风机适应深度调峰工况下的适应性分析与对策~西安热工院
600MW超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策
600MW 超临界机组深度调峰热工控制系统约束条件及对策摘要：为适应碳达峰、碳中和目标下燃煤机组的发展趋势，通过研究 QB 厂600MW 机组深度调峰至 30%额定负荷下热工控制系统对机组安全运行的限制及保护等条件，提出了针对性的解决对策，为同类型机组深度调峰工况的安全运行提供了有益借鉴。
关键词：深度调峰；热工控制；限制；保护；安全1热控技术对超临界火电机组深度调峰的约束与保护1.1协调控制系统的负荷区间限制QB 厂600MW 超临界机组协调控制系统通常针对50%额定负荷以上负荷区间，在 50%额定负荷以下以启停机控制为主，协调投用的最低负荷为 300MW。
当机组运行过程中负荷低于 50%额定负荷以下时，控制对象特性会发生较大变化，主要运行参数以及设备都接近于正常调节范围的下限，调节、安全裕度较小，存在协调控制系统调节品质差、AGC 响应速度慢、一次调频性能差、燃烧不稳定等问题。
在低负荷工况时，机组被控过程的动态特性变化显著。
煤质、燃烧稳定性、电网调度指令的频繁变化等各种扰动因素叠加时，采用常规PID 和并行前馈的控制策略有时难以有效控制，需要针对深度调峰工况进行逻辑优化。
1.2大负荷区间主、再热汽温控制深度调峰工况下，给水量、燃料量、减温水、协调等回路因为调节对象特性相比中高负荷工况差异明显，过热汽温控制品质不能满足自动连续运行要求，负荷稳定时汽温控制一般，在变负荷时，主汽温控制偏差较大，有时主汽温控制的较低，影响机组经济性，需要做出针对性的逻辑优化。
再热汽温控制采用尾部烟道挡板调整，再热烟气挡板控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且再热汽温波动较大。
有时再热汽温控制的很低，影响机组经济性。
由于配煤不均，燃料量波动大，频繁开关锅炉尾部烟道挡板，造成再热汽温波动大。
1.3脱硝排放控制系统脱硝喷氨控制控制无法投入自动，运行人员手动操作量大，且烟囱入口 NOx 浓度波动较大，存在超标风险。
另外，NOx 浓度测量存在测点少、延迟长等特点，动态过程中极易造成控制回路振荡发散，值班员监盘时工作量大，存在过度喷氨的现象，加剧空预器、烟冷器的堵塞程度。
某公司330MW机组引风机节能可行性研究
某公司 330MW 机组引风机节能可行性研究摘要：某电厂300MW机组在锅炉引增合一改造后由于风机选型容量偏大，低负荷运行，特别是机组参与电网辅助服务（深度调峰）后效率严重偏离设计值，造成耗电率增加。
针对以上问题，本文对引风机节能提效进行了分析并提出可行的风机节能改造方案。
关键词：引风机耗电率节能改造一、引言2017年某电厂2*330MW亚临界、直接空冷供热燃煤机组为满足环保超低排放要求进行了综合升级改造，在改造时进行了锅炉（引风机-增压风机）引增合一改造工作，改造后由于风机长期运行在性能较低区域，造成引风机耗电率增高，尤其是机组参与电网辅助服务（深度调峰）后，在长时段30%THA工况下引风机电耗高的问题尤为突出。
为了解决以上问题，并了解引风机在30%THA工况下实际运行状态，电厂进行相关性能优化试验，综合试验结果对引风机的节能潜力进行了分析并提出节能改造方案，为后期引风机进行变频器利旧改造提供依据。
二、现引风机的运行状况分析1、在引-增合一改造前，电厂原有引风机电机功率2900kW，变频器容量3700kVA，改造后引风机电动机功率为4100kW。
改造后引风机实际最大运行点在其性能最高区域，引风机选型裕量适合；由于机组深度调峰，引风机运行点处在低开度到高开度的全区间范围，其中低负荷引风机运行效率偏低，有一定的节能空间。
2、利旧原引风机变频器，并对变频器旁路柜升级改造后应用于现有引风机系统实现中低负荷调试控制，在中、低负荷以下能实现良好节能效果。
3、利旧原变频器在中负荷及以下工况实施转速分挡式运行方案能够实现良好节能效果，年节电量约为约192.2万kW小时，引风机厂用电率可下降0.2264个百分点（中负荷及以下工况）。
三、引风机试验结果及分析1、引风机试验结果分析（1）引风机机实测运行点在其性能曲线上的位置图 1引风机机实测运行点在其性能曲线上的位置表1 引风机试验主要结果根据试验结果所得数据可以看出，实测各工况两台引风机就地动叶开度与性能曲线的对应开度均有偏差，偏差在2°以内；高中负荷引风机实测效率与曲线对应效率偏差在5%以内，小负荷效率偏差大于6%，基本判断现有引风机实际性能达到设计保证值。
