自喷系统在火电厂中的应用

NT6000 DCS在火电厂自动控制中的应用2

毕业项目报告纸

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┊ 摘要

多年来，我国DCS系统市场的基本格局是国产DCS系统在中、小工程市场与国外DCS系统竞争，而重大工程项目市场被国外DCS系统垄断。近几年，在中小工程项目市场上，国产系统以更高的性能价格比和良好的服务逐渐占优势。为了了解NT6000分散控制系统（DCS）在我国热工自动化领域的应用现状，以及未来的发展前景，我不仅搜集了目前国内火电厂发电的生产工艺资料和NT6000分散控制系统的监控原理，还具体参与了一些NT6000 DCS项目。通过研究其各种硬件回路和软件逻辑，深刻领悟了NT6000分散控制系统在对火电厂发电过程的实时监测和控制。鉴于NT6000分散控制系统（DCS）独特的控制理论和解决方案，我有理由相信未来在火电厂发电领域以及核能发电领域NT6000分散控制系统（DCS）将发挥不可忽视的作用。

关键词：DCS；控制器 KM940；I/O输入输出卡件；锅炉；汽机；监控。

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┊ Abstract

Over the years, DCS system of our country market is basic pattern of

domestic DCS system in, small engineering market and foreign DCS system

competition, and major projects by foreign DCS system monopoly market. In

火电厂三大系统简介

三大系统简介

一、燃烧系统

燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等环节组成，其流程如图2所示。

（l）运煤。电厂的用煤量是很大的，一座装机容量4×3O万kW的现代火力发电厂，煤耗率按36Og／kw.h计，每天需用标准煤（每千克煤产生70O0卡热量）360（g）×120万（kw）×24（h）=10368t。因为电厂燃煤多用劣质煤，且中、小汽轮发电机组的煤耗率在40O~5O0g／kw·h左右，所以用煤量会更大。据统计，我国用于发电的煤约占总产量的1／4，主要靠铁路运输，约占铁路全部运输量的4O％。为保证电厂安全生产，一般要求电厂贮备

十天以上的用煤量。

（2）磨煤。用火车或汽车、轮船等将煤运至电厂的储煤场后，经初步筛选处理，用输煤皮带送到锅炉间的原煤仓。煤从原煤仓落入煤斗，由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并经空气预热器来的一次风烘干并带至粗粉分离器。在粉粉分离器中将不合格的粗粉分离返回磨煤机再行磨制，合格的细煤粉被一次风带入旋风分离器，使煤粉与空气分离后进入煤粉仓。

（3）锅炉与燃烧。煤粉由可调节的给粉机按锅炉需要送入一次风管，同时由旋风分离器送来的气体（含有约10％左右未能分离出的细煤粉），由排粉风机提高压头后作为一次风将进入一次风管的煤粉经喷燃器喷入炉膛内燃烧。

电厂煤粉炉燃烧系统流程图

目前我国新建电厂以300MW及以上机组为主。300MW机组的锅炉蒸发量为10O0t／h（亚临界压力），采用强制循环（或自然循环）的汽包炉；600MW机组的锅炉为200Ot／h的（汽包）直流锅炉。在锅炉的四壁上，均匀分布着4支或8支喷燃器，将煤粉（或燃油、天然气）喷入炉膛，火焰呈旋转状燃烧上升，又称为悬浮燃烧炉。在炉的顶端，有贮水、贮汽的汽包，内有汽水分离装置，炉膛内壁有彼此紧密排列的水冷壁管，炉膛内的高温火焰将水冷壁管内的水加热成汽水混合物上升进入汽包，而炉外下降管则将汽包中的低温水靠自重下降至下连箱与炉

内水冷壁管接通，靠炉外冷水下降而炉内水冷壁管中热水自然上升的锅炉叫自然循环汽包炉，而当压力高到16.66~17.64MPa时，水、汽重度差变小，必须在循环回路中加装循环泵，即称为强制循环锅炉。当压力超过18．62MPa时，应采用直流锅炉。

火电厂脱硫废水旁路烟道蒸发系统的设计与应用

摘要：本研究以2×350MW机组末端废水旁路烟道蒸发零排放系统为研究对象，采用数值模拟法，对系统进行优化设计，并考察其运行情况。数据表明，蒸发器出口烟气温度控制在192-197℃，蒸发效果良好。未出现因抽取高温烟气导致低温腐蚀、堵塞以及空预器压差变大等现象。喷枪运行稳定，未出现喷枪或管道的污堵现象。该系统整体运行稳定，满足脱硫废水零排放环保目标，且未对电厂原有系统造成不良影响。

