摘要：本文根据发电厂各种高压辅机的实际运行工况，逐一进行了节能改造方案分析，并指出了变频器选型和改造工程的实施原则。
关键词：发电厂 风机 水泵 变频调速 节能运行
Abstract：This paper analyses the technical scheme of energy saving accroding to the actual operation circumstanses of each high voltage auxiliary electromotor in power plant. It also points out the concrete rule to choose
the inverter's type and innovative engine.
Key words：Power plant . Fan . Water Pump . Variable frequency and speed . Energy Saving
1、前 言
风机和水泵在国民经济各部门的数量众多，分布面极广，耗电量巨大。据有关部门的统计，全国风机、水泵电动机装机总容量约35000MW，耗电量约占全国电力消耗总量的40％左右、目前，风机和水泵运行中还有很大的节能潜力，其潜力挖掘的焦点是提高风机和水泵的运行效率。据估计，提高风机和水泵系统运行效率的节能潜力可达300～500亿kW.h/年，相当于6～10个装机容量为1000MW级的大型火力发电厂的年发电总量。
在火力发电厂中，风机和水泵也是最主要的耗电设备，且容量大、耗电多。加上这些设备都是长期连续运行和常常处于低负荷及变负荷运行状态，其节能潜力则更加巨大。据统计，全国火力发电厂下述八种风机和水泵：送风机、引风机、一次风机、排粉风机、锅炉给水泵，循环水泵、凝结水泵、灰浆泵配套电动机的总容量为15000MW，年总用电量为520亿KW.h，占全国火电发电量的5.8％。发电厂铺机电动机的经济运行，直接关系到厂用电率的高低。随着电力行业改革的不断深化，厂网分家，竟价上网等政策的逐步实施，降低厂用电率，降低发电成本提高电价竞争力，已成为各发电厂努力追求的经济目标 。
我国火电机组的平均煤耗为400g／KW.h，比发达国家高70～100g／kW.h，而厂用电率的高低是影响供电煤耗和发电成本的主要因素之一。国产300MW／机组的厂用电率平均为4.7％，而进口（GE公司）机组为3.81％。国产机组比进口机组约高20％左右。国产机组厂用电率偏高的原因主要是辅机电动机在经济运行方面存在问题和差距。
国外火电厂的风机和水泵已纷纷增设调速装置，而目前我国火电厂中除少量采用汽动给水泵，液力耦合器及双速电机外，其他风机和水泵基本上都采用定速驱动。这种定速驱动的泵，由于采用出口阀，风机则采用入口风门调节流量，都存在严重的节流损耗。尤其在机组变负荷运行时，由于风机和水泵的运行偏离高效点，使运行效率降低。调查表明：我国50MW以上机组锅炉风机运行效率低于70％的占一半以上，低于50％的占20％左右。由于目前普遍的机组负荷偏低，风机的效率就更低，有的甚至不到30％，结果是白白地浪费掉大量的电能，已经到了非改不可的地步。
2.风机变频调速应用情况
风机是火力发电厂重要的辅助设备之一，锅炉的四大风机（送风机、引风机、一次风机或排粉风机和烟气再循环风机）的总耗电量约占机组发电量的2％左右。随着火电机组容量的提高，电站锅炉风机的容量也在不断增大，如国产200MW机组，风机的总功率6440kW，占机组容量的3％以上。因此，提高风机的运行效率对降低厂用电率具有重要的作用。送风机是用来给锅炉燃烧提供空气（氧气）的辅机设备，引风机则是将锅炉燃烧产生的高温烟气经除尘装置后排向烟道的辅机设备，二者都是电站锅炉的主要辅机设备。