January 1st, 2008

ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / ГТЭС «Сибай»

Появилась в результате проведённого в 2009-2011 годах расширения Зауральской ТЭЦ за счёт строительства котельного цеха и газотурбинной установки мощностью 16 МВт с водогрейным котлом-утилизатором. Является обособленным подразделением Зауральской ТЭЦ. Позволила увеличить отпуск электрической и тепловой энергии для города Сибая и снизить энергодефицит в башкирском Зауралье.

Установленная электрическая мощность – 16 МВт, тепловая – 95,54 Гкал/ч
Основное топливо – природный газ, резервное – северин
************************************************************

Электрическая мощность: 16 МВт
Тепловая мощность: 95 Гкал/ч
Год ввода в эксплуатацию: 2001 г.
Состояние: в эксплуатации
promo zavodfoto февраль 4, 2025 21:18 55
Buy for 100 tokens
ПРОДАЮТСЯ ДОМЕНЫ - ГОРОДА РОССИИ: В ЗОНЕ RU (12): http://buynaksk.ru/ (Республика Дагестан, город Буйнакск) http://ertil.ru/ (Воронежская область, город Эртиль) http://kharovsk.ru/ (Вологодская область, город Харовск) http://laishevo.ru/ (Республика Татарстан, город Лаишево)…
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Красноключёвская МГЭС

Красноключёвская МГЭС

Красноключевская МГЭС - одна из малых ГЭС Башкортостана, находится в Нуримановском районе Башкортостана. Гидроэлектростанция была построена в пределах особо охраняемой природной территории на карстовом источнике Красный Ключ, который дал название селу Красный Ключ. Проектированием электростанции занималось объединение «Гидроэнергопром» (Санкт-Петербург), строительство выполняло предприятие «БашУралМонолит».

Мощность МГЭС — 200 кВт. Турбина поворотно-лопастная, по плану должна быть установлена ещё и вторая гидротурбина. Собственник: ЗАО «Башуралмонолит».
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Нива ГЭС-1 / Нивская ГЭС-1 Каскада Нивских ГЭС

************************************************************************************
Прежнее описание:

Нива ГЭС-1

Первая очередь Нива ГЭС-1 была введена в эксплуатацию в 1952 г., полностью ее строительство завершилось в 1954 г. Освоение северных берегов шло с огромным трудом, многие из инженеров и строителей были направлены сюда с предыдущей станции — подземной Нива ГЭС-3.

Эта станция — первая на каскаде, где была установлена телемеханика, что позволило осуществлять работу без присутствия постоянного оперативного персонала. В настоящее время полностью автоматизирована. Осуществляет годичное и многолетнее регулирование стока р. Нивы водохранилищами озер Имандра и Пиренга.

Мощность Нива ГЭС-1 — 26 МВт, среднемноголетняя выработка электроэнергии — 131,641 млн. кВтч.

*****************************************************

Нива ГЭС-1 — гидроэлектростанция на реке Нива около города Полярные Зори в Мурманской области. Входит в Нивский каскад ГЭС, являясь его верхней ступенью.

Строительство ГЭС началось в 1950, закончилось в 1954. Первый гидроагрегат пущен в 1952, ГЭС принята в промышленную эксплуатацию 6 сентября 1954. ГЭС построена по плотинно-деривационному типу.

Состав сооружений ГЭС:

земляная насыпная плотина длиной 340 м наибольшей высотой 8,5 м;
насыпная дамба длиной 650 м;
бетонная водосбросная плотина длиной 58 м;
деривационный подводящий канал длиной 1220 м;
здание ГЭС совмещенного типа длиной 51 м с донным водосбросом;
отводящий канал длиной 720 м.

Мощность ГЭС — 26 МВт, среднегодовая выработка — 129 млн кВт·ч. В здании ГЭС установлено 2 поворотно-лопастных гидроагрегата мощностью по 13 МВт, работающих при расчетном напоре 11,5 м. Гидротурбины импортного производства (фирмы КМВ). Оборудование ГЭС устарело, требуется его модернизация и замена (в частности, требуется замена гидрогенераторов). В настоящее время ГЭС полностью автоматизирована и работает без персонала.

Напорные сооружения ГЭС (длина напорного фронта 1,3 км) образуют Пиренгское водохранилище многолетнего регулирования, включившее в себя крупное озеро Имандра. Площадь водохранилища 876 км², полная и полезная ёмкость 11,2 и 2,83 км³.

ГЭС спроектирована институтом «Ленгидропроект».

Нива ГЭС-1 входит в состав ОАО «ТГК-1».

**********************************************

Река Нива, расположенная в южной части Кольского полуострова, положила начало всей энергетике Мурманской области. На ней в 1934 году была построена первая в Кольском Заполярье гидроэлектростанция — Нива ГЭС-2. Затем появились Нива ГЭС-3 и Нива ГЭС-1, на базе которых в 1954 году был образован Каскад Нивских ГЭС.

Сегодня в состав Каскада входят шесть станций: Нива ГЭС-1, 2 и 3; Иовская, Кумекая и Княжегубская ГЭС. Хотя Нива — река совсем небольшого размера, Нивский Каскад до сих пор остается самым мощным в Мурманской области.
Первая очередь Нива ГЭС-1 была введена в эксплуатацию в 1952 году, полностью же строительство завершилось двумя годами позже. Освоение северных берегов шло с огромным трудом, многие из инженеров и строителей были направлены сюда с предыдущей станции — подземной Нива ГЭС-3.

Нива ГЭС-1 - единственная из станций Нивского Каскада, на которой установлено импортное оборудование, и первая на Каскаде, где в 1970 году была смонтирована телемеханика, что позволило осуществлять работу без присутствия постоянного оперативного персонала.

Турбины поставлены на станцию шведской компанией КМВ, генераторы произвел свердловский завод «Уралэлектроаппарат».

Мощность Нива ГЭС-1 — 26 МВт, среднегодовая выработка станции - 138 млн. кВтч.

Мощность станции в 15 раз выше мощности единственной в России экспериментальной Кислогубской приливной электростанции, расположенной в губе Кислая Баренцева моря в Мурманской области.

Нива ГЭС-1 осуществляет регулирование стока озер Имандра и Пиренга. Пристанционным водохранилищем для ГЭС является озеро Имандра, самое большое в Мурманской области. В настоящее время гидроэлектростанция полностью автоматизирована.

Состав оборудования

Тип оборудования (шт.) Типоразмер Мощность, МВт Год
Турбина (2) ПЛ 13,5 1952,1953
Генератор (2) ВГС 700/80-56 13 1952,1953
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Стерлитамакская ТЭЦ

Сооружение теплоэлектроцентрали в южном промышленном районе Башкортостана связано с интенсивным развитием нефтепереработки и нефтехимии. Сегодня предприятие остается стратегически важным звеном в энергетическом комплексе республики, обеспечивая энергоресурсами, в основном, крупные предприятия южного промышленного узла республики – такие как ОАО «Сода», ЗАО «Каучук», ОАО «Каустик», ФГУП «Авангард».

С 1 июля 2014 года Ново-Стерлитамакская ТЭЦ - производственная площадка Стерлитамакской ТЭЦ.

Установленная электрическая мощность – 345 МВт, тепловая – 1 621 Гкал/ч
Основное топливо – природный газ, резервное – мазут

************************************************
Стерлитамакская ТЭЦ является тепловой электроцентралью, расположенной в Республике Башкортостан, в городе Стерлитамак.

С 2006-го года электроцентраль является производственным филиалом российской региональной энергетической компании ОАО «Башкирэнерго».

Сегодня предприятие обеспечивает тепловой и электрической энергией такие крупные предприятия южного промышленного узла Башкортостана, как ОАО «Сода», ЗАО «Каучук», ОАО «Каустик» и ФГУП «Авангард».

В настоящий момент установленная электрическая мощность станции равна 345 МВт, установленная тепловая мощность – 1.62 тыс. Гкал/час.

В состав основного оборудования Стерлитамакской ТЭЦ входят 6 турбоагрегатов (ПТ-25-90/10 (№ 3), 2хПТ-60-130/13 (№ 4 и 5), 2хР-50-130/13 (№ 6 и 10), Т-100-130 (№ 9)) и 11 котельных агрегатов (2хЕ-250/100ГМ (№ 1 и 2), 7хЕ-420/140ГМ (№ 4-10) и 2хПТВМ-100)).

В качестве основного топлива на теплоэлектроцентрали Стерлитамака используется природный газ, резервного – мазут.

Стерлитамакская ТЭЦ, необходимость строительства в которой было вызвано интенсивным развитием нефтепереработки и нефтехимии в южном промрайоне республики Башкортостан, была введена в промышленную эксплуатацию в 1957-ом году.

Электрическая мощность: 345 МВт
Тепловая мощность: 1 621 Гкал/ч
Годовая выработка электричества: 1 516 млн. кВт*ч
Год ввода в эксплуатацию: 1957 г.
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Горбовская МГЭС

Горбовская МГЭС

Мощность электростанции — около 0,5 МВт (2×0,25), была построена в 1953 году на реке Руза около посёлка Горбово. Сохранились все сооружения: плотина, затворы, машинный зал, корпус распределительных устройств.

*****************************************************

Горбовская ГЭС была построена в 1953 году для обеспечения электроэнергией Горбовской целлюлозной фабрики. На реке Руза вблизи фабрики у поселка Горбово была возведена щитовая плотина (небольшие железные щиты, уложенные на направляющие). Уровень воды был поднят на 2 метра и создан относительно небольшой затон – так называемое горбовское водохранилище, площадью 2 тыс. кв. м.

Энергию вырабатывали два генератора, выдающих по 250 КВт каждый, т. е. мощность электростанции составляла около 0,5 МВт, не так много по сегодняшним меркам, но вполне хватало фабрике и поселку Горбово. Сама станция могла служить не только для выработки электричества, но и тепла.

Электростанция исправно проработала полвека, бесперебойно обеспечивая электроэнергией своих потребителей. Однако с распадом СССР фабрика начала приходить в упадок и в начале 2000-х предприятие, которое к этому времени называлось «Горбовская фабрика технических бумаг», прекратило свое существование. ГЭС стала ненужной и полностью прекратила свою работу в 2002 году. Задвижки были демонтированы, уровень воды в водохранилище опущен, а сама ГЭС законсервирована и постепенно пришла в запустение.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Нива ГЭС-2 / Нивская ГЭС-2 Каскада Нивских ГЭС

************************************************************************************
Прежнее описание:

Первая ГЭС Каскада, Нива ГЭС-2, должна была стать энергетическим центром региона, ведь богатые залежи апатито-нефелиновых руд, обнаруженные в Хибинах, их добыча и выработка из апатитового концентрата требовали подведения соответствующей энергетической базы.

В 1930 г. в соответствии с планом ГОЭЛРО в долине р. Нива началось строительство гидроэлектростанции Нива ГЭС-2.

Станцию проектировали и строили одновременно. При этом ни инженеры, ни строители не имели опыта работы в сложных условиях Крайнего Севера. В короткие сроки им удалось перегородить старое русло реки, проложить отводящий канал длиной в 4,5 км и построить головное сооружение станции. Пуск первого гидроагрегата состоялся 30 июня 1934 г.

В 1936 г. на Кольском полуострове было создано РЭУ «Колэнерго», в состав которого вошла Нива ГЭС-2 вместе с Мурманской ТЭЦ и Нижне-Туломской ГЭС.

К весне 1946 г. после восстановительных работ Нива ГЭС-2 снова смогла достигнуть своей проектной мощности.

Установленная мощность Нива ГЭС-2 — 60 МВт. Cреднемноголетняя выработка электроэнергии — 365,26 млн. кВтч.

**************************************************

Нива ГЭС-2 (Нивская ГЭС) — гидроэлектростанция на реке Нива около посёлка Нивский в Мурманской области. Входит в Нивский каскад ГЭС.

Строительство ГЭС началось в 1930, закончилось в 1938. Первый гидроагрегат пущен 30 июня 1934, ГЭС принята в промышленную эксплуатацию 6 октября 1938. ГЭС построена по плотинно-деривационному типу.

Состав сооружений ГЭС:

земляная насыпная плотина длиной 548,5 м и наибольшей высотой 13,5 м;
бетонная водосбросная плотина длиной 42 м;
деривационный подводящий канал длиной 4440 м;
здание ГЭС длиной 58 м;
отводящий канал длиной 125 м.

Мощность ГЭС — 60 МВт, среднегодовая выработка — 410 млн кВт·ч. В здании ГЭС установлено 4 радиально-осевых гидроагрегата мощностью по 15 МВт, работающих при расчетном напоре 36 м. Оборудование ГЭС устарело, проходит модернизацию и замену. Напорные сооружения ГЭС (длина напорного фронта 1,3 км) образуют водохранилище, включающее в себя Пинозеро, площадью 17,6 км², полной и полезной ёмкостью 79 и 43 млн м³.

ГЭС спроектирована институтом «Ленгидропроект».

Нива ГЭС-2 входит в состав ОАО «ТГК-1».

ИСТОРИЯ:

Нива ГЭС-2 была одной из электростанций, строительство которой планировалось по плану ГОЭЛРО. Строительство ГЭС велось силами ссыльнопереселенцев и раскулаченных крестьян в тяжелых условиях, практически без средств механизации. Многие из строителей погибли.

С началом Великой отечественной войны большая часть оборудования ГЭС (3 гидроагрегата) было эвакуировано. Станция подвергалась бомбежкам и была частично разрушена, однако продолжала работать. В 1942—1944 оборудование ГЭС было возвращено, в 1945 начались восстановительные работы силами военнослужащих, законченные в 1946. В последующие годы ГЭС несколько раз модернизировалась, в частности, в середине 1990-х все гидроагрегаты прошли комплексную реконструкцию; тем не менее, генераторы ГЭС требуют реконструкции — необходима замена активной стали сердечника статора, а также обода и полюсов ротора. В настоящее время на площадке ГЭС планируется строительство нового здания с дополнительным гидроагрегатом мощностью 18,75 МВт (по другим данным — 20 МВт) с увеличением выработки ГЭС на 5 млн кВт·ч. Таким образом, мощность ГЭС достигнет 78,75 МВт, а среднемноголетняя выработка — 415 млн кВт·ч. Также улучшатся условия работы других ГЭС каскада. Стоимость проекта 35,9 млн.руб в ценах 1991. Работы планируется провести в 2014.

*****************************************************

В 1930 году в соответствии с планом ГОЭЛРО на юге Кольского полуострова в долине реки Нива началось строительство первого в Мурманской области каскада гидроэлектростанций, состоящего из трех ГЭС. Фактически, это стало отправной точкой развития энергетики Кольского Заполярья.
Сегодня в состав Каскада Нивских ГЭС входят шесть станций: Нива ГЭС-1,2 и 3; Иовская, Кумекая и Княжегубская ГЭС. Хотя Нива является рекой совсем небольшого размера, Нивский Каскад до сих пор остается самым мощным в области.

Первая ГЭС Каскада, Нива ГЭС-2, должна была стать энергетическим центром региона, ведь богатые залежи апатито-нефелиновых руд, обнаруженные в Хибинах, их добыча и выработка из апатитового концентрата требовали подведения соответствующей энергетической базы.

Станцию проектировали и строили одновременно. При этом ни инженеры, ни строители не имели опыта работы в сложных условиях Крайнего Севера. В короткие сроки им удалось перегородить старое русло реки, проложить отводящий канал длиной в 4,5 км и построить головное сооружение станции.

30 июня 1934 года состоялся пуск первого гидроагрегата Нива ГЭС-2. Мощность гидроэлектростанции составила 60 тыс. кВт. На момент пуска последнего гидроагрегата в 1938 году Нива ГЭС-2 занимала третье место среди гидростанций СССР — ее называли «Заполярным Днепрогэсом».

Во время войны Нива ГЭС-2 была сильно разрушена, но сохранила мощности. Осенью 1944 года по приказу командующего Карельским фронтом за Нива ГЭС-2 был закреплен батальон инженерных войск. К весне 1946 года Нива ГЭС-2 смогла достигнуть своей проектной мощности.

D Интересно, что нумерация ГЭС в Нивском Каскаде принята не по времени строительства, а по занимаемому месту. Когда Нива ГЭС-2 возводилась, ГЭС-1 (выше по течению реки Нива) и ГЭС-3 (ниже по течению) были еще только в проекте.

Установленная мощность Нива ГЭС-2 — 60 МВт. Среднегодовая выработка станции - 369,5 млн. кВтч.

Мощность станции в 35 раз выше мощности единственной в России экспериментальной Кислогубской приливной электростанции, расположенной в губе Кислая Баренцева моря в Мурманской области.

В 1951 году агрегаты станции были переведены на автоматический режим управления, а в 1972 году, по завершению процесса автоматизации, Нива ГЭС-2 стала работать без сменного дежурного персонала. В последующие годы проводилась замена турбин, систем регулирования и вспомогательного оборудования на всех гидрогенераторах.

Состав оборудования

Тип оборудования (шт.) Типоразмер Мощность, МВт Год
Турбина (4) РО 45/123М-В-125 15,3 1934-1938 (восст. 1945 - 1946)
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Дутшевская МГЭС

Дутшевская МГЭС

Находится на реке Сестра около границы Московской и Тверской областей. Предположительно была построена в 30-х годах XX века. Предположительно, потому, что информации о ней крайне мало. Неизвестно даже точное историческое наименование, а Дутшево - просто название ближайшей деревни.

Сохранилась лишь часть машинного зала и несколько срубов от плотины, которая, очевидно, была деревянной.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / ВЭС «Тюпкильды»

Одна из самых мощных российских ветряных электростанций. Установленная электрическая мощность ВЭС «Тюпкильды» – 2,2 МВт. Располагается около деревни Тюпкильды Туймазинского района. Введена в эксплуатацию в 2001 году.

В составе оборудования – четыре ветрогенератора немецкого производства ЕТ-550 по 550 кВт каждая.

**************************************************

ВЭС Тюпкильды — ветряная электростанция, расположенная около деревни Тюпкильды Туймазинского района Республики Башкортостан РФ. Является одной из самых мощных российских ветряных электростанций — 2,2 МВт (третья по величине установленной мощности). Состоит из четырёх ветроагрегатов немецкого производства.

В 2010 году ВЭС выработала 0,30 млн кВт·ч электрической энергии, в 2009 году — 0,10 млн кВт·ч, в 2008 году — 0,40 млн кВт·ч. Коэффициент использования установленной мощности в 2008—2010 гг. не превышал 2,2 %.

Ветропарк «Тюпкильды» был построен ОАО «Башкирэнерго», открыт в 2002 году. Монтажные и пусконаладочные работы завершились 1 марта 2001 года, и началась выдача электрической мощности.

**********************************************************
Электрическая мощность: 2 МВт
Тепловая мощность: 0.00 Гкал/ч
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Нива ГЭС-2 / Нива ГЭС-3 / Нивская ГЭС-3 Каскада Нивских ГЭС

************************************************************************************
Прежнее описание:

В конце 1930-х гг. были начаты работы по строительству первой подземной станции в Советском Союзе. На время войны стройка была заморожена. Пуск первой очереди Нива ГЭС-3 состоялся в 1949 г. Эта станция уникальна: ее машинный зал расположен в недрах скалы, на глубине 76 метров от поверхности.

Нива ГЭС-3 является нижней ступенью каскада Нивских ГЭС, расположена в 5 км от Кандалакшской губы Белого моря.

Установленная мощность Нива ГЭС-3 — 155,5 МВт. Cреднемноголетняя выработка электроэнергии— 877,02 млн. кВтч.

***********************************

Нива ГЭС-3 — гидроэлектростанция на реке Нива в Мурманской области. Входит в Нивский каскад ГЭС, являясь его нижней ступенью.

Строительство ГЭС началось в 1937, закончилось в 1950. Первый гидроагрегат пущен 21 декабря 1949, ГЭС принята в промышленную эксплуатацию 6 июля 1951. ГЭС построена по плотинно-деривационному типу, полностью отбирает сток нижнего течения реки Нива.

Состав сооружений ГЭС:

земляная насыпная плотина длиной 263,5 м и наибольшей высотой 19,0 м;
бетонная водосбросная плотина длиной 33 м;
водоприемник;
деривационный подводящий туннель длиной 2,78 км;
канал длиной 1,21 км с боковым водосливом;
подземное здание ГЭС длиной 76,3 м;
отводящий безнапорный туннель длиной 2,72 км;
отводящий канал длиной 739 м.

Мощность ГЭС — 155,5 МВт, среднегодовая выработка — 850 млн кВт·ч. В здании ГЭС установлено 4 радиально-осевых гидроагрегата, работающих при расчетном напоре 74 м: 3 мощностью по 38,5 МВт, 1 мощностью 40 МВт. Оборудование ГЭС устарело, проходит модернизацию и замену.

Напорные сооружения ГЭС (длина напорного фронта 270 м) образуют водохранилище площадью 1,62 км², полной и полезной ёмкостью 7,8 и 2,5 млн м³.

ГЭС спроектирована институтом «Ленгидропроект».

ГЭС Нива-3 входит в состав ОАО «ТГК-1».

ИСТОРИЯ:

ГЭС Нива-3 являлась первой ГЭС в СССР, имеющей подземное здание ГЭС, и в этом она уникальна. С началом Великой отечественной войны строительство ГЭС было заморожено и возобновлено в 1945. Первоначально мощность ГЭС составляла 154 МВт (4х38,5 МВт). В последующие годы ГЭС несколько раз модернизировалась, в частности, в 2003 года часть гидроагрегатов прошла комплексную реконструкцию, увеличившую их срок службы и решившую давнюю проблему ГЭС — сверхнормативную вибрацию. Также несколько увеличилась мощность ГЭС. В 2007 году было заменено рабочее колесо и ряд других агрегатов на последнем из гидроагрегатов, таким образом, первый этап модернизации электростанции был закончен.

**********************************************

В 1930 году в соответствии с планом ГОЭЛРО на юге Кольского полуострова в долине реки Нива началось строительство первого в Мурманской области каскада гидроэлектростанций, состоящего из трех ГЭС. Фактически, это стало отправной точкой развития энергетики Кольского Заполярья.
Сегодня в состав Каскада Нивских ГЭС входят шесть станций: Нива ГЭС-1,2 и 3; Иовская, Кумекая и Княжегубская ГЭС. Хотя Нива является рекой совсем небольшого размера, Нивский Каскад до сих пор остается самым мощным в области.

Нива ГЭС-3 стала первой гидроэлектростанцией в нашей стране, имеющей подземное здание ГЭС, и второй станцией Каскада Нивских ГЭС. Ее строительство началось в 1937 году, однако война заморозила стройку до 1945 года.

Пуск первой очереди Нива ГЭС-3, машинный зал которой расположен в недрах скалы на глубине 76 метров от поверхности, состоялся в 1949 году. Гидроузел был принят в промышленную эксплуатацию 6 июля 1951 года.
Интересно, что нумерация ГЭС в Нивском Каскаде принята не по времени строительства, а по занимаемому месту. Когда Нива ГЭС-2 возводилась, ГЭС-1 (выше по течению реки Нива) и ГЭС-3 (ниже по течению) были еще только в проекте.

Установленная мощность Нива ГЭС-3-155,5 МВт. Среднегодовая выработка станции - 878 млн. кВтч.
Мощность станции в 91 раз выше мощности единственной в России экспериментальной Кислогубской приливной электростанции, расположенной в губе Кислая Баренцева моря в Мурманской области.

Станция является нижней ступенью каскада Нивских ГЭС на реке Нива. Расположена в 5 км от Кандалакшской губы Белого моря.

Техническое перевооружение и модернизация

Первоначально мощность ГЭС составляла 154 МВт. В последующие годы ГЭС несколько раз модернизировалась. В 2003 - 2007 годах часть гидроагрегатов прошла комплексную реконструкцию по замене рабочих колес. Это позволило увеличить мощность ГЭС до 155,5 МВт. К 2010 году реконструированы регуляторы скорости гидротурбин.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Мечетлинская МГЭС

Мечетлинская МГЭС

Месторасположение: село Большеустьикинское Мечетлинского района, река Ик.
Установленная электрическая мощность – 0,445 МВт
Состав оборудования: две гидротурбины ПР-20/1-Г-100, одна гидротурбина ПР-20/1-Г-5.

*******************************************************************************

Мечетлинская МГЭС (445 кВт, 0,416 млн кВт⋅ч, ООО «Башкирская генерирующая компания»)

Расположена на реке Большой Ик в Мечетлинском районе. Введена в эксплуатацию в 2001 году. Установлены две гидротурбины ПР20/1-Г-100 и одна гидротурбина ПР20/1-Г-5
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Уфимская ТЭЦ-1

Старейшая теплоэлектроцентраль города Уфы. ТЭЦ-1 строилась в составе Уфимского нефтеперерабатывающего завода. Первые ее агрегаты были введены во временную эксплуатацию в июне 1938 года, а в начале следующего года – в промышленную.

С 1 июня 2013 года - производственная площадка Уфимской ТЭЦ-4.

Установленная электрическая мощность – 77,74 МВт, тепловая – 685,8 Гкал/ч
Основное топливо – природный газ, резервное – мазут

*****************************************************
Уфимская ТЭЦ-1 — старейшая теплоэлектроцентраль города Уфы Республики Башкортостан. Входит в состав ООО «Башкирская генерирующая компания».

Установленная электрическая мощность на 1 января 2011 года составляет 69 МВт, тепловая — 572 Гкал/ч (без учета ГТЭС-25, введенной в эксплуатацию в 2011 г.).

По состоянию на 2011 год на ТЭЦ установлены:

паровые котлы:
ПК-6 Е-115-32ГМ производительностью 115 т/ч, введен в эксплуатацию в 1941 году;
ПК-7 Е-115-32ГМ производительностью 115 т/ч, введен в эксплуатацию в 1943 году;
ПК-11 Е-160-100ГМ производительностью 160 т/ч, введен в эксплуатацию в 1968 году;
ПК-12 Е-160-100ГМ производительностью 160 т/ч, введен в эксплуатацию в 1968 году;
ПК-13 Е-160-100ГМ производительностью 160 т/ч, введен в эксплуатацию в 1969 году;
ПК-14 Е-160-100ГМ производительностью 160 т/ч, введен в эксплуатацию в 1995 году;
водогрейные котлы:
ВК-1 ПТВМ-50 производительностью 50 Гкал/ч, введен в эксплуатацию в 1965 году;
ВК-2 ПТВМ-50 производительностью 50 Гкал/ч, введен в эксплуатацию в 1965 году;
ВК-3 ПТВМ-50 производительностью 50 Гкал/ч, введен в эксплуатацию в 1966 году;
ВК-4 ПТВМ-50 производительностью 50 Гкал/ч, введен в эксплуатацию в 1966 году;
котёл-утилизатор К-25-130Н производительностью 25 Гкал/ч, введен в эксплуатацию в 2010 году;
турбоагрегаты:
ТГ-3 ПР-10-29/12/1,3, введен в эксплуатацию в 1941 году;
ТГ-5 ПР-9-90/15/7 м, введен в эксплуатацию в 1974 году;
ТГ-6 ПР-25-90/10/0,9, введен в эксплуатацию в 1968 году;
ТГ-7 ПР-25-90/10/0,9, введен в эксплуатацию в 1969 году;
ГТУ-1 ГТЭС-25П номинальной мощностью 18,74 МВт, введена в эксплуатацию в 2011 году.
В 2008—2009 гг. электрическая и тепловая мощность ТЭЦ была выше — 84 МВт и 704 Гкал/ч соответственно. Снижение связано с выводом из эксплуатации по соображениям экономической целесообразности устаревшего оборудования: с 1 июля 2010 года выведены из эксплуатации турбогенератор ТГ-4 ПР-15-29/12/1,3, паровые котлы № 8 Е-115-32 ГМ и № 10 ТП-200-32 ГМ. Планируется вывод из эксплуатации с 1 октября 2011 года турбогенератора № 3 ПР-10-29/12/1,3.

Вместе с тем в 2011 году было введено новое оборудование — газовая турбина ГТЭС-25 с котлом-утилизатором К-25-130Н номинальной мощностью 18,74 МВт. С учетом нового оборудования, электрическая мощность станции достигла 77,74 МВт.

В 2010 году Уфимская ТЭЦ-1 выработала 284,2 млн кВт·ч электрической энергии, что составляет всего 1,1 % от выработки электрической энергии на территории Республики Башкортостан. Коэффициент использования установленной электрической мощности составил в 2010 году 42,7 %. Отпуск тепловой энергии в том же году составил 826 тыс. Гкал.

Строительство ТЭЦ-1 было начато в 1935 году, параллельно со строительством Уфимского нефтеперерабатывающего завода, в составе которого строилась ТЭЦ. Первые агрегаты Уфимской ТЭЦ 10 июня 1938 года были введены во временную, а в начале следующего года — в промышленную эксплуатацию.

В 1941 году мощность Уфимской ТЭЦ-1 была доведена до 22 МВт, в 1942 году она увеличилась до 34 МВт.

В 1965 году была проведена модернизация оборудования, механизация и автоматизация производственных процессов, в результате чего производительность котлоагрегатов была доведена до 875 т пара в час. В это же время все котлы ТЭЦ были переведены на природный газ.

************************************************************
Уфимская ТЭЦ-1 – самая старая тепловая электроцентраль города Уфы (Республика Башкортостан). С 2006-го года теплоцентраль входит в состав российской региональной энергетической компании ОАО «Башкирэнерго» на правах производственного филиала. С 1-го июня 2013-го года предприятие служит производственное площадкой Уфимской ТЭЦ-4.

