660 MW機組冷端建模與循環(huán)水系統(tǒng)瞬態(tài)優(yōu)化運行

王建華，王朝陽，石 峰，劉 明，種道彤

660 MW機組冷端建模與循環(huán)水系統(tǒng)瞬態(tài)優(yōu)化運行

王建華1,2，王朝陽3，石 峰1,2，劉 明3，種道彤3

（1.國網(wǎng)河南省電力公司電力科學研究院，河南 鄭州 450002；2.河南恩湃高科集團有限公司，河南 鄭州 450002；3.西安交通大學動力工程多相流國家重點實驗室，陜西 西安 710049）

為研究燃煤機組變負荷瞬態(tài)過程中的能耗特性，探索機組瞬態(tài)運行過程中的節(jié)能空間，本文基于GSE軟件搭建了某超臨界660 MW燃煤機組動態(tài)仿真模型，并耦合電廠冷端動態(tài)仿真模型，最終完成了整個熱力系統(tǒng)的仿真建模。在仿真模型的基礎上，對機組在75%~100%THA負荷區(qū)間內(nèi)變負荷過程中瞬態(tài)過程的能耗特性進行了研究。結(jié)果表明：機組變負荷過程中，存在最優(yōu)切泵負荷點，使得機組在變負荷瞬態(tài)過程中供電煤耗率最小；研究范圍內(nèi)，不同負荷點切泵，最大標準煤耗率差值為0.14 g/(kW·h)。

超臨界機組；變負荷；冷端運行；瞬態(tài)過程；凝汽器；能耗特性

目前火電機組仍然是我國電力生產(chǎn)的主體，是我國國民經(jīng)濟長期穩(wěn)定發(fā)展的基本保障[1]。雖然近幾年來國家大力發(fā)展太陽能、風能等可再生資源發(fā)電事業(yè)，越來越多的新能源電站并網(wǎng)發(fā)電[2]，但新能源發(fā)電由于普遍具有間歇性、周期性以及地域局限性，難以穩(wěn)定可靠地保證電網(wǎng)的電力需求。因此，我國大多數(shù)火電機組即將面臨長期調(diào)峰任務的挑戰(zhàn)，快速啟停深度調(diào)峰和彈性運行已經(jīng)逐漸成為現(xiàn)役火電機組的必備性能。

隨著越來越多的火電機組參與調(diào)峰和調(diào)頻，研究其變負荷過程的運行性能逐漸成為一個熱點。劉吉臻等[2]對凝結(jié)水節(jié)流等一次調(diào)頻方案進行了較為詳細的研究。文獻[3]對超臨界火電機組瞬態(tài)變負荷過程能耗特性展開了系統(tǒng)的研究與分析。孫偉鵬等[4]對某超超臨界機組的瞬變負荷過程中機組的供電煤耗率進行了研究。文獻[5-6]對燃煤機組靈活性運行展開了較為廣泛的研究。

冷端的運行狀況直接關(guān)乎整個機組的運行安全和經(jīng)濟，而最佳凝汽器真空是機組在穩(wěn)態(tài)運行時最優(yōu)運行狀態(tài)。金路[7]和劉志巍[8]等針對機組冷端運行做了大量研究，針對循環(huán)水泵的開啟臺數(shù)進行優(yōu)化，以確保機組在不同負荷下能耗降至最低。徐星等[9]針對汽輪機變工況下凝汽器的最佳真空進行了系統(tǒng)研究。機組冷端系統(tǒng)動態(tài)，特別是凝汽器的動態(tài)特性備受關(guān)注。崔凝等[10]建立了凝汽器動態(tài)模型，并研究了不同外界因素對凝汽器運行的影響。李永華等[11-12]研究了凝汽器壓力對機組煤耗的影響。

