基于TDE-SO-AWM-GRU的光伏发电功率预测模型

精确预测光伏发电功率对电网的安全与经济运行具有重要的意义,但因光伏发电具有时序性、间歇性、波动性以及高非线性等特征,难以深度挖掘数据隐含信息。针对此类问题,提出了一种基于结合时变数据增强(time-varying data enhancement,TDE)、蛇优化算法(snake optimizer,SO)、自适应权重模块(adaptive weight module,AWM)和门控循环单元(gated-recurrent unit,GRU)的光伏发电功率预测模型,通过强相关TDE提升数据特征的表现力,并构造全新的输入矩阵,然后利用AWM对增强后的输入矩阵进行自动赋权处理进入GRU进行预测,同时考虑到组合模型超参数选择困难的问题,引入SO对模型的最佳阈值进行寻找以发挥模型最大性能。最后,使用某光伏发电站实际数据对模型进行验证,结果表明:所提模型可有效提升光伏发电功率的预测精度。

350 MW供热机组切缸下汽轮机内效率计算分析

计算供热下经过切除低压缸技术改造的汽轮机与常规运行的汽轮机的绝对内效率,以达到掌握切缸及供热对汽轮机绝对内效率影响程度的目的。以某电厂2×350 MW汽轮机组为例,汽轮机组原则性热力系统计算图作为计算依据,通过常规计算法计算两台机组在不同工况下主蒸汽在汽轮机中的热耗与内功,常规计算法可以全面清晰地表现出整个计算过程的推算逻辑。使用Python语言对计算过程进行编译,实现汽轮机绝对内效率的实时计算。计算结果表明,切除低压缸的运行方案虽然可以实现热电解耦,但在其基础上再实现大负荷供热会引起汽轮机组的绝对内效率小幅度下降。该计算方法可为火力发电厂汽轮机常规计算法提供计算参考实例,同时可为同类型机组通过切缸达到提升产能目的提供参考。

循环流化床锅炉脱硫工艺经济性分析

循环流化床锅炉炉内脱硫无法满足排放要求时,需要对排烟进行进一步净化。烟气净化工艺主要有石灰石-石膏湿法烟气脱硫和循环流化床半干法烟气脱硫。为了比较2种工艺的经济性,建立了技术经济分析模型,对比分析了满负荷时炉内脱硫效率70%条件下的经济技术指标。分析结果表明,循环流化床半干法烟气脱硫的运行成本和总成本相对较低时,要求硫含量分别低于1.1%和2.1%;循环流化床半干法烟气脱硫的脱硫剂成本占比较大,而石灰石-石膏湿法烟气脱硫的电费占比相对略大;石灰石价格、上网电价和年运行时间是影响脱硫成本的主要因素,石灰石对脱硫成本的敏感度大于上网电价;石灰石价格低于112元/t时,石灰石-石膏湿法烟气脱硫的运行成本更高;上网电价低于0.43元/kWh时,石灰石-石膏湿法烟气脱硫的运行成本相较更低;循环流化床半干法烟气脱硫总成本在石灰石价格、电价、年运行时间的研究波动范围内相对较小;相较于常规炉内脱硫技术,超细石灰石炉内脱硫技术的炉内脱硫成本较低,与循环流化床半干法烟气脱硫工艺相结合的综合优势更显著。

多因素动态叠加自动脱硝控制系统的研究与应用

NOx的排放量是火电污染控制的关键指标之一,为达到现役火电机组NOx排放量不超过50mg/Nm3的超低排放标准,循环流化床(CFB)火电机组通常使用SNCR、SCR或两者结合的方式脱除NOx。针对某热电厂CFB锅炉在选择非催化还原(SNCR)尿素脱硝技术中存在的大迟延、非线性、时变等问题,通过相关系数法遴选出影响NOx最大的三个因素,即有功功率、锅炉出口烟气含氧量、石灰石投入量作为生成量计算标准,构建出NOx变化率上升与下降时的多因素动态叠加控制方案,并在该电厂进行工程实际应用。实际运行效果表明,该脱硝自动控制方案能够有效解决传统脱硝控制的大延时和大滞后问题,具有一定的实用价值。