С 1-го января 2011-го года установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 77,74 МВт, установленная тепловая мощность – 685,8 Гкал/час (с учетом 26 Гкал/час ГТЭС-25П, принятой в промышленную эксплуатацию в 2011-ом году).

В 2010-ом году Уфимская ТЭЦ-1 произвела 284,2 млн. кВт∙ч электрической энергии – всего 1.1% от суммарной выработки электрической энергии на территории Башкортостана за тот же период.

В том же году станция отпустила 826 тыс. Гкал тепловой энергии, а ее коэффициент использования установленной электрической мощности составил 42.7%.

По состоянию на начало 2011-го года на теплоэлектроцентрали Уфы № 1 установлено следующее основное оборудование: 6 паровых котлов, введенных в эксплуатацию с 1941-го по 1995-ый годы, 4 водогрейных котельных агрегата, пуск которых был произведен в период с 1965-го по 1966-ой годы, 1 котел-утилизатор К-25-130Н, заработавший в 2010-ом году, и 3 турбоагрегата, введенных в промышленную эксплуатацию с 1968-го по 1975-ый годы, а также ГТУ-1 ГТЭС-25П (номинальная мощность 18.74 МВт).

С 1965-го года котельные агрегаты станции работают на природном газе (мазут является резервным видом топлива).

В период с 2008-го по 2009-ый годы электрическая и тепловая мощность теплоцентрали составляли 84 МВт и 704 Гкал/час соответственно, однако затем на предприятии начался вывод из эксплуатации устаревшего оборудования. 1-го июля 2010-го года были остановлены: турбогенератор ТГ-4 ПР-15-29/12/1,3, паровые котлы Е-115-32 ГМ (№ 8) и ТП-200-32 ГМ (№ 10). В 2011-ом году была выведена из эксплуатации турбина ПР-10-29/12/1,3 (№ 3).

Работы по строительству первой в Уфе теплоэлектростанции были начаты в 1935-ом году. Станция строилась параллельно с Уфимским нефтеперерабатывающим заводом, в состав которого она и входила.

Во временную эксплуатацию первые агрегаты Уфимской ТЭЦ-1 были введены 10-го июня 1938-го года, а в начале 1939-го года – в постоянную.

В 1941-ом году установленная электрическая мощность станции составила 22 МВт, в 1942-ом – 34 МВт.

В 1965-ом году на электростанции были проведены работы по модернизации основного оборудования, а также механизации и автоматизации производственных процессов. В итоге производительность котельных агрегатов ТЭЦ, которые начали работать на природном газе, была увеличена до 875 тонн пара в час.

Электрическая мощность: 78 МВт
Тепловая мощность: 686 Гкал/ч
Годовая выработка электричества: 287 млн. кВт*ч
Год ввода в эксплуатацию: 1938 г.
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Слакская МГЭС

Слакская МГЭС

Слакская МГЭС (100 кВт, 0,037 млн кВт⋅ч, ООО «Башкирская генерирующая компания») - первая из серии малых ГЭС, запущенных в Башкортостане, введена в строй в 1999 году. Гидроэлектростанция расположена на реке Курсак рядом с селом Слак в Альшеевском районе. Мощность 112 кВт, как правило, работает круглый год. Установлены три гидротурбины ПР20/1-Г-35

**************************************************************
Местонахождение с. Слак, Альшеевский район
Мощность МГЭС, кВт 112
Расчетный напор, м ГА№2 -10 ГА№1,3 -7,55
Количество агрегатов 3
Тип гидротурбины Горизонтальная, пропеллерная с S-образной отсасывающей трубой
Введена в эксплуатацию II кв. 1999 г.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Уфимская ТЭЦ-2

Вторая по мощности электростанция Башкирской генерирующей компании после Кармановской ГРЭС (и в то же время самая мощная среди ТЭЦ). Выполняет промышленно-отопительную функцию, обеспечивает теплом около половины Уфы и близлежащие промышленные предприятия. Носит имя Мухаммета Султановича Резяпова – организатора строительства и руководителя ТЭЦ-2 до 1957 года (с 1957 по 1971 годы возглавлял энергосистему Республики Башкортостан). Первые агрегаты введены в строй в 1940 году.

Установленная электрическая мощность – 508 МВт, тепловая – 1 547 Гкал/ч
Основное топливо – природный газ, резервное – мазут

***************************************************************

Уфимская ТЭЦ-2 — теплоэлектроцентраль, расположенная в городе Уфе Республики Башкортостан. Одна из крупнейших ТЭЦ Башкирской энергосистемы, принадлежит ООО «Башкирская генерирующая компания». Выполняет промышленно-отопительную функцию, обеспечивает теплом более половины г. Уфа и близлежащие промышленные предприятия. Носит имя Мухаммета Султановича Резяпова — организатора строительства и руководителя ТЭЦ-2 до 1957 года (с 1957 по 1971 год возглавлял энергосистему Республики Башкортостан).

Установленная электрическая мощность на 1 января 2011 года составляла 452 МВт, тепловая — 1 448 Гкал/ч. По состоянию на 12 октября 2011 года электрическая мощность станции достигла 493 МВт за счет ввода газовой турбины в составе ПГУ-60.

На ТЭЦ установлены:

паровые котлы:
ПК-6,7,8,9,10,11,12 Е-320-140ГМ производительностью 320 т/ч, введенные в эксплуатацию в 1965, 1966, 1970, 1971, 1979, 1980 и 1981 году соответственно;
водогрейные котлы:
ВК-1,2 ПТВМ-120 производительностью 120 Гкал/ч, введенные в эксплуатацию в 1965 и 1966 годах;
ВК-3,4 ПТВМ-180 производительностью 180 Гкал/ч, введенные в эксплуатацию в 1979 и 1982 годах;
паровой котёл-утилизатор Е-57,5/12-7,4/0,6-520/280 производительностью 57,5/12 Гкал/ч, введен в эксплуатацию в 2011 году;
турбоагрегаты:
ТГ-3 Р-12-25/1,2 номинальной мощностью 4 МВт, введен в эксплуатацию в 1952 году;
ТГ-4,5 ПТ-60-130/13, введенные в эксплуатацию в 1965 и 1966 годах;
ТГ-6 Т-100-130, введен в эксплуатацию в 1970 году;
ТГ-7,8 Т-110/120-130-4, введенные в эксплуатацию в 1979 и 1982 годах;
ГТУ-1 SGT-800 производства фирмы Siemens номинальной мощностью 49 МВт, введена в эксплуатацию в 2011 году.
В 2010 году Уфимская ТЭЦ-2 выработала 2978,8 млн кВт·ч электрической энергии, что составляет 11,8 % от выработки электрической энергии на территории Республики Башкортостан. Коэффициент использования установленной электрической мощности составил в 2010 году 75,2 %. Отпуск тепловой энергии в том же году составил 3 242 тыс. Гкал.

Строительство блока ПГУ-60:

В ходе реконструкции будет выведено из эксплуатации и демонтировано основное оборудование блока среднего давления с установкой на его месте нового высокоэффективного оборудования на базе парогазовых технологий.

В состав основного оборудования блока ПГУ-60 входят: газотурбинная установка SGT-800 производства Siemens Industrial Turbomachinery AB (Швеция) номинальной электрической мощностью 49 МВт, паровой котёл-утилизатор двух давлений производства ОАО «ЭМАльянс», существующая паровая турбина типа Р-12-25/1,2 (станционный номер 3, номинальная мощность 4 МВт). Блок ПГУ-60 введен в эксплуатацию в 2011 году.

*************************************************


Уфимская ТЭЦ-2 является тепловой электроцентралью, расположенной в Республике Башкортостан, в городе Уфе. Станция принадлежит российской региональной энергетической компании ОАО «Башкирэнерго» и является одной из самых крупных ТЭЦ Башкирской энергетической системы.

Электроцентраль обеспечивает тепловой энергией более половины города Уфы, а также близлежащие промышленные предприятия.

По состоянию на 1-ое января 2011-го года ТЭЦ имела установленную электрическую мощность 452 МВт, тепловую мощность – 1448 Гкал/час. 12-го октября того же года в промышленную эксплуатацию была введена парогазовая силовая установка ПГУ-60, после чего электрическая мощность теплоцентрали достигла 493 МВт.

По итогам 2010-го года Уфимская ТЭЦ-2 выработала 2978,8 млн. кВт∙ч электрической энергии (11,8% от общей выработки электроэнергии на территории Башкортостана) и отпустила 3,242 млн. Гкал тепловой энергии. В том же году ее коэффициент использования установленной электрической мощности составил 75.2%.

В настоящее время основное оборудование Уфимской теплоэлектроцентрали № 2 включает в себя 8 паровых котлов, введенных в эксплуатацию с 1954-го по 1981-ый годы, 4 водогрейных котла, пущенных в эксплуатацию в период с 1965-го по 1982-ой годы, а также паровой котел-утилизатор Е-57,5/12-7,4/0,6-520/280, заработавший в 2011-ом году. Кроме того, на станции установлено 6 турбоагрегатов, принятых в строй с 1952-го по 1982-ой годы, а также запущенная в эксплуатацию в 2011-ом году установка ГТУ-1 SGT-800 производства фирмы Siemens (номинальная мощность 49 МВт).

История создания Уфимской ТЭЦ-2 напрямую связана со строительством крупного моторостроительного завода, начавшимся в сентябре 1931-го года в городском районе Черниковки.

Именно для удовлетворения энергонужд этого предприятия и было начато сооружение Уфимской теплоцентрали № 2, стартовавшее в июле 1936-го года.

Оборудование первой очереди станции было принято в промышленную эксплуатацию в октябре 1940-го.

Турбоагрегат № 2 Уфимской ТЭЦ-2 (эл. мощн. 12 МВт) был пущен в мае 1942-го года.

В 2009-ом году на теплоэлектроцентрали были начаты работы по модернизации устаревшего основного оборудования, в рамках которой была построена парогазовая установка максимальной мощностью 60 МВт.

Пуск нового агрегата, в состав которого вошла газовая турбина SGT-800 (ном. эл. мощн. 49 МВт), паровой утилизирующий котел и уже существующая паровая турбина Р-12-25/1,2 (ном. эл. мощн. 4 МВт), был произведен в 2011-ом году.

Электрическая мощность: 514 МВт
Тепловая мощность: 1 547 Гкал/ч
Годовая выработка электричества: 3 019 млн. кВт*ч
Год ввода в эксплуатацию: 1940 г.
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Уфимская ТЭЦ-3

Строительство ТЭЦ начато в 1947 году. В октябре 1951 года введены в эксплуатацию первые агрегаты - паровой котел и турбогенератор. Предприятие отпускает тепловую энергию в паре и горячей воде на нужды отопления, а также электрическую энергию. Основными потребителями пара являются предприятия нефтеперерабатывающей промышленности – ОАО «Уфаоргсинтез» и филиал ОАО АНК «Башнефть» - «Башнефть-Новойл».

Установленная электрическая мощность – 95 МВт, тепловая – 992,8 Гкал/ч
Основное топливо – природный газ, резервное – мазут
**********************************************************

Уфимская ТЭЦ-3 — теплоэлектроцентраль, расположенная в городе Уфе Республики Башкортостан. Входит в состав Общества с ограниченной ответственностью «Башкирская генерирующая компания».

Предприятие отпускает электрическую энергию, а также тепловую энергию в паре и в горячей воде на нужды отопления. Основными потребителями пара являются предприятия нефтеперерабатывающей промышленности — ОАО «Уфаоргсинтез», ОАО «Новойл» (Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод). Основным видом топлива на ТЭЦ является природный газ, резервным — мазут. Также на ТЭЦ сжигается технологический и попутный газ с соседних предприятий нефтехимического комплекса.

В 2013 году Уфимская ТЭЦ-3 выработала 387,6 млн кВт·ч электрической энергии. Отпуск тепловой энергии в том же году составил 2 737 тыс. Гкал.

Строительство ТЭЦ-3 начато в 1947 году. В октябре 1951 года были введены в эксплуатацию первый паровой котёл и первый турбогенератор. В 1954 году строительство станции было закончено.

В начале 2014 года выработавшая свой ресурс турбина № 4 Р-25-90 была заменена на новую турбину марки Р-28/3,3-8,8/2,1 изготовленную Калужским турбинным заводом.

В 2015 году планируется заменить турбину № 5 ПТ-30-90/10 на турбину аналогичной мощности.

******************************************************
Электрическая мощность: 85 МВт
Тепловая мощность: 996 Гкал/ч
Годовая выработка электричества: 428 млн. кВт*ч
Год ввода в эксплуатацию: 1951 г.
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / МикроГЭС «Авзян»

Месторасположение: поселок Верхний Авзян Белорецкого района, река Авзян.
Установленная электрическая мощность – 0,075 МВт
Состав оборудования: ПР-20/1-Г-51.
*********************************************************

Узянская МГЭС

Узянская МГЭС (50 кВт, 0,065 млн кВт⋅ч, ООО «Башкирская генерирующая компания»)

Расположена в Белорецком районе. Установлена одна гидротурбина ПР-50
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Уфимская ТЭЦ-4

Снабжает энергоресурсами промышленную площадку филиала ОАО АНК «Башнефть» - «Башнефть-Уфанефтехим», в непосредственной близости от которого и располагается. Предприятие отпускает электрическую, а также тепловую энергию в паре и горячей воде. История Уфимской ТЭЦ-4 связана с развитием нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Башкортостана в 50-80-е годы XX века. Её строительство началось в 1954 году, а в ноябре 1956 года были запущены первые агрегата ТЭЦ.

С 1 июня 2013 года ТЭЦ-1 - производственная площадка Уфимской ТЭЦ-4.

Установленная электрическая мощность – 270 МВт, тепловая – 792 Гкал/ч
Основное топливо – природный газ, резервное – мазут

*********************************************************
Уфимская ТЭЦ-4 — теплоэлектроцентраль, расположенная в северном промышленном районе города Уфы Республики Башкортостан. Входит в состав ООО «Башкирская генерирующая компания» и снабжает энергией промышленную площадку ОАО «Уфанефтехим».

Предприятие отпускает электрическую энергию, а также тепловую энергию в паре и в горячей воде на нужды отопления. Основными потребителями пара являются предприятие нефтеперерабатывающей промышленности ОАО «Уфанефтехим», в непосредственной близости от которого располагается Уфимская ТЭЦ-4. Основным видом топлива на ТЭЦ является природный газ, резервным — мазут. Также на ТЭЦ сжигается технологический и попутный газ с соседних предприятий нефтехимического комплекса.

В 2010 году Уфимская ТЭЦ-4 выработала 1 185,7 млн кВт·ч электрической энергии, что составляет 4,7 % от выработки электрической энергии на территории Республики Башкортостан. Коэффициент использования установленной электрической мощности составил в 2010 году 36,7 %. Отпуск тепловой энергии в том же году составил 1 702 тыс. Гкал.

История:

История Уфимской ТЭЦ-4 связана с развитием нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Башкирии в 50-80-е годы XX века. Станция проектировалась, строилась и расширялась по проекту Харьковского отделения института «Теплоэлектропроект».

Строительство ТЭЦ началось в 1954 году, а 3 ноября 1956 года были запущены ее первые агрегаты.

Развитие станции продолжалось до конца 80-х годов. Станция была переведена на сжигание газа. В проточных частях паровых турбин № 1 и 2 впервые в Башкирэнерго были установлены сотовые уплотнения. Гидродинамическая система регулирования турбины переведена на электрогидравлическую. В 80-е годы ХХ века мощность станции достигла 410—417 МВт с отпуском тепла до 2500 Гкал/ч. Усиленно велось расширение станции — вводилась третья очередь. Были установлены три паровых котла ТГМ-84Б, значительно расширилась химводоочистка.

В результате спада производства на нефтехимических предприятиях республики в 90-е годы часть оборудования оказалась невостребованной. Ухудшились технико-экономические показатели, сказывалась проблема старения оборудования, отработавшего 40-45 лет.

С 1988 по 1994 год станцию возглавлял Николай Андреевич Курапов — Генеральный директор ОАО «Башкирэнерго» в 2001—2009 годах, с 2010 года — Советник Президента Республики Башкортостан.

В 2004 году был остановлен и переведен в режим консервации первый блок 90 ата (5 турбоагрегатов и 7 паровых котлов). Была усовершенствована тепловая схема оставшегося в работе второго блока 140 ата, оптимизировано использование питательной воды. В результате были значительно снижены расходы на воду и сжатый воздух. Были также внедрены мероприятия режимного характера, повысившие экономичность и надежность оборудования и станции в целом.

В 2010 году по соображениям экономической целесообразности:

с 1 марта выведены из эксплуатации водогрейные котлы ВК-1 и ВК-2 типа ПТВМ-100;
с 1 июля выведены из эксплуатации паровая турбина ТГ-3 типа Р-20-90/18, а также паровые котлы ПК-2 типа Е-230/100ГМ и ПК-5 типа Е-230-9,8-510ГМ;
с 1 августа выведена из эксплуатации паровая турбина ТГ-5 типа ПТ-60-90/13;
с 1 сентября паровая турбина ТГ-8 перемаркирована с ПТ-50-130/13 на ПТ-60-130/13, паровая турбина ТГ-10 в результате реконструкции заменена с Р-45-130/13 на приключенную турбину К-45-1,6.
С 1 июля 2011 года выведены из эксплуатации паровые котлы ПК-6 и ПК-7.

В результате описанных мероприятий установленная электрическая мощность ТЭЦ в 2010 году уменьшилась с 400 до 330 МВт, тепловая — с 1 608 до 892 Гкал/ч.

************************************************
Электрическая мощность: 330 МВт
Тепловая мощность: 792 Гкал/ч
Годовая выработка электричества: 1 137 млн. кВт*ч
Год ввода в эксплуатацию: 1956 г.
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Ярополецкая МГЭС

Ярополецкая МГЭС

Исторический памятник, построена в 1920-х на реке Лама около села Ярополец, мощность станции составляла около 0,01 МВт, разрушена в 1941 году, в 1980 году восстановлена как памятник истории.

***********************************************************************************************

Это первая в России сельская гидроэлектростанция. Была построена в 1919 году.

По легенде, в 1918 году в местном ярополецком драмкружке задумали поставить пьесу для жителей окрестных деревень. Однако, скоро стало понятно, что показать пьесу в вечернее время без освещения будет проблематично. С помощью местных кустарей собрали динамо-машину с приводом от небольшого двигателя. Выработки энергии хватало на 4 лампочки.

После этого крестьяне загорелись идеей осветить все село с помощью электричества. Было решено построить маленькую электростанцию на базе водяной мельницы, сохранившейся в усадьбе Чернышевых. С помощью ременной передачи к мельничному наливному колесу подключили генератор мощностью 13 киловатт. И 7 ноября 1919 года в домах жителей Яропольца были включены первые лампочки.

Однако, этого тоже было мало. Чтобы решать все вопросы финансирования электрификации отдельно взятого села, было создано кооперативное техническое общество. Из соседних деревень в Ярополец приходили крестьяне и любовались электричеством, просили их принять в кооператив и провести свет и в их деревни. В кооператив вступило сразу 14 деревень, относящихся к Ярополецкой волости. В качестве вступительных взносов сдавали картофель, зерно, льносемя. Все это обменивали на лес, из которого на мельнице построили большое помещение для турбины, генератора и другого оборудования. В 1920 г. Ярополец посетил В. И. Ленин. На собрании кооператива он сказал : "Вы просто молодцы! Мы только думаем над планом электрификации, а вы на низах уже претворяете... Помочь мы вам не только должны, но и обязаны".

В Ярополец был приглашен инженер Попов Сергей Петрович, который помог составить документацию на строящуюся ГЭС. Как и было обусловлено на собрании, через неделю в Кремль приехали крестьяне. Через три дня они уже вернулись в домой, имея на руках письменные распоряжения на отгрузку необходимых материалов и оборудования. Таким образом за два года было электрифицировано 22 деревни. В 1939 году Ярополецкая ГЭС была названа им. В. И. Ленина.

Ярополецкая ГЭС имени В. И. Ленина успешно работала вплоть до начала Великой Отечественной и была взорвана фашистами во время оккупации села 30 октября 1941 года. Однако силами местных жителей станцию удалось восстановить и в 1959 году она уже была подключена в общую электросеть.
50.jpg

На данный момент здания станции воссозданы в первоначальном облике, правда, она уже не работает. Однако, плотина на реке Ламе сохранена — и, несмотря на её небольшую высоту (несколько метров), шум падающей воды можно услышать ещё издали.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Юмагузинская ГЭС

Расположена около п. Юмагузино Кугарчинского района Башкортостана, на реке Белая. Строительство ГЭС длилось с 1998 по 2007 год. Юмагузинский гидроузел решает задачи обеспечения водоснабжения и защиты от наводнений с попутной выработкой электроэнергии.

Входит производственным подразделением в состав Кумертауской ТЭЦ.

Установленная электрическая мощность – 45 МВт

*******************************************************************
Юмагузинская гидроэлектростанция — ГЭС на реке Белой в Башкирии.

Строительство ГЭС началось в 1998 году, окончилось в 2007 году. Состав сооружений ГЭС:

насыпная плотина с суглинистым ядром длиной 605 м и высотой 70 м;
поверхностный береговой водосброс;
подводящий канал длиной 90 м;
подводящий водовод длиной 70 м;
приплотинное здание ГЭС.
Мощность ГЭС — 45 МВт. В здании ГЭС установлено три поворотно-лопастных гидроагрегата мощностью по 15 МВт, работающих при расчётном напоре 40 м. Напорные сооружения ГЭС образуют Юмагузинское водохранилище площадью 35,6 км², полным объёмом 890 млн.м³.

ГЭС спроектирована институтом «Гидропроект».

Юмагузинский гидроузел решает в первую очередь задачи обеспечения водоснабжения и защиты от наводнений, с попутной выработкой электроэнергии.

Юмагузинская ГЭС входит в состав ООО «Башкирская генерирующая компания», строительство осуществлялось ООО «Юмагузинское водохранилище».

История:

Создание водохранилища для решения проблем водоснабжения промышленных районов Башкирии проектировалось с 1970-х гг. В 1982 были начаты подготовительные работы по созданию Иштугановского водохранилища на р. Белой, в 14 км ниже створа Юмагузинской ГЭС (объёмом 3 км³ и площадью более 150 кв.км). Строительство водохранилища встретило активные протесты экологов, пользовавшихся в конце 1980-х гг. большой общественной поддержкой, и было остановлено в 1989.

В последующем, вместо Иштугановского водохранилища был разработан проект каскада из трёх водохранилищ на реке Белой с меньшими площадями затопления. В 1998 началось строительство первого из них — Юмагузинского.

Строительство гидроузла шло быстрыми темпами. 10 июня 2003 было перекрыто русло реки Белой, 7 октября 2004 пущен первый гидроагрегат, в декабре 2004 — второй, 2 апреля 2005 — третий. 21 июля 2007 года гидроузел торжественно введен в эксплуатацию.

************************************************

Электрическая мощность: 45 МВт
Тепловая мощность: 0.00 Гкал/ч
Год начала строительства: 1998 г.
Год ввода в эксплуатацию: 2004 г.
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Ачалукская МГЭС

Ачалукская МГЭС

Ачалукская МГЭС находится в стадии строительства, ввод был запланирован на 2008 год, но не осуществлён. Новая дата ввода неизвестна. Расположена на 55-м километре действующего магистрального канала Алхан-Чуртской межреспубликанской оросительной системы вблизи села Нижние Ачалуки Малгобекского района. Проектная мощность, по разным источникам, 13,5 — 15 МВт, среднегодовая выработка 49,68 млн.кВт.ч. Общая стоимость строительства оценивается в 586,8 млн.руб. (в ценах 2005 года), из которых к середине 2006 года было освоено 180 млн.руб., главным образом из средств федерального бюджета. Строительство ГЭС началось во второй половине 2005 года.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / ГПА-ТЭЦ «Юматово»

Расположена в Уфимском районе. Построена в рамках программы оснащения санаторно-курортных учреждений Республики Башкортостан автономными источниками энергоснабжения. Пущена в 2003 году.

Установленная электрическая мощность – 0,97 МВт, тепловая – 1,12 Гкал/ч
Состав оборудования: ГПА JMS 320 GS Jenbacher

*************************************
Электрическая мощность: 0.97 МВт
Тепловая мощность: 1 Гкал/ч
Годовая выработка электричества: 5 млн. кВт*ч
Год ввода в эксплуатацию: 2003 г.
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Таналыкская МГЭС

Месторасположение: село Хворостянское Хайбуллинского района, река Таналык.
Установленная электрическая мощность – 0,05 МВт
Состав оборудования: гидротурбина ПР-50.
***********************************************

Таналыкская МГЭС

Таналыкская микроГЭС (50 кВт, 0,076 млн кВт⋅ч, ООО «Башкирская генерирующая компания»)

Расположена в селе Хворостянское около села Акъяр на реке Таналы́к, в Хайбуллинском районе. МГЭС запущена в первом квартале 2000 года. Из-за малой проточности реки Таналыкская МГЭС работает только со второй половины апреля до осени. Установлена одна гидротурбина ПР-50. Расчетный напор гидротурбины 9,65 м, тип гидротурбины — горизонтальная, пропеллерная.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Верхотурская МГЭС (Верхнетурская ГЭС)

Верхотурская ГЭС (Верхнетурская ГЭС)

Расположена на реке Тура, в Верхотурском районе, у города Верхотурье. Строительство ГЭС началось в период Великой отечественной войны, велось главным образом силами заключённых и военнопленных. Введена в эксплуатацию в 1951.

ГЭС построена по приплотинной схеме. Напорный фронт станции образуют глухая гравитационная бетонная левобережная плотина, станционная плотина, разделительный устой, водосливная нерегулируемая плотина (2 участка), глухая гравитационная бетонная правобережная плотина. Мощность ГЭС — 7 МВт (первоначально 7,6 МВт), среднегодовая выработка — 33 млн.кВт·ч (в 2001 — 26 млн.кВт·ч). В здании ГЭС установлено 3 вертикальных гидроагрегата, работающих при максимальном напоре 15 м (2 — 3 МВт, 1 — 3,15 МВт). Гидротурбины производства американской фирмы S.Morgan Smith Co, гидрогенераторы ВГС 325/49-32 производства завода «Уралэлектроаппарат». Оборудование ГЭС устарело, требуется его замена и модернизация. Напорные сооружения ГЭС образуют небольшое водохранилище суточного регулирования.

ГЭС входит в состав ОАО «ТГК-9», структурно являясь производственной площадкой Нижнетуринской ГРЭС филиала ОАО «ТГК-9» «Свердловский».

ГЭС была пущена в 1949 году для обеспечения работ по добыче драгоценных металлов в верхнем бьефе Верхотурского гидроузла. В период электрификации железнодорожной магистрали г. Свердловск - г. Серов Верхотурская ГЭС выдавала вырабатываемую электроэнергию в ее систему. С 1958 года ГЭС работает в общей энергосистеме Урала.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Беломорская ГЭС

Беломорская ГЭС

Проектное задание Беломорской ГЭС было разработано в 1961 г. В результате рассмотрения 8 вариантов схемы использования устьевого участка был рекомендован и утвержден вариант с расположением створа сооружений в районе порога Чебот. На ГЭС намечалось поставить два горизонтальных агрегата по 11 тыс. кВт, состоящих из горизонтальной турбины, соединенной с вертикальным генератором универсальным шарниром.

При уточнении сроков изготовления и поставки горизонтальных турбин завод-изготовитель обещал поставить их не ранее 1964 г., что срывало графики ввода станции в эксплуатацию. Карельский Совнархоз с целью быстрейшего ввода Беломорской ГЭС принял предложение завода об изготовлении в необходимые сроки трех турбин, однотипных Выгостровской ГЭС.

В течение 1961 г. проектное задание было дополнено необходимыми проработками и утверждено без изменений компоновки сооружений и выбранных уровней верхнего и нижнего бъефов по проектному заданию 1960 г. При этом на ГЭС устанавливались три вертикальных агрегата суммарной мощностью 27 тыс. кВт.

Строительство станции начато в январе 1961 г. Первый агрегат введен во временную эксплуатацию 1 декабря 1962 г. На полную мощность станция работает с августа 1963 г. Строительство осуществлялось подрядным способом.

В проекте станции осуществлен ряд новых решений и прогрессивных идей. К их числу можно отнести: использование растекания потока реки выше порога Золотец по протокам, что сократило количество пролетов водосброса с 5 до 3. Русловая часть земляной плотины выполнена без зачистки подводного основания, а для стенового ограждения применены крупные панели заводского изготовления.

Установленная мощность ГЭС — 27 МВт.

******************************************************************

[Spoiler (click to open)]Беломорская ГЭС расположена на реке Нижний Выг в Сегежском районе Республики Карелия. Организационно входит в состав Каскада Выгских ГЭС вместе с Маткожненской ГЭС, Ондской ГЭС, Выгостровской ГЭС и Палокоргской ГЭС.
Q Каскад Выгских ГЭС был построен на территории от Выгозера до Белого моря всего за 50 лет, однако освоение берегов крупнейшей водной артерии региона началось несколько тысячелетий назад. Об этом свидетельствуют петроглифы, обнаруженные археологами в низовьях реки Нижний Выг, - самые древние наскальные рисунки Карелии, созданные в IV тысячелетии до нашей эры.

Проектное задание Беломорской ГЭС было разработано в 1960 году при участии «Ленгидропроекта». Специалисты института пользовались данными старых изыскательных работ, проведенных на местности еще в послевоенное время. В результате изучения восьми схем использования устьевого участка инженеры выбрали вариант расположения створа сооружений новой ГЭС в районе порога Чебот.