600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策
600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策摘要：本文主要针对600MW级火力发电机组深度调峰影响因素及对策做出初步分析，希望对600MW级火力发电机组在电网调峰中的应用提出一些有效建议，使600MW火力发电机组既能安全经济的运行，又满足国际环保政策的可持续发展理念，同时还能适应电网的需求。
关键词：600MW级火力发电机组；深度调峰；影响因素及对策引言：600MW级火力发电机组在火力发电厂中的使用越来越多，经常会参与电网调峰，由于600MW火力发电机组利用小时数逐年降低，最低负荷只有额定容量的三分之一，所以600MW火力发电机组在电网深度调峰中经常会出现一些问题，导致600MW火力发电机组发生非计划停运，对电网的正常使用造成不利影响。
因此，在保证600MW级火力发电机组满足国家环保政策的需求下，使其能够正常的为电网发展做出贡献是每个火力发电机组厂都应该认真研究的课题，本文通过对600MW级火力发电机组的一些了解，希望能为600MW级火力发电机组深度调峰提出一些有效建议，为国家电网事业的发展做出一些贡献。
一、600MW级火力发电机组调峰的必要性由于600MW级火力发电机组经常在调峰中会有一些问题，使得600MW级火力发电机组的年利用小时逐年下降，造成600MW级火力发电机组年利用小时逐年降低的主要原因有：（一）随着科技的不断发展，近几年电网投产使用1000MW机组较多，1000MW火力发电机组相比于600MW火力发电机组煤耗较低，处于节能的考虑，电网调度时使用1000MW机组较多，这就导致600MW的使用时间变得较少。
（二）随着国家政策的改变，大量的风力发电、太阳能发电等新能源的投产应用，使得电网容量不断变大，处于环保的考虑，新能源发电优先使用，且不受限制，使电网的深度调峰就需要火力发电机组来参与完成。
通过以上可以看出，600MW级火力发电机组参与电网调峰势在必行，特别是在节假日期间，电网负荷较低时，600MW级火力发电机组参与深度调峰越来越频繁。
东北地区火电机组灵活性改造技术研究及策略分析
第42卷第5期2020年10月黑龙江电力Heilongjiang Electric PowerVol.42Nn5Oct.2020D01：10.13625/ki.hljep.2020.05.014东北地区火电机组灵活性改造技术研究及策略分析吴炬(国电科学技术研究院有限公司沈阳分公司，沈阳114102)摘要:伴随着新能源装机容量占比的升高，电网的调峰需求逐年增大，电网对传统火电机组的调峰能力提出了更高的要求,机组调峰幅度不再是传统的负荷区间,并且深度调峰工作将趋于常态化。
为此，从国内电力及新能源发展趋势、国家能源政策导向和东北电网的调峰特点等方面，对东北地区深度调峰方式的发展趋势和状况进行分析，重点介绍了东北地区火电机组在锅炉稳燃、热电解耦等方面采取的相关技术形式，指出了提高锅炉稳燃能力是实现机组深度调峰常态化的前提、热电解耦技术是冬季深度调峰的关键。
关键词:火电；灵活性；热电解耦；改造中图分类号：TM621文献标志码：A文章编号：2095-6246(2020)05-0446-04Flexibility transformation technology research and strategy analysisof teermai power uniis io Northeasf ChioaWU Ju(GuoOian Scieccc and Tectnology Research Institute Co.,Ltri.Shecyang Branct，Shecyang110142,Chinn)Abstract:Witri trie increcsiny pcportrin of installeC cpnhty of new ecercy sonrcee,trie demang foc pean-staving of powcr grid it igcrecsing yecr by yecr.The powcr grid putt forward highcr cequiamects On pean-senving canncitri of tranitionaj