然而，冷端系統(tǒng)的運行策略對超臨界機組變負荷瞬態(tài)過程的能耗特性的研究較少。為此，本文以某超臨界660 MW機組為研究對象，利用GSE軟件搭建鍋爐系統(tǒng)和汽輪機系統(tǒng)[13-14]模型，在此基礎上耦合電廠冷端系統(tǒng)動態(tài)模型[14]，建立了整個熱力系統(tǒng)仿真模型。在仿真模型的基礎上，研究了冷端系統(tǒng)循環(huán)水泵的運行控制策略對機組升負荷過程中能耗特性的影響。

1 機組動態(tài)仿真模型及供電能耗

1.1 機組概況

某超臨界660 MW火電機組采用超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、濕冷凝汽式汽輪機。該機組鍋爐和汽輪機的主要參數(shù)見表1、表2。本文基于GSE仿真軟件搭建了鍋爐及汽輪機模型，分別如圖1、圖2所示，模型的精度驗證見文獻[3,12]。

表1 鍋爐主要參數(shù)

Tab.1 Main parameters of the boiler

表2 汽輪機主要參數(shù)

Tab.2 Main parameters of the steam turbine

1.2 冷端系統(tǒng)仿真模型

機組冷端系統(tǒng)如圖3所示，主要由凝汽器、冷卻水源、循環(huán)水泵組以及連接其間的管道組成。其中凝汽器主要參數(shù)為：冷卻水量69 600 t/h，冷卻水溫度20 ℃，冷卻面積34 000 m2，管內(nèi)流速2.2 m/s，熱井容積110 m3，凝汽器凈質(zhì)量70 700 kg，凝汽器質(zhì)量（運行）1 626 000 kg，凝汽器凈質(zhì)量（滿水）2 866 000 kg。循環(huán)水泵型號為SEZ2200-1590/1400，主要參數(shù)為：流量10 m3/s，揚程15.5 m，轉(zhuǎn)速 330 r/min。循環(huán)水泵的運行工作點與管道特性和水泵運行臺數(shù)相關(guān)。表3為相應工作點處循環(huán)水泵的揚程、流量、耗功及效率相關(guān)參數(shù)。

表3 循環(huán)水泵工作點相關(guān)參數(shù)(2×660 MW機組)

Tab.3 The related parameters of the circulating water pump’s operation points (2×660 MW unit)

針對冷端系統(tǒng)的建模分為凝汽器殼側(cè)和凝汽器管側(cè)進行。

1.2.1凝汽器殼側(cè)模型

根據(jù)凝汽器內(nèi)工質(zhì)的不同物性，將其殼側(cè)分為蒸汽區(qū)和熱井水區(qū)2個區(qū)。為簡單起見，可假設凝汽器內(nèi)的不凝結(jié)氣體不變。