Строительство станции началось в январе 1961 года. Первый агрегат Беломорской ГЭС, расположенной в 3,5 км ниже по течению реки от створа Выгостровской ГЭС, был введен в эксплуатацию 1 декабря 1962 года.
В августе 1963 года гидроэлектростанция вышла на полную проектную мощность в 27 тыс. кВт.

Первоначально на ГЭС намечалось поставить два горизонтальных агрегата по 11 тыс. кВт, состоящих из горизонтальной турбины, соединенной с вертикальным генератором универсальным шарниром. Однако такие турбины могли быть изготовлены не ранее 1964 года, что срывало графики ввода станции в эксплуатацию. Решение было найдено в виде гидроагрегатов, идентичных оборудованию, установленному на Выгостровской ГЭС: генераторы для гидростанции были изготовлены на свердловском заводе «Уралэлектроаппарат», а производителем турбин стал Ленинградский Металлический завод.

В течение 1961 года проектное задание было дополнено необходимыми проработками и утверждено без изменений компоновки сооружений и выбранных уровней верхнего и нижнего бьефов.

Состав оборудования

Мощность Беломорской ГЭС — 27 МВт, среднемноголетняя выработка электроэнергии -136,2 млн. кВтч.
Мощности станции хватит, чтобы обеспечить работу 135 передатчиков дециметрового диапазона «Гулливер» с водяным охлаждением для проведения работ по радиолокации Венеры, траекторных измерений запускаемых к Венере российских космических аппаратов «Вега 1» и «Вега 2».

Техническое перевооружение и модернизация
В 2008 - 2009 годах на Беломорской ГЭС проведены работы по реконструкции сегментных затворов холостых водосбросов, которые повысят надежность оборудования.

*************************************************

Беломо́рская гидроэлектростанция — ГЭС на реке Нижний Выг в Карелии. Входит в Выгский каскад ГЭС.

Строительство ГЭС началось в 1961, закончилось в 1964. Первый гидроагрегат пущен в 1962, 2 и 3 в 1963.

Состав сооружений ГЭС:

левобережная и правобережная насыпные плотины общей длиной 2965 м и наибольшей высотой 11,4 м;
бетонная водосбросная плотина длиной 34 м;
подводящий канал длиной 326 м;
здание ГЭС руслового типа;
отводящий канал длиной 520 м.

Мощность ГЭС — 27 МВт, среднегодовая выработка — 131,5 млн. кВт·ч. В здании ГЭС установлено 3 поворотно-лопастных гидроагрегата мощностью по 9 МВт, работающих при расчетном напоре 7,15 м. Часть оборудования ГЭС устарело, требуется его модернизация. Напорные сооружения ГЭС (длина напорного фронта 3,51 км) образуют водохранилище площадью 2,33 км², полной и полезной ёмкостью 7 и 1 млн. м³. При создании водохранилища было затоплено 5 га сельхозугодий.

ГЭС спроектирована институтом «Ленгидропроект».

Беломорская ГЭС входит в состав ОАО «ТГК-1».
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Вогульская МГЭС

Вогульская МГЭС

Входит в состав Верхнетагильской ГРЭС. Мощность — 2 МВт. Использует Вогульский пруд на р. Вогулка (приток р. Тагил). Служит для питания собственных нужд Верхнетагильской ГРЭС в летний период, когда повышается температура воды в Верхнетагильском пруду. Охлаждающая вода с ГРЭС в это время подается в Вогульский пруд, дополнительно охлаждается и через Вогульскую ГЭС сливается в Верхнетагилький пруд, расположенный ниже, откуда снова поступает на ГРЭС. Вогульская ГЭС частично возвращает электроэнергию, расходуемую на циркуляцию воды. Построена в 1950-е годы одновременно с Верхнетагильской ГРЭС.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Листвянская МГЭС

Листвянская МГЭС

Листвянская ГЭС — мощность 0,3 МВт (проектная — 0,7 МВт), среднегодовая выработка 5,14 млн кВт·ч, работает на стоке воды из Учинского водохранилища в систему водоснабжения Москвы, работает преимущественно на воде поднятой насосными станциями канала.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Гизельдонская ГЭС

Гизельдонская ГЭС

*******************************************************************************************************************************************************************
Место расположения: РСО-Алания, г. Владикавказ, Пригородный район, с. Кобань, 1,8 км от южной окраины, р. Гизельдон.
Среднемноголетний объем стока в створе ГЭС — 0,106 км³/год.
Установленная мощность ГЭС — 22,94 МВт.
Дата приемки объекта государственной комиссией — 01 октября 1935 г.


Основные параметры гидроузла

Состав гидротехнических сооружений

Класс основных сооружений — при проектировании не устанавливался. Генпроектировщик — Севкавэлектропромстрой.
В состав сооружений входит головной узел, деривация, станционный узел.

Количество гидроагрегатов 4
Установленная мощность, МВт 22,94
Рабочая мощность, МВт 6,7
Среднегодовая выработка, млн кВт·ч 56,9
Число часов использования среднегодовой установленной мощности 2 574

Головной узел

Водохранилище суточного регулирования проектной емкостью — полной — 595 тыс. м³ (при суточном регулировании и призме, сработке 2 м объемНа строительстве Гизельдонской ГЭС. 1954 г. составляет 170 тыс. м³), площадь зеркала — 75,3 тыс. м². 0тметка НПУ — 1 062,35 м, отметка ФПУ — 1 062,70 м. Параметры водотока в створе головного узла. Расчетные паводковые расходы:

— обеспеченностью 1% — 50 м³/с
— обеспеченностью 5%— 37 м³/с
Среднемноголетний расход — 3,2 м³/с. Максимально наблюденный расход — 45,1 м³/с.

Земляная плотина смешанного типа выполнена из каменной наброски с экраном и понуром из глины. Откосы закреплены известково-щебенистым грунтом. Отметка гребня — 1 065 м, ширина по гребню — 5 м, длина по гребню (с примыканиями) — 210 м, максимальная высота — 21,50 м, заложение откосов — верхового переменное от 1:4 до 1:2,5, низового — 1:2. Все отметки даны в условной системе высот, отличающейся от абсолютной на 289,143 м.

Водоприемник башенного типа, совмещенный с водосбросом и донным водовыпуском. Водоприемник имеет два водоприемных отверстия диаметром 1,7 м, переходящих в одно диаметром 2,05 м и пропускной способностью 5,3х2 = 10,6 м³/с. Отметка порога — 1052,25 м. Каждое из двух отверстий оборудовано металлическим плоским колесным затвором размером 2,48х5,1 м. Водозаборные отверстия оснащены грубыми и мелкими сороудерживающими решетками. Поверхностный водосброс шахтного типа с кольцевым воронкообразным водосливом пропускной способностью 90 м³/с. Отметка гребня водослива — 1 061,0 м. На водосливе имеются пазы для установки шандорных заграждений. Отводящий водосбросной тракт — тоннель длиной 229 м, внутренним диаметром 3,4 м, переходящий в открытый быстроток. Тоннель рассчитан на пропуск воды расходом 90 м³/с в безнапорном режиме. Облицовка тоннеля — железобетон толщиной 6 см. Донный водовыпуск расположен на 13 м ниже гребня водослива, имеет прямоугольное сечение 2х1,75 м, перекрываемое плоским металлическим колесным затвором. Водовыпуск соединяется с водосбросным тоннелем и служит для промыва водохранилища. Пропускная способность водовыпуска — 20 м³/с.

Деривация

Деривационный напорный тоннель круглого сечения диаметром от 2,05 м до 2,35 м, длиной 2485 м. Облицовка тоннеля — железобетон толщиной 5—7,5 см. В концевой части туннеля (в 180 м от выходного портала) имеется уравнительная цилиндрическая шахта переменного сечения от 4 м до 11,5 м общей высотой камер 25,4 м.

Станционный узел

Напорный металлический сварной трубопровод с клепанными поперечными стыками. На нижних участках оболочка усилена бандажами. Длина трубопровода 491 м, внутренний диаметр в месте сопряжения со штольней — 1 250 мм, у разводного коллектора — 1 422 мм, толщина оболочки от 12 до 35 мм. Трубопровод выполнен на 6 анкерных и 77 промежуточных опорах с упором в концевой части в бетонный массив. Средняя часть трубопровода, в районе оползневого участка, проложена в туннеле подковообразного сечения, высотой 2,75 м. По трассе трубопровода имеется здание затворов с установленными в нем основными и аварийными дисковыми затворами. Для подвода воды к турбинам выполнена развилка.

Здание ГЭС деривационного типа, размеры в плане — 52х12,5 м. В здании установлено три двухколесные четырехсопельные ковшевые турбины мощностью по 7,6 МВт с расчетным напором 289 м и агрегат собственных нужд с одноковшевой турбиной мощностью 0,184 МВт. Перед турбинами установлены шаровые затворы. Отводящий канал выполнен трехниточным, сечением по 2х1,8 м, длиной — 21 м.


Электромеханическое оборудование

Турбины  — Тип П-461-ГИ Напор 289 м, расход воды 3,38 м3/с, частота вращения — 500 об/мин

Генераторы — тип ВГС-325-135-14 Мощность — 15 МВт, напряжение — 10 кВ

****************************************************************************************************************************************************

[Spoiler (click to open)]Гизельдонская гидроэлектростанция — ГЭС в Пригородном районе Северной Осетии, у села Кобан, на реке Гизельдон. Построенная по плану ГОЭЛРО, Гизельдонская ГЭС является старейшей действующей гидроэлектростанцией Северного Кавказа и одной из старейших ГЭС в России. На момент ввода в эксплуатацию, Гизельдонская ГЭС была самой высоконапорной гидроэлектростанцией в Европе, а в настоящее время она использует самый большой напор среди ГЭС России и является наиболее мощной российской ГЭС, использующей ковшовые гидроагрегаты. Большая часть оборудования гидроэлектростанции находится в эксплуатации с момента её пуска — более 70 лет, продолжая функционировать и в настоящее время. Собственником Гизельдонской ГЭС является ОАО «РусГидро»

Сооружения ГЭС расположены на реке Гизельдон в районе Даргавского (также называемого Гизельдонским или Кобанским) ущелья, в 1,8 км южнее села Кобан. Река Гизельдон (приток Терека) имеет длину 81 км, питание реки ледниково-снеговое, половодье в конце весны-начале лета. В створе ГЭС среднемноголетний расход составляет 3,2 м³/с, максимально наблюденный расход — 45,1 м³/с, среднегодовой объём стока — 0,106 км³. Крупнейший приток — Геналдон (см. Кармадонское ущелье), впадает ниже места расположения ГЭС. В районе расположения ГЭС река прорывает Скалистый хребет, образуя Даргавское ущелье. В районе ущелья река имеет значительное падение (более 300 м) на коротком участке, что позволяет при небольшой длине деривационного тоннеля создать высоконапорную ГЭС. Ущелье каньонообразного типа, отличается небольшой шириной и значительной крутизной покрытых лесом склонов (45° и более). Головные сооружения ГЭС размещаются в верхней части ущелья, в месте его перехода в Даргавскую котловину. Плотина ГЭС размещена на древнем завале Кахты-Сар обвального происхождения. До момента сооружения плотины ГЭС завал перекрывал Гизельдон, образуя водопад Пурт, перед завалом было небольшое озеро.

Гизельдонская ГЭС является высоконапорной плотинно-деривационной гидроэлектростанцией. Большая часть напора на гидроагрегатах создаётся деривацией, и лишь небольшая часть (около 10 метров) — плотиной. Конструктивно, сооружения станции разделяются на три части: головной узел, деривация и станционный узел.

Головной узел Гизельдонской ГЭС служит для создания водохранилища, обеспечения забора воды в деривацию, сброса излишнего притока воды в нижний бьеф. Состоит из плотины, образующей водохранилище, и водозаборного устройства с водосбросом.

Плотина Гизельдонской ГЭС расположена на древнем завале Кахты-Сар, специально укреплённом с целью повышения его устойчивости и снижения фильтрации. Плотина земляная, смешанного типа, отсыпана из каменной наброски с экраном и понуром из глины. Откосы плотины закреплены известково-щебенистым грунтом. Длина плотины по гребню вместе с примыканиями — 210 м, максимальная высота — 21,5 м, ширина по гребню — 5 м, заложение откосов — верхового переменное от 1:4 до 1:2,5, низового — 1:2. Отметка гребня плотины — 775,86 м. Плотина образует небольшое водохранилище (бассейн суточного регулирования) проектным полным объёмом 595 тыс.м³ и полезным объёмом 170 тыс.м³. При суточном регулировании, колебания уровня водохранилища могут достигать 2 м. Отметка нормального подпорного уровня водохранилища — 773,21 м, форсированного подпорного уровня — 773,56 м[3]. В настоящее время, водохранилище заилено не менее чем на 50 %[6].

Водоприёмник башенного типа, совмещённый с водосбросом и донным водовыпуском. Размещается непосредственно в водохранилище в некотором отдалении от плотины, с которой он соединён пешеходным мостиком. Водоприёмник имеет два отверстия диаметром 1,7 м, переходящих затем в одно диаметром 2,05 м, которое в свою очередь переходит в деривационный тоннель. Пропускная способность каждого из отверстий составляет 5,3 м³/сек, таким образом максимальная пропускная способность водозабора составляет 10,6 м³/сек. Каждое из двух отверстий оборудовано металлическим плоским колесным затвором размером 2,48х5,1 м, а также грубыми и тонкими сороудерживающими решётками. Пороги водоприёмных отверстий находятся на отметке 763,11 м. Для сброса излишних расходов в нижний бьеф имеется поверхностный водосброс шахтного типа с кольцевым воронкообразным водосливом, с возможностью перекрытия шандорными заграждениями. Водослив переходит в безнапорный водосбросной тоннель с железобетонной облицовкой, длиной 229 м и диаметром 3,4 м, оканчивающийся открытым быстротоком. Пропускная способность водосбросных сооружений составляет 90 м³/с. Кроме того, в нижней части водоприёмника, на 13 м ниже порога водосброса, расположен донный водовыпуск пропуской способностью 20 м³/с, соединяющийся с водосбросным тоннелем. Донный водовыпуск служит для промыва водохранилища, имеет прямоугольное сечение 2х1,75 м, закрывается плоским металлическим колесным затвором.

Для доставки грузов и людей с нижнего бьефа на плотину сооружён бремсберг

Деривация Гизельдонской ГЭС тоннельная напорная, служит для отвода стока реки к зданию ГЭС и создания напора на гидроагрегатах. Состоит из деривационного тоннеля, уравнительной шахты и наклонной штольни. Деривационный напорный тоннель круглого сечения диаметром от 2,05 м до 2,35 м, имеет длину 2485 м. Тоннель проложен в различных породах, в частности пересекает породы завала и ряд заполненных и пустых трещин. Тоннель облицован бетоном толщиной 5-7,5 см, в слабых местах армирован железной арматурой. Тоннель заканчивается уравнительной цилиндрической шахтой переменного сечения от 4 м до 11,5 м, общей высотой камер — 25,4 м. Напорная штольня длиной 183 м служит для подачи воды из уравнительной шахты в напорный трубопровод.

Станционный узел ГЭС состоит из напорного трубопровода со зданием затворов, здания ГЭС, отводящего канала, ОРУ 110 кВ. Напорный трубопровод металлический сварной, с клёпанными поперечными стыками. На нижних участках оболочка усилена бандажами. Длина трубопровода 491 м, внутренний диаметр от 1250 мм сверху до 1 422 мм, толщина оболочки от 12 до 35 мм. Трубопровод проложен на 6 анкерных и 77 промежуточных опорах с упором в концевой части в бетонный массив. В средней части трубопровода, в районе оползневого участка, он проложен в тоннеле подковообразного сечения высотой 2,75 м. Трубопровод переходит в разводной коллектор, служащий для подачи воды на гидротурбины. По трассе трубопровода установлено здание затворов с размещёнными в нём основными и аварийными дисковыми затворами.

Здание ГЭС имеет размеры 52х12,5 м. В машинном зале здания установлены три гидроагрегата, работающие на расчётном напоре 289 м. Перед гидроагрегатами установлены шаровые затворы. Гидроагрегаты горизонтальные, каждый из них состоит из двухколёсной ковшовой четырёхсопельной гидротурбины П-461-ГИ и гидрогенератора ВГС-325-135-14 мощностью 7,6 МВт. Расход воды через гидроагрегат составляет 3,38 м³/сек, частота вращения — 500 об/мин, напряжение генератора — 6 кВ. Для управления турбиной используется автоматический регулятор скорости Т-100 проточного типа. Производитель гидротурбин — Ленинградский металлический завод (ныне входит в концерн «Силовые машины»), генераторов — Харьковский электромеханический завод. Для перемещения оборудования в машинном зале имеется козловой кран производства итальянской фирмы «Черрети и Танфани», грузоподъёмностью 40 т. После использования в турбинах, вода сбрасывается в русло Гизельдона через трёхниточный отводящий канал длиной 21 м, сечением каждой нитки по 2х1,8 м. Для выдачи электроэнергии в сеть рядом со зданием ГЭС размещено открытое распределительное устройство (ОРУ) напряжением 110 кВ. Гидротурбинное оборудование Гизельдонской ГЭС является уникальным для России, кроме неё ковшовые турбины используют ещё четыре малых ГЭС — малая Краснополянская (1,5 МВт),ГЭС «Джазатор» (0,63 МВт) и Курушская ГЭС (0,48 МВт), один ковшовый гидроагрегат (турбина К 450-Г-96, генератор СГ-1600-12В2УХЛЗ) установлен на Фаснальская ГЭС (1,6 МВт) , но их гидроагрегаты одноколёсные и намного меньше по мощности[8],[9]. По величине напора Гизельдонскую должна превзойти строящаяся Зарамагская ГЭС-1 (342 МВт), на которой будут установлены два мощных вертикальных ковшовых гидроагрегата.

Установленная мощность ГЭС — 22,8 МВт, рабочая мощность — 6,7 МВт, число часов использования установленной мощности — 2574, среднегодовая выработка — 56,9 млн кВт·ч. Первоначально, станция имела мощность 21,78 МВт (3 основных гидроагрегата по 7,17 МВт и два гидроагрегата собственных нужд по 0,14 МВт). Впоследствии, один из гидроагрегатов собственных нужд был выведен из эксплуатации, а мощность основных гидроагреатов была несколько увеличена. По данным компании «Силовые машины» в 1955 году для Гизельдонской ГЭС были изготовлены три основных гидротурбины; в то же время, по данным эксплуатирующей организации, в настоящее время на станции продолжают эксплуатироваться турбины, введённые в 1934 году. Согласно современной российской классификации, гидроэлектростанции мощностью менее 25 МВт относятся к малым.

История:

Северная Осетия, благодаря расположению в горной местности, обладает значительными запасами гидроэнергии, оцениваемыми в 5,2 млрд кВт·ч. Развитие гидроэнергетики в Северной Осетии началось ещё в XIX веке — в 1897 году бельгийскими инженерами на месте впадения реки Садон в реку Ардон была построена первая небольшая ГЭС мощностью 750 л.с., обеспечивающая электроэнергией свинцово-цинковые рудники. К 1917 году в регионе было построено около 20 небольших тепловых и гидравлических электростанций общей мощностью около 3 МВт. После окончания Гражданской войны, встал вопрос о развитии промышленности республики — в частности, строительства электроцинкового и маисового комбинатов, что в свою очередь требовало организации надёжного энергоснабжения. Наиболее эффективным вариантом решения данной задачи было признано строительство ГЭС.

Первоначально для создания мощной гидроэлектростанции рассматривалась река Терек, имеющая большое падение в районе Дарьяльского ущелья. Ещё до революции имелись предпроектные наработки по размещению ГЭС в этом районе, в связи с чем составителями плана ГОЭЛРО было принято решение запланировать создание 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 (гидроэнергетический потенциал Терека в районе Дарьяльского ущелья не использован и по сей день; в 1950-х годах на Тереке ниже ущелья были построены Эзминская и Дзауджикауская ГЭС). Начались поиски нового створа.

Первым идею строительства гидроэлектростанции на Гизельдоне выдвинул простой житель села Даргавс Павел Тауразович (Циппу) Байматов (1875—1941). Не имея никакого специального образования, он организовал небольшую мастерскую по производству деревянных турбин для водяных мельниц, самостоятельно конструировал электрические приборы и с 1908 года вёл наблюдения за стоком реки Гизельдон, составляя графики расхода воды. В начале 1920-х годов он обошёл ряд инстанций с идеей строительства ГЭС на водопаде Пурт, обращался и в прессу. В дальнейшем, Байматов принимал самое активное участие в изысканиях и строительстве ГЭС.

В 1923-24 годах створ предполагаемой ГЭС был исследован экспертной комиссией под руководством Куколя-Краевского, началось проектирование станции. В 1925 году изыскания были продолжены, их вели авторы проекта инженеры Ефимович, Крокос и Лавров. В 1926 году помимо изысканий и проектирования велось согласование проекта. 29 апреля 1926 года Северо-Кавказским крайисполкомом было принято решение о финансировании подготовительных работ по сооружению Гизельдонской ГЭС. 2 марта 1927 года проект станции был утверждён. По первоначальному проекту, мощность ГЭС должна была составить 22,5 МВт, стоимость строительства оценивалась в 11,2 млн рублей.

Работы по сооружению Гизельдонской ГЭС начались 13 сентября 1927 года, хотя подготовка строительства была начата ранее — в частности, с июля 1927 года началось строительство шоссейной дороги от Владикавказа до Кобана. Однако, через два месяца после начала работ, строительство ГЭС было заморожено. Это решение объяснялось тем, что строительство частично финансировалось за счет будущих потребителей, а наиболее крупный из них, «Грознефть», отказался от финансирования, предложив построить для своих нужд собственную тепловую электростанцию, работающую на отходах нефтепереработки; в итоге возникли опасения, что электроэнергия ГЭС не найдёт потребителя. Однако, расчёты показали, что даже без «Грознефти» электроэнергия Гизельдонской ГЭС будет востребована, и 28 января 1928 года было принято решение о возобновлении строительства. Тем не менее, в 1928 году строительство финансировалось плохо, существовала угроза его прекращения.

Первоочередным этапом строительства было признано сооружение деривационного тоннеля. Работы по его сооружению начались в 1927 году. Проходка тоннеля велась с обоих его концов, а также с пяти промежуточных забоев, расположенных вдоль трассы тоннеля. Сооружение тоннеля велось вручную, с широким использованием взрывчатки. С помощью кирок и отбойных молотков проходились шурфы, в которые закладывался динамит. После взрыва, порода расчищалась вручную и вывозилась на носилках (позднее по тоннелю был проложен рельсовый путь и породу вывозили на вагонетках). Трасса тоннеля пересекала сложные участки — породы завала, ленточные глины, заполненные камнями и пустые трещины. Периодически происходили обвалы — так, в октябре 1930 года произошёл обвал на 20-метровом участке тоннеля, ликвидация последствий которого задержала работы на три месяца. В 1930 году проходка тоннеля была закончена, началось его обетонирование. Все работы по сооружению тоннеля были закончены в начале 1931 года.

Со значительными трудностями велось сооружение плотины. Первоначально, идея сооружения плотины непосредственно на завале Кахты-Сар была отклонена из-за опасений недостаточной прочности завала. Первоначальным проектом предусматривалось сооружение 50-метровой плотины перед завалом. Однако, сооружение такой плотины существенно удорожало проект. Было решено провести подробные исследования завала, которые подтвердили возможность сооружения на нём плотины. В итоге, 5 мая 1929 года был утвержден проект строительства 16-метровой плотины на Кахты-Саре. Работы по сооружению плотины начались в 1930 году. Для снижения фильтрации через завал, он был укреплён гравием и глиной. Также специально подготавливалось и уплотнялось дно будущего водохранилища. Одновременно велись работы по сооружению плотины, водозаборного устройства, водосбросного тоннеля. Работы по постройке плотины и водозаборного устройства велись с использованием семи бремсбергов и узкоколейной железной дороги, служивших для перемещения из карьеров камня, глины, гравия и песка, скрепера, при помощи которого осуществлялась добыча из русла реки песка и гравия. Также на этом участке строительства работали 7 насосов, канатная дорога длиной 71 метр, 2 транспортёра, 1 бетономешалка, 3 пневматических отбойных молотка с тремя компрессорами. Для обеспечения стройки электроэнергией, на водопаде Пурт была построена небольшая временная гидроэлектростанция. Участок работ был огражден специальными дамбами, 22 марта 1932 года Гизельдон был перенаправлен в новое русло. Случались и чрезвычайные ситуации — в частности, в июне 1932 года после проливных дождей река прорвала временные перемычки и затопила котлован, который затем в течение продолжительного времени пришлось осушать и очищать от грязи и камней; ранее, летом 1928 года, произошёл прорыв плотины временной гидроэлектростанции на Пурте. В апреле 1931 года были завершены работы по укреплению и утрамбовке плотины, в мае того же года было закончено сооружение водозаборного сооружения и водосбросного тоннеля. 15 ноября 1932 года было произведено пробное заполнение водохранилища.

Строительство станционного узла началось в сентябре 1929 года. Небольшая ширина ущелья в месте расположения здания ГЭС привела к необходимости расчистки стройплощадки при помощи взрывных работ, а также строительства специальной подпорной стенки. Котлован под здание ГЭС был выложен гравием и камнями, после чего началось строительство здания станции, в основном завершённого к началу 1931 года. Одновременно велась подготовка трассы напорного трубопровода. Сложность данной работы заключалась в значительном уклоне стен ущелья в районе прохождения трубопровода (48°) и оползневой опасности. В мае 1932 года мощный оползень разрушил подготовленную к укладке трассу напорного трубопровода. Попытка удалить оползень была прервана повторным оползнем 26 октября 1932 года. Работы были приостановлены на время поиска выхода из сложившейся ситуации. В итоге, было принято решение проложить под оползнем тоннель для трубопровода. Работы по сооружению тоннеля были завершены 1 ноября 1933 года. В этом же месяце во Владикавказ прибыл поезд с частями напорного трубопровода, изготовленными в Италии фирмой «Савельяно», после доставки трубопровода к месту строительства начался его монтаж с помощью специально проложенного бремсберга. Монтаж трубопровода был закончен 1 августа 1934 года. Одновременно вёлся монтаж гидросилового и гидротехнического оборудования, прокладывалась линия электропередач. Пробный пуск Гизельдонской ГЭС состоялся 29 июня 1934 года. В промышленную эксплуатацию ГЭС была принята государственной комиссией 1 августа 1935 года.

Строительством Гизельдонской ГЭС руководили в разное время Е. М. Карп, И. А. Рабинович, Ф. В. Векин, Н. М. Снежко. В проектировании ГЭС, выработке оптимальных решений при строительстве участвовали ведущие отечественные ученые, в частности академик Б. Е. Веденеев, также широко использовался опыт иностранных инженеров — строительство консультировали американец Торпен, немцы Модель и Рейнгартен, итальянец Омодео, француз Жакоте и другие. Строительство ГЭС велось главным образом вручную (только на строительстве плотины и водозабора было занято до 500 человек), основным транспортом был гужевой. Первая техника на стройплощадке появилась лишь в конце 1928 года, до 1931 года имелась лишь одна однотонная грузовая машина и два трактора. Позднее, количество техники было несколько увеличено. Затягивание сроков строительства и необходимость ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций привели к существенному увеличению стоимости сооружения ГЭС — она составила 20 225 600 рублей, почти в два раза больше первоначально утверждённой сметы.

Для выдачи мощности Гизельдонской ГЭС к 1935 году были построены ЛЭП 110 кВ «Гизельдонская ГЭС-Орджоникидзе» и «Орджоникидзе-Плиево-Грозный», ЛЭП 35 кВ «Плиево-Нижние Ачалуки-Вознесенская-Малгобек», а также трансформаторные подстанции 110 кВ «Орджоникидзе-1» и «Грозный», подстанции 35 кВ в Нижних Ачалуках, Вознесенской и Малгобеке. В г. Орджоникидзе было создано Районное Энергетическое Управление «Севкавказэнерго», в 1937 году переименованное в «Орджэнерго». После завершения строительства, Гизельдонская ГЭС работала в параллели с Грозненскими электростанциями, а затем, в послевоенные годы, в Объединённой энергосистеме Северного Кавказа. Обладая высокими маневренными возможностями, Гизельдонская ГЭС, до ввода Кубанских и Чиркейской гидроэлектростанций, была основной регулирующей станцией на Юге России.

Осенью 1942 года, с приближением фронта, возникла угроза захвата ГЭС немецкими войсками. Было принято решение о демонтаже части оборудования и вывозе его в Туркмению. В короткие сроки были демонтированы и к концу октября 1942 года эвакуированы два гидроагрегата, 6 фаз трансформаторов, 6 масляных выключателей и другое оборудование. В работе был оставлен один основной гидроагрегат, снабжавший неэвакуированные предприятия, и гидроагрегаты собственных нужд ГЭС, осуществляющих энергоснабжение района. Кроме того, в целях снабжения войск активно использовался бремсберг станции. Бои с немецкими войсками шли в непосредственной близости от ГЭС, в связи с чем основные сооружения станции были подготовлены к взрыву. Неоднократно станцию и бремсберг бомбила немецкая авиация, однако нарушить функционирование объектов она не смогла. Прорваться к ГЭС немецким войскам так и не удалось, а после поражения под Сталинградом им пришлось уйти с Северного Кавказа. В ноябре 1943 года началось восстановление станции — эвакуированное оборудование было возвращено, был начат его монтаж. В июне 1944 года последний гидроагрегат Гизельдонской ГЭС был введён в работу, в этом же году «Орджэнерго» было вновь переименовано в «Севкавказэнерго».

