1000MW机组锅炉运行中两侧氧量偏差大的原因分析及调整

1000MW机组锅炉运行中两侧氧量偏差大的原因分析及调整
陈勇华电国际邹县发电厂273522
摘要：华电国际邹县发电厂2台1000MW超超临界机组自投产以来，经常出现尾部烟道两侧氧量偏差较大的现象，尤其在低负荷时，最大能达到2%（正常要求两侧氧量在2.7%～4.5%左右）。

炉膛出口烟温两侧偏差大，主、再热汽温，屏过、高过壁温偏差变大，给机组的调整及稳定运行带来巨大的影响，调节不当，甚至会导致上部水冷壁或屏过、高过壁温的严重超限，引起锅炉受热面的超温爆管，威胁机组的安全稳定运行。

结合运行调整经验，经过全面分析和试验，找出了导致锅炉运行中两侧氧量偏差大的原因，提出了调整和改造方案，彻底解决了该问题。

关键词：超超临界直流锅炉氧量偏差大调平
一、锅炉设备及系统简介
邹县电厂四期工程2×1000MW机组锅炉是东方锅炉股份有限公司(DBC)/东方日立锅炉有限公司(BHDB)与日本巴布科克-日立公司(BHK)联合设计、制造的DG3000/26.15-Ⅱ1型高效超超临界本生直流锅炉，为单炉膛，倒U型布置、平衡通风、一次中间再热、前后墙对冲燃烧、尾部双烟道，复合变压运行锅炉。

炉膛宽33973.4mm，深15558.4mm，高度69700mm。

炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁组成。

沿烟气流程依次布置屏式过热器、高温过热器、高温再热器。

竖井为双烟道结构，前/后烟道深分别为5486.4/9144mm，前烟道布置低温再热器、后烟道布置低温过热器和省煤器，其后布置三分仓回转式空气预热器。

锅炉采用正压直吹式制粉系统，每台锅炉配6台双进双出钢球磨煤机。

燃烧器采用前后墙对冲分级燃烧技术。

在炉膛前后墙各分三层布置低NOx旋流式HT-NR3煤粉燃烧器，每层布置8只，全炉共设有48只燃烧器。

在最上层燃烧器的上部布置了燃尽风喷口（AAP）。

锅炉的循环系统由启动分离器、储水罐、启动再循环泵、下降管、下水连接管、水冷壁上升管及汽水连接管等组成。

在负荷≥25%B-MCR后，直流运行，一次上升，启动分离器入口具有一定的过热度。

炉膛水冷壁分上下两部分，下部水冷壁采用全焊接的螺旋上升膜式管屏，螺旋水冷壁管采用内螺纹管，上部水冷壁采用全焊接的垂直上升膜式管屏。

螺旋围绕水冷壁与上部垂直水冷壁的过渡方式采用中间混合集箱形式。

汽水流程如下图：
二、炉膛出口烟温两侧偏差大的原因分析
2.1、炉膛两侧燃料不均匀：不同粉管流动阻力有偏差，均粉挡板开度配比不恰当或者某一侧燃烧器对应的粉管堵塞可能导致同一层同一排左右两个燃烧器出力不同，在两侧炉膛配风均匀的情况下，燃烧器出力大的一边风煤比小，氧量就偏低。

2.2、燃煤煤质差，导致制粉系统分离器堵塞，出粉不均匀。

尤其是近两年，燃煤价格上涨较多，价格稍低的劣质煤较多的进入电厂，煤中杂质较多，像石块、树枝、编织袋等杂物，不仅对磨煤机磨损严重，还经常导致分离器堵塞，磨煤机出粉不匀。

右图为磨煤机停运后磨内及分离器折向挡板处的实际情况。

2.3、锅炉两侧配风偏差大，炉膛两侧燃烧器二次风挡板开度一侧高一侧低，可能导致炉膛两侧二次风量不均衡；在两侧燃料相同的情况下，二次风量大的一边燃烧充分，燃烧不充分的一边氧量就会偏高。

2.4、水平烟道、尾部烟道积灰，结渣程度不同，烟气挡板开度不同，以及受热面自身结构、安装的可能的偏差都会使炉膛左右两侧烟气流动时遇到的阻力产生偏差，从而使尾部烟道左右两侧负压出现偏差，负压的偏差会使烟道两侧漏风量发生变化，也会造成炉膛两侧氧量偏差。

