对某小型水电站技术供水系统改造

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1、其他SMALLHYDROPOWER2011No6，TotalNo162某小型水电站技术供水系统改造翁国平方家祥(杭9I1汇安电力工程技术有限公司浙江杭州310004)王正山(杭州华安无损检测技术有限公司浙江杭州310000)m／h)、0．4MPa。1电站概况水轮机导轴承油却器用水量、水压：50L／rain某小型水电站位于四川省阿坝州松潘县境内，(3Ⅱl3／h)、0．4MPa。其河流为岷江上游右岸的一级支流，最终从右岸注水轮机主轴密封用水量、水压：30L／rain入岷江。电站流域面积1312．2km2，

2、多年平均流量(1．8nl3／h)、0．2MPa。16．8m3／s，闸址多年平均悬移质含砂量1台机组总用水量：Q=66+24+2．1+3+1．80．305kg／m3=96．9m3／h。，多年平均悬移质输砂量16．3万t，多年平均推移质输砂量1．63万t。该电站水库正常蓄2．2技术供水方式水位约2770．0ITI，死水位2766．5m，调节库容约该小型水电站的水头范围在162．96180．28II113．0万m3，总库容约18．0万m3，设计引水流量之间，单机容量为12MW。根据《水力发电厂水力l6．82

3、m3／s，装机容量24MW，多年平均发电量机械辅助设备系统设计技术规定》(DL／T5066)的1．22亿kW·h，装机利用小时5439h。规定：“水电厂工作水头大于100m时，宜优先考虑主厂房内安装2台单机容量均为12MW的立轴水泵供水，射流泵供水或水轮机顶盖取水方式”。水轮发电机组，安装场布置在主厂房的左侧。主厂考虑到射流泵供水方式效率低、无成熟的产品，顶房长36m，宽14．9m，其中机组段长22nl、高盖取水供水方式水压不稳定，机组制造厂家尚无实23．5m；安装场长14m、高18．8m。安装场与发

4、电际应用经验，故本电站设计采用自尾水取水的水泵机层同高，发电机层、水轮机层和蜗壳层各层高程供水方式；每台机组配置2台水泵，1台主用，1分别为2592．66In、2587．50m和2583．20m。水轮台备用。机安装高程为2585．70Ill。2．3技术供水设备及布置技术供水水源取自机组的发电尾水，每台机组2原技术供水系统设有2台水泵，每台水泵设有2个取水口(取水口2．1技术供水用户和水量布置在2台机组尾水管出口之间的混凝土土墩上，2个取水口的中心高程分别为2585．00m和本电站技术供水的对象主要是：

5、发电机上导和2586．50m)。2台水泵后的出水管上设有1根推力轴承、下导轴承、水轮机导轴承、发电机空冷DN150的联通管，滤水器布置在技术供水泵之后，器、主轴密封用水。2台水泵共用1台全自动滤水器。水流经水泵加机组制造厂家(杭州江河电力设备有限公司)压、滤水器过滤后送至机组各冷却器，再分别通过提供的1台机组用水情况如下：DN100轴承冷却排水总管和DN100空冷器冷却排水发电机空冷器用水量、水压：1100L／rain管排至下游尾水。(66m／h)、0J4MPa。水轮机主轴密封用水量较小，但对水质和水

6、源发电机推力、上导轴承冷却用水量、水压：要求较高，其主水源取自每台机组的技术供水管，400L／min(24m3／h)、0．4MPa。备用水源取自全厂生活供水总管，2个水源的主轴下导轴承冷却用水量、水压：35L／min(2．1密封供水均经精密过滤器再次过滤后供给。主、备收稿日期：2011—10—19用水源采用自动切换方式。作者简介：翁国平(1966一)，男，工程师，主要从事电力机组技术供水系统的供水泵、滤水器及其它设工程技术服务工作。备布置在技术供水泵房(2583．20m高程)内。·122·小水电201

7、1年第6期(总第162期)其他2．4技术供水系统主要设备技术供水设备清污处理后，未开机时测得1号机技机组技术供水系统主要设备如下(见表1)。术供水水压为0．27MPa，2号机水压为0．3MPa；2表1机组技术供水系统主要设备台机组同时运行时，1号机技术供水水压仅为0．14MPa，2号机技术供水水压为0．18MPa，压力明显偏低，致使机组各轴承的瓦温较高，给机组安全、稳定运行造成严重的威胁。4技术供水系统改造方案为改善该小型技术供水的水质，减少技术供水的杂质，根据技术供水已有的设计方案，结合电站现场实际

8、情况，提出将检修集水井兼作技术供水沉砂池的改造方案。改造方案主要内容为：将现场原3原技术供水系统运行情况1、2号机组靠近检修集水井内壁的预埋技术供水泵取水管在连接三通处凿开，并将每个尾水取水口电站2台机组分别于2009年9月和2009年l1管路单独引至检修集水井，使机组发电尾水先流至月相继投入商业运行。根据运行单位提供的“关于检修集水井内进行沉淀，再由水泵取水管从检修集某电站机组技术供水系统存在严重缺陷的情况汇水井经水泵加压后供给各用水单元。同时，为了减