1）蒸汽區(qū)的蒸汽質(zhì)量 凝汽器蒸汽質(zhì)量平衡方程為

式中，s為凝汽器中的蒸汽存量，∑s為進出凝汽器的蒸汽質(zhì)量不平衡量，其計算式為

式中，st為汽輪機排汽量，ost為凝汽器的其他進汽量，f為凝汽器的疏水閃蒸量，c為主蒸汽凝結(jié)量。

2）蒸汽區(qū)的蒸汽分壓 凝汽器中的蒸汽可視為理想氣體。根據(jù)理想氣體狀態(tài)方程，凝汽器內(nèi)蒸汽分壓s的關(guān)系式為

對其進行偏微分可得

凝汽器運行過程中，蒸汽的平均溫度s和凝汽器內(nèi)汽（氣）空間的變化很小，可近似認為d/d≈0，ds/d≈0。

3）凝汽器內(nèi)部蒸汽的平均焓值savg蒸汽的平均焓值按照進入凝汽器的蒸汽充分混合后計算，各處的焓值相等。由能量守衡原理得

式中，st為汽輪機排汽焓值，savg為凝汽器焓值平均值，c為凝汽器內(nèi)部蒸汽壓力對應的飽和焓值。

4）熱井水質(zhì)量w熱井區(qū)質(zhì)量平衡方程為

式中，w為熱井中水的質(zhì)量，∑w為進出熱井水的質(zhì)量不平衡量，l為冷卻水管泄漏量，f為熱井水的閃蒸量，o為凝汽器出水量。

5）熱井水焓值w由熱井能量平衡方程得

式中，cw為凝汽器壓力下的飽和水焓，l為循環(huán)冷卻水焓。

1.2.2凝汽器管側(cè)模型

在凝汽器管側(cè)，通過能量平衡方程計算冷卻水吸熱量、冷卻水出口溫度、冷卻水管金屬壁溫等參數(shù)。

1）冷卻水管金屬壁溫m根據(jù)凝汽器換熱過程的蒸汽凝結(jié)放熱、冷卻水管導熱、冷卻水對流吸熱等環(huán)節(jié)，利用能量平衡方程得：

式中，s為蒸汽凝結(jié)表面?zhèn)鳠嵯禂?shù)，為重力加速度，l為結(jié)水的密度，s為飽和蒸汽的密度，l為凝結(jié)水的導熱系數(shù)，為順汽流方向的換熱管排數(shù)，l為凝結(jié)水的動力黏度，sur為換熱管壁面溫度，A為凝汽器換熱面積，為蒸汽凝結(jié)放熱量，c為冷卻水吸熱量，m為冷卻水管金屬質(zhì)量，m為冷卻水管比熱容。

考慮到凝結(jié)液膜過冷度及溫度分布的非線性因素，式(10)中可以表示為

式中，fg為蒸汽潛熱，c,l為凝結(jié)水定壓比熱容。

2）冷卻水出口溫度2根據(jù)冷卻水吸熱環(huán)節(jié)，利用能量平衡原理得：

式中，c為冷卻水吸熱量，w為冷卻水流量，w為冷卻水比熱容；cw為冷卻水管的比熱容，c為水側(cè)對流換熱系數(shù)；為循環(huán)水的雷諾數(shù)，為普朗特數(shù)；為循環(huán)水導熱系數(shù)，為冷卻水管內(nèi)徑。

其中循環(huán)水流量可通過聯(lián)立管道特性曲線與泵組特性曲線（水泵特性曲線）得到其運行工況點。其中管道特性曲線方程為

式中：為冷卻水流量，m/s；和為常數(shù)，分別為0.003和18.0。

凝汽器是冷端的核心部件，本文采用文獻[15]中具有類似換熱原理的純凝段加熱器動態(tài)實驗間接驗證了其模型的準確性。

1.3 瞬態(tài)過程做功與能耗特性

瞬態(tài)過程機組平均標準煤耗計算方法為：

2 冷端控制策略與機組能耗特性

2.1 凝汽器動態(tài)特性

凝汽器為冷端系統(tǒng)的主要設備，為研究冷端系統(tǒng)對整個機組在瞬態(tài)過程中供電能耗特性的影響，本文首先針對凝汽器進行了動態(tài)特性研究。本文所研究的機組，其冷端循環(huán)水泵為2臺定速泵。瞬態(tài)過程中，根據(jù)需要啟停1臺水泵，以保障機組的凈輸出功最大。冷端系統(tǒng)的水泵開啟數(shù)目直接影響循環(huán)水流量；而當循環(huán)水流量發(fā)生階躍擾動時，凝汽器的壓力也將改變。

圖4為=500 s時，循環(huán)水流量擾動對凝汽器壓力的影響。由圖4可見：循環(huán)水流量從20 m3/s降低至10 m3/s，凝汽器壓力迅速增加，50 s后，壓力變化減緩，大約在200 s后，凝汽器壓力基本趨于穩(wěn)定；而在流量發(fā)生階躍增加后，凝汽器壓力迅速降低，50 s后，壓力變化減緩，大約在200 s后，凝汽器壓力基本趨于穩(wěn)定。