一般200MW以下机组配置带有入口导向叶片的送风机和引风机，如125MW机组配置600kW送风机两台和800kW引风机两台；300MW机组则采用动叶可调的送风机（1800kW）两台和静叶可调的引风机（2200kW）两台送风机用来保证合理的风煤配比，从而控制烟气的含氧量和灰粉可然物的比例；引风机则用来调整锅炉炉膛负压的稳定。由于机组的负荷经常变化，为了保证锅炉的燃烧和负压的稳定，需要及时调整送、吸风量和煤粉量。在200MW及以下机组，一般采用调整入口导向叶片的角度（风门开度）的方式来调节风量，这种风门调节的截流损耗一般为30％Pe（额定容量）。在300MW及以上机组，则采用调节动、静叶片的方式来实现风量调节，这种调节方式的截流损耗也在20％Pe左右。如果采用变频调速改造，将完全消除风门和叶片的截流损耗。
我国电站风机虽巳普遍采用了高效离心风机，但实际运行效率并不高，其主要原因之一是风机的调速性能差，二是运行点偏离风机的最高效率点。我国现行的火电设计规程SDJ—79规定，燃煤锅炉的送、引风机的风量裕度分别为5％和5％～10％，风压裕度分别为10％和10％～15％。这是因为在设计过程中，很难准确地计算出管网的阻力，并考虑到长期运行过程中可能发生的各种问题，通常总是把系统的最大风量和风压富裕量作为选择风机型号的设计值。但风机的型号和系列是有限的，往往在选用不到合适的风机型号时，只好往大机号上靠。这样，电站锅炉送引风机的风量和风压富裕度达20％～30％是比较常见的。
一般在锅炉风机容量设计时，单侧风机运行时具备带75％负荷运行的能力，这主要是从机组运行的安全性出发的；当失去一侧送引风机时，机组还能带75％的负荷运行。所以当双侧风机运行，机组带满负荷时，送引风机的设计余量在20～30％左右，风门开度一般为50～60%,这也是从风门调节的灵敏度来考虑的。这就为风机的变频调速节能改造造就了巨大的潜力，即使在机组满负荷运行时，也有20～30%的节电率。
电站锅炉风机的风量与风压的富裕度以及机组的调峰运行导致风机的运行工况点与设计高效点相偏离，从而使风机的运行效率大幅度下降。一般情况下，采用风门调节的风机，在两者偏离10％时，效率下降8％左右；偏离20％时，效率下降20％左右；而偏离30％时，效率则下降30％以上。对于采用调节门调节风量的风机，这是一个固有的不可避免的问题。可见，锅炉送、引风机的用电量中，很大一部分是因风机的型号与管网系统的参数不匹配及调节方式不当而被调节门消耗掉的。因此，改进离心风机的调节方式是提高风机效率，降低风机耗电量的最有效途径。 按照流体机械的相似定律，风机、水泵的流量Q、压头（扬程）H、轴功率P与转速n之间有如下比例关系：
Q1 /Q2=n1/n2; H1/H2=（ n1/n2）2 ; P1/P2=（ n1/n2）3
离心式风机在变速调节的过程中，如果不考虑管道系统阻力R的影响，且风压H随流量Q成平方规律变化，则风机的效率可在一定的范围内保持最高效率不变（只有在负荷率低于80％时才略有下降）。图1示出了离心式风机不同调节方式耗电特性比较，图2示出了采用风门调节和转速调节方式时，风机的效率—流量曲线。
由图2可知：在风机的风量由100％下降到50％时，变速调节与风门调节方式相 比，风机的效率平均高出30％以上。因而，从节能的观点来看，变速调节方式为最佳 调节方式。发电厂辅机采用定速驱动时，风机靠风门调节，水泵则靠阀门开度来调节 流量，除产生大量的节流损耗外，反应速度慢，导致锅炉的燃烧自动无法投入，因而 机组的协调控制无法投入，机组无法响应负荷的动态变化。辅机采用调速驱动后，机 组的可控性提高了，响应速度加快，控制精度也提高了。从而使整个机组的控制性能 大大改善，不但改善了机组的运行状况，还可以大大节约燃料，进一步节约能源。同时，采用变速调节以后，可以有效地减轻叶轮和轴承的磨损，延长设备使用寿命，降低噪声，大大改善起动性能。工艺条件的改善也能够产生巨大的经济效益。