trierma.powcr unite.The pqn・shvyiny rangc of unite is no longcr tric tranitionaj loan rangc，ang tric deep pean-sewing wort wilt ring ri bc normdlized.Therefore，tric dcCopmegt trecd ang statue of deep pean-sewing皿0.in Nortrieast Ching are analyzeC from trie dspects of domestic electric power ang gew ecercy dcCopmect trecg，nationat ecercy police oriectation ang peW・seayiny characteristicr of Nortrieast Ching poweo grin.The rete-vagt technical forms dnoprid by triermal power unitt in Nortrieast Ching in termt of boiler combustiog stanility and triermoelectric dqonpeny arc mainly intronuceC.It is pointeC out trid trie improvemect of boiler combustiog stanili-ty is trie premist to realize trie gomializatiog of dap pean-seaviny，nd trie triemloelectric dqogpyny technology is trie iey to trie dap pean-seaviny in wintc.Key words：trierma poweic flexinility;triemloelectric dqogpyny；riwsformWoy1火电灵活性改造的背景1.1可再生能源发电的高速发展近年来随着中国对环境保护的越来越重视，可再生能源得到了高速发展,2217年全国风电装机容量1.66亿kW,太阳能发电装机容量1.4亿kW,占总装机容量的16.5%。
深度调峰灵活性改造相关方案及经济性分析
深度调峰灵便性改造相关方案经济性分析我公司为了在满足冬季正常向县城供暖的基础上，积极参预新疆区域电力辅助服务市场，现结合我公司生产经营实际情况与前期调研情况对我公司深度调峰灵便性改造方案进行经济性分析。
我公司为热电联产机组，新疆电网公用火电1891万中80%为热电联产机组，30万及以上机组仅190万是纯凝机组，电网公司预测进入供暖期为保证供热与新能源发电，电网调峰存在艰难，供热机组在供热期深度调峰存在较大艰难。
因此根据以上情况就我公司在供热期和非供热期深度调峰灵便性改造方面进行分别分析。
一、供暖期（一）维持现状不实施热电解耦灵便性改造有关情况1、2023-2023年供热期供热面积617万平方米，通过对供热期相关数据进行统计分析，得知我公司供热初期、末期、中期平均供热量及机组运行方式如表1所示。
其中2023-2023年供热中期1月1日至4日单机运行，期间最低负荷200MW；2月20日以后机组最低负荷由190MW降至175MW, 2月27日1号机跳闸，2号机最低负荷175MW。
在此期间，供热毫无压力，彻底满足县供热要求。
2、2023年5月份收到供热公司函，提出2023-2023年采暖期供热面积由2023-2023年的617万平方米增加至849万平方米，列出了新增供热面积地点。
我公司安排人员前往文中所提到的新增供热面积地点查看，新增供热面积累在水分，预测2023-2023年供热面积可能在750万平方米左右，通过表1数据，取平均抽汽压力0.2MPa、抽汽温度255℃（2981kj∕kg）>热网疏水压力0.05MPa>疏水温度60°C（251kj∕kg）计算，通过查阅采暖抽汽工况图及调取历史曲线，可以测算出供热初期、末期、中期需要的平均供热量、抽汽量、机组最低负荷如表2所示：2023年供热面积在750万平方米，我公司在不进行热电解耦灵便性改造的情况下，在满足供热要求的同时在供热中期还可以参预深度调峰获得津贴，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算：供热中期每小