2.5、烟气挡板的开度不同，水平烟道、尾部烟道流动阻力不同，炉膛两侧烟气流量不同，烟气流量偏差可能使氧化锆氧量计的灵敏度有所降低，这可能是低负荷时氧量偏差大的一个主要原因。

2.6、燃烬风左右两侧不均衡，前后墙燃烬风左右两侧不同燃烬风口的挡板开度不一样，或者某些燃烬风口自身特性不一样或者堵塞导致炉膛左右两侧燃烬风量不同，因而烟道左右两侧过量空气系数不同，氧量产生偏差，另外，炉膛左右两侧燃烬风量偏差，可能导致烟气流向偏向某一边，导致省煤器出口两侧氧量测点处烟气流量、负压不同，都会影响氧量测量结果。

2.7、尾部烟道漏风，尾部烟道在正常工况下是处于负压状态下的，两侧尾部烟道由于自身严密性不同，负压不同，都会产生不同程度的漏风，氧量测点前漏风量大的一侧氧量将会偏高。

2.8、氧化锆氧量计表面积灰、结渣会影响其灵敏度。

另外，氧量计所处环境温度不同，其与氧气发生化学反应的能力也不同，测量出来的氧量也会有偏差。

三、采取措施及解决方案
结合上面的分析，可以从以下方面入手，调整两侧氧量偏差调整。

3.1、调整好炉膛燃烧，包括燃料和配风，保证炉膛火焰在中心位置，各受热面截面热负荷均匀，确保燃烬风两侧偏差尽可能小。

3.2、加强吹灰，防止水平烟道，尾部烟道因积灰严重形成不正常的烟气通道，加强对两侧空气预热器入口负压的关注，监视并及时调整炉膛两侧出口烟温偏差。

3.3、针对制粉系统两侧出力偏差大，对磨煤机分离器内锥体挡板进行了改造，并定期分离器清理。

利用停运磨煤机的时间，进行了分离器异物检查清理、回粉管道检查清理和分离器内锥体挡板检查。

发现和处理了回粉管道堵塞、分离器内锥体挡板卡涩、脱落等重大缺陷；改造分离器挡板检查窗使易于检查，定期清除分离器异物，在落煤斗进口加篦子，改造分离器内锥体挡板，改造回粉管挡板，调整分离器挡板的开度等，解决了制粉系统两侧出力偏差大的问题。

3.4、进行燃烧器外二次风旋流开度及氧量调平试验。

机组投入后，对邹县发电厂#7机组进行了燃烧器外二次风旋流开度及氧量调平试验。

每个燃烧器的风量大小是由风箱风压及燃烧器的风门挡板开度决定的，因此可以通过改变燃烧器的风门开度来对单个的燃烧器风量进行调整，同层燃烧器设置不同的外二次风旋流开度，主要是为了克服由于风箱结构所造成的沿炉宽方向燃烧器风量分配不均，和由于燃烧器出力不均而形成对氧的需求不一致。

燃烧器配风的特点是：直流一次风＋直流内二次风＋旋流外二次风，其中旋流外二次风的空气量占燃烧区域空气总流量的60%左右，是调平燃烧器区域风量的主要手段。

外旋二次风开度指示从0％～100%，对应挡板角度变化为0°～75°。

不同燃烧器旋流外二次风开度下省煤器出口氧量分布如下表与下图：氧量沿炉宽度方向总体是呈“马鞍”形分布，若不做调整将会造成炉宽方向的中心与两侧局部缺氧，在总风量不变的情况下，该位置烟气中CO含量与飞灰可燃物将会升高，从而降低锅炉热效率，另一方面还会增加沿炉宽方向烟气的温度偏差，易引起受热面管壁金属超温。

燃烧器不同旋流外二次风开度下省煤器出口氧量分布
从调整后的试验结果来看，改变燃烧器旋流外二次风的开度对省煤器出口氧量的均匀性有明显改善，试验还表明：当挡板开度一定时，随着磨煤机的启停，煤质的变化，省煤器出口氧量分布也会发生变化，这与磨煤机出口到燃烧器喷口间的一次风管道煤粉出现沉积，燃烧器出力发生变化有关。