В послевоенные годы Гизельдонская ГЭС была автоматизирована, что позволило уменьшить численность персонала ГЭС. В 2006 году в рамках реформы РАО «ЕЭС России», гидроэлектростанции Северной Осетии, в том числе и Гизельдонская ГЭС, были выделены из состава «Севкавказэнерго» в ОАО «Северо-Осетинская гидрогенерирующая компания», 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», Гизельдонская ГЭС вошла в состав Северо-Осетинского филиала компании.

Станция поддерживается в работоспособном состоянии за счёт реализации ремонтной программы (в частности, на реконструкцию ГЭС в 2008 году было выделено 11,1 млн.руб). Гидроагрегаты станции периодически проходят капитальные ремонты, впервые за время эксплуатации был проведён капитальный ремонт одного из шаровых затворов.

Большая часть оборудования станции эксплуатируется более 70 лет и требует замены. В 2010 году запланировано проведение обследования оборудования ГЭС Северо-Осетинского филиала ОАО «РусГидро» с целью определения его технического состояния и принятия решений о его реконструкции или замене[21]. В августе 2010 года глава ОАО «РусГидро» Евгений Дод посетил Гизельдонскую ГЭС и заявил о необходимости проведения полной реконструкции станции[22].

С конца 1920-х годов проводятся изыскания и проектные разработки по перебросу части стока р. Геналдон в створ Гизельдонской ГЭС с целью увеличения её выработки. Согласно последним опубликованным разработкам, возможен переброс стока в объёме 4 м³/сек с попутным строительством на трассе переброски ГЭС мощностью 45 МВт при напоре 400 м. Среднегодовая выработка такой ГЭС, с учётом увеличения выработки Гизельдонской ГЭС, может составить 135 млн кВт·ч. Кроме того, возможно строительство небольшой Гизельдонской ГЭС-2 мощностью 0,23 МВт при среднегодовой выработке 1,21 млн кВт·ч. В настоящее время, о перспективах реализации данных проектов ничего не известно.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Киселёвская МГЭС

Киселёвская МГЭС

Киселёвская МГЭС - расположена на реке Каква у города Серов. Мощность — 0,2 МВт, среднегодовая выработка — 1,4 млн.квт.ч. В здании ГЭС установлено два гидроагрегата мощностью по 0,1 МВт. ГЭС пристроена к восстанавливаемой плотине Киселёвского гидроузла, разрушенной в 1993 году сильным паводком (в результате возникшего наводнения, погибло 20 человек). ГЭС встроена в донный водовыпуск плотины, работает на санитарных сбросах из водохранилища. Собственник ГЭС — Серовский городской муниципальный округ. ГЭС построена за счет средств бюджета Свердловской области, её стоимость составила 56 млн.руб. Пуск ГЭС состоялся 18 ноября 2008 года
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Можайская МГЭС

Можайская МГЭС

Мощность станции — 2,5 МВт, среднегодовая выработка 10,1 млн кВт·ч, работает на сбросе воды из Можайского водохранилища в реку Москва. Оборудование станции состоит из двух гидроагрегатов мощностью по 1,2 МВт, с турбинами РО-123-ВМ-120 (напор 19,5 м) с генераторами ВГСП 260/34-24. Введена в эксплуатацию в 1962 году. Собственник станции — Мосводоканал.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Дзауджикауская МГЭС

Дзауджикауская МГЭС

*****************************************************************************************************************************************************

Место расположения: РСО-Алания, г. Владикавказ, ул. В. Абаева, 63
Среднемноголетний объем стока в створе ГЭС — 0,85 км3/год
Установленная мощность ГЭС — 8 МВт
Среднемноголетняя выработка электроэнергии — 39800 тыс. кВт·ч/год
Дата пуска в эксплуатацию первого агрегата — 01 августа 1948 г
Дата приемки объекта государственной комиссией — 15 июня 1950 г.

Дзауджикауская гидроэлектростанция использует энергию р. Терек. Схема станции вписывается в общую схему использования верхнего течения р. Терек в энергетических целях, занимая нижний участок, предназначавшийся для ДзауГЭС. Для Терека, как для горной реки с ледниковым питанием, характерен резко выраженный паводок летом и особо низкий расход воды зимой, когда выработка энергии уменьшается. Отсюда важную роль играет снеговое и дождевое питание. Меженный период проходит с декабря по март, когда питание реки идет за счет родников и таяния нижней поверхности ледников. Со второй половины марта начинается нарастание расходов реки, когда интенсивное таяние поверхности ледников совпадает с периодом весенних дождей. Максимальный пик паводка проходит обычно в течение нескольких часов с весьма быстрым нарастанием.

Основные параметры гидроузла

Состав гидротехнических сооружений
Класс основных сооружений — III
Генпроектировщик — МосГИДЭП
В состав сооружений входит головной узел, деривация, напорный узел, станционный узел.

Головной узел

Отметка НПУ — 723,8 м.
Отметка ФПУ — 724,0 м.
Регулирование стока осуществляется по водотоку.
Параметры водотока в створе головного узла.
Расчетные паводочные расходы:
— обеспеченностью 1 % — 425 м3/с;
— обеспеченностью 5 % — 300 мЗ/с;
Среднемноголетний расход — 31,5 м3/с. Максимально наблюденный расход — 500 м3/с (1953 г., 1967 г.), что составляет 0,1% расчетной обеспеченности.

Земляная плотина выполнена из песчано-гравелистого грунта с дренажной призмой. Длина плотины по гребню — 360 м, высота до 5,9 м, ширина гребня — 4 м, отметка гребня имеет уклон с левого берега с отметки 726,0 м к правому до отметки 725,0 м, заложение откосов 1:2,5. Верховой откос укреплен валунно-галечниковой наброской. В сторону верхнего бьефа плотина имеет пять шпор, выполненных из каменной наброски и облицованных бетоном. В 50 м от плотины, выше по течению со стороны левого берега, для защиты зоны сопряжения имеется двухступенчатая габеонная шпора.

Водосбросная плотина — трехпролетная, водослив с широким порогом, ширина пролета — 10 м. Отметка порога — 719,2 м. Водосливные поверхности облицованы металлом. Для гашения энергии потока устроен водобойный колодец с водобойной стенкой высотой 1,8 м, длина колодца — 23 м. Далее имеется рисберма длиной 50 м. Пролеты водосброса перекрываются сегментными затворами 10,0х4,55 м. Маневрирование затворами осуществляется стационарными электрическими лебедками. Пропускная способность водосброса — 450 м3/с (3х150 м3/с).

Водоприемник открытого типа, двухпролетный. Ширина пролета — 5,4 м, напор на пороге — 3,55 м. Отметка порога водоприемника — 720,45 м. Отверстия водоприемника оборудованы грубыми съемными сороудерживающими решетками и перекрываются металлическими плоскими колесными затворами размером 5,65х3,55 м. Механизмы маневрирования затворами — стационарные лебедки с электроприводом. Расчетный расход забора воды на водоприемнике — 48 м3/с.

Деривация

Деривационный канал длиной 2950 м. Головная часть канала, длиной 340 м, выполнена в виде прямоугольного железобетонного лотка сечением 5,6х3,5 м. Далее до ПК20+47 канал выполнен в выемке, имеет трапецеидальное сечение шириной по дну 2 м. Заложение откосов: левого — 1:2, правого — 1:2,5. Крепление откосов — однорядное мощение. Между ПК14-ПК16 расположен однокамерный отстойник непрерывного действия системы Ярошеня. Параметры камеры: длина — 60 м, ширина — 26 м, глубина — 6 м. В днище камеры имеется десять промывных галерей прямоугольного сечения, объединенных в четыре коллектора, перекрываемые затворами с винтовым подъемником. Входной участок камеры оборудован сороудерживающими решетками, а также пазами для ремонтных затворов. Водоотводящий тракт промывных галерей выполнен в виде быстротока трапецеидального сечения длиной 194 м. Отметка входного порога камеры отстойника — 720,8 м, выходного — 720,0 м. Отстойник эксплуатируется в летний период (в паводок). Для пропуска воды минуя отстойник имеется зимний обводной канал, перекрываемый в летний период плоскими металлическими затворами, выполненными в перегораживающем двухпролетном сооружении. От ПК20+47 до ПК21+17 (70 м) деривация выполнена в виде ж/б трубы прямоугольного сечения 3,6х3,24 м. Далее деривация продолжается железобетонным лотком трапецеидального сечения, сопрягающимся с напорным бассейном.

Напорный узел

Напорный бассейн состоит из аванкамеры и водоприемника. Аванкамера выполнена из железобетона и имеет холостой сброс в виде водослива с порогом шириной 11,4 м. Водослив оборудован клапанным затвором с противовесом. Водоотводящий тракт представляет собой железобетонный канал сечением 4х1,4 м, длиной 220 м, заканчивающийся консольным сбросом. Водоприемник имеет три глубинных отверстия с отметкой порога 710,60 м, сечение 3,4х3,4 м, оборудованных сороудерживающими решетками и плоскими колесными затворами, маневрирование которыми осуществляется стационарными лебедками. Над водоприемными отверстиями выполнено шесть шугосбросных отверстий, перекрываемых шандорами. Шугосбросной лоток имеет длину 40 м и соединяется с лотком холостого водосброса. Шугосброс не используется, шандоры заменены металлическими листами.

Станционный узел

Напорный трубопровод металлический, клепанный выполнен в три нитки диаметром 3,2 м, толщина стенок 8-1З мм, длина ниток — 79,2 м, 77,2 м, 75,3 м. Каждая нитка трубопровода лежит на семи катковых опорах. В верхней части имеются сальниковые компенсаторы.

Здание ГЭС деривационного типа. Подводная часть здания выполнена из монолитного железобетона и имеет размеры в плане 19,3х27 м. Надводная часть — из железобетонного каркаса с кирпичным заполнением. В здании установлено три гидроагрегата с расчетным напором — 27,5 м. Суммарная пропускная способность — 43 м3/с. Отсасывающие трубы оборудованы скользящими затворами. Отводящий канал длиной 340 м выполнен в выемке с креплением откосов каменной отмосткой.

Количество гидроагрегатов 3
Установленная мощность, МВт 9,2
Рабочая мощность, МВт 5,51
Среднегодовая выработка, млн кВт·ч 41,9
Число часов использования среднегодовой установленной мощности 4 479

Электросиловое оборудование

Турбины

Тип РО123-ВБ-140 Напор 27,5 м, расход воды через турбину № 1 — 14,15 м3/с, частота вращения — 300 об/мин
Тип РО123-ВБ-160 Напор 27,5 м, расход воды через турбины № 2, 3 —14,35 м3/с, частота вращения — 250 об/мин

Генераторы

Тип ВНС-325/39-20 (№ 1) Мощность 3,2 МВт, напряжение 6 кВ
Тип ВГС-325/39-20, вертикальный, подвесной, США (№ 2,3) Мощность 3,0 МВт, напряжение 6 кВ

Количество ЛЭП: 6 кВ — 1; 35 кВ — 2 ; 110 кВ — 2 .

Количество ОРУ (ЗРУ): ОРУ-110/35/6 кВ — 1; КРУН-6 кВ — 1; ЗРУ-6 кВ — 1 .

***********************************************************************************************************************************

[Spoiler (click to open)]Дзауджикауская гидроэлектростанция (Дзау ГЭС, Орджоникидзевская ГЭС) — ГЭС на реке Терек в Северной Осетии, в городе Владикавказ. Входит в Терский каскад ГЭС.

ГЭС введена в эксплуатацию в 1948 году. Станция построена по деривационной схеме.

Состав сооружений ГЭС:

Земляная плотина из песчано-гравелистого грунта с дренажной призмой длиной по гребню 360 м и максимальной высотой 5,9 м;
бетонная трехпролетная водосбросная плотина;
двухпролётный водоприемник открытого типа;
деривационный канал длиной 2950 м;
отстойник с грязесбросом;
зимний канал в обход отстойника;
деривационная железобетонная труба прямоугольного сечения длиной 70 м;
железобетонный деривационный лоток;
напорный бассейн, состоящий из аванкамеры и водоприемника;
шугосбросный лоток длиной 40 м (не используется);
холостой водосброс в виде железобетонного канала длиной 220 м;
металлический трехниточный напорный трубопровод длиной 75-79 м;
здание ГЭС;
отводящий канал длиной 340 м;
ОРУ 110/35/6 кВ.

Мощность ГЭС — 9,2 МВт, среднегодовая выработка — 41,9 млн. кВт·ч. В здании ГЭС установлено 3 радиально-осевых гидроагрегата, работающих при расчётном напоре 27,5 м, два из которых типа РО-123-ВБ-160 имеют мощность по 3 МВт, и один типа РО-123-ВБ-140 мощностью 3,2 МВт. Производитель гидротурбин к агрегатам мощностью 3 МВт — американская фирма Leffel, генератора мощностью 3,2 МВт — завод «Уралэлектроаппарат», генераторов мощностью 3 МВт — американская фирма Allis-Chalmers. Оборудование ГЭС устарело и подлежит модернизации.

Дзауджикауская ГЭС входит в состав Северо-Осетинского филиала ОАО «РусГидро».
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Истринская МГЭС

Истринская МГЭС

Построена в 1937 году. Мощность станции — 3,06 МВт, среднегодовая выработка 8 млн кВт·ч, работает на сбросе воды из Истринского водохранилища в реку Истра. В машинном зале станции расположены два агрегата мощностью по 1,35 МВт с радиально-осевыми турбинами РО-45/820-ВМ-120 (расчетный напор — 18,3 м, смонтированы в 1992 году), а также один агрегат мощностью 0,36 МВт с турбиной Е 7570, установленный в 1994 году. Собственник станции — Мосводоканал[
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / ООО «Башкирская генерирующая компания»

ООО «Башкирская генерирующая компания» (ООО «БГК») – одна из крупнейших региональных энергетических компаний России, входящая в состав Группы «Интер РАО». Управляет генерирующими активами на территории Республики Башкортостан и координирует работу ООО «Башкирские распределительные тепловые сети» (ООО «БашРТС») и других дочерних предприятий. ООО «БГК» образовано в июле 2006 года.

Установленная электрическая мощность энергообъектов «БГК» – 4145 МВт, тепловая – 8851,4 Гкал/час (по состоянию на 1 января 2015 г.).

Основной вид деятельности – выработка электрической и тепловой энергии. Компания объединяет свыше 20 крупных и малых электростанций, расположенных по всей территории Башкортостана и обеспечивающих энергоресурсами жителей республики и соседних регионов.

Генерирующие активы компании: 1 ГРЭС, 10 ТЭЦ, 9 ГЭС (включая 7 малых и микроГЭС), 3 ГПА-ТЭЦ, 1 ветроэлектростанция

Дочерние общества:ООО «Башкирские распределительные тепловые сети», ООО «Башэнерготранс», ООО «Агрохозяйство «МИР».


В состав ООО «Башкирская генерирующая компания» (ООО «БГК») входят:

Абдулкаримовская МГЭС.jpg Авзян МГЭС.jpg Ассы ГПА.jpg Затонская ТЭЦ.JPG Зауральская ТЭЦ.jpg Кага МГЭС.jpg Кармановская ГРЭС.jpg Красноусольск ГПА.jpg Кумертауская ТЭЦ.jpg Мечетлинская МГЭС.jpg Ново-Стерлитамакская ТЭЦ.jpg Павловская ГЭС.jpg Приуфимская ТЭЦ.jpg Салаватская ТЭЦ.jpg Сибай ГТЭС.jpg Слакская МГЭС.jpg Стерлитамакская ТЭЦ.JPG Таналыкская МГЭС.jpg Тюпкильды ВЭС.jpg Узян МГЭС.jpg Уфимская ТЭЦ-1.JPG Уфимская ТЭЦ-2.jpg Уфимская ТЭЦ-3.jpg Уфимская ТЭЦ-4.jpg Юмагузинская ГЭС.jpg Юматово ГПА.jpg


История компании:

Свою историю ООО «Башкирская генерирующая компания» ведет с 28 июля 2006 года. Тогда ООО «БГК» стало дочерним предприятием акционерного общества «Башкирэнерго», которое как раз вступило в масштабный процесс реформирования. Генерация выделилась в отдельное юридическое лицо, согласно действующему законодательству о разграничении монопольных и конкурентных видов деятельности в энергетике.

Башкирскую генерирующую компанию создали для управления генерирующими мощностями, расположенными на территории Башкортостана. Первым директором компании был назначен Виктор Чижиков, возглавлявший в то время Уфимскую ТЭЦ-2.

Новая веха в истории для ООО «БГК» началась осенью 2012 года. В результате реорганизации акционерное общество «Башкирэнерго» прекратило свое существование, а Башкирская генерирующая компания вместе с ООО «БашРТС» (обслуживающее теплосетевой комплекс в восьми городах республики) влились в Группу «Интер РАО». Произошло это 6 ноября 2012 года – с этого момента ООО «БГК» работает в новых условиях.

Сегодня деятельность компании находится в логике развития ПАО «Интер РАО» - одного из крупнейших энергетических холдингов России и Европы. Развитие теплового бизнеса является приоритетным направлением Группы.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / ГЭС «Пороги»

Гидроэлектростанция «Пороги» (Порожская ГЭС) — малая ГЭС на реке Большая Сатка в Саткинском районе Челябинской области, у посёлка Пороги. Старейшая непрерывно действующая гидроэлектростанция России (пущена в 1910 году). Памятник истории и культуры областного значения.

Конструктивно «Пороги» представляют собой низконапорную малую гидроэлектростанцию, построенную по плотинной схеме, с береговым расположением здания ГЭС. Установленная мощность ГЭС — 1,36 МВт.

Плотина гравитационная, выполнена из бутового камня. Длина плотины — 125 м, максимальная высота — 21 м, ширина по гребню 4,2 м и по подошве 12,5 м. На плотине расположены поверхностные водосбросы (длина водосливной части — 71 м, общий пролет водосливов — 57,5 м). Водосбросы оснащены затворами и механизмами их подъема с ручным приводом. Между водосливной и глухой левобережной частями плотины размещен водоприёмник (напорная камера), откуда по металлическому водоводу длиной около 20 м и диаметром 2,5 м вода подаётся к зданию ГЭС.

Здание ГЭС расположено на левом берегу, сложено из бутового камня, совмещено со зданием плавильного цеха. В машинном зале расположены три горизонтальных радиально-осевых гидроагрегата:

Мощностью 0,56 МВт. Введен в эксплуатацию в 1909 году. Включает в себя двухколесную турбину, изготовленную фирмой «Бриглеб, Хансен и Ко» (Германия, г. Гота) в 1909 году, и генератор переменного тока (напряжение 80 В).
Мощностью 0,75 МВт. Введен в эксплуатацию в 1930 году. Включает в себя турбину, изготовленную по лицензии австрийской фирмы на Московском заводе им. Калинина, и генератор завода «Электросила» (напряжение 80 В).
Мощностью 0,05 МВт. Введен в эксплуатацию в 1909 году. Включает в себя турбину, изготовленную фирмой «Бриглеб, Хансен и Ко» (Германия, г. Гота) в 1909 году, и генератор переменного тока (напряжение 220 В, предназначен для питания освещения и бытовой сети завода и поселка).
Машинный зал оснащён мостовым краном грузоподъёмностью 5 т с электроприводом.

Устройства подъема затворов ГЭС «Пороги»

В 1908 году «Уральское электро-металлургическое товарищество графа А. А. Мордвинова, графини Е. А. Мордвиновой, барона Ф. Т. Роппа и А. Ф. Шуппе» приступило к строительству предприятия в урочище «Пороги» на реке Большой (Озёрной) Сатке в 35 верстах от одноименного горнозаводского поселка. Производство планировалось электроплавильное, потому Сатку перегородили плотиной, смонтировали приплотинную ГЭС. И уже через два года энергия, выработанная ею, создала в местной электропечи жар, необходимый для выплавки ферросплавов.

Технические организаторы проекта инженеры Ф. Т. Ропп и А. Ф. Шуппе, которые освоили на «Порогах» выплавку ферросилиция и феррохрома, ферровольфрама и ферромарганца, карбидов кремния и кальция. Их имена открывают список имен в российской электрометаллургии ферросплавов, которая к тому времени считалась чрезвычайно взрывоопасной.

Завод со временем стал цехом Саткинского комбината «Магнезит», а впоследствии цех был ликвидирован как нерентабельный.

Решением Саткинского горисполкома от 12 августа 1987 г. Пороги объявлены комплексным (природно-историческим) памятником природы и взяты под охрану государства. Постановлением Челябинской областной Думы № 378 от 15 февраля 1996 года комплекс «Пороги» объявлен памятником истории и культуры областного значения. В 1993 году комплекс «Пороги» вошел в заявку на включение в Мировой список памятников индустриального наследия ЮНЕСКО.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Рузская МГЭС-34

Рузская МГЭС-34

Работает на сбросе воды из Рузского водохранилища в реку Руза. Мощность — 3,2 МВт, среднегодовая выработка электроэнергии (совместно с Рузской ГЭС-2) — 23 млн кВт.ч. В здании ГЭС смонтированы 2 гидроагрегата мощностью по 1,6 МВт с поворотно-лопастными турбинами ПЛ20/811-В-160 производства ЛМЗ, работающих на расчетном напоре 16 м, турбины приводят в действие генераторы ВГСП 260/31-18 производства УЭТМ.

Состав сооружений ГЭС: водоприемник, подводящий напорный туннель с бетонной облицовкой (длина 32,7 м, внутренний диаметр 3,1 м), камера со свободной поверхностью в конце подводящего туннеля перед спиральными камерами, камера со свободной поверхностью на выходе отсасывающих труб перед входом в отводящий туннель, отводящий туннель с бетонной облицовкой, спроектированный как безнапорный (длина 320 м, внутренний диаметр 3,1 м), открытый водоток от выходного портала отводящего туннеля ГЭС-34 до водотока в нижнем бьефе Рузской ГЭС-2.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Фаснальская МГЭС

Фаснальская МГЭС

В 2008-2009 годах полностью на средства частного инвестора была построена Фаснальская МГЭС

Фаснальская МГЭС расположена на реке Сонгутидон. Мощность ГЭС — 6,4 МВт, среднегодовая выработка — 20,37 млн кВт.ч. В здании ГЭС размещено 4 гидроагрегата мощностью по 1,6 МВт (три радиально-осевых (турбины РО-120-Г-65, генераторы СГ-1600-12В2УХЛЗ), один ковшовый (турбина К 450-Г-96, генератор СГ-1600-12В2УХЛЗ). Длина деривации 1400 м, напор 127 м
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Борисоглебская ГЭС

Борисоглебская ГЭС

Борисоглебская ГЭС — гидроэлектростанция в Мурманской области России. Расположена на реке Паз на границе России и Норвегии, является нижней ступенью каскада Пазских ГЭС.

Строительство ГЭС началось в 1960, в эксплуатацию ГЭС принята 24 марта 1964. ГЭС построена по плотинно-деривационной схеме.

Состав сооружений ГЭС:

глухая контрфорсная бетонная плотина длиной 78 м и наибольшей высотой 19,5 м;
водосбросная железобетонная контрфорсная бетонная плотина длиной 34,5 м;
водоприемник длиной 44 м;
подводящий безнапорный туннель длиной 765 м;
уравнительная камера длиной 60 м;
двухниточный напорный турбинный водовод длиной 40 м;
подземное здание ГЭС;
2 безнапорных отводящих туннеля длиной 120 м и 140 м;
отводящий канал длиной 260 м.

Мощность ГЭС — 56 МВт, среднегодовая выработка — 275 млн кВт·ч. В здании ГЭС установлено 2 поворотно-лопастных гидроагрегата мощностью по 28 МВт, работающих при расчётном напоре 19,3 м.

Напорные сооружения ГЭС (длина напорного фронта 119 м) образуют водохранилище (озеро Фоссеватн) суточного регулирования площадью 56 км², полной и полезной ёмкостью 330 и 27 млн м³. При создании водохранилища было затоплено 100 га сельхозугодий.

ГЭС спроектирована институтом «Ленгидропроект», построена норвежской фирмой «Норэлектро» по заказу СССР.

*****************************************************************
Collapse )
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Рузская МГЭС-2

Рузская МГЭС-2

Расположена ниже Рузской ГЭС-34. Мощность — 1,25 МВт. В здании ГЭС расположен один гидроагрегат с турбиной РО-123-ВМ-120, работающий на напоре 19,35 м. Введена в эксплуатацию в 1964 году.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Сторожевская МГЭС

Сторожевская МГЭС

Створ ГЭС на реке Кяфар. Мощность ГЭС — 1,9 МВт, среднегодовая выработка 7,8 млн кВт·ч. По более ранним проработкам, мощность ГЭС должна была составлять 8,8 МВт, среднегодовая выработка — 41,8 млн кВт·ч. В марте 2008 года было заявлено, что проект находится в стадии практической реализации. В связи с финансово-экономическим кризисом ОАО «РусГидро» заморозило работы по большинству проектов малых ГЭС, в связи с чем перспективы реализации проекта в настоящее время не ясны.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Верхнерузская МГЭС-33

Верхнерузская МГЭС-33

Относится к Вазузской гидросистеме, работает на сбросе воды из Верхнерузского водохранилища в реку Руза, расположена около деревни Черленково. Мощность — 3,2 МВт, собственник станции — Мосводоканал. Введена в эксплуатацию в 1978 году.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Павлодольская МГЭС

Павлодольская МГЭС

Место расположения: РСО-Алания, Моздокский район, ст. Павлодольская, 2 км восточнее от станицы
Установленная мощность ГЭС — 2,62 МВт.
Дата пуска в эксплуатацию — 26 октября 1965 г.

Здание Павлодольской гидроэлектростанции входит в напорный фронт Терско-Кумского гидроузла, головного водозабора Терско-Кумского оросительно-обводнительного канала.

Количество гидроагрегатов 2
Установленная мощность по турбинам 2,62 МВт
Рабочая мощность, МВт В меженый период – 2,1 МВт, в паводковый период – 1,5 МВт
Среднегодовая проектная выработка 12,33 млн кВт·ч

Характеристика гидротехнических сооружений:

Отметка нормального подпорного уровня (НПУ) 140.55
Отметка форсированного подпорного уровня (ФПУ) 141,5
Отметка дна аванкамеры 134.7
Пропускная способность сооружений:

При НПУ всего 1550 м.куб/сек в том числе через: турбины 30 м.куб/сек
Расчетный расход обеспеченностью 1% 1870 м.куб/сек 10% 1290 м.куб/сек 0,1% 2520м.куб/сек

Энергетические показатели ГЭС:

Количество установленных агрегатов 2
Тип турбины ПР-245ВБ220
Тип генератора ВГС-325/39-40

Максимальная выработка за период эксплуатации 15,46 млн кВт·ч (2009 г)
Минимальная выработка за период эксплуатации (1975 г.) 8,25 млн кВт·ч (2003г.)
Расчетный напор 7.5 м
Расчетный расход воды через турбину 15 кубометров/сек
ОРУ (ЗРУ): два силовых трансформатора 10 и 35 кВ

***************************************************************************************************************
Павлодольская ГЭС

Расположена на реке Терек, выше Моздока. ГЭС пущена в 1965 году. Мощность ГЭС — 2,64 МВт, среднегодовая выработка 1,208 млн кВт·ч. Коэффициент использования мощности по турбинам проектный — 0,53. В здании ГЭС установлено 2 пропеллерных гидроагрегата ПР 245\10-ВБ220 мощностью по 1,32 МВт, работающих при расчетном напоре 7,5 м. Оборудование ГЭС изношено на 91 %, текущий напор не соответствует проектному и составляет 3,5-5,8 м. Проводится модернизация оборудования с заменой рабочих колес гидротурбин и обмоток гидрогенераторов (в 2007—2008 году был модернизирован гидроагрегат № 1, поставщик — ОАО «Уралэлектротяжмаш-Уралгидромаш», новое рабочее колесо отгружено в январе 2008 года). Собственник — ОАО «Павлодольская ГЭС», 100 % акций которого принадлежит ОАО «РусГидро».
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Кардоникская МГЭС

Кардоникская МГЭС

Створ ГЭС на р. Кардоник. Планируемая мощность ГЭС — 8 МВт, среднегодовая выработка — 40 млн кВт·ч, стоимость строительства в ценах 1991 года — 5,4 млн руб. Строительство ГЭС включено в ФЦП «Энергоэффективная экономика» на 2002—2005 гг. и на перспективу до 2010 года. Современный статус проекта неизвестен.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Курская ТЭЦ-4

Курская ТЭЦ-4
Курская ТЭЦ-4 –расположена в г.Курск.

Наименование подразделения

Установленная эл. мощность, МВт

Установленная тепловая мощность, Гкал/час

ТЭЦ-4

4,8

395


История
В 1901 году акционерное общество «Курский трамвай» заключило с городской Думой договор на устройство в городе постоянной сети электрического освещения. В короткие сроки в самом центре города, на берегу реки Тускарь, была построена электростанция. В начале 30-х годов мощностей этой станции уже не хватало, поэтому было принято решение о строительстве Центральной электростанции (ЦЭС). 24 января 1934 года пуском паровой турбины с отборов пара мощностью в 2500 киловатт была введена первая очередь Курской ЦЭС. Пуск электростанции обеспечил перевод подавляющей части промышленности города на снабжение электроэнергией от ЦЭС.
После ввода в 1956 году в эксплуатацию головного участка первой тепломагистрали по улице Ленина протяженностью 1800 м станция была переведена в теплофикационный режим. ТЭЦ-4 (так она стала называться) стала снабжать теплом жителей г. Курска.
Сегодня ТЭЦ-4 продолжает снабжать теплом и горячей водой центральную часть Центрального округа г. Курска.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Ливенская ТЭЦ

Ливенская ТЭЦ
Ливенская ТЭЦ- расположена в г.Ливны Орловской области.