关键词：火电厂；脱硫废水；零排放；旁路烟道蒸发；双流体雾化

1 引言

国内外燃煤电厂烟气脱硫技术中，约有85%采用石灰石-石膏湿法脱硫技术[1]。该技术方法成熟，具有脱硫效率高、运行稳定的优点，但会产生大量的脱硫废水。而脱硫废水中，悬浮物浓度高，重金属离子含量超标，并且含有大量的Ca2+、Mg2+、Cl-、SO42-、SO32-等无机盐离子，处理难度较大[2-3]。2017年发布的《火电厂污染防治可行技术指南》中明确指出，脱硫废水应通过絮凝、澄清、浓缩等方式处置后回收利用，鼓励采用蒸发干燥或蒸发结晶等工艺将水分蒸发回收，从而实现脱硫废水零排放[4]。因此，预先进行脱硫废水的减量处理，进而实现脱硫废水的零排放，目前已成为脱硫废水零排放工艺关注的重点[5]。

目前脱硫废水零排放技术主要包括膜处理、蒸发结晶、主烟道蒸发、旁路热烟气蒸发、低温多效闪蒸浓缩技术等[6-7]；其中，脱硫废水热烟气蒸发技术主要是利用空预器出口主烟道热烟气或从空预器入口抽取的旁路热烟气的余热将经雾化喷嘴雾化后的脱硫废水液滴蒸发，从而实现脱硫废水的零排放[8]。该工艺无额外废弃物产生，蒸发后产生的水蒸气可回收利用，用于湿法脱硫系统的工艺补水[9]。并且该工艺具有投资运行成本低、流程简单、无二次污染等优点，逐渐成为脱硫废水处理的主流工艺[10]。

由于烟道蒸发技术在实际工程中易出现废水难以完全蒸干致使烟道腐蚀和积灰的现象，针对此问题，本文对蒸发器本体以及底部输灰系统进行了优化改造。并分析了蒸发器的技术参数及应用边界，最后针对项目现场存在的问题进行了讨论与总结，以期为后续项目的实施提供借鉴与参考。

自抗扰控制在火电厂主蒸汽温度控制中的应用

第２８卷第５期　２０１２年５月　电力科学与工程　Ｅｌｅｃｔｒｉｃ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　ａｎｄ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ　自抗扰控制在火电厂主蒸汽温度控制中的应用　竹瑞博，董　泽，冉　宁　（华北电力大学控制与计算机工程学院，河北保定０７１００３）　摘要：大型火电厂锅炉主蒸汽温度控制系统，是提高电厂经济效益、保证机组安全运行不．－ｊ－￣少的环节．．　针对火电厂主蒸汽温度控制系统的大时滞、大惯性以及动态特性随工况变化的不确定性等特点，设计了　自抗扰控制器（ＡＤＲＣ）主汽温控制方案。该方案采用导前温度信号作为辅助反馈信号，构成ＡＤＲＣ—ＰＩ　串级回路控制系统。仿真结果表明：相对于常规的ＰＩＤ—ＰＩ串级控制系统，ＡＤＲＣ—ＰＩ串级控制系统具有更　好的调节品质和更强的抗干扰性。　关键词：自抗扰控制；主汽温控制；串级控制；仿真　中图分类号：ＴＫ２３２　文献标识码：Ａ　０　引言　对于大型火电厂锅炉，主蒸汽温度是确保机　组安全、经济运行的一个重要参数。主蒸汽温度　过高，会直接影响过热器管道、汽轮机等设备的　安全运行；主蒸汽温度过低，则影响机组的热效　率　。主蒸汽温度控制对象具有大时滞、大惯性　和非线性等复杂特性给常规控制带来一定的难度。　传统主汽温控制系统采用的常规分段式ＰＩＤ串级　控制策略，往往难以取得理想的控制品质。近年　来提出的变参数控制、Ｓｍｉｔｈ预估控制、模糊控制　等策略得到了一些应用，一定程度上克服了汽温　对象的大惯性、大延迟特点。但是变参数控制、　Ｓｍｉｔｈ预估控制存在模型容易失配问题，基于鲁棒　性设计的控制器往往趋于保守，也难保证控制　品质。　自抗扰控制器　（ＡＤＲＣ）在继承经典ＰＩＤ　不依赖受控对象精确数学模型优点的基础上，通　过改进其固有缺陷而构造出的一种新型实用控制　器。自抗扰控制器对非线性、大惯性、不确定时　滞、强耦合的复杂系统具有较好的控制品质，并　且具有良好的抗干扰能力。因此本文针对主汽温　控制系统的特点，提出了一种主汽温ＡＤＲＣ—ＰＩ串　级控制方案。　１自抗扰控制原理　自抗扰控制器由跟踪微分器（ＴＤ）、扩张状　态观测器（ＥＳＯ）和非线性误差反馈控制律　（ＮＬＳＥＦ）三部分组成　。二阶ＡＤＲＣ结构如图１　所示。　为给定输人。　图１　目抗扰控制器结构　Ｆｉｇ．１　Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ　ｏｆ　ＡＤＲＣ　以一般二阶控制对象为例：　』　、＝　，　，　（ｆ））＋６“（￡　（１）　【Ｙ＝　（ｔ）　、　式中：　，曼，Ｗ（　））包含了系统的所有未建模动　态特性（如非线性、参数时变及外扰等）；　（ｔ）　收稿日期：２０１２—０３—２３。　作者简介：竹瑞博（１９８７一），男，硕士研究生，从事控制理论及其在过程控制中的应用等方面的研究，Ｅ—ｍａｉｌ：ｚｈｕｒｕｉｂｏｆｌａｉｒ　＠ｑｑ．ｔｏｍ。

