Русская Википедия:Бурейская ГЭС

Материал из Онлайн справочника
Перейти к навигацииПерейти к поиску

Шаблон:Электростанция Буре́йская ГЭС — гидроэлектростанция, расположенная на реке Бурее, в Амурской области у посёлка Талакан. Крупнейшая электростанция на Дальнем Востоке России. Водохранилище ГЭС расположено на территории двух субъектов федерации — Амурской области и Хабаровского края. Является верхней ступенью Бурейского каскада ГЭС. Имея установленную мощность 2010 МВт, Бурейская ГЭС входит в десятку крупнейших гидроэлектростанций России. В 2011 году Бурейская ГЭС была выведена на полную мощность, а в декабре 2014 года станция была полностью сдана в постоянную эксплуатацию. Собственником Бурейской ГЭС является ПАО «РусГидро»[1].

Природные условия

Основные сооружения Бурейской ГЭС расположены на реке Бурее в Талаканском створе, расположенном в 174,5 километрах от устья Буреи. Ближайшая станция железной дороги, Бурея Забайкальской железной дороги находится в 80 километрахШаблон:Sfn.

В районе Бурейского гидроузла характерна верхнепалеозойская гранитная интрузия, с рыхлыми отложениями неоген-четвертичного возраста. Количество и величина трещин и микротрещин в указанных гранитах варьируется, но в целом их водопроницаемость низка. Вторичные изменения в породе наблюдаются в незначительной степени, в основном это разрушение минералов внутри горных пород из-за тектонических движений и выветривание. Указанные граниты, в основном имеют монолитный внешний облик и постоянный минеральный и петрографический состав. На левом склоне, в районе примыкания плотины, обнаружено пятно многолетнемёрзлых породШаблон:Sfn.

Гидроузел расположен в пределах единого тектонического блока. Выявленные разрывные нарушения подразделяются на зоны III, IV и более высоких порядков. В створе гидроузла преимущественно распространены тектонические зоны и крупные трещины северо-западного простирания, в основном крутопадающиеШаблон:Sfn. Фоновая сейсмичность составляет 8 баллов при повторяемости 1 раз Шаблон:S лет.

Площадь водосбора Буреи в створе Бурейской ГЭС составляет 65 200 км². Среднемноголетний расход воды реки в створе ГЭС — 866 м³/с, годовой объём стока 27,4 км³, модуль стока — 13,3 л/с·км². Питание Буреи на 70 % состоит из сезонных муссонных дождей, в весенне-осенний период через створ проходят от 3 до 15 кратковременных паводков с подъёмом воды до 14 м. Максимальный расход воды во время паводка наблюдался в реке 7 июня 1972 года и составлял 14 500 м³/с, минимальный — 7 августа 1954 года Шаблон:S. Максимальный расчётный паводок обеспеченностью 1 % составляет Шаблон:SШаблон:SfnШаблон:Sfn[2].

Климат в районе расположения ГЭС сочетает в себе черты муссонного и резко континентального. В зимние месяцы устанавливается морозная и ясная погода, снежный покров невелик. Среднегодовая температура в районе ГЭС отрицательная Шаблон:S. Среднемесячная температура июля равна Шаблон:S (абсолютный максимум равен Шаблон:S), а в январе составляет Шаблон:S (абсолютный минимум равен Шаблон:S). Заморозки наблюдаются в течение всего тёплого времени года, за исключением июля. Переход температур через 0° происходит в середине октября и апреляШаблон:SfnШаблон:Sfn.

Конструкция станции

Бурейская ГЭС представляет собой мощную высоконапорную гидроэлектростанцию приплотинного типа. Конструктивно сооружения ГЭС разделяются на плотину, здание ГЭС, открытое распределительное устройство (ОРУ) и здание элегазового комплектного распределительного устройства (КРУЭ). В гидроузле отсутствуют судопропускные сооружения, в связи с чем речные суда через него проходить не могут. Ниже гидроэлектростанции расположен её контррегулятор — Нижне-Бурейская ГЭС мощностью Шаблон:S, составляющий с Бурейской ГЭС единый технологический комплекс. Бурейская ГЭС и Нижне-Бурейская ГЭС спроектированы институтом «Ленгидропроект»Шаблон:Sfn[3]. Строительство Нижне-Бурейской ГЭС позволило снять все ограничения в режиме работы Бурейской ГЭС, обеспечивая допустимые режимы изменения уровня воды в нижнем течении Буреи и в среднем течении Амура[4].

