目前，在我国电源结构中，火电装机容量占74%，发电量占80%；水电装机容量占25%，发电量占19%；核电仅占1%左右，因此火电机组及其辅机设备的节能改造工作是非常重要的。火电厂中的各类辅机设备中，风机水泵类设备占了绝大部分，蕴藏着巨大的节能潜力。由于火电机组调峰力度的加大，这些机组的负荷变化范围很大，必须实时调节风机水泵的流量。目前调节流量的方式多为节流阀调节，由于这种调节方式仅仅是改变了通道的通流阻抗，而电动机的输出功率并没有多大改变，所以浪费了大量的能源。随着电力行业的改革不断深化，厂网分家，竞价上网政策的逐步实施，降低厂用电率，降低发电成本，提高上网电价的竞争力，已成为各火电厂努力追求的经济目标，要求越来越迫切。风机水泵类负载采用调速驱动具有非常可观的节能效果，这已是共识。 
另外，交流电机的直接起动(尤其是高压电机)会产生巨大的电流冲击和转矩冲击，在很短的起动过程中，转子笼型绕组及阻尼绕组将承受很高的热应力和机械应力，致使笼条的端环断裂。直接起动时的大电流还会在定子绕组的端部产生很大的电磁力，使绕组端部振动和变形，造成定子绕组绝缘的机械损伤和磨损，从而导致定子绕组绝缘击穿。直接起动时的大电流还会引起铁芯振动，使铁芯松驰，引起电机发热增加。在火力发电厂中，高压大容量交流笼型异步电动机的使用非常广泛，由于直接起动而造成的电动机烧毁和转子断条事故屡屡发生，给机组的安全经济运行造成很大的威胁。因此大容量异步电动机采用软起动方式，对于延长电动机的使用寿命，减少对电网的冲击，保证机组正常运行是非常必要的。由于电动机的变频软起动可提供高的起动转矩并可做到平滑无冲击，所以采用变频器实现软起动的效果也是非常突击的。同时，采用调速驱动，还可以有效地减轻风机水泵叶轮的磨损，延长设备使用寿命，降低运行噪声。还有运行工艺对辅机设备的控制性能的改善也是十分迫切的，例如锅炉风机和给粉机的调速控制，可以大幅度地改善炉内的燃烧工况，从而节煤、节水，并可节省这些物料的运输，处理能量等。工艺条件的改善可以创造巨大的经济效益，已不再简单地局限在节能的范畴，人们会很快地认识到这一点，并迅速行动起来。 
本文针对发电厂各种高低压辅机电动机的实际运行工况，逐一地进行节能改造方案分析。 
2 风机 
　　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增大，电站锅炉风机的容量也在不断增大，如国产200MW机组，风机的总功率达7140kW(其中，送风机二台2500kW，引风机二台3200kW，排粉风机总功率1440kW)，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。 
2.1 风机的运行状况和节能效果 
我国电站风机已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，二是运行点远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。 
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，采用调节门调节的风机，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: 
(1) 
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示出了采用调节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，从节能的观点看，变速调节方式为最佳调节方式。 
2.2 风机调速节能改造方案分析 
(1) 对于常年带满负荷的机组，当风机的风量裕度在30%时，选用双速电机最为经济，即使在满负荷连续运行工况下，电机也可在低速档运行，已可满足风量要求；当风量余度在20%左右时，则采用变频调速、串级调度较为经济，而采用双速电机和液力耦合器不能起到节电作用；当风量裕度在10%左右时，采用双速电机和液力耦合器调速还不及调节门调节的经济性好，而采用变频调速和串级调速与调节门调节的经济性相差不大，因而此时只要采用调节门调节即可，不必采用变速调节。 
(2) 对于调峰机组和长期处于低负荷运行的机组，考虑到长期运行的安全可靠性、经济性和操作维护工作量等，变频调速和串级调速比双速电机及液力耦合器等调速方式具有更大的优越性。因此，电厂在风机节能改造时，应优先选择变频调速和串级调速方案。 
