Какие малые ГЭС «РусГидро» строит на Северном Кавказе?

25 июня госхолдинг «РусГидро» запустил в эксплуатацию Верхнебалкарскую малую ГЭС в Кабардино-Балкарской Республике (КБР). С учетом «коронакризисных» реалий торжественное мероприятие прошло в формате видеоконференции, естественно, с участием первых лиц – команду на пуск нового энергообъекта из Москвы давал предправления, гендиректор «РусГидро» Николай Шульгинов, а на месте событий за процессом наблюдал глава республики Казбек Коков. 

Мощность МГЭС – 10 МВт, среднегодовая выработка электроэнергии - 60 млн кВт*часов. «Ввод Верхнебалкарской малой ГЭС в эксплуатацию – это вклад в надежность энергоснабжения Кабардино-Балкарской Республики. Новая станция обеспечит стабильную выработку чистой электроэнергии и снизит энергодефицит республики, покрываемый поставками электроэнергии из других регионов», - заявил Николай Шульгинов. «С вводом Верхнебалкарской малой ГЭС мы получаем новый экологически чистый источник энергии, ведь работа станции оказывает минимальное воздействие на окружающую среду. Помимо этого, ГЭС – это рабочие места и стабильное поступление налогов», - отметил, в свою очередь, глава КБР. 

Также в июне «РусГидро» приступило к монтажу гидросилового оборудования на строящейся в Ставрополье Барсучковской МГЭС (5,25 МВт). «Сегодня уже смонтированы закладные элементы проточной части гидротурбин, ведется монтаж направляющих аппаратов и рабочих колес гидротурбин… Строительство продолжается в плановом режиме. Завершены бетонные работы на здании ГЭС и напорных водоводах, смонтировано верхнее строение здания ГЭС, продолжается сооружение водоприемника и устройство инженерных сетей», - рассказали в госхолдинге. 

Всего «РусГидро», кроме ГЭС большой и средней мощности, эксплуатирует 31 малую станцию, из них 27 – на Северном Кавказе, еще четыре – на Дальнем Востоке. Их общая мощность составляет 436 МВт, в том числе 389 МВт – в СКФО. В ближайшие два года первое число будет увеличено на пять энергообъектов, суммарная установленная мощность которых составит 70,6 МВт (это как одна Чирюртская ГЭС-1 в Дагестане), а среднегодовая выработка электроэнергии – более 282,9 млн кВт*часов. Для сравнения: примерно столько же по итогам прошлого года, например, выработал Северо-Осетинский филиал «РусГидро» (тогда еще в республике, правда, не запустили Зарамагскую ГЭС-1 – материал об этом уникальном событии читайте здесь). А все 27 малых ГЭС на Северном Кавказе сейчас ежегодно производят около 1,3 млрд кВт*часов.

Суммарные инвестиции «РусГидро» в пять новых МГЭС на Северном Кавказе, если считать по уровню предельных капзатрат на киловатт установленной мощности, составят примерно 7 млрд рублей. «В СКФО существуют наиболее благоприятные природные условия для малой гидроэнергетики, кроме того, энергосистемы республик этого макрорегиона энергодефицитны, и дополнительная выработка МГЭС является востребованной», – объясняют в госхолдинге. Что еще важнее: регионы округа, в свое время выделенного из состава ЮФО, входят в первую ценовую зону ОРЭМ (в ОЭС Юга), что позволяет строить весьма дорогостоящие гидроэнергетические объекты по ДПМ ВИЭ – все пять МГЭС «РусГидро» прошли сквозь конкурсные отборы, инвестиции можно будет окупить за счет стабильных платежей потребителей оптового энергорынка. 

На том же Дальнем Востоке, например, применение подобного инструмента невозможно (и там ГЭС – Нижне-Бурейскую и Усть-Среднеканскую – «РусГидро» уже построили или достраивают за счет других источников). Во второй ценовой зоне ОРЭМ госхолдинг пока МГЭС строить не планирует, хотя планы гидростроительства у него есть и в Сибири – но вне рамок ДПМ ВИЭ (речь о достройке Крапивинской ГЭС в Кузбассе). 

