王生龍，王江懿，張樹(shù)芳，牛玉法，王軍，陳宇奇

（1.新疆天富電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司，新疆 石河子 832000；2.北京提睿投資管理有限公司，北京 100080；3.美國(guó)能源方案策劃公司，美國(guó) 田納西 37075）

坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)方案比選

王生龍1，王江懿2，張樹(shù)芳2，牛玉法1，王軍1，陳宇奇3

（1.新疆天富電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司，新疆 石河子 832000；2.北京提睿投資管理有限公司，北京 100080；3.美國(guó)能源方案策劃公司，美國(guó) 田納西 37075）

應(yīng)用國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法，對(duì)某坑口電站水庫(kù)混合供水（直流供水和再循環(huán)水冷系統(tǒng)）冷卻方案和冷卻塔二次循環(huán)冷卻方案進(jìn)行差額投資國(guó)民經(jīng)濟(jì)內(nèi)部收益率比較，得出水庫(kù)混合供水方案優(yōu)于冷卻塔二次循環(huán)冷卻方案的結(jié)論。該方案的技術(shù)先進(jìn)性、經(jīng)濟(jì)性在于：高緯度、山麓水庫(kù)水溫較低，末級(jí)長(zhǎng)葉片汽輪機(jī)背壓較低，機(jī)組朗肯循環(huán)效率高；可最大限度減少水資源蒸發(fā)損失，節(jié)水效益突出；解決了水庫(kù)冬季融冰難題，并符合水庫(kù)“溫排”標(biāo)準(zhǔn)；項(xiàng)目規(guī)模大，社會(huì)效益貢獻(xiàn)突出；煤礦、火電、水電、水庫(kù)項(xiàng)目一體化集約優(yōu)勢(shì)相得益彰，綜合開(kāi)發(fā)效益顯著，發(fā)電成本較低；是直流供水冷卻系統(tǒng)在干旱地區(qū)的創(chuàng)新應(yīng)用。

坑口電站；直流供水；混合供水；經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)；差額投資內(nèi)部收益率

0 引言

坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)一般由火電機(jī)組汽輪機(jī)排汽裝置、凝汽器裝置、循環(huán)水供水設(shè)備及抽真空設(shè)備等組成。以凝汽器為核心，冷卻系統(tǒng)構(gòu)成了電站熱力系統(tǒng)的“冷端”，冷端優(yōu)化和當(dāng)?shù)氐乩?、水文、氣象狀態(tài)參數(shù)直接有關(guān)。凝汽器設(shè)備內(nèi)部冷卻水或冷卻空氣起著冷源的作用，與當(dāng)?shù)厮?、氣象狀態(tài)參數(shù)一起控制著汽輪機(jī)排汽終參數(shù)。

眾所周知，提高汽輪機(jī)進(jìn)汽初參數(shù)、增加汽輪機(jī)回?zé)峒?jí)數(shù)和降低汽輪機(jī)排汽終參數(shù)，是火電機(jī)組提高朗肯循環(huán)效率的重要措施，也是當(dāng)今火電機(jī)組技術(shù)先進(jìn)性和經(jīng)濟(jì)性發(fā)展的主要方向。提高火電機(jī)組進(jìn)汽初參數(shù)，受到耐熱金屬材料技術(shù)條件的限制；增加汽輪機(jī)回?zé)峒?jí)數(shù)，受到汽輪機(jī)結(jié)構(gòu)和制造技術(shù)的限制。在汽輪機(jī)進(jìn)汽初參數(shù)和回?zé)峒?jí)數(shù)方面，中國(guó)與世界先進(jìn)機(jī)組的差別不大。降低汽輪機(jī)排汽終參數(shù)（冷端優(yōu)化），其工藝技術(shù)的限制程度低于提高火電機(jī)組進(jìn)汽參數(shù)的難度。資料顯示，中國(guó)與世界先進(jìn)火電機(jī)組汽輪機(jī)的終參數(shù)（背壓值）相差一至兩個(gè)數(shù)量級(jí)［1］。由此可見(jiàn)，在汽輪機(jī)冷端優(yōu)化研究方面，特別是在利用我國(guó)北方地區(qū)自然水溫較低優(yōu)勢(shì)推廣應(yīng)用長(zhǎng)葉片汽輪機(jī)、提高火電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性方面，中國(guó)火電廠項(xiàng)目的設(shè)計(jì)和規(guī)劃建設(shè)是薄弱環(huán)節(jié)［2］。汽輪機(jī)冷端優(yōu)化工作主要涉及項(xiàng)目建設(shè)單位、電力設(shè)計(jì)院和汽輪機(jī)制造廠3家單位，受到各方利益的影響，冷端優(yōu)化工作復(fù)雜且難以協(xié)調(diào)［3］；同時(shí)，“冷端損失”也是火電機(jī)組運(yùn)行中節(jié)能減排重點(diǎn)控制的指標(biāo)［4-6］。

1 電站概況

新疆某大型水電、煤電一體化電源基地（以下簡(jiǎn)稱電源基地）主要由水利水電樞紐工程（含水庫(kù)）、煤礦以及選煤廣場(chǎng)、大型煤電一體化坑口電站、煤矸石坑口電站、瓦斯發(fā)電機(jī)組、抽水蓄能發(fā)電站、太陽(yáng)能與燃煤聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組、光伏發(fā)電站、粉煤灰綜合利用項(xiàng)目和輔助生產(chǎn)生活項(xiàng)目等組成，規(guī)劃最終裝機(jī)容量13 200MW，其中大型坑口電站裝機(jī)8000MW，由8臺(tái)單機(jī)1000MW的超超臨界火電機(jī)組組成，規(guī)劃2017年至2032年分期建設(shè)和投產(chǎn)。電源基地內(nèi)規(guī)劃的各個(gè)項(xiàng)目均布置在以水利水電樞紐水庫(kù)工程為中心，半徑2 km的范圍內(nèi)；某省道、新疆北疆境內(nèi)最大的某內(nèi)陸河在其中穿越。

電源基地周邊半徑100 km范圍內(nèi)，煤礦探明開(kāi)采儲(chǔ)量39.76億 t［7］，目前設(shè)計(jì)規(guī)劃年原煤產(chǎn)量2560萬(wàn)t，項(xiàng)目周邊煤礦探明開(kāi)采儲(chǔ)量可滿足電源基地火電機(jī)組最終規(guī)模年耗煤2 000萬(wàn)t 200年的需求［8］。正在試運(yùn)行的水庫(kù)大壩高129.4m，庫(kù)容1.88億m3，年平均徑流水庫(kù)的流量為12.7億m3，可以滿足8×1000MW坑口電站年耗水2016萬(wàn)m3的需要［8］。電源基地煤炭、水資源、氣象、交通、土地、光熱、特高壓電力網(wǎng)接入系統(tǒng)等資源和地理優(yōu)勢(shì)相得益彰，為在干旱地區(qū)創(chuàng)新規(guī)劃建設(shè)大型坑口電站火電機(jī)組直流供水冷卻系統(tǒng)提供了前提。

國(guó)家電力能源政策和方針是：“鼓勵(lì)建設(shè)坑口電站，優(yōu)先發(fā)展煤、電一體化項(xiàng)目，優(yōu)先發(fā)展循環(huán)經(jīng)濟(jì)和資源綜合利用項(xiàng)目”［9］，“穩(wěn)步推進(jìn)大型煤電基地建設(shè)”［10-11］。

2 坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)

坑口電站主機(jī)冷卻方式可分為直流冷卻（直流供水）和循環(huán)供水二次冷卻兩大類別；從冷卻介質(zhì)上又分水濕式冷卻（以下簡(jiǎn)稱濕冷）和空氣冷卻（以下簡(jiǎn)稱空冷）。其中，空冷機(jī)組實(shí)質(zhì)上是用增加全廠供電煤耗來(lái)“換取”節(jié)約水資源，更適合缺水地區(qū)坑口電站，本文所介紹的電源基地坑口電站具備選擇“濕冷”機(jī)組的地理?xiàng)l件［12］。濕冷系統(tǒng)可分為直流供水系統(tǒng)、再循環(huán)供水系統(tǒng)和混合供水系統(tǒng)3種基本形式。該項(xiàng)目推薦水庫(kù)作為電源基地坑口電站冷卻供水水源，一年內(nèi)大部分時(shí)間能滿足電站直流供水流量，僅在嚴(yán)冬季節(jié)，為了解決高緯度山麓水庫(kù)融冰問(wèn)題［13］，以及減少水庫(kù)水位對(duì)坑口電站火電機(jī)組供水可靠性的影響，采取水庫(kù)再循環(huán)混合供水（直流和再循環(huán)）系統(tǒng)［14-19］。

方案1（水庫(kù)混合供水系統(tǒng)）流程：雙作用取水頭部→引水管→循環(huán)水泵房→供水壓力水管道→廠房汽輪機(jī)凝汽器→回（排）水壓力管道→回水至水庫(kù)（或虹吸井→排水溝→河道排水口）。

方案2（冷卻塔二次循環(huán)供水系統(tǒng)）流程：冷卻塔水池→吸水管→循環(huán)水泵→加藥裝置→廠房汽機(jī)冷凝器→供水管→冷卻塔噴淋和填料散熱→冷卻塔水池。

方案3采用直接空氣冷卻系統(tǒng)。

3 坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)技術(shù)分析

3.1 坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)的理論依據(jù)

文獻(xiàn)［5，20］給出了汽輪機(jī)熱耗率相對(duì)變化量Δq的關(guān)系式。

當(dāng)汽輪機(jī)背壓由臨界壓力pcr上升時(shí)

當(dāng)汽輪機(jī)背壓由臨界壓力pcr下降時(shí)

式中：qm為低壓缸流量；pcr為臨界壓力，由當(dāng)?shù)卮髿鈮毫Q定，常數(shù)；pc為背壓；w2cr為臨界壓力為pcr時(shí)的蒸汽出口相對(duì)速度；xm1為背壓升高段的末級(jí)平均干度；x1為凝結(jié)水升高使最低一級(jí)回?zé)岢槠繙p少而使功率增加的系數(shù)，x1＞1；ηri′為不考慮余速損失和濕汽損失時(shí)汽輪機(jī)的內(nèi)效率，背壓變化不大時(shí)，ηri′近似不變；ηm，ηg為機(jī)械效率和發(fā)電效率；k為絕熱指數(shù)；u為末級(jí)動(dòng)葉圓周速度；β2為出汽角，亞臨界工況時(shí)不隨pc變化；n為多變指數(shù)，常數(shù)；xm2為背壓下降段的末級(jí)平均干度；x2為凝結(jié)水降低使最低一級(jí)回?zé)岢槠吭黾佣构β蕼p少的系數(shù)，x2＜1。

由式（1）、式（2）可得：無(wú)論汽輪機(jī)是亞臨界還是超臨界工況，當(dāng)汽輪機(jī)結(jié)構(gòu)、轉(zhuǎn)速和進(jìn)汽量參數(shù)一定時(shí)，汽輪機(jī)熱耗率變化量Δq只與汽輪機(jī)背壓pc有關(guān)；汽輪機(jī)背壓pc和汽輪機(jī)冷凝器的冷卻方式有關(guān)［5］。因此，降低汽輪機(jī)熱耗率、提高汽輪機(jī)內(nèi)效率，最直接、最有效的途徑之一就是降低汽輪機(jī)背壓pc，僅從技術(shù)的角度考慮（暫不考慮經(jīng)濟(jì)性），工程上降低汽輪機(jī)背壓pc最直接、最有效的途徑就是采用冷凝器一次直流供水冷卻方案。

文獻(xiàn)［6］給出了汽輪機(jī)背壓（近似凝汽器內(nèi)平均壓力）關(guān)系式

式中：tw1為冷卻水溫度，℃；qmw為循環(huán)水量，kg／s；qmc為汽輪機(jī)排氣量，kg／s。

由式（3）可以看出：汽輪機(jī)背壓值冷端優(yōu)化內(nèi)容和凝汽器面積、凝汽器管材、冷卻水溫度、冷卻水流量、當(dāng)?shù)厮臍庀髤?shù)等有關(guān)，當(dāng)主要設(shè)計(jì)原則和運(yùn)行方式確定以后，汽輪機(jī)冷端優(yōu)化的設(shè)計(jì)背壓值與當(dāng)?shù)丨h(huán)境下的冷卻水溫度tw1有關(guān)［6，20］。依據(jù)我國(guó)的氣象條件，南方規(guī)劃建設(shè)的火電機(jī)組凝汽器設(shè)計(jì)壓力一般為5.88～6.86 kPa，北方規(guī)劃建設(shè)的火電機(jī)組凝汽器設(shè)計(jì)壓力一般為3.92～5.39 kPa［21］。當(dāng)冷卻水溫度為10℃時(shí)，推薦排汽壓力為3～4 kPa［22］，此時(shí)600 MW汽輪機(jī)對(duì)應(yīng)的末級(jí)扭曲葉片長(zhǎng)度為1044mm［21］，初步估算本文單機(jī)容量為1000 MW的汽輪機(jī)對(duì)應(yīng)的末級(jí)扭曲葉片長(zhǎng)度為1 080～1146mm。

受汽輪機(jī)末級(jí)汽動(dòng)特性、結(jié)構(gòu)和當(dāng)?shù)貧庀髼l件的約束，每臺(tái)汽輪機(jī)都有一個(gè)極限背壓和極限葉片長(zhǎng)度［21，23］?！袄涠藘?yōu)化”是汽輪機(jī)制造設(shè)計(jì)和電力設(shè)計(jì)院供水系統(tǒng)設(shè)計(jì)的復(fù)雜優(yōu)化過(guò)程，“冷端”中任何一個(gè)設(shè)備和系統(tǒng)參數(shù)的設(shè)計(jì)和選擇（包括背壓值和末級(jí)葉片高度），都不能撇開(kāi)其他各參數(shù)而孤立地進(jìn)行，必須把汽輪機(jī)熱力系統(tǒng)“冷端”作為一個(gè)整體進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)［3］。

一般情況下，方案2（冷卻塔二次循環(huán)供水系統(tǒng)）的汽輪機(jī)排汽溫度為29.0～40.3℃，對(duì)應(yīng)的冷卻水傳熱端差（排汽溫度與設(shè)計(jì)水溫的差值）為11～18℃［2］，背壓為5.0～7.5 kPa；方案3（直接空氣冷卻系統(tǒng)）對(duì)應(yīng)的冷卻空氣傳熱設(shè)計(jì)端差（排汽溫度與氣溫的差值）為25～45℃［2］，汽輪機(jī)排汽溫度為50.0～75.2℃，背壓為12～50 kPa；方案1（水庫(kù)混合供水系統(tǒng)）的冷卻水傳熱端差（排汽溫度與設(shè)計(jì)水溫的差值）比方案2低2～4℃，背壓為2.8～

4.4 kPa。因此，本文推薦的高緯度、山麓水庫(kù)直流混合冷卻供水方案，其技術(shù)路線具有可靠的理論基礎(chǔ)。

3.2 直流混合冷卻供水系統(tǒng)的可行性

電源基地地處寒冷干旱地區(qū)，高緯度山麓水庫(kù)冷卻水溫較低。2月份水庫(kù)上游河水平均溫度為2.0℃，7月份水庫(kù)上游河水平均水溫為5.5℃，水庫(kù)上游河水全年平均水溫為4.2℃（項(xiàng)目地多年平均大氣溫度為5.2℃）［24］。大型坑口電站裝機(jī)容量為8 000MW時(shí)，冬季融冰采取水庫(kù)再循環(huán)運(yùn)行方式，經(jīng)估算：水庫(kù)水體表面最大溫升為15.47℃，夏季3個(gè)月，水庫(kù)河水徑流量較大，水體表面溫升小于14.82℃［25］。文獻(xiàn)［26］研究結(jié)果顯示：直接冷卻方式汽輪機(jī)的實(shí)際平均冷卻倍率比名義冷卻倍率低，國(guó)內(nèi)實(shí)際上的冷卻倍率也在逐漸變小。因此，該項(xiàng)目汽輪機(jī)凝汽器冷卻倍率可取較低的30倍，冷卻水量只有設(shè)計(jì)規(guī)范“一般規(guī)定”的一半左右。同一水源的新疆某平原發(fā)電廠直流供水方案的冷卻倍率取值為40［27］，該項(xiàng)目在這個(gè)發(fā)電廠的上游山區(qū)70 km處，水溫更低，海拔更高（相差650m），因此冷卻倍率取值為30是有參考依據(jù)的。據(jù)此估算，大型坑口電站裝機(jī)發(fā)電裝機(jī)容量為4000～8000MW時(shí)，冷卻水量為20～40m3／s。河流多年平均徑流量為40.39 m3／s，7月份平均流量為134.3m3／s，枯水季的2月份平均流量為9.46m3／s。水庫(kù)冬季采取高水位運(yùn)行［24］，嚴(yán)冬時(shí)期坑口電站機(jī)組采取水庫(kù)再循環(huán)混合供水（直流和再循環(huán)）系統(tǒng)運(yùn)行方式，同時(shí)通過(guò)一系列大型坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)節(jié)約水資源的優(yōu)化設(shè)計(jì)，水庫(kù)可以保證大型坑口電站裝機(jī)8000MW火電機(jī)組冷卻系統(tǒng)年耗水2 016萬(wàn)m3的需要，其取水、運(yùn)行方式，符合電廠水源設(shè)計(jì)供水保證率的要求［28］。初步估算，該項(xiàng)目四季“溫排水”指標(biāo)小于30℃［25］，滿足相關(guān)規(guī)范和行業(yè)要求［29］。項(xiàng)目地河水含沙量大，一直是困擾火電機(jī)組的難題之一，采用水庫(kù)再循環(huán)混合供水方案，含沙量可由夏季平均

4.380 kg／m3降到0.007 kg／m3［24］。

對(duì)于直流供水冷卻的電廠而言，凝汽器頂面至水庫(kù)最低水平面的高度差對(duì)電廠運(yùn)行費(fèi)用的影響較大；工程挖方量和供水運(yùn)行費(fèi)用是矛盾的兩個(gè)方面，一般情況下凝汽器（主廠房）標(biāo)高的變化對(duì)供水運(yùn)行費(fèi)用的影響大于對(duì)土建挖方費(fèi)用的影響［30-31］。本文推薦廠址自然地面海拔為1 000m，水庫(kù)正常蓄水位為990m，最低水位為960m，推薦廠址機(jī)組冷卻水吸水揚(yáng)程為20～50m，此時(shí)須考慮排水位能的回收；備選廠址機(jī)組冷卻水吸水揚(yáng)程為-30～-10 m，可以采用無(wú)泵直流供水方案。當(dāng)水源水量充足、供水揚(yáng)程在25m以內(nèi)、輸水距離不超過(guò)1 km時(shí)，采用直流供水系統(tǒng)通常是經(jīng)濟(jì)的［32］，即本文方案1（混合供水方案）的初步廠址選擇基本符合直流供水系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)、合理的原則［33-34］。如果該項(xiàng)目推薦廠址主廠房挖方量增大，廠房零米標(biāo)高（或凝汽器頂面海拔）降至990 m，則機(jī)組冷卻水吸水揚(yáng)程為0～30m，其經(jīng)濟(jì)性會(huì)更合理［35］。該方案的水利工程取水頭部及工程設(shè)想可以多方案比選，選擇水庫(kù)底部取水頭部取水［36-38］，或利用水庫(kù)上游引水圍堰通過(guò)輸水管道（17‰～19‰ 的自然坡度，長(zhǎng)1 000 m）將水源引進(jìn)廠區(qū)，實(shí)現(xiàn)無(wú)泵直流方式的直流供水系統(tǒng)取水方案［19］?，F(xiàn)場(chǎng)踏勘，該排水方案可以滿足航道橫向流速小于0.3m／s的要求，可以防止水庫(kù)和河道被沖刷而坍塌［39］。

文獻(xiàn)［30，40］總結(jié)了渾江電廠、內(nèi)蒙古岱海電廠、營(yíng)口電廠等冷卻水工程的冬季融冰模型試驗(yàn)。其中營(yíng)口電廠的試驗(yàn)提供了冷卻水排放口的優(yōu)化布置，滿足了工程要求并獲得能源部科研成果一等獎(jiǎng)。文獻(xiàn)［41］以華能丹東電廠取水口利用溫排水余熱緩冰工程為實(shí)例，進(jìn)行了流冰的二維非恒定運(yùn)動(dòng)與融消的數(shù)值模擬分析，提出了流冰塊受熱融消的計(jì)算模式，給出了溫排水的融冰能力估算方法。其結(jié)論可用于寒帶地區(qū)的火電、核電廠及其他工業(yè)用水的取水口工程的防冰、緩冰設(shè)計(jì)，是一種變廢為寶、保障取水安全的好辦法。文獻(xiàn)［40-41］證明，采用電廠冷卻水進(jìn)行水庫(kù)融冰，技術(shù)上可行。

采用水庫(kù)再循環(huán)混合冷卻供水方案，可能對(duì)水庫(kù)、河道“溫排水”及其生態(tài)環(huán)境造成其他影響，同時(shí)，強(qiáng)地震構(gòu)造地帶地震設(shè)防問(wèn)題也是下一步項(xiàng)目可行性研究的重點(diǎn)內(nèi)容［12，42-44］。

因此，本文推薦的直流混合冷卻供水方案、取水方案和融冰思路技術(shù)上是可行的［30，45-46］。

3.3 直流混合冷卻供水系統(tǒng)的先進(jìn)性

本文電源基地水庫(kù)混合（直流和再循環(huán)）供水方案的技術(shù)先進(jìn)性主要表現(xiàn)在冷卻水溫更低、汽輪機(jī)冷凝器冷卻效果更好、末級(jí)長(zhǎng)葉片汽輪機(jī)背壓值較低、機(jī)組朗肯循環(huán)效率高、發(fā)電煤耗相對(duì)較低［16，47］；僅有的汽輪機(jī)冷端乏汽也最大限度地被利用在水庫(kù)冬季融冰的功能上。在節(jié)能的同時(shí)，減少了水蒸氣的蒸發(fā)量，也解決了冬季水庫(kù)和發(fā)電引水渠的融冰難題，符合夏季水庫(kù)“溫排”的相關(guān)研究結(jié)論［48-54］。

文獻(xiàn)［55］中皖東南地區(qū)某電廠資料顯示：直流供水方案年自然水溫比同環(huán)境下的冷卻塔出水水溫低2～4℃，相應(yīng)的汽輪機(jī)背壓低1.2～1.4 kPa，長(zhǎng)葉片汽輪機(jī)機(jī)組凈功率熱耗率年平均低1%。在同樣冷卻水量的前提下，直流供水比冷卻塔循環(huán)水供水的煤耗低1.0%～1.5%，直流供水水資源蒸發(fā)損耗量是冷卻塔循環(huán)水供水的1／10～1／7。本文電源基地坑口電站水庫(kù)地處北緯44°、海拔1 000m的山麓，水庫(kù)入口（上游河水）平均水溫為4.2℃，比北緯30°的皖東南地區(qū)同時(shí)期直流供水方案水溫還要低6～8℃［56］，由此可見(jiàn)，該項(xiàng)目直流供水方案的水溫更低，汽輪機(jī)可以選擇較長(zhǎng)的末級(jí)葉片［4］，排氣負(fù)荷率一般在18～22MW／m2［57-58］，節(jié)能減排的優(yōu)勢(shì)明顯。

文獻(xiàn)［4-6，21］對(duì)大型火電機(jī)組冷端優(yōu)化的研究表明，冷凝器背壓值每升高1 kPa，機(jī)組熱耗率就增加1%，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗也相應(yīng)增加3 g／（kW·h）左右。其中文獻(xiàn)［4］對(duì)比研究和優(yōu)化了浙江嘉興某火電廠和浙江蘭溪某火電廠：嘉興某火電廠全年平均冷卻水溫為18.26℃，最高為31.06℃，采取一次直流冷卻方式，凝汽器背壓額定值為4.900 kPa，最高為10.180 kPa，此時(shí)對(duì)應(yīng)的凝汽凝結(jié)水出水溫度為32.8℃和49.4℃；蘭溪某火電廠，采取二次循環(huán)冷卻塔冷卻方式，凝汽器背壓額定值為5.500 kPa，最高為11.264 kPa，此時(shí)對(duì)應(yīng)的凝汽凝結(jié)水出水溫度為36.7℃和51.5℃。由此可見(jiàn)，采取一次直流冷卻方式比二次循環(huán)冷卻塔冷卻方式的背壓額定值低0.600～1.084 kPa，凝結(jié)水溫度低2.1～3.9℃。

對(duì)于300MW以上大功率直流供水火電機(jī)組，在水溫較低的地區(qū)可以選擇單背壓凝汽器，在保證與多背壓汽輪機(jī)凝汽器一樣好的熱經(jīng)濟(jì)性基礎(chǔ)上，降低大功率汽輪機(jī)熱力系統(tǒng)“冷端”優(yōu)化設(shè)計(jì)的技術(shù)條件，為大功率汽輪機(jī)低壓缸、凝汽器的設(shè)計(jì)、制造、布置提供更加靈活的條件，而且避免了多背壓汽輪機(jī)凝汽器僅夏季高溫季節(jié)節(jié)能效益顯著的限制［23，59-60］。

因此，本文推薦的直流混合冷卻供水方案技術(shù)上具有先進(jìn)性。

4 坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)投資和成本估算

4.1 比較原則和依據(jù)

裝機(jī)規(guī)模，一期工程4×1000MW；估算價(jià)格，參考2007年定額標(biāo)準(zhǔn)和價(jià)格；供水價(jià)格（水資源費(fèi)），參考新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)改委、水利廳〔2004〕1289號(hào)文件；火電機(jī)組耗水指標(biāo)；水庫(kù)混合供水方案0.1m3／（s·GW）［12］、直接空氣冷卻方案0.18m3／（s·GW）［12］、冷卻塔二次循環(huán)方案0.7m3／（s·GW）［12］；供水系統(tǒng)冷卻設(shè)備年利用小時(shí)，7000h［28］。

4.2 主要技術(shù)指標(biāo)

年消耗水量（蒸發(fā)和不可回收），水庫(kù)混合供水方案1008萬(wàn)m3、直接空氣冷卻方案1814萬(wàn)m3、冷卻塔二次循環(huán)方案7 056萬(wàn) m3；項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)期，20年［61］；行業(yè)財(cái)務(wù)基準(zhǔn)收益率，7.5%［61-62］；社會(huì)折現(xiàn)率，8%［62］；建筑抗震設(shè)防烈度，9度［24，44］。

4.3 冷卻系統(tǒng)靜態(tài)投資和成本對(duì)比

編制坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)靜態(tài)投資估算和運(yùn)行成本費(fèi)用時(shí)，沒(méi)有考慮排水位能回收的相關(guān)投資［55］。統(tǒng)一冷卻系統(tǒng)年利用小時(shí)數(shù)為 7 000 h［11-12，28］，當(dāng)?shù)貜S用電價(jià)為0.15元／（kW·h），貫流水年水資源費(fèi)為0.26分／（kW·h），消耗水年水資源費(fèi)為0.25元／m3。與直流供水方案對(duì)比節(jié)煤成本時(shí)，按年均節(jié)約煤耗1.5%估算，標(biāo)準(zhǔn)煤耗為0.3 kg／（kW·h），當(dāng)?shù)貥?biāo)準(zhǔn)煤價(jià)為300元／t。3個(gè)方案的冷卻系統(tǒng)靜態(tài)投資及年運(yùn)行成本費(fèi)用估算見(jiàn)表1、表2。

表1 冷卻系統(tǒng)靜態(tài)投資匯總 萬(wàn)元

5 坑口電站主機(jī)冷卻系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)比選

5.1 靜態(tài)分析

方案3的空冷系統(tǒng)靜態(tài)投資比其他兩個(gè)方案高出1倍，系統(tǒng)年運(yùn)行成本也高出1倍多。在發(fā)電量相同的情況下，方案1和方案2的經(jīng)濟(jì)性明顯優(yōu)于方案3。因此，在此只對(duì)方案1和方案2的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行比對(duì)分析，方案1和方案2滿足增量分析法投資額不等、壽命周期相同、方案互斥的條件［63］。

表2 冷卻系統(tǒng)年運(yùn)行成本費(fèi)用估算萬(wàn)元

方案1和方案2靜態(tài)差額投資收益率（增量分析法）的計(jì)算公式為

5.2 動(dòng)態(tài)分析和國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

該項(xiàng)目屬于國(guó)民經(jīng)濟(jì)基礎(chǔ)性項(xiàng)目，關(guān)系到公共利益，市場(chǎng)不能有效配置資源；同時(shí)，根據(jù)該項(xiàng)目的行業(yè)壟斷特征、公共產(chǎn)品性質(zhì)以及社會(huì)效益突出等

式中：C1為方案2的年運(yùn)行成本；C2為方案1的年運(yùn)行成本；I1為方案2的投資額；I2為方案1的投資額。特性，依據(jù)文獻(xiàn)［61-62］的要求，對(duì)方案進(jìn)行項(xiàng)目國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。

由于方案3與方案1、方案2不具備可比性，又根據(jù)“項(xiàng)目費(fèi)用和效益計(jì)算范圍與口徑一致的原則”，只對(duì)方案1、方案2進(jìn)行動(dòng)態(tài)分析。

僅從項(xiàng)目財(cái)務(wù)分析角度來(lái)看，貫流水年水資源費(fèi)是方案1的最大費(fèi)用，消耗（蒸發(fā)）水年水資源費(fèi)是方案2的最大費(fèi)用。由于水資源政策的原因，方案1比方案2節(jié)約了大量水資源和煤炭資源，但要繳納很大的一筆水資源費(fèi)用。方案1中的貫流水在實(shí)際應(yīng)用中并沒(méi)有消耗和蒸發(fā)，而且水庫(kù)“溫升”沒(méi)有超標(biāo)，反而有利于水庫(kù)的冬季融冰；方案2的消耗（蒸發(fā)）水年水資源費(fèi)相對(duì)政府是國(guó)民經(jīng)濟(jì)收入。根據(jù)項(xiàng)目國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)費(fèi)用和效益識(shí)別的原則，把項(xiàng)目繳納水資源費(fèi)用歸為“效益”后，兩個(gè)方案的國(guó)民經(jīng)濟(jì)效益現(xiàn)金流量對(duì)比見(jiàn)表3。

表3 國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)現(xiàn)金流量對(duì)比萬(wàn)元

滿負(fù)荷時(shí)：B2＝貫流水年水資源費(fèi)5200萬(wàn)元+消耗水年水資源費(fèi)252萬(wàn)元+節(jié)約煤炭費(fèi)2 700萬(wàn)元＝8125萬(wàn)元；C2＝循環(huán)水泵年運(yùn)行電費(fèi)2100萬(wàn)元；B1＝消耗水年水資源費(fèi)1764萬(wàn)元；C1＝循環(huán)水泵年運(yùn)行電費(fèi)2400萬(wàn)元+循環(huán)水加藥等運(yùn)行費(fèi)用600萬(wàn)元＝3000萬(wàn)元。

項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)期為20年，行業(yè)財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為7.5%。［61］

