В каких регионах находятся крупные гэс. Электроэнергетика россии. Установленная мощность, МВт

Гидроэнергетика использует возобновимые источники энергии, что позволяет экономить минеральное топливо. На гидроэлектростанциях (ГЭС) энергия текущей воды преобразуется в электрическую энергию. Основная часть ГЭС - плотина, создающая разницу уровней воды и обеспечивающая ее падение на лопасти генерирующих электрический ток турбин. К преимуществам ГЭС следует отнести высокий кпд - 92-94% (для сравнения у АЭС и ТЭС - около 33%), экономичность, простоту управления. Гидроэлектростанцию обслуживает сравнительно немногочисленный персонал: на 1 МВт мощности здесь занято 0,25 чел. (на ТЭС - 1,26 чел., на АЭС - 1,05 чел.). ГЭС наиболее маневренны при изменении нагрузки выработки электроэнергии, поэтому этот тип энергоустановок имеет важнейшее значение для пиковых режимов работы энергосистем, когда возникает необходимость в резервных объемах электроэнергии. ГЭС имеют большие сроки строительства - 15-20 лет (АЭС и ТЭС - 3-4 года) и требуют на этом этапе больших капиталовложений, но все минусы компенсируются длительными сроками эксплуатации (до 100 лет и больше) при относительной дешевизне поддерживающего обслуживания и низкой себестоимости выработанной электроэнергии. Любая ГЭС - комплексное гидротехническое сооружение: она не только вырабатывает электроэнергию, но и регулирует сток реки, плотина используется для транспортных связей между берегами. В нашей стране при крупных ГЭС часто создавались значительные промышленные центры, использовавшие мощности строительной индустрии, высвободившиеся после сооружения плотины, и ориентированные на дешевую электроэнергию гидроустановок. Таковы Тольятти при Волжской ГЭС им. Ленина, Набережные Челны при Нижнекамской ГЭС, Братск при Братской ГЭС, Балаково при Саратовской ГЭС, Новочебоксарск при Чебоксарской ГЭС, Чайковский при Воткинской ГЭС, Волжский при Волжской ГЭС им. XXII съезда КПСС. Похожим образом создавался промышленный центр Саяногорск в Хакасии в относительном удалении от Саяно-Шушенской ГЭС.

Гидроэнергетика должна быть одним из старейших способов производства энергии. Несомненно, Джек Кавеман застрял на столбе крепких листьев и поместил его в движущийся поток. Вода закрутила бы шест, который раздавил зерно, чтобы сделать их вкусные, обезжиренные доисторические отруби. Люди использовали движущуюся воду, чтобы помочь им в их работе на протяжении всей истории, а современные люди широко используют движущуюся воду для производства электроэнергии.

Гидроэнергетика для нации

Хотя большая часть энергии в Соединенных Штатах производится на ископаемом топливе и на атомных электростанциях, гидроэнергетика по-прежнему важна для нации. В настоящее время огромные генераторы электроэнергии размещаются внутри дамб. Вода, протекающая через лопатки спин-турбинных лопаток, которые соединены с генераторами. Мощность произведена и отправляется в дома и бизнес.

Бесспорные преимущества ГЭС несколько приуменьшает относительная «капризность» этого типа электростанций: для их размещения необходим выгодный створ в речной долине, относительно большое падение воды, сравнительно равномерный сток по сезонам года, создание водохранилища и затопление прирусловых территорий, которые прежде использовались в хозяйственной деятельности и для расселения людей. Более полно гидроэнергетические ресурсы используют серии ГЭС на одной реке - каскады . Наиболее мощные каскады ГЭС в России построены на Енисее, Ангаре, Волге, Каме. По числу отдельных ГЭС на протяжении небольшого участка русла в России нет равных каскадам Кольского полуострова: Нивскому (6 ГЭС общей установленной мощностью 578 МВт), Пазскому (5 ГЭС, 188 МВт), Серебрянскому (4 ГЭС, 512 МВт).

Мировое распределение гидроэнергетики

Гидроэнергетика является самым важным и широко используемым возобновляемым источником энергии. Гидроэнергетика составляет около 16% от общего объема производства электроэнергии. Китай является крупнейшим производителем гидроэлектричества, за которым следуют Канада, Бразилия и Соединенные Штаты. Приблизительно две трети экономически обоснованного потенциала еще предстоит разработать. Нераскрытые гидроресурсы по-прежнему в изобилии в Латинской Америке, Центральной Африке, Индии и Китае. Производство электроэнергии с использованием гидроэнергетики имеет некоторые преимущества по сравнению с другими способами производства электроэнергии.