锅炉送引风机是目前火电厂中应用高压变频调速技术进行节能改造的首选和主要对象，尤以引风机为多，全国已超过300套。一般是一台锅炉四台送引风机同时上变频调速，或者只上两台引风机。其拖动功率一般为315～2500KW，电压等级为6KV.10KV。其原因主要是风机的节能潜力大，调速范围宽，且其功率等级决定了使用高压变频改造时其技术性能和经济性能都较好，系统设计采用标准的一拖一带工频旁路方案。（图3）
3、水泵变频调速应用情况
火力发电机组必须配备的水泵主要有锅炉给水泵、循环水泵和凝结水泵，其次还有射水泵、低压加热器疏水泵、热网水泵、冷却水泵、灰浆泵、轴封水泵、除盐水泵、清水泵、过滤器反洗泵、生活水泵、消防水泵和补给水泵等。这些水泵数量多，总装机容量大：50MW火电机组的主要配套水泵的总装机容量为6430KW，占机组容量的12。86％；100MW机组为10480kW／，占10。48％；200MW机组为15450KW，占7。73％。100MW机组主要配套水泵的总耗电量约占全部厂用电量的70％左右。由此可见，水泵确实是火力发电厂中耗电量最大的一类辅机。因此，提高水泵的运行效率，降低水泵的电耗对降低厂用电率具有举足轻重的意义。
与风机一样，由于设计中层层加码，留有过大的富裕量，造成大马拉小车之外，由于采用节流调节，为满足生产工艺上的要求，造成更大的能源浪费现象。
3.1给水泵
一般200MW以下单元机组配置3台50％容量的电动给水泵，正常工作时两台运行，一台备用。300MW以上的单元机组配置50％容量的汽动泵两台或100％容量的汽动泵一台和50％容量的电动泵一台，正常工作时汽动泵运行，电动泵作为起动时使用和备用。
一台200MW发电机组的电动给水泵，其电动机功率达5000ｋW，水泵的出口压力与正常的汽包压力之间的差别如此之大（8.5MPa）原因有两个：
（1） 锅炉检修以后打水压试验的需要；
（2） 为给水调节阀前提供较大的压力，以提高汽包水位调节系统的反应速度，提高水位调节品质的需要。
如此大的截流损耗，造成大量的能源浪费。若采用变频调速驱动，则可用改变电动机的转速来满足不同的给水要求，不仅避免了调节阀的截流损耗，达到了节能的目的，同时以调速的方式改变给水流量的响应速度远比改变阀门开度来的快，从而改善了锅炉给水调节性能。
中、小型热电厂锅炉给水多采用母管制给水系统，给水泵多为定速运行，锅炉汽包水位靠自动给水调节阀调节，属节流调节，存在节流损耗。运行中的热电厂，除冬季供暖期热电负荷较高外，大多数参与调峰，且峰谷差较大，给水量也相应变化较大，母管制给水系统采用给水泵台数调节法，给水泵随着负荷的变化频繁起停，造成给水母管压力变化较大。负荷越小母管压力越高，锅炉自动给水调节阀开度越小，其节流损耗就越大。
若对母管制给水系统中的部分给水泵采用变频调速改造，让工频定速泵与变频调速泵并列运行，共同维持母管压力恒定，工频定速泵对应最佳工作点带固定流量，变频调速泵对应工作点调节给水流量。工频定速泵的特性曲线与设定母管压力的交点即是工频定速泵的工作点，其对应的流量即是定速泵流量：对应变频调速泵转速的特性曲线与设定母管压力的交点即为变频调速泵的工作点，其对应的流量即为调速泵的流量。工频定速泵与变频调速泵的流量之和即为总的给水流量。调速泵的比例越大，调节越灵敏，母管压力越稳定。
工频定速运行的给水系统，母管压力是随负荷的变化而变化的，其变动范围一般为2—3MPa，母管制给水系统进行调速改造的目的，就是在实现给水母管恒压运行的同时，最大限度地降低给水泵单耗，为此需要确定并列运行给水泵的最佳工作点。工频定速泵的最佳工作点，就是其额定工况点，在额定工况点工作的定速泵其效率最高，调速泵保持这一压力运行，进行给水量的调节，工况最佳，单耗最低。值得注意的是一定要做到确保其工作点流量大于调速泵最低流量以避免调速泵的汽蚀。