Плотина

Файл:BureyaHPP5.jpg
Бурейская ГЭС. Вид с правого берега

Напорный фронт Бурейской ГЭС образует железобетонная гравитационная плотина, устойчивость и прочность которой обеспечивается собственным весом с опорой на скальное ложе реки. Железобетонная гравитационная плотина длиной 744 м, высотой 140 м состоит из водосливной части длиной 180 м, станционной части длиной 144 м, левобережной глухой части длиной 195 м и правобережной глухой части длиной 225 м. Максимальный статический напор — 122 м. Плотина разделена радиальными температурно-осадочными швами через Шаблон:SШаблон:Sfn. Она сложена из трёх видов бетона: верхняя часть выполнена из высококачественного вибрированного бетона, центральная часть — из малоцементного укатанного бетона, а низовая грань — из вибрированного морозостойкого бетона. В качестве основного противофильтрационного элемента предусмотрена глубокая цементационная завеса по оси плотины в сочетании с дренажом низовой части основанияШаблон:Sfn. Благодаря цементации, фильтрационные расходы в основании плотины составляют Шаблон:S по сравнению с проектным расходом Шаблон:S[5]. Круглогодичная укладка в больших объёмах укатанного бетона является одной из особенностей плотины. В общей сложности, в плотину было уложено Шаблон:S бетона, из него Шаблон:S укатанногоШаблон:Sfn. Использование такого составного профиля является отличительной особенностью конструкции плотины Бурейской ГЭС по сравнению с другими гравитационными плотинами, построенными в СССР. Удельный расход бетона на тонну гидростатического давления равен 0,7 — это минимальное значение из всех, построенных в СССР[6].

В станционной части плотины размещены 6 постоянных водоприёмников, а также 3 временных (к настоящему времени забетонированы) водоприёмника, использовавшиеся в период работы первых трёх гидроагрегатов станции на пониженных напорах. За профиль плотины выступают 6 стальных обетонированных водоводов внутренним диаметром 8,5 м каждый. Водоприёмники ГЭС оборудованы сороудерживающими решётками, ремонтными и аварийно-ремонтными затворами. Маневрирование аварийно-ремонтными затворами осуществляется индивидуальными гидроприводами, а решётки и ремонтные затворы обслуживаются козловым краном. Для работы на пониженных напорах использовались 3 временных водоприёмника с неизвлекаемыми сороудерживающими решетками и аварийно-ремонтными затворами с гидроприводамиШаблон:SfnШаблон:SfnШаблон:Sfn.

Водосброс

Файл:BureyaHPP1.jpg
Водосброс Бурейской ГЭС в действии

Поверхностный водосброс предназначен для сброса избыточного притока воды в половодье и паводки, когда приток не может быть пропущен через гидроагрегаты ГЭС либо аккумулирован в водохранилище. Максимальный расход воды, который может быть пропущен через водосброс, составляет Шаблон:SШаблон:Sfn.

От станционной части плотины водосливная часть отделена разделительным устоем, она имеет длину 180 м и состоит из 8 пролётов, каждый шириной 12 м, и двух разделительных стенок. Каждый пролёт оборудован двумя рядами пазов для основного плоского колёсного и аварийно-ремонтного затворов, маневрирование которыми осуществляется с помощью козлового крана грузоподъёмностью 180 т и специальной траверсы. Водослив представляет собой трамплин, ограниченный слева и справа виражными поверхностями, направляющими поток воды в центр. Таким образом, происходит взаимное гашение энергии разнонаправленными потокамиШаблон:Sfn[7]. Конструкция обеспечивает отброс потока воды на 160 метров от плотины[8]Шаблон:Rp.

Здание ГЭС

Здание гидроэлектростанции имеет классическую приплотинную конструкцию. Машинный зал имеет длину 150 м и ширину 33,1 м, монтажная площадка — длину 36 м. Расстояние между осями гидроагрегатов составляет 24 м. Перекрытие машинного зала станции создано пространственно-стержневой конструкцией системы Московского архитектурного института (МАРХИ) длиной 150 м, шириной 28,5 м и высотой 7,05 м. Надводная часть низовой грани машинного зала образована витражом из голубого тонированного стекла. Пол машинного зала расположен на отметке Шаблон:SШаблон:Sfn.

