几内亚苏阿皮蒂水电站技术供水温度与供水方式

杜才明，张 俊，白 杨

(中国水利电力对外有限公司，北京 100120)

苏阿皮蒂电站是西非几内亚共和国孔库雷河梯级开发的第二级，距首都科纳克里约135 km。本工程水库正常蓄水位210 m对应库容63.17亿m3，装机容量450 MW，工程等别为Ⅰ等，工程规模为大(1)型。主要建筑物有碾压混凝土重力坝、坝后厂房、进场公路及桥梁等。

坝址流域面积10 800 km2，正常蓄水位对应库容63.17亿m3，调节库容39.4亿m3，年均来水103.3亿m3，属多年调节水库。碾压混凝土重力坝，左岸坝后式厂房，最大坝高120 m，坝顶长1 164 m。装机容量4×112.5 MW=450 MW，混流式机组，额定水头87 m，工作水头72.52～99.98 m。坝后背管式压力钢管取水，一机一管供水，进水口中心线高程160 m，正常高水位210 m，最低发电水位185 m。流域植被良好，河水泥沙含量小于10 g/m3。对外主合同要求技术供水为钢管自流减压供水+二次循环冷却供水，要求设计冷却水温30℃。工程于2016年4月开工，计划2020年9月首台机投产发电，2021年1月工程竣工。

1 冷却水温

1.1 大气与浅层地温

电站坝址地理坐标为北纬10°25'，西经13°15'，距大西洋海岸线约60 km，为热带季风气候，季节性平均温差很小。几内亚森林茂密，植被良好，雨季(6-10月)降雨集中，日照时间短，天气湿凉；旱季(11月-次年5月)日照充足，昼夜温差较大。气温年均最高37.6℃、最低8.5℃，极端最高44.2℃、最低6.5℃，全国年均26℃(工程区27℃)，分地区年均24℃～32℃。通过下游凯乐塔电站及本电站已建坝体温度监测，5～20 m的浅层地温常年在22℃～33℃左右。其最低气温、平均气温与浅层地温均与国内亚热带地区有较大差异，明显偏高。如华东、华南地区年均气温为18℃～26℃，浅层地温通常在18℃～25℃，霜冻期甚至能低到4℃。地表温度主要受日照强度、大气温度和植被因素影响，浅层地温为间接传导，相对稳定。

1.2 地表水温与浅层地温

上述统计数据与实践表明，河流地表水温与浅层地温比较接近，并受地表和大气温度影响。由于水的比热容高，相对大气的昼夜、季节性温差变化小，有明显的热量呼吸、温度滞后效应。热带地区地表水温的平均值，比亚热带地区要高5℃～8℃左右，深水区取水的，层流稳定时过机水温才有所降低。由于热带地区无冬季，地表水温一般不低于20℃，而国内大多数地区，霜冻日甚至能低至0℃及以下，这是电站规划设计与运用管理实践中，在有关水工坝体温度应力分析、施工温控设计、机组主变冷却等环节需要足够重视的地方。

1.3 水库特点与层温分布

电站下游6 km处为已建235 MW的凯乐塔电站，2015年投产，中方运维。库容0.225亿m3，年均来水109亿m3，径流式电站，雨季水流紊动，旱季层流相对稳定。取水口在库水位以下约11～14 m，过机水温受入库流量、气温影响较大，雨季过机水温与水面温度接近，旱季低2℃～3℃。运行3年的统计数据，过机水温在23.5℃～30.65℃变化，最低为1月份，最高为6月份，与平均环境温度对应，均出现在水库层流稳定期。

电站上游100 km处为已建75 MW的格拉菲里水电站，2009年投产，总库容16.2亿m3，调节库容13亿m3，年均来水22亿m3，多年调节水库，非主汛期层流稳定。几方运维，几方只能提供不完整的水面温度，为28℃～31℃，无过机水温数据。技术供水为压力钢管自流供水单一方式，运行多年后冷却器水管结垢淤塞较严重，拟更新改造冷却器形式，并加装四通切换阀定期反冲洗。

由于本工程与格拉菲里同为多年调节水库，最大水深、取水深度相近，为了摸清水库层温变化关系，工程管理及其设计单位于2016年3月、10月两次专程赴该水库测量水温。结果表明水面温度随大气温度波动，变化不大，大气26.3℃～38.5℃～41.5℃变化时，水面温度为27.1℃～27.9℃～29.7℃。水深20 m以内，每4～5m温度下降1℃，之后趋缓。水深25～50 m处(对照苏阿皮蒂正常运行取水深度变化范围)温度为(24.1～24.8)℃-(23.8～23.9)℃，取上限整数为25℃～24℃(水面30℃、气温42℃时)。