Малые ГЭС, подчеркивают в «РусГидро», «позволяют обеспечить выработку возобновляемой электроэнергии при минимальном влиянии на окружающую среду». Неудивительно, что всевозможные эко-активисты на такие стройки обычно внимание не обращают, в отличие от проектов крупных плотин, в большинстве случаев сильно возбуждающих общественников. Другие неоспоримые преимущества МГЭС – относительно короткие сроки строительства (по сравнению с ГЭС средней и уж тем более большой мощности), возможность их размещения максимально ближе к потребителям (хотя в случае с ДПМ ВИЭ весь объем выработки все равно уходит на ОРЭМ), повышение надежности энергоснабжения отдаленных горных районов, до которых в лучшем случае доходит всего одна ЛЭП. 

Стоит отметить еще один позитивный эффект. В условиях фактического отсутствия в России инструментов возврата инвестиций для строек ГЭС средней и большой мощности, только малое гидростроительство сейчас позволяет поддерживать и развивать потенциал проектно-инжиниринговых организаций (проектирование МГЭС «РусГидро» ведут собственные институты «Гидропроект» и «Мособлгидропроект»), производителей гидросилового и электротехнического оборудования (турбины госхолдинг заказывает как на саратовском заводе Voith Hydro, так и у структуры «Атомэнергомаша» Ganz Engeneering, генераторы изготавливает «Русэлпром» и «Электротяжмаш-Привод»), а также строительных компаний («ЧиркейГЭСстрой», «Гидроремонт-ВКК» и др.). Кроме всего прочего, в малой гидрогенерации, в отличие от большой, есть возможность более широкого использования типовых решений. Но все это необходимо нарабатывать и поддерживать; в противном случае Россия может растерять свои богатые компетенции в гидростроительстве, накопленные в течение ХХ века.

По деривационной схеме 

Сказанное выше в полной мере справедливо для только что заработавшей в ОЭС Юга Верхнебалкарской МГЭС. Хоть это и малая станция, конструктивно объект получился крайне интересным и, как и все ГЭС, уникальным. Связано это в том числе и с тем, что изначально эта МГЭС должна была иметь мощность 29,6 МВт. Строить ее начинали в 2012 году, но уже через два года объекты (деривационный туннель, часть фундаментной плиты отстойника, входной оголовок холостого водосброса и др.) законсервировали – это оказалось дешевле, чем достраивать. В 2014-м сквозь сито отбора ДПМ ВИЭ «РусГидро» провело проект Сенгилеевской МГЭС на 10 МВт, которую планировалось построить в Ставропольском крае, но у этой станции возникли сложности с землеотводом. Через два года госхолдинг смог обосновать замену объекта – и в 2017 году приступил к строительству все той же Верхнебалкарской станции, но пониженной мощности. 

Место створа было выбрано в высокогорном Черекском районе на участке реки Черек Балкарский (правый приток Баксана) с перепадом высот 145 метров. По конструкции это типичная для Кавказа деривационная ГЭС – подобное техническое решение позволяет создать значительный напор на турбинах без строительства высотной плотины и создания водохранилища. Вода забирается выше по течению реки (водоприемный узел МГЭС расположен вдоль правого берега на отметке 1367,65 метров) и по системе водоводов подается на турбины. По месторасположению и функциональному назначению основные сооружения ГЭС разделены на три участка: головной узел, деривацию и станционный комплекс. 

В состав Верхнебалкарской МГЭС входят водозаборное сооружение, два безнапорных тоннеля общей длиной 795 метров, холостой водосброс, а также четырехкамерный отстойник для очистки воды от наносов (типичная для горных рек беда, с которой приходится считаться). В Череке Балкарском, например, в районе станции река ежегодно переносит более полумиллиона тонн взвесей; без отстойника, очищающего воду от частиц крупнее 0,2 мм, абразивный износ турбинного оборудования потребовал бы постоянных восстановительных ремонтов. Именно осветленная от наносов вода после очистки в четырех камерах и подается в деривационный канал-лоток длиной 1112 метров, а уже оттуда – в напорный трубопровод длиной 1778 метров. 

