车 璐，唐多生

（1.浙江省水利水电勘测设计院机电院，浙江 杭州 310002；2.云南省南极洛河水电站，云南 迪庆藏族自治州 674604）

1 问题的提出

南极洛河水电站位于云南省迪庆藏族自治州维西县，南极洛河与澜沧江交汇处下游约1.0 km，厂房位于澜沧江右岸。电站内装有2×43 MW冲击式机组[1]，额定转速600 r/min，机组安装高程1 831.0 m。于2015年11月投产，最大水头1 092 m，为国内千米以上水头单机容量最大的电站。

电站技术供水采用水泵单元供水方式[2]，从机组尾水池取水，经过滤、加压后供至机组用水部位，机组冷却水排至尾水渠。电站海拔较高，尾水常年水温为3.0~5.5 ℃，厂房环境温度为12.0~32.0 ℃。每年4—10月，因供水水温与厂房环境温度相差太大，室内空气相对湿度达到82%，技术供水系统管路大量结露，特别是发电机空冷器结露严重，即使在机坑内补装排水管，局部积水仍无法有效排出。机组每运行40 h，就需人工清理机坑内积水60 kg左右，存在较大的安全隐患，长期运行可能会引起安全事故。

针对管路结露情况，首先采用包扎保温材料进行改造，效果不明显；随后尝试对管路外壁补刷防结露油漆处理，收效甚微，且由于管路集中、数量较多，施工难度大，大量设备尤其是空冷器无法完全涂漆，问题得不到改善。

2 技术供水系统改造的必要性

2.1 保障机组安全运行的需要

电站地处澜沧江边，海拔1 831 m，环境湿度较大，加上技术供水系统结露的影响，室内空气相对湿度达到82%~90%，给厂房内机组和电气设备运行带来极大危害。

2.2 保护技术供水设备的需要

由于冷却水温与室温相差过大，技术供水系统设备结露，水泵、滤水器、管路及阀门严重锈蚀，自动化元件的准确性和稳定性受到影响，需要经常检修和更换，影响机组的正常运行。

2.3 保证运行人员人身安全的需要

由于管路结露，厂房的中间管道层和辅助设备层内冷凝水积聚后无法及时排出，造成地面湿滑，运行人员巡检设备时容易发生危险，危害人身安全。人工清理机坑内积水难度大，尤其是丰水期，一般均在机组正常运行情况下进行清理，危险程度高，机坑内油雾弥漫，噪音大，环境恶劣，不利于工作人员的人身安全。

2.4 减少冷却水池拦污栅清污的需要

技术供水取水池通过2根DN500的管道与2台机组的尾水渠相连，管道入口布置固定式拦污栅。丰水期拦污栅污物较多，为保证取水管的进水量，需定期对拦污栅进行清理。拦污栅位于尾水常水位以下，每次清理需停机后进入1.2 m深、冰冷的尾水渠内进行，工作量大且环境恶劣，给运行人员带来较大困难。

3 技术供水系统改造方案

通过包扎多种保温材料和涂刷防冷凝油漆等试验，收效甚微，不能彻底解决冷凝水问题。为了杜绝因冷凝水引起的可预防性事故，必须从控制技术供水的水温入手，才能做到彻底解决因技术供水水温过低造成的严重结露问题，消除机组运行的安全隐患，同时还能解决尾水渠内补水拦污栅需频繁停机清理等安全技术问题。

3.1 改造原理

方案1：将1#、2#机组的原空冷器排水管合并至1根DN400水管，从管道层接入技术供水取水池，提高供水池水温，实现技术供水部分循环化；其余机组排水不做改造，仍排至尾水渠，以免供水池水温过高。改造原理见图1。

图1 方案1改造原理图 单位：mm

方案2：每台机组增设1根DN250空冷器排水管，从水轮机层排至技术供水取水池，实现技术供水部分循环化；其余机组排水不做改造，仍排至尾水渠。改造原理见图2。

图2 方案2改造原理图 单位：mm

方案3：分别将2台机组的总排水管接至技术供水池，即所有机组排水均接入技术供水取水池，实现技术供水循环化；技术供水池与尾水渠之间的连接管仅作为补水用，控制技术供水池的水温不至过高。改造原理见图3。