(3) 风机的功率一般在1000~2000kW，在目前的功率器件耐压条件下，采用高压IGBT和IGCT的三电平中压变频器，是目前的最佳选择方案。这种变频器的功率器件不串不并，可靠性最高，逆变单元采用12只HV-IGBT或IGCT，使用的功率器件最少，成本最低，体积最小。输入采用12脉冲整流器，网侧谐波小；输出采用LC滤波器，电流波形好，总的谐波畸变率THD<1%，适合于任何笼型异步电机，且不必"降额"使用。输出电压等级有2.3kV，3.3kV和4.16kV，对于我国的6kV电机，可将电机进行Y/△改接，线电压为3.47kV，考虑风机一般均有设计余量，因此采用3.3kV的变频器，完全能满足要求。对于老设备的改造特别有利，是目前最为经济合理的改造方案。ABB公司的ACS1000和西门子公司的SIMOVERT MV属这类变频器。 
3 水 泵 
　　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。 
3.1 给水泵 
与风机一样，由于设计中层层加码，留有过大的富裕量，造成大马拉小车现象之外，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。一台200MW发电机组的给水泵，其电动机功率达5000kW，水泵的出口压力为25.0MPa，而正常运行时的汽包压力为16.5MPa。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)的原因有两个: 
(1) 考虑到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，以提高调节系统的反应速度。 
由以上分析可知，当电动机定速运行时，为了维持汽包压力在正常值，必须在给水管道上加装给水调节阀，增加阻力，以至消耗大量的能源。若电机采用调速驱动，则可用改变电动机的转速来满足不同的压力要求，节省了因阀门阻力引起的附加损耗，达到节能的目的。同时以调速方法改变压力的响应速度远比改变阀门开度来得快，使锅炉汽包水位自动调节系统的反应加快，改善了锅炉给水调节系统的性能。 
为了降低水泵的能耗，除了提高水泵本身的效率、降低管路系统阻力、合理配套并实现经济调度外，采用调速驱动是一种更加有效的途径。因为大多数水泵都需要根据主机负荷的变化调节流量，对调峰机组的水泵则尤其如此。根据目前我国电网的负荷情况，大多数125MW机组已参与调峰，为扩大调峰能力甚至一些200MW机组也不得不参与调峰运行。为这类调峰机组配套的各种水泵最好采用调速驱动，以获得最佳节能效果。例如，有一台国产200MW机组配备三台DG400-180型定速给水泵，当主机负荷为180MW时运行两台泵，调节阀的节流损失高达2.2MPa，仅此一项每年浪费电能883.9万kW·h。如果改用一台全容量调速给水泵则可以节省大量电能(表1)。由表1可见，当主机采用定压运行方式时，可平均节电20%，当主机采用定-滑-定运行方式时可平均节电30%。以上是没有考虑给水焓升变化的计算结果，如果考虑调速泵中给水焓升较小，则平均节电率将下降3%~5%。 
从效率变化方面来看，节流调节法在工况改变时泵的效率曲线不变，因此随着流量减小泵的效率下降比较快，而转速调节法当水泵转速改变时，泵的效率曲线也相应改变。因此，可以保证泵始终在高效区范围内运行。 
如果管路系统的静扬程H0=0(例如水平开式供水的情况)，那么管路系统阻力曲线近似于相似抛物线，泵的运行工况点近似于相似工况点。这样，泵在变速运行过程中性能参数的变化可用比例定律表示，由(1)式可得: 
因此，用转速调节法调节流量可以大幅度节约电能。譬如流量下降到额定流量的80%，轴功率将下降到额定值的51%；如果流量下降到50%，那么轴功率可以大幅度地下降到13%。当然，实际上还要考虑调速装置的滑差损失等因素，即使如此节电效果也是十分可观的。如果静扬程H0不太大，也可以近似用比例定律来估计调速节能的效果。 
以上叙述了一台泵单独供水时调速节能的原理，火力发电厂中单泵供单炉的单元制给水系统就属于这种情况。但是，单机容量100MW以下的火力发电厂基本上采用母管制给水系统，这种系统根据所需给水量的变化增减运行泵的台数，即所谓台数调节法。 
