, далее постепенно понижается и заканчивается заглублённым ковшом[11][6].

Тело водосливной плотины состоит из фундаментной плиты длиной 60,5 м и бычков, сильно развитых в сторону верхнего бьефа. В теле плотины устроена потерна, служащая также для отвода фильтрующихся через плотину дренажных вод. Помимо потерны, противофильтрационные устройства плотины представлены понуром длиной 50 м, темя рядами металлического шпунта в основании плотины, двойной шпунтовой диафрагмой на сопряжении с правобережной плотиной, дренажными колодцами под водобойной плитой и рисбермой, а также двумя рядами дренажных скважин в конце рисбермы. Со стороны верхнего бьефа на бычках плотины уложены металлические пролёты железнодорожного моста, со стороны нижнего бьефа — автодорожного моста[11][2].

Здание ГЭС

Внешние изображения
Машинный зал Цимлянской ГЭС
Рыбоподъёмник Цимлянской ГЭС

Здание ГЭС руслового типа (воспринимает напор воды); совмещено с рыбоподъёмником. Длина здания — 116,6 м, ширина 56,5 м, высота — 48,7 м. Конструктивно здание ГЭС выполнено из монолитного железобетона, разделяется на четыре агрегатных блока, блок рыбоподъёмника и монтажную площадку. В фундаментной плите здания ГЭС (длиной 56,5 м) устроены две потерны. Ниже здания расположена водобойная плита толщиной 0,3—1 м и длиной 50 м, за которой имеется выполненная из железобетонных плит рисберма длиной 60 м. Защита здания ГЭС от фильтрации представлена понуром, состоящим из железобетонной плиты длиной 40 м, на которую уложено два слоя битумных матов, перекрытых слоем суглинка толщиной 1,5 м, а также тремя рядами металлического шпунта[12][6][2].

В машинном зале здания ГЭС размещены четыре вертикальных гидроагрегата с поворотно-лопастными турбинами: три мощностью по 52,5 МВт и один мощностью 50 МВт. Агрегаты мощностью 52,5 МВт оборудованы турбинами ПЛ-30/877-В-660 (два агрегата; производство Ленинградского металлического завода (ЛМЗ)) и ПЛ 495-ВБ-660 (один агрегат; производство фирмы Andriz), работающими на расчётном напоре 22 м. Турбины приводят в действие генераторы СВ 1040/120-68 производства заводов «Электросила» и «Элсиб». Агрегат мощностью 50 МВт оборудован турбиной ПЛ 495-ВБ-660 (работающей на расчётном напоре 17,5 м) и генератором СВ 1030/120-68; оборудование изготовлено ЛМЗ и «Электросилой». Монтаж и демонтаж гидроагрегатов обеспечивается расположенными в машинном зале двумя мостовыми кранами грузоподъёмностью по 150 т. Со стороны верхнего бьефа водозаборные отверстия турбин оборудованы сороудерживающими решётками, плоскими колёсными аварийно-ремонтными затворами и плоскими ремонтными затворами. Оперирование аварийно-ремонтными затворами производится при помощи электролебёдок, а ремонтными затворами и сороудерживающими решётками — при помощи козлового крана. Отсасывающие трубы турбин перекрываются плоскими ремонтными затворами[13][6][2].

Гидроагрегаты Цимлянской ГЭС
Номер гидроагрегата 1 2 3 4 5
Мощность агрегата, МВт 50 52,5 52,5 52,5 4
Год ввода в эксплуатацию 1952 2001 1999 2012 1953
Тип турбины ПЛ 495-ВБ-660 ПЛ-30/877-В-660 ПЛ-30/877-В-660 ПЛ 495-ВБ-660 ПЛ 495-ВБ-225
Производитель турбины ЛМЗ ЛМЗ ЛМЗ Andriz Hydro Уралгидромаш
Тип генератора СВ 1030/120-68 СВ 1040/120-68 СВ 1040/120-68 СВ 1040/120-68 ВГС-325/64-24
Производитель генератора Электросила Электросила Электросила Элсиб Электросила