调速泵不仅自身通过调速而节能，同时由于调速泵稳定了母管压力，使工频定速泵工作在最佳工作点，提高了定速泵的效率而节能。母管制给水系统最经济的工作点，应该是保证安全上水条件下的最低扬程，这样也同时减少了给水调节阀的节流损耗，这在工频定速运行方式下是难以做到的。
给水泵号称火电机组的“心脏”,可见其在火电机组安全运行中有举足轻重的作用。所以给水泵的变频调速节能改造。虽有巨大的节能潜力，但是由于：（1）.可靠性要求高（2）.功率等级高的原因，目前的高压变频器还不能满足大型机组给水泵调速改造的要求，所以国内火电厂只在中小容量的少数机组上使用。例如大庆新华电厂在100MW调峰机组的2300ｋW给水泵上采用了美国罗宾康公司的“完美无谐波”变频器，牡丹江第二发电厂2330ｋW给水泵上采用了美国洛克韦尔（AB）公司的变频器，和厦门电厂450ｋW给水泵采用了国产利德华福公司单元串联多电平高压变频器实现了变频调速节能改造。
而国外发达国家则把锅炉给水泵传动系统作为推广应用变频调速节能改造的主要对象之一，其原因是（1）节能潜力大，（2）功率大。其系统设计采用标准的一拖一带工频旁路的方案（见图3）。
3.2循环水泵
循环水泵是为汽轮机组凝汽器提供冷却水的重要铺机设备，一般单元机组设置3台循环水泵，运行方式：一台运行、一台备用、一台检修，定期切换运行。如果循环水泵同时停运，必然导致机组停运，甚至可能造成汽轮机化瓦等恶性事故。随着机组负荷和季节的变化，为了保证机组在合理的经济真空值运行，需要的冷却水量是变化的。通常冬季单台泵运行流量偏大，夏季单台泵流量不足，需要两台泵运行，而两台泵的流量又过大。目前国内中等以上容量的机组也有采用调节阀实现冷却水流量调节的，这种调节方式控制的汽轮机真空度不稳定，不能保证汽轮机的经济运行，尤其在低负荷运行时，阀门的节流损耗大，泵的运行效率也很低。
若进行变频调速改造，既可节能降耗，又能根据机组负荷和季节的变化调节冷却水的流量，达到汽轮机最有利真空的控制目的，实现了汽轮机真空度的高精度控制和经济运行的目的。且运行稳定，可靠性高，同时还可以消除管路的虹吸现象。但要保证机组安全运行的最小流量，避免出现凝汽器水侧不满水造成干烧以及冷油器、冲灰水缺水的现象。
目前汽轮机的真空度主要是靠调节冷却水的流量来控制的，但是当冷却水流量增加使真空度提高的同时，循环水泵的投资及运行电耗将大幅增加。
为提高机组运行的经济性， 所以真空度提高汽轮机功率的增量△N 1应大于为增加循环水量所多消耗的功率△N 2，显然，汽轮机的最有利真空Peco（经济真空）应位于净增功率△N＝△N 2-△N 1的最大值处，此时汽轮机工作在经济运行方式，如图4所示。
图4中Dw为冷却水量，P为汽轮机的凝汽器真空，△N为功率差值， △N在冷却水量比较小的时候随冷却水量的增大而增加，到a点达到最大，如果再进一步增大冷却水流量， △N反而开始减小，直至为零。但到达c点时，汽轮机的膨胀能力已达到极限，汽轮机功率不会再增加，c点所对应的真空成为极限真空。从图4中可以看出，由a点引等水量线与凝汽器压力线相交的b点所对应的真空度Peco就是最有利真空，a点所对应的冷却水量Deco就是最佳冷却水量。通过确定汽轮机的最有利真空，并以此为依据来控制冷却水流量，使汽轮机的排气压力尽量维持最有利真空位置，以保证机组的经济运行。
单元机组三台循环水泵采用一台高压变频器，系统设计采用一拖三带工频旁路方案：考虑到循环水泵的检修和循环工作，保证始终有一台泵调速工作。冬季和低负荷时一台泵调速工作，以调节冷却水流量，夏季高负荷时一台泵接到工频电网定速工作，带固定流量，另一台泵变频器驱动，调节冷却水流量。