2.2 變負荷切泵負荷點對機組供電能耗的影響

機組在不同的運行工況點，其最佳凝汽器真空會發(fā)生改變，對應的循環(huán)水泵的運行臺數(shù)也將發(fā)生改變。例如，從工況A升負荷至工況B，2×660 MW機組的最佳凝汽器真空對應的循環(huán)水泵運行臺數(shù)從3變?yōu)?，在此過程中，不同負荷下開啟第4臺水泵，則整個變負荷過程中的供電量將發(fā)生改變。

對于現(xiàn)役調(diào)峰火電機組，75%~100% THA是其工作常態(tài)，常規(guī)的變負荷速率控制在1.5%BMCR/min以內(nèi)。為探討機組在變負荷過程中的最小供電煤耗率，本文以機組從75%THA升負荷至100% THA為例，分別從75%、80%、85%、90%、95%、100% THA為變負荷過程中的切泵點（開啟第4臺循環(huán)水泵），研究不同切負荷點工況下機組供電能耗的變化規(guī)律。

2.2.1升負荷瞬態(tài)過程

圖5為升負荷過程中，在負荷率s=75%時增加1臺循環(huán)水泵時凝汽器壓力變化趨勢。從圖5可見：整個升負荷過程中，在負荷指令到達目標負荷之前，凝汽器壓力受變負荷速率影響較為明顯；到達目標負荷后，凝汽器壓力變化緩慢直至穩(wěn)定。

機組從=0時開始以不同的變負荷速率升負荷。從變負荷開始，分別經(jīng)過負荷指令到達目標負荷和機組主要參數(shù)到達穩(wěn)定（當實時壓力與最終壓力相差不足0.05 kPa時視為瞬態(tài)過程結(jié)束）2個階段。不同變負荷速率下，機組瞬態(tài)過程主要參數(shù)見表4。由表4可見：以升負荷速率為1.5%BMCR/min為例，負荷上升時間用時1 000 s，參數(shù)穩(wěn)定用時 355 s；隨著升負荷速率的增加，機組到達負荷指令所需要的時間逐漸減小，但到達最終參數(shù)逐漸穩(wěn)定的時間逐漸增大，最終瞬態(tài)過程的總時間隨著變負荷速率的增大而減小。

表4 機組升變負荷瞬態(tài)過程主要參數(shù)

Tab.4 Key parameters of the unit during loading up processes

圖6為機組從75%THA工況分別以0.5% BMCR/min、1.0% BMCR/min和1.5% BMCR/min速率升負荷至100% THA過程中，在不同負荷率s時增加循環(huán)水泵運行臺數(shù)，機組瞬態(tài)過程平均供電煤耗率的變化規(guī)律。

從圖6可見：升負荷過程中，機組在瞬態(tài)過程中的供電煤耗隨著變負荷速率的增加而增大；當機組以變負荷速率為0.5%BMCR/min從75%THA升負荷至100%THA過程中，冷端循環(huán)水系統(tǒng)在不同的負荷率下增加1臺循環(huán)水泵，整個瞬態(tài)過程機組的平均供電煤耗率存在差異；s=95%時增加1臺循環(huán)水泵，整個瞬態(tài)過程的平均標準供電煤耗為296.88 g/(kW·h)；增加1臺循環(huán)水泵，整個瞬態(tài)過程的平均標準供電煤耗為297.02 g/(kW·h)；s=75%和s=95%時2個瞬態(tài)過程相比，平均供電煤耗率相差0.14 g/(kW·h)。升負荷速率為1.0% BMCR/min和1.5% BMCR/min時的平均供電標準煤耗率變化規(guī)律與0.5% BMCR/min時一致。

2.2.2降負荷瞬態(tài)過程

圖7為機組從100%THA以不同的變速率降負荷至75%THA過程中，在不同負荷率時減少循環(huán)水泵運行臺數(shù)，機組瞬態(tài)過程平均供電煤耗率的變化規(guī)律。不同的變負荷速率下，機組瞬態(tài)過程的總時間和不同時刻減少水泵運行臺數(shù)引起的瞬態(tài)過程的主要參數(shù)變化見表5。