Файл:BureyaHPP4.jpg
Машинный зал Бурейской ГЭС

В здании ГЭС размещено 6 гидроагрегатов мощностью 335 МВт каждый, с радиально-осевыми турбинами РО140/0942-В-625, работающими при расчётном напоре 103 м (максимальном 120 м) и имеющими мощность 339,5 МВт. Номинальная частота вращения гидротурбин — 125 об/мин, максимальный расход воды через каждую турбину — 359,7 м³/с. Изначально на первых двух гидроагрегатах станции эксплуатировались сменные рабочие колёса из углеродистой стали для работы при уровне водохранилища ниже проектного, при напорах от 50 до 90 м. Пуск гидроагрегатов № 1 и № 2 был осуществлён при напоре 50 м с КПД турбины, составляющим 91,3 %; впоследствии временные рабочие колёса были заменены на штатные. Гидроагрегат № 3 оснащён экспериментально-штатным рабочим колесом, позволяющим работу на напорах в диапазоне Шаблон:S, остальные гидроагрегаты — штатными рабочими колёсами, работающими при напоре от 96,5 до 120 метров с КПД 95,5 %. Системы регулирования турбин работают при давлении масла 6,3 МПа и оснащены микропроцессорной системой регулирования частоты вращенияШаблон:Sfn[9][10].

Турбины приводят в действие синхронные гидрогенераторы зонтичного типа СВ-1313/265-48 УХЛ4 мощностью 335 МВт, выдающие ток на напряжении 15,75 кВ. Гидрогенераторы имеют естественное воздушное охлаждение. Номинальная частота вращения генератора — 125 об/мин, Шаблон:Comment — 230 об/мин, нагрузка на подпятник — 2300 т. Ширина спиральных камер — 21,654 метра, входной диаметр — 6,936 метра; отсасывающая изогнутая труба имеет высоту 16,062 метра и длину 27,0 метров. Удельная масса оборудования равна Шаблон:S. Производитель гидротурбин — Ленинградский металлический завод, гидрогенераторов — завод «Электросила» (в настоящее время оба предприятия входят в концерн «Силовые машины»)[11]Шаблон:Rp.

Для выдачи мощности гидроагрегатов № 1 и № 2 установлены трасформаторы ТДЦ-400000/220, а для остальных четырёх — ТДЦ-400000/500 производства ОАО «Электрозавод». Первые два гидроагрегата подсоединены к системе шин Шаблон:S, другие присоединены попарно к системе шин Шаблон:S. Трансформаторы расположены в пазухе плотины. Генераторы подключаются к трансформаторам посредством элегазовых генераторных выключателей производства французской компании AlstomШаблон:Sfn.

Распределительные устройства

Файл:BureyaHPP76.jpg
КРУЭ Бурейской ГЭС

После повышения напряжения электроэнергия подаётся с трансформаторов на открытое распределительное устройство Шаблон:Comment-220 кВ и на Шаблон:Comment-500 кВ. Производимая гидроагрегатами № 1 и 2 электроэнергия, проходя по воздушным линиям, подаётся на ОРУ. Открытое распределительное устройство расположено на скальном основании и насыпной песчано-гравийной подушке толщиной около 5 метров, что позволяет выдерживать землетрясение до 8 баллов. На ОРУ установлены баковые элегазовые выключатели типа ВГБУМ 220 со встроенными трансформаторами тока, разъединители типа РГН-220, индуктивные антирезонансные трансформаторы напряжения типа НАМИШаблон:Sfn.

Электроэнергия от остальных четырёх гидроагрегатов, проходя по двум силовым кабелям Шаблон:S в оболочке из сшитого полиэтилена длиной 850 м и диаметром 128 мм производства ABB «Energiekabel» (подобный кабель используется впервые в России и второй раз в мире) через 340-метровый тоннель и 150-метровую шахту, прорубленные в скале, подаётся на КРУЭ-500 кВ, которое было впервые установлено в России. КРУЭ-500 кВ представляет собой ангар 18×90 м, что много меньше планировавшегося ранее ОРУ-500. Для связи между ОРУ и КРУЭ установлено 4 автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/220Шаблон:SfnШаблон:Sfn[12].

Электроэнергия, производимая станцией, выдаётся в энергосистему Дальнего Востока России по линиям электропередачи Шаблон:S и Шаблон:S[13][14]:

  • ВЛ-500 кВ Бурейская ГЭС — ПС Амурская;
  • ВЛ-500 кВ Бурейская ГЭС — ПС Хабаровская (2 цепи);
  • ВЛ-220 кВ Бурейская ГЭС — ПС Талакан (2 цепи);
  • ВЛ-220 кВ Бурейская ГЭС — ПС Завитая (2 цепи).

