Широкие исследовательские и проектные работы по Ангаре проводились с 1931 года специально созданным Ангарским бюро «Гидроэнергопроекта» под руководством крупного знатока сибирских рек профессора В. Малышева. В результате была разработана предварительная схема использования Ангары, уточненная уже после 2-ой Мировой войны.
Ангара – одна из наиболее богатых гидроэнергетическими ресурсами рек Российской Федерации. Её запасы водной энергии оцениваются в 94 миллиарда киловатт-часов. Отличительной особенностью Ангары является редко встречающаяся в природе равномерность стока в течение года. Регулятором стока является озеро Байкал, в которое несут свои воды более трехсот больших и малых рек, а вытекает лишь единственная река – Ангара. Природа как бы создала для Ангары огромное естественное водохранилище.
Ангара сочетает в себе два важных энергетических свойства: полноводность крупных равнинных рек, не имеющих большого падения, и стремительность горных потоков, обладающих небольшим расходом воды. Редчайшее же качество Ангары – постоянство расхода этого мощного потока воды в течение всего года, что обеспечивает равномерную работу гидроэлектростанций Ангарского каскада весь год.
Опыт, накопленный советскими гидростроителями, успехи советской науки и техники, развитие отечественной промышленности позволили приступить к практическим работам по освоению гидроэнергетических ресурсов Ангары.
В 1949 году Советское правительство постановило начать строительство Иркутской гидростанции. Промышленный ток станция дала в декабре 1956 года, общая мощность ее – 660 МВт.
Через пять лет – в ноябре 1961 г. был поставлен под промышленную нагрузку первый агрегат Братской ГЭС. Эта станция общей мощностью 4500 МВт принята Государственной комиссией в 1967 году в канун 50-летия Советской власти. Вскоре, после того как на Братскую гидроэлектростанцию пришли строители, начались детальные изыскания по определению нового участка для сооружения следующей, третьей ступени Ангарского каскада.
При выборе места для сооружения третьей гидроэлектростанции – Усть-Илимской, специалисты Гидроэнергопроекта изучали возможность сохранения продуктивных сельскохозяйственных угодий илимской долины – старинной сельскохозяйственной житницы Приангарья. В частности, рассматривались варианты размещения гидроузла до впадения реки Илим. Однако в этом случае мощность ГЭС была бы на 1000 МВт меньше, а среднегодовая выработка электроэнергии снизилась бы на 5 млрд кВт. ч. Это обстоятельство повлияло бы на окончательное решение. Место для будущей ГЭС выбрали ниже устья Илима, в 250 км от Братска, возле Толстого Мыса.
8 июня 1962 г. было принято постановление ЦК КПСС и Совета Министров СССР № 570 о начале подготовительных работ по строительству Усть-Илимской ГЭС.
Первый десант к месту строительства прибыл в декабре 1962 года. Возведение гидроузла началось в марте 1966 года. Для доставки грузов к створу ГЭС в составе Братскгэсстроя был создан специальный флот. Первые грузы и строительная техника пошли по зимнику, пробитому из города Братска в 1962 г.
В марте 1966 г. начались работы на основных сооружениях, отсыпка перемычек для котлована гидроузла. Этот месяц и считается началом строительства Усть-Илимской ГЭС. В феврале 1967г. произведено первое перекрытие Ангары. Был отгорожен земляными перемычками левобережный котлован под строительство бетонной плотины. Первый бетон был уложен в тело плотины в апреле 1968 года. 13 августа 1969 г. состоялось торжественное перекрытие Ангары.
Второе перекрытие реки произведено в августе 1969 года. В результате был образован правобережный котлован под строительство станционной части плотины и ГЭС. Это обеспечило широкий фронт бетонирования сооружений ГЭС и плотины. Здесь, впервые в стране, Ангара была перекрыта пионерным способом, т. е. непрерывной отсыпкой камня, бетонных блоков с двух берегов реки, а не с мостов, как на волжских и Братской ГЭС. В тело плотины заложено около 5 млн. м3 бетона и железобетона. Строители разумно использовали природные условия: гранитный остров Лосенок, расположенный в русле реки, в створе с продольной перемычкой, диабазовое дно Ангары. При сооружении гидроузла использовалась строительная база Братскгэсстроя.
3 октября 1974 года началось заполнение долины Илима водами Усть-Илимского водохранилища и продолжалось до 1977 года. Проектная мощность Усть-Илимского водохранилища – 200 тыс. га, из них 151 тыс. га составляет зона затопления, из которой предстоит убрать 11, 9 млн. м3 товарной древесины. 15 октября 1974 года гидростроители отметили рождение рукотворного Усть-Илимского моря.