В машзале МГЭС установлены три горизонтальные гидроагрегата производства Voith Hydro мощностью 3,34 МВт каждый, с радиально-осевыми турбинами, работающими на расчетном напоре 125 метров с КПД не менее 94,5%. Диаметр рабочего колеса – 7,7 метров. Интересно, что турбины типа РО крутятся на всех ГЭС в Кабардино-Балкарии, кроме малой Акбашской (на ней, построенной на канале «Малка-Терек», установлены пропеллерные гидроагрегаты). На подводящем к каждой турбине трубопроводе есть дисковый затвор, который выполняет функции оперативного, ремонтного и аварийного закрытия. 

Все сооружения станции вписаны в окружающий ландшафт, земли не затапливаются, водный режим реки ниже по течению от здания МГЭС тоже не изменяется. Электроэнергия выдается в энергосистему через комплектное распределительное устройство напряжением 35 кВ по ЛЭП длиной 40 км на подстанцию «Кашхатау». С максимальной нагрузкой МГЭС сможет работать, конечно, только в летний период: практически весь сток реки приходится на июнь-сентябрь, за счет интенсивного таяния снежников и ледников в сочетании с проходящими дождями (наиболее водными являются июль и август). При отсутствии водохранилища сезонного регулирования зимой, например, располагаемая мощность МГЭС будет падать до 2,7 МВт. Тем не менее, КИУМ Верхнебалкарской ГЭС должен, по всем расчетам, составить отличные для малой гидрогенерации 70%.

КБР: новая энергосистема на базе ГЭС

Хотя гидрогенерация – исторически основной способ выработки электроэнергии в небольших республиках Северного Кавказа (Гизельдонскую ГЭС в Северной Осетии, например, построили по плану ГОЭЛРО и запустили в 1934 году!), в ряде субъектов СКФО столь «зеленый» профиль локальные энергосистемы получили уже в новое время. Кабардино-Балкария (864,4 тыс. населения) – один из ярких примеров.

За исключением Баксанской ГЭС, работавшей с 1936 года, и также построенной в рамках ГОЭЛРО (после теракта 2010 года ее за два года полностью восстановили и запустили заново, то есть, фактически, сейчас это абсолютно новая станция), и совсем маленькой Мухольской ГЭС 1962 года запуска, все остальные ГЭС в КБР – построены и введены уже в постсоветский период. Так что запуск Верхнебалкарской станции лишь продолжил давнюю традицию. 

Нижне-Черекский каскад – основной генерирующий актив республики, например, был построен за последнее двадцатилетие. Аушигерскую ГЭС (60 МВт) запустили в 2002 году, с 2010-го выше нее по реке Черек заработала самая мощная на данный момент в энергосистеме КБР Кашхатау ГЭС (65,1 МВт), а спустя шесть лет ниже по течению «включили» в сеть и Зарагижскую станцию (30,6 МВт). Сейчас установленная мощность семи ГЭС в республике (все они входят в состав Кабардино-Балкарского филиала «РусГидро»), с учетом новой Верхнебалкарской, составляет 198,1 МВт. В КБР работает еще две газовые блок-станции промышленных предприятий в Нальчике и пос. Нарткала суммарной мощностью 22 МВт. Вот и вся энергосистема!

При этом максимумы потребления в республике порой превышают установленную мощность собственной генерации – например, в 2018 году этот показатель «выстреливал» до 303 МВт. Дефициты мощности, особенно сильно возрастающие во время прохождения зимнего пика потребления, покрываются за счет перетоков из смежных энергосистем, благо имеющиеся межсистемные связи позволяют не ограничивать внутренних потребителей (с профицитным Ставропольем республику соединяет три магистральных ЛЭП 330 кВ; еще две такие же идут в Северную Осетию). В этой связи гидрогенерирующий профиль республиканской энергосистемы, для которого характерно сезонное ограничение мощности ГЭС, не является критически опасным явлением. 