南方电厂和北方电厂的循环水泵是不一样的。在南方，由于江、河、湖泊的水源充足，一般循环水多采用直排式：由江河中抽上来，进入汽轮机凝汽器，经热交换后直接排向江河，落差比较小因而循环水泵的调速范围比较大（但循环水泵的扬程也较小）。在北方，由于水源紧张，冷却水要循环使用。每台机组建一座冷却水塔，一条压力循环水管，一条双孔自流水沟。经凝汽器热交换后的热水由循环水泵压入水塔顶，从塔中经蜂窝材料喷淋而下，再进入凝汽器循环使用。一般水塔高程在70～80米左右，循环水泵调速后的出口扬程有个最低值，这就限制了循环水泵的调速范围，因为循环水泵出口扬程的余量并不大，调速后循环水泵的出口扬程若小于水塔高程，冷却水就会打不进水塔去，循环水泵就不能正常工作。
3.3凝结水泵
在汽轮机中作完功的蒸汽经凝汽器凝结成水，称为凝结水。为了防止锅炉和汽轮机洁垢，进入锅炉的水是要进行严格的软化处理的，成本很贵，因而作完功的凝结水要经过除氧和加热器后重新进入锅炉使用。火电机组的凝结水泵就是完成这项工作的重要铺机设备，一般一台机组设计二台110％容量的凝结水泵，一台运行，一台备用；大机组采用三台泵，二台运行，一台备用，每台泵的出力均为55％额定容量，目前存在的问题是：
（1）由于凝结水泵定速运行，靠出口调节门的节流控制，节流量大，出口压力高，经常发生泵的法兰大量漏水造成热量和水量的大量流失，地面污染，导致不能正常运行甚至损坏泵。
（2）电动调节门是电动机械结构，线性度差，存在调节滞后，调节品质差的问题影响了调节水位的稳定性。经常出现无水位运行状态，导致泵的严重汽蚀；因为凝结水泵是立式泵，水泵轴向串动严重，电流晃动大，轴承损坏，疏水管道震动和泄漏等故障，增加了泵的维护工作量，经常要倒泵，严重影响机组的安全运行。
（3）由于采用定速泵出口调节门节流调节方式，无法稳定控制凝汽器热井水位，热井水位忽高忽低，运行人员操作频繁，严重影响机组的安全经济运行。
凝结水泵采用变频调速改造后，除了显著的节能效果外，还可收到改善工艺控制的效果，提高机组的安全经济运行水平。凝结水泵电动机的功率范围是500～1500KW，采用高压变频改造比较合算。因为凝结水泵一用一备，采用一台高压变频器一拖二方案较为经济，但倒泵时要停变频器。在经费允许的情况下，也可采用两台高压变频器一拖一的方案；一台调速泵运行，另一台调速泵备用，当一台调速泵的开关跳闸时另一台调速泵自动投入运行，以确保机组的安全运行。
1.4.灰浆（渣）泵
灰浆（渣）泵是将煤在锅炉中燃烧后冲到灰浆池中的灰浆、灰渣排到贮灰场的辅机设备。一般两个机组共用一个灰浆池，配置3台灰浆泵，每台泵的出力均为110％额定容量，还要另加一台清洗水泵，用来清洗灰浆（渣）泵及管道的积灰。
其运行方式是三台泵轮流间断运行，因为如果某一台泵长期不运行的话，出口会被灰浆、灰渣堵死，再次开泵时会造成电机过载而烧毁：另外若一台泵开着，时间不长就会将灰浆池抽干，泵空转引起汽蚀，而停泵若超过半个小时，灰浆池又会溢出，如再次开启才停运的泵，则容易因为过热而引起电机损坏。因而操作频繁，泵和电机损坏严重。因此，灰浆泵是发电厂中最需要进行变频改造的泵，而又是进行变频改造经济性最差的设备。因为，灰浆泵的容量为300～500KW，为6KV高压电机，若采用6KV高压变频器，没有这个功率等级的设备，一股都在800KW以上，设备的电流利用率低，投资高，不划算。且灰浆泵的调速改造主要是改善工艺条件和延长设备的使用寿命，减少维修量，节能效益不大。
因此，可采用高一低一低方案，即用一台变压器将电压6KV降为380V或690V，用380V（或690V）低压变频器，将6KV电机换成380V或690V电机，较为经济合理。为了进一步节省投资，可采用“一拖三”方案，即用一套变频调速装置，轮流拖动三台泵运行。由于灰浆泵为间断运行方式，泵的切换可采用“冷”切换的方式：停泵——切换——启动另一台泵。
目前火电厂灰浆（渣）泵进行变频调速改造的数量，仅次于锅炉引送风机，据不完全统计，包括高－高方式和高－低－低方案已有上百台套。
其它还有低加疏水泵，热网水泵，清水泵，补给水泵和生活水泵等，均为低压电机拖动，可根据其运行状况设计合理的改造方案，这里不再一一赘述。