Общая продолжительность строительства гидроузла до ввода первых трех агрегатов в конце 1974г. складывалась из пяти подготовительных (1963-1967гг. ) и семи лет основных (1968-1974гг. ) работ. Первый агрегат УИ ГЭС дал промышленный ток 28 декабря 1974 года, а 20 мая 1975 года гидроэлектростанция выработала свой первый миллиард кВт/час электроэнергии.
С 1975 по 1977 год вводилось ежегодно по 4 агрегата. Ввод всех 15-ти агрегатов первой очереди был завершен к ноябрю 1977г. Станция была выведена на проектную мощность. В первом квартале 1979 г., благодаря достигнутой в ходе строительства экономии, был введен агрегат №16. Усть-Илимская ГЭС сопоставима с Братской ГЭС по мощности, но превосходит её по экономическим показателям.
В декабре 1980 года Государственная комиссия приняла в эксплуатацию Усть-Илимскую ГЭС с оценкой «отлично», и уже через год она полностью возвратила народному хозяйству все затраты на её сооружение.
Плотина гидроузла подняла воды Ангары более чем на 90 м, создав Усть-Илимское водохранилище с объемом воды 59 км3 и площадью водной поверхности 1, 8 тыс. км2. Его подпор распространился по долине Ангары на 302 км, по долине Илима – на 209 км. Максимальная ширина водохранилища – 10-12 км. На его дне осталось свыше 5 млн. м3 ликвидной древесины.
24 октября 2000 года счетчики Усть-Илимской ГЭС зафиксировали выработку 500 млрд. кВтч электроэнергии. На тот период всего 2 гидростанции в мире выработали такое количество электрической энергии – Братская и Усть-Илимская. Этого количества электроэнергии (500 млрд. кВтч) хватило бы нашему стотысячному городу вместе с работой УИ ЛПК на 401 год. Это же количество электроэнергии обеспечило бы непрерывную работу БРАЗа в течение 32 лет.
Усть-Илимская ГЭС – одна из самых экономичных электростанций в России и за 25 лет со дня выработки 1-го кВтч 11 раз окупила затраты на строительство.
Усть-Илимская ГЭС расположена ниже Братской ГЭС на 305 км в урочище Толстый мыс, где Ангара сужается до 800 м по урезу воды.
Здание ГЭС с монтажной площадкой (МП) и административно-производственным корпусом (АПК) расположено за плотиной у правого берега, на котором также размещены ОРУ-220 и 500 кВ. В районе ОРУ расположены: служебно-производственный корпус (СПК), хозяйственный двор, включающий в себя четыре корпуса А, Б, В и Г, а также здания автохозяйства.
Напорный фронт Усть-Илимской ГЭС равен 3838 м. ; он образован левобережной каменно-насыпной плотиной (1710 м), участком скального массива Толстого Мыса (115 м), высоконапорной бетонной гравитационной плотиной (1475 м) и правобережной намывной плотиной (538 м).
Водохранилище Усть-Илимской ГЭС втрое меньше Братского моря. Оно разлилось по Ангаре на 302 км и по Илиму на 229 км. Его объем равен 59, 4 млрд. м3, а площадь – 1873 км2, с наибольшей шириной до 10 км. Это обеспечит сезонное регулирование стока притоков Ангары на участке Братск – Усть-Илимская ГЭС. Водохранилище, отличает и чрезвычайно низкая сработка – всего 1, 5 м, на Братской ГЭС — 10 м. В течение почти девяти месяцев (исключая зимние), уровень верхнего бъефа практически постоянен, что обеспечивает стабильную выработку электроэнергии и создает благоприятные условия для образования на берегах водохранилища различных поселений, строительства крупных баз для приемки древесины, поставляемой на Усть-Илимский ЛПК.
Для удобства работы и облегчения ориентации по высоте в зданиях и сооружениях на Усть-Илимской ГЭС принята система абсолютных отметок. В России за ноль принята отметка поверхности Балтийского моря. Так, например, гребень бетонной плотины находится на отметке 302, 0, т. е. он расположен выше уровня поверхности балтийского моря на 302 метра. Отметка пола машинного зала УИ ГЭС составляет 214, 50 м., а столовая расположена в АПК на отметке 222, 60. Массивная гравитационная плотина, опираясь на мощное базальтовое основание, перекрыла реку и своими крыльями зашла на берега. С левой стороны она опирается па базальтовый купол Толстого мыса, к которому с другой стороны примыкает левобережная земляная плотина. На правом берегу бетонная плотина соединяется с правобережной земляной плотиной длиной 538 м.