为降低沿炉宽方向烟温偏差，进行的燃烧器旋流外二次风的调整效果明显。

3.5、二次风箱中，只有燃尽风层风箱沿炉宽方向被隔板分隔为左右相互独立的风室，因此，通过调节燃尽风箱两侧入口风门挡板的开度，能很灵敏的调整沿炉宽方向氧量分布，这是实际运行中保证氧量左右侧均匀分布的主要手段，也是最易操作的方法（该挡板是电动门），但若沿炉宽氧量偏差过大或单侧氧量不均，通过调整单只燃烧器外旋二次风门开度来调平氧量。

3.6、当两侧出口氧量偏差较大，且感觉一侧明显异常时，及时联系热控人员对氧化锆氧量计表面积灰、结渣进行清理和吹扫，避免氧量测量不准对燃烧调整的影响。

3.7、通过对空预器热端密封间隙的逐步调整与磨合，同时对空预器的冷端密封间隙进行了调整，使空预器漏风率降至6％左右。

在停炉期间，又对空预器进行了端部密封及径向密封消缺，降低了空气预热器的漏风率，消除了烟道漏风对氧量偏差的影响。

四、结论
通过上述调整，从邹县电厂2台1000MW机组目前的运行情况来看，取得了非常明显的效果，解决了锅炉尾部烟道两侧氧量偏差较大的现象，低负荷时，炉膛出口烟温两侧偏差也可控制在较小的水平，解决了低负荷由于燃烧不均造成的上部水冷壁或屏过、高过壁温的超温现象，确保了机组的安全稳定运行
主要看氧量表的布置位置，有的在炉膛出口水平烟道中部布置，有的在尾部烟道布置（一般为省煤器处），因布置位置不同，氧量的调整难度不一样。

一般在炉膛出口布置通过调整风量作用比较明显，若在尾部烟道，调整氧量风量以影响不大，再加上烟道各处的漏风系数不一样，氧量很难用风来调平。

一）汽水系统
汽包下部引出10根集中下降管，其中4根（1、4、7、9号）水冷屏集中下降管，向下引至水冷屏处，再通过三通变为8根分散下水管分别引向炉膛前、后水冷屏入口集箱，经水冷屏后汇集至水冷屏上集箱，通过16根汽水引出管进入汽包；其余6根集中下降管与水冷壁下部环形集箱相连接，经水冷壁后汇集至水冷壁前、后及中间集箱，通过30根汽水引出管进入汽包。

包墙过热器、高温过器布置在尾部竖井烟道内，中过Ⅰ、中过Ⅱ布置在炉膛两侧靠后墙的2、3号外置床内，低温过器布置在炉膛两侧靠前墙的1、4号外置床低温室。

汽包→低过→中过Ⅰ→中过Ⅱ→高过→汽机房，中过Ⅰ、中过Ⅱ、高过入口各设一级喷水减温，用来控制调节主汽温度，减温水来自给水泵出口高加前。

再热器分两级布置，低温再热器布置于尾部竖井烟道内高温过热器后，高温再热器布置于炉膛两侧靠前墙的1、4号外置床高温室，再热汽温的控制调节，由1、4号外置床进灰量锥型阀控制。

低温再热器入口设置一级事故喷水减温器，减温水来自给水泵中间抽头。

（二）风烟系统
锅炉为双裤叉腿，单炉膛，循环流化床锅炉。

两台一次风机供锅炉主床流化风、两台二次风机分级送入炉膛实现分级燃烧、五台高压流化风机提供四个回料装置及外置床的流化用风。

循环床料由炉膛出口的旋风分离器分离后落到回料装置，回料装置的床料分成两部分，一部分直接进入炉膛，另一部分通过锥形阀进入外置床，通过调整外置床锥形阀的开度对床温和再热汽温进行调整（其中，炉膛两侧靠前墙的1、4号外置床调节再热蒸汽温度，炉膛两侧靠后墙的2、3号外置床调节床温），外置床的返料及回料阀处返料进入炉内进行再燃
烧，小部分很细的颗粒被烟气带出旋风分离器，经竖井烟道、四分仓回转式空气预热器后进入静电除尘器而被捕捉下来，烟气经两台引风机引入两台炉共用的210米单管烟囱排入大气。

二、问题分析
（一）问题的提出
1、左侧一次风温度比右侧分别偏低3--5℃（如附图150MW和300MW时的工况图）。

2、左侧二次风温度比右侧分别偏低24℃左右（如附图150MW和300MW时的工况图）。

3、低温再热器出口的再热蒸汽温度偏差达13℃左右（如附图150MW和300MW时的工况图）。

4、左右侧过热蒸汽温度减温喷水量偏差大（300MW时的工况图），左侧经常关完，甚至造成高过入口联箱两端温度偏差。

5、左右侧一次风量分别为170/120（单位为Nkm3/h）（如附图150MW和300MW时的工况图）。

6、空预器前后左/右侧烟气含氧量2.1%/1.4%、5.47%/4.08%，为保证右侧炉膛的燃烧氧气量，经常将两侧给煤量偏差达20%左右（如附图300MW时的工况图）。