表5 機組降變負荷瞬態(tài)過程主要參數(shù)變化

Tab.5 Key parameters of the unit during loading down processes

對比表4、表5可知：相同的變負荷速率下，機組在降負荷瞬態(tài)過程中所用的時間更長；機組邊界條件基本保持不變后，主要參數(shù)到達新的穩(wěn)定狀態(tài)所需要的時間明顯大于升負荷過程；相同變負荷速率下，降低負荷過程中，在不同負荷率下減少循環(huán)水泵運行的臺數(shù)，對瞬態(tài)過程供電煤耗的影響最大約為0.1 g/(kW·h)，隨著變負荷速率的增大，煤耗差值逐漸減小。

圖7是降負荷過程中，當負荷率為75%時，減少1臺運行水泵，凝汽器壓力的變化趨勢。結(jié)合 表5、圖7可知，與升負荷類似，降負荷過程所需參數(shù)穩(wěn)定時間隨著降負荷速率的增加而增大。

比較圖7a)—圖7c)，以選取s=75%進行切泵為例（圖8）分析發(fā)現(xiàn)：降負荷過程中，隨著降負荷速率的增加，機組在瞬態(tài)過程中的供電煤耗率逐漸減小；同一變負荷速率下，在不同時刻減少1臺循環(huán)水泵，對整個瞬態(tài)過程的平均供電煤耗有一定影響；選擇在變負荷初期或者末期減少1臺循環(huán)水泵，整個瞬態(tài)過程的平均供電煤耗均非最小值；在降負荷過程中，s=90%時，減少1臺循環(huán)水泵，與降負荷過程結(jié)束時減泵相比，煤耗率最大相差約為0.1 g/(kW·h)。

3 結(jié) 論

本文以某超臨界660 MW濕冷機組為研究對象，利用GSE軟件搭建了鍋爐系統(tǒng)和汽輪機系統(tǒng)模型，在此基礎上結(jié)合電廠冷端系統(tǒng)動態(tài)模型，最終搭建了整個熱力系統(tǒng)仿真模型。在機組冷端動態(tài)模型的基礎上，獲得了循環(huán)水流量對凝汽器壓力變化的動態(tài)響應特性。在熱力仿真模型的基礎上，研究了冷端系統(tǒng)循環(huán)水泵的運行策略對機組在75%~ 100%THA變負荷瞬態(tài)過程中能耗特性的影響，并獲得了如下結(jié)論：

1）循環(huán)水流量階躍增加后，凝汽器壓力先迅速降低，后緩慢變化到穩(wěn)定狀態(tài)；循環(huán)水流量階躍減少后，凝汽器壓力迅速增加，后緩慢變化到穩(wěn)定狀態(tài)；在凝汽器壓力變化整個過程中，快速變化的時間占整個變化時間的1/4左右。

2）升負荷過程中，在不同負荷率下增加循環(huán)水泵，對瞬態(tài)過程中平均供電煤耗率有較大的影響。研究范圍內(nèi)，在負荷指令到達95%THA時增加1臺循環(huán)水泵，機組在升負荷瞬態(tài)過程中的平均標準煤耗率最低；相同變負荷速率下不同負荷點切泵，供電煤耗率最大相差0.14 g/(kW·h)；隨著變負荷速率的增加，差值逐漸變小。

3）降負荷過程中，在不同負荷率下減少循環(huán)水泵，對瞬態(tài)過程中平均供電煤耗率有一定的影響。研究范圍內(nèi)，在負荷指令到達90%THA時減少1臺循環(huán)水泵，機組在降負荷瞬態(tài)過程中的平均標準煤耗率最低；相同變負荷速率下不同負荷點切泵，供電煤耗率最大相差約為0.1 g/(kW·h)；隨著變負荷速率的增加，差值逐漸變小。

［1］ 劉明, 趙永亮, 王朝陽, 等. 二次再熱機組回熱抽汽過熱能量回收節(jié)能潛力分析[J]. 熱力發(fā)電, 2017, 46(8): 49-53.