Большую часть внутреннего спроса (до 70%) КБР также вынуждена покрывать за счет внешних поставок. Кабардино-Балкарский филиал «РусГидро», к примеру, по итогам прошлого года выработал 408,9 млн кВт*часов, обеспечив порядка четверти потребления республики (более 1,67 млрд кВт*часов). С учетом мизерного вклада тепловой генерации собственная выработка в КБР в последние годы покрывала не более трети от суммарного объема спроса, при этом если в 2015-2019 годы этот показатель рос (в среднем на 0,9% ежегодно), то производство в ту же пятилетку, наоборот, снижалось. Например, по итогам прошлого года – на 13,4% (к году предыдущему) или на 15,6% (к уровню 2015 года). Это было вызвано реконструкцией водоприемника напорного узла Баксанской ГЭС, из-за чего на этой станции пришлось «выключать» гидрогенераторы. Но даже в 2017-м, наиболее рекордном, году собственная выработка в КБР возрастала всего до 514,5 млн кВт*часов! 

Извне республике приходится ежегодно закупать примерно по 1,2 млрд кВт*часов (до 75% от всего потребления электроэнергии!). Запуск Верхнебалкарской МГЭС, конечно, радикально сложившуюся картину не исправит. С другой стороны, никто в КБР и не стремится к полному самообеспечению. При этом средняя прибавка примерно в 60 млн кВт*часов в год все же позволит хоть немного, но снизить внутренний энергодефицит, но что еще важнее – обеспечит надежное энергоснабжение населенных пунктов высокогорного Черекского района.

Интересно, что ГЭС в республике можно строить и строить, были бы деньги: только теоретический гидропотенциал КБР оценивается в 18,7 млрд кВт*часов, а технический – в 7,5 млрд кВт*часов! Кроме речной сети общей протяженностью 3794 км (более 200 рек бассейна Терека, в пределах республики эта река протекает на 76 км), в основном малых горных водотоков, для строительства МГЭС может быть использована и разветвленная ирригационная система – каналы в равнинной части протяженностью 3287 км. Впрочем, кроме развития собственной генерации у КБР есть еще один недоиспользованный ресурс энергоэкономии: здесь очень высока доля расходов электроэнергии на потери в сетях – до 25% (!), что сопоставимо с долей потребления городским и сельским населением. Но это уже тема для сетевых операторов.

КЧР: на базе мощной ГАЭС

Три из пяти строящихся «РусГидро» МГЭС – две Красногорских и Усть-Джегутинская, суммарно более 55 МВт – будут до 2022 года введены в Карачаево-Черкессии, энергосистема которой в чем-то схожа с КБР. И очень сильно связана с гигантской энергосистемой Ставрополья, одного из главных «энергодоноров» в ОЭС Юга.

Установленная мощность электростанций КЧР сейчас превышает 329 МВт (с учетом введенной в конце 2017 года МГЭС «Большой Зеленчук» на 1,26 МВт со среднегодовой выработкой 7,8 млн кВт*часов), и доминируют в ней тоже новые ГЭС (причем две из них, хотя и совсем небольшие по мощности, не принадлежат «РусГидро»). А крупнейшим производителем электроэнергии является уникальная Зеленчукская ГЭС-ГАЭС мощностью 300 МВт! При этом, как и в КБР, в энергосистеме действует две газовых ТЭЦ – «старая», Карачаево-Черкесского сахарного завода в пос. Эркен-Шахар, на 16 МВт, работает с 1964 года. А новая, из пяти ГПА по 2 МВт каждый, в Черкесске, была введена в 2014-2015 годы.

У пос. Водораздельный Прикубанского района КЧР с 1967 года работает также первая в истории ГАЭС в России – Кубанская, мощностью 15,9 МВт в турбинном и 14,4 МВт в насосном режиме. В среднем она вырабатывает порядка 10,7 млн кВт*часов ежегодно, но используется, прежде всего, для сезонного регулирования воды в Большом Ставропольском канале (БСК), обеспечивая наполнение его водой в маловодный осенне-зимний период. Являясь головной электростанцией Каскада Кубанских ГЭС (другой филиал «РусГидро»), в схемах развития энергосистемы КЧР эта ГАЭС не учитывается.