Россия располагает большим гидроэнергетическим потенциалом (9% от мировых запасов), что определяет широкие возможности развития гидроэнергетики. По обеспеченности гидроэнергетическими ресурсами Россия занимает второе место в мире после Китая. Преобладающая часть гидроэнергопотенциала сосредоточена в восточных районах страны, в бассейнах Енисея, Лены, Оби, Амура. Однако наиболее освоен энергетический потенциал рек Европейской части, коэффициент его использования ныне составляет 47%. Освоенность гидроэнергопотенциала Сибири существенно ниже - 22%, на Дальнем Востоке этот показатель не превышает 4%.

Производство гидроэлектроэнергии в США и мире

Преимущества гидроэнергетики. Она возобновляется - количество осадков возобновляет воду в водохранилище, поэтому топливо почти всегда там.

Топливо не сжигается, поэтому существует минимальное загрязнение.
Вода для запуска электростанции предоставляется бесплатно по своей природе.
Гидроэнергетика играет важную роль в сокращении выбросов парниковых газов.
Относительно низкие затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание.
Технология надежна и проверена с течением времени.

Как видно из этой диаграммы, в Соединенных Штатах большинство штатов используют гидроэлектроэнергию, хотя, как и следовало ожидать, государства с низким топографическим рельефом, такие как Флорида и Канзас, производят очень мало гидроэлектроэнергии.

В России имеется 13 ГЭС установленной мощности более 1 тыс. МВт каждая, их суммарная мощность равна 25,6 тыс. МВт, что составляет 57% от совокупной установленной мощности всех гидравлических генерирующих установок в нашей стране. 9 ГЭС имеют установленную мощность от 500 МВт до 1 тыс. Пять крупнейших гидроэлектростанций России располагаются на Волге, 3 - на Каме, 3 - на Ангаре (еще одна строится), 2 - на Енисее, по одной - на Оби, Зее, Бурее, Колыме, Сулаке, Курейке, Хантайке (две последние - притоки Енисея). Крупных ГЭС нет на таких значительных российских реках, как Северная Двина, Печора, Дон, Иртыш, Лена, Амур. Крупнейшая ГЭС России - Саяно-Шушенская с установленной мощностью 6400 МВт - шестая по величине ГЭС мира. Вторая в России - Красноярская ГЭС (6000 МВт) в мире занимает седьмое место. Напомним, что самой мощной гидроэлектростанцией в мире ныне является Итайпу на границе Бразилии и Парагвая (12,6 тыс. МВт). За ней следуют Гранд-Кули (США, 10,8 тыс. МВт), Гури (Венесуэла, 10,3 тыс. МВт), Тукуруи (Бразилия, 8 тыс. МВт), Санься (Китай, 7,7 тыс. МВт) .

За последнее десятилетие Китай разработал крупные гидроэлектростанции и теперь возглавляет мир по использованию гидроэлектроэнергии. Но с севера на юг и с востока на запад страны во всем мире используют гидроэлектричество - основными ингредиентами являются большая река и падение высоты.

Источник: Администрация энергетической информации. Загрязнение ручьев и рек было неотъемлемой частью человеческой цивилизации с ее ранней истории. Споры параллельны этому использованию, потому что конфискация и отвод воды для пользователей, работающих в верхнем течении, затрагивает тех, кто живет ниже по течению, а также изменяет местную среду обитания растений и животных. Плотины построены для контроля наводнений, улучшения навигации, обеспечения питьевой водой, создания или улучшения рекреационных возможностей и обеспечения водой для орошения и других видов сельскохозяйственного использования.

Крупнейшие гидроэлектростанции России

Ранг	Название	Размещение	Установленная мощность, МВт	Река	Год ввода в эксплуатацию	Энерго- система
1	Саяно-Шушенская ГЭС	пос. Черёмушки, Респ. Хакасия	6 400	Енисей	1978	ОЭС Сибири
2	Kрасноярская ГЭС	г. Дивногорск, Kрасноярский край	6 000	Енисей	1971	ОЭС Сибири
3	Братская ГЭС	г. Братск, Иркутская обл.	4 500	Ангара	1967	ОЭС Сибири
4	Усть-Илимская ГЭС	г. Усть-Илимск, Иркутская обл.	3 840	Ангара	1980	ОЭС Сибири
5	Волжская ГЭС им. XXII съезда KПСС	г. Волгоград, Волгоградская обл.	2 541	Волга	1962	ОЭС Центра
6	Волжская ГЭС им. В.И. Ленина	г. Тольятти, Самарская обл.	2 300	Волга	1957	ОЭС Средней Волги
7	Чебоксарская ГЭС	г. Новочебоксарск, Респ. Чувашия	1 370	Волга	1980	ОЭС Средней Волги
8	Саратовская ГЭС	г. Балаково, Саратовская обл.	1 360	Волга	1970	ОЭС Средней Волги
9	Зейская ГЭС	г. Зея, Амурская обл.	1 330	Зея	1980	ОЭС Востока
10	Нижнекамская ГЭС	г. Набережные Челны, Респ. Татария	1 205	Kама	1979	ОЭС Средней Волги
11	Загорская ГАЭС	пос. Богородское, Московская обл.	1 200	Kунья	1987	ОЭС Центра
12	Воткинская ГЭС	г. Чайковский, Пермская обл.	1 020	Kама	1963	ОЭС Урала
13	Чиркейская ГЭС	пос. Дубки, Респ. Дагестан	1 000	Сулак	1976	ОЭС Северного Kавказа