Водохранилище

Файл:BureyaHPP3.jpg
Бурейское водохранилище

Шаблон:Main Плотина ГЭС образует крупное Бурейское водохранилище горного типа с относительно малой площадью затопления. Площадь водохранилища при нормальном подпорном уровне (НПУ) — Шаблон:S, при уровне мёртвого объёма (УМО) — Шаблон:S, протяжённость — 234 км, ширина — до 5 км, полная и полезная ёмкость водохранилища — 20,94 и Шаблон:S соответственно. Отметка нормального подпорного уровня составляет 256 м над уровнем моря, форсированного подпорного уровня (ФПУ) — 263,4 м, мёртвого объёма — Шаблон:S[9]. Ежегодная сработка уровня водохранилища составляет Шаблон:SШаблон:Sfn. Водохранилищем затоплено около Шаблон:S земель, в основном лесных (площадь затопленных сельхозугодий — Шаблон:S), большая часть которых находится в Хабаровском крае, а также часть железнодорожной ветки Известковая — Чегдомын, соединяющей Транссиб с БАМом. Взамен был построен обход длиной Шаблон:S[15][16]. Наполнение водохранилища началось 15 апреля 2003 года, завершилось летом 2009 года[17][18].

Экономическое значение

Файл:BureyaHPP6.jpg
ОРУ-220 кВ Бурейской ГЭС

Ввод Бурейской ГЭС позволил решить следующие задачи[19]Шаблон:Sfn[20]:

  • обеспечить электроэнергией дефицитные регионы юга Дальнего Востока[21]Шаблон:Rp;
  • повысить надёжность электроснабжения и обеспечить равномерность электрической нагрузки ОЭС Востока;
  • сократить завоз в регион органического топлива (угля) в количестве 5,2 млн тонн, предотвратить выброс в атмосферу большого количества углекислого газа и загрязняющих веществ;
  • предотвратить наводнения в поймах рек Буреи и среднего Амура, что позволяет использовать дополнительные Шаблон:S земли в сельском хозяйстве[22];
  • обеспечить возможность экспорта электроэнергии в Китай.

Экологические последствия

В результате создания водохранилища Бурейской ГЭС было затоплено около Шаблон:S земель, в том числе Шаблон:S лесов с общим запасом древесины около Шаблон:S. В период подготовки водохранилища к затоплению была произведена частичная лесосводка и лесоочистка[23]. Из зоны затопления было переселено 388 семей из трёх посёлков лесозаготовителей[24].

Создание водохранилища привело к локальным изменениям местного климата в зоне, прилегающей к водохранилищу и нижнему бьефу. Произошло увеличение безморозного периода на 10—12 дней со сдвигом его в сторону осени, снизилась жёсткость климата, возросла влажность воздуха. Возникла незамерзающая полынья в нижнем бьефе протяжённостью Шаблон:SШаблон:Sfn. Учитывая слабую загрязнённость водотоков бассейна водохранилища, умеренное количество затопляемого органического вещества и хорошую проточность водохранилища, существенного ухудшения качества воды не прогнозируетсяШаблон:Sfn. Исследования 2008 года показали, что по химическому и бактериологическому составу вода ниже плотины соответствует воде из притоков водохранилища[21]. Для очистки водохранилища от плавающего мусора (в первую очередь от всплывшей древесины) на станции создан специальный флот, а также для этих же целей созданы две запани: одна на расстоянии 750 м от плотины, другая около устья реки Чеугды, на удалении 14,5 км от плотины[25]. В связи с вводом крупных водохранилищ на Зее и Бурее доля этих рек в зимнем стоке Амура возросла с 18,1 % до 65 %. Таким образом, зимой Зея и Бурея увеличивают содержание кислорода в Амуре и разбавляют сильно загрязнённые воды реки Сунгари[26].

В результате заполнения водохранилища была затоплена часть ареала ряда растений и животных, в том числе и редких, таких как камнеломка Коржинского, чёрный журавль, дальневосточная квакша и узорчатый полоз. Водохранилище стало препятствием на пути сезонных миграций некоторых животных, главным образом копытных. Существенно сократилась численность косули, обитавшей в долине реки, однако в дальнейшем её численность стала возрастать[27]. В то же время, в связи с постепенным заполнением водохранилища, большинство копытных и других крупных животных смогли уйти из зоны затопления. Часть редких растений была пересажена из зоны затопления на новые местаШаблон:Sfn.