Наименование подразделения

Установленная эл. мощность, МВт

Установленная тепловая мощность, Гкал/час

Ливенская ТЭЦ

12

240


История
3 декабря 1958 года — историческая дата в жизни города Ливны. В этот день был осуществлен запуск местной тепло-электроцентрали. Одним из активных участников данного события стал С. Я. Крохин. Сергей Яковлевич хорошо известен в среде орловских энергетиков, поскольку он на протяжении многих лет работал на руководящих должностях на Орловской ТЭЦ, в Орловском энергокомбинате и в ОАО «Орелэнерго». Под его непосредственным руководством вводились в строй многие важнейшие объекты электро- и теплоэнергетики Орловщины. Но Ливенская ТЭЦ, где он был председателем приемочной комиссии, в его памяти на особом счету, поскольку ее запуск был сопряжен с большими трудностями. И в первую очередь, говоря современным языком, по причине человеческого фактора. Проектом строительства предусматривалось сооружение двух электрических турбин мощностью по 6000 кВт и четырех паровых котлов паропроизводительностью по 35 тонн пара в час. Строители и монтажники за короткие сроки и при хорошем качестве проделали громадный объем работы. 3 декабря 1958 года первый котло-агрегат и турбогенератор были введены в эксплуатацию.
Сегодня Ливенская ТЭЦ - основной поставщик электрической и тепловой энергии во втором по численности населения городе Орловской области. Работая при максимальной нагрузке, станция демонстрирует хорошие показатели по удельным расходам топлива, себестоимости на киловатт выработанной электроэнергии.
В 2007 году было принято решение о реализации инвестиционного проекта по реконструкции Ливенской ТЭЦ, который предусматривает строительство газотурбинной установки мощностью 30 МВт . В результате реализации проекта на станции пятикратно возрастет выработка электроэнергии и в два раза снизятся расходы условного топлива на ее отпуск. Кроме того предприятие получит 30 МВт дополнительной мощности.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Эшкаконская МГЭС

Эшкаконская ГЭС, расположенная в Малокарачаевском районе, Учкекенское СП. Данная ГЭС была передана Обществу от ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго» в счет вклада в Уставный капитал. Введена в строй в 1989 г., с момента передачи Обществу ГЭС была переведена на консервацию в связи с технической неисправностью производственных мощностей, а в период с 2007 по 23.04.2010 г. была произведена реконструкция. В настоящий момент передана в аренду ОАО «РусГидро» для использования в производстве электроэнергии.

Завершение строительства Эшкаконской МГЭС является пилотным проектом Программы развития малых ГЭС на территории Карачаево-Черкесской Республики. Строительство Эшкаконской МГЭС было начато в 1988 году, в последствии реализация данного проекта была приостановлена. После того, как в 2007 году к строительству станции подключилось ОАО «Карачаево-Черкесская Гидрогенерирующая компания» (ДЗО ОАО «РусГидро»), была произведена полная реконструкция и модернизация оборудования и сооружений станции. Так, частности, были заменены гидрогенератор, реконструированы гидротурбина и здание МГЭС, построен сбросной водовод протяженностью 412 м.

Установленная мощность Эшкаконской МГЭС составляет 0,6 МВт, среднегодовая выработка - 3,4 млн кВт·ч. На завершение строительства станции было направлено около 37 млн рублей. Основными потребителями электроэнергии, вырабатываемой Эшкаконской МГЭС, жители Малокарачаевского района КЧР и г. Кисловодска Ставропольского края.
Завершение строительства и ввод в работу Эшкаконской МГЭС является возобновлением Программы развития МГЭС на территории КЧР.

*********************************************************************************************************************
[Spoiler (click to open)]Единственная действующая малая ГЭС Карачаево-Черкессии. Створ ГЭС на р. Эшкакон, в Малокарачаевском районе. ГЭС создана по деривационной схеме. Мощность ГЭС — 0,6 МВт, среднегодовая выработка — 3,4 млн.кВт.ч. В состав сооружений ГЭС входит головное сооружение с водозабором, образующее небольшое водохранилище, деривационный туннель, напорный водовод, здание ГЭС. В здании ГЭС установлен 1 радиально-осевой гидроагрегат.

ГЭС была пущена в 1989 году, строительство ГЭС завершено не было, в 2005 году станция законсервирована в связи с технической неисправностью оборудования. В августе 2007 года был объявлен конкурс на разработку проекта достройки, однако в октябре 2007 года конкурс был признан несостоявшимся. В январе 2008 года фирма «Энергострой ЛТД» начала работы по созданию проекта реконструкции ГЭС. В 2008 году проект реконструкции ГЭС был завершён, получил положительную оценку комиссии по инвестициям ОАО «РусГидро» и включён в программу технического перевооружения и реконструкции кампании на 2009 год, было заключено соглашение с ОАО «МРСК Северного Кавказа» о поставке с 2010 года электроэнергии ГЭС по тарифу, обеспечивающему рентабельность станции. В течение 2009 года проведены работы по достройке и реконструкции ГЭС (в частности, был заменён гидрогенератор, построен сбросной водовод протяжённостью 412 м, реконструированы гидротурбина и здание станции), общая стоимость работ составила около 37 млн рублей. 28 декабря 2009 года ГЭС была введена в эксплуатацию
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Перепадная МГЭС-32

Перепадная МГЭС-32

Относится к Вазузской гидросистеме, работает на сбросе воды из канала Яуза-Руза в Верхнерузское водохранилище, возвращает в энергосистему часть энергии затраченной на подём воды в канал насосными станциями. Мощность — 3,2 МВт, собственник станции — Мосводоканал.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Боровновская МГЭС

Боровновская МГЭС

В январе 1924 года, Боровновско-Мельницкое кустарное товарищество по производству шерсти, преуспевающее,выступило с предложением построить ГЭС, до этого получали электроэнергию от локомобиля. Была приобретена турбина и установлена на перешейке между озёрами Белое и Островёнок,где разность в уровнях достигала 6 метров,но воды подпитывающей озёра не хватало.Ручей Верёвка,болота и родники не обеспечивали постоянную работу турбины. Помог в решении проблемы инженер Воеводский, строивший Волховскую ГЭС. Он предложил использовать для подпитки воды реки Шегринки.В 1925 году был заключён договор на строительство гидроэлектростанции.На фото канал соединивший Шегринку и Розливы.

Строительство Боровновской ГЭС началось в 1926 году,а закончилось в конце января 1928 года.По проекту от реки Шегринки был прорыт канал 1260 метров длинной,на реке стояла плотина,канал соединялся с мелкими озёрами Белое,Хлебное,Чёрное, Боручье, Пучеглазое,заметно подняв уровень воды,с постоянным пополнением.Помимо плотины на Шегринке,были обвалованы и сами озёра шестью дамбами,что позволило на 5 метров поднять уровень воды в новом водохранилище с площадью 5 квадратных километра и названным Розливы или Боручье.На строительстве работало много местных жителей,а также крестьяне с подводами из-под Демянска. Дамбы укрепляли лесом,камнями,глиной и сверху засыпались песком и высаживались сосны. Мужчины вели земляные работы, женщины возили лес.

Для сброса воды на турбины,был установлен водовод из деревянных труб диаметром 1,8 метра и длинной 113 метров,труб было две,позже деревянные трубы были заменены на железные.

Ниже здания ГЭС прокопали канал от озера Островёнок в следующее озеро-Плотично,а далее в Боровно,что позволило повысить дополнительно перепад высот ещё на 4 метра.

Общий перепад уровней воды достиг 15 метров,объём водохранилища Розливы или Боручье достиг 15 миллионов кубометров воды,что позволило установить на Боровновской ГЭС три турбины.Турбины были шведские,одну потом заменили на Электросиловскую.Здание было деревянным,а подстанция кирпичная,водозабор бетонный. Расположившаяся деревня по соседству была названа ГЭС,на территории дамбы расположилась база отдыха одного из предприятий Новгорода. ГЭС успешно проработала до середины 80-х 20-го века.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Даутская МГЭС

Даутская МГЭС

Створ ГЭС на р. Даут. Планируемая мощность ГЭС — 13,6 МВт, среднегодовая выработка — 64,7 млн кВт·ч, стоимость строительства в ценах 1991 года — 9 млн руб. Строительство ГЭС включено в ФЦП «Энергоэффективная экономика» на 2002—2005 гг. и на перспективу до 2010 года. Современный статус проекта неизвестен.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Липецкая ТЭЦ-2

Липецкая ТЭЦ-2
Липецкая ТЭЦ-2 – расположена в г.Липецк.

Наименование подразделения

Установленная эл. мощность, МВт

Установленная тепловая мощность, Гкал/час

Липецкая ТЭЦ-2

515

1002



История
Год ввода в эксплуатацию - 1978.
Липецкая ТЭЦ-2 – одна из самых крупных теплоэлектростанций Черноземья, сыгравшая ключевую роль в энергоснабжении г. Липецка и Липецкой области. В семидесятых годах прошлого столетия развитие промышленного комплекса велось здесь быстрыми темпами, а существовавшие в то время генерирующие мощности не могли обеспечить энергетические потребности региона. В связи с этим Министерство энергетики приняло решение о строительстве в городе Липецке теплоэлектроцентрали № 2 электрической мощностью 515 тыс. кВт.
Станцию начали строить в 1975 году. Первый энергоблок мощностью 135 тыс. кВт был введен в эксплуатацию за рекордно короткий срок – 4 года. Из-за нехватки местных специалистов персонал ТЭЦ-2 первоначально формировался опытными энергетиками, приезжавшими по приглашению дирекции станции с Волгоградской, Салаватской, Куйбышевской теплоэлектроцентралей, с ТЭЦ Башкирии и Урала.
Одновременно со строительством ТЭЦ, специально для персонала станции, были возведены жилые дома и социально-культурные учреждения. Так возник поселок Матырский, который в народе называют поселком энергетиков, потому что около 60% его жителей работают на Липецкой ТЭЦ-2. Строительство ТЭЦ-2 до проектной мощности было завершено в 1991 году.
Сегодня Липецкая ТЭЦ-2 является производственным подразделением Восточного филиала ОАО "Квадра" и считается крупнейшей теплоэлектростанцией ЦФО. Станция обеспечивает теплом более сотни тысяч жителей областного центра и порядка 10-и крупнейших промышленных предприятий Липецка и Липецкого региона.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Зюраткульская МГЭС

Зюраткульская МГЭС

Зюраткульская МГЭС не эксплуатируется с 1978 года. Построена на реке Большая Сатка в Саткинском районе, у посёлка Магнитский. ГЭС построена по деривационной схеме, использует в качестве водохранилища озеро Зюраткуль.

Состав сооружений ГЭС:

плотина
бетонный деривационный лоток длиной 9 км
напорный бассейн
здания ГЭС первой и второй очереди

ГЭС строилась в две очереди. Мощность ГЭС — 5,76 МВт, среднегодовая выработка — 22 млн.кВт·ч (в отдельные годы выработка достигала 27 млн.кВт·ч). В зданиях ГЭС установлено 4 гидроагрегата мощностью по 1,44 МВт. Мощность ГЭС первой и второй очереди — по 2,8 МВт при напоре 108 и 109 м соответственно, среднегодовая выработка по 11 млн.кВт·ч. Напорные сооружения ГЭС образовывали водохранилище многолетнего регулирования.

Строительство ГЭС велось с 1942 по 1952. При строительстве активно использовался труд заключённых, переселенцев и военнослужащих в тяжёлых условиях. ГЭС первой очереди пущена в 1949, второй — в 1952. С 1966 по 1976 год ГЭС проходила реконструкцию, связанную износом сооружений, построенных из дерева. В 1978 ГЭС закрыта в связи с нерентабельностью, часть оборудования демонтировано. Основные инженерные сооружения ГЭС (плотина, деривационный канал, напорный бассейн) находятся в хорошем состоянии, здания ГЭС полностью демонтированы. ГЭС находится на территории национального парка «Зюраткуль».

С 2005 года Государственный ракетный центр «КБ имени академика В. П. Макеева» разрабатывает проект восстановления станции, создано ЗАО «Зюраткульская ГЭС». В феврале 2008 года группа «Магнезит» заявила о намерении инвестировать 142 млн.руб. в восствановление станции. Работы планировалось начать в 2008 году и закончить в третьем квартале 2009 года. Мощность станции должна составить 6,4 МВт. Однако, в связи со спорами относительно принадлежности земель, необходимых для строительства электростанции, между национальным парком «Зюраткуль» и местными муниципальными властями, эти планы осуществлены не были. В марте 2011 года было заявлено, что разрешительная документация на восстановление ГЭС оформлена, произведены работы по расчистке деривационного канала. Восстановление станции сдерживается отсутствием необходимых инвестиций в объёме 180 млн рублей.

*************************************************************************************************************************************
Решение о строительстве ГЭС было принято в 1942 году для снабжения Саткинского промышленного района электроэнергией. Шла война и для фронта требовалось большое количество разнообразной продукции. А значит и электроэнергии для работы производства. Проект был разработан и подготовлен под руководством авторитетного гидростроителя, академика С. Я. Жука.

Проект был довольно необычен и использовал особенности рельефа и природы этой части Южного Урала. На озере Зюраткуль, откуда вытекает речка Большая Сатка предусматривалась постройка плотины, для поднятия уровня озера. Так что то озеро, которое мы сейчас видим, примерно в три раза больше по площади, чем природное зеркало Зюраткуля.

Далее, от плотины шел деривационный, то есть отводной канал протяженностью в 9 километров до накопительного бассейна. Почему требовалось строить канал такой протяженностью? Все дело в том, что именно в этом месте имеется значительный перепад высоты, более ста метров. Что необходимо для придания водному потоку, падающему на гидроагрегаты необходимой кинетической энергии. Расчетная высота напора, то есть перепада высоты составляла 108 и 109 для каждого каскада.

От накопительного бассейна, объемом в 6000 кубов, вода шла по трубопроводам непосредственно на два каскада ГЭС, на которых предусматривалась выработка электроэнергии мощностью в 1,44 МВт каждым каскадом.

Строить начали в 1943 году. Строили как водится силами заключенных, спепоселенцев. Закончили строить после войны. В 1950 году была пущена первая очередь, а в 1951 году – вторая.

Станция работала исправно до 1966 года. Но поскольку строилось все с использование местного леса, постепенно канал и плотина пришли в негодность. В 1966 станцию остановили на реконструкцию. К 1976 году все одели в бетон и станцию вновь запустили. Но через год ее вывели из эксплуатации, как нерентабельную. Оборудование демонтировали.

В настоящее время сохранилась плотина, канал, бассейн и трубопровод. Восстановить станцию не так уж и сложно. Но для этого требуются средства. К теме восстановления Зюраткульской ГЭС власти Саткинского района, на территории которого она находится, постоянно возвращаются и вполне возможно, что скоро дело сдвинется с мертвой точки. Во всяком случае проект уже готов. Он разработан Государственным ракетным центром имени академика Макеева. Осталось дело за малым – найти 180 миллионов рублей.

Хотя, как говорят специалисты, восстанавливать Зюраткульскую ГЭС не имеет смысла, поскольку она не рентабельна. Значительную часть года воды в реке Большая Сатка мало и ее не хватает для выработки электроэнергии.

Со строительством Зюраткульской ГЭС связан один интересный факт. До сих пор в лесу на склоне хребта Малый Москаль туристы находят остатки каменный сооружений прямоугольной формы из плитняка, принимая их за культовые сооружения местных старообрядцев. Но на самом деле это не вывезенный камень, наломанный заключенными для постройки плотины.

**************************************************************************
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Озернинская МГЭС

Озернинская МГЭС

Работает на сбросе воды из Озернинского водохранилища в реку Руза. Мощность — 1,25 МВт (один гидроагрегат с турбиной РО-123-ВМ-120, расчетный напор 19,35 м), среднегодовая выработка 5,4 млн кВт.ч. Введена в эксплуатацию в 1967 году.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Теберда МГЭС

Теберда МГЭС

Створ ГЭС на р. Теберда, у с. Верхняя Теберда. Планируемая мощность ГЭС — 18,2 МВт, среднегодовая выработка — 87,2 млн кВт·ч, стоимость строительства в ценах 1991 года — 12,2 млн руб. Строительство ГЭС включено в ФЦП «Энергоэффективная экономика» на 2002—2005 гг. и на перспективу до 2010 года. Современный статус проекта неизвестен.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Магаданская ТЭЦ

Магаданская ТЭЦ
В результате развития энергетики к концу 1950-х годов в Магадане насчитывалось несколько электростанций и небольших котельных. Однако все они уже не могли удовлетворить быстро растущие потребности развивающегося северного города. Тогда было решено построить новую электростанцию в районе реки Каменушки.
Опробование первого агрегата станции состоялось в августе 1962 года, а уже в декабре в эксплуатацию была пущена первая очередь. Через два года станция достигла своей проектной мощности — это был кардинальный шаг в построении будущей большой энергетики Северо-Востока страны. Первоначально ТЭЦ называлась «Магаданская районная электростанция», а вот Магаданской теплоэлектроцентралью стала в 1968 году.
Несмотря на все трудности роста, уже в тот период станция стремительно развивалась. В 1976 году пущена вторая очередь ТЭЦ. В результате различных технических новаций удельный расход топлива на отпущенный киловатт-час снизился с 640 до 280 г/кВт•ч, а установленная электрическая мощность выросла более чем в пять раз. По технико-экономическим показателям и культуре производства Магаданская ТЭЦ стала одной из лучших в отрасли.
Сегодня Магаданская ТЭЦ — единственный источник теплоснабжения Магадана. Установленная электрическая мощность станции — 96 МВт, тепловая — 210 Гкал/ч.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Новочеркасская ГРЭС

Филиал ПАО «ОГК-2» - Новочеркасская ГРЭС

Установленная электрическая мощность 1 905 МВт
Установленная тепловая мощность 60 Гкал/ч
Численность сотрудников 1 148 чел.
Используемое топливо Уголь, газ
346448, Российская Федерация, Ростовская область, г. Новочеркасск, ш. Багаевское, дом № 10

Новочеркасская ГРЭС расположена в п. Донской Ростовской области в 53 км на юго-восток от г. Ростов-на-Дону. Установленная мощность станции 2112 МВт.
В качестве основных видов топлива на электростанции используются уголь марки АШ ростовского угольного бассейна (ш. Алмазная, им.Чиха, ш. Садкинская, Гуковуголь, ш. Шерловская-Наклонная), кузнецкий уголь (разрезы Калтанский, Краснобродский) и природный газ. Резервное топливо – газ; растопочное топливо – газ, мазут.

Станция расположена в ОЭС Юга, главными конкурентами являются газовая Невинномысская ГРЭС (ОАО «Энел ОГК-5») и Ростовская АЭС (ОАО «Концерн Росэнергоатом»). Пиковое регулирование осуществляется Цимлянской ГЭС (ОАО «Южная генерирующая компания - ТГК-8»).

У станции отсутствуют ограничения по мощности сезонного характера.

************************************************************************************************

Новочеркасская ГРЭС — тепловая электрическая станция в микрорайоне Донской города Новочеркасска Ростовской области Южного федерального округа. Является основным источником генерации электроэнергии в Ростовской области, обеспечивающим электроэнергией наиболее промышленно развитую юго-западную часть области. Входит в состав ПАО «ОГК-2».

Установленная электрическая мощность ГРЭС — 2112 МВт, установленная тепловая мощность — 75 Гкал/час. Основное топливо станции — природный газ или уголь, резервное — мазут. Это единственная ГРЭС, работающая на местных отходах добычи угля и углеобогащения — антрацитовом штыбе.

Установленная электрическая мощность ГРЭС на сегодняшний день составляет 2112 МВт (264 МВт у каждого из восьми энергоблоков в результате перемаркировки с 01.06.2000 года).

Основные сооружения ГРЭС: главный корпус, объединенный вспомогательный, объекты топливно-транспортного хозяйства, масломазутное хозяйство, объекты технического водоснабжения и золоулавливания, сооружения электрической части станции.

Первая дымовая труба электростанции достигает высоты 185 метров, 3 остальных — по 250 метров.

История:

4 февраля 1952 года — было издано «Постановление о строительстве Новочеркасского ГРЭС».
В марте 1956 года были начаты подготовительные работы. Главным инженером строящейся станции был назначен Кольцов Сергей Павлович.
В марте 1961 года начали сооружать основной корпус. Строительство ГРЭС выполял трест «Донбассэнергострой» Минэнерго СССР.
В 1963 году начался набор кадров станции.
В ночь на 22 декабря 1964 года окончен монтаж первого блока, однако толкнуть турбину получилось лишь спустя несколько недель, 16 января 1965. И только 23 января получилось запустить блок. Проработав чуть более 7 часов, он был остановлен для устранения дефектов. В эксплуатацию первый блок был принят через полгода — всё это время шла доводка и устранение неисправностей.
30 июня 1965 года — день подписания акта ввода в эксплуатацию первого блока —считается официальным днем рождения станции.
В последующие 7 лет строительство продолжалось — каждый год строился новый блок.

В декабре 1972 года принят в эксплуатацию последний, восьмой энергоблок, и Новочеркасская ГРЭС достигла проектной мощности 2400 МВт.
В 2000 году был поставлен вопрос перевооружения ГРЭС, в частности модернизации котлов для обеспечения работы на угле низкого качества, уменьшения выбросов. Кроме того, было закончено строительство газопровода, что позволило двум энергоблокам работать на газовом топливе на полную мощность, и сократить расход мазута в остальных блоках.
К 2003 году доля газа в топливе составила более 40 %.
В 2005 году на шестом энергоблоке установлена новая турбина.
17 мая 2005 года в рамках реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» электростанция вошла в состав ОАО ОГК-6.
1 ноября 2011 года после поглощения ОАО ОГК-6 компанией ОГК-2, вместе со всеми её активами, станция была включена в состав ОАО ОГК-2.
В 2011 году остановлен 8-й энергоблок на реконструкцию.

В мае 2007 года был заложен камень в фундамент 9-го энергоблока Новочеркасской ГРЭС. Это будет первый в России энергоблок российского производства с применением технологии ЦКС, его мощность составит 330 МВт. Реальное строительство началось в декабре 2010 года, запуск планировался на конец 2014 года, но был перенесён на 2015 год. В настоящее время обсуждается перенос пуска нового энергоблока на конец 2015 — начало 2016 года.

******************************************************

Новочеркасская ГРЭС является тепловой электростанцией, расположенной в микрорайоне Донской города Новочеркасск (Ростовская область, ЮФО).

Станция является основным производителем электрической энергии в Ростовской области. От ее поставок электричества практически полностью зависит наиболее промышленно развитая юго-западная часть области.

С 1-го ноября 2011-го года ГРЭС является филиалом Оптовой генерирующей компании № 2 (ОАО «ОГК-2»).

Установленная электрическая мощность Новочеркасской ГРЭС составляет 2112 МВт, в то время как ее установленная тепловая мощность равна 75 Гкал/час. В 2012-ом году станция выработала 9.544 млн. кВт∙ч электрической энергии и 82 тыс. Гкал тепла.

Основным топливом на станции служит природный газ, а также уголь марки АШ Ростовского угольного бассейна и кузнецкий уголь. В качестве резервного топлива используется газ, а растопочного – газ и мазут. Кроме того, станция является единственной ГРЭС, работающей на антрацитовом штыбе – отходах угледобычи и углеобогащения.

Что касается эффективности работы станции, то с 2010-го по 2012-ый год ее коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) был равен 59%.

Постановление о строительстве Новочеркасской ГРЭС было принято 4-го февраля 1952-го года, в то время как сооружение главного корпуса станции специалистами треста «Донбассэнергострой» Минэнерго СССР началось в марте 1961-го года.

Первый блок ГРЭС был введен в эксплуатацию 30-го июня 1965-го года. Восьмой блок станции был запущен в декабре 1972-го года, после чего Новочеркасская ГРЭС достигла проектной мощности в 2.400 МВт.

К 2003-му году почти 40% основного оборудования станции было переведено на природный газ.

В 2005-ом году на энергоблоке № 6 была заменена турбина.

14-го декабря 2010-го года было начато строительство 9-го энергоблока Новочеркасской ГРЭС мощностью 330 МВт (ПСУ-330). Этот блок станет первым в России энергоблоком отечественного производства, построенным на котельном агрегате с технологией ЦКС (циркулирующий кипящий слой). Паропроизводительность котла составляет 1.000 т/ч. Кроме того, частью нового энергоблока будет паровая турбоустановка К-330-23,5 (электрическая мощность 330 МВт) и турбогенератор ТГВ-330-2МУ3. Пуск блока № 9 запланирован на ноябрь 2014-го года.

26-го ноября 2012-го на Новочеркасской ГРЭС была досрочно завершена реконструкция энергоблока № 8, в результате чего его установленная мощность была увеличена с 264 до 300 МВт.

Электрическая мощность: 1 884 МВт
Тепловая мощность: 60 Гкал/ч
Годовая выработка электричества: 9 544 млн. кВт*ч
Год начала строительства: 1956 г.
Год ввода в эксплуатацию: 1965 г.
Кол-во сотрудников: 1 156 человек
Основное топливо: уголь
Вспомогательное топливо: газ
Состояние: в эксплуатации / строится
Адрес: 346448, Российская Федерация, Ростовская область, г. Новочеркасск, ш. Багаевское, д. №10
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Широковская ГЭС

Установленная электрическая мощность — 28 МВт Установленная тепловая мощность — - Численность персонала — 17 человек Ввод в эксплуатацию — 1948 год
Широковская ГЭС введена в эксплуатацию в 1948 году. При строительстве станции, которое велось в годы Великой Отечественной войны, коллектив проектировщиков под руководством члена-корреспондента АН СССР, Героя Социалистического Труда Н.В. Разина применил уникальные инженерные решения. Опыт сооружения и эксплуатации Широковской ГЭС был широко использован при строительстве мощных гидроэлектростанций в Сибири, в сейсмически опасных районах Средней Азии.

В настоящее время Широковская ГЭС является единственной гидроэлектростанцией, входящей в состав Пермского филиала ОАО «ТГК-9».

**************************************************************
Широ́ковская ГЭС — гидроэлектростанция на реке Косьве в Губахинском районе Пермского края, у посёлка Широковского. Строительство Широковской ГЭС было начато в 1942 году и велось в годы Великой Отечественной войны преимущественно силами заключённых ГУЛага и представителями депортированных народов (немцами и калмыками). Одна из трёх гидроэлектростанций в Пермском крае, принадлежит ОАО «Волжская ТГК».

Конструктивно Широковская ГЭС представляет собой средненапорную плотинную гидроэлектростанцию с русловым зданием ГЭС (здание ГЭС входит в состав напорного фронта). Сооружения гидроэлектростанции имеют II класс капитальности и включают в себя каменно-набросную плотину, водосливную бетонную плотину, здание ГЭС, левобережную сопрягающую плотину, ОРУ-110 кВ. Установленная мощность электростанции на 1 января 2014 года составляет 28 МВт (по российским стандартам станция классифицируется как малая ГЭС), среднегодовая выработка электроэнергии — 99,4 млн кВт·ч.

Большую часть напорного фронта гидроузла образует каменно-набросная плотина длиной 275 м и наибольшей высотой 40 м (самая высокая плотина такого типа на тот момент в СССР), ширина плотины по гребню составляет 5 м, по основанию — 81,1 м. Со стороны низового откоса через 6 м по высоте устроены четыре бермы шириной по 2 м. Отметка гребня плотины — 209 м. В плотину уложено 242 930 м³ камня.

В верховой клин плотины камень уложен с подбором, центральная часть плотины и низовой клин выполнены из неуплотнённой каменной наброски. С низовой грани до отметки 185 м выполнена пригрузка мелким камнем (карьерными отходами). В ходе реконструкции и усиления плотины в 1974—1989 годах нижняя часть центральной зоны плотины до отметок 187—189 м была замыта песком, в верхней части плотины выполнена цементация. Кроме того, была произведена цементация откосов берм и бетонирование гребня плотины.

Защита плотины от фильтрации произведена при помощи деревянно-битумного экрана из трёх слоёв еловых досок. Экран расположен по всей поверхности напорной грани, опирается на каменную кладку на растворе, сопрягается с основанием при помощи бетонного зуба, заглубленного на 5-6 м. Также к противофильтрационным устройствам плотины относятся понур с битумной гидроизоляцией и закрытый дренаж.

Водосливная плотина предназначена для пропуска воды в сильные паводки либо при остановленных гидроагрегатах. Плотина железобетонная, имеет оригинальную контрфорсно-ящичную конструкцию: железобетонные плиты со стороны напорной и водосливной грани опираются на находящиеся внутри плотины бычки, устои и контрфорсы. Полости внутри плотины заполнены камнем и гравийно-щебнистой массой. Длина плотины, по разным данным, составляет 40 или 44 м, максимальный напор на плотину — 34 м, отметка гребня плотины — 209 м. В плотину уложено 31 тыс. м³ бетона.