При возрастающей неравномерности суточного потребления электроэнергии все большую роль начинают играть самые маневренные источники электроэнергии - гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Работа ГАЭС основана на цикличном перемещении одного и того же объема воды между двумя бассейнами, расположенными на разных высотных уровнях. При пиковых нагрузках (разгар рабочего дня или вечер) вода проходит из верхнего бассейна в нижний через турбины, при этом генерируется электроэнергия, тут же поступающая в энергосистему. В периоды падения нагрузок (ночь) станция, наоборот, потребляет электроэнергию (вырабатываемую в это время другими типами электростанций) для того, чтобы с помощью насосов переместить объем воды из нижнего бассейна в верхний. Тем самым происходит аккумуляция энергоресурсов для следующего пикового этапа. ГАЭС особенно эффективны при крупных потребителях электроэнергии, поэтому их часто размещают у больших городов. Крупнейшая ГАЭС России - Загорская (1200 МВт) в Сергиево-Посадском районе Московской обл.

Саяно-Шушенская им. П. С. Непорожнего. Россия

Небольшой процент плотин используется для выработки электроэнергии. Водные ресурсы стали стимулом для производителей, которые строили растущую нацию во время промышленной революции в США. В начале двадцатого века гидроэнергетика в Соединенных Штатах достигла совершеннолетия с тремя событиями: развитием электрогенератора; усовершенствования гидравлической турбины; и растущий спрос на электроэнергию. Роджерс разработал завод, увидев планы Томаса Эдисона на электростанции в Нью-Йорке.

Коммерческие энергетические компании вскоре начали устанавливать большое количество малых гидроэлектростанций в горных районах вблизи мегаполисов. Развитие более крупных и более экономичных электростанций показало, что денежная поддержка со стороны федерального правительства была необходима для того, чтобы такие гидроэлектростанции эффективно конкурировали с другими электростанциями. В результате правительство создало Управление долины Теннесси в юго-восточной части Соединенных Штатов для разработки широкомасштабных проектов в области водоснабжения.

На равнинах действуют плотинные ГЭС с относительно небольшим напором, но со значительным расходом воды и протяженными водохранилищами. В горных районах строятся высоконапорные русловые и деривационные ГЭС. Первые из них с лихвой компенсируют недостаточность расхода воды большим ее падением, что позволяет существенно увеличить мощность установки. Турбины деривационных ГЭС установлены не в русле, а в специальных деривационных каналах или трубах, построенных для создания бо"льшего уклона реки. К деривационным относится Ирганайская ГЭС в Дагестане. Два ее агрегата мощностью по 200 МВт в 1998-2001 гг. размещены в тоннелях из монолитного железобетона протяженностью 5,2 км и диаметром 8,5 м каждый. На Ирганайской ГЭС в ближайшем будущем планируется ввод в строй еще двух агрегатов, в результате мощность станции должна увеличиться вдвое.

Нижняя гранитная плотина на реке Снейк в штате Вашингтон - это гидроэлектростанция под управлением реки Юн. Слева направо - земляная набережная плотины, шлюзы, водосброс и электростанция. Во многих странах гидроэлектростанция обеспечивает почти всю электроэнергию.

Крупнейшие гэс в мире

Он занимает второе место в Канаде в общем объеме гидроэлектроэнергии, произведенной во всем мире. Канада является крупнейшим в мире производителем гидроэлектроэнергии. Бывшие СССР, Бразилия, Китай и Норвегия входят в число других ведущих гидроэлектростанций.

Перспективы развития российской электроэнергетики также включают доведение до проектной мощности в 2 тыс. МВт Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке и достройку Богучанской ГЭС (3 тыс. МВт) на Ангаре. Оба этих амбициозных проекта реализуются при активном участии энергетического монополиста России РАО «ЕЭС». Будущее развитие гидроэнергетики в нашей стране специалисты связывают со строительством мини-ГЭС малой мощности - с незначительной зоной затопления и отказом от гигантских плотин на крупных реках.

Гидроэнергетика функционирует путем преобразования энергии в проточную воду в электричество. Объем потока воды и высота от турбин на электростанции до поверхности воды, созданной плотиной, определяют количество произведенной электроэнергии. Просто, чем больше поток, тем выше высота головы означает больше произведенного электричества.