Перекрытие Буреи плотиной ГЭС существенно повлияло на состав ихтиофауны. В водохранилище резко сократилась численность сугубо речных рыб, таких как таймень, ленок и хариус, но значительно возросла численность амурской щуки, амурского язя (чебака) и налимаШаблон:Sfn. Бурея с 1969 года не имеет рыбопромыслового значения: особо ценные виды рыб, такие как кета и калуга, практически исчезли в Бурее ещё до строительства ГЭСШаблон:Sfn[27]. В качестве компенсационных мероприятий проводится зарыбление водохранилища[28], а также строительство второй очереди Анюйского рыбоводного завода[29].

История строительства

Проектирование

С 1932 по 1933 год институтом Гидроэнергопроект на основе полевых рекогносцировочных обследований Зеи и Буреи был составлен документ «Гипотеза об обладании рекой значительными гидроэнергетическими ресурсами, позволяющими разместить на реке крупную ГЭС». С 1936 года за Буреёй и её притоками силами Гидрометеослужбы Дальнего Востока начинаются систематические гидрологические наблюдения. Амурская экспедиция Академии наук СССР в 1955 году подтвердила предварительные выводы. В 1957 году начинаются изыскательские работы с целью обоснования строительства ГЭС, на их основе ленинградским подразделением «Гидроэнергопроект» составляется «Схема комплексного использования р. Буреи». На участке реки от посёлка Чекунда до посёлка Новобурейского было намечено 6 перспективных створов: Ушунский, Тырминский, Орлинский, Чеугдинский, Желундинский и Долдыканский. В 1969 году Ленгидропроект начинает разработку технико-экономического обоснования (ТЭО) Желундинской ГЭС, позднее переименованной в Бурейскую ГЭСШаблон:Sfn[30]. В ходе проектирования рассматривались варианты компоновки будущего гидроузла с каменно-набросной и бетонной гравитационной плотиной, но большие паводковые расходы реки, наличие вблизи достаточных объёмов песка и гравия, а также технологическая оснастка строительной организации (возводившей в то время Зейскую ГЭС с массивно-контрфорсной бетонной плотиной) привели к принятию варианта бетонной гравитационной плотиныШаблон:Sfn. В августе 1973 года государственная комиссия утвердила местом постройки станции Талаканский створ. В 1975 году было утверждено ТЭО, включавшее в себя строительство гидроэнергетического комплекса в составе двух ГЭС: Бурейской в Талаканском створе и её контррегулятора Долдыканской (позднее Нижне-Бурейской) ГЭСШаблон:Sfn[30].

Шаблон:External media

Из-за затянувшегося процесса строительства, в его ходе изменились государственные требования и подходы к производству строительно-монтажных работ; структурные изменения в экономике страны и общий научно-технический прогресс привели к изменению применяемых технологий. В результате, начиная с 1998 года, технический проект гидроузла претерпел ряд изменений. Так, было применено новое архитектурно-планировочное решение, связанное с доставкой грузов с подъездной площадки на уровень машинного зала по пандусу[21]Шаблон:Rp.

Начальный этап строительства (1976—1998 годы)

1 марта 1976 года в Талаканском створе высадился десант «Зеягэсстроя» — организации, которой было поручено строительство Бурейской ГЭС. Начался подготовительный этап строительства гидроузла, включавший в себя сооружение дорог, линий электропередачи, жилья и базы строительстваШаблон:Sfn[30].

В июле 1976 года был создан участок строительно-монтажного управления по строительству Бурейской ГЭС. В декабре 1977 года был заселён первый пятиэтажный жилой дом в посёлке гидростроителей Талакан, к 1981 году в посёлке вводится большое количество жилья и объектов социальной инфраструктуры. В феврале 1979 года началось сооружение ЛЭП Шаблон:S Завитинск — Талаканский створ протяжённостью около 100 км, которая использовалась для энергоснабжения стройки, позднее по этой же линии построенная ГЭС начала выдавать электроэнергию потребителям. В 1982 году Министерством энергетики и электрификации СССР был утверждён технический проект Бурейской ГЭС, открыто финансирование строительства основных сооружений станции. К 1984 году работы подготовительного периода были завершеныШаблон:Sfn[30].

Работы по строительству основных сооружений Бурейской ГЭС были начаты 22 сентября 1984 года с отсыпки перемычек правобережного котлована первой очереди. 21 февраля 1985 года в тело плотины был уложен первый кубометр бетона. В период с 1984 по 1988 год строительство велось в соответствии с проектным графиком, но с 1989 года в связи с экономическими трудностями в стране финансирование строительства резко сокращается. 16 ноября 1993 года работниками «Зеягэсстроя» выдвинуты требования о выплате долгов по заработной плате, в апреле 1994 года была начата забастовка, продолжавшаяся с перерывами до 1999 года. Начался отток со строительства квалифицированных кадров, продажа за бесценок и разворовывание техники и строительных материаловШаблон:Sfn[30]Шаблон:Sfn. В апреле 1998 года строящаяся ГЭС была выделена в отдельное юридическое лицо — ОАО «Бурейская ГЭС».