火电厂热工自动化控制的应用实践及发展方向侍述成

摘要：火电厂是我国电能源的主要来源，DCS 系统可以对电厂锅炉，发电机组等设备进行实时的控制和检测，如果遇见异常还会进行自动报警，这样能够有利于危险情况的及时发觉和处理，真正使得电厂的运行实现自动化控制。本文基于火电厂热工自动化控制的应用实践及发展方向展开论述。

关键词：火电厂；热工自动化控制；应用实践及发展方向

引言

火电厂热工自动化控制系统是实现火电厂创新改革的重要技术支持，是维护火电厂安全发电的重要保障，在热工自动化中应用自动控制理论能够更好的完善火电厂的控制能力。通过自动化控制技术在火电厂的广泛应用，能够实现火力发电的安全性和稳定性，为火电厂带来更大的经济效益。因此为了能够有效的提升火电厂热工自动化控制能力，应当不断强化火电厂热工自动化系统的智能化、系统化、透明化、信息化、一体化发展，在实践过程中将新的测量技术应用到其中，进一步简化系统的操作流程，构建更加方便、简洁、高效的火电厂热工自动化控制系统。

1提高热工自动化控制系统的意义

电厂在应用DCS系统后运行效率有了明显的提升，但是一些问题也随之而来，严重影响DCS系统的作用。根据多个电厂的调查发现，在使用DCS系统的过程中经常会发生死机的现象，不仅影响电力系统的正常运行，而且还埋下了安全隐患，从而导致后续的安全事故。死机问题是DCS系统中最关键的问题，如果死机问题不及时处理，可能会造成较大的经济损失，所以电厂应该高度重视这一问题，一旦发生死机问题，需要第一时间处理，以此保证电厂运行的效率和安全。

2我国火电厂热控自动化控制设备的现状

在现代科学技术飞速发展的过程中，自动化控制系统已经越来越被人们所重视。在火理发电行业中，自动化控制系统被广泛的应用与火电厂的各个方面，通过对自动化控制理论的应用，能够实现对火电厂发电全过程进行自动化监控，可以有效提高火电厂的发电安全、降低火电厂进行管控的人工成本，保证发电设备能够稳定运行。火电厂热工自动化控制设备是指锅炉蒸汽设备及其辅助设施。热控自动化控制设备在运行过程中有不同的要求，为了满足火电厂的发电要求，必须根据实际生产要求调试和安装锅炉蒸汽设备及其辅助设施，以确保热控自动化控制设备的安全、可靠和高效运行。该资料中所说的热控自动化控制单元的安装和篡改主要是指检测单元系统、执行单元系统和控制系统、自动保护和报警单元、自动检测单元等。目前我国火电厂使用最广泛的热控自动化控制装置是DCS控制系统，自动化智能化，具有低成本的高效应用特性。DCS控制系统充分利用计算机技术、智能技术和远程控制技术，在热控制自动化控制单元的系统之间建立联系，从而实现控制室对控制点的远程控制部署，便于集中管理和监控，最大限度地提高设备单元之间的联系，从而提高操作性能。