时调峰津贴二（第i档有偿调峰电量X第i档实际出清电价）i=1=2台机组义（17.5T6）万kWh×0.22元/kWh=0.66万元若参预深度调峰将减少上网电量，势必减少上网电量收益，上网电量目前平均上网电价0.225元∕kW・h、发电成本0.1元∕kW∙h,因此上网电量平均利润按照0.125元∕kW∙h计算：供热中期每小时上网电量利润损失=2台机组X（17.5-16）万kWh×0.125元/kWh=0.375万元若将深度调峰幅度由50%降至45%势必造成主要经济指标恶化，参照2023年05月11日以后1、2号机组最低负荷由175MW（50%负荷）降至157MW（44.8%负荷）主要经济指标下降趋势可以看出供电煤耗至少增加20g/kW∙h,若标煤单价按目前平均值128元/吨核算：供热中期每小时燃煤成本增加=320000万kWh（两台机组负荷）X20g∕kW∙h×128元/吨X0.000001=819.2元综合以上因素可以看出，若将深度调峰幅度由50%降至45%,在不考虑其它运行成本的影响下，参照深度调峰有偿辅助服务最高报价计算，每小时收益6600-3750-819.2=2030.8元。
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议
火电机组深度调峰的难点分析和运行优化建议摘要：由于特高压输送电量逐年增加、新能源占比逐渐加大，造成电网峰谷差加大，火电机组需成为电网调峰的重要力量。
但火电机组深度调峰普遍存在机组调峰能力不足、负荷响应速率较低、系统自动投入率低、人员手动操作量大等问题。
为深挖火电机组调峰能力，提高调峰安全性，本文就火电机组深度调峰难点进行分析，并提出运行优化建议。
关键词：火电机组；深度调峰；难点分析；运行优化建议一、难点分析1、机组不投油稳燃负荷高，不能满足调峰至30%需求某电力集团有30万等级以上机组70台，只有4台机组能达到调峰至30%额定负荷，剔除因供热制约未进行调峰运行的8台机组外，58台机组稳定调峰运行负荷不能满足调峰至30%额定负荷需求，占比82.8%。
其中32台机组需投油稳燃。
2、调峰期间自动投入率低某电力集团46台机组提出需对调峰负荷段的协调控制系统开展优化，以适应快速调峰的要求。
主要集中在以下六个方面：1）协调控制只能控制40%负荷以上工况；2）给水泵汽源自动切换；3）自动转态；4）减温水自动；5）给水泵自动切除、自动并泵；6）给水主、旁路自动切换。
3、深度调峰影响经济性梳理某电力集团70台煤电机组，截至目前参与深度调峰共52台煤电机组，其中百万机组11台，60万等级机组20台，30万等级机组21台。
依据这52台煤电机组参与深度调峰期间的DCS数据，计算机组的锅炉效率、汽轮机热耗率、厂用电率影响如下：（1）锅炉效率表1：50%调峰至40%额定负荷工况下锅炉效率变化表1为参考深度调峰的52台机组锅炉效率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.15～2.33%，平均下降1.02%。
60万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.0～1.0%，平均下降0.39%。
30万机组从50%调峰到40%额定负荷，锅炉效率下降0.4～0.9%，平均下降0.48%。
（2）汽轮机热耗率表2：50%调峰至40%额定负荷工况下汽轮机热耗率变化表2为参考深度调峰的52台机组汽轮机热耗率变化结果，百万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升137～343kJ/kWh，平均上升213kJ/kWh；60万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升82～390kJ/kWh，平均上升256kJ/kWh；30万机组从50%调峰到40%额定负荷，汽轮机热耗率上升80～368kJ/kWh，平均上升198kJ/kWh。
600MW火电机组深度调峰能力的探索与解决方案 张国富
600MW火电机组深度调峰能力的探索与解决方案张国富摘要：近些年，东北电网装机容量逐年加大，社会用电负荷却增长缓慢。
包括庄河公司在内的火力发电企业，发电量随着社会用电量的低迷逐年下滑，特别是在冬季负荷率低于50%，深度调峰成为火电机组运行的一种新常态。