Рыбоподъёмник, предназначенный для пропуска идущих на нерест осетровых и частиковых рыб, расположен между водосливной плотиной и зданием ГЭС. В состав рыбоподъёмника входят входной лоток, садок, рыбоподъёмный шлюз, выходной лоток и малый гидроагрегат. Входной лоток длиной 110 м и шириной 6 м расположен в нижнем бьефе, образуя раздельный пирс между водосливной плотиной и зданием ГЭС. Завлечение рыбы в лоток происходит при помощи тока воды, создаваемого работой малого гидроагрегата, выходное отверстие отсасывающей трубы которого расположено на дне лотка. Гидроагрегат имеет мощность 4 МВт, состоит из вертикальной поворотно-лопастной турбины ПЛ 495-ВБ-225 производства завода «Уралгидромаш» и генератора ВГС-325/64-24 производства завода «Электросила». Рыба, прошедшая лоток, накапливается в садке размером 5×18 м, откуда она с помощью перемещающихся сеток направляется в рыбоподъёмный шлюз. Шлюз имеет размеры 5×7 м, наполняется водой с верхнего бьефа и оборудован подъёмной сеткой, побуждающей рыбу к перемещению вверх. После завершения шлюзования рыба перемещается в водохранилище по выходному лотку длиной 65 м и шириной 6 м. Процесс шлюзования полностью автоматизирован и занимает около 40 минут. Рыбоподъёмник снабжён системой плоских затворов, перекрывающих различные его участки как при обычной работе, так и при проведении ремонтных работ[14][2][5].

Электроэнергия вырабатывается генераторами ГЭС на напряжении 10,5 кВ, которое повышается до 110 и 220 кВ при помощи шести однофазных силовых автотрансформаторов ОДТГА 666667/220, объединённых в две группы (по три фазы в каждой). Трансформаторы расположены на площадке, примыкающей к зданию ГЭС. Выдача мощности ГЭС в энергосистему производится с открытого распределительного устройства 110/220 кВ по четырём линиям электропередачи[15][2]:

  • ВЛ 220 кВ «Цимлянская ГЭС — ПС Ш-30»
  • ВЛ 220 кВ «Цимлянская ГЭС — Волгодонская ТЭЦ-2»
  • ВЛ 110 кВ «Цимлянская ГЭС — ПС Цимлянская»
  • ВЛ 110 кВ «Цимлянская ГЭС — ПС ВОЭЗ»

Судоходные шлюзы

Внешние изображения
Шлюз № 14 и монумент «Соединение пяти морей»
Нижняя голова шлюза № 15

Судопропускные сооружения Цимлянского гидроузла расположены на левом берегу, между земляными плотинами № 90 и 91. Трасса судопропускных сооружений пересекает земляную плотину и выходит в нижнем бьефе к реке в 5 км ниже основных сооружений ГЭС, за пределами зоны воздействия потока, сбрасываемого через гидроагрегаты и водосбросную плотину. В состав судопропускных сооружений входят аванпорт, два однокамерных шлюза с промежуточным каналом между ними и низовой подходный канал. Аванпорт расположен в Цимлянском водохранилище, создаёт защищённую от высоких волн акваторию и обеспечивает спокойный подход судов к шлюзам. Кроме того, на территории аванпорта размещены речной порт и лесобаза. Аванпорт образован двумя дамбами — северной и восточной, между которыми расположен проход для судов, имеющий ширину 400 м. Северная дамба возведена отсыпкой из лёссовидных суглинков, её длина составляет 1500 м. Восточная дамба длиной 1580 м имеет смешанную конструкцию — её наиболее протяжённый участок длиной 1240 м построен намывом из мелкозернистого песка, остальная часть — отсыпкой из известняка с суглинком. Откосы дамб, обращённые к водохранилищу, закреплены бетонными плитами, обращённые к аванпорту — крупным камнем[2][16].