火力发电厂脱硝工程氨水区储罐区消防系统设计

龙源期刊网

火力发电厂脱硝工程氨水区储罐区消防系统设计

作者：张崔灿

来源：《科技资讯》2017年第01期

摘要：我国大型火电厂采用氨水作为脱硝试剂越来越多，需要规范明确氨水危险等级，及《建筑设计防火规范》、《石油化工企业设计防火规范》、《水喷雾灭火系统技术规范》、《火力发电厂与变电站设计防火规范》、《火力发电厂烟气脱硝设计技术规程》对氨水消防设计的要求。

关键词：火电厂氨水区脱硝消防设计

中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2017）01（a）-0000-00

0 引言

目前火力发电厂脱硝技术脱硝试剂有液氨法脱硝、氨水法脱硝、尿素法脱硝，由于液氨属于乙类危险类别，属于重大危险源，储存起来危险性较大。现在越来越多的电厂选用氨水法脱硝。氨水区氨水储罐的火灾危险性分类宜安丙类液体。在《建筑设计防火规范》GB50016-2014中8.1.4中规定甲、乙、丙类液体储罐区内的储罐应设移动水枪或固定水冷却设施。但规范并没有规定喷淋水强度。所以为配合越来越多的电厂改造需要完善消防规范。

1 氨水的特性

氨水（NH₃[aq]）常称为氢氧化铵，指氨气的水溶液，有强烈刺鼻气味，具弱碱性。氨水中，氨气分子发生微弱水解生成氢氧根离子及铵根离子。1M氨水的pH值为11.63，大约有0.42%的NH₃变为NH4⁺。氨水是实验室中氨的常用来源。它可与含铜（II）离子的溶液作用生成深蓝色的配合物，也可用于配置银氨溶液等分析化学试剂。

2 氨水区消防系统设计标准

在《建筑设计防火规范》GB50016-2014中8.1.4中规定甲、乙、丙类液体储罐区内的储罐应设移动水枪或固定水冷却设施。没有明确什么固定水冷却设施及强度。只能参考液氨区消防系统标准进行设计。液氨区域水喷雾系统的水量计算主要依据《石油化工企业设计防火规范》中8.10.4规定，全压力式及半冷冻式液化烃储罐固定式消防冷却水系统的用水量计算应符合下列规定：着火罐冷却水供给强度不应小于9.00L/min·m 2，

火电厂输煤系统粉尘综合治理措施

落煤点产生的粉尘：如螺旋卸车机、斗轮堆取料机、叶轮给煤机、各转运站落料口及胶带输送机的尾部受料槽等处，由于落料存在着高低差，其料流所产生的正压诱导风将细微的物料颗粒带入空气中形成弥漫飘逸的粉尘。

露天贮煤场产生的粉尘：由于封闭的贮煤场造价较高且储量较小，在我厂采用开放式贮煤场，这种开放式的贮煤场尤其在春、秋季节，储煤中含水率较低、而且自然风力较大，自然风将储煤卷入空气中而产生相当严重的粉尘。

胶带输送机回程皮带产生的粉尘：由于胶带输送机增面滚筒、改向滚筒等椭圆度的存在和滚筒上粘煤等原因造成胶带机在运行中回程皮带激烈扇动，致使粘附于回程皮带上的细微的物料颗粒进入空气中而产生粉尘。

由于输送中的物料漏撒于地面以及空气中的粉尘沉降在地面后，在自然风力或者运转机械所产生的风力作用下，再次进入空气中而产生粉尘二次污染。

对于上述产生的粉尘，首先要以防尘为主，其次是消除煤尘，再次是加强管理。以下简述防尘、除尘、抑尘、其他综合措施等综合治理办法，以期达到粉尘综合治理之目的。

一、防尘

输煤系统的防尘方式很多，最典型是在煤堆场设置挡风抑尘网（墙），挡风抑尘网一般分为主导风向设网和堆场四周设网两种方式。采用何种方式主要取决于堆场范围大小、堆场形状、堆场地区的风频分布等因素。大量的实验结果说明，挡风网之所以能大量降低露天煤堆起尘量的机理关键是降低来流风的风速；最大限度地损失来流风的动能；避免来流风的明显涡流，减少风的湍流度。