В простой работе гидроэлектростанции есть вода, протекающая через плотину, которая превращает турбину, которая затем превращает генератор. Гидроэлектростанция обычно включает в себя следующие этапы. Плотина держит воду назад и хранит воду вверх по течению в водохранилище или большое искусственное озеро. Водохранилище часто используется для множества целей, таких как рекреационное озеро Рузвельт на плотине Гранд-Кули. Некоторые гидроэлектрические плотины не загрязняют воду, а вместо этого используют мощность протекающей реки и известны как река. Впускной трубопровод переносит воду из резервуара в турбины внутри электростанции. Давление нарастает, когда вода течет по трубопроводу. Затем вода попадает на большие лопасти турбины, заставляя их вращаться. Вертикальные лопасти прикрепляются через вал к генератору, расположенному выше. Ворота открываются на плотине, позволяя гравитации вытащить воду через пену. . Гидроэнергетика является чистым источником возобновляемой энергии, где имеется достаточный источник воды.

По состоянию на 2010 год в России существует 14 гидроэлектростанций мощностью более 1000 мегаватт и более сотни крупных гидроэлектростанций.

Гидроэлектростанции России мощностью свыше 1000 мВт

Наименование	Установленная мощность, МВт	География Гидроэлектростанции обеспечивают недорогое электричество без загрязнения окружающей среды, такого как выбросы в атмосферу или побочные продукты отходов. И, в отличие от других источников энергии, таких как ископаемое топливо, вода не потребляется во время электрического производства, но может использоваться повторно для других целей. Среднегодовая выработка, млрд кВт·ч Тем не менее, гидроэлектростанции, которые полагаются на осадки, могут негативно повлиять на место пласта и окружающую его территорию. Новые водохранилища будут постоянно наводнять долины, которые могли содержать города, живописные места и сельскохозяйственные угодья. Постоянное наводнение также разрушает среду обитания рыб и диких животных, которая когда-то существовала на территории водохранилища; однако создается новая и различная среда обитания. Гидроэнергетические операции, в которых используются заброшенные плотины, могут блокировать прохождение мигрирующих рыб, таких как лосось.
Саяно-Шушенская ГЭС		р. Енисей, г. Саяногорск
Красноярская ГЭС		р. Енисей, г. Дивногорск
Братская ГЭС		р. Ангара, г. Братск
Усть-Илимская ГЭС Например, многие крупные плотины в бассейне реки Колумбия препятствуют тихоокеанскому лососе во время их ежегодных миграций через речную систему. Стоит построить новую гидроэлектростанцию, а строительство использует много воды и земли. Кроме того, экологические проблемы были высказаны против их использования. Геологическая служба, вероятная тенденция к будущему заключается в малой гидроэлектростанции, которая может генерировать электроэнергию для отдельных общин. Крупнейшие гидроэлектростанции России Келлерт, Стивен Р. изд. Использование гидроэнергетической воды. Схема Руакана, которая первоначально планировалась и обсуждалась с властями Португалии, состоит из следующих основных компонентов: - В Гове - в 80 км к югу от Нова-Лисбоа в реке Кунеен, должна была быть построена большая плотина. Правительство Южной Африки выделило правительству Португалии 4 млн. Рублей на строительство этой плотины примерно на 430 км вверх по течению от Руаканы. Мало того, что это был значительный источник пищи, в основном созданный рыбой, но поскольку более стабильный поток был таким образом обеспечен вниз по течению, ангольские власти могли более гибко управлять своей гидроэлектростанцией Матала и могли бы даже увеличить свою мощность.		р. Ангара, г. Усть-Илимск
Волгоградская ГЭС		р. Волга, г. Волжский
Жигулёвская ГЭС		р. Волга, г. Жигулевск
Бурейская ГЭС Вторым компонентом Схемы Руаканы было строительство еще одной регулирующей плотины в Калуке - 65 км вверх по течению от Руаканы, а также насосной станции, посредством которой 6 кучевых вод могли быть извлечены и перекачаны по трубопроводам и в системы каналов Овамболанд в сухие сезоны для потребления человеком и животными. Эта плотина с запланированной мощностью 500 миллионов кубических метров предназначена для окончательного регулирования стока реки вниз по течению к Руакане. Проект был завершен на 70%, и было потрачено 26 миллионов рублей. Третьим компонентом этой схемы было сооружение отводного водослива на 1 км вверх по течению от Руакана на территории Анголы, с помощью которого вода могла быть достаточно запружена, чтобы отвести ее через подземный туннель диаметром 8 метров через границу с электростанцией в Юго-Западной Африке. Следовательно, электростанция также не могла действовать. Четвертым компонентом Схемы Руакана была гидроэлектростанция, все из которой находятся на территории Намибии и которая расположена на поверхности большого волнорезного погона и состоит из зданий, в которых размещены распределительные устройства и защитное снаряжение.		р. Бурея, в Амурской области
Чебоксарская ГЭС		р. Волга, г. Новочебоксарск
Саратовская ГЭС		р. Волга, г. Балаково
Зейская ГЭС Электростанция как таковая находится непосредственно ниже - около 140 метров под землей. Пятым и последним компонентом схемы было строительство линии электропередачи 330 кВ длиной 570 км для передачи электроэнергии, произведенной в Руачане, на большую распределительную станцию вблизи Омаруру, где она поступает в существующую систему 220 кВ для распределения по страна. Вышеуказанные компоненты вместе с жильем для обслуживающего персонала в Руакане привели к общей стоимости Схемы Руакана до 162 млн. Рублей. Поскольку гидроагрегат Руакана с самого начала считался основным источником электроэнергии для Намибии, все другие источники, созданные в промежуточный период, были как можно более ограниченными. Это означало, что генерирующие единицы вряд ли когда-либо были доступны для надлежащего обслуживания. Было сразу же осознано, что необходимо найти альтернативный и надежный источник генерации. Его тарифы вряд ли могут быть увеличены, поскольку контракты на поставки были заключены с потребителями, и их нельзя было в одностороннем порядке изменить.		р. Зея, г. Зея
Нижнекамская ГЭС		р. Кама, г. Набережные Челны
Загорская ГАЭС		р. Кунья, пос. Богородское
Воткинская ГЭС		р. Кама, г. Чайковский
Чиркейская ГЭС		р. Сулак, Дагестан