Основной этап строительства (1999—2007 годы)

Файл:BureyaHPP2.jpg
Доставка рабочего колеса гидротурбины Бурейской ГЭС

В 1999 году гидроэнергетическая комиссия РАО «ЕЭС России», учитывая кризисное положение в энергетике Дальнего Востока, предложила Бурейскую ГЭС в качестве приоритетного объекта финансирования. Это предложение было поддержано руководством компании во главе с Анатолием Чубайсом. 24 ноября 1999 года строительство ГЭС посетили вице-премьер Правительства РФ Николай Аксёненко и Председатель Правления РАО «ЕЭС России» Анатолий Чубайс, по итогам визита на уровне Правительства Российской Федерации было принято принципиальное решение о достройке Бурейской ГЭС. Помимо средств РАО «ЕЭС России», было открыто финансирование стройки за счёт федерального бюджета (за счёт фондов Министерства путей сообщения). Уже в 1999 году в основные сооружения удалось уложить Шаблон:S бетонаШаблон:SfnШаблон:Sfn.

С 4 квартала 1999 года финансирование строительства Бурейской ГЭС стало резко возрастать, в связи с чем строительные работы активизировались. Строительство станции стало приоритетной программой РАО «ЕЭС России». В январе 2000 года было осуществлено перекрытие Буреи, в июле того же года в сооружения ГЭС был уложен миллионный кубометр бетона. Резко увеличилось количество задействованных на строительстве людей и техники (к началу 2001 года на строительстве основных сооружений ГЭС работало 2090 человек, к концу года — 4950 человек), к работам были привлечены подразделения наиболее квалифицированных в области гидротехнического строительства организаций страныШаблон:Sfn[30]. 1 июля 2001 года генеральным подрядчиком строительства станции стало ОАО «Буреягэсстрой», организованное на базе имевшего большую кредиторскую задолженность «Зеягэсстроя»Шаблон:Sfn.

Финансирование строительства Бурейской ГЭС с 2002 года, млн рублей
2002[31] 2003[31] 2004[31] 2005[32] 2006[33] 2007[34] 2008[35] 2009[36] 2010[37] 2011[38] 2012[39] 2013[40] 2014[41]
6512 7974 9072 7839 8258 7200 8038 6857 2915 5810 1372 720 917

В 2001 году был организован пропуск паводковых расходов не только через строительный канал, но и через 6 донных отверстий. В начале 2002 года было завершено закрытие бетоном скального основания плотины, пропуски паводковых расходов стали осуществляться только через донные отверстия. В феврале 2002 года на станцию прибыли 2 рабочих колеса, доставленных на самолёте Ан-124 в аэропорт Завитинска, а далее в сцепке из двух тягачей «Ураган» и платформы на стройплощадку. Бурейская ГЭС стала первой станцией в России, на которую рабочие колёса гидротурбин доставлялись воздушным транспортом[42]. Начался монтаж гидросилового оборудования. 18 марта 2002 года была окончательно утверждена новая схема выдачи мощности станции, подразумевавшая сооружение КРУЭ-500 кВ, кабельного тоннеля и шахты. К проходке и обделке тоннеля и шахты были привлечены организации, занимающиеся работами на угольных шахтах ДонбассаШаблон:Sfn.

К 21 января 2003 года в сооружения Бурейской ГЭС было уложено Шаблон:S бетона. 24 февраля того же года на станцию был доставлен первый трансформатор весом 340 тонн. 15 апреля 2003 года началось заполнение Бурейского водохранилища, также в апреле было произведено затопление котлована основных сооружений станцииШаблон:Sfn[30]. Пуск первого гидроагрегата Бурейской ГЭС мощностью Шаблон:S (на сменном рабочем колесе) осуществлён 20 июня 2003 года[43], а 9 июля 2003 года во время торжественной церемонии президент России Владимир Путин нажал кнопку «Пуск» — как символическое включение ГЭС в энергосистему[44]. Фактически же испытания первого гидроагрегата велись с 27 мая (28 мая в 1 час 45 минут по местному времени гидроагрегат был пущен на холостом ходу[45]), а 30 июня 2003 года центральной приёмочной комиссией был подписан акт о приёмке первой очереди Бурейской ГЭС в эксплуатациюШаблон:Sfn.