Судоходные шлюзы однокамерные, между ними расположен промежуточный разъездной канал длиной 1593 м. Шлюзы имеют номера 14 и 15, их конструкция и размеры соответствуют таковым шлюзов Волго-Донского канала (размер камер 145×18 м). Шлюзы железобетонные, с головной системой наполнения опорожнения камер. С нижним бьефом шлюзы соединяются низовым подходным каналом длиной 3440 м. При строительстве создан задел для второй нитки шлюзов в виде головы и части камеры шлюза, врезанных в земляную плотину[2][16].

Шлюзы оформлены в стиле монументальной архитектуры того времени («сталинский ампир»). Здание управления верхней головы шлюза № 14 выполнено в виде монументальной арки высотой 30 м. Выбор такого решения объясняется стремлением декорировать аварийно-ремонтный затвор шлюза, находящийся в подвешенном состоянии между двумя зданиями верхней головы шлюза. Арка перекрыта фронтоном с аттиком, на котором размещены четыре чугунные скульптурные композиции. Вблизи верхней головы шлюза № 14 на полукруглой набережной установлен монумент «Соединение пяти морей», представляющий собой ступенчатый постамент с вмонтированными скульптурными изображениями носовых частей корабля. На постаменте размещена чугунная скульптурная композиция (скульптор С. Н. Волков). Здания управления нижней головы шлюза № 15 выполнены в виде двух башен высотой 30 м, которые увенчаны 8-метровыми конными статуями донских казаков (скульптор Г. И. Мотовилов)[17].

Головное сооружение Донского магистрального канала

Головное сооружение Донского магистрального канала врезано в плотину № 9, представляет собой безнапорную семиочковую железобетонную трубу, состоящую из 3 секций. Длина сооружения — 47,34 м, ширина (вдоль напорного фронта) — 49 м, размер каждого водопропускного отверстия 4,5×7,25 м, общая пропускная способность — 250 м³/с. Сооружение оборудовано плоскими колёсными основными и аварийно-ремонтными затворами, оперирование которыми производится при помощи электролебёдок и мостового крана. Противофильтрационные устройства представлены металлическим шпунтом со стороны верхнего бьефа и дренажом в виде трёхслойного обратного фильтра в основании сооружения. Подвод воды из водохранилища производится по подводящему каналу, облицованному бетонными плитами[18].

Водохранилище

Напорные сооружения ГЭС образуют крупное Цимлянское водохранилище. Площадь водохранилища при нормальном подпорном уровне 2624 км², длина 360 км, максимальная ширина 40 км, максимальная глубина 30,8 м. Полная и полезная ёмкость водохранилища составляет 22,97 и 11,29 км³ соответственно, что позволяет осуществлять многолетнее регулирование стока (водохранилище наполняется в многоводные годы и срабатывается в маловодные). Отметка нормального подпорного уровня водохранилища составляет 36 м над уровнем моря (по Балтийской системе высот), форсированного подпорного уровня — 38 м, уровня мёртвого объёма — 31 м[19].

История строительства и эксплуатации

Строительство Цимлянской ГЭС являлось частью проекта Волго-Донского водного пути, предусматривающего строительство Волго-Донского судоходного канала и улучшение условий судоходства на Дону ниже канала. Первый подробный проект этого пути был составлен в 1927—1928 годах и предусматривал, помимо канала, сооружение 10 низконапорных плотин с шлюзами, в том числе одной — выше станицы Цимлянская. По ряду причин к реализации этого проекта не приступили. Такая же судьба постигла проекты 1933 и 1938 годов, подразумевавшие, помимо прочего, создание крупного регулирующего водохранилища в районе города Калач-на-Дону. В 1944 году проектирование Волго-Донского водного пути было поручено Гидропроекту, где велось под руководством С. Я. Жука[20].