7、床压波动大，时有翻床事故发生。

8、右侧床温长期偏高，特别是4号外置床对应的前墙。

9、一次风机变频器调节改造后，变频调节C方式（全开热一次风挡板和一次风机入口挡板，由变频调节一次风机转速来控制两侧床压的稳定）投入后节能效果显著，两台一次风机电流可由B方式时170A左右降到100A左右，但床压平衡差，波动大，变频调节C方式无法正常投入，只能保持B方式调节（全开一次风机入口挡板，由变频调节热一次风挡板前后压差，由热一次风挡板来控制两侧床压的稳定）。

（二）原因分析
1、由于空预器转向为顺时针方向（从上往下看），加热后的转子蓄热件先后经过右侧二次风室、一次风室、左侧二次风室，使得左侧一、二次风温度比右侧分别偏低4℃左右（问题1）、24℃左右（问题2）（如附图150MW和300MW时的工况图），入炉前未进行交叉，势必造成左侧床温的偏低（问题8）。

2、由于烟气走廊较大之故，在竖井烟道内，从前墙到后墙形成一个递增的烟气速度梯度，前墙烟气流动速度比后墙低，这样势必造成低温再热器在前后墙的吸热量偏差，势必造成布置在烟道内的低温再热器前后墙引出口的再热蒸汽温度偏差（左右侧），实际运行中偏差13--22℃（如附图150MW和300MW时的工况图）（问题3）。

而温度偏低的前墙出口再热蒸汽，却送到了布置左侧外循环的1号外置床内的高温再热器；而同时温度偏高的后墙出口
再热蒸汽，却送到了右侧床料外循环的4号外置床内的高温再热器；为了保证左右侧高温再热器出口汽温一致，左侧的1号外置床内高温再热器吸热量比右侧的4号外置床的多，即1号外置床排入左侧主床内的低温物料量，较4号外置床排入左侧主床内的低温物料多，势必造成左侧床温比右侧床温偏低。

（问题8）
3、以上分析两项影响相叠加，势必造成左侧床温比右侧床温偏低。

两侧床温偏差使得调节床温的2、3号外置床开度不一致，造成两侧减温水量偏差。

（问题4）
4、温度对流化的影响非常大，通过以上分析，问题1、2、8三个现象充分表明，左侧
一、二次风温及床温均偏低；这样，为了保持两侧床压平衡，即两侧床上物料量平衡时，左侧所需流化风量必然要比右侧大；虽然二次风的主要作用是助燃，但是实际运行中对床压的影响也非常大，实际运行中，曾多次通过关小左侧二次风挡板减小左侧二次风量的方法来满足右侧燃烧用氧量，都实得其反，为保持两侧床压平衡，主要还是通过一次风量来平衡床压，两侧一次风风量偏差很大（问题5），额定负荷时，一次风分别为170/120（单位为Nkm3/h）。

流化风量的偏差使床压平衡和稳定调节困难，时有翻床情况发生，严重影响机组的运行安全，给床压平衡控制和经济燃烧带来了矛盾（问题6、7、9）。

三、解决方案
方案一、若空预器为逆时针（从上往下看），则左侧一、二次风温均高于右侧，即送入左侧床内的风温高于右侧，上述两大矛盾正好可以相抵消，也符合设计思路。

但空预器的转向改变可能对其运行安全有不利影响。

应进行充分试验检查。

方案二、若将两侧二次风交叉送入两侧主床，也可以减小两侧床温偏差。

方案三、改变低、高再热器连接方式，将温度高的低再后墙引出管接至入炉风温偏低的左侧1号外置床内高温再热器，而温度偏低的后墙引出管则接至入炉风温较高的右侧4号外置床内高温再热器，同样可以平衡两侧主床温度偏差。