1.4 设计冷却水温

考虑到上下游已运行两个电站在极端最高环境温度下(44℃)，记录的最高水面温度数据约为31℃，未来20-30年内因全球气候变暖，最高水面温度可能再上升1℃。旱季层流、层温稳定情况下，按线性温升推导苏阿皮蒂取水深度25～50 m下的最高温度为27℃～26℃(水面32℃、气温45℃～46℃时)。

雨季主汛期水库水流紊乱，上下温差小，极端情况下取水温度可能达到平均温度。凯乐塔近3年的运行数据表明，7-10月主汛期该平均温度在28℃以下。本工程为多年调节水库，库容比凯乐塔要大得多，取水深度也深得多，该值肯定小于28℃。上游格拉菲里电站观测、统计的平均温度小于26℃。

因此，本工程机组直接冷却水温按28℃设计是适宜的。业主要求的30℃适用于同地区的径流式电站，对取水深度在25～50 m的多年调节水库，则偏保守(二次循环冷却方式除外)。当然，按30℃设计会更保险一些，更有利于机组各部温度控制，但需增加相应空气冷却器、油冷却器的设计热交换容量，增加各部冷却用水量，会增加一定的成本，一味提高该设计值甚至会影响机组结构尺寸。

2 供水方式

水电站供水系统有技术供水、消防供水、生活供水之分，其对水质、水压、水量和水温均有一定要求。其中技术供水是机组发电运行中散热降温、密封润滑的重要水源，直接影响机组的安全稳定运行，对水温变化敏感。技术供水方式有很多种，目前应用较广泛的主要有压力钢管自流(减压)供水、水泵供水、顶盖取水三种。水泵供水的水源有河流水、循环水两种，有些设有中间水池或水塔。按热交换次数，又有天然河水直接冷却、二次循环冷却之分，二次循环冷却中一次热交换主要有尾水散热器和板式散热器两种。

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本工程主合同原要求的方式为压力钢管自流(减压)供水+二次循环冷却供水两种，能分别独立使用，互为备用。第一种方式在同一流域的凯乐塔、格拉菲里电站都有运用先例，各方没有分歧。但第二种方式在凯乐塔运用并不成功，试运行半天到一天左右即出现推力和各导轴承瓦温超限。但法国咨询和业主坚持认为第一种方式在格拉菲里电站运行数年后，管道淤塞较严重，需频繁检修清理，强烈要求增加第二种方式。第二种方式在凯乐塔运行效果不佳是因为尾水冷却器设计容量不足导致。

到底第一种方式在格拉菲里运用不理想的原因在哪里，有何消除或改进措施；第二种方式在凯乐塔运用不成功的根本原因是什么，能不能在本工程继续采用，双方进行了长时间、多次讨论分析。为了弄清第二种方式在凯乐塔冷却效果不行的原因，调阅了2016年7月3日凯乐塔两台机组试运行的各部温度数据，发现二次循环回水温度在运行过程持续上升，分别达到了35.3℃～35.7℃，而一次冷却(过机河水)温度始终在29℃左右，一次热交换稳定温差达6℃以上。这个热交换温差是客观存在的，没有温差就没有热交换。查尾水冷却器技术合同，要求河水温度为26℃，进口温度≯34.5℃，出口温度为为30℃，出水热交换温差为4℃。但事实上当时河水温度为29.3℃，进口温度为36.9℃，出口温度>35℃。显然即使按合同的热交换温差4℃计算，当河水实际温度为29℃时(3年统计数据最大为30.65℃)，出口水温为33℃，怎么也不可能使出口温度≤30℃。

这个热交换温差很容易被忽视，但确实是客观存在的。二次循环是流动水，不可能长时间停留在冷却器中，直至与冷却水等温。这也是最后得以说服法国咨询和业主，必须放弃二次循环冷却的根本原因。因此结合孔库雷河的水质、水温条件，电站工作水头(取水压力)，以及凯乐塔的运行实践、有关测试分析论证表明，只有第一种方式才是其最可靠、实用、经济的设计方案。第二种因一次热交换温差的原因，无法实现出水温度≤30℃。两种方式的主要特点和适用性比较分析如下。

3 自流(减压)供水

一般从每台机的发电引水钢管，设支管引水库天然来水，经过必要的过滤、减压后，直接进入机组各部热交换器，是目前应用最成熟广泛的机组冷却供水方式，也是有条件应首选采用的方式。

1)发电取水直接冷却，水温较低。层流型多年调节水库，层温随深度下降明显。该电站取水口在水面以下25～50 m深水区，取水温度比水面温度低3℃～6℃，经常性≤25℃，极限≯28℃。