Плотина имеет 4 водосливных пролёта, перекрываемых плоскими затворами размером 8×8 м. Пороги водосброса находятся на отметке 198,2 м. При полностью открытых затворах через плотину на отметке нормального подпорного уровня водохранилища может быть пропущено 1400 м³/c воды, на отметке форсированного подпорного уровня — 2080 м³/c. Для обеспечения санитарного попуска в нижний бьеф при сработке водохранилища ниже отметки порогов водосброса и остановленных гидроагрегатах предназначен донный водоспуск. Он расположен в левом (ближнем к зданию ГЭС) пролёте плотины на отметке 183 м и состоит из трех металлических труб диаметром 45 см с общим водозабором, имеющим сороудерживающую решётку и затвор. Пропускная способность водоспуска составляет, в зависимости от уровня водохранилища, 5,9-3,2 м³/c.

Гашение энергии потока сбрасываемой воды производится в водобойном колодце на железобетонной плите толщиной 3-4,5 м с двумя рядами зубов-гасителей. За водобойным колодцем располагается рисберма в виде гибкого тюфяка из шарнирно-скрепленных железобетонных плит размером 2×2 м. Сопряжение водосбросной плотины с каменно-набросной производится при помощи бетонного правобережного устоя и 12-метровой каменной стенки. Правобережный устой, в свою очередь, разделяется на три самостоятельных сооружения — собственно устой, стенка водобойного колодца и низовая ныряющая стенка. С левого берега водобойный колодец отделяется от отводящего канала здания ГЭС раздельным пирсом длиной 31 м.

Здание гидроэлектростанции входит в состав напорного фронта, располагается между водосбросом и левобережной плотиной. Его длина, по разным данным составляет 33-38,5 м, ширина — 26,4 м, максимальная высота — 47 м. От основания до отметки дна водоводов здание ГЭС выполнено в виде единого бетонного массива, выше — в виде контрфорсно-силосной конструкции, с заполнением силосов (полостей в теле плотины) камнем. В здание ГЭС уложено 20,5 тыс. м³ бетона.

В машинном зале длиной 24 м и шириной 11,3 м смонтированы два вертикальных гидроагрегата мощностью по 14 МВт. Турбины радиально-осевые РО-123-ВМ-275, с диаметром рабочего колеса 2,75 м, работающие на расчётном напоре 29,3 м с максимальным расходом 57,6 м³/с через каждую турбину. Турбинные водоводы оборудованы сороудерживающими решетками, а также плоскими аварийно-ремонтными и ремонтными затворами. Генераторы типа ВГС 525/114-40, выдают электроэнергию на напряжении 10,5 кВ.

Выдача электроэнергии производится через группу из трёх однофазных трансформаторов мощностью 31,5 МВА на открытое распределительное устройство (ОРУ) и далее в энергосистему на подстанцию «Губаха» по одной линии электропередачи напряжением 110 кВ.

Левобережная сопрягающая плотина (левобережное сопряжение) расположена между зданием ГЭС и левым берегом. Представляет собой глухую железобетонную плотину контрфорсно-силосного типа, с засыпкой силосов гравийно-щебнистой массой. Плотина состоит из четырёх отдельных секций, её длина составляет, по разным данным, 77-82 м. В основании плотины выполнен ленточный дренаж.

Подпорные сооружения ГЭС образуют Широковское водохранилище, которое при нормальном подпорном уровне имеет площадь 40,8 км², длину 32,5 км, максимальную ширину 5 км. Полная и полезная ёмкость водохранилища составляет 526 и 363 млн м³ соответственно, что позволяет осуществлять суточное, недельное и сезонное (водохранилище наполняется в половодье и срабатывается в меженный период) регулирование стока. Отметка нормального подпорного уровня водохранилища составляет 206 м над уровнем моря (по Балтийской системе высот), уровня мёртвого объёма — 194,5 м, форсированного подпорного уровня — 208,3 м. В ходе создания водохранилища было затоплено 260 га сельхозугодий.

ИСТОРИЯ:

В начале Великой Отечественной войны на Урал было эвакуировано большое количество промышленных предприятий. Они остро нуждались в электроэнергии. Одним из путей решения проблемы энергоснабжения виделось использование гидроэнергетических ресурсов региона, в связи с чем уже в 1941 году Гидропроект начал изучение рек Урала с целью выявления возможности строительства гидроэлектростанций. К осени 1942 года была подготовлена программа строительства на Урале одиннадцати средних и малых ГЭС общей мощностью 100 МВт, с вводом их в действие в 1943 году. Эта программа встретила возражения академика Б. В. Веденеева, который настаивал на нецелесообразности строительства этих ГЭС вследствие более высоких удельных капитальных затрат по сравнению с расширением существовавших тепловых станций. В то же время, по мнению Госплана СССР, строительство малых и средних ГЭС на Урале представлялось целесообразным по ряду причин, среди которых назывались дефицит топлива в регионе, меньшие (по сравнению с тепловыми станциями) затраты дефицитных материалов на строительство ГЭС, меньшие эксплуатационные затраты ГЭС. В итоге точка зрения Госплана возобладала.

5 ноября 1942 года было подписано постановление Государственного комитета обороны СССР № 2484-с «О строительстве средних и малых гидростанций первой очереди на реках Урала», санкционировавшее возведение пятнадцати малых и трёх средних ГЭС в Уральском регионе с вводом их в работу в конце 1943 года. В числе средних ГЭС было запланировано возведение Широковской ГЭС мощностью 24 МВт, Понышской ГЭС на реке Чусовой мощностью 24 МВт и Вилухинской ГЭС на реке Усьве мощностью 15 МВт. Строительство этих ГЭС возлагалось на НКВД, в качестве их основного оборудования предполагалось использовать гидроагрегаты, эвакуированные с гидроэлектростанций Ленинградской области и Карелии (так, на Широковской ГЭС планировалось смонтировать гидроагрегат с Лесогорской ГЭС).

Проектированием Широковской ГЭС занялся входивший в то время в состав НКВД институт «Гидропроект», коллектив проектировщиков возглавил Н. В. Разин. Строительство станции началось в конце 1942 года с подготовительных работ — возведения железнодорожной ветки, строительной базы, карьеров для добычи песка и гравия, организации временного энергоснабжения стройплощадки. Станция строилась силами заключённых, мобилизованных немцев Поволжья, а с 1944 года — также калмыков, отозванных с фронта после принятия решения о депортации калмыцкого народа. Все они размещались в организованном 27 ноября 1942 года Широковском исправительно-трудовом лагере, численность заключённых в котором доходила до 7,7 тысячи человек. Условия содержания в лагере были тяжёлыми — так, в январе — марте 1943 года заключённые контингент лагеря жили в основном в палатках, большинство которых не имело отопления и других бытовых удобств, что способствовало распространению заболеваний. Питание, учитывая сложности военного времени, было скудным.

С января 1943 года началось строительство основных сооружений станции, которое велось преимущественно вручную. Из-за нехватки рабочей силы, техники и материалов, плохой организации труда строительство станции затянулось, сроки сдачи её в эксплуатацию неоднократно переносились. В 1944 году стала очевидной невозможность одновременного строительства сразу трёх ГЭС, вследствие чего было принято решение о приостановке строительства Понышской ГЭС и концентрации всех ресурсов на возведении Широковской ГЭС (строительство Вилухинской ГЭС, судя по всему, так и не было начато). Проект станции, разработанный Гидропроектом, неоднократно перерабатывался. Осенью 1943 года было решено отказаться от берегового водосброса и заменить его на русловую водосливную плотину, что в 3 раза снижало трудоёмкость работ. Весной 1944 года отказались от монтажа турбины Лесогорской ГЭС (уже доставленный на площадку строительства агрегат был реэвакуирован в Ленинградскую область) в пользу двух новых агрегатов, одновременно было решено увеличить высоту плотины.

В 1944 году на правом берегу было подготовлено основание плотины под кладку камня, началась укладка камня в основание плотины, верховую и низовую перемычки. Укладывался бетон в левобережную плотину, было закончено бетонирование зуба плотины. Началась лесоочистка зоны затопления и перенос из ложа водохранилища населённых пунктов. По состоянию на 1 февраля 1946 года, готовность здания ГЭС составляла 47,7 %, водосброса 70,8 %, плотины 45,8 %. В конце 1946 года была смонтирована спиральная камера первой турбины. В июне 1947 года готовность здания ГЭС возросла до 78 %, водосброса до 88 %, плотины до 95 %, левобережного сопряжения до 86 %. Весной 1947 года было начато заполнение водохранилища, первый гидроагрегат Широковской ГЭС был пущен в декабре 1947 года, второй — 29 апреля 1948 года. В постоянную эксплуатацию станция была принята 16 июня 1949 года.

Всего в ходе строительства Широковской ГЭС была произведена выемка 165 тыс. м³ земельно-скального грунта, насыпь 97 тыс. м³ грунта, а также выполнено 224 тыс. м³ каменной наброски, дренажей и фильтров. Было уложено 67 тыс. тонн бетона и железобетона, смонтировано около 700 тонн металлоконструкций и механизмов. Сметная стоимость строительства Широковской ГЭС в ценах 1936 года составила 118,9 млн рублей.

Широковская ГЭС с момента ввода в эксплуатацию входила в состав районного энергетического управления «Молотовэнерго», в 1962 году переименованного в районное энергетическое управление «Пермэнерго». В 1988 году оно было преобразовано в производственное объединение энергетики и электрификации «Пермэнерго», которое, в свою очередь, в 1992 году было преобразовано в ОАО «Пермэнерго». В 2004 году в рамках реформы РАО «ЕЭС России» Широковская ГЭС, как и ряд других электростанций Пермского края, была выделены из состава «Пермэнерго» в ОАО «Пермская генерирующая компания», которое, в свою очередь, в 2006 году было присоединено к ОАО «ТГК-9». В 2012 году ОАО «ТГК-9» создало дочернюю компанию — ООО «Губахинская энергетическая компания», в состав которой вошли Широковская ГЭС и Кизеловская ГРЭС. В 2014 году, в рамках консолидации активов КЭС Холдинга, ОАО «ТГК-9» было присоединено к ОАО «Волжская ТГК». Программа и схема развития электроэнергетики Пермского края на 2014—2018 годы предполагает вывод ГЭС из эксплуатации в 2015 году.

В ходе эксплуатации Широковская ГЭС была неоднократно модернизирована. В 1974—1989 годах в связи с незатухающими деформациями была произведена реконструкция и усиление каменно-набросной плотины. В 2005 году для гидрогенераторов станции была изготовлена современная система возбуждения, позднее была реконструирована также система автоматики гидротурбин и синхронизации генераторов. Имелись планы замены в 2007—2008 годах гидроагрегатов Широковской ГЭС на новые мощностью по 20 МВт, но они реализованы не были. В 2007 году было заменено рабочее колесо гидротурбины на гидроагрегате № 1 станции, но новое рабочее колесо оказалось с существенными недостатками, в частности, мощность турбины после его замены снизилась на 0,5 МВт. Новое рабочее колесо для гидроагрегата № 2 было изготовлено ОАО «Тяжмаш» в 2013 году.



***********************************************************
Электрическая мощность: 28 МВт
Год ввода в эксплуатацию: 1948 г.
Кол-во сотрудников: 17 человек
Состояние: в эксплуатации
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Мини-ТЭЦ «Белый Ручей»

Мини-ТЭЦ «Белый Ручей» — мини-ТЭЦ, расположенная в посёлке Депо, Вытегорского района, Вологодской области. Входит в состав ОАО «ТГК-2». Мини ТЭЦ является одним из двух крупнейших производителей тепла в Вытегорском районе

Технические характеристики
Выработка электрической и тепловой энергии на мини-ТЭЦ «Белый Ручей» производится по схеме, включающей в себя два паровых котла с кипящим слоем типа Е-25-3,9-440 («ИНЭКО-БЭМ», Москва-Белгород), предназначенных для сжигания разнообразных древесных отходов, и одну паровую турбину типа П-6-35/0,5-1 («КТЗ», Калуга). Котлоагрегат Е-25-3,9-440 с предтопком кипящего слоя обеспечивает эффективное, экономичное и экологически безопасное сжигание высоковлажного и низкокалорийного топлива, обладает высоким КПД (85-90 %).

История
Строительство мини-ТЭЦ началось в 2002 году. Пуск первой очереди мини-ТЭЦ «Белый Ручей» состоялся 3 июля 2006 года. В церемонии открытия приняли участие представители Правительства области, в том числе губернатор Е.В. Позгалёв, руководители района, ТГК-2, министерства экономического развития России[3]. Была начата эксплуатация первого парового котла и турбины, одновременно продолжались работы по монтажу второго котла.
Пробный пуск второго парового котла был произведен 17 августа 2007 года. После его запуска в промышленную эксплуатацию установленная мощность станции достигла 6 МВт.
Мини-ТЭЦ обеспечивает энергией леспромхоз ЗАО «Белый Ручей» и жителей посёлка Депо. Станция рассчитана на использование для производства энергии местных низкокалорийных видов топлива: низкосортной древесины, отходов лесопереработки, торфа. Ввод мини-ТЭЦ частично покрывает энергодефицит Вологодской области за счет возобновляемых видов топлива, решает экологические проблемы утилизации отходов лесопиления.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Кармановская МГЭС

Кармановская МГЭС

В составе Кармановского гидроузла на сбросе из Яузского водохранилища в реку Яузу (Вазузская гидротехническая система). Мощность — 0,1 МВт.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Аргазинская МГЭС

Аргазинская МГЭС

Аргазинская МГЭС расположена на реке Миасс в селе Байрамгулово Аргаяшского района. Использует Аргазинское водохранилище. Строилась с 1939, запущена в 1946, в настоящее время не эксплуатируется. Планируется восстановление ГЭС при мощности 1,35 МВт.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Учкуланская МГЭС

Учкуланская ГЭС

Створ ГЭС на р. Учкулан, в Карачаевском районе. ГЭС построена в 1937 году при мощности 0,2 МВт, в 1987 году реконструирована с увеличением мощности до 0,8 МВт, с 2005 года законсервирована в связи с моральным износом и технической неисправностью оборудования. ГЭС построена по деривационной схеме. В состав сооружений ГЭС входит головное сооружение с водозабором, деривационный канал, напорный трубопровод, здание ГЭС и отводящий канал. В здании ГЭС установлен 1 радиально-осевой гидроагрегат. В настоящее время ГЭС неработоспособна. 11 июля 2007 года ОАО «Карачаево-Черкесская гидрогенерирующая компания» объявила конкурс на разработку проекта восстановления ГЭС с одновременным увеличением ее мощности. Фирма «ИНСЭТ» сообщала, что мощность ГЭС будет составлять 1,2 МВт (1х1, 2х0,1 МВт, пропеллерные гидроагрегаты). В 2008 году проектные работы были завершены, документация внесена на рассмотрение комитета по инвестициям ОАО «РусГидро».

Пуск станции был запланирован на 1 июля 2010 года, однако финансирование проекта реконструкции открыто не было.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Минусинская ТЭЦ

Минусинская ТЭЦ
Установленная электрическая мощность – 85 МВт.
Установленная тепловая мощность – 330,4 Гкал/ч
(включая электрокотельные - 471,4 Гкал/ч ).
Дата основания — 25 декабря 1997 года. В этот день был введен в промышленную эксплуатацию первый энергоблок. Минусинская ТЭЦ, до этого выполнявшая функции котельной, стала вырабатывать электроэнергию. Мощность энергоблока была всего 80 мегаватт, но в 1997 г. это был единственный в России ввод новой мощности.
Сегодня Минусинская ТЭЦ - основной источник тепла в Минусинске, который жители называют горячим сердцем города. Станция снабжает тепловой энергией город Минусинск, поселки Зеленый бор, Ильичево, Шушенское, Тесь.
Оборудование станции включает турбину ПТ-85 с генератором мощностью 120 МВт, энергетический котел производительностью 420 т/ч, 4 котла пусковой пиковой котельной паропроизводительностью по 75 т/ч.
Электростанция может работать как в конденсационном режиме, так и в режиме комбинированной выработки тепла и электроэнергии. В качестве основного топлива используется уголь Ирша-Бородинского разреза, расположенного в 471 км от станции.
Примечание. С 01.02.2011 года в связи с реконструкцией турбины ПТ-80 Минусинской ТЭЦ изменилась установленная электрическая и тепловая мощность станции. Установленная электрическая мощность составляет 85 МВт, установленная тепловая мощность - 330,4 Гкал/ч.


Контактная информация:
Адрес предприятия: Россия, 662600, Красноярский край, г. Минусинск, а/я 531
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Мирнинская ГРЭС

Мирнинская ГРЭС
Мирнинская ГРЭС, работающая на местном газе, выполняет функции резерва и теплоснабжения.
Построенная в 1986 году, станция предназначалась для покрытия дефицита мощности Вилюйской ГЭС в маловодные периоды. Вот уже 22 года она выполняет функции резервного источника электроэнергии для всего района. Ведь, несмотря на полную готовность предприятия к прохождению осенне-зимнего периода, приходится делать скидку на непредвиденные обстоятельства в условиях Крайнего севера. Энергетическое оборудование станции постоянно находится в дежурном режиме, и в случае нештатных ситуаций может быть введено в работу в течение 30-40 минут.
Кроме того, на Мирнинской ГРЭС в 2005 году введена в работу современная электрокотельная суммарной электрической мощностью 12 МВт, тепловой – 10,3 Гкал/ч. Это позволило обеспечить теплом всю промышленную зону вдоль Чернышевского шоссе и три объекта Мирнинской центральной районной больницы.
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Садовая МГЭС

Садовая ГЭС

Введена в строй в 1952 году. Мощность ГЭС — 0,16 МВт. ГЭС построена по деривационной схеме, работает на проточной воде реки Кубань, водохранилища и бассейнов регулирования не имеет. ГЭС не эксплуатируется с 1975 года. Восстановление ГЭС в связи с неисправностью и моральным устареванием оборудования, замена и восстановление которого экономически неэффективно, не планируется. В 2008 году Садовая ГЭС официально прекратила своё существование как электростанция, оставшись на балансе ОАО «Карачаево-Черкесская гидрогенерирующая компания» под наименованием «здание технологическое с подвалом»
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Сенежская МГЭС

Сенежская МГЭС

Мощность станции — 0,06 МВт, построена в конце XIX века при плотине Сенежcкого водохранилища на реке Сестра, восстановлена в 2002 году по проекту ОАО «НИИЭС». В здании ГЭС, совмещенным с донным водовыпуском, смонтированы два вертикальных гидроагрегата с экспериментальными ортогональными турбинами, работающими на напоре 5 м: один мощностью 55 кВт с генератором 4 АИР 250 М8УЗ и один мощностью 5,5 кВт с генератором 4 АИР 132 М8УЗ. Собственник станции — ООО «Солнечногорская ПМК-19».
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Кора-Урсдонская МГЭС

Кора-Урсдонская МГЭС

Место расположения: РСО-Алания, Дигорский район, с. Кора-Урсдон, ул. Хетагурова, б/н
Установленная мощность ГЭС — 0,630 МВт
Среднемноголетняя выработка эл. энергии — 0,83 тыс. кВт·ч/год.
Дата пуска в эксплуатацию первого агрегата — 18 сентября 2000 г.

Основные параметры гидроузла

Состав гидротехнических сооружений:

Головной узел состоит из водоприемника и водосбросных сооружений.
Деривация: открытый деривационный канал с отстойником.
Напорный узел состоит из аванкамеры с регулирующими сбросами и двумя водосбросными отверстиями.
Станционный узел состоит из напорного трубопровода, здания ГЭС и отводящего канала.


Количество гидроагрегатов 2
Установленная мощность, МВт 0,630
Рабочая мощность, МВт 0,1
Среднегодовая выработка, млн кВт·ч 0,8
Число часов использования среднегодовой установленной мощности 1 412

Электромеханическое оборудование

Турбины Тип РО-30-ГФ60 Напор 18,9 м, расход воды 2,15 м3/сек, частота вращения — 500 об/мин

Генераторы Тип CU-2-85/45-12-УЗ Мощность — 0,315 МВт, напряжение — 0,4 кВ

Количество ОРУ (ЗРУ): ЗРУ-10 кВ — 1

**************************************************************************************************************************
[Spoiler (click to open)]Кора-Урсдонская ГЭС расположена в Дигорском районе, у села Кора-Урсдон, на реке Урсдон. Введена в эксплуатацию в 2000 году. Станция построена по деривационной схеме.

Состав сооружений ГЭС:

головной узел, состоящий из водоприемника и водосбросных сооружений;
открытый деривационный канал с отстойником;
напорный узел, состоящий из из аванкамеры с регулирующими сбросами и двумя водосбросными отверстиями;
напорный трубопровод;
здание ГЭС;
отводящий канал;
ЗРУ 10 кВ.

Мощность ГЭС — 0,63 МВт, среднегодовая выработка — 0,8 млн кВт·ч. В здании ГЭС размещены два радиально-осевых гидроагрегата РО-30-ГФ60 мощностью по 0,315 МВт, работающих при напоре 18,9 м при расходе воды через каждую турбину 2,15 м³/сек. Производитель турбин — ОАО «Уралэлектротяжмаш-Уралгидромаш», генераторов — Софринский электромашинный завод
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Московская ТЭЦ-11

Московская ТЭЦ-11

Основные производственные показатели ТЭЦ-11 им. М.Я. Уфаева на 01.01.2011 г.

Установленная электрическая мощность, МВт

330

Выработка электроэнергии, млн. кВт·ч (за год)

2020

Установленная тепловая мощность,  Гкал/ч

1011

Отпуск тепла, тыс. Гкал (за год)

2496





ТЭЦ-11 расположена в Восточном административном округе столицы и снабжает тепловой и электрической энергией промышленные и жилищные застройки. Основной вид топлива – природный газ; резервное – мазут. Доля выработки электрической энергии в компании - 2,77%, доля отпуска тепловой энергии – 2,89%.
Строительство ТЭЦ-11 мощностью 25 МВт было начато в 1931 году. В 1935 году был утвержден проект расширения ТЭЦ до 100 МВт. В период Отечественной войны в 1941 г. котел №4 и турбина №4 были демонтированы, и установленная мощность ТЭЦ снизилась до 75 МВт.
Расширение ТЭЦ-11 проводилось в три этапа. На каждом этапе мощность увеличивалась на 25 МВт и в 1955 г. составляла уже 150 МВт. В 1954 г. ТЭЦ-11 была переведена на сжигание тощего донецкого угля. В 1958 г. разработано проектное задание на расширения ТЭЦ-11 до мощности 300 МВт. Энергетические котлы и турбоагрегаты были введены в эксплуатацию в 1965 году, а водогрейные котлы в 1969 году. В 1988 г. основным видом топлива для ТЭЦ становится газ, резервным мазут. В 1988 г. введен в эксплуатацию блок мощностью 80 МВт. В 1989 и 1993 году выполнено техническое перевооружение турбоагрегатов мощностью 50 и 100 МВт, которые были введены в эксплуатацию в 1964-1965 гг. Их мощность доведена до 60 и 110 МВт соответственно. В 1991-1992 гг. был демонтирован закрытый топливный склад и часть топливоподачи, и на их месте установлены два водогрейных котла КВГМ-180 тепловой мощностью 180 Гкал/час.
В соответствии с планом капитального строительства в период с 1996 года по 2002 год введены в эксплуатацию газорегулирующий пункт (ГРП) №2 производительность 100 тыс. м3, дымовая труба №4, эстакада токопроводов связи главного корпуса и ГРУ-10кВ. В 1 квартале 2002 года введен в эксплуатацию новый блок мощностью 80 мВт с турбиной ПТ-80/100-130/13 (ЛМЗ) и котлом ТГМЕ-436 (ТКЗ) паропроизводительностью 500 т/час. В результате дальнейшей реконструкции электростанции заменены все трансформаторы. Введены в эксплуатацию автоматизированные системы коммерческого учета: газа (АСКУГ), тепла с сетевой водой (АСКУ-ТСВ пусковой комплекс). Выполнена реконструкция ГРУ-10 кВ и градирни ст. №5. Ведутся подготовительные работы для обеспечения в ближайшие годы строительства нового химического цеха и нового промводопровода от Черкизовской системы водоснабжения. На сегодняшний день установленная электрическая мощность станции составляет 330 МВт, а тепловая 1011Гкал/час.

Адрес: 111024, г. Москва, шоссе Энтузиастов, д.32
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Киришская ГРЭС

Филиал ПАО «ОГК-2» - Киришская ГРЭС

Установленная электрическая мощность 2 595 МВт
Установленная тепловая мощность 1 234 Гкал/ч
Численность сотрудников 836 чел.
Используемое топливо Газ
187110, Российская Федерация, Ленинградская обл., г. Кириши, шоссе Энтузиастов

Киришская ГРЭС - крупнейшая тепловая электростанция Объединенной энергетической системы (ОЭС) Северо-Запада. Киришская ГРЭС осуществляет поставку электроэнергии широкого спектра напряжений от 0,4 до 330 кВ на оптовый рынок и собственным потребителям. Также является поставщиком тепловой энергии (технический пар различных параметров и горячая вода), оказывает услуги по поставке обессоленной, химически очищенной и технической воды, кислорода.

КиГРЭС по сути состоит из трех электростанций – теплофикационной (ТЭЦ – теплоэлектроцентраль) и конденсационной (КЭС – конденсационная электростанция), а также станции парогазового цикла (ПГУ-800).

Преимущество Киришской ГРЭС заключается в способности регулировать частоту и мощность в энергосистеме. По сути, КиГРЭС, являясь главным регулятором в центральной части объединенной энергетической системы, обеспечивает ее надежную работу.

********************************************
Общая характеристика

Киришская ГРЭС Киришская ГРЭСосуществляет поставку электроэнергии широкого спектра напряжений от 0,4 до 330 кВ на оптовый рынок и собственным потребителям. Также, станция является поставщиком тепловой энергии (технический пар различных параметров и горячая вода), оказывает услуги по поставке обессоленной, химически очищенной и технической воды, кислорода.

Технические характеристики Киришской ГРЭС:
Установленная электрическая мощность Киришской ГРЭС составляет 2600 МВт, в том числе 1500 МВт на КЭС (конденсационная часть), 800 МВт на ПГУ (парогазовая установка) и 300 МВт на ТЭЦ (теплофикационная часть). Установленная тепловая мощность станции составляет 1,234 тыс. Гкал/ч. Оборудование Киришской ГРЭС приспособлено к быстрому набору нагрузки в период дефицита мощности в системе, а также к ее быстрому сбросу в периоды системного избытка мощности, что позволяет станции принимать участие в системном регулировании.

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ):
ТЭЦ ориентирована на поставки энергоресурсов в основном на локальный рынок и предназначена для обеспечения электрической и тепловой энергией Киришской промзоны и г.Кириши. На теплофикационной части установлено 6 котлоагрегатов типа ТГМ-84 паропроизводительностью по 420 т/час; 6 турбоагрегатов типа ПТ-50-130/7 (2 ед.), ПТ-60-130/13 (2 ед.), Р-40-130 (2 ед.) с генераторами типа ТВФ-60-2 (3 ед.), ТВФ-63-2 (3 ед.); 2 пиковых водогрейных котла типа КВГМ-100. Параметры острого пара теплофикационного оборудования: давление – 130 кг/см2, температура- 545 оС. Суммарная мощность турбоагрегатов – 300 МВт.

ТЭЦ отпускает тепловую энергию в паре и воде по системе трубопроводов, а электроэнергию по десяти ЛЭП-110 кВ а также линиям 35 и 6 кВ. Энергоснабжение г. Кириши обеспечивается двумя линиями 35 кВ, энергоснабжение ООО «КИНЕФ» обеспечивается от генераторного распределительного устройства на напряжении 6 кВ (ГРУ – 6 кВ) и от открытого распределительного устройства на напряжении 110кВ (ОРУ – 110 кВ). Основными потребителями тепловой энергии являются КИНЕФ (75%) и город Кириши (20%).

Конденсационная электростанция (КЭС):
КЭС Киришской ГРЭСМашинный зал КЭС ориентирована на поставки электрической энергии и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется для системного регулирования в ОЭС Северо-Запада. Конденсационная часть Киришской ГРЭС состоит из пяти энергоблоков мощностью 300 МВт каждый. Три из них представляют дубль-блоки (турбины К-300-240 ЛМЗ с котлами ТГМП-114), два - моноблоки (турбины К-300-240 ЛМЗ с котлами ТГМП-324А и ТГМП-324).

На энергоблоках №№ 1,2,4,5 установлены турбопитательные насосы типа СВПТ-340-1000 ЛМЗ, на блоке №3 – ПТН-1150-340-М.

Вода для технических нужд и охлаждения конденсаторов турбин подается по блочной схеме на энергоблоки №№1-4 циркнасосами типа ОП-5-110 КЭ, на энергоблоке № 5 - циркнасосами типа ОП3-110 КЭ.
Турбины №№ 1,2,4 имеют основной и пиковый бойлеры. Сетевая вода, нагреваемая в них, используется для отопления всех помещений ГРЭС. Сетевые насосы являются общими для всей системы отопления.

Имеется связь между КЭС и ТЭЦ по мазуту, пару 7 и 13 кгс/см2 и другим потокам.

До 2000 года в котлах сжигался только мазут марки М-100. В августе 2000 года блоки №№3 и 4 были переведены на сжигание газового топлива. 22 марта 2004 года блок №6 переведен на сжигание газового топлива: газификация КЭС завершена.

Конденсационная часть выдает электроэнергию по пяти ЛЭП-330 кВ, а также по ЛЭП-110 кВ через автотрансформаторы, связывающие два открытых распределительных устройства (ОРУ-330 кВ и ОРУ-110 кВ).