4、不同功率等级的变频调速改造实施方案
由于我国的供电电压和电机制造电压无1.7KV、2.3KV、3.3KV和4.16KV电压等级，所以在变频器选型时可不考虑以上中压等级的产品。一般200KW以上的电机均采用6KV、10KV电压等级，所以应从6KV、10KV电压等级这个现实来考虑问题。
由于功率器件技术，变频器主电路拓扑结构技术和制造工艺的进一步完善，目前800KW以上功率的高压变频器无论是其可靠性还是其经济性都已经为用户所接受，所以火电厂风机水泵变频调速节能改造的实施方案也变得简单了。
4.1、对于800～1000KW以上功率的风机水泵，可采用6KW或10KW的直接高－高方式的变频器。为提高可靠性，可设计工频旁路系统。
4.2、对于400KW以下功率等级，考虑到直接采用高－高方式的变频器不大经济，可采用高－低－低方式；即采用6KV/380V进线变压器，380V变频器，380V电动机的方案。当变频器故障时，为了保证机组的正常运行，还要考虑工频旁路功能，即将电动机投到进线变压器付边运行，这样就要考虑电动机直接起到时的变压器容量问题，一般变压器容量应为电机容量的10倍，变压器容量相对较大，影响经济性。若有多台设备采用同一台进线变压器的话，则可在变压器的容量选择时提高其经济性。
4.3、对于400～800KW功率等级的改造项目，则宜采用660V变频器和660V电机的高－低－低方案，因为这个功率等级的设备采用380V方案其电流及体积都会太大。
4.4、高－低－高方案因为其体积以及升压变压器的技术要求太高而已很少采用。
5、不同拓扑结构变频器的性能比较
目前世界上的高压变频器不象低压变频器一样具有成熟的一致性的拓扑结构，而是限于采用目前电压耐量的功率器件，如何面对高压使用条件的要求，国内外各变频器生产厂商八仙过海，各有高招，因此其主电路结构不尽一致，但都较为成功地解决了高电压大容量这一难题, 当然在性能指标及价格上也各有差异。如美国罗宾康（ROBICON）公司生产的完美无谐波变频器；洛克韦尔（A-B）公司生产的Bulletin1557和Power Flex 7000系列电流型变频器，德国西门子公司生产的SIMOVERT MV中压变频器;瑞典ABB公司生产的ACSl000系列变频器；意大利ANSALDO公司生产的SILCOVERT-TH变频器以及日本三菱、富士公司生产的完美无谐波变频器和国内北京的凯奇、先行、利德华福、合康亿盛公司和成都佳灵、东方日立以及深圳微能科技公司、中山明阳、山东风光公司生产的高压变频器等。虽然高压变频器的品种繁多，但是归纳起来可分为三类：
（1）两电平变频器
美国洛克韦尔（A-B）公司的Bulletin1557系列，是采用功率器件GTO直接串联的两电平交－直－交电流源型变频器；power flex7000系列是采用功率器件SGCT直接串联的两电平交－直－交电流源型变频器。
成都佳灵公司则生产采用低压IGBT模块直接串联的交－直－交电压源型两电平变频器。
由于两电平变频器输入输出谐波大及输出dv/dt大，必须采用进线电抗器和输出滤波器，才能将谐波水平降低到有关标准的允许范围之内。就是这样也还是会对普通的异步电机造成附加发热和震动以及对电机的绝缘产生不利的影响。
（2）多电平变频器
a.中性点钳位三电平变频器，ABB公司的ACS1000系列；
b.电容分压四电平变频器，法国ALSTOM公司的ALSPA VDM600系列；多电平变频器的谐波含量和dv/dt指标都比二电平变频器好，但还是不能满足普通异步电动机的要求，还必须要加输出滤波器方能使用到普通异步电动机上。
（3）单元串联多重化电压源型变频器