如果泵的台数比较多，采用这种方法也可以使各泵的运行工况点接近于高效区，所以运行经济性也比较好。有些给水系统还配备了流量大小不同的给水泵，根据负荷进行大小泵搭配运行，即所谓经济调度，这样运行经济性会更好些。但是，为了最大限度地提高运行经济性，最理想的方案还是转速调节，因为台数调节法仍然存在一些节流损失，而且在变负荷时泵的运行效率仍然有些降低，图3表示采用台数调节法与转速调节法时泵轴功率的差异。　　　　　　　　 
另外，与转速调节法相比，台数调节法不仅经济性差，而且安全性也差，因为它必须根据负荷经常起动和停泵，增加了不安全因素。 
由于给水泵的功率大，一般在5000kW以上，采用变频调速虽然性能优越，但是成本太高，投资回收周期长，在目前还不能满足给水泵节能改造的要求，随着电力电子技术的发展，给水泵实现变频调速也是完全可能的。目前300MW机组的给水泵一般采用小汽轮机调速驱动，200MW及以下机组则大部分可采用液力耦合器调速。液力耦合器虽属低效调速方式，但是即使在低转速比时，相对节流调节而言，也有明显的节能效果，并且因其投资少，见效快，资金回收周期短，在老机组和中小机组节能改造工程中，不失为一种经济实用的改造方案。 
3.2 循环水泵 
循环水泵是为火电机组凝汽器系统提供冷却水的重要辅机设备，为大流量低扬程轴流泵。一般小机组为母管制，大机组为单元制。其运行方式为随机组长期连续运行。一般一台机组为两台泵，冬天一台泵运行、夏天需两台泵运行。为了运行的可靠性，也有设计三台泵的，一台运行，一台备用，一台检修。 
循环水泵目前大多采用动叶可调的轴流泵，但是由于是定速运行，因此很难适应季节和负荷的变化，造成冷却水的大量浪费。若采用变频调速改造，既可节能降耗，又提供了循环水的流量调节手段，使机组保持最经济的运行状态。 
循环水泵的电机功率一般在2000~3000kW，采用中压变频器改造比较合适，考虑到其运行方式，也为了节省改造经费，可采用一拖三方案，即用一台变频器分别拖动机组的三台循环水泵。冬季和低负荷时，一台泵调速运行；夏季和高负荷时，一台泵定速运行，一台泵调速运行。调速泵采集汽机调节级压力，大气压力，凝汽器真空及泵的出、入口水温等信号经控制系统处理后，给变频器输出4~20mA的速度给定指令信号，实现泵速自动调节，确保循环水倍率，提高冷却效果。 
3.3 凝结水泵 
凝结水泵属中低压冷水泵，其吸入侧为真空状态。一般一台机组设计2台泵，一台运行，一台备用，每台泵的出力均为110%额定流量；大机组采用3台泵，二台运行，一台备用，每台泵的出力均为55%额定流量。目前存在的问题是: 
(1)由于凝结水泵定速运行，靠出口电动调节门的节流控制，节流量大，出口压力高，经常发生泵的格兰大量漏水造成热量和水量损失，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系统的稳定性。经常出现无水位运行状态，导致泵的严重汽蚀；因为是立式泵，水泵轴向窜动严重，电流晃动大，轴承损坏，疏水管道振动和泄露等故障，增加了泵的维护工作量，经常要倒泵，影响机组安全运行。 
(3)由于采用定速泵出口门节流调节方式，无法稳定控制凝汽器热井水位，热井水位时高时低，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，除了节能效果外，还可收到良好的工艺控制效果，提高机组的安全经济运行水平。凝结水泵的功率一般为500~1500kW，采用中压变频器较为合算。对凝结水泵进行变频改造，采用一拖一方案。要求正常情况下，一台变频泵运行，另一台变频泵备用，当一名变频泵的开关因故跳闸时，另一台变频泵的开关自投，以确保机组安全运行。 
3.4 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、灰渣排到贮灰场的设备。一般两台机组共用，配置3台泵，每台泵的出力为110%额定流量。还要外加一台清洗水泵，用来冲洗灰浆(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坏；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，一般都在1000kW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-低-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。 