LIU Ming, ZHAO Yongliang, WANG Chaoyang, et al. Analysis on energy saving potentials of overheat recovery of steam extractions for double-reheat power unit[J]. Thermal Power Generation, 2017, 46(8): 49-53.

［2］ 劉吉臻, 姚琦, 柳玉, 等. 風火聯(lián)合調(diào)度的風電場一次調(diào)頻控制策略研究[J]. 中國電機工程學報, 2017, 37(12): 3462-3469.

LIU Jizhen, YAO Qi, LIU Yu, et al. Wind farm primary frequency control strategy based on wind & thermal power joint control[J]. Proceedings of the CSEE, 2017, 37(12): 3462-3469.

［3］ WANG C Y, LIU M, LI B X, et al. Thermodynamic analysis on the transient cycling of coal-fired power plants: simulation study of a 660 MW supercritical unit[J]. Energy, 2017, 122: 505-527.

［4］ 孫偉鵬, 孫葉柱. 超超臨界機組瞬變負荷對供電煤耗率的影響[J]. 中國電力, 2012, 45(1): 20-24.

SUN Weipeng, SUN Yezhu. The influence of instan- taneously variable load on coal consumption rate in ultra supercritical unit[J]. Electric Power, 2012, 45(1): 20-24.

［5］ HENTSCHEL J, ZINDLER H, SPLIETHOFF H. Modelling and transient simulation of a supercritical coal-fired power plant: dynamic response to extended secondary control power output[J]. Energy, 2017, 137: 927-940.

［6］ ANGERER M, KAHLERT S, SPLIETHOFF H. Transient simulation and fatigue evaluation of fast gas turbine startups and shutdowns in a combined cycle plant with an innovative thermal buffer storage[J]. Energy, 2017, 130: 246-257.

［7］ 金路. 電廠循環(huán)冷卻水系統(tǒng)最優(yōu)冷卻量與最優(yōu)開機臺數(shù)[D]. 揚州: 揚州大學, 2013: 27-37.

JIN Lu. Optimal cooling capacity and optimal number of running pumps for power plant[D]. Yangzhou: Yangzhou University, 2013: 27-37.

［8］ 劉志巍. 600 MW火電機組冷端系統(tǒng)優(yōu)化運行研究[D]. 保定: 華北電力大學, 2015: 18-28.

LIU Zhiwei. Research on optimal operation of cold-end system for 600 MW thermal power unit[D]. Baoding: North China Electric Power University, 2015: 18-28.

［9］ 徐星, 黃啟龍, 戴維葆, 等. 考慮汽輪機工況變化的凝汽器最佳真空的確定及應用[J]. 動力工程學報, 2015, 35(1): 70-75.

XU Xing, HUANG Qilong, DAI Weibao, et al. Determination and application of condenser optimum vacuum under variable conditions of steam turbine[J]. Journal of Chinese Society of Power Engineering, 2015, 35(1): 70-75.

［10］ 崔凝, 王兵樹, 馬士英, 等. 電站凝汽器動態(tài)數(shù)學模型的研究與應用[J]. 系統(tǒng)仿真學報, 2002, 14(2): 156-159.

CUI Ning, WANG Bingshu, MA Shiying, et al. Research and application on dynamic mathematics model of power station condenser[J]. Journal of System Simulation, 2002, 14(2): 156-159.

［11］ 李永華, 李玉輝, 閆順林. 凝汽機組背壓變化對煤耗影響計算模型的研究[J]. 電力科學與工程, 2009, 25(2): 31-33.

LI Yonghua, LI Yuhui, YAN Shunlin, et al. General calculation model for the influence of exhaust pressure on dynamoelectric coal consumption rate of condensing unit[J]. Electric Power Science and Engineering, 2009, 25(2): 31-33.