美国罗宾康（ROBICON）公司利用单元串联多重化技术，生产出功率为315KW－10000KW的完美无谐波（Perfect Harmony ）高压变频器，无须输出变压器实现了直接6KV或10KV高压输出，首家在高压变频器中采用了先进的IGBT功率开关器件，达到了完美无谐波的输出波形，无须外加滤波器即可满足各国供电部门对谐波的严格要求；输入功率因数可达0.95以上，THD<1％，总体效率（包括输入隔离变压器在内）高达97％。达到这么高指标的原因是采用了三项新的高压变频技术：一是在输出逆变部分采用了具有独立电源的单相桥式SPWM逆变器的直接串联叠加：二是在输入整流部分采用了多相多重叠加整流技术；三是在结构上采用了功率单元模块化技术。总的电压和电流失真率可分别低于1.2％和0.8％，堪称完美无谐波（Perfect Harmony）变频器。它的输入功率因数可达0.95以上，不必设置输出滤波器和功率因数补偿装置。变频器同一相的功率单元输出相同的基波电压，串联各单元之间的载波错开一定的相位，每个功率单元的IGBT开关频率若为600Hｚ，则当5个功率单元串联时，等效的输出相电压开关频率为6ｋHｚ。功率单元采用低的开关频率可以降低开关损耗，而高的等效输出开关频率和多电平可以大大改善输出波形。波形的改善除减小输出谐波外，还可以降低噪声、dv／dt值和电机的转矩脉动。所以这种变频器对电机无特殊要求，可用于普遍笼型电机，且不必降额使用，对输出电缆长度也无特殊限制。由于功率单元有足够的滤波电容，变频器可承受-30％电源电压下降和5个周期的电源丧失。这种主电路拓扑结构虽然使用器件数量增加，但由于IGBT驱动功率很低，且不必采用均压电路、吸收电路和输出滤波器，可使变频器的效率高达96％以上。
单元串联多重化变频器的优点是：①由于采用功率单元串联，可采用技术成熟，价格低廉的低压IGBT组成逆变单元，通过串联单元的个数适应不同的输出电压要求：②完美的输入输出波形，使其能适应任何场合及电机使用；③由于多功率单元具有相同的结构及参数，便于将功率单元做成模块化，实现冗余设计，即使在个别单元故障时也可通过单元旁路功能将该单元短路，系统仍能正常或降额运行。
其缺点是：①使用的功率单元及功率器件数量太多，6KV系统要使用150只功率器件（90只二极管，60只IGBT），装置的体积太大，重量大，安装位置成问题：②无法实现能量回馈及四象限运行，且无法实现制动；③当电网电压和电机电压不同时无法实现旁路切换控制。
国内的利德华福、东方日立、合康亿盛以及微能科技等公司均采用这种主电路结构。由于它输入输出谐波含量低，适用于普通异步电动机，对输出电缆的长度无特殊限制等优点，因此在火电厂风机水泵变频调速节能改造领域，占据着统治的地位。
6、节能改造工程变频器容量的合理选型
风机水泵变频调速节能改造，要求低投入、高回报，也即要求在尽可能短的时间内由节电效益收回投资成本。因此除了最大限度的获得节电效益外，还要尽可能减少投入的资金。所以在变频调速系统的设计和变频器功率容量的确定时，一定要做到经济合理，避免再次出现大马拉小车的现象。
一般情况下，对于在工作过程中经常或有时电动机的负载达到或接近其额定容量时，变频器容量应为电动机额定容量的110％，以保证电动机的额定出力。但是在实际生产中，由于设计中的层层加码，普遍存在着大马拉小车的现象，即使在拖动负载额定出力时，电动机的负载率依然不足，在这种情况下就应根据实际运行工况来选择合适的变频器容量，既能满足生产的需要，又能节省变频器和相应配套设施的投资。例如：某电厂200MW机组的引风机，由于空气预热器漏风，引风量不足，所以将风机叶片加长5cm同时将电动机功率由1600KW增加到1850KW。后来在空气预热器漏风问题解决以后，将风机改为了原样，但电动机功率未改，目前的风门开度仅为55％左右，即可满足机组带满负荷运行的需要，此时的电动机功率仅为1300KW。如果采用变频调速，风门全开，节流损失会大大减少，且变频器从50Hz向下调速，风机的功率将更不会大于1300KW，为此完全没有必要按电动机的额定容量来选择变频器。