Крупнейшие гэс в мире

Наименование	Мощность, ГВт	Среднегодовая выработка, млрд кВт·ч	География
Три ущелья			р. Янцзы, г. Сандоупин, Китай
			р. Парана, г. Фос-ду-Игуасу, Бразилия/Парагвай
			р. Карони, Венесуэла
Черчилл-Фолс			р. Черчилл, Канада
			р. Токантинс, Бразилия

Коротко опишем крупнейшие гидроэлектростанции России.

Крупнейшие гидроэлектростанции России находятся в составе Ангаро-Енисейского каскада ГЭС, построенного на сибирской реке Енисее и его притоке – Ангаре. В этот каскад входят следующие ГЭС:

на Енисее – крупнейшая в России Саяно-Шушенская ГЭС и вторая по величине в России Красноярская ГЭС, а также Майнская ГЭС;

на Ангаре – Братская и Усть-Илимская ГЭС, входящие в первую пятерку ГЭС России, а также Иркутская ГЭС.

Помимо этого на Ангаре строится Богучанская ГЭС. Она располагается в 367 км ниже по течению от существующей Усть-Илимской ГЭСи в 444 км от устья реки.

Саяно-Шушенская гэс

Саяно-Шушенская гидроэлектростанция имени П. С. Непорожнего – крупнейшая по установленной мощности электростанция России, шестая среди ныне действующих гидроэлектростанций в мире. Расположена на реке Енисей, на границе между Красноярским краем и Хакасией, у посёлка Черёмушки, возле Саяногорска. Строительство Саяно-Шушенской ГЭС, начатое в 1963 году, было официально завершено только в 2000 году.

В 1956-1960 годах «Ленгидроэнергопроектом» была разработана схема гидроэнергетического использования верхнего Енисея, в ходе работы над которой была установлена целесообразность использования падения реки в районе Саянского коридора одной мощной ГЭС, что позволяло создать водохранилище с ёмкостью, достаточной для сезонного регулирования.

В 1962-1965 годах Ленинградский проектный институт «Ленгидропроект» разработал проектное задание для Саяно-Шушенской ГЭС. В ходе проектирования рассматривались варианты компоновки будущего гидроузла с каменно-набросной, бетонной гравитационной, арочной и арочно-гравитационной плотиной.

Из всех возможных вариантов наиболее предпочтительным оказался вариант с арочно-гравитационной плотиной. Например, вариант с каменно-набросной плотиной, потенциально несколько более дешёвый, был отвергнут по причине необходимости строительства крупных тоннельных водосбросов, требовавших сооружения сложных в эксплуатации двухъярусных водоприёмников и создававших тяжёлый гидравлический режим реки в нижнем бьефе.

Проектное задание Саяно-Шушенской ГЭС было утверждено Советом Министров СССР в 1965 году и предусматривало сооружение ГЭС с 12 гидроагрегатами мощностью по 530 МВт с подводом воды по типу использованного на Красноярской ГЭС, расположенными в здании ГЭС, по центру арочно-гравитационной плотины, и двумя поверхностными водосбросами без водобойных колодцев слева и справа от здания ГЭС, предусматривавших гашение энергии потока воды в яме размыва в нижнем бьефе.