［12］ 王朝陽, 李冰心, 苗國耀, 等. 660 MW機組不同變負荷速率下瞬態(tài)過程的能耗特性研究[J]. 中國電機工程學報, 2017, 37(19): 5665-5673.

WANG Chaoyang, LI Bingxin, MIAO Guoyao, et al. Study on energy consumption characteristics during transient processes of a 660 MW coal-fired power plant with different load-variation rates[J]. Proceedings of the CSEE, 2017, 37(19): 5665-5673.

［13］ 李學忠, 孫偉鵬, 江永. 循環(huán)水泵雙速節(jié)能改造及汽輪機冷端運行優(yōu)化[J]. 中國電力, 2011, 44(2): 54-57.

LI Xuezhong, SUN Weipeng, JIANG Yong, et al. Energy saving by dual speed operation and cold end optimization of steam turbine [J]. Electric Power, 2011, 44(2): 54-57.

［14］ WANG C Y, LIU M, ZHAO Y L, et al. Dynamic modeling and operation optimization for the cold end system of thermal power plants during transient processes[J]. Energy, 2018, 145: 734-746.

［15］ 寧濤, 張瑞山, 李根, 等. 純凝結(jié)段回熱加熱器動態(tài)特性研究[J]. 工程熱物理學報, 2013, 34(4): 676-679.

NING Tao, ZHANG Ruishan, LI Gen, et al. The dynamic behavior research on feedwater heater with condensation zone[J]. Journal of Engineering Thermophysics, 2013, 34(4): 676-679.

Dynamic modeling and optimization on cold end system of a 660 MW power unit during transient processes

WANG Jianhua1,2, WANG Chaoyang3, SHI Feng1,2, LIU Ming3, CHONG Daotong3

(1. State Grid Henan Electric Power Research Institute, Zhengzhou 450002, China; 2. Henan Enpai Gaoke Group Co., Ltd., Zhengzhou 450002, China; 3. State Key Laboratory of Multiphase Flow in Power Engineering, Xi’an Jiaotong University, Xi’an 710049, China)

To study the energy consumption characteristics of coal-fired units during load cycling transient processes, the energy-saving space during transient operation of the power units was explored. By applying the GSE software, a dynamic simulation model of a supercritical 660 MW coal-fired unit was established, coupling the cold-end dynamic simulation model of the power plant, and the simulation modeling of the entire thermal system was finished finally. On the basis of this dynamic model, the energy consumption characteristics of the unit during load cycling between 75% THA and 100% THA transient processes were studied. The results show that, there is an optimal switching pump load rate which makes the energy consumption of the unit minimum during the load cycling transient processes. Within the scope of the study, the maximum difference in standard coal consumption rate is 0.14 g/(kW·h) for switching the pump in different load rates.

supercritical unit, varying load, cold end operation, transient process, condenser, energy consumption characteristics

TM621

A

10.19666/j.rlfd.201901063

2019-01-27

國家重點研發(fā)計劃項目(2017YFB0602101)

Supported by：National Key Research and Development Program (2017YFB0602101)

王建華(1980)，男，碩士，高級工程師，主要研究方向為熱力系統(tǒng)節(jié)能技術(shù)，94660214@qq.com。

種道彤(1978)，男，博士，教授，主要研究方向為熱力系統(tǒng)節(jié)能與控制技術(shù)，dtchong@xjtu.edu.cn。

王建華, 王朝陽, 石峰, 等. 660 MW機組冷端建模與循環(huán)水系統(tǒng)瞬態(tài)優(yōu)化運行[J]. 熱力發(fā)電, 2019, 48(10): 97-104. WANG Jianhua, WANG Chaoyang, SHI Feng, et al. Dynamic modeling and optimization on cold end system of a 660 MW power unit during transient processes[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(10): 97-104.

（責任編輯 劉永強）