В ходе проектирования было решено разместить крупное регулирующее водохранилище в районе станицы Цимлянская. В этом случае решалось сразу несколько задач — обеспечивались судоходные глубины на наиболее сложном участке Дона от Цимлянской до Калача-на-Дону, а также глубины на нижнем Дону (за счет попусков воды из водохранилища), появлялась возможность организации самотечного орошения земель на левом берегу, а также выработки значительного количества электроэнергии. Альтернативные варианты размещения водохранилища обладали существенными недостатками. Так, Кумовский створ, находящийся вблизи входа в Волго-Донской канал, позволял создать ёмкое водохранилище, но не обеспечивал самотечного орошения, требовал большого объёма дноуглубительных работ и строительства дополнительных низконапорных плотин ниже по течению. Нижне-Курмоярский створ, расположенный в 40 км выше створа Цимлянской ГЭС, при благоприятной для размещения сооружений ГЭС форме долины, приводил к необходимости трассировать Донской магистральный канал по сильно изрезанному и крутому левому берегу реки, что сильно усложняло и удорожало строительство. Использование Константиновского створа (ниже по течению) привело бы к резкому увеличению площади затопления ценных земель, а также к значительному укрупнению и удорожанию сооружений ГЭС[2].

Строительство Волго-Донского водного пути, включающего в себя Волго-Донский судоходный канал, Цимлянский гидроузел, Донской магистральный оросительный канал с распределительными каналами было санкционировано Постановлением Совета Министров СССР № 480-183с от 27 февраля 1948 года «О строительстве Волго-Донского водного пути и комплексном использовании водных ресурсов Нижнего Дона». Этим постановлением работы по реализации проекта были возложены на Министерство внутренних дел СССР, срок окончания строительства был определён в 1953 году (впоследствии сокращён ещё на год). 11 марта 1948 года был издан приказ министра внутренних дел № 0148 «Об организации строительства Волгодонского водного пути», а 14 января 1949 года образован Цимлянский исправительно-трудовой лагерь. Начальником строительства Волго-Донского водного пути был назначен начальник Главгидростроя МВД генерал-майор Я. Д. Рапопорт, главным инженером строительства — генерал-майор С. Я. Жук. Начальником строительного управления и исправительно-трудового лагеря Цимлянского гидроузла был назначен генерал-майор А. П. Горшков (с мая 1950 года — полковник В. А. Барабанов), главным инженером — Н. В. Разин[21][22][23].

Подготовительные работы по строительству Цимлянской ГЭС (возведение жилья, подъездных дорог, складов, строительной базы, карьеров, временной дизельной электростанции) были начаты в 1948 году. Одновременно продолжались изыскательские и проектные работы, завершившиеся в 1949 году, когда «Гидропроектом» был подготовлен технический проект гидроузла. Возведение основных сооружений станции было начато 10 февраля 1949 года с разработки котлована водосливной плотины и здания ГЭС. Строительство станции велось очень быстрыми темпами — уже 23 сентября 1951 года было перекрыто русло реки, в январе 1952 года начато наполнение Цимлянского водохранилища. Первый гидроагрегат Цимлянской ГЭС был пущен 6 июня 1952 года, второй — 19 июля 1952 года, третий — 9 марта 1953 года, четвертый (агрегат рыбоподъёмника) — 27 апреля 1953 года, пятый — 29 марта 1954 года. В постоянную эксплуатацию Цимлянский гидроузел был принят государственной комиссией 22 июля 1953 года[24][25][21][4][26][27].

В ходе строительства Цимлянской ГЭС, которая советской пропагандой была отнесена к числу «великих строек коммунизма»[28], было произведено 29,5 млн м³ выемки и 46,6 млн м³ насыпи мягкого грунта, 869 тыс. м³ выемки скального грунта, 910 тыс. м³ каменной наброски фильтров и дренажей, уложено 1908 тыс. м³ бетона и железобетона, смонтировано 21 тыс. т металлоконструкций и механизмов. Общая стоимость работ по возведению гидроузла (включая строительство промышленной базы, жилья и работы по подготовке ложа водохранилища) составила 3,013 млрд рублей в ценах 1950 года[4]. Основной рабочей силой на строительстве являлись заключённые ГУЛага (так, по состоянию на 1 декабря 1950 года на сооружении Цимлянского гидроузла работали 43 034 заключённых и 5962 человек вольнонаёмного персонала). Общая численность заключённых Цимлянского ИТЛ доходила до 47 000 человек, а всего через лагерь прошли 103 884 человека. На начальном этапе строительства (до конца 1949 года) также использовался труд немецких военнопленных. По сравнению с предыдущими гидротехническими стройками возведение Волго-Донского пути было относительно хорошо механизировано (в частности, земляные работы — на 96,7 %), широко применялись экскаваторы и земснаряды[25][21][22].