В ходе работы над техническим проектом конструктивная схема отдельных элементов гидроузла, зафиксированная в проектном задании, подверглась изменению. В 1968 году по предложению Министерства энергетики СССР и заводов-производителей оборудования было решено увеличить единичную мощность гидроагрегатов до 640 МВт, что позволило уменьшить их количество до 10; кроме того, было принято решение об использовании однониточных трубопроводов и одноподводных спиральных камер, в результате чего удалось существенно уменьшить длину здания ГЭС. Также в связи со значительными прогнозируемыми размерами воронки размыва и возможным развитием ряда неблагоприятных процессов в нижнем бьефе было принято решение об отказе от предусмотренной проектным заданием схемы водосбросных сооружений с гашением потока в воронке размыва в пользу водосброса с водобойным колодцем, расположенного в правой части гидроузла.

11 января 1971 года технический проект Саяно-Шушенской ГЭС был утверждён коллегией Минэнерго СССР.

Подготовительный этап строительства Саяно-Шушенской ГЭС начался в 1963 году со строительства дорог, жилья для строителей и других объектов инфраструктуры. Согласно проектному заданию, строительство ГЭС предполагалось осуществить в 1963-1972 годах.

Непосредственные работы по сооружению собственно ГЭС были начаты 12 сентября 1968 года с отсыпки перемычек котлована первой очереди.

После осушения котлована 17 октября1970 годав основные сооружения станции был уложен первый кубометрбетона. К моменту перекрытия Енисея, осуществлённого11 октября1975 года, были построены основание водосбросной части плотины с донными водосбросами первого яруса, значительная часть водобойного колодца и рисберма. После перекрытия реки были развёрнуты работы по сооружению левобережной части плотины со зданием ГЭС. Вплоть до1979 годасток реки пропускался через 9 донных водосбросов, а также поверх строящейся водосбросной части плотины через так называемую «гребёнку», образованную наращиванием нечётных секций плотины по отношению к чётным.

Первый гидроагрегат Саяно-Шушенской ГЭС (со сменным рабочим колесом) был поставлен под промышленную нагрузку 18 декабря1978 года.

Отставание в темпах строительства ГЭС, в частности, в темпах укладки бетона, привело к чрезвычайному происшествию во время пропуска половодья 1979 года. Предполагалось использовать только водосбросы второго яруса (донные водосбросы первого яруса подлежали заделке). Однако из-за больших объемов паводковых вод возникла необходимость использования также и открытых водосливов, образованных за счёт штраблениянечётных секций водосбросной части плотины. Тем не менее, к началу половодья 1979 года водосбросной участок плотины не был подготовлен к пропуску воды и в этом варианте – в необходимые для безопасного пропуска половодья сооружения не было уложено более 100 000 м³ бетона. В результате23 мая1979 года при пропуске половодья произошёл перелив воды через раздельную стенку и затопление котлована ГЭС с введённым уже в строй гидроагрегатом № 1. Перед затоплением гидроагрегат был остановлен и частично демонтирован, что позволило после откачки воды восстановить его работоспособность. Но все же понадобилось время для восстановления гидроагрегата – откачка воды из здания ГЭС, осушка, ремонтно-восстановительные работы. В ходе восстановительных работ был сооружён бетонный барьер вокруг гидрогенератора, произведена герметизация ограждающих конструкций. Повторно гидроагрегат № 1 был включен в сеть20 сентября1979 года.

Ввод гидроагрегата № 2 (также со сменным рабочим колесом) был произведён 5 ноября1979 года, гидроагрегата № 3 со штатным рабочим колесом –21 декабря1979 года.

К этому времени начали возникать проблемы со строительными конструкциями плотины ГЭС. При заполнении водохранилища возникли трещины в бетоне плотины. Имели место значительные по объёму кавитационныеразрушения в водосбросах второго яруса и попусковом водосбросе первого яруса. Это было связано как с недостаточно продуманными проектными решениями, так и с отступлениями от проекта при строительстве и эксплуатации водосбросов. В частности, согласно проекту временные водосбросы второго яруса планировалось использовать в течение 2-3 лет, однако из-за затягивания строительства фактически они использовались 6 лет.

В 1980 году были пущены гидроагрегаты № 4 и № 5 (29 октябряи21 декабря),6 ноября1981 года– гидроагрегат № 6. Оставшиеся гидроагрегаты были пущены в1984 году(№ 7 –15 сентябряи № 8 –11 октября) и в1985 году(№ 9 –21 декабря, № 10 –25 декабря). К началу половодья 1985 года были заделаны водосбросы второго яруса и введена в работу часть эксплуатационных водосбросов. В1987 годувременные рабочие колёса гидроагрегатов № 1 и № 2 были заменены на постоянные. К1988 годустроительство ГЭС было в основном завершено, в1990 годуводохранилище было впервые заполнено до отметки НПУ. В постоянную эксплуатацию Саяно-Шушенская ГЭС была принята13 декабря2000 года.