图3 方案3改造原理图 单位：mm

3.2 改造方案比较

3种改造方案的比较见表1。由表1可知：

表1 改造方案比较表

方案1投资高，施工难度大，工期长，对发电影响大。由于技术供水池水温提升不明显，因此防结露效果差，更无法实现自动控制和调节。

方案2虽然投资略小，可以逐台施工，但防结露效果不显著，无法实现自动控制和调节。

方案3投资最小，与前2个方案相比均减少50%以上。施工难度小、工期短，可逐台施工，对发电影响最小。由于不需要对原有水管进行切割，仅在原管路出口补焊新管即可。施工不需穿越墙壁和楼层，每台机组改造新增的管道仅12 m。通过改造后，实现循环技术供水，可显著提高技术供水池水温，防冷凝效果十分显著，能彻底解决供水系统管路和设备结露的问题，有效避免设备故障和安全事故。另外，通过自动控制排水管上的调节阀，可以实现水温的自动控制和调节，自动化程度高，给运行带来很大便利。

4 改造方案实施

（1）机组总排水管从尾水渠通过原DN500取水管进入技术供水取水池，利用原技术供水池取水管（DN500）与改造水管（DN300）面积差作为补水调节通道。区域1作为补水通道，区域2作为循环水回水通道（见图4）。

图4 补水及回水管道断面图 单位：mm

改造后的排水管道需明敷于尾水渠至技术供水水池。为避免机组发电时尾水对明敷管道产生冲击，施工过程中，管道贴壁、贴地布置，同时在管道下增设减振垫、固紧圈等，提高水管的抗冲击能力。考虑到尾水渠蓄水深度约为1.2 m，有缓冲作用，可以消除绝大部分冲击力。

（2）改造后，每台机组总排水管接至技术供水池，每条管道长约12.0 m。新增管道在尾水中经过快速、简单地冷却，进入技术供水池，既可以提高技术供水池的水温，又不至于使水温过高而影响机组冷却。同时在新增的管道上增设1个放水支路，并配置电动调节阀（见图5中1#、2#阀门），水温过高时，通过调节阀门开度，减少循环水的供入，达到控制水温的目的。

（3）在技术供水池原排污管上增设1只DN200电动调节阀（见图5中3#阀门），可远程控制阀门开度。水温较高时，通过增加阀门开度，将水池的水适当排放，增加尾水渠的冷水补入，降低水温。

图5 改造方案示意图

经过上述改造，可有效提高技术供水池的水温，缩小其与厂房室温的差异，彻底解决机组供水系统严重结露的问题，避免由于结露引起的安全隐患。

5 改造成果

5.1 运行参数确定

技术供水系统改造后，可根据尾水水温、室内湿度及机组负荷，通过调节电动阀的开度来控制技术供水的进水温度，使管路不发生结露。根据电站运行经验，一般当室内空气的相对湿度不超过60%时，技术供水进水温度控制在18.5~19.7 ℃即不会发生结露，此时3#电动阀开度为阀门全开开度的1/3，1#、2#阀门处于关闭状态。机组刚启动时，供水池内水温偏低，电动阀处于关闭状态，待水池内水温升高至所需温度时，再调节电动阀开度进行水温调节。目前其他相关数据还在进一步搜集和整理中，下一步将结合机组运行中收集到的数据，尝试根据水温、机组运行工况和室内空气湿度实现PLC自动调节控制。

5.2 改造前后对比

改造前后对比见图6。改造前，室内设备和管路上可见大量冷凝水，技术供水设备房间内积水严重，设备和管路已出现部分锈蚀，机组绝缘下降。改造后，管路和设备可持续保持干燥，不存在结露现象。经过维护，可改善设备运行环境，消除设备锈蚀、场地积水情况，机组绝缘恢复，保证设备和人员安全。另外，改造后，尾水向技术供水池补水量大大减小，拦污栅面积减小，降低了运行人员清理拦污栅的频率。

图6 改造前后对比图

6 结 语

高海拔电站运行过程中，由于技术供水水温普遍偏低，或多或少都存在冷却系统结露问题。有的电站采取包扎法、涂漆法、暖风法、除湿法等措施，而南极洛河水电站冷凝水问题非常严重，采用上述措施均无法彻底解决。南极洛河水电站地处滇西，海拔高、温差大，因此，冷却系统结露问题目前在全国高海拔、高水头电站中最为严重。此改造方案为全国首例，彻底消除了冷凝水的危害，为其他类似电站解决供排水系统的结露问题提供一种新的思路。