基于可解释关系模型的SCR入口气温预测

新能源在全社会发电中占比不断增高,为了能够辅助电网进行削峰填谷,火电机组需要增加在低负荷范围内的运行时间,这会对选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)的脱硝效果产生负面影响。因此,对SCR入口烟气温度(SCR gas temperature,SCRIGT)进行准确预测非常重要。首先,采用极限梯度提升(extreme gradient boosting,XGBOOST)模型,以电厂的运行参数作为输入,功率与SCRIGT的比值作为输出进行预测,然后计算得到SCRIGT。结果显示,对于两个不同锅炉类型的火电机组,平均绝对百分比误差(mean absolute percentage error,MAPE)分别为3.07%和2.49%。其次,采用不可知模型的局部可解释(local interpretable model-agnostic explanations,LIME)算法分析XGBOOST模型的预测结果,显示功率和功率与SCRIGT的比值之间存在线性关系,且R2(R-squared)为0.994,基于此构建了一种可解释关系模型进行SCRIGT预测。最后,比较分析显示,对于试验中的两个机组,可解释关系模型预测结果的MAPE分别改进至0.68%和0.97%。

SCR脱硝反应器入口烟气条件对反应器性能的影响

建立了SCR反应器三维模型,利用Fluent软件,通过UDF实现烟气组分因发生化学反应而引起的质量变化,从而模拟催化剂层复杂的脱硝反应,分别研究了反应器入口烟气速度、温度、NH3/NOx等对反应器性能的影响。结果表明:入口烟气速度分布不均匀性对反应器的性能影响不大,入口烟气NH3/NOx分布不均匀性对反应器的性能影响较大,而入口烟气温度分布不均匀性对反应器的性能影响最为显著;反应器脱硝性能更高时,其对入口NH3/NOx分布的均匀性要求也更高;反应器脱硝性能是入口烟气速度、温度及NH3/NOx综合影响的结果。

运行条件对湿法脱硫系统耗水量影响的实验研究

通过模拟电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统,以浆液池水位变化衡量系统耗水量大小,系统研究了入口烟气温度、烟气水蒸汽浓度及液气比对湿法脱硫系统耗水量的影响及其规律。结果表明:入口烟气温度90℃比入口烟气温度120℃～140℃时节水30%～40%;原煤全水分越高,烟气水蒸汽浓度越大,FGD耗水量越少,当烟气中水蒸汽浓度大于16%时,可能出现系统不需要补水反而要排水的情况。

600MW超临界机组锅炉省煤器分级优化改造

为解决燃煤电厂低负荷工况下选择性催化还原(SCR)脱硝装置入口烟温偏低,SCR装置无法正常投运的问题,提出了省煤器上下分级的改造方案。该改造方案既能有效提高SCR脱硝装置入口烟温,满足SCR脱硝装置投运要求,又不影响锅炉效率和排烟温度;同时,新增的一级省煤器采用H型鳍片管能解决SCR脱硝装置出口空间紧凑问题。改造后,通过优化锅炉本体吹灰方式,可避免长时间低负荷工况下SCR脱硝装置入口烟温偏低,以及急升负荷时SCR脱硝装置入口烟温偏高。最后给出了不同类型机组进行省煤器分级布置设计时需考虑的问题。

300MW亚临界锅炉烟气旁路改造宽负荷脱硝的热力计算研究

某电厂1台300MW亚临界机组在生产运行过程中,存在低负荷工况下SCR入口烟气温度偏低情况。为有效解决机组低负荷工况下SCR入口温度偏低问题,使机组具备深度调峰能力,并提高机组煤种适应性,提出了两种烟气旁路改造方案,并借助锅炉通用热力系统计算BESS软件,对两种改造方案进行了热力计算研究,结果表明:方案B优于方案A,采用方案B进行烟气旁路改造后机组在超低负荷工况下SCR入口烟气温度约提高21℃,排烟温度提高约7℃,经估算,该机组参与深度调峰年收益约6000余万元。并且针对方案B改造后对锅炉运行的影响进行了预判评估。