Изначально мощность Цимлянской ГЭС составляла 164 МВт (4 гидроагрегата мощностью 40 МВт и гидроагрегат рыбоподъёмника мощностью 4 МВт), после модернизации гидрогенераторов в 1978—1981 годах мощность основных гидроагрегатов была увеличена до 50 МВт, в результате чего мощность станции возросла до 204 МВт[2][4]. С 1970 года Цимлянская ГЭС была переведена в вынужденный режим работы, при котором расходы воды через гидроагрегаты определяются потребностями не гидроэнергетики, а водного транспорта и других неэнергетических водопользователей. В 1976—1977 годах блочные трансформаторы станции были модернизированы в автотрансформаторы. К началу 1990-х годов оборудование станции, отработавшее более 40 лет, физически и морально устарело, в связи с чем начались работы по его замене на новое. В 1997—1999 годах был заменён гидроагрегат № 3, в 2000—2001 годах — гидроагрегат № 2, в 2008—2012 годах — гидроагрегат № 4. Мощность каждого нового агрегата увеличилась до 52,5 МВт, в результате мощность Цимлянской ГЭС с 29 сентября 2012 года составляет 211,5 МВт. Модернизируется и другое оборудование ГЭС, в частности в 2000—2007 годах была проведена замена всех сегментных затворов водосливной плотины, смонтированы новые элегазовые генераторные выключатели и выключатели на распределительном устройстве[29][27][30].

С начала эксплуатации Цимлянская ГЭС входила в состав районного энергетического управления «Ростовэнерго», которое в 1988 году было преобразовано в производственное объединение энергетики и электрификации «Ростовэнерго», на базе которого в 1993 году было создано ОАО «Ростовэнерго». В ходе реформы РАО «ЕЭС России» Цимлянская ГЭС вместе с рядом других электростанций региона вошла в состав ОАО «Ростовская генерирующая компания», которая в 2006 году была присоединена к ОАО «Южная генерирующая компания — ТГК-8». В 2010 году из состава ОАО «Южная генерирующая компания — ТГК-8» были выделены тепловые электростанции, а её название и форма собственности были изменены на ООО «Лукойл-Экоэнерго»[31][32][33].

Последствия создания

Экономическое значение

Первоочередной задачей, решаемой Цимлянской ГЭС, является обеспечение крупнотоннажного судоходства на реке Дон — гидроузел является важной составной частью Волго-Донского судоходного пути. Цимлянское водохранилище размещается на месте наиболее сложного, имеющего большое количество перекатов участка Дона протяжённостью 186 км, что полностью решило проблему обеспечения необходимых (не менее 4 м) судоходных глубин на участке. Водохранилище обеспечивает питание водой Волго-Донского судоходного канала (отбор воды по проекту — до 320 млн м³ в год), а также необходимые глубины на входе в канал. Накапливая воду в водохранилище в половодье и сбрасывая её в межень, Цимлянская ГЭС обеспечивает повышенный уровень воды и судоходные глубины на нижнем Дону, а также значительно снижает необходимый для обеспечения судоходства объём дноуглубительных работ ниже по течению. Режим работы ГЭС предусматривает так называемый судоходный попуск — повышенные расходы воды с целью обеспечения необходимых глубин (не менее 3,4 м) ниже по течению. [34][2][35].