该方案可能改变再热蒸汽系统的流动阻力分布，造成流量偏差，应进行充分计算校核。

方案四、将炉膛由裤叉腿分为双炉膛，这样既能保证各炉膛的燃烧，避免了翻床问题，还增加了炉内25%的受热面，减小了炉内的温度梯度，降低炉膛出口烟温，提高了分离器及烟道的安全性；还有，裤叉腿内侧水冷壁管直接上行，避免了多次转向的复杂结构，简化了制造和施工困难；提高了水冷壁管的运行安全性。

虽然投资有所增加，但从增加的受热面和后期的运行安全稳定性来看，还是值得的，建议设计时，考虑双炉膛，甚至多炉膛结构。

综合上述各方面情况，利用大修时机，进行4项小技改，成就大金典：1、内侧二次风交叉，减小左右两侧床温差；2、4号外置床内高温再热器受热面管截除部分（7号炉截除两圈，8号炉截除一圈），以增加4号外置床物料量，降低右侧前墙床温；以上两项可提高床温的均匀性，对流化、燃烧、脱硫及床压控制有积极意义。

3、将原调节床温的2、3号外置床锥阀控制程序更改为调节过汽温，减少并完全不用减温水，提高机组供电效率。

4、建议在2、3号和1、4号外置床之间，设置一个布置有水冷壁的外置床专门调节床温，由1、4号或2、3号回料阀处各设置一锥阀控制物料量，冷却的物料可由原中部播煤风口回至炉膛，
也可仍回至1、4号或2、3号外置床低温室后，一并回炉膛。

这样，2、3号外置床则专门用来调节过热汽温，就可完全不用减温水，减温水只作事故喷水用，大大提高机组效率。

四、效果预分析
1、成本：对有检修和维修人员的电厂而言，成本增加量为零。

2、按300MW机组排烟含氧量偏离1%，供电煤耗增加0.77g/KWh计，可降低供电煤耗增加1.54g/KWh，脱硫效率也会相应提高。

3、两侧床压的调整平稳了，安全性大大提高，为一次风机变频C方式（全开热一次风挡板和一次风机入口挡板，由变频调节一次风机转速来控制两侧床压的稳定）节能运行奠定了基础，两台一次风机电流可由B方式时170A降到100A左右，节约有功近700KW，按年运行5000h计，一台机组年节约电量约700万KWh。

红河州三个电厂（大唐红河、国电开远、华电巡检司）共六台机组年节约电量4000万KWh以上。

4、现额定负荷时减温水量65至130t/h平均降低65t/h。

按相关热力试验方法计，每增减1t减温水，机组热耗增减0.034%，可减少热耗2.21%，按我厂机组热耗7970.5KJ/Kwh，年发电量35亿Kwh计，可节能近6000亿KJ，合标煤2万t以上；按每增减1t减温水，机组煤耗减增0.15g/Kwh计，机组煤耗降低9.75g/Kwh，年节约标煤3万t以上，大大减少二氧化硫、烟尘、废水排放，同时设备磨损大大减轻，检修维护成本和故障率大大降低。

床温分布均匀，将大大提高燃烧的安全水平和燃烧脱硫效率；而且床温和过热汽温均可实现自动控制，提高了设备自动化水平。

为循环流化床锅炉的大型化和普及提供精典实例。

为上马600MW循环流化床锅炉机组增加一分砝码。

参考文献
李英、循环流化床锅炉系统及运行、昆明理工学院、2005年7月；
吴志敏、电厂锅炉、中国电力出版社、1999年5月；
徐建良、工程热力学、化学工业出版社、2002年1月；
作者简介罗明正，1973年11月生，国电开远发电有限责任公司，集控主值，2008年锅炉运行技师，1994年来一直烧锅炉，热动专科，电气自动化本科。

先确保氧量表的准确性，如果准确，再看看各部位的烟温是否发生了明显变化，如果甲乙两侧同部位烟温逐渐上升，而氧量下降，是局部发生了2次燃烧，如果同部位烟温不一致，有一侧烟温下降过快，而且氧量增大，说明烟道漏风，如果烟温无明显异常，氧量突然下降，氧量测点漏风
素比较多，一般有
1、锅炉出口流量不均，出口带有较大的残余旋转
2、炉内燃烧工况组织不良
3、锅炉一侧漏风量较大
4、甲乙侧烟道未设置平衡联通管，甲乙侧引风出力不均
[摘要]引进型亚临界压力控制循环锅炉，普追存在末级再热器超温爆管现象。