И в процессе строительства Саяно-Шушенской ГЭС, и в процессе ее эксплуатации возникали проблемы, как со строительной (бетонной) частью станции, так и с оборудованием гидроагрегатов.

Проблемы с водобойными колодцами.

Первые, небольшие и относительно легко устранённые повреждения водобойного колодца Саяно-Шушенской ГЭС были зафиксированы в 1980-1981 годах. Разрушения были вызваны попаданием в водобойный колодец горной породы, кусков бетона и строительного мусора, нарушениями в технологии строительства, непроектными режимами работы водосбросов.

Более серьезные проблемы возникли при пропускании через водосбросы паводковых вод в штатном режиме. Конструкция и качество строительства водобойных колодцев оказались не способными работать в штатном режиме.

Так в 1985 году перед пропуском половодья водобойный колодец был осушен, обследован и очищен, значительных повреждений в нём обнаружено не было. После пропуска половодья, в ноябре 1988 года при осмотре водобойного колодца было выявлено наличие в нём значительных разрушений. На площади около 70 % поверхности дна колодца плиты крепления были полностью разрушены и выброшены потоком за водобойную стенку. На площади, составляющей порядка 25 % от общей площади дна колодца, были разрушены все плиты крепления, бетонная подготовка и скала на глубину от 1 до 6 м ниже основания плит.

Причины разрушения изучались различными комиссиями, объединяя выводы которых, можно отметить следующее.

Плиты, покрывавшие дно водобоя, были плохо закреплены. Между ними оставались незагерметизированные трещины, в которые проникала вода. При починке кавитационных повреждений водобойного колодца в 1981 году бетонная пломба была выполнена из некачественного бетона, места ее сопряжения с плитами крепления не были загерметизированы. Кроме того, при открытии затворов водосброса были использованы непроектные схемы сосредоточенного сброса воды в водобойный колодец.

При ремонте водобойного колодца вместо плит толщиной 2,5 м были уложены блоки толщиной 4 – 8 м. Устойчивость блоков обеспечивалась за счёт их веса, цементации основания и использования анкеров. При этом разборка старого крепления и подготовка основания для нового проводилась с широким использованием буровзрывных работ.

В 1987 годуэксплуатационные водосбросы не использовались. В1988 годудля пропуска летнего паводка с15 июляпо19 августаоткрывалось до пяти эксплуатационных водосбросов, максимальный расход достигал 5450 м³/с. После осушения колодца в сентябре 1988 года были обнаружены значительные разрушения его днища в центральной части. Общая площадь повреждений составила 2250 м², что соответствует примерно 14 % общей площади дна колодца. В зоне наибольших разрушений площадью 890 м² бетонное крепление было разрушено полностью, до скального грунта, с образованием в последнем воронки размыва. Бетонные блоки крепления весом до 700 тонн каждый были либо разрушены, либо отброшены потоком к водобойной стенке.

Причиной разрушения водобойного колодца являлось образование трещин в блоках первой очереди реконструкции в ходе подготовки основания под блоки второй очереди с применением широкомасштабных буровзрывных работ. Проникновение воды под давлением в трещины через открытые швы между блоками привело к разрушению повреждённых блоков первой очереди, что в свою очередь привело к отрыву от основания неповреждённых блоков второй очереди, часть из которых (толщиной 6 м и более) к тому же не была закреплена анкерами. Усугубило ситуацию включение водосбросов 43 и 44 секций с полным открытием затворов 1 августа1988 года, что привело к концентрации сбросов на «потревоженной», но ещё находившейся на месте части крепления, после чего в короткие сроки произошло разрушение крепления.

Разрушения в водобойном колодце после паводка 1988 года устранялись путём установки блоков, аналогичных блокам первой и второй очереди, но с герметизацией швов металлическими шпонкамии обязательной установкой анкеров. Кроме того, во всех сохранившихся блоках крепления второй очереди толщиной 6 метров и более также устанавливались анкера из расчёта один анкер на 4 м² площади. Была проведена цементация швов блоков всех трёх очередей. Взрывные работы при подготовке основания для установки блоков были исключены. Работы по реконструкции водобойного колодца были завершены к 1991 году, всего было уложено 10 630 м³ бетона, установлено 221 т пассивных анкеров и сеток и 46,7 т (300 шт.) предварительно-напряжённых анкеров. После завершения реконструкции, в ходе дальнейшей эксплуатации значительных разрушений в водобойном колодце не наблюдалось.