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 燃料制备系统 
　　我国绝大部分火电厂是以煤为燃料的，在机组启动和稳燃期间也用油燃料(轻油、重油)。燃料制备系统主要有卸煤输煤设备，磨煤机、给煤机、给粉机、排粉机和供油泵等设备。 
4.1 磨煤机 
一般中间贮仓式制粉系统只采用钢球磨煤机，每台机组配备2台以上，出力储备系数>1.15。磨煤机的控制根据粉仓粉位信号采用台数调节法，磨煤机不必采用变频调速。若机组负荷变动大，磨煤机起动频繁的话，则要解决的是磨煤机的起动冲击问题，但是仅仅为了解决起动问题而采用高压电机软起动器的话，也不够经济，并且软起动器对于需要重载起动的磨煤机也作用不大，这时可进行给粉机的变频改造以改善燃料控制手段；或增加粉仓容量以减少磨煤机的起动次数。 
对于直吹式制粉系统，每台锅炉配备中速磨煤机或风扇磨煤机4~8台，其中必须有一台备用。当锅炉带额定负荷运行，须6台磨煤机工作时，允许有2台备用；对于双炉膛锅炉，每个炉膛宜各设一台备用磨煤机。直吹式制粉系统的燃料(煤粉)是靠排粉风机(对于负压送粉系统)，或一次风机(对于正压送粉系统)送入炉膛燃烧的，为了改善进入炉膛的燃料的可控制性，可对排粉风机或一次风机进行变频调速改造，而磨煤机则根据锅炉负荷需要采用台数调节。 
4.2 给粉机 
对于中间贮仓式制粉系统，燃料(煤粉)是通过给粉机送入炉膛的，改变给粉机的转速即可改变给粉量。以前多采用滑差电机进行转速调整，存在许多问题，现在均用变频器来改变其转速。给粉机都是3kW的小电机，每台锅炉8~16台，实现变频调速主要是改善控制工艺，配合风量的变化改善锅炉燃烧控制系统的调节品质，有利于机组协调控制系统的投入，改善整个发电机组的控制性能。 
4.3 给煤机 
磨煤机所需的煤量是由给煤机输送的。由于煤种及磨煤机工况随时改变，给煤量也是要改变的。原来受技术条件的限制，给煤机存在调速不稳定，下煤不均匀，造成磨煤机存煤量变化频繁，导致磨煤机入口负压，出口温度大幅度波动，不利于机组安全经济运行，跑粉、堵煤严重。现在均用变频器调节给煤机的转速，改善了给煤的可控性，并作为制粉系统协调控制的子系统，为实现制粉系统自动化，降低电耗创造了条件。 
4.4 供油泵 
供油泵是在机组开、停机时或者低负荷时炉膛燃烧不稳定时为锅炉提供燃油的设备，一般两台机组共用一套燃油系统，配备三台供油泵，一台运行、两台备用。机组稳定运行时，锅炉的燃料是煤粉，理论上供油泵可以全部停运。但是为了应付由各种原因造成的锅炉燃烧不稳定的紧急情况，为确保机组安全运行，规程规定要有一台泵长期运行，以维持燃油的正常循环。这种运行方式的缺点是:除了浪费能源外，燃油长期高速流动，造成贮油罐温度升高，特别是在盛夏高温季节，油罐温度可高达50℃，造成严重的安全隐患，供电管路长期呈高压状态，管道阀门，活结等管件容易发生渗漏，增加了设备维护工作量，也影响了环境。若改用变频调速，正常情况下让油低速循环，就可免除上述隐患，又能在紧急情况时保证锅炉的供油。供油泵为低压电机，可采用低压变频器一拖三带工频旁路的方案，比较经济实用。 
5 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 安全第一的原则 辅机电动机作为发电厂的主要动力源，可靠稳定运行是最基本的，安全是前提。 
②节能降耗的原则 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，提高机组整体效益。 
③ 投资回收期短的原则 节能改造，要求低投入，高回报，要求调速改造工程的投资回收期尽可能的短，最长不能超过五年。这对发电厂节能改造是个苛刻的要求，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。 
④ 系统改动最小的原则 改造工程应尽可能避免更换原有电机，减少系统的改动。但是为了改善电源结构，消除原有系统的不合理因素或设备选型严重不当等原因，也可进行较大的改造，总之应遵循经济合理的原则。 
⑤ 空间适宜的原则 改造工程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。 

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