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联系热控专业将脱硝仪表定期标定，保证各个测点测量的准确性，做到测点能准确反应各部分参数，实现对氨逃逸率进行准确监视;同时联系相关专业对脱硝系统进行优化，减小脱硝指标调整的滞后性以及自动投入的稳定性，保证自动装置能稳定可靠运行。
4.4加强空预器吹灰
4.4.1锅炉启、停炉油煤混烧期间或负荷低于30%，必须确保空预器蒸汽吹灰投入连续运行。使用辅助汽源吹灰，调整辅汽联箱压力为1.0MPa。
4.4.2空气预热器蒸汽吹灰前必须疏水暖管充分，吹灰蒸汽保持足够的过热度，避免湿蒸汽经吹灰器进入空气预热器从而加剧堵灰程度。
4.4.3机组正常运行中空气预热器蒸汽吹灰使用屏过汽源，设定吹灰母管压力为2.0MPa。每8小时进行一次。运行人员注意监视空预器进出口烟气差压和一、二次风差压的变化，空预器进出口烟气差压正常应小于1.35KPa，当烟气差压大于1.5KPa时，空预器蒸汽吹灰每4小时进行一次;当烟气差压大于2.0KPa时，空预器蒸汽吹灰每2小时进行一次;当烟气差压大于2.5KPa时，空预器蒸汽吹灰连续投入。
4.4.4确保空气预热器冷、热端吹灰器能够正常投入，吹灰维保人员加强对空预器冷、热端吹灰器的维护。
4.5控制脱硝系统各参数正常运行时，严格控制系统氨逃逸不大于3ppm，保证脱硫出口NOx浓度小于155mg/Nm3(厂级控制指标)的前提下尽量降低喷氨浓度。通过燃烧调整严格控制脱硝反应器入口NOx不超过1000mg/Nm3，以降低喷氨量。2015年大修后采用低NOx燃烧器，通过分级燃烧、低氧燃烧等手段完全可以从燃烧角度控制NOx在合理的较低水平。
5.机组启停过程的控制措施
5.1机组每次启、停前，通知燃料尽量上优质低硫烟煤(硫分≮1%)，防止启、停炉期间烟温较低，入炉煤含硫量过高，大量硫酸蒸汽凝结在低于烟气露点的空预器受热面上，造成腐蚀及堵塞。
5.2锅炉点火前，必须保持空气预热器干燥，尤其是水冲洗后，受热面潮湿时应先进行烘干。
5.3SCR脱硝反应器不具备投氨条件，禁止投入供氨系统运行，防止形成氨盐粘结在催化剂和尾部受热面上，造成腐蚀及堵塞。
5.4锅炉启动时，SCR反应器声波吹灰及省煤器烟道卸灰装置应投入正常运行。
5.5停炉前对受热面及空预器全面吹灰一次，停炉过程中投入油枪后，应保持空预器连续吹灰。
5.6若环境温度较低，启、停炉过程中及时投入暖风器运行，以防烟温过低，空预器冷端发生低温腐蚀。
5.7停机时设备部安排对空气预热器进行高压水冲洗。水冲洗后，空气预热器应先经脱水，再彻底干燥，必要时投入暖风器，以防空气预热器再次投运后发生受热面腐蚀堵灰。空预器高压冲洗前后效果如下表1示：
表1：#3炉空预器高压水冲洗前后经济性对比分析
从上表可看出：#3机组在负荷率、环境温度基本一致的前提下，空预器高压水冲洗后比冲洗前烟气侧差压降低约1.0KPa(目前满负荷空预器烟气侧差压1.0KPa左右)，冲洗效果较明显;引风机平均每天耗电量较冲洗前降低约7150KWh，引风机耗电率下降约0.13%;送风机平均每天耗电量较冲洗前降低约3400KWh，送风机耗电率下降约0.06%;排烟温度较冲洗前降低约7.5℃左右。
6.结语
(1)脱硝投运以后，对机组的运行提出了更高的要求，在保证脱硝效率的基础上要严格控制氨逃逸率不能长时间超标。锅炉燃煤尽量使用与设计煤种接近的煤种，煤种最好能保持稳定，便于
运行人员调节。
(2)经常检查喷氨格栅管道的温度情况，发现异常应利用脱硝停运机会对其进行疏通处理，保证氨气与NOx良好混合。
(3)在空预器进行高压水冲洗后，烘干残留水分方可启动。
(4)针对空预器冷段粘附的硫酸氢氨特性，制定切实可行的化学清洗方案，彻底解决空预器堵塞问题。通过对其他电厂的调查，空预器清洗基本都是采取高压水冲洗，都未曾化学清洗，脱硝投运以后，空预器化学清洗一直都是空白，研究出一种化学清洗方案显得尤为重要。
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