После выявления повторных разрушений в водобойном колодце в 1988 году было предложено, с целью снижения нагрузок на водобойный колодец, рассмотреть возможность сооружения дополнительного водосброса тоннельного типа пропускной способностью 4000-5000 м³/с.

Строительство берегового водосброса было начато 18 марта 2005 года. Строительные работы по сооружению первой очереди берегового водосброса, включающей входной оголовок, правый безнапорный туннель, пятиступенчатый перепад и отводящий канал, были завершены к 1 июня2010 года. Гидравлические испытания первой очереди были проведены в течение трёх дней, начиная с28 сентября2010 года. Завершение строительства берегового водосброса намечено на2011 год.

Повышенный уровень фильтрации через напорный фронт.

После наполнения водохранилища до отметки НПУ в 1990 году резко увеличился фильтрационный расход через тело плотины и зону контакта плотины и основания. Проект допускал уровень фильтрации в основании в пределах 100 – 150 л/с, а в теле плотины фильтрация вообще должна была быть незначительной. Тем не менее, в 1995 году была зафиксирована фильтрация в количестве 549 л/с в основании и 457 л/с в теле плотины. Причиной увеличения фильтрации явилось образование трещин в плотине, трещинообразование в месте контакта бетона плотины и её основания, а также разуплотнение пород основания. В качестве причин данного явления называются несовершенство использованных при проектировании расчётных методик и отступления от проекта при строительстве плотины (интенсификация строительства первого столба плотины при отставании в бетонировании других столбов).

В 1991-1994 годах предпринимались попытки заделки трещин в плотине и основании с помощью цементации, которые не привели к успеху – цементирующий состав вымывался из трещин. В 1993 годубыло принято решение воспользоваться услугамифранцузскойфирмы «Solétanche Bachy» («Солетанш Баши»), имевшей опыт ремонтных работ на гидротехнических сооружениях с использованиемэпоксидных смол. Работы по инъецированию трещин в бетоне плотины с помощью эпоксидного состава «Родур-624» были проведены в 1996-1997 годах и показали хороший результат – фильтрация была подавлена до 5 л/с и менее. Опираясь на этот опыт, в1998-2002 годахуже с помощью отечественного состава КДС-173 (компаунд эпоксидной смолы и модифицированногокаучука) были проведены работы по инъецированию трещин в основании плотины, также с положительным результатом – фильтрация снизилась в несколько раз, упав до значений меньших, чем предусмотрено проектом. Всего на ремонтные работы в плотине и основании было затрачено 334 тонны эпоксидных составов.

С 1997 года, после завершения заделки трещин в плотине, с целью недопущения их раскрытия было принято решение снизить отметку нормального подпорного уровня на 1 метр (с 540 до 539 м), а отметку форсированного подпорного уровня – на 4,5 м (с 544,5 м до 540 м). В 2006 году при прохождении сильного летнего дождевого паводка холостые сбросы через эксплуатационный водосброс достигали 5270 м³/с, существенных повреждений в водобойном колодце после его осушения обнаружено не было. Значительные объёмы сбросов через эксплуатационный водосброс (до 4906 м³/с) имели место и в 2010 году, при пропуске многоводного паводка обеспеченностью 3-5 %. После аварии в августе 2009 года эксплуатационный водосброс работал в течение более чем 13 месяцев, с 17 августа2009 года по29 сентября2010 года, пропустив 55,6 км³ воды без каких-либо повреждений.

В настоящее время действующая Саяно-Шушенская ГЭС имеет следующие характеристики.

Высота плотины составляет 245 м, ширина основания 110 м, а длина по гребню 1066 м.

Состав сооружений ГЭС:

бетонная арочно-гравитационная плотина высотой 245 м, длиной 1066 м, шириной в основании – 110 м, шириной по гребню 25 м. Плотина включает левобережную глухую часть длиной 246,1 м, станционную часть длиной 331,8 м, водосливную часть длиной 189,6 м и правобережную глухую часть длиной 298,5 м;

приплотинное здание ГЭС;

береговой водосброс.

Мощность ГЭС – 6400 МВт, среднегодовая выработка 23,5 млрд. кВт·ч. В 2006 году из-за крупного летнего паводка электростанция выработала 26,8 млрд. кВт·ч электроэнергии.

В здании ГЭС размещено 10 радиально-осевых гидроагрегатов мощностью по 640 МВт, работающих при расчетном напоре 194 м. Максимальный статический напор на плотину – 220 м.

Ниже Саяно-Шушенской ГЭС расположен её контррегулятор - Майнская ГЭС мощностью 321 МВт, организационно входящая в состав Саяно-Шушенской ГЭС.

Плотина ГЭС образует крупное Саяно-Шушенское водохранилище полным объёмом 31,34 куб. км (полезный объём – 15,34 куб. км) и площадью 621 кв. км.