Важной задачей Цимлянского гидроузла является орошение засушливых земель, с помощью питаемых водохранилищем каналов и оросительных систем планировалось обеспечить орошение до 750 тыс. га сельскохозяйственных угодий, а также обводнение около 2 млн га. Цимлянское водохранилище питает Донской магистральный канал (водозаборное сооружение канала встроено в земляную плотину ГЭС) — одну из крупнейших оросительных систем Ростовской области. Канал обеспечивает орошение на площади 163 тыс. га (в том числе 32,76 тыс. га земель под рисом), а также обводнение 525 тыс. га сельскохозяйственных земель, водоснабжение населённых пунктов с общим населением более 200 тыс. человек и ряда объектов прудового рыбного хозяйства. Кроме того, из Донского канала берут своё начало ряд других оросительных каналов — Пролетарский (с площадью орошения 77,7 тыс. га), Нижне-Донской, Багаевский, Верхне-Сальский, из него же подпитываются водой Азовский магистральный канал и Весёловское водохранилище. Кроме того, на берегах Цимлянского водохранилища и питаемого им Волго-Донского канала расположен ряд других оросительных систем. По состоянию на 2011 год, из Цимлянского водохранилища ежегодно отбиралось на орошение 1,356 км³ воды, в том числе 1,289 км³ — в Донской магистральный канал. Цимлянское водохранилище обеспечивает водоснабжение значительного количества населённых пунктов (в том числе городов Цимлянск и Волгодонск), а также ряда промышленных предприятий, наиболее крупным из которых является Ростовская АЭС, чей водоём-охладитель создан путём отсечения части акватории водохранилища[36][35][37].

Имея ёмкое водохранилище, Цимлянская ГЭС решает задачу защиты населённых пунктов и земель ниже по течению от наводнений. Так, с начала эксплуатации максимальный наблюдаемый приток в водохранилище составил 6000 м³/с (в 1979 году), а максимальный сброс в нижний бьеф при этом — 2270 м³/с, то есть расходы воды были снижены более чем вдвое[38]. Цимлянское водохранилище имеет большое рыбопромысловое значение, занимая ведущее место по промысловому вылову рыбы среди внутренних водоёмов России — около 5-6 тысяч тонн в год, что примерно соответствует вылову рыбы на всех водохранилищах Волжско-Камского каскада, вместе взятых. Рыбопродуктивность водохранилища составляет 60-80 кг/га, что оценивается как высокий показатель[39].

За время эксплуатации Цимлянской ГЭС выработано большое количество дешёвой возобновляемой электроэнергии, станция является крупнейшим в Ростовской области источником высокоманевренной мощности. В то же время, выработка электроэнергии не является первоочередной задачей Цимлянского гидроузла, режим работы которого подчинён задачам обеспечения судоходства, водоснабжения и других неэнергетических водопользователей, производство электроэнергии осуществляется при этом попутно[29].

Экономические показатели Цимлянской ГЭС[5]
Год 2010 2011 2012
Выработка электроэнергии, млн кВт·ч 585,4 458,3 532,1
Средний тариф на электроэнергию, руб/кВт·ч 0,79 0,89 0,91
Коэффициент использования установленной мощности, % 32 25 29
Маржинальная прибыль, тыс. руб 486 628 708 002 769 761

Социальные и экологические последствия

При создании Цимлянского водохранилища было затоплено 263,6 тыс. га земель, в том числе 9,6 тыс. га усадеб и огородов, 0,7 тыс. га садов и виноградников, 35,7 тыс. га пашни, 71,1 тыс. га сенокосов, 78,2 тыс. га пастбищ и 30,1 тыс. га леса и кустарников. В зоне затопления оказались 164 сельских населенных пункта и частично г. Калач-на-Дону, было перенесено 13 716 дворов и 507 мелких промышленных объектов. Потребовался перенос либо укрепление насыпей некоторых участков железнодорожной линии Сталинград — Лихая, был построен новый Чирский мост через Дон. На новые места были перенесены несколько участков автомобильных дорог и линий связи. В г. Калач-на-Дону и хуторе Сталиндорф Калачёвского района построены защитные сооружения в виде обвалования и сети осушительных каналов[2]. В зоне затопления оказался археологический памятник — древняя крепость Саркел, в 1949—1951 годах при подготовке ложа водохранилища к затоплению археологами было обследовано менее трети площади объекта[40].