根据空气动力学原理，当风通过由“挡风抑尘板”组成的“挡风抑尘墙”时，墙后面出现分离和附着两种现象，形成上、下干扰气流，降低来流风的风速，极大的损失来流风的动能；减少风的湍流度，消除来流风的涡流；降低煤堆表面的剪切应力和压力，从而减少堆起尘率。一般认为，在挡风板顶部出现空气流的分离现象，分离点和附着点之间的区域称为分离区，这段的长度称为尾流区的特征长度或有效遮蔽距离。“挡风抑尘墙”的抑尘效果或屏蔽作用取决于挡风板尾流区的特征长度和风速。

《自动喷水灭火系统设计规范》应用于火电厂消防存在的问题

５２　内蒙古石油化工　２００８年第２２期　

《自动喷水灭火系统设计规范》应用于火电厂消防存在的问题　

宋建华，杨秀荣　

（内蒙古电力勘测设计院，内蒙古呼和浩特０１００２０）　

摘　要：根据工程实际，阐述了按照《自动喷水灭火系统设计规范》（ＧＢ　５ｏＯ８４—２００１）进行常规燃　

煤火电厂输煤系统自动喷水设计在系统设置，水力均衡、组件选择等方面所遇到的问题，并阐述了自己　

的观点。　

关键词：自动喷水灭火系统设计规范；输煤系统；消防　

１工程概况　

各常规燃煤火电厂（下列简称火电厂）输运或煤　

粉的流程均大同小异。以火车运煤的某火电厂为例，　输煤设施及其构筑物主要包括：翻车机室、１～６号　

输煤栈桥、１～３号转运站、碎煤机室、煤仓间。其中　

输煤栈桥的最大净宽６．５ｍ，净高２．７ｍ，倾角１１。，各　

段长度、起止高差不一，输煤皮带面距离栈桥内地面　１．２ｍ，煤仓间位于主厂房的顶层，净高６ｍ，长１４０ｍ，　

其输煤带面距离室内地面也是１．２ｍ。　输煤系统是火电厂重点防火区域之一，按照《火　

力发电厂与变电站设计防火规范》（ＧＢ　５０２２９—　２００６）的规定，输煤系统（不包括输煤栈桥）的消防设　

计除设置消火栓外，各段输煤栈桥和煤仓间还必须　

设赶自动喷水灭火系统，并按危险等级设计。翻车机　

室、各转运站、碎煤机室及煤仓间等与输煤栈桥、煤　

场等相联通处需采用水幕等消防措施辅助分隔。　

２存在的问题　

２．１概念的理解　《自动喷水灭火系统设计规范》（ＧＢ　５００８４—　

２００１，以下简称“喷规”）第９．１．７条“当建筑物内同　

时设置自动喷水灭火系统和水幕系统时，系统的设　

计流量，应按同时启用的自动喷水灭火系统和水幕　

系统的用水量计算，并取二者之和中的最大值确　

定”。　

现在自动喷水灭火系统的这一概念定义的很　

乱，各参考书及教科书的定义各不相同。但从“喷　规”的具体条文来看，水幕系统归属于自动喷水灭火　

系统，并适用“喷规”。从功能上讲，水幕系统确实不　

利港电厂#3炉脱硝多点取样测量、精准喷氨系统

发布时间：2021-12-23T01:21:41.228Z 来源：《中国科技人才》2021年第27期作者：缪正英芮作文[导读] 为解决上述问题，利港电厂对反应器进行了自动分区测量、精准喷氨系统改造。

江苏利港电力有限公司江苏江阴 214444

摘要：SCR脱硝过程中还原剂的NH3过多或过少均不好，过量的NH3会与烟气中的SO2反应生成NH4HSO4，NH4HSO4在空预器冷端结露，造成空预器堵塞。少喷氨，烟囱排口NOx超标，影响机组达标排放。对于火电厂，这一直是一个既矛盾又不得不面对的问题。为平衡喷氨，解决空预器堵塞问题，利港电厂自主设计生产一套多点取样、智能喷氨系统，使喷氨均匀性提高的同时，更方便随时掌握脱硝系统的喷氨状况。本文主要介绍该系统如何实现多点取样、精准喷氨，以及产品的特点，从而解决过量喷氨的问题，彻底解决空预器堵塞问题。