原因之一是国产钢102的抗氧化性能不稳定。

但更主要的原因是：该炉型再热器存在很大的热偏差，沿炉宽单侧局部区域内，未级再热器管屏的金属壁温相当高。

通过调研、测试和分析，我们在新设计中作了改进。

采取各种措施减小热偏差，同时提高管子材质，防止再热管超温爆管，提高锅炉运行的可靠性。

管见词：残余旋转三通效应热偏差三次风反切，混合交叉管屏塔式布置
0前言
近年来，上海锅炉厂有限公司生产的300MW亚临界压力控制循环炉陆续投入运行。

其主要性能参数均能达到设计要求，运行情况良好。

但炉膛出口都存在较大的左右侧烟温偏差和末级再热器局部汽温偏高，导致末级再热器局部受热面管子超温而爆管。

为此，对一些已投运的发生再热器超温爆管的锅炉作了调研和测试。

并在此基础上作了改造，使再热器汽温和金属壁温偏高问题有所改善。

另外，在新设计的锅炉上也作了一些改进，预期可进一步提高末级再热器的运行可靠性。

1.控制循环锅炉末级再热器局部超温爆管的原因
控制循环锅炉末级再热器局部超温爆管的原因较复杂，它与燃烧方式、再热器结构、系统布置、材料选用和运行等因素有关。

根据调研和分析，可归纳为下列三方面的原因：
1.1炉膛内四角切向燃烧引起的炉膛出口及水平烟道中烟气残余旋转，造成炉宽方向烟气量和烟温很大的偏差，导致屏式和末级再热器产生较大的屏间吸热偏差。

通常残余旋转形成一股烟气量集中温度较高的烟束，存在于靠近锅炉测墙的20％炉宽范围内。

炉内燃烧切圆如果是逆时针方向旋转，该烟束偏向右侧墙，反之则偏向左侧。

烟气残余旋转在炉膛出口和水平烟道中造成的屏间热负荷偏差系数达1.3以上。

1.2屏式再热器和末级再热的蒸汽由进、出口集箱上的三通经向引入和引出。

在三通区域中将产生涡流，对该区域的集箱静压分布产生很大影响，从而造成较大的屏间流量偏差，流量偏差系数可达0.9左右。

1.3同屏各管的吸热偏差及流量偏差。

它包括屏式再热器及末级再热器两组结构形式的累计同屏热偏差。

上述三方面的不利因素叠加，就造成了沿炉宽单侧局部区域内末级再热器受热面管子很大的热偏差和壁温偏差。

最终导致超温爆管。

另外，该炉型、屏式和末级再热器布置于炉膛出口的水平烟道前部，吸收较大比例的辐射热，加之由于中压蒸汽的传热系数较低，因此对热偏差较为敏感，由热偏差引起的介质温度，金属壁温的温升更大。

根据现场资料分析，末级再热器炉内局部区域的管壁金属温度已达600℃甚至620℃以上。

原设计该部位使用了部分钢102材料。

而国产钢102的抗氧化温度达不到620℃甚至600℃的原标准。

因此造成了末级再热器钢102管子的超温爆管。

2.设计采取的措施、效果及预期存在的问题
2.1燃烧器采用二次风反切，期望减弱炉膛出口烟气残余旋转，减小烟气侧热负荷偏差。

石横发电厂5号炉末级再热器爆管后，燃烧器进行了改造。

把顶二次风、上二次风和C、D层二次风共6层改成反切25º。

经试验测定，结果证明对消除锅炉左右侧烟气温度偏差有较好的效果。

锅炉满负荷时，再热汽温在额定条件下，末级再热器出口最高偏差汽温已降至570℃左右，低于580℃报警值。

石横发电厂5号炉改造后，5年来运行情况良好。

吴泾、沙角电厂中，燃烧器采用全部二次风反切方式。

燃烧切圆旋转方向随二次风变为顺时针方向，烟气量集中的高热负荷烟束随之偏向锅炉左侧。

现场资料反映，二次风全部反切对消除锅炉左右侧烟气热负荷偏差的效果不明显。

石横电厂的实践证明：对一、二次风气流旋转方向和喷射角度作适当调整，采用部分二次风反切，对改善炉膛出口烟气流量和烟温偏差有较明显的效果。

2.2改进再热器系统和结构设计，减小屏间流量偏差
从嘉兴、外高桥电厂开始，在屏式再热器和末级再热器之间增设混合集箱，并用大口径管道作左右大交叉布置。

按理论分析，该措施可以避免屏式再热器的热偏差叠加到末级再热器上去。

可以减小末级再热器。