Изменение водного режима Дона после строительства Цимлянской ГЭС (снижение высоты половодий, площади затопления поймы и соответственно площади нерестилищ), а также затруднение прохода рыб на нерест через сооружения ГЭС (частично сглаживаемые сооружением рыбоподъёмника) оказали сильное негативное влияние на естественное воспроизводство рыбных запасов Дона и Азовского моря (в части проходных и полупроходных рыб). Эта ситуация предсказывалась проектировщиками гидроузла, с целью компенсации нанесённого рыбному хозяйству ущерба был построен ряд рыбзаводов, на которых производится искусственное воспроизводство ценных видов рыб (осетровые, рыбец, сазан, судак, лещ). Эти мероприятия оказались достаточно эффективными — так, если в 1958—1960 годах в Азовском море насчитывалось 1,8 млн голов осетровых рыб, то в 1970—1972 годах их количество увеличилось до 4,1 млн, в 1975 году — до 8,1 млн, в 1980 году — до 11,9 млн, в 1988 году — до 17,6 млн голов. Впоследствии, с уменьшением рыбзаводами количества выпускаемой молоди в связи с экономическими проблемами 1990-х, а также ухудшением кормовой базы Азовского моря численность ценных видов рыб сильно снизилась[41][2][42]. Создание Цимлянского водохранилища привело к увеличению безвозвратных потерь на испарение с его зеркала (оцениваемых в 1,5 км³ ежегодно), что внесло свой вклад в снижение речного стока в Азовское море (оцениваемого в 7,5 км³) и увеличение его солёности[43][44].