关键词：火力发电厂；多点取样；精准喷氨

1 研究背景和意义

不同的燃烧器、反应器、工况，脱硝系统的流场均不相同，为掌握反应器出口浓度场的分布情况，火电厂一般采用传统的人工网格法测量方式开展优化调整，该方法可以帮助机组有效改善针对性喷氨的问题，但是人工测量耗时耗力，而且同行业内大多数电厂均没有配备专业仪器、更没有专业的测量人员，因此一直缺乏一个便捷、高效的测量系统及时掌握脱硝反应器内流场的情况。为解决上述问题，利港电厂对反应器进行了自动分区测量、精准喷氨系统改造。

利港电厂#3锅炉是武汉锅炉厂生产的350MW ∏型锅炉，后期在省煤器和空预器之间增加脱硝岛，脱硝岛内设置三层脱硝催化剂，采用选择性催化还原法（SCR）脱硝工艺，还原剂采用液氨。因脱硝系统为后期增加的脱硝岛，烟气速度场、NOx浓度场均不稳定，又因燃烧器为前墙设计，不同负荷下，NOx浓度场又不相同。

面对各种复杂的工况，利港电厂前期开展了多项技改工程，如低氮燃烧器、脱硝流场优化等。通过前期的改造，烟气速度场、NOx浓度场均有较大改善，2020年检修期间增加多点取样、精准喷氨系统，使#3炉的NOx浓度场得到进一步改善，CV值控制在20%以下，最终实现精准喷氨、减少空预器堵塞的目的，同时经济性也有一定的提高。

火电厂脱硝精准喷氨系统的运行分析及优化

摘要：在火电厂机组建设中应用脱硫脱硝技术，可以减少生产过程中的大气排放，最大限度地降低对环境的影响，非常符合现代环保节能发展理念，是促进我国持续发展的重要举措。随着我国高新科技不断飞速发展，使得该项技术得到了显著提升，通过高效利用各种新型环保技术，在提高对机组管控水平的基础上，达到环保节能的目的。

关键词：脱硝系统；精准喷氨；神经网络；自动控制逻辑

引言

煤炭在中国能源消费中占主导地位，占一次能源的75%。目前，我国煤炭消费量已达15～19亿吨。2025年和2030年，我国煤炭消费量预计分别达到23亿吨和30亿吨。随着经济的发展，社会对电力的需求将不断增加。煤炭消费量占煤炭消费量的比重将逐步提高。火电厂排放的烟尘和含硫气体占全国工业排放比重也在快速增长。目前，除尘脱硫技术相对成熟，但如何以最少的投资控制成本和总量达到环保的目的成为研究热点。本文以电厂除尘脱硫为例，说明优化分析的重要性和实用性。下面结合企业对其应用优势进行分析，首先说明其重要性。

1精准喷氨系统简介

某火电厂是华东电网的主力电厂之一，其1000MW锅炉的主要设计参数如下：锅炉采用超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，型号为SG-3040/27.46-M538，单炉膛塔式布置，四角切向燃烧，摆动喷嘴调温，平衡通风，全钢架悬吊结构，露天布置，干式排渣。该锅炉脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR），采用热段/高含尘布置方式，脱硝还原剂采用液氨。在燃用设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况（BMCR）、处理100%烟气量、脱硝系统入口NOx浓度为300mg/Nm3条件下，脱硝效率不小于80%，脱硝系统出口NOx浓度不大于50mg/Nm（3干基、标态、6%氧），脱硝层数按2+1设置。通过该锅炉燃烧调整，燃烧生成的NOx一般能够控制在200～300mg/Nm3。精准喷氨系统主要原理如下：测量脱硝出口不同区域NOx浓度的分布情况，通过不同区域的喷氨支管电动调整门，自动调整相应区域的喷氨量，使得不同区域烟气与喷氨量等比例混合，从而使得脱硝出口NOx流场分布更加均匀。精准喷氨系统主要包含脱硝入口分区喷氨控制单元、脱硝出口矩阵式取样单元、人工智能算法控制单元三大模块，如图1所示。