Однако сам Кубанский каскад, девять ГЭС и одна ГАЭС которого расположены в руслах БСК и Невинномысского каналов, на территории как КЧР, так и Ставропольского края, для небольшой республики СКФО является еще одним «главным кормильцем» (после Зеленчукской станции). МГЭС «РусГидро» – Усть-Джегутинская в КЧР и Барсучковская в Ставрополье – строятся для того, чтобы повысить эффективность использования водных ресурсов как БСК, так и Каскада Кубанских ГЭС. К примеру, Усть-Джегутинская МГЭС будет использовать подпорные сооружения существующего с 1960-х годов водохозяйственного гидроузла, расположенного на реке Кубань в пределах КЧР. Главной задачей этого сооружения является обеспечение забора воды в БСК, вся остальная вода пока что пропускается через водосброс обратно в Кубань. С запуском МГЭС этот холостой водосброс будет использован для выработки электроэнергии. Интересно, что конструкция новой станции сразу же предусматривает возможность ее расширения до 8,4 МВт – оставлено место для установки еще одного гидроагрегата. 

Барсучковская МГЭС будет использовать подпорные сооружения выравнивающего водохранилища Кубанской ГЭС-4, также входящего в состав БСК. Основная задача этого водоема – предотвращение резких колебаний воды ниже по течению, возникающих при изменении режимов работы ГЭС-4, и обеспечение водоснабжения Невинномысской ГРЭС «Интер РАО». После ввода в эксплуатацию МГЭС будет использовать энергию воды, пока что тоже вхолостую пропускаемую через водосброс выравнивающего водохранилища. 

Использование существующих подпорных сооружений позволяет «РусГидро» снизить затраты на строительство этих малых ГЭС. Проекты станций толе во многом сходи: в состав Усть-Джегутинской и Барсучковской МГЭС войдут водозаборные сооружения и напорные трубопроводы. Турбины типа ПЛ для обоих станций сделает Ganz Engineering, а генераторы – «Русэлпром».

Кстати, одновременно с «РусГидро» в рамках ДПМ ВИЭ компания «ЭнергоМИН» строит МГЭС мощностью 7 МВт на Просянском сбросе БСК, а ООО «Южэнергострой» – Нижне-Красногорскую МГЭС (23,728 МВт) на реке Кубань. Все эти проекты, очевидно, также направлены на повышение эффективности использования единых водных ресурсов, благодаря чему надежность энергоснабжения не только потребителей в КЧР, но и в Ставрополье вырастет.

О Красногорских МГЭС «Кислород.ЛАЙФ» сообщал год назад (ссылка), когда «РусГидро» приступило к их строительству. Напомним, в рамках этого проекта на реке Кубань ниже Зеленчукской ГЭС-ГАЭС построят практически идентичные МГЭС-1 и МГЭС-2. Эффект от запуска этих объектов для энергосистемы трудно будет переоценить. Одна на двоих плотина поможет выравнивать в получившимся водохранилище колебания уровня воды, которые возникают при изменении режимов работы ГЭС-ГАЭС. Это позволит снять сезонные ограничения мощности Зеленчукской станции (около 70 МВт), и обеспечить благоприятные условия для водопользователей ниже по течению, включая, опять же, водозаборные сооружения БСК. В результате водный режим всей реки Кубань будет оптимизирован, что обеспечит рост выработки уже на станциях Каскада Кубанских ГЭС – на 250 млн кВт*часов в год (по итогам прошлого года выработка филиала превысила 1,3 млрд кВт*часов). 

«Устроены перемычки правобережного котлована, в котором будут возводиться сооружения гидроэлектростанций, включая водосброс, здание ГЭС-2 и две секции плотины. Завершено устройство буросекущих свай, которые обеспечили водопроницаемость перемычки. В котловане ведутся работы по разработке скального грунта в основании будущих основных сооружений ГЭС. Уже извлечено порядка 75 тысяч кубометров грунта из необходимых 193 тысяч. Продолжается строительство правобережной ограждающей дамбы и цементационные работы», - сообщали в «РусГидро» в апреле. На станциях установят гидротурбины поворотно-лопастного типа производства Voith Hydro, и четыре гидрогенератора мощностью по 12,45 МВт каждый, которые будут изготовлены в Пермском крае на заводе «Электротяжмаш-Привод».