Пуск гидроагрегата № 2 (также со сменным рабочим колесом при мощности Шаблон:S) был произведён 28 октября 2003 годаШаблон:Sfn, официальная церемония пуска прошла месяцем позднее — 29 ноября[46]. Гидроагрегат № 3 на экспериментально-штатном рабочем колесе при мощности Шаблон:S был пущен 5 ноября 2004 года (официальная церемония пуска прошла 23 ноября того же года)[47]. На тот момент станцией было выработано Шаблон:S пиковой электроэнергии в дефицитной системе Дальнего востока[21]Шаблон:Rp. Одновременно с пуском третьего гидроагрегата было введено в эксплуатацию КРУЭ-500 кВ (первые два гидроагрегата соединены с энергосистемой на напряжении Шаблон:S). Первые три гидроагрегата станции были пущены на пониженных напорах, с использованием временных водозаборных сооружений и укороченных водоводов. Последующие гидроагрегаты пускались на проектных напорах, со штатными водозаборными сооружениями и рабочими колёсами. 3 августа 2005 года был уложен трёхмиллионный кубометр бетона[21]Шаблон:Rp. 6 ноября 2005 года был введён в промышленную эксплуатацию четвёртый гидроагрегат[48]. В 2007 году были пущены гидроагрегаты № 5 и № 6 (5 июля[49] и 20 октября[50] соответственно). 9 января 2008 года ОАО «Бурейская ГЭС» было ликвидировано в связи с присоединением к ОАО «ГидроОГК» (ныне ПАО «РусГидро»), станция вошла в состав компании на правах филиала[51].

Завершение строительства

Файл:BureyaHPP8.jpg
Бурейская ГЭС в процессе достройки

После пуска последних гидроагрегатов Бурейская ГЭС вступила в стадию завершения строительства. В 2007 году гидроагрегаты № 1 и № 2 были остановлены для замены сменных рабочих колёс на штатные и наращивания водоводов. После завершения этих работ, 26 июля и 22 декабря 2008 года состоялись пуски первого и второго гидроагрегатов на штатных рабочих колёсах[52][53]. Наращивание водовода третьего гидроагрегата с выводом его на полную мощность было завершено 27 октября 2009 года, вследствие чего Бурейская ГЭС достигла проектной мощности[54]. В процессе строительства была доработана конструкция эксплуатационного водосброса плотины, как с точки зрения его эффективности, так и оптимальной технологии строительства. Впервые вода по эксплуатационному водосбросу была пущена 10 сентября 2008 года[55]. Водохранилище Бурейской ГЭС было впервые заполнено до проектной отметки летом 2009 года[18]. Строительство Бурейской ГЭС было завершено в 2014 году[56].

Эксплуатация

Бурейская ГЭС начала выдавать электроэнергию в энергосистему с 30 июня 2003 года. 30 декабря 2010 года станция выработала 25 млрд кВт·ч с момента пуска[52], в 2011 году годовое производство электричества Бурейской ГЭС впервые превысило производство за тот же год Зейской ГЭС, другой крупной гидроэлектростанции в Амурской области[57]. В 2015 году станция выработала 50-миллиардный кВт·ч[58].

Показатель 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Установленная мощность на конец года[59], МВт 300 600 1005 1005 1675 1975 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010
Выработка электроэнергии, млн кВт·ч[60][61] 541 1984 2902 3035 3286 3351 4613 5323 5069 5859 6585 6066 5830 7053 6283 6534 7341

Первые три гидроагрегата при перемонтаже временных и экспериментально-штатных рабочих колёс подвергались расширенному текущему ремонту с полной ревизией оборудования и после перемонтажа были введены в эксплуатацию:

  • ГА-1: Пущен в эксплуатацию под полным напором 26 июня 2008 года. После перемонтажа мощность агрегата возросла Шаблон:S и достигла проектной Шаблон:S[52].
  • ГА-2: Пущен в эксплуатацию под полным напором 22 декабря 2008 года. За пять лет эксплуатации с временным рабочим колесом выработал более Шаблон:S электроэнергии. После перемонтажа мощность агрегата возросла Шаблон:S и достигла проектной Шаблон:S[53].
  • ГА-3: Пущен в эксплуатацию под полным напором 27 октября 2009 года. За пять лет эксплуатации на пониженном напоре агрегат выработал Шаблон:S электроэнергии. После перемонтажа мощность выросла Шаблон:S и достигла проектной Шаблон:S[54].