“提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间”在2015年国家发改委、国家能源局公布的《关于有序开发用电计划的实施意见》文件中，“灵活性”被重点提出。
随着火电在能源供给中的角色从基础性、常规性能源向调峰、备用能源转变，辅助服务收入在火电企业收入中占比不断提高，灵活性改造成为当前火电企业面临的重要课题。
庄电公司利用本公司人员技术优势，积极探索火电机组深度调峰灵活性改造方案，取得了较好的效果，总结了一套成熟的机组深度调峰灵活性改造方案，值得在全国范围内推广。
关键词：深度调峰；灵活性；难点；措施1现状1.1电网现状伴随着低碳经济政策的实施，国家在清洁能源发电的投入逐渐加大，清洁能源发电多为间歇性能源（风力发电）和调峰能力弱（核电）的电力能源，这些能源占比逐步提高，带来的电网接纳问题和电网安全问题日益突出，迫切需要探索出一条行之有效的解决途径。
特殊的电源构成使电网在低谷阶段安全性受到严重威胁，接纳新能源电力能力严重受限，弃风电、限核电现象比较严重。
在供热期、春节期间表现最严重，风电全部停运的情况下，辽宁电网低谷调峰缺口仍高达180万千瓦，迫切需要通过火电机组超常规深度调峰来解决，而火电机组深度调峰技术上和设备上存在的限制条件较多，急需一套成熟的技术措施进行引导。
1.2公司现状国电电力大连庄河发电有限责任公司装机容量为 2×600MW。
锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司技术生产的超临界参数变压运行，单炉膛、螺旋水冷壁、一次再热、前后墙对冲、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊Π型布置直流锅炉，型号为 HG-1950/25.4-YM3。
600MW燃煤机组深度调峰困难与分析刘胜宗
600MW燃煤机组深度调峰困难与分析刘胜宗发布时间：2021-10-25T06:52:11.748Z 来源：《中国电力企业管理》2021年7月作者：刘胜宗[导读] 为响应国家国家号召，提高火电机组的上网竞争力和盈利能力，获得现有机组设备和煤质条件下深度调峰能力以及深度调峰瓶颈。
华能武汉发电有限责任公司刘胜宗武汉 430015摘要：为响应国家国家号召，提高火电机组的上网竞争力和盈利能力，获得现有机组设备和煤质条件下深度调峰能力以及深度调峰瓶颈。
关键词：碳中和；600MW燃煤机组；深度调峰；经济性1 背景碳达峰、碳中目标的确定，表明未来新能源等清洁能源将会快速发展，然而光伏、风电具有间歇性、波动性，这给电网稳定性带来不确定因素，因此装机容量巨大的火电机组30%深度调峰已经势在必行。
2 安全性问题机组在30%负荷调峰运行，不同于停机的短暂过程，且能响应电网调度要求的变化负荷。
2.1低负荷稳燃锅炉在低负荷下运行时，火焰在炉内的充满度会比高负荷时差，这将导致炉膛热负荷的不均匀。
当机组负荷降低到一定程度时，由于炉内温度下降，导致煤粉气流的着火距离增大，同时火焰对炉管壁辐射损失相对增加，所以就容易出现燃烧不稳定。
炉膛内燃烧不工况稳定，煤火检信号源不稳定，严重时将造成磨煤机跳闸，甚至熄火。
2.2低负荷水动力超临界直流锅炉低负荷时水冷壁受热不均匀，入口给水欠焓较大，将导致水动力出现问题，传热恶化后不仅会出现水冷壁的局部膜态沸腾，甚至会出现超温爆管。
2.3低负荷辅机运行1)机组低负荷运行时除氧器压力降低，前置泵入口压力较低，有效汽蚀余量低，给水泵汽蚀损。
2)低负荷时风机出力远低于设计值，可能进入风机特性曲线不稳定区，造成叶片振动和压力脉动，严重时发生风机喘振。
3)空预器出口烟温大幅降低，低温腐蚀加剧。
4)低负荷运行时，制粉系统运行台数较少，运行中制粉由于某种原因跳闸时，对燃烧造成影响较大，备用制粉系统启动不及时造成主再热汽温降低，严重时造成炉膛灭火。
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西安热工研究院有限公司
闫宏
01 项目介绍 02
风机适应性分析 03 风机运行的对策 04 存在问题的讨论 目
录
火电机组深度调峰工况下，对锅炉所配置的送风机、一次风机、引风机及增压风机提出了新的运行要求。
对华能丹东电厂2×350MW机组各风机在机组深度调峰工况下进行了现场测试与适应性分析
对深度调峰工况下风机的运行对策以及本项目存在的问题进行了讨论
2.1 机组及风机设备情况
华能丹东电厂2×350MW机组，锅炉为亚临界参数，一次再热、单炉膛、平衡通风、自然循环汽包锅炉。
