老挝某电站机组非正常温升原因分析及应对措施

马景波

(中国葛洲坝集团第二工程有限公司，成都，610091)

老挝某电站机组非正常温升原因分析及应对措施

马景波

(中国葛洲坝集团第二工程有限公司，成都，610091)

本文对老挝南部某电站机组非正常温升原因进行分析、验证，确定了机组温升的直接原因，据此提出应对措施，对类似环境下的电站机组技术供水设计有一定的借鉴意义。

水电站机组 非正常温升 原因分析 措施

1 工程概况

老挝某水电站位于老挝南部波罗芬高原上，是利用河流在高原顶部和底部高差在相对短的距离内形成的600m水头发电，装机总容量88MW(2×44MW)。水库正常蓄水位820m，相应库容1.41亿m3。枢纽主要建筑物按500年一遇(Q=653m3/s)洪水设计，PMF(Q=1100m3/s)洪水校核，相应设计洪水位为820.02m，校核洪水位为820.70m。2010年11月8日工程开工，2015年9月3日投入商业运行，2015年10月26日业主向总承包项目部颁发移交证书。

机组技术供水对象为发电机空冷器、机组轴承油冷却器及主轴润滑，各供水对象用水量见表1。

表1 机组冷却水量参数

每台水轮发电机组冷却用水总量为367m3/h。

技术供水系统采用一次循环冷却方式，即从与尾水相连的一个集水井取水，经过泵加压、滤水器过滤，直接供给机组冷却，之后排往尾水。全厂设有三台深井泵，每台水泵后各设一套全自动滤水器，每台水泵流量满足一台机组冷却水量要求。

2 发现的问题及原因分析

2.1 发现的问题

机组投入商业运行后约两个月，发现水导油温及瓦温慢慢升高并接近设计给定的停机值，故停机检查。由于油温和瓦温都偏高，初步断定是技术供水系统问题，因此拆卸水导冷却器检查(水导冷却器为外置式，方便拆卸)，发现进水口被粘稠状附着物堵塞；肉眼观察集水井内水质无异常，考虑到集水井底部是否有淤积，因此申请停机对集水井进行清理。但在集水井水排干后，底部及四周均未发现与堵塞物类似的沉淀物，进水管吸水口(莲蓬头)上也未发现类似物质。

拆开技术供水泵出口的滤水器，经检查发现，滤水器内也已堆积了类似物质，附着在滤水器内壁及滤网上。现场使用高压水对便于清理部位进行了冲洗，机组继续运行，一个半月后水导温度仍上升较快。之后水导冷却器清洗频率较快，基本7天清洗一次，其余各部轴承如上导、推力、下导及空冷器的温度也在逐步上升。其中2#机上导油槽温度和推力瓦温度已经达到报警值；1#机空冷器冷风已超过报警值，上导油槽及推力瓦温度接近报警值；下导温度也比机组试运行时高出10℃以上。

2.2 原因分析及验证

对2#机组的下导冷却器，采用除垢剂对机组内的技术供水管路进行清洗。清洗前后机组运行温度参数对比见表2。

表2 2#机组下导冷却器清洗前后对比

通过对2#机下导冷却器的清洗，发现下导油槽温度下降14℃，瓦温分别下降了8.7℃和9.4℃。管壁附着物呈淡黄到深黄色，手感黏、滑，轻轻搓捻后变成水样物质，无颗粒感。为弄清楚附着物到底为何物，总承包项目部现场取样两份：发电机下导油冷却器进水管内壁附着物样品；电站尾水水样。从水样中检测出细菌、霉菌和酵母菌及附着物，主要成分为细菌、霉菌、藻类等水生物，而附着物则主要由细菌、霉菌和酵母菌组成。

老挝属热带、亚热带季风气候，电站处于老挝南部热带雨林山区地带，植被覆盖良好，多年平均降雨量为2206mm，多年平均最高气温32.5℃，多年平均最低气温23.4℃，适合细菌和藻类生长。机组技术供水采用的是开放式供水冷却方案，即从集水井(与电站尾水连通)抽水至机组进行热交换后排至尾水。冷却水源是库水，水生物较多，水中细菌、霉菌和酵母菌附着在管壁上并大量繁殖，导致技术供水管路和冷却器管道通径变小，热交换效率降低，造成机组各部位温度不断上升。

3 应对措施

为彻底解决机组温升问题，必须将开放式供水冷却方案改造成密闭式供水冷却方案。充分比较各种方案的优劣和工程实际情况，确定了循环尾水冷却器供水方案，其技术要求如下：最高出水温度28℃；最高河水设计水温25℃；处理水量400m3/h；水头损失10m；尾水渠中设计流速0.5m/s；尾水冷却器放置于电站尾水渠内。为保证换热效果，冷却器需淹没在尾水中，利用尾水对冷却器降温。

4 结语

该水电站机组经技术供水改造后，电站运行良好，再未出现因管路堵塞造成的机组温度非正常升高问题。从供水管路堵塞的原因可以看到，在湿热的气候条件下，为限制循环冷却水中微生物的生长繁殖，机组的技术供水设计不能采用一次循环供水冷却方式，而应采用密闭式二次循环系统较可靠。

TV737

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2095-1809(2016)06-0007-02

马景波(1975-)，男，山东苍山人，本科，学士，高级工程师，项目总工，主要从事水电工程设计管理、项目管理、工程施工技术研究等方面工作。

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