Zusammenfassung: Dieser Artikel analysