坑口电站主机冷却系统的技术经济方案比选

王生龙，王江懿，张树芳，牛玉法，王军，陈宇奇

（1.新疆天富电力（集团）有限责任公司，新疆 石河子 832000；2.北京提睿投资管理有限公司，北京 100080；3.美国能源方案策划公司，美国 田纳西 37075）

坑口电站主机冷却系统的技术经济方案比选

王生龙1，王江懿2，张树芳2，牛玉法1，王军1，陈宇奇3

（1.新疆天富电力（集团）有限责任公司，新疆 石河子 832000；2.北京提睿投资管理有限公司，北京 100080；3.美国能源方案策划公司，美国 田纳西 37075）

应用国民经济评价方法，对某坑口电站水库混合供水（直流供水和再循环水冷系统）冷却方案和冷却塔二次循环冷却方案进行差额投资国民经济内部收益率比较，得出水库混合供水方案优于冷却塔二次循环冷却方案的结论。该方案的技术先进性、经济性在于：高纬度、山麓水库水温较低，末级长叶片汽轮机背压较低，机组朗肯循环效率高；可最大限度减少水资源蒸发损失，节水效益突出；解决了水库冬季融冰难题，并符合水库“温排”标准；项目规模大，社会效益贡献突出；煤矿、火电、水电、水库项目一体化集约优势相得益彰，综合开发效益显著，发电成本较低；是直流供水冷却系统在干旱地区的创新应用。

坑口电站；直流供水；混合供水；经济评价；差额投资内部收益率

0 引言

坑口电站主机冷却系统一般由火电机组汽轮机排汽装置、凝汽器装置、循环水供水设备及抽真空设备等组成。以凝汽器为核心，冷却系统构成了电站热力系统的“冷端”，冷端优化和当地地理、水文、气象状态参数直接有关。凝汽器设备内部冷却水或冷却空气起着冷源的作用，与当地水文、气象状态参数一起控制着汽轮机排汽终参数。

众所周知，提高汽轮机进汽初参数、增加汽轮机回热级数和降低汽轮机排汽终参数，是火电机组提高朗肯循环效率的重要措施，也是当今火电机组技术先进性和经济性发展的主要方向。提高火电机组进汽初参数，受到耐热金属材料技术条件的限制；增加汽轮机回热级数，受到汽轮机结构和制造技术的限制。在汽轮机进汽初参数和回热级数方面，中国与世界先进机组的差别不大。降低汽轮机排汽终参数（冷端优化），其工艺技术的限制程度低于提高火电机组进汽参数的难度。资料显示，中国与世界先进火电机组汽轮机的终参数（背压值）相差一至两个数量级［1］。由此可见，在汽轮机冷端优化研究方面，特别是在利用我国北方地区自然水温较低优势推广应用长叶片汽轮机、提高火电项目经济性方面，中国火电厂项目的设计和规划建设是薄弱环节［2］。汽轮机冷端优化工作主要涉及项目建设单位、电力设计院和汽轮机制造厂3家单位，受到各方利益的影响，冷端优化工作复杂且难以协调［3］；同时，“冷端损失”也是火电机组运行中节能减排重点控制的指标［4-6］。

1 电站概况

新疆某大型水电、煤电一体化电源基地（以下简称电源基地）主要由水利水电枢纽工程（含水库）、煤矿以及选煤广场、大型煤电一体化坑口电站、煤矸石坑口电站、瓦斯发电机组、抽水蓄能发电站、太阳能与燃煤联合循环发电机组、光伏发电站、粉煤灰综合利用项目和辅助生产生活项目等组成，规划最终装机容量13 200MW，其中大型坑口电站装机8000MW，由8台单机1000MW的超超临界火电机组组成，规划2017年至2032年分期建设和投产。电源基地内规划的各个项目均布置在以水利水电枢纽水库工程为中心，半径2 km的范围内；某省道、新疆北疆境内最大的某内陆河在其中穿越。

电源基地周边半径100 km范围内，煤矿探明开采储量39.76亿 t［7］，目前设计规划年原煤产量2560万t，项目周边煤矿探明开采储量可满足电源基地火电机组最终规模年耗煤2 000万t 200年的需求［8］。正在试运行的水库大坝高129.4m，库容1.88亿m3，年平均径流水库的流量为12.7亿m3，可以满足8×1000MW坑口电站年耗水2016万m3的需要［8］。电源基地煤炭、水资源、气象、交通、土地、光热、特高压电力网接入系统等资源和地理优势相得益彰，为在干旱地区创新规划建设大型坑口电站火电机组直流供水冷却系统提供了前提。

国家电力能源政策和方针是：“鼓励建设坑口电站，优先发展煤、电一体化项目，优先发展循环经济和资源综合利用项目”［9］，“稳步推进大型煤电基地建设”［10-11］。

2 坑口电站主机冷却系统

坑口电站主机冷却方式可分为直流冷却（直流供水）和循环供水二次冷却两大类别；从冷却介质上又分水湿式冷却（以下简称湿冷）和空气冷却（以下简称空冷）。其中，空冷机组实质上是用增加全厂供电煤耗来“换取”节约水资源，更适合缺水地区坑口电站，本文所介绍的电源基地坑口电站具备选择“湿冷”机组的地理条件［12］。湿冷系统可分为直流供水系统、再循环供水系统和混合供水系统3种基本形式。该项目推荐水库作为电源基地坑口电站冷却供水水源，一年内大部分时间能满足电站直流供水流量，仅在严冬季节，为了解决高纬度山麓水库融冰问题［13］，以及减少水库水位对坑口电站火电机组供水可靠性的影响，采取水库再循环混合供水（直流和再循环）系统［14-19］。

方案1（水库混合供水系统）流程：双作用取水头部→引水管→循环水泵房→供水压力水管道→厂房汽轮机凝汽器→回（排）水压力管道→回水至水库（或虹吸井→排水沟→河道排水口）。

方案2（冷却塔二次循环供水系统）流程：冷却塔水池→吸水管→循环水泵→加药装置→厂房汽机冷凝器→供水管→冷却塔喷淋和填料散热→冷却塔水池。

方案3采用直接空气冷却系统。

3 坑口电站主机冷却系统技术分析

3.1 坑口电站主机冷却系统的理论依据

文献［5，20］给出了汽轮机热耗率相对变化量Δq的关系式。

当汽轮机背压由临界压力pcr上升时

当汽轮机背压由临界压力pcr下降时

式中：qm为低压缸流量；pcr为临界压力，由当地大气压力决定，常数；pc为背压；w2cr为临界压力为pcr时的蒸汽出口相对速度；xm1为背压升高段的末级平均干度；x1为凝结水升高使最低一级回热抽汽量减少而使功率增加的系数，x1＞1；ηri′为不考虑余速损失和湿汽损失时汽轮机的内效率，背压变化不大时，ηri′近似不变；ηm，ηg为机械效率和发电效率；k为绝热指数；u为末级动叶圆周速度；β2为出汽角，亚临界工况时不随pc变化；n为多变指数，常数；xm2为背压下降段的末级平均干度；x2为凝结水降低使最低一级回热抽汽量增加而使功率减少的系数，x2＜1。

由式（1）、式（2）可得：无论汽轮机是亚临界还是超临界工况，当汽轮机结构、转速和进汽量参数一定时，汽轮机热耗率变化量Δq只与汽轮机背压pc有关；汽轮机背压pc和汽轮机冷凝器的冷却方式有关［5］。因此，降低汽轮机热耗率、提高汽轮机内效率，最直接、最有效的途径之一就是降低汽轮机背压pc，仅从技术的角度考虑（暂不考虑经济性），工程上降低汽轮机背压pc最直接、最有效的途径就是采用冷凝器一次直流供水冷却方案。

文献［6］给出了汽轮机背压（近似凝汽器内平均压力）关系式

式中：tw1为冷却水温度，℃；qmw为循环水量，kg／s；qmc为汽轮机排气量，kg／s。

由式（3）可以看出：汽轮机背压值冷端优化内容和凝汽器面积、凝汽器管材、冷却水温度、冷却水流量、当地水文气象参数等有关，当主要设计原则和运行方式确定以后，汽轮机冷端优化的设计背压值与当地环境下的冷却水温度tw1有关［6，20］。依据我国的气象条件，南方规划建设的火电机组凝汽器设计压力一般为5.88～6.86 kPa，北方规划建设的火电机组凝汽器设计压力一般为3.92～5.39 kPa［21］。当冷却水温度为10℃时，推荐排汽压力为3～4 kPa［22］，此时600 MW汽轮机对应的末级扭曲叶片长度为1044mm［21］，初步估算本文单机容量为1000 MW的汽轮机对应的末级扭曲叶片长度为1 080～1146mm。

受汽轮机末级汽动特性、结构和当地气象条件的约束，每台汽轮机都有一个极限背压和极限叶片长度［21，23］。“冷端优化”是汽轮机制造设计和电力设计院供水系统设计的复杂优化过程，“冷端”中任何一个设备和系统参数的设计和选择（包括背压值和末级叶片高度），都不能撇开其他各参数而孤立地进行，必须把汽轮机热力系统“冷端”作为一个整体进行优化设计［3］。

一般情况下，方案2（冷却塔二次循环供水系统）的汽轮机排汽温度为29.0～40.3℃，对应的冷却水传热端差（排汽温度与设计水温的差值）为11～18℃［2］，背压为5.0～7.5 kPa；方案3（直接空气冷却系统）对应的冷却空气传热设计端差（排汽温度与气温的差值）为25～45℃［2］，汽轮机排汽温度为50.0～75.2℃，背压为12～50 kPa；方案1（水库混合供水系统）的冷却水传热端差（排汽温度与设计水温的差值）比方案2低2～4℃，背压为2.8～

4.4 kPa。因此，本文推荐的高纬度、山麓水库直流混合冷却供水方案，其技术路线具有可靠的理论基础。

3.2 直流混合冷却供水系统的可行性

电源基地地处寒冷干旱地区，高纬度山麓水库冷却水温较低。2月份水库上游河水平均温度为2.0℃，7月份水库上游河水平均水温为5.5℃，水库上游河水全年平均水温为4.2℃（项目地多年平均大气温度为5.2℃）［24］。大型坑口电站装机容量为8 000MW时，冬季融冰采取水库再循环运行方式，经估算：水库水体表面最大温升为15.47℃，夏季3个月，水库河水径流量较大，水体表面温升小于14.82℃［25］。文献［26］研究结果显示：直接冷却方式汽轮机的实际平均冷却倍率比名义冷却倍率低，国内实际上的冷却倍率也在逐渐变小。因此，该项目汽轮机凝汽器冷却倍率可取较低的30倍，冷却水量只有设计规范“一般规定”的一半左右。同一水源的新疆某平原发电厂直流供水方案的冷却倍率取值为40［27］，该项目在这个发电厂的上游山区70 km处，水温更低，海拔更高（相差650m），因此冷却倍率取值为30是有参考依据的。据此估算，大型坑口电站装机发电装机容量为4000～8000MW时，冷却水量为20～40m3／s。河流多年平均径流量为40.39 m3／s，7月份平均流量为134.3m3／s，枯水季的2月份平均流量为9.46m3／s。水库冬季采取高水位运行［24］，严冬时期坑口电站机组采取水库再循环混合供水（直流和再循环）系统运行方式，同时通过一系列大型坑口电站主机冷却系统节约水资源的优化设计，水库可以保证大型坑口电站装机8000MW火电机组冷却系统年耗水2 016万m3的需要，其取水、运行方式，符合电厂水源设计供水保证率的要求［28］。初步估算，该项目四季“温排水”指标小于30℃［25］，满足相关规范和行业要求［29］。项目地河水含沙量大，一直是困扰火电机组的难题之一，采用水库再循环混合供水方案，含沙量可由夏季平均

4.380 kg／m3降到0.007 kg／m3［24］。

对于直流供水冷却的电厂而言，凝汽器顶面至水库最低水平面的高度差对电厂运行费用的影响较大；工程挖方量和供水运行费用是矛盾的两个方面，一般情况下凝汽器（主厂房）标高的变化对供水运行费用的影响大于对土建挖方费用的影响［30-31］。本文推荐厂址自然地面海拔为1 000m，水库正常蓄水位为990m，最低水位为960m，推荐厂址机组冷却水吸水扬程为20～50m，此时须考虑排水位能的回收；备选厂址机组冷却水吸水扬程为-30～-10 m，可以采用无泵直流供水方案。当水源水量充足、供水扬程在25m以内、输水距离不超过1 km时，采用直流供水系统通常是经济的［32］，即本文方案1（混合供水方案）的初步厂址选择基本符合直流供水系统经济、合理的原则［33-34］。如果该项目推荐厂址主厂房挖方量增大，厂房零米标高（或凝汽器顶面海拔）降至990 m，则机组冷却水吸水扬程为0～30m，其经济性会更合理［35］。该方案的水利工程取水头部及工程设想可以多方案比选，选择水库底部取水头部取水［36-38］，或利用水库上游引水围堰通过输水管道（17‰～19‰ 的自然坡度，长1 000 m）将水源引进厂区，实现无泵直流方式的直流供水系统取水方案［19］。现场踏勘，该排水方案可以满足航道横向流速小于0.3m／s的要求，可以防止水库和河道被冲刷而坍塌［39］。

文献［30，40］总结了浑江电厂、内蒙古岱海电厂、营口电厂等冷却水工程的冬季融冰模型试验。其中营口电厂的试验提供了冷却水排放口的优化布置，满足了工程要求并获得能源部科研成果一等奖。文献［41］以华能丹东电厂取水口利用温排水余热缓冰工程为实例，进行了流冰的二维非恒定运动与融消的数值模拟分析，提出了流冰块受热融消的计算模式，给出了温排水的融冰能力估算方法。其结论可用于寒带地区的火电、核电厂及其他工业用水的取水口工程的防冰、缓冰设计，是一种变废为宝、保障取水安全的好办法。文献［40-41］证明，采用电厂冷却水进行水库融冰，技术上可行。

采用水库再循环混合冷却供水方案，可能对水库、河道“温排水”及其生态环境造成其他影响，同时，强地震构造地带地震设防问题也是下一步项目可行性研究的重点内容［12，42-44］。

因此，本文推荐的直流混合冷却供水方案、取水方案和融冰思路技术上是可行的［30，45-46］。

3.3 直流混合冷却供水系统的先进性

本文电源基地水库混合（直流和再循环）供水方案的技术先进性主要表现在冷却水温更低、汽轮机冷凝器冷却效果更好、末级长叶片汽轮机背压值较低、机组朗肯循环效率高、发电煤耗相对较低［16，47］；仅有的汽轮机冷端乏汽也最大限度地被利用在水库冬季融冰的功能上。在节能的同时，减少了水蒸气的蒸发量，也解决了冬季水库和发电引水渠的融冰难题，符合夏季水库“温排”的相关研究结论［48-54］。

文献［55］中皖东南地区某电厂资料显示：直流供水方案年自然水温比同环境下的冷却塔出水水温低2～4℃，相应的汽轮机背压低1.2～1.4 kPa，长叶片汽轮机机组净功率热耗率年平均低1%。在同样冷却水量的前提下，直流供水比冷却塔循环水供水的煤耗低1.0%～1.5%，直流供水水资源蒸发损耗量是冷却塔循环水供水的1／10～1／7。本文电源基地坑口电站水库地处北纬44°、海拔1 000m的山麓，水库入口（上游河水）平均水温为4.2℃，比北纬30°的皖东南地区同时期直流供水方案水温还要低6～8℃［56］，由此可见，该项目直流供水方案的水温更低，汽轮机可以选择较长的末级叶片［4］，排气负荷率一般在18～22MW／m2［57-58］，节能减排的优势明显。

文献［4-6，21］对大型火电机组冷端优化的研究表明，冷凝器背压值每升高1 kPa，机组热耗率就增加1%，供电标准煤耗也相应增加3 g／（kW·h）左右。其中文献［4］对比研究和优化了浙江嘉兴某火电厂和浙江兰溪某火电厂：嘉兴某火电厂全年平均冷却水温为18.26℃，最高为31.06℃，采取一次直流冷却方式，凝汽器背压额定值为4.900 kPa，最高为10.180 kPa，此时对应的凝汽凝结水出水温度为32.8℃和49.4℃；兰溪某火电厂，采取二次循环冷却塔冷却方式，凝汽器背压额定值为5.500 kPa，最高为11.264 kPa，此时对应的凝汽凝结水出水温度为36.7℃和51.5℃。由此可见，采取一次直流冷却方式比二次循环冷却塔冷却方式的背压额定值低0.600～1.084 kPa，凝结水温度低2.1～3.9℃。

对于300MW以上大功率直流供水火电机组，在水温较低的地区可以选择单背压凝汽器，在保证与多背压汽轮机凝汽器一样好的热经济性基础上，降低大功率汽轮机热力系统“冷端”优化设计的技术条件，为大功率汽轮机低压缸、凝汽器的设计、制造、布置提供更加灵活的条件，而且避免了多背压汽轮机凝汽器仅夏季高温季节节能效益显著的限制［23，59-60］。

因此，本文推荐的直流混合冷却供水方案技术上具有先进性。

4 坑口电站主机冷却系统投资和成本估算

4.1 比较原则和依据

装机规模，一期工程4×1000MW；估算价格，参考2007年定额标准和价格；供水价格（水资源费），参考新疆维吾尔自治区发改委、水利厅〔2004〕1289号文件；火电机组耗水指标；水库混合供水方案0.1m3／（s·GW）［12］、直接空气冷却方案0.18m3／（s·GW）［12］、冷却塔二次循环方案0.7m3／（s·GW）［12］；供水系统冷却设备年利用小时，7000h［28］。

4.2 主要技术指标

年消耗水量（蒸发和不可回收），水库混合供水方案1008万m3、直接空气冷却方案1814万m3、冷却塔二次循环方案7 056万 m3；项目运营期，20年［61］；行业财务基准收益率，7.5%［61-62］；社会折现率，8%［62］；建筑抗震设防烈度，9度［24，44］。

4.3 冷却系统静态投资和成本对比

编制坑口电站主机冷却系统静态投资估算和运行成本费用时，没有考虑排水位能回收的相关投资［55］。统一冷却系统年利用小时数为 7 000 h［11-12，28］，当地厂用电价为0.15元／（kW·h），贯流水年水资源费为0.26分／（kW·h），消耗水年水资源费为0.25元／m3。与直流供水方案对比节煤成本时，按年均节约煤耗1.5%估算，标准煤耗为0.3 kg／（kW·h），当地标准煤价为300元／t。3个方案的冷却系统静态投资及年运行成本费用估算见表1、表2。

表1 冷却系统静态投资汇总 万元

5 坑口电站主机冷却系统经济评价比选

5.1 静态分析

方案3的空冷系统静态投资比其他两个方案高出1倍，系统年运行成本也高出1倍多。在发电量相同的情况下，方案1和方案2的经济性明显优于方案3。因此，在此只对方案1和方案2的经济性进行比对分析，方案1和方案2满足增量分析法投资额不等、寿命周期相同、方案互斥的条件［63］。

表2 冷却系统年运行成本费用估算万元

方案1和方案2静态差额投资收益率（增量分析法）的计算公式为

5.2 动态分析和国民经济评价

该项目属于国民经济基础性项目，关系到公共利益，市场不能有效配置资源；同时，根据该项目的行业垄断特征、公共产品性质以及社会效益突出等

式中：C1为方案2的年运行成本；C2为方案1的年运行成本；I1为方案2的投资额；I2为方案1的投资额。特性，依据文献［61-62］的要求，对方案进行项目国民经济评价。

由于方案3与方案1、方案2不具备可比性，又根据“项目费用和效益计算范围与口径一致的原则”，只对方案1、方案2进行动态分析。

仅从项目财务分析角度来看，贯流水年水资源费是方案1的最大费用，消耗（蒸发）水年水资源费是方案2的最大费用。由于水资源政策的原因，方案1比方案2节约了大量水资源和煤炭资源，但要缴纳很大的一笔水资源费用。方案1中的贯流水在实际应用中并没有消耗和蒸发，而且水库“温升”没有超标，反而有利于水库的冬季融冰；方案2的消耗（蒸发）水年水资源费相对政府是国民经济收入。根据项目国民经济评价费用和效益识别的原则，把项目缴纳水资源费用归为“效益”后，两个方案的国民经济效益现金流量对比见表3。

表3 国民经济评价现金流量对比万元

满负荷时：B2＝贯流水年水资源费5200万元+消耗水年水资源费252万元+节约煤炭费2 700万元＝8125万元；C2＝循环水泵年运行电费2100万元；B1＝消耗水年水资源费1764万元；C1＝循环水泵年运行电费2400万元+循环水加药等运行费用600万元＝3000万元。

项目运营期为20年，行业财务内部收益率为7.5%。［61］

该项目属于水利、电力、煤炭、粉煤灰等综合开发项目，社会效益显著，自身财务效益不明显，具有建设期和运营期相对较长的特点［62］。大型建设项目投资大、影响面广，可通过项目自身发挥效益，促进地区国民经济总量成倍增长，改变区域产业结构、城镇布局和环境质量［62］。同时，方案1、方案2具有寿命周期相同、方案互斥的特性，根据文献［67-69］，采用差额投资内部收益率法不能反映方案的绝对经济效果，但可用于方案之间的相对效果检验。

采用差额投资国民经济收益率法，对两个方案的经济性进行对比［63，67-69］。

式中：ΔEIRR为差额投资经济内部收益率；（B2-C2）为第t期投资大的方案年净效益流量；（B1-C1）为第t期投资小的方案年净效益流量；n为项目计算期；t为计算期各年的序号，基准年的序号为1。

通过计算得ΔEIRR＝36.48% ＞8%［62］（亚洲开发银行社会折现率为12%［62］），即采用差额投资国民经济收益率法进行评价，方案1优于方案2。

6 结论

采用方案1（水库混合供水方案），机组朗肯循环效率高，发电技术更先进，解决了水库冬季融冰难题，并符合水库“温排”标准。方案1和方案2的差额投资经济内部收益率为36.48%，静态差额投资收益率为23.25%。方案1发电成本较低，节水效益突出，经济上更合理，因此本文推荐方案1。

新疆天山北坡经济带是新疆经济最具活力的地区，根据2013年新疆统计年鉴，天山北坡经济带人口占全疆的38.9%，生产总值占全疆的69.1%。该项目行政区处于新疆天山北坡经济带中心的黄金地带，人口密度、人均生产总值和电力能源密度3项综合指标位居新疆榜首［70］。

直流供水技术在干旱地区的创新应用，标志着当地火电项目的技术进步，对进一步提升项目行政区域在天山北坡经济带的战略地位、打造电价“洼地”、积极参与“一带一路”的国家战略具有重要的现实意义。

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（本文责编：刘芳）

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：1674-1951（2015）04-0007-07

王生龙（1959—），男，甘肃武威人，高级工程师，从事电力项目规划和建设等方面的工作（E-mail：shzwsl＠163. com）。

王江懿（1987—），男，广东深圳人，经济师，法律硕士，从事项目经济评价和金融等方面的工作（E-mail：ai1270＠163.com）。

张树芳（1987—），女，湖南张家界人，经济师，法律硕士，从事项目经济评价和金融等方面的工作（E-mail：15201476431＠163.com）。

牛玉法（1957—），男，山东单县人，高级工程师，从事电力项目管理和建设等方面的工作。

王军（1969—），男，四川广安人，高级工程师，从事电力项目管理和建设等方面的工作。

陈宇奇（1959—），男，重庆人，高级工程师，工学博士，从事能源策划方面的工作（E-mail：laoyao23＠yahoo.com）。

2014-09-30；

2015-01-30