該項(xiàng)目屬于水利、電力、煤炭、粉煤灰等綜合開(kāi)發(fā)項(xiàng)目，社會(huì)效益顯著，自身財(cái)務(wù)效益不明顯，具有建設(shè)期和運(yùn)營(yíng)期相對(duì)較長(zhǎng)的特點(diǎn)［62］。大型建設(shè)項(xiàng)目投資大、影響面廣，可通過(guò)項(xiàng)目自身發(fā)揮效益，促進(jìn)地區(qū)國(guó)民經(jīng)濟(jì)總量成倍增長(zhǎng)，改變區(qū)域產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、城鎮(zhèn)布局和環(huán)境質(zhì)量［62］。同時(shí)，方案1、方案2具有壽命周期相同、方案互斥的特性，根據(jù)文獻(xiàn)［67-69］，采用差額投資內(nèi)部收益率法不能反映方案的絕對(duì)經(jīng)濟(jì)效果，但可用于方案之間的相對(duì)效果檢驗(yàn)。

采用差額投資國(guó)民經(jīng)濟(jì)收益率法，對(duì)兩個(gè)方案的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行對(duì)比［63，67-69］。

式中：ΔEIRR為差額投資經(jīng)濟(jì)內(nèi)部收益率；（B2-C2）為第t期投資大的方案年凈效益流量；（B1-C1）為第t期投資小的方案年凈效益流量；n為項(xiàng)目計(jì)算期；t為計(jì)算期各年的序號(hào)，基準(zhǔn)年的序號(hào)為1。

通過(guò)計(jì)算得ΔEIRR＝36.48% ＞8%［62］（亞洲開(kāi)發(fā)銀行社會(huì)折現(xiàn)率為12%［62］），即采用差額投資國(guó)民經(jīng)濟(jì)收益率法進(jìn)行評(píng)價(jià)，方案1優(yōu)于方案2。

6 結(jié)論

采用方案1（水庫(kù)混合供水方案），機(jī)組朗肯循環(huán)效率高，發(fā)電技術(shù)更先進(jìn)，解決了水庫(kù)冬季融冰難題，并符合水庫(kù)“溫排”標(biāo)準(zhǔn)。方案1和方案2的差額投資經(jīng)濟(jì)內(nèi)部收益率為36.48%，靜態(tài)差額投資收益率為23.25%。方案1發(fā)電成本較低，節(jié)水效益突出，經(jīng)濟(jì)上更合理，因此本文推薦方案1。

新疆天山北坡經(jīng)濟(jì)帶是新疆經(jīng)濟(jì)最具活力的地區(qū)，根據(jù)2013年新疆統(tǒng)計(jì)年鑒，天山北坡經(jīng)濟(jì)帶人口占全疆的38.9%，生產(chǎn)總值占全疆的69.1%。該項(xiàng)目行政區(qū)處于新疆天山北坡經(jīng)濟(jì)帶中心的黃金地帶，人口密度、人均生產(chǎn)總值和電力能源密度3項(xiàng)綜合指標(biāo)位居新疆榜首［70］。

直流供水技術(shù)在干旱地區(qū)的創(chuàng)新應(yīng)用，標(biāo)志著當(dāng)?shù)鼗痣婍?xiàng)目的技術(shù)進(jìn)步，對(duì)進(jìn)一步提升項(xiàng)目行政區(qū)域在天山北坡經(jīng)濟(jì)帶的戰(zhàn)略地位、打造電價(jià)“洼地”、積極參與“一帶一路”的國(guó)家戰(zhàn)略具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

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（本文責(zé)編：劉芳）

TM 621

：A

：1674-1951（2015）04-0007-07

王生龍（1959—），男，甘肅武威人，高級(jí)工程師，從事電力項(xiàng)目規(guī)劃和建設(shè)等方面的工作（E-mail：shzwsl＠163. com）。

王江懿（1987—），男，廣東深圳人，經(jīng)濟(jì)師，法律碩士，從事項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)和金融等方面的工作（E-mail：ai1270＠163.com）。

張樹(shù)芳（1987—），女，湖南張家界人，經(jīng)濟(jì)師，法律碩士，從事項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)和金融等方面的工作（E-mail：15201476431＠163.com）。

牛玉法（1957—），男，山東單縣人，高級(jí)工程師，從事電力項(xiàng)目管理和建設(shè)等方面的工作。

王軍（1969—），男，四川廣安人，高級(jí)工程師，從事電力項(xiàng)目管理和建設(shè)等方面的工作。

陳宇奇（1959—），男，重慶人，高級(jí)工程師，工學(xué)博士，從事能源策劃方面的工作（E-mail：laoyao23＠yahoo.com）。

2014-09-30；

2015-01-30