每台锅炉配备两台单吸离心一次风机，变频调速运行；配备两台动叶可调轴流送风机，工频定速运行。
配置两台双吸离心引风机，变频调速运行；脱硫系统配备一台静叶可调轴流增压风机，变频调速运行。
2.2 机组深度调峰工况说明
机组风机双列运行试验时的工况：345MW（约100%BMCR）、175MW （约50%BMCR）、122.5MW（约35%BMCR）、81MW（约23%BMCR）
机组风机单列运行试验时的工况：考虑到烟风系统单侧运行的机组安全运行风险，且机组实际运行过程中存在负荷较低工况下，脱硝入口温度偏低，影响环保排放指标的问题，因而，根据实际运行工况，试验在起炉阶段进行，投油尽量退出的最低稳燃工况（实际过程中，为了保证机组的运行情况，试验期间仍有部分油枪投入使用），此时机组负荷为141.6MW（约40%BMCR）。
2.3 风机双列工况时的机组主要运行参数
名称负荷工况1 工况2 工况3 工况4
发电功率MW 345 175 122.5 81
主蒸汽流量t/h 1045 511 310 242
主蒸汽温度℃548 530 543 530
主蒸汽压力MPa 15.8 11.7 9.1 9.9
炉膛负压Pa -90 -78 -98 -45
编号/ A B A B A B A B 省煤器出口氧量% 4.7 2.9 7.3 6.4 9.5 8.9 9.4 10.2 投磨情况台数ABCD BCD BD C
总给煤量t/h 153.5 72 53.3 43.3
脱硫效率% 99.3 99.2 99.4 99.8
浆液循环泵台 4 4 3 3
2.4 一次风机双列运行的分析
1）现一次风机的运行频率在41~44Hz，风机转速均在1200r/min以上，
能够适应机组深度调峰工况运行。
2）一次风机调速状态双列运行
在深度调峰工况下仍运行效率，
效率值75%以上。
2.8 单列风机运行工况的说明
由于机组运行条件的限制，单列风机运行试验仅在机组锅炉启动过程进行，试验工况为机组141.6MW（约40%BMCR工况），未达到深度调峰工况（接近20%BMCR），而且由于机组单列运行安全性要求，实际试验工况的稳定负荷仅约一小时左右。
因此，单列运行工况的风机运行情况仅作为参考。
项目单位单列运行试验机组负荷MW 141.6
主蒸汽流量t/h 393
主汽温度℃538.5
主汽压力MPa 11.6
炉膛负压Pa -0.11
投磨情况台数 2
磨煤机投运/ B/D
给煤量t/h 71
编号/ A B 省煤器出口烟气含氧量% 4.3 3.1 浆液循环泵运行台数台 2
脱硫效率% 99.4
2.9 一次风机与送风机的单列运行情况
一次风机单列运行情况送风机单列运行情况
2.10 引风机的单列运行情况
引风机单列运行情况：运行转速约620r/min
2.11 风机的适应性分析小结
深度调峰工况双列运行时，各个风机的性能都能满足工况要求；且由于一次风机、引风机及增压风机配置变频调速方式，送风机采用动叶可调轴流式，即使在深度调峰工况下仍然能有较高的运行效率。
在机组负荷为141MW，风机采用单列运行方式得到验证。
由于机组条件限制，未进行更低负荷的单列试验。
深度调峰工况时风机运行的对策
一次风机、送风机、引风机及增压风机能够运行能满足工况要求，目前采用的调节运行方式不变。
对于变频运行的风机，由于电动机的散热与润滑的限制，风机调节转速存在下限值，一般为20Hz~25Hz，即在未得到电动机可以在较低转速下长期运行的验证前，建议调速运行方式的风机运行频率不低于20Hz。
为保证风机在深度调节工况下的运行经济性，建议采用调速方式运行（离心式风机或静调风机）；对于动调风机需要具体问题具体分析，必要时进行现场试验确认。
机组条件限制，单列运行时空预器单侧运行，停运侧由于烟气倒流导致冷端受热膨胀，无法满足单列长期运行要求，因此，单列运行工况仅维持了约一小时，且是在机组启炉阶段进行的。
由于上述条件限制，本次仅对机组深度调峰工况下的风机双列运行进行的分析；风机单列工况仅作为参考用。
对于变频调速方式的风机，由于电动机最低运行转速的下限要求，当风机裕量较大且转速调至运行要求下限时，机组仍需要在更低负荷运行时，可以通过调整入口调节门开度方式来满足，或者保持锅炉在较大空气（烟气）流量下运行（即较高炉膛氧量下运行），这样势必造成在深度调峰工况下经济性不佳。
（动调风机动叶调节也有类似的情况）
本次研究的不足：未对单列风机深度调峰工况运行的适应性进行分析；双列风机运行的深度调峰工况，由于现场条件限制未得到较长时间的验证。