同时考虑到风机的转动惯性较大，起动时间较长等因素，选择容量为1400KW的变频器应能满足上述风机在各种工况下不同转速调节的要求，可节约投资20％以上．为进一步降低变频器的容量和投资，还可以考虑采用变频器和入口导叶联合调节方式，即在30～80％额定风量范围内采用变频调速，在80～100％额定风量范围内则采用入口导叶调节。采用联合调节方式后，变频器的容量仅为800KW，使变频容量和投资降低了近一半，大大降低了改造成本。但这种联合调节方式存在变频／工频动态切换问题，会影响机组运行的可靠性，所以在设计时应慎重考虑。
7、结论
鉴于发电厂辅机电动机调速节能的巨大经济潜力，和面对厂网分家，竞价上网的严峻形势，发电厂辅机调速节能改造势在必行。各种调速方式在性能指标、节能效果、资金投入等方面各有其优缺点，因此在采用何种调速方案进行节能改造方面，也没有一个统一的章法。本文提出的一些改造方案，是根据一般电厂的情况提出的，仅供参考。各电厂应根据本厂机组的具体情况，如负荷情况（是否调峰），辅机电动机设计余量，场地位置，资金投入等情况全面考量，选择适合本厂具体情况的节能改造方案。 考虑到发电厂生产的具体情况，在进行节能改造时应遵循以下几个原则：
① 最高可靠性原则：发电机组的辅机电动机作为发电厂的主要动力源，在采用变频调速技术进行节能改造时，首先必须考虑系统的可靠性，设备可靠稳定运行是最基本的。如果因为变频装置故障造成辅机跳闸甚至锅炉灭火，给电厂带来的损失是无法简单地用节约电能的消耗折算的。
②最优经济性原则：调速改造的目的是为了节能降耗，系统节能率越高越好，至少达到30%。其次是改善控制性能，提高机组的整体效益。同时，节能改造要求低投入，高回报，要求改造工程的投资回收期尽可能的短，一般不超过三年。这对发电厂的节能改造来说是个苛刻的要求，因为发电厂的上网电价要比一般工矿企业的用电价低许多，一般为50%左右，因此在发电厂进行节能改造时更要讲求经济性。
③系统改动最小和空间允许的原则：改造工程应尽可能 避免更换原有电机、配电装置和供电电缆等，使系统的改动最小。这一方面是为了减少投资，同时也为了减小改造工程的工作量，缩短改造工期。改造工程还应根据原系统安装空间允许的原则考虑，既要满足设备对环境的要求，又要尽可能安装在现有的厂房、机房或控制室等建筑物内，避免增加土建工程。
对于随机组长期连续运行的重要设备，如送、引风机，进行变频调速节能改造时，都要采用一施一方案，即一台设备配置一台110％容量的变频器，并且要设计工频旁路系统，当变频器故障时将设备切换到电网运行。为了避免因设备的切换影响机组安全运行，还要设计同步切换（Bypass）控制功能，实现真正的平稳无扰动切换。对于可以间歇工作的设备，如灰浆（渣）泵等，为了降低改造成本，可以采用“一拖N”方案，但必须采用“冷”切换方式，以保证变频器和拖动设备的安全。
参考文献：
1、徐甫荣、崔力： 发电厂辅机电动机调速节能方案探讨
《变频器世界》2001.7
2、吴小洪等 ：发电厂电动机变频调速系统技术综述
《变频器世界》2001.9
3、徐甫荣： 发电厂风机水泵调速节能运行的技术经济分析
《电源技术应用》2001.12～2002.4连载
4、崔力： 变频器在火电厂辅机传动系统的应用现状调研
《变频器世界》2002.7
5、程金、陆勇： 火电厂循环水泵变频驱动控制系统
《变频器世界》2003.7
作者简介：
陈辉明 （1963- ） 男 高级工程师 1989年毕业于东北大学研究生院自动控制专业，现在深圳市微能科技有限公司从事高压变频器的开发、研制和管理、销售工作。
徐甫荣（1946- ）男 1970年毕业于西安交通大学电机工程系
发电厂电力网及电力系统专业，现为国家电力公司热工研究院自动化所教授级高工，主要从事火电厂热工自动化及交直流调速拖动技术的研究工作。