Высотная бетонная плотина имеет вертикальную стену в верхнем бьефе с нависающей консолью для подкранового пути и наклонную грань нижнего бьефа. Такая форма плотины обусловлена расчетами на устойчивость сооружения и экономией бетонных работ. Водосливная часть с 11 водосбросами шириной по 16 м каждый расположена в русле реки, у левого берега.
Пропуск строительных расходов воды во время перекрытия Ангары осуществлялся через временные отверстия в нижней части водосливных секций сечением 12х10 м каждое. Дальнейший сброс воды при наполнении водохранилища производился через 8 глубинных водоспусков сечением 3х4, 8 м, которые были забетонированы после возведения ГЭС. Стальные трубопроводы диаметром 7, 8 м, подающие воду к турбинам, заложены в теле станционной части плотины. Благодаря заглублению порога водоприемников на 36 м ниже нормального уровня верхнего бьефа первые три агрегата станции были пущены в декабре 1974 г. Еще до окончания заполнения водохранилища.
Проектная мощность Усть-Илимской ГЭС составляет 4320 МВт, установленная мощность – 3840 МВт, средняя многолетняя выработка (проектная) – 21, 7 млрд. кВт. ч, максимально-возможная – 32 млрд. кВт. ч.
На ГЭС в машинном зале установлено 16 гидроагрегатов мощностью по 240 МВт, напряжением 15, 75 кВ с радиально-осевыми турбинами РО-100/810-ВМ-550 и синхронными гидрогенераторами зонтичной конструкции типа ВГС-1190/215-48ХЛ4.
Стальные трубопроводы диаметром 7, 8 м, подающие воду к турбинам, заложены в теле станционной части плотины. Благодаря заглублению порога водоприемников на 36 м ниже нормального уровня верхнего бьефа первые три агрегата станции были пущены в декабре 1974 г. Еще до окончания заполнения водохранилища.
Сегодня расход воды на выработку 1 кВт. ч электроэнергии в среднем составляет 4, 6 м3.
Вырабатываемая гидрогенераторами электроэнергия передается через блочные (два генератора на один трансформатор) трансформаторы 1Т ÷ 8Т типа ТЦ 630000/220 (ст. № 1Т, 2Т) и ТЦ 630000/500 (ст. № 3Т÷8Т), соответственно на сборные шины ОРУ-220 и ОРУ-500 кВ.
На ОРУ-220 предусмотрены две системы шин с одним выключателем на цепь; для ревизии выключателей имеется обходная система шин и обходной выключатель, кроме этого имеется шиносоединительный выключатель. Всего на ОРУ-220 кВ установлено 13 выключателей типа ВВД-220Б-40/2000ХЛ1. От ОРУ-200 кВ отходят 7 высоковольтных ЛЭП. На ОРУ-500кВ имеются 4 секции шин (1С-4С) с четырьмя выключателями на три присоединения (4/3). Нечетные секции соединяются секционным выключателем СВ-1-3, четные – СВ-2-4. На ОРУ-500 кВ установлено 14 выключателей типа ВВБ-500-35, 5/2000ХЛ1. От ОРУ-500 кВ отходят две ВЛ.
Электрическая связь между системами шин 220 и 500 кВ осуществляется с помощью двух групп автотрансформаторов (ст. № 1АТ, 2АТ) мощностью по 501 МВА (3167) типа АОДЦТН 167000/500/220.
Питание собственных нужд (СН) ГЭС осуществляется от трех комплектных распредустройств 6 кВ: КРУ МП (монтажной площадки), КРУ БП (бетонной плотины) и КРУ СПК (служебно-производственного корпуса ОРУ).
КРУ МП является основным распределительным устройством собственных нужд и состоит из двух секций с секционным выключателем, питание секций выполнено от трех независимых источников: обмотки 35 кВ автотрансформатора 1АТ, шин 35 кВ подстанции №3 (по ВЛ-35-34) через понижающие трансформаторы 101Т, 102Т типа ТДНС 10000/35/6 и шин 6 кВ подстанции №3 (по ВЛ-304).
Среднегодовое потребление на собственные нужды составляет 18939, 8 тыс. кВтч, что составляет менее 0, 1 % от количества вырабатываемой электроэнергии.