В отличие от КБР, максимумы нагрузок в Карачаево-Черкессии (в 2012 году в декабре, например, было 228 МВт, в прошлом году – 207 МВт) собственная установленная мощность электростанций перекрывает с запасом уже сегодня. Но – вспоминаем про особенности функционирования ГЭС: располагаемая мощность в часы зимних максимальных нагрузок в республике может сильно сокращаться, до 6 МВт (!), что в Схеме и программе развития электроэнергетики объясняли «ограниченностью гидроресурсов в зимний период, недостаточной тепловой нагрузкой на ТЭЦ, наличием конструктивных дефектов и износа оборудования». Покрытие дефицитов мощности осуществляется по межсистемным ЛЭП 110 и 330 кВ из Ставрополья. 

Собственное производство ежегодно – порядка 485 млн кВт*часов, основной объем (445,65 млн кВт*часов по итогам прошлого года) обеспечивает Карачаево-Черкесский филиал «РусГидро». А в нем, соответственно, Зеленчукская ГЭС-ГАЭС (85-95% всей электроэнергии в КЧР). Уникальная особенность КЧР – порядка 110 млн кВт*часов в общем объеме ежегодного потребления (в прошлом году 1,38 млрд кВт*часов) тратится на заряд ГАЭС. Как с учетом, так и без учета этих «технических» миллионов киловатт-часов спрос в республике растет – по итогам 2019-го, например, на 2,07% к году предыдущему. Как и в Кабардино-Балкарии, внутренее потребление приходится обеспечивать закупками из ОЭС Юга (до 900 млн кВт*часов в год). 

В структуре потребления в КЧР самую высокую долю занимают домашние хозяйства и сфера услуг (до 44%). Поэтому для республиканской энергосистемы характерны пиковые графики нагрузки – утренний и вечерний взлеты. А вот неравномерность графиков месячных максимумов достаточно низкая – летнее снижение составляет всего 30-34%, что объясняется высокой долей сезонных потребителей (сельхозпредприятий и развитием курортно-туристических комплексов). Такой энергосистеме идеально подойдут именно МГЭС, способные маневрировать вслед за спросом практически в онлайн-режиме. 

Суммарный вклад в выработку в КЧР от трех МГЭС «РусГидро» может составить порядка 200 млн кВт*часов в год! Или чуть менее половины от тех объемов, что производят электростанции в КЧР сегодня. Как и КБР, республика обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом, освоение которого на настоящий момент не превышает 17%. Разведаны более 30 створов рек для размещения МГЭС, сообщали в республиканском минпромторге. 

Пять новых МГЭС, которые достраивает «РусГидро», это лишь старт большой истории. На церемонии пуска Верхнебалкарской МГЭС глава «РусГидро» Николай Шульгинов, например, упомянул об интересе госхолдинга к проекту малой ГЭС «Псыгансу». Также в июне в пресс-службе министерства ЖКХ, топлива и энергетики Северной Осетии сообщили, что «РусГидро» прорабатывает проекты строительства трех МГЭС в Алагирском, Ирафском и Моздокском районах республики. «Новые станции общей мощностью 17,5 МВт стабилизируют ситуацию с подачей электроснабжения в горных населенных пунктах Северной Осетии, сократят дефицитность электроснабжения и дадут толчок для развития туристического кластера в районах», - отмечали в министерстве.

Моздокская МГЭС, согласно предварительному проекту, будет расположена на 20-м км Терско-Кумского канала. Фиагдонская – на одноименной реке в районе Хилакского ущелья. Белагидонская ГЭС, наиболее крупная из трех, может появиться у села Ахсау. «Для проработки и уточнения расположения гидроэлектростанций создана рабочая группа, (которая)… проведет анализ землеотвода, расчет возможных рисков, оценку использования охранных зон, в том числе территорий, относящихся к культурным памятникам. При положительном заключении к концу года будут оформлены необходимые документы, плановое выполнение строительных работ – 2021-2025 годы», - сообщали в ТАСС.