北极星环保网讯:为了在满足环保排放标准的条件下，降低火电机组脱硝成本，本文针对某350MW燃煤机组的选择性催化还原（SCR）脱硝系统，建立了度电脱硝成本的计算模型。该模型将脱硝成本分为固定成本和变动成本两部分，度电固定脱硝成本包括折旧成本、会计成本、催化剂更换成本、大修成本、人工成本、补偿电价、其他成本，度电变动脱硝成本包括电耗成本、喷氨成本、排污成本。
以度电脱硝成本作为评价指标，利用支持向量机与粒子群耦合算法建立了脱硝系统运行优化模型，对脱硝系统进行了全负荷段优化。结果表明，预测模型能精确预测度电脱硝成本，最高相关系数可达99.9011%；经模型优化后，脱硝所需喷氨量降低至0.1578t/h，度电脱硝成本显著降低，系统经济性得到提高，可用于指导电厂经济运行。
关键词：选择催化还原；度电脱硝成本；算法；优化运行
随着节能减排政策的大力推行，国家对氮氧化物排放的把控越发严格。在“十三五”规划中，国家进一步限制了污染物的排放，将持续降低SO2、NOx等污染物的排放标准，到2020年，要求火电机组的SO2排放浓度应小于35mg/m3、NOx排放浓度应小于50mg/m3[1]。
现阶段，国内各电厂机组已基本完成脱硝改造，这些脱硝系统在有效控制火电机组NOx排放、改善环境的同时，也给电厂带来了额外的物料消耗和能量消耗。因此，在满足NOx最低排放标准的同时，通过优化运行方式有效降低脱硝系统物耗与能耗，提高电厂经济效益，是各国学者自烟气脱硝技术开始应用于电厂实际运行以来一直努力的方向。
选择性催化还原（ive catalytic reduction，SCR）技术是我国目前火电厂最广泛应用的脱硝技术，已经被成熟应用于燃煤电厂、化工厂、内燃机等各个领域。SCR具有高脱除率、技术成熟、二次污染小等优点，是我国电厂脱除NOx最有效的方法。
在SCR脱硝系统运行优化方面，国内外很多学者做了深入的研究。但是大多研究都是集中于催化剂优化[2-11]和结构优化[12-20]两方面。研究表明通过选取还原活性较高的催化剂，更换催化剂成分和改变涂层厚度、几何尺寸、载体尺寸等催化剂结构特性，可以提高脱硝效率，改善脱硝系统工作状况。
在催化剂类型不变的情况下，利用数值计算的方法模拟脱硝系统中烟气与催化剂流动特性，并以此对脱硝装置内部喷氨格栅（AIG）、导流板等进行合理的设计与改进。从而优化烟道中的流场，使烟气与脱除剂混合更加充分，提高脱硝系统的性能。然而鲜有学者做基于数据驱动的运行优化方面的研究。但是基于数据驱动的运行优化在其他系统优化方面极为常见，例如杨勇平[21]、刘延泉[22]等采用数据挖掘的方法对脱硫系统进行了优化，并证明优化结果经济可靠。
针对以上问题，建立了度电脱硝成本优化模型，提出以度电脱硝成本为优化目标，以喷氨量为调控手段，利用支持向量机（support vector machine，SVM）与混沌粒子群（chaos particle swarm optimization，CPSO）耦合算法对脱硝系统进行优化，并对优化结果进行分析。
1研究对象
研究对象为某电厂350MW机组，该机组的锅炉为亚临界参数自然循环汽包炉，双拱单炉膛、W火焰燃烧方式、固态排渣、平衡通风、一次中间再热、全钢构架悬吊结构锅炉设计。脱硝系统采用选择性催化还原技术（SCR），反应器和催化剂采用“2+1”层布置，即安装两层催化剂，预留一层布置的空间，每个SCR反应器设计3层催化剂，每层安装60个模块，耐磨层放置在催化剂前端，以减弱飞灰对催化剂的冲刷作用，层之间空间高度为3.0m。脱硝流程如图1所示。
设计脱硝效率为80%，处理烟气量为1350000m3/h（干基，6%O2），入口NOx浓度为1000mg/m3，出口NOx浓度小于
100mg/m3。脱除剂为液氨，催化剂采用以TiO2为载体，V2O5-WO3为活性成分的国产18孔蜂窝式催化剂，系统布置方式为高温高尘布置，烟气从烟气省煤器出来后经过整流栅后进入催化剂层，然后进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。系统由带催化剂的SCR反应器、喷氨装置、稀释风机、氨蒸发器、氨储备供应系统、烟道、阀门等组成。
2度电脱硝成本模型
现阶段，我国大多数电厂评价脱硝系统经济性以脱硝效率为单一的评价指标，并未考虑电厂在脱硝过程中的运行成本。针对以上问题，建立了度电脱硝成本模型，更全面地对脱硝系统进行评价。
度电脱硝成本按照成本随机组运行状况的变化情况，被分为度电固定脱硝成本C1及度电变动脱硝成本C2。度电固定脱硝成本是指在脱硝系统运行过程中成本总额在一定时期内不受运行变动影响而能保持不变的成本。度电变动脱硝成本是指在脱硝系统运行过程中成本的总发生额在相关范围内随着运行的变动而变动的成本。
2.1度电固定脱硝成本
度电固定脱硝成本主要由折旧成本、会计成本、催化剂更换成本、大修成本、人工成本、其他成本、补偿电价7项组成。
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