ПГУ-800Парогазовая установка (ПГУ)
ПГУ-800 Киришской ГРЭС ориентирована на поставки электрической энергии и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется для системного регулирования в ОЭС Северо-Запада. Парогазовая установка состоит из паровой турбины К-245-13,3 мощностью 240 МВт, двух самых современных газовых турбин SGT5-4000F – каждая мощностью по 279 МВт (производства Siemens), с двумя новейшими котлами-утилизаторами П-132.

ПГУ-800 Киришской ГРЭС, является уникальным объектом. Впервые в истории отечественной электроэнергетики проведена масштабная модернизация существующего энергоблока (блок №6 КЭС), позволившая значительно увеличить его мощность и коэффициент полезного действия.

Комплекс вспомогательных производств (КВП):
В состав КВП входят три подразделения.

Участок водоподготовки
Участок водоподготовки КВП химводоочисткаявляется основным производством КВП, которое методом непрерывного ионного обмена из воды р. Волхов производит глубоко обессоленную воду для подпитки котлоагрегатов станции. Водоподготовительная установка состоит из химводоочистки первой очереди (ХВО-1) производительностью 750 т/ч и химводоочистки второй очереди (ХВО-2), производительностью 1500 т/ч.
ХВО-1 была пущена в 1964 году и предназначена для восполнения потерь пара и конденсата теплофикационной и конденсационной частей станции, подпитки теплосети, приготовления химочищенной воды для котлов-утилизаторов НПЗ.
ХВО-2, запущенная в 1977 г, предназначена для восполнения потерь пара и конденсата теплофикационной части станции.
В октябре 2009 года завершилась реконструкция водоподготовительной установки ХВО-2. ВПУ Киришской ГРЭС - крупнейшая в России водоподготовительная установка глубокого обессоливания воды по противоточной технологии мощностью 1500 т/ч, при этом качество очистки воды значительно превысит российские нормы. Основной функцией является – обеспечение химически очищенной водой завод глубокой переработки нефти ООО «КИНЕФ». Кроме того, реконструкция установки улучшит экологическую обстановку района.

Участок по ремонту оборудования комплекса вспомогательных производств
Основная функция участка - ремонт всего оборудования, входящего в КВП.

Участок производства газов (входит в состав КВП с 21 июня 2004 г.)
Участок состоит из: кислородной станции, компрессорной и участка по нейтрализации отмывочных вод. Кислородная станция обеспечивает выпуск кислорода в баллонах для собственных нужд и сторонним потребителям. Общестанционная компрессорная производит сжатый воздух для проведения ремонтных работ.
С 1 марта 2005 г. в КВП вошел участок по нейтрализации отмывочных вод кислотных промывок и отмывочных вод регенеративных воздухоподогревателей. Задача участка – нейтрализация сточных вод станции в бассейне нейтрализации.

История создания

Строительство Киришской ГРЭС началось в 1961 году, для чего 15 мая 1961 года было организовано строительное управление Киришской ГРЭС, а уже 3 июля того же года – дирекция будущей электростанции во главе с первым директором В.И. Басковым.

Выбор площадки для будущей электростанции был неслучаен. Ставилась задача решить проблему дефицита энергетической мощности в Северо-Западном регионе страны и оживить экономику Киришского района Ленинградской области, сильно пострадавшего в годы Великой Отечественной войны. Киришский район Ленинградской области оптимально удовлетворял всем необходимым условиям для возведения ГРЭС и нефтеперерабатывающего комплекса: близость к крупному потребителю — Санкт-Петербургу, большие водные ресурсы реки Волхов и удобные площадки для промышленного строительства.

Когда в 1963 году первые строители пришли на израненную войной землю, здесь не было ни жилья, ни подъездных путей к строительной площадке будущей электростанции. Всюду виднелись следы минувших боев, земля была начинена невзорвавшимися минами и снарядами.

На комсомольскую стройку, которая была объявлена в Киришах, съехались строители и энергетики со всей страны. Строители электростанции жили в рабочем поселке Лесной. По воспоминаниям первостроителей – это было трудное, но очень интересное время: «Мы строили не электростанцию, мы строили будущее».

В 1965 году состоялся успешный пуск первых энергетических агрегатов теплофикационной части ГРЭС.
В 1971 году была завершена первая очередь строительства ГРЭС. К этому моменту были введены в действие 3 котлоагрегата ТЭЦ и 4 блока КЭС.
Вторая очередь строительства позволила к 1983 году увеличить установленную электрическую мощность Киришской ГРЭС до 2100 МВт.
Ввод в эксплуатацию в 2012 году самой мощной в России парогазовой установки (ПГУ-800) является третьей очередью строительства, установленная электрическая мощность станции возросла до 2600 МВт.
Сегодня Киришская ГРЭС является крупнейшей тепловой электростанцией Северо-Запада и важнейшим элементом энергосистемы региона.

Хронология строительства Киришской ГРЭС:

15 мая 1961 года Образование строительного управления Киришской ГРЭС.
Январь 1963 года Начало работ по строительству главного корпуса 1-й очереди.
2 октября 1965 года Пуск первых энергетических агрегатов теплофикационной части ГРЭС, котлоагрегата производительностью 420 т/час пара и турбины мощность 50 тыс. кВт типа ПТ-50-130/7.
1967 год Начало строительства главного корпуса блочной (конденсационной) части.
25 декабря 1969 года Пуск первого энергоблока мощностью 300 тыс. кВт на конденсационной части ГРЭС. Это первый «трехсоттысячник» в системе «Ленэнерго».
30 марта 1975 года С пуском 6 энергоблока завершено строительство конденсационной части ГРЭС (6 энергоблоков по 300 МВт каждый)
27 сентября 1979 года Введена в эксплуатацию последняя турбина типа Р-50-130, ТЭЦ установленная мощность Киришской ГРЭС достигла 2120 МВт.
16 августа 1999 года Введен в эксплуатацию пусковой комплекс № 1 по переводу блоков №№ 3 и 4 на сжигание газового топлива. Дан старт проекту полномасштабной газификации станции.
9 декабря 2002 года Председателем правления РАО «ЕЭС России» А.Б. Чубайсом принято решение об учреждении ОАО «Киришская ГРЭС».
16 марта 2004 года С переводом энергоблока №6 на сжигание газового топлива завершена газификация конденсационной части электростанции.
21 декабря 2004 года Пуском котлоагрегата №2 завершены работы по переводу теплофикационной части Киришской ГРЭС на газовое топливо.
29 марта 2006 года РАО «ЕЭС России» утвердило перечень первоочередных площадок для ввода генерирующих мощностей, расположенных в 19 регионах РФ, испытывающих дефицит энергопотребления. Строительство ПГУ-800 на Киришской ГРЭС включено в перечень приоритетных проектов ОЭС Северо-Запада.
28 сентября 2006 года Завершена реорганизация ОАО «Киришская ГРЭС» в форме присоединения к Открытому акционерному обществу «Шестая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» (ОАО «ОГК-6»). Права и обязанности Общества перешли к ОАО «ОГК-6». Киришская ГРЭС работает в качестве филиала ОАО «ОГК-6».
17 апреля 2008 года На Киришской ГРЭС вбита первая свая в основание здания новой парогазовой установки (ПГУ-800). Железобетонная конструкция в поперечном сечении 400x400 мм и общей длиной 22 м вошла в землю на 20,2 м.
12 октября 2009 года Филиал ОАО «ОГК-6» Киришская ГРЭС завершил работы по внедрению системы автоматического регулирования частоты и мощности (САРЧМ) на энергоблоках №№ 1-5. Установка САРЧМ значительно повысила оперативность реагирования на негативные факторы и увеличила надежность функционирования Единой энергосистемы.
Октябрь 2009 года Завершена реконструкция водоподготовительной установки на Киришской ГРЭС. Это самая мощная в российской энергетике установка производительностью 1500 т/час противроточной технологии, при этом качество очистки воды значительно превышает российские нормы. Выполненные работы были проведены в рамках договора об осуществлении технологического присоединения завода глубокой переработки нефти ООО «КИНЕФ», заключенного на основании «Соглашения о стратегическом сотрудничестве» между энергокомпанией, Правительством Ленинградской области и ОАО «Сургутнефтегаз».
Декабрь 2010 года Завершена реконструкция открытых распределительных устройств 110 кВ (ОРУ-110), которая позволит обеспечить надежное энергоснабжение потребителя первой категории - завода глубокой переработки нефти ООО «КИНЕФ». Выполненные работы были проведены в рамках договора об осуществлении технологического присоединения завода глубокой переработки нефти ООО «КИНЕФ», заключенного на основании «Соглашения о стратегическом сотрудничестве» между энергокомпанией, Правительством Ленинградской области и ОАО «Сургутнефтегаз».
1 ноября 2011 года В результате слияния ОАО «ОГК-6» и ОАО «ОГК-2» Киришская ГРЭС вошла в состав ОАО «ОГК-2».
23 марта 2012 года На Киришской ГРЭС введен в эксплуатацию самый мощный парогазовой энергоблок в России (ПГУ-800). В торжественных мероприятиях приняли участие Председатель Правительства РФ Владимир Путин, Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер, заместитель Председателя Правительства РФ Игорь Сечин, Министр экономики РФ Сергей Шматко, Полномочный представитель Президента РФ в Северо-Западном федеральном округе Николай Винниченко, губернатор Ленинградской области Валерий Сердюков.

*********************************************
Киришская ГРЭС (официально — Филиал ОАО «ОГК-2» — Киришская ГРЭС) — крупнейшая тепловая электростанция ОЭС Северо-Запада. Расположена в городе Кириши Ленинградской области, на реке Волхов, в 150 км на юго-восток от города Санкт-Петербург.

Установленная электрическая мощность ГРЭС на конец 2013 года составляет 2595 МВт (в том числе 300 МВт — теплофикационная часть), тепловая — 1234 Гкал/ч.

Проектным видом топлива являлся мазут, впоследствии энергетические и водогрейные котлы были переведены на сжигание природного газа. В настоящий момент мазут является резервным и растопочным топливом.

Оборудование Киришской ГРЭС приспособлено к быстрому набору нагрузки в период дефицита мощности в системе, а также к ее быстрому сбросу в периоды системного избытка мощности, что позволяет станции принимать участие в системном регулировании.

ГРЭС обеспечивает теплоснабжение и горячее водоснабжение города Кириши, а также снабжает тепловую энергию предприятиями промышленного, строительного и сельскохозяйственного профиля. Киришская ГРЭС поставляет более 43 % тепла от общего объема, реализуемого станциями ОАО «ОГК-2».

КЭС Киришской ГРЭС ориентирована в основном на поставки электрической энергии и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется для системного регулирования в ОЭС Северо-Запада. Конденсационная часть Киришской ГРЭС состоит из шести энергоблоков мощностью 300 МВт каждый. Три из них представляют дубль-блоки турбин К-300-240 ЛМЗ с котлами ТГМП-114), три — моноблоки турбин этого типа с котлами ТГМП-324А и ТГМП-324.

На энергоблоках № 1,2,4,5 установлены турбопитательные насосы типа СВПТ-340-1000 ЛМЗ, на энергоблоке № 6 — типа ПН-1135-340 и на блоке № 3 — ПТН-1150-340-М.

До июня 2004 года в котлах сжигался только мазут марки М-100. 7 июня 2004 года был осуществлен пуск на газе блока № 3. 16 марта 2004 года блок № 6 переведен на сжигание газового топлива, газификация КЭС была завершена. В конце 2011 года блок № 6 был включен в состав ПГУ-800 с увеличением его мощности на 500 МВт.

ТЭЦ ориентирована на поставки энергоресурсов в основном на локальный рынок и предназначена для обеспечения электрической и тепловой энергией Киришской промзоны и города Кириши. На теплофикационной части установлено 6 котлоагрегатов типа ТГМ-84 паропроизводительностью по 420 т/час, турбоагрегаты типа: ПТ-50-130/7 (2 ед.), ПТ-60-130/13 (2 ед.), Р-40-130 (2 ед.) с генераторами типа ТВФ-60-2, 2 пиковых водогрейных котла типа КВГМ-100. Параметры теплофикационного оборудования: давление — 130 кг/см2, температура — 545 С. Суммарная мощность турбоагрегатов — 300 МВт.

По состоянию на 2011 год, парогазовый энергоблок ПГУ-800 Киришской ГРЭС является самым мощным блоком этого типа в РФ. В основу работы блока положен цикл трёх давлений, позволяющий (согласно проекту) достичь электрического КПД 55,5 % (КПД существующего парового цикла 34,8 %).

По проекту проведена надстройка существующей паровой турбины шестого блока Киришской ГРЭС мощностью 300 МВт двумя газовыми турбинами мощностью по 279 МВт каждая с двумя котлами-утилизаторами барабанного типа. На существующей паровой турбине шестого энергоблока проведена реконструкция с учетом ее использования в составе парогазовой установки (ПГУ). При работе в составе ПГУ установленная мощность паровой турбины составляет около 260 МВт.

Парогазовая установка состоит из паровой турбины К-245-13,3 мощностью 240 МВт, двух газовых турбин SGT5-4000F мощностью 279 МВт каждая с двумя котлами-утилизаторами П-132.

****************************************************
Киришская ГРЭС является крупнейшей тепловой электростанцией Объединенной энергетической системы Северо-запада. Электростанция расположена в городе Кириши Ленинградской области.

С1-го ноября 2011-го года Киришская ГРЭС входит в состав Оптовой генерирующей компании № 2 (ОАО «ОГК-2»).

Установленная электрическая мощность ГРЭС равна 2600 МВт, а тепловая 1234 Гкал/ч. В 2012-ом году станция выработала 5.988 млн. кВт∙ч электрической энергии и 2.691 тыс. Гкал тепловой энергии. После модернизации в 2012-ом году, в рамках которой была проведена масштабная модернизация блока № 6 и введена парогазовая установка ПГУ-800, удельный расход условного топлива ГРЭС составил 265 грамм на кВт∙ч (из которых 233 г/кВт∙ч приходятся на новую силовую установку). Что касается энергоблока № 6, который был запущен в 1975-мо году, то его КПД вырос с 38 до 55%, а удельный расход условного топлива уменьшился почти на 32%. С 2009-го по 2012-ый год коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) станции не превышал 31%.

Киришская ГРЭС, по сути, состоит из трех электростанций: теплофикационной (ТЭЦ, теплоэлектроцентраль), конденсационной (КЭС, конденсационная электростанция) и недавно построенной станции парогазового цикла (ПГУ-800).

Главная задача КЭС Киришской ГРЭС заключается в поставках электрической энергии и мощности на оптовый рынок. Конденсационная часть станции состоит из 6 энергоблоков по 300 МВт каждый (3 дубль-блока с турбоагрегатами К-300-240 ЛМЗ и котлами ТГМП-114, а также 3 моноблока с такими же турбинами и котловыми агрегатами ТГМП-324А/ТГМП-324).

До июня 2004-го все котлы КЭС работали только на мазуте марки М-100, однако 7-го числа того же месяца блок № 3 был переведен на природный газ. 16-го марта 2004-го года на газовом топливе начал работать энергоблок № 6, после чего газификация станции была завершена. В конце 2011-го года 6-ой энергоблок был включен в состав парогазовой установки ПГУ-800.

Теплоэлектроцентраль Киришской ГРЭС занимается поставками энергии в основном на локальный рынок, а также обеспечивает электричеством и теплом Киришскую промышленную зону и город Кириши. ТЭЦ включает в себя 6 котловых агрегатов ТГМ-84 (паропроизводительность 420 т/ч), турбоагрегаты 2хПТ-50-130/7, 2хПТ-60-130/13 и 2хР-40-130, а также генераторы ТВФ-60-2 и 2 пиковых водогрейных котла КВГМ-100.

Постановление № 1543 о строительстве ТЭС было принято Советом Министров РСФСР 26-го декабря 1961-го года. Строительные работы начались в том же году, а ввод в эксплуатацию первого блока первой очереди ТЭЦ состоялся 2-го октября 1965-го года. Строительство первой очереди станции была завершено в 1967-ом году. Блок № 1 КЭС был пущен в 1969-ом году, а блок № 6 – в 1975-ом.

В 2006-ом году было принято решение о строительстве на Киришской ГРЭС парогазовой установки мощностью 800 МВт (ПГУ-800). В качестве газовых турбин для этого блока решено было использовать SGT-5-4000F производства Siemens (мощностью 279 МВт каждая). Их установили на блок № 6, в состав которого после модернизации входила паровая турбина К-245-13,3 (мощность 240 МВт) и 2 котла-утилизатора П-132, после чего его общая мощность была увеличена до 800 МВт.

Пуск блока состоялся 23-го марта 2012-го года. По состоянию на 2013-ый год парогазовый энергоблок ПГУ-800 Киришской ГРЭС являлся самым мощным блоком этого типа в России.

Электрическая мощность: 2 595 МВт
Тепловая мощность: 1 234 Гкал/ч
Годовая выработка электричества: 5 988 млн. кВт*ч
Кол-во сотрудников: 812 человек
Основное топливо: газ
Вспомогательное топливо: мазут
Состояние: в эксплуатации
Адрес: 187110, Российская Федерация, Ленинградская обл., г. Кириши, шоссе Энтузиастов
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Волжская ГЭС

Волжская ГЭС

Волжская ГЭС — крупнейшая гидроэлектростанция Волжско-Камского каскада и Европы. Ее установленная мощность составляет 2639,5 МВт.

Гидроэлектростанция является важным звеном Единой энергетической системы России и соединена с нею высоковольтными линиями электропередачи напряжением 220 и 500 кВ переменного тока и 800 кВ постоянного тока.

Волжская ГЭС предназначена для покрытия пиковой части графика нагрузки в ЕЭС России.

Эксплуатационные и технико-экономические показатели гидроэлектростанции

Среднегодовая выработка электроэнергии, млрд кВт·ч 11,1
Число часов использования среднегодовой установленной мощности 4000-4500
Расход электроэнергии на собственные нужды, % 0,2

Проект Волжской гидроэлектростанции разработан Всесоюзным институтом «Гидропроект» имени С.Я. Жука с участием других проектных организаций.

Характеристика района расположения Волгоградского гидроузла

Гидроузел основных сооружений Волжской ГЭС расположен в нижнем течении реки Волги, севернее г. Волгограда.

Средний многолетний расход в створе гидроузла — 7 960 м³/с. Максимальный зарегистрированный расход воды достигал 59 000 м³/с (1926 г.). В маловодные годы летом естественные расходы воды в реке снижались до 1 800 м³/с, а в отдельные дни ледостава — до 500 м³/с. Расчетный максимальный расход воды в естественных условиях для нормальных условий эксплуатации гидроузла принят равным 63 000 м³/с (с вероятностью 0,1%).

Основанием гидротехнических сооружений гидроузла служат глины, мелкозернистые пески и сцементированный песчано-глинистый грунт алеврит.

Характеристика гидроузла

Компоновка основных гидротехнических сооружений гидроузла определяется особенностями геологического строения створа.

Русло Волги перекрыто земляной плотиной. К ней слева (если смотреть со стороны верхнего бьефа) примыкает здание гидроэлектростанции. Перед зданием ГЭС расположено сороудерживающее сооружение. С левой стороны к зданию ГЭС примыкает бетонная водосливная плотина. Пойма реки между водосливной плотиной и левым берегом перекрыта левобережной земляной плотиной. Судоходные сооружения расположены у левого берега.

В состав сооружений гидроузла также входят: постоянные железнодорожный и шоссейный переходы, открытые распределительные устройства напряжением 220 и 500 кВ.

Длина напорного фронта гидроузла, м 4900
в том числе по бетонным сооружениям 1600
Напор на сооружения (максимальный), м (при пропуске половодья вероятностью 0,1 %) 15,3
Суммарная водопропускная способность сооружений гидроузла при НПУ, м³/с 63060
в том числе: через здание ГЭС 31980
через водосливную плотину 30850
Водохранилище, созданное напорными сооружениями гидроузла, имеет следующие размеры:
объем полный, млн м3 31450
объем полезный, млн м3 8250
площадь зеркала, км2 3117

Водохранилище рассчитано на суточное регулирование с недельным циклом. В паводковый период гидроэлектростанция работает в базисе графика электрической нагрузки энергосистемы, а излишки воды сбрасываются через водосливную плотину.

Электротехнические сооружения

Выдача мощности с гидроэлектростанции производится на напряжении 220 и 500 кВ переменного тока и 800 кВ постоянного тока.

Связь повышающих трансформаторов с ОРУ 220 кВ осуществляется маслонаполненными кабелями. Выводы из здания ГЭС на ОРУ 500 кВ выполнены воздушными линиями.

Подстанция постоянного тока состоит из последовательно соединенных шестифазных выпрямительных мостов на выпрямленное напряжение 100 кВ каждый. Средняя точка на стороне постоянного тока присоединена к заземлителю, что позволяет использовать электропередачу постоянного тока как две независимые полуцепи с напряжением полюсов относительно земли 400 кВ.

Электроснабжение потребителей региона осуществляется на напряжении 220 кВ. С объединенной энергосистемой Центра гидроэлектростанция связана двумя линиями электропередачи 500 кВ; максимальная мощность передачи — 1500 тыс. кВт.

На напряжении 800 кВ постоянного тока осуществляется связь с энергосистемой Украины; мощность передачи — 360 тыс. кВт.

Строительство гидроэлектростанции

[Spoiler (click to open)]Подготовительные работы были начаты в конце 1950 г. Под защитой перемычек в сухих котлованах возводилось здание ГЭС, водосливная плотина, судоходный шлюз и пойменный участок земляной плотины. Одновременно способом гидромеханизации велись работы по устройству подводящих и отводящих каналов. Пропуск расходов воды в реке и судоходство в этот период осуществлялись через основное русло Волги, стесненное перемычками. После окончания всех работ по подводным частям сооружений котлованы были затоплены (23 октября 1958 г.).

Основное русло Волги шириной около 1000 м перекрывалось в две очереди: сначала было произведено сужение русла отсыпкой банкета с оставлением прорана шириной 300 м, а затем (31 октября — 1 ноября 1958 г.) был перекрыт проран. Расходы воды в это время осуществлялись через водопропускные отверстия бетонных сооружений.

В декабре 1958 г. были введены в эксплуатацию первые три гидроагрегата. В 1959 г. было смонтировано 9 гидроагрегатов и в течение 1960 г. — остальные, кроме последнего, опытного.

Создание напорного фронта гидроузла было завершено в течение 1959—1960 гг., и 17 июня 1960 г. водохранилище было наполнено до нормального подпорного уровня.

Торжественное открытие гидроэлектростанции состоялось 10 сентября 1961 г.

Уникальность

Крупнейшая в 1961 году в мире гидроэлектростанция — выдающееся энергетическое сооружение, великолепный образец инженерно-строительной и архитектурной творческой мысли была воздвигнута в рекордно короткие сроки. Первый грунт в котловане для будущей гидроэлектростанции был вынут в 1952 г. А в декабре 1958 года уже был пущен первый гидроагрегат. Мировая практика сооружения электростанций не знала подобных объемов и темпов работ.

В ходе сооружения ГЭС и ее эксплуатации немало различных сложных строительных и инженерно-технических задач решались по-новому.

Впервые в мировой практике советские специалисты обосновали возможность сооружения крупных гидроузлов на нескальных основаниях.

Высокие темпы строительства стали возможны потому, что установка гидроагрегатов велась более укрупненными узлами. Это позволило сократить время на монтаж одной турбины с 60 до 49 суток.

Волжская ГЭС — первая гидроэлектростанция в мире, где была разработана быстродействующая система возбуждения гидрогенераторов с применением управляемых преобразователей. Она позволила решить проблемы передачи энергии на большие расстояния.

Модернизация

В июле 2014 года на Волжской ГЭС после реконструкции введен в эксплуатацию гидроагрегат №21, на котором заменили гидравлическую турбину и генератор, вспомогательное оборудование, тиристорную систему возбуждения, систему автоматики и управления. Новая турбина обладает улучшенными техническими характеристиками, что в перспективе позволит увеличить мощность агрегата на 10,5 МВт. Обновление оборудования проводится в соответствии с Программой комплексной модернизации (ПКМ) РусГидро.

В рамках технического перевооружения Волжской ГЭС в период с 1998 по 2013 гг. гидроэнергетики заменили первые 12 турбин. Гидроагрегат №21 модернизирован уже по новому долгосрочному договору между «РусГидро» и «Силовыми машинами». Условия контракта предполагают замену 10 гидротурбин и 22 генераторов. Генеральный подрядчик отвечает также за демонтаж старого и монтаж нового оборудования, шеф-монтаж и пуско-наладку. Таким образом, к настоящему времени на станции заменено 13 гидротурбин и 1 генератор. Все 22 гидроагрегата Волжской ГЭС планируется заменить к 2021 году.

Программа комплексной модернизации Волжской ГЭС рассчитана на период до 2025 года. На ее реализацию запланировано 58,4 млрд руб. Кроме замены гидроагрегатов на принципиально новые, ПКМ включает в себя: модернизацию систем автоматического управления гидроагрегатов; комплексную модернизацию оборудования ОРУ-500 кВ; реконструкцию ОРУ 220 кВ. Будут заменены силовые трансформаторы 220 и 500 кВ, затворы водосливной плотины и другое гидромеханическое оборудование.

ПКМ позволит значительно повысить надежность и эксплуатационные характеристики оборудования, а также увеличить установленную мощность Волжской ГЭС на 147 МВт (относительно конца 2011 года – начала реализации ПКМ). В итоге в результате технического перевооружения и комплексной модернизации к концу 2025 года установленная мощность крупнейшей ГЭС в Европе вырастет до 2744,5 МВт относительно проектной величины (2541 МВт).

Проектирование, Строительство и Эксплуатация ГЭС

Опыт возведения на глинистых и песчаных грунтах крупных бетонных напорных гидросооружений (канала имени Москвы, Свирских и Верхневолжских ГЭС) и полученные к началу 1950-х годов результаты исследований по проекту Куйбышевского гидроузла, обосновавшему возможность строительства на песчаном основании мощной бетонной водосливной плотины, позволили спроектировать использование водных ресурсов Нижней Волги с учетом строительства ГЭС на любых нескальных грунтах.

При выборе створа Сталинградского гидроузла были приняты во внимание особенности Волго-Ахтубинской поймы — ее затопление нанесло бы крупный ущерб сельскому хозяйству, в связи с чем, в первую очередь, изучались условия возведения гидроузла выше Волгограда, в непосредственной близости к городу, который после восстановления вновь становился крупнейшим промышленным центром страны.

Было намечено построить Сталинградский гидроузел, имеющий на тот момент более выгодные по сравнению с Саратовским водно-энергетические показатели.

6 августа 1950 г. на основании разработанной Гидропроектом схемы использования нижнего течения Волги было принято, а 31 августа опубликовано постановление Совета Министров СССР №3555 о сооружении в створе выше г. Сталинграда ГЭС мощностью 1,7 млн кВт с НПУ 30,0 и выработкой около 10 млрд кВт·ч электроэнергии в средний по водности год. Как и вотношении других волжских и камских гидроузлов, предусматривалось, что при строительстве Волжской ГЭС будут комплексно решены вопросы энергетики, водного речного и железнодорожного транспорта, а также орошения.

17 августа 1950 г. в соответствии с приказом № 0558 МВД СССР для обслуживания работ Сталинградгидростроя был создан Ахтублаг. Сталинградстрой и лагерь при нем возглавил знаменитый гидростроитель, начальник восстановления Днепровской ГЭС, генеральный директор 2 ранга электростанций Федор Георгиевич Логинов.

ГЭС проектировалась специализированными отделами Гидропроекта, судоходные шлюзы — его ленинградским отделением. Параллельно с проектными работами в научно-исследовательском секторе Гидропроекта и на открытой модели гидроузла — так называемой «малой ГЭС», построенной у подножия знаменитого Мамаева кургана в Сталинграде в пропорции 1:150, были развернуты исследования по выбору компоновки основных сооружений, производству работ по перекрытию русла Волги, гашению энергии в нижнем бьефе и др.

Поскольку Волгоградский гидроузел проектировался с учетом опыта, накопленного в ходе строительства и начальной эксплуатации Волжской ГЭС имени В.И. Ленина, проектировщикам удалось избежать многих «подводных камней» и принять ряд рациональных решений. Не случайно в 1956—1957 гг., после смерти Сталина и расформирования Ахтублага на строительство гидроузла, объявленное ударной комсомольской стройкой, потянулись вольнонаемные, в основном, с Куйбышевгидростроя. Во многом этому способствовала политика руководителя строительства. Впервые в истории отечественного гидростроения на Сталинградской ГЭС отказались от строительства временного жилья.

В 1950—1951 гг. силами заключенных Ахтублага начались разработка котлованов будущих гидросооружений, строительство Волго-Ахтубинского канала и жилья для вольнонаемных строителей гидроузла.

В мае 1951 г. проектное задание ГЭС было представлено в правительство. Экспертную комиссию Госстроя СССР возглавил доктор техн. наук, проф. К.А. Михайлов. А 3 мая 1952 г. Совет Министров СССР утвердил проектное задание Сталинградского гидроузла, в составе сооружений: ГЭС с 17 гидроагрегатами общей мощностью 1,785 млн кВт и выработкой электроэнергии около 10,0 млрд кВт·ч в средний по водности год (с дополнительным блоком для установки в дальнейшем 18-го гидроагрегата); бетонной и земляной плотин с устройством по ним железнодорожной и автомобильной дорог через Волгу; двух линий двухкамерных бетонных шлюзов с камерами 290x30 м и глубиной на порогах 4 м; Волго-Ахтубинского канала для обводнения р. Ахтубы, часть которой перекрывалась сооружениями гидроузла.