Оползень на Бурейском водохранилище

11 декабря 2018 года в 80 км от плотины Бурейской ГЭС выше по течению сошёл оползень, перекрывший водохранилище. Размеры оползня оказались одними из крупнейших в России — объём около 34 млн м³, длина около 800 м, высота над уровнем воды — до 46 м. Оползень препятствовал доступу воды к ГЭС, а также создавал угрозу затопления населённых пунктов и инфраструктуры выше по течению, в связи с чем было принято решение о создании в нем прорана. Эта задача была выполнена военнослужащими Министерства обороны России путём проведения взрывных работ. Проран в завале был создан в феврале 2019 года, в мае того же года в результате прохождения половодья его размеры значительно увеличились и оползень перестал препятствовать свободному проходу воды[62][63].

Примечания

Шаблон:Примечания

Литература

Шаблон:Refbegin

Шаблон:Refend

Ссылки

Шаблон:-Шаблон:Крупнейшие гидроэлектростанции России Шаблон:-Шаблон:Избранная статья

Партнерские ресурсы
Криптовалюты
Магазины
Хостинг
Разное

  1. ↑ Шаблон:Cite web
  2. ↑ Шаблон:Cite web
  3. ↑ Шаблон:Cite web
  4. ↑ Шаблон:Статья
  5. ↑ Шаблон:Статья
  6. ↑ Шаблон:Статья
  7. ↑ Шаблон:Cite web
  8. ↑ Шаблон:Статья
  9. ↑ 9,0 9,1 Шаблон:Cite web
  10. ↑ Шаблон:Cite web
  11. ↑ Шаблон:Статья
  12. ↑ Шаблон:Cite web
  13. ↑ Шаблон:Cite web
  14. ↑ Шаблон:Cite web
  15. ↑ Шаблон:Cite web
  16. ↑ Шаблон:Cite web
  17. ↑ Шаблон:Cite web
  18. ↑ 18,0 18,1 Шаблон:Cite web
  19. ↑ Шаблон:Cite web
  20. ↑ Шаблон:Cite web
  21. ↑ 21,0 21,1 21,2 21,3 21,4 Шаблон:Статья
  22. ↑ Шаблон:Статья
  23. ↑ Шаблон:Книга
  24. ↑ Шаблон:Cite web
  25. ↑ Шаблон:Cite web
  26. ↑ Шаблон:Cite web
  27. ↑ 27,0 27,1 Шаблон:Cite web
  28. ↑ Шаблон:Cite web
  29. ↑ Шаблон:Cite web
  30. ↑ 30,0 30,1 30,2 30,3 30,4 30,5 30,6 Шаблон:Cite web
  31. ↑ 31,0 31,1 31,2 Шаблон:Cite web
  32. ↑ Шаблон:Cite web
  33. ↑ Шаблон:Cite web
  34. ↑ Шаблон:Cite web
  35. ↑ Шаблон:Cite web
  36. ↑ Шаблон:Cite web
  37. ↑ Шаблон:Cite web
  38. ↑ Шаблон:Cite web
  39. ↑ Шаблон:Cite web
  40. ↑ Шаблон:Cite web
  41. ↑ Шаблон:Cite web
  42. ↑ Шаблон:Cite web
  43. ↑ Шаблон:Cite web
  44. ↑ Шаблон:Cite web
  45. ↑ Шаблон:Статья
  46. ↑ Шаблон:Cite web
  47. ↑ Шаблон:Cite web
  48. ↑ Шаблон:Cite web
  49. ↑ Шаблон:Cite web
  50. ↑ Шаблон:Cite web
  51. ↑ Шаблон:Cite web
  52. ↑ 52,0 52,1 52,2 Шаблон:Cite web
  53. ↑ 53,0 53,1 Шаблон:Cite web
  54. ↑ 54,0 54,1 Шаблон:Cite web
  55. ↑ Шаблон:Cite web
  56. ↑ Шаблон:Cite web
  57. ↑ Шаблон:Cite web
  58. ↑ Шаблон:Cite web
  59. ↑ Шаблон:Cite web
  60. ↑ Шаблон:Cite web
  61. ↑ Шаблон:Cite web
  62. ↑ Шаблон:Cite web
  63. ↑ Шаблон:Cite web
Источник — http://wikihandbk.com/ruwiki/index.php?title=Русская_Википедия:Бурейская_ГЭС&oldid=9298215