Примечания

  1. ↑ Правила, 2014, с. 2-4, 41, 45.
  2. ↑ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Материалы технического отчёта о строительстве Волго-Донского судоходного канала имени Ленина, Цимлянского гидроузла и оросительных сооружений (неопр.). Институт «Гидропроект». Дата обращения: 23 ноября 2014.
  3. ↑ Правила, 2014, с. 64-65.
  4. ↑ 1 2 3 4 Гидроэлектростанции России, 1998, с. 243-248.
  5. ↑ 1 2 3 Цимлянская ГЭС на официальном сайте ООО «Лукойл-Экоэнерго» (неопр.). ООО «Лукойл-Экоэнерго». Дата обращения: 23 ноября 2014.
  6. ↑ 1 2 3 4 5 Гидроэлектростанции России, 1998, с. 243—248.
  7. ↑ Правила, 2014, с. 23, 25, 54.
  8. ↑ Правила, 2014, с. 58—59.
  9. ↑ Правила, 2014, с. 59—60.
  10. ↑ Правила, 2014, с. 60-61.
  11. ↑ 1 2 Правила, 2014, с. 57—58.
  12. ↑ Правила, 2014, с. 61—62.
  13. ↑ Правила, 2014, с. 61—62, 65—67.
  14. ↑ Правила, 2014, с. 65—67.
  15. ↑ Технический аудит Цимлянской ГЭС. Документация по закупке (неопр.). ООО «Лукойл-Экоэнерго». Дата обращения: 24 ноября 2014.
  16. ↑ 1 2 Правила, 2014, с. 54.
  17. ↑ Архитектура Волго-Донского комплекса сооружений (неопр.). Институт «Гидропроект». Дата обращения: 29 ноября 2014.
  18. ↑ Правила, 2014, с. 63, 67.
  19. ↑ Правила, 2014, с. 3, 76.
  20. ↑ Волго-Дон. Историческая справка (неопр.). Институт «Гидропроект». Дата обращения: 29 ноября 2014.
  21. ↑ 1 2 3 Тайны Волгодонстроя (1948—1952) (неопр.). Sarkel.ru. Дата обращения: 29 ноября 2014.
  22. ↑ 1 2 Цимлянский ИТЛ (неопр.). Мемориал. Дата обращения: 29 ноября 2014.
  23. ↑ Заключённые на стройках коммунизма, 2008, с. 103, 119, 218.
  24. ↑ Заключённые на стройках коммунизма, 2008, с. 107-108, 113-114.
  25. ↑ 1 2 Великая стройка коммунизма (неопр.). Донской временник. Дата обращения: 29 ноября 2014.
  26. ↑ Правила, 2014, с. 2.
  27. ↑ 1 2 Цимлянская ГЭС. От славного прошлого — к новым свершениям! (неопр.). Энерговектор № 7 (11), июль 2012. Дата обращения: 30 ноября 2014.
  28. ↑ Большая советская энциклопедия. — 2-е издание. — М.: Государственное научное издательство «Большая советская энциклопедия», 1951. — Т. 7. — С. 218—228. — 765 с.
  29. ↑ 1 2 Правила, 2014, с. 24, 164.
  30. ↑ Референции проектов высоковольтного оборудования компании «ALSTOM Grid» в России (неопр.). Alstom. Дата обращения: 30 ноября 2014.
  31. ↑ ОАО «Ростовэнерго» — 85 лет! (неопр.). МРСК Центра. Дата обращения: 30 ноября 2014.
  32. ↑ Годовой отчет ОАО «ЮГК ТГК-8» по итогам работы за 2006 год (неопр.). ОАО «ЮГК ТГК-8». Дата обращения: 30 ноября 2014.
  33. ↑ ООО «Лукойл-Экоэнерго». О компании (неопр.). ООО «Лукойл-Экоэнерго». Дата обращения: 30 ноября 2014.
  34. ↑ Правила, 2014, с. 3, 149—152.
  35. ↑ 1 2 Общая схема Волго-Донского комплекса сооружений и его народнохозяйственное значение (неопр.). Институт «Гидропроект». Дата обращения: 7 декабря 2014.
  36. ↑ Правила, 2014, с. 121—135, 142—148.
  37. ↑ Бакланова Д.В. [http://www.msuee.ru/html/avtoreferat/21-01-14-baklanova_diss.pdf Обоснование влияния фильтрационных факторов на вероятность аварийных ситуаций потенциально опасных участков каналов. Диссертация на соискание ученой степеникандидата технических наук]. — Новочеркасск: Российский научно-исследовательский институт проблем мелиорации, 2014. — С. 58-64. — 144 с.
  38. ↑ Правила, 2014, с. 23-24.
  39. ↑ Материалы к обоснованию ОДУ водных ресурсов в водоёмах Волгоградской и Ростовской областей (неопр.). ФГБНУ ГосНИОРХ. Дата обращения: 7 декабря 2014.
  40. ↑ Саркел/Белая Вежа — крепость которую мы потеряли? (неопр.). Sarkel.ru. Дата обращения: 7 декабря 2014.
  41. ↑ Э.Г. Яновский, К.В. Демьяненко (АзЮгНИРО). Перспективы развития осетрового хозяйства в бассейне Азовского моря (неопр.). Южный научно-исследовательский институт морского рыбного хозяйства и океанографии. Дата обращения: 7 декабря 2014.
  42. ↑ Реквием по азовскому осетру… (неопр.). Azovcenter.ru. Дата обращения: 7 декабря 2014.
  43. ↑ В. А. Гетманенко, Е. П. Губанов, Л. В. Изергин. Оценка влияния зарегулирования рек на сохранение и воспроизводство биоресурсов Азовского моря (неопр.). Южный научно-исследовательский институт морского рыбного хозяйства и океанографии. Дата обращения: 7 декабря 2014.
  44. ↑ Правила, 2014, с. 26.

Литература

  • Правила использования Цимлянского водохранилища. — М.: Росводресурсы, 2014. — 401 с.
  • Гидроэлектростанции России. — М.: Типография Института Гидропроект, 1998. — 467 с.
  • Заключённые на стройках коммунизма. ГУЛАГ и объекты энергетики в СССР. Собрание документов и фотографий. — М.: Российская политическая энциклопедия (РОССПЭН), 2008. — 448 с. — ISBN 978-5-8243-0918-8.

Ссылки

Вам также может быть интересно
Косметолог Ирина Соболева рассказывает о самом коварном типе кожи: что это за «зверь» и в чем его коварство
Косметолог, массажист, талассонутрициолог Ирина Соболева объяснила, как появляется себорея (состояние, называемое жирной кожей), какой
Суд рассмотрит по существу дело владельцев B&B, обвиняемых Денисом Шапиро в хищении у него 4 млрд рублей
Дорогомиловский районный суд Москвы начал рассмотрение по существу уголовного дела Александра Балаховского и Якова