Проектным заданием предусматривалось также сооружение высоковольтных ЛЭП напряжениям 400, 220 и 110 кВ.

5 сентября 1954 г. в основание Сталинградского гидроузла уложен первый кубометр бетона.

Под защитой перемычек в сухих котлованах началось возведение здания ГЭС, водосливной плотины, судоходного шлюза и пойменного участка земляной плотины. Одновременно способом гидромеханизации велись работы по устройству подводящих и отводящих каналов.

В ноябре 1954 г. Ф. Г. Логинова назначают министром строительства электростанций. В 1956 г. стройку возглавил А.П. Александров, переведенный со строительства Куйбышевской ГЭС.

В проектировании и сооружении гидроузла приняли участие 11 ведущих научно-исследовательских институтов страны, а в общей сложности (помимо Гидропроекта и его филиалов) около 100 проектных институтов, НИИ, учебных заведений и заводских конструкторских бюро. Академия наук СССР неоднократно проводила на строительстве заседания по конкретным вопросам гидротехнического строительства.

В техническом проекте, утвержденном 21 сентября 1956 г. коллегией Министерства строительства электростанции СССР, предусматривалось вместо 18 гидроагрегатов мощностью по 105 тыс. кВт каждый установить 22 агрегата (в 1957—1958 гг., опираясь на результаты энергетических и кавитационных исследований, проведенных на крупномасштабной модели гидроузла, и натурных испытаний, установленных к тому времени гидротурбин Волжской ГЭС им. В.И. Ленина, была выявлена возможность повысить мощность гидроагрегатов со 105 до 115 тыс. кВт, что увеличило установленную мощность Волгоградской ГЭС до 2563 тыс. кВт). Было предложено также построить отдельное сороудерживающее сооружение, а низкий машинный зал полуоткрытого типа заменить закрытым.

Впоследствии, с учетом опыта эксплуатации Куйбышевской ГЭС, в проекте Волгоградского гидроузла было дополнительно внесено строительство рыбопропускных сооружений: рыбоподъемника и межшлюзовой ГЭС с тремя гидроагрегатами общей мощностью 33,0 тыс. кВт.

Благодаря упрощению конструкций основных сооружений гидроузла и некоторым другим решениям в ходе рабочего проектирования удалось снизить его сметную стоимость на 7%. На удешевлении строительства сказался и новый партийный курс — «на устранение... всякого рода архитектурных излишеств и внедрение индустриальных методов строительства». Из проекта были убраны башни, шпили, скульптуры и прочие «украшения».

Из Технического отчета о проектировании и строительстве Волжской ГЭС им. ХХII съезда КПСС: «При строительстве Волжской ГЭС имени В.И. Ленина мощностью 2,3 млн кВт одновременно прокладывались линии электропередачи напряжением 400 кВ Куйбышев - Москва и напряжением 500 кВ Куйбышев - Урал. Это позволило объединить энергосистемы Центра, Поволжья и Урала и повысило надежность их работы. Однако в дальнейшем эти действующие гидроэлектростанции не смогут покрывать пиковую и полупиковую зоны суточных графиков нагрузок в Единой энергетической системе Европейской части СССР как в средние по водности, так и в маловодные годы. Значительную долю этой работы должна была взять на себя Волжская ГЭС имени XXII съезда КПСС, которая обеспечит замену около 3,2 млн кВт мощности тепловых электростанций и станет крупнейшим регулятором мощности в Единой энергетической системе Европейской части СССР.

Для нормальной эксплуатации гигантского энергообъединепия Европейской части СССР и поддержания в нем постоянной частоты переменного тока требуется специальный резерв мощности. Значительную долю резервных функций в системе должна выполнять Волжская ГЭС имени ХХП съезда КПСС. Суммарный резерв мощности на ней, необходимый для поддержания частоты гака и замены при необходимости агрегатов, работающих в Единой энергетической системе тепловых электростанций, мог достигать, по данным проектных проработок, 400-500 тыс. кВт (в маловодные годы)...

Таким образом, Волжская ГЭС имени XXII съезда КПСС является не только крупнейшей гидроэлектростанцией Волжске Камского каскада, но до ввода в эксплуатацию Братской ГЭС на Ангаре была также в самой мощной гидроэлектростанцией в мире».

23 октября 1958 г. после возведения бетонных сооружений гидроузла и окончания навигации были затоплены котлованы. Волга перекрывалась в две очереди: сначала отсыпкой банкета было сужено основное русло, затем был перекрыт 300-метровый проран. 31 октября в 10 часов вечера Волга была перекрыта.

Чтобы ускорить ввод ГЭС на полную мощность, проектировщики и строители сделали немало нововведений. Так, при строительстве Волжской ГЭС, впервые в стране разработаны и применены вибрационные машины (катки, погружатели, молоты), крупноблочные и крупнопанельные керамзито-бетонные конструкции, гидровибробурение скважин и многие другие новые в гидростроительстве механизмы и технологии. Машинный зал (длиной свыше 730, шириной 24 и высотой 27 м) был полностью выполнен из сборного железобетона. Арматурные металлоконструкции. Гидроагрегаты и другое технологическое оборудование монтировались крупными элементами. При этом уровень комплексной механизации земляных, бетонных и монтажных работ составил 97—100%. На монтажной площадке и в двух первых секциях ГЭС был организован поточный метод монтажа нескольких агрегатов одновременно. Не случайно, уже в декабре 1958 г. при частично наполненном водохранилище были пущены три первые гидроагрегата с диаметром рабочего колеса турбины 9,3 м, удостоенные в том же году Большого приза на Всемирной выставке в Брюсселе.

Именно 1958 год в истории строительства Сталинградского гидроузла был самым напряженным и ответственным. Если еще точнее, то время с 23 октября по 22 декабря. В этот короткий промежуток спрессовано несколько исторических событий: затопление котлована, перекрытие Волги и, наконец, пуск первых гидроагрегатов ГЭС.

Практически одновременный, да еще и досрочный пуск агрегатов на год раньше установленного правительством срока создавал дополнительные трудности. Требовалась не только круглосуточная работа тысяч людей, но и неординарные организационные меры, технические решения.

По предложению главного инженера Сталинградгидростроя К. С. Иванова монтаж гидроагрегатов был начат с пятого, а место, отведенное под первый, второй, третий и четвертый, использовано для расширения монтажной площадки. Это позволило вести укрупнительную сборку всех трех агрегатов одновременно. Собственно, монтаж как таковой пусковых гидроагрегатов начался в августе 1958 года укрупненными узлами весом до 730 тонн. Напряженно работали строители, монтажники «Гидромонтажа», «Спецгидроэнергомонтажа» и «Гидроэлектромонтажа». Без их ударного труда успех был бы невозможен.

Заводы-изготовители не поспевали за строителями, не могли обеспечить поставку проектного оборудования. В их числе был и Запорожский трансформаторный завод силовых трансформаторов, Всесоюзный электротехнический институт, изготовлявший, выпрямители ИВС-500, необходимые для возбуждения генераторов.

Из тупикового положения вышли так: приняли решение выдачу электроэнергии в Сталинградскую энергосистему произвести через временную группу силовых трансформаторов (поставка «Сталинградэнерго»), а возбуждение генераторов осуществить от машинных возбудителей.

Только 5 декабря платформы с электрооборудованием для машинного возбуждения были поданы на монтажную площадку, монтаж начался немедленно.

И вот наступило 15 декабря 1958 года. Пятый агрегат и схема выдачи от него электроэнергии в Сталинградскую энергосистему подготовлены для пуска. Под шатром - столпотворение. Здесь собрались строители, монтажники, наладчики, эксплуатационники, руководители стройки, корреспонденты. Под вспышки фотообъективов и стрекот телекамер начальник электроцеха СГЭС А. А. Милютин поворачивает ключ управления - и 1400-тонная махина вращающихся частей гидроагрегата, словно нехотя, сдвинулась и стала медленно набирать обороты... Сталинградская ГЭС дала свой первый электрический ток! Сколько радости, аплодисментов, поздравлений!..

Но торжество было недолгим. Следивший за режимом работы гидроагрегата В. В. Охрименко с тревогой стал замечать повышение температуры подпятника. Когда она достигла аварийной отметки 90 градусов, он доложил об этом главному инженеру СГЭС М. А. Иванову.

Что делать? Ситуация экстраординарная. М. А. Иванов принимает самостоятельное решение: термоконтроль отключить. И агрегат продолжает работать уже без термоконтроля!

И только после праздничного мероприятия гидроагрегат остановили, подпятник демонтировали и приняли немедленные меры для его восстановления. Оказалось, всему причиной - некачественное масло и большое удельное давление на подпятник.

Подобного допустить в будущем ни в коем случае было нельзя. И на следующих гидроагрегатах - шестом и седьмом - ванны подпятников залили турбинным маслом марки УТ, а не компрессорным, как прежде, а также более тщательно выполнили шабровку и притирку на баббитовых сегментах подпятников.

22 декабря 1958 года в 23 часа 45 минут пущен в эксплуатацию агрегат № 6, 24 декабря - агрегат № 5 после восстановления подпятника и 30 декабря - агрегат № 7.

«В первой половине 1959 года напряжение работ на строительной площадке не уменьшилось, так как к апрелю надо было подготовить к постоянной эксплуатации судоходные сооружения, - писал впоследствии начальник строительства Сталинградской ГЭС А.П. Александров. – В первом квартале 1959 года пришлось форсировать работы по судоходным сооружениям: шлюзам, аванпорту, креплениям откосов низового судоходного канала… Одновременно велись работы на всех сооружениях напорного фронта гидроузла с целью доведения их до начала весеннего половодья до отметки +27,00 м. Этот уровень был определен из условия пропуска паводка обеспеченностью 5% (47800м³/с) через 26 пролетов водосливной плотины с порогом, пониженным на 8 м против проектного, а также водосбросы и работающие агрегаты ГЭС. Предполагалось, что отметка воды в водохранилище при пропуске весеннего паводка будет 24 м.

Отличительной особенностью этого этапа явилось и наибольшее развитие работ по монтажу гидросилового и электротехнического оборудования. В 1959 году было смонтировано и введено в промышленную эксплуатацию 9 агрегатов вместо 5 по государственному плану. Достигнутая на Сталинградгидрострое высокая интенсивность монтажа гидроагрегатов способствовала выполнению обязательств коллектива гидростроителем смонтировать и ввести в эксплуатацию в 1960 году Волжскую ГЭС на полную проектную мощность за исключением одного опытного гидроагрегата.

Строительство сооружений, формирующих напорный фронт гидроузла со стороны верхнего бьефа до проектной отметки, было завершено в мае 1960 г. Уровень воды в водохранилище впервые достиг проектной отметки 17 июня 1960 г.

9 декабря 1960 года коллектив Сталинградгидростроя выполнил свои обязательства. К этому сроку все агрегаты ГЭС были введены в эксплуатацию. ГЭС достигла мощности 2415 тыс. кВт и стала крупнейшей электростанцией мира».

9 сентября 1961 г. ГЭС, работавшая уже на полную мощность, была принята государственной комиссией. По этому случаю в Волжском и Сталинграде состоялся всенародный праздник, очень похожий на торжества по случаю пуска Куйбышевской ГЭС.

За успешное выполнение задания по строительству ГЭС и большие достижения в развитии отечественного гидростроительства Управление строительства «Волгоградгидрострой» и «Гидропроект» им. С.Я. Жука были награждены орденами Ленина.

Орденами и медалями СССР отмечены 2013 проектировщиков и гидростроителей. Начальник строительства А.П. Александров стал дважды Героем Социалистического Труда. Звания героев были удостоены: главный инженер проекта Сталинградского гидроузла А.В. Михайлов, первый главный инженер Сталинградгидростроя А.Я. Кузнецов, электролинейщик треста «Волгоэлектросетьстрой» А.В. Деньжонков, бригадир комплексной бригады бетонщиков И.Г. Демейко, шофер Я. К. Музыка и бригадир И.П. Стриженок.

С 15 сентября по 10 октября 1961 г. правительственная комиссия под председательством президента Академии строительства и архитектуры СССР В.А. Кучеренко детально освидетельствовала все предъявленные к сдаче сооружения и устройства гидроузла.

В апреле 1962 г. Совмин СССР рассмотрел выводы правительственной комиссии и утвердил акт приемки сооружений гидроузла в промышленную эксплуатацию. Было отмечено, что ввод в эксплуатацию Волжской ГЭС имени XXII съезда КПСС имеет большое значение для развития обширных и важных районов страны, играет решающую роль в энергоснабжении Москвы, Нижнего Поволжья и Донбасса и объединяет между собой крупные энергосистемы Центра, Поволжья и Юга, а через Волжскую ГЭС им. В.И. Ленина объединяет эти энергосистемы с энергосистемами Урала и Татарии. Железнодорожный и автодорожный переходы через Волгу, проложенные через сооружения гидроузла, обеспечивают кратчайшую связь районов Поволжья между собой и с районами Прикаспия и Средней Азии. В результате образования Волгоградского водохранилища коренным образом улучшились условия судоходства па большом участке Волги и появились широкие возможности для орошения и обводнения засушливых земель Заволжья и Прикаспия.

Уже в 1962 г. Волжская ГЭС выработала более 10,9 млрд кВт·ч, или около 98% проектной выработки электроэнергии. По расчетам авторов технического отчета экономическая эффективность ГЭС для энергетики доказана. Вырабатываемая ею электроэнергия в 9 раз ниже себестоимости энергии ТЭС Центра и Поволжья, которые пришлось бы построить в 1955 —1960 гг. при отсутствии ГЭС, их создание освободило народное хозяйство от капиталовложений в строительство ТЭС и топливных баз на сумму 470 млн руб., к тому же известно, что замена ТЭС на ГЭС позволяет ежегодно экономить до 5 млн т дальнепривозных донецких углей.

Экономическая эффективность гидроузла в целом без учета трудного для оценки влияния на рыбное хозяйство будет возрастать из года в год, и к 1966—1967 гг. капитальные вложения по Волгоградскому гидроузлу будут покрыты.

Масштабы крупнейшей в мире ГЭС поражали не только советских людей. Иностранцы, побывавшие на строительстве и на открытии ГЭС, не скрывали своего интереса к опыту ее возведения и эксплуатации. Не случайно, Волжская ГЭС долгие годы служила испытательным полигоном для электротехнического и гидромеханического оборудования строившихся сибирских и зарубежных ГЭС.

В настоящее время Волжская ГЭС на правах филиала входит в состав ОАО «РусГидро» (до 25 июня 2008 года компания носила наименование ОАО «ГидроОГК»). Филиал был создан на основании решения Совета директоров ОАО «ГидроОГК» 9 января 2008 года в результате реорганизации ОАО «Волжская ГЭС».

Приоритетом работы Волжской ГЭС является обеспечение надежности работы станции и безопасности ее сооружений. Для чего эксплуатационный персонал станции с момента ввода ГЭС в эксплуатацию регулярно проводит инструментальный и визуальный контроль состояния сооружений (натурные наблюдения) и необходимый комплекс ремонтно-восстановительных работ.

Кроме того, один раз в пять лет проводится комплексная проверка состояния сооружений гидроузла и организации надзора за ними. На ее основании в 2014 году Волжская ГЭС в очередной раз получила разрешение на эксплуатацию гидротехнических сооружений станции (ГТС) сроком на пять лет.

Результаты регулярных наблюдений и исследований свидетельствуют о том, что общее состояние сооружений Волжской ГЭС в настоящее время достаточно надежно, хотя и требует постоянного контроля и своевременного проведения ремонта, восстановления или реконструкции отдельных частей сооружений, конструкций и оборудования.

Программа комплексной модернизации Волжской ГЭС рассчитана на период до 2025 года. На ее реализацию запланировано 58 млрд руб. Среди наиболее значимых работ ПКМ – замена гидроагрегатов на принципиально новые номинальной мощностью 125,5 МВт вместо прежних 115 МВт. К 1 июля 2014 года на Волжской ГЭС заменено 12 из 22 гидротурбин. Оставшиеся 10 турбин и 22 генератора планируется заменить к 2021 году.

ПКМ позволит значительно повысить надежность и эксплуатационные характеристики оборудования, а также увеличить установленную мощность Волжской ГЭС до 2744,5 МВт (проектная мощность 2541 МВт).
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Хямекоски МГЭС-21

Хямекоски МГЭС-21

Дата постройки станции неизвестна. К СССР она отошла в 1940 г., а по датам изготовления оборудования, установленного на ГЭС, можно судить, что постройка сооружений производилась в 1900–1905 гг. В здании ГЭС было установлено 5 гидроагрегатов шведского производства фирмы ASEA 1903 года выпуска. Хямекоски ГЭС была восстановлена после войны по проекту, выполненному Гипробумом в 1946–1948 гг. Основные работы по восстановлению и капитальному ремонту гидросооружений проводились в 1949-1950 гг., однако точные объемы работ неизвестны. Единственным достоверным фактом является то, что ремонтировался головной узел и стенки деривационного канала.

*********************************************************************************************************
Расположена на реке Янисйоки, у дер. Хямекоски Питкяранского района. Пущена в 1903 году. Мощность ГЭС — 2,68 МВт.

В здании ГЭС установлено 4 гидроагрегата (ещё один гидроагрегат в настоящее время неработоспособен и частично демонтирован). Гидроагрегаты горизонтальные, оснащены двухколёсными радиально-осевыми турбинами, работающими на расчётном напоре 11,3 м. На гидроагрегатах № 2,4 и 5 смонтированы турбины фирмы KMW (Швеция), выпуска 1943 года, на гидроагрегате № 3 — турбина производства ЗАО ПГ «Проминдустрия», выпуска 2008 года. Турбины приводят в действие гидрогенераторы G-185 мощностью по 0,9 МВт, шведского производства фирмы ASEA, произведены в 1916 году. 25 июля 2009 года введён в эксплуатацию после реконструкции гидроагрегат № 3 мощностью 0,9 МВт

*************************************************************************************************************
Хямекоски ГЭС расположена на реке Янисйоки в трех километрах от ее истока из озера Янис-Ярви у поселка Хямекоски на западе Республики Карелия. С 2003 года станция организационно входит в группу малых ГЭС Каскада Сунских ГЭС вместе с другими малыми гидроэлектростанциями региона: Питкякоски ГЭС, Игнойла ГЭС, Харлу ГЭС, Пиени-Йоки ГЭС и Суури-Йоки ГЭС.

Малые ГЭС (мощностью до 25 МВт) были возведены на территории Приладожья в конце девятнадцатого — первой половине двадцатого века (до 1940-х годов), в то время, когда этот район был в составе Великого княжества Финляндского. После окончания Зимней войны (1939 —1940 годы) ГЭС отошли к СССР, однако одни из них оказались частично разрушены, на других установленные шведские гидроагрегаты не имели рабочей документации. Поэтому советские техники были вынуждены осваивать иностранное оборудование непосредственно на практике.

По датам изготовления оборудования, установленного на ГЭС, можно судить, что постройка сооружений производилась в 1903 году. Техническую базу составляли пять гидроагрегатов шведского производства ASEA. После Великой Отечественной войны ГЭС Хямекоски была восстановлена по проекту института «Гипробум», выполненному в 1946 — 1948 годах. Основные работы по восстановлению и капитальному ремонту головного узла и стенок деривационного канала проводились в 1949 — 1950 годах, однако точные объемы неизвестны. В 1963 — 1968 годах по разработкам «Ленгидропроекта» гидростроители провели торкретирование и бетонирование стен деривационного канала, реконструировали машинный зал.

Состав оборудования

Установленная мощность Хямекоски ГЭС — 3,58 МВт. Среднегодовая выработка станции -14,94 млн. кВтч.
Мощность ГЭС сопоставима, например, с мощностью 81 тягового электродвигателя китайских автомобилей Wheego Life.

Тип оборудования (шт.) Типоразмер Мощность, МВт Год
Турбина (3) РО 0,88 1903,реконструкция -1946
Турбина (1) РО 0,9 2009
Генератор (3) Синхронный 0,9 1903,реконструкция -1946
Генератор (1) Синхронный 0,9 2009
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Егорлыкская ГЭС-1

Егорлыкская ГЭС-1



************************************

Егорлыкская гидроэлектростанция (Егорлыкская ГЭС-1) — ГЭС на реке Егорлык, у с. Сенгилеевское Шпаковского района Ставропольского края. Строительство станции начато в 1956 году, ГЭС введена в эксплуатацию в 1962 году. Режим работы — пиковый по установленному графику. Входит в состав группы Сенгилеевских ГЭС каскада Кубанских ГЭС.

Гидроэлектростанция построена по приплотинной схеме. Состав сооружений ГЭС:

земляная плотина максимальной высотой 33 м и длиной по гребню 960 м;
подводящий канал;
водоприёмник;
два металлических напорных трубопровода;
здание ГЭС;
отводящий канал;
водосброс с водоприёмником башенного типа и отводящим каналом;
ОРУ 110 кВ.

Мощность ГЭС — 30 МВт, среднегодовая выработка — 80 млн кВт·ч. В здании ГЭС установлено 2 вертикальных гидроагрегата с пропеллерными турбинами ПР40/587а-в-330 (диаметр рабочего колеса 3,3 м) работающих при расчётном напоре 29,3 м, с гидрогенераторами ВГС525/99-28 мощностью по 15 МВт. Производитель гидротурбин — харьковский завод «Турбоатом», генераторов — «Уралэлектротяжмаш». Выдача электроэнергии в энергосистему осуществляется через ОРУ 110 кВ, выполненное как одинарная система шин 110 кВ, 2 линии 110 кВ, 5 масляных выключателей ВМТ-110Б. Напорные сооружения ГЭС образуют небольшое Егорлыкское водохранилище полным объёмом 111 млн.м³ и полезным объёмом 95 млн.м³ (отметка НПУ — 222 м). Егорлыкская ГЭС-2 спроектирована институтом «Укргидропроект». Собственник станции — ОАО «РусГидро», Егорлыкская ГЭС организационно входит в состав её филиала «Каскад Кубанских ГЭС».

С целью выравнивания расходов в реке Егорлык, ниже ГЭС создано небольшое буферное водохранилище, к плотине которого позднее была пристроена Егорлыкская ГЭС-2 мощностью 14,2 МВт (пущена в 2010 году).

**********************************************************

Егорлыкская ГЭС расположена на территории Шпаковского района Ставропольского края на 72-м километре Невинномысского канала, режим работы — пиковый по установленному графику. ГЭС — деривационного, приплотинного типа.
Длина — 31,5 м; ширина — 18,86 м; высота от пола машзала — 14 м; строительная высота — 32 м. В машзале размещено оборудование: мостовой кран г/п 100/20 т для ремонта оборудования.
В подводной части расположены: спиральные камеры, отсасывающие трубы, дренажная галерея. Выходное сечение отсасывающей трубы имеет размеры 7,5х3,4 м. С нижнего бьефа предусмотрены пазы для установки ремонтных затворов. Затворы плоские скользящие двухсекционные, обслуживаются подвесной тележкой г/п 2х5 т.На Егорлыкской ГЭС установлено 2 генератора, установленная мощность — 30 МВт.

Пиковый Напорная деривация
Установленная мощность ГЭС, МВт 30
Количество гидроагрегатов 2
Единичная мощность 15
Среднемноголетний сток в створе гидроузла, км3 1,2
Напор ГЭС (напор брутто) Максимальный, м 31,2
Расчетный, м 29,3
Минимальный, м 29,3

Основные параметры оборудования
Год пуска первого агрегата 1961
Год пуска последнего агрегата 1962
Дата приемки объекта государственной комиссией 1962
Гидротурбина
типоразмер турбины ПР40/587а-в-330 изготовитель ХТГЗ
год изготовления 1996; 2000
максимальная мощность при Hmax, МВт 19
номинальная частота вращения, об/мин 214,3
Гидрогенератор тип ВГС525/99-28 год изготовления 1961 изготовитель УЭТМ, г. Свердловск
активная мощность, МВт 15
напряжение, кВ 10,5
Выработка электроэнергии
Среднегодовая, тыс. кВт·ч 80 000
Среднемноголетняя, тыс. кВт·ч 87 027

Пристанционное ОРУ-110 кВ, выполненное как одинарная система шин 110 кВ, 2 линии 110 кВ, 5 масляных выключателей (ВМТ-110Б).
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Московская ТЭЦ-12

Московская ТЭЦ-12

Основные производственные показатели ТЭЦ-12 на 01.01.2011 г.

Установленная электрическая мощность, МВт

418

Выработка электроэнергии, млн. кВт·ч (за год)

2571

Установленная тепловая мощность,  Гкал/ч

2031

Отпуск тепла, тыс. Гкал (за год)

3455



ТЭЦ-12 расположена в р-не Дорогомилово Западного административного округа Москвы, филиал ТЭЦ-12 – ТЭЦ-7 расположен в Пресненском р-не, Центрального административного округа Москвы. Основной вид топлива – газ, резервный – мазут. Основной задачей ТЭЦ-12 является надежное энергоснабжение центральных районов города. На долю ТЭЦ-12 приходится 4,26% выработки электроэнергии и 4.86% отпуска тепла из общего количества энергии по компании.
Первый энергоблок ТЭЦ-12 (первоначально Фрунзенская ТЭЦ) мощностью 25 МВт был введен в эксплуатацию 14 июня 1941 года. Но уже 16 октября 1941 года, в связи с началом Великой Отечественной войны, турбогенератор ТЭЦ-12 пришлось остановить. В годы войны на территории станции работали мастерские, в которых изготавливались передвижные электростанции для фронта. После войны в результате реконструкции мощность ТЭЦ-12 достигла 110 МВт. А через пять лет было решено увеличить мощность станции до 220 МВт. В 1970 году к ТЭЦ-12 в качестве филиала была присоединена ТЭЦ-7. В 1981 году Минэнерго СССР утвердило технический проект реконструкции ТЭЦ-12 с доведением мощности 440/460 МВт электрической и 1900 Гкал/ч тепловой энергии.
На ТЭЦ-12 постоянно проводится реконструкция и модернизация оборудования с целью повышения надежности и экономичности работы станции. На всех уровнях внедряются автоматизированные системы контроля и управления технологическими процессами производства энергии, объединенные сетью в единую систему. Для работы в условиях «рынка электроэнергии» на ТЭЦ-12 внедряются автоматизированные системы коммерческого учета качества и объемов отпуска тепло- и электроэнергии (АСКУ ТЭ и АИИСКУЭ). В 2002 году на ТЭЦ-12 была произведена реконструкция химводоочистки № 1, предусматривающая замену устаревшего оборудования и внедрение на объекте новой американской технологии обессоливания воды U.P.C.O.R.E. Этот метод предполагает упрощение процесса обессоливания воды - замену трехступенчатой технологии на двухступенчатую. После реконструкции расход химических реагентов сократился в целом на 50%. В 2007 годуна ТЭЦ-12 начаты работы по расширению станции с установкой ПГУ-блоков. В настоящее время ведутся работы подготовительного периода для строительства энергоблока мощностью 400-450 МВт. Ведется реконструкция ГРУ-10кВ с заменой устаревшего оборудования. В 2008 году выполнена модернизация турбины типа ПТ-80 с увеличением тепловой и электрической мощности.


Адрес: 121059, г. Москва, Бережковская наб., д.16
ZAVODFOTO.RU

ВСЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ / Тамбовская ТЭЦ

Тамбовская ТЭЦ
Тамбовская ТЭЦ – расположена в г.Тамбов.

Наименование подразделения

Установленная эл. мощность, МВт

Установленная тепловая мощность, Гкал/час

Тамбовская ТЭЦ

235

947


История
Год ввода в эксплуатацию 1954.
24 апреля 1954 года введен первый котел, и дал промышленный ток первый турбогенератор мощностью 16 МВт. По завершению в том же году строительства и монтажа 1 очереди, электрическая мощность станции увеличилась до 30,5 МВт, тепловая выработка составила 72 Гкал/час.
С вводом первой, а затем последующих очередей ТЭЦ начались масштабные работы по теплофикации областного центра. Ведь развитие города, строительство нового жилья невозможно без обеспечения качественного энергоснабжения. В 1959 году начато строительство первой тепломагистрали. Спустя год, жилые дома по ул. Мичуринской получили долгожданное тепло.
Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ позволило закрыть сотни котельных и значительно снизить себестоимость производства теплоэнергии. Сегодня к ее тепловым сетям подключено порядка 65% всех потребителей Тамбова.
93 год был важным периодом для Тамбовской ТЭЦ. В ноябре этого года введен первый в составе четвертой очереди водогрейный котел тепловой мощностью 180 Гкал/час. Вместе с котлом введены новые сетевые насосы, коллекторная, тепловой пункт, получила развитее схема теплофикационных сетевых трубопроводов большой пропускной способностью 700-1000 мм. Несколькими годами позже в строй будет введена турбина ПТ-40. Это позволит увеличить установленную мощность станции еще на 15 МВт.
В настоящее время энергетическое сердце Тамбова бьется с установленной мощностью уже 235 МВт и тепловой выработкой 947 Гкал/час. Тамбовская теплоэлектроцентраль является самым крупным производителем электроэнергии и поставщиком тепловой энергии для потребителей областного центра. Работа ТЭЦ сегодня покрывает 30% потребностей тамбовской области в электроэнергии. Основным видом топлива на станции является газ. Резервным – мазут.