2)运行可靠性高。直接从压力钢管自流(减压)取水，没有电机、水泵及其控制回路，供水不受该部分设备故障及停电影响。

3)压力稳定、运行经济性好。正常工作水头为72.52～99.98 m，经过较小的减压比，就能将水压调减到0.2～0.6 MPa，减压后流量有保证，单位耗水量折合发电量少。

4)适用水头范围宽。20～150 m水头电站最适宜，水头超过180 m的电站规范已不建议采用，因为其减压比超过3∶1，减压阀设计制造有困难，存在安全隐患。而且单位水量的水能高，用作冷却水经济性差。水头过低则水压不足。但超出适用水头范围的电站，可采用水泵抽水方式，对水库水加压或从尾水抽水供水。

5)机组冷却水质由河水决定。孔库雷河植被良好，来水泥沙含量只有10 g/m3，雨季河水都清澈湛蓝。苏阿皮蒂总库容达63.17亿m3，对泥沙的沉淀作用明显，水质有保证。

6)制约因素。进入机组各冷却器的为水库来水，泥沙含量特别大的流域电站不适宜，或需采取特别过滤、除沙措施。

7)凯乐塔运行情况。三年多以来，该冷却方式系统运行稳定可靠，检修维护工作量小。2018年2月，电站针对性拆除2#机空冷器分解检查，管壁内泥沙含量非常少，无淤积。但二次循环冷却系统试验不合格后从未正式投入使用。

4 二次循环冷却供水

一次冷却水为河水，通过第一道热交换器(尾水式、平板式)将二次冷却回路的热量传递到自然界，由河水带走。二次冷却回路为密闭的管道水，用水泵抽水供给到机组各热交换器。即二次冷却水循环利用，不是水库水。其中平板式热交换器维修较方便，但用电的同时，还得用水库的可发电水，经济性差。二次循环板式热交换原理图如图1。

图1 二次循环板式热交换原理图

1)二次循环冷却水温高。由于一次热交换温差的存在，没温差则无热交换，使进入机组的二次循环冷却水温，比水库水温(28℃)高(4℃～8℃)，机组设计冷却水温必须考虑该温差(达到32℃～36℃)。

可以通过提高设计标准，尽量减小一次热交换这个温差，但热交换器容量需要加大，布置场所和空间也是有限制的。热带河水温度本来就高，要做到这一点困难和代价都非常大。

2)循环水质可人为控制。进入机组热交换器的是二次循环密闭水，不受河道水质变化影响，能用经过处理的优质水。但一次冷却水仍为河水，水质将影响一次热交换器的效率和使用。

3)运行可靠性不高。二次循环水在密闭管道流动，没有天然落差，需利用水泵加压，电动机及其控制回路故障，水泵效率下降、失电都将影响系统运行。

4)冷却水温不稳定、检修维护困难。尾水冷却器长期沉浸在电站最低尾水位之下，易受淤泥、水生物覆盖，冷却效果可能逐渐变差。水下部分一旦故障，可能需要全站停电排空尾水处理，检修维护困难。

5)凯乐塔试运行情况。2016年7月3日该站二次循环冷却运行试验，1、2号机运行12～24 h后，二次循环回水温度分别达到了35.7、35.3℃，超过设计值(30℃)5℃以上，效果很差，推力瓦温超限，机组被迫超温停机。当时河道水温为29.3℃，一次热交换温差达到了6℃以上。试运行表明该系统只能做临时、短暂的应急使用，被证明在热带是不适用的。

5 完善设计措施

通过以上对比分析，结合工程实际条件，该电站技术供水采用蜗壳减压取水方式是合理的，业主要求的二次循环冷却方式并不可行。为满足机组运行需要，提高供水系统在检修、故障下的冗余，每台机设计有独立的2套自流减压供水系统，含引接水管、全自动高效滤水器，一套主用，另一套备用。

考虑到水库植被茂密，清库难以彻底，运行前期植物腐烂周期较长，多年调节水库水流动性较差，水质植物纤维和粘性物质含量可能较高。结合上游格拉菲里电站出现的问题，以及其它电站已有运行经验，为避免可能出现的植物纤维附着少量泥沙沉积流道管壁，影响流量和导热，经与设计部门协商，特别在每台机的进出水总管上增加四通自动换向阀，以定期反冲洗运行，减少后期检修维护工作量。

6 结 语

热带地区水温较高，有关水电规划设计和运用管理，应大量收集分析实际数据资料，充分考虑其对机组冷却散热，以及水工坝体温度应力和施工温控方面的影响。机组技术供水方式的选择运用，需结合流域水质条件，优先采用压力钢管自流(减压)供水，或水泵取河水一次冷却供水。采用二次循环冷却供水方式时，机组设计冷却水温应按最高取水温度叠加一次热交换温差计算，以确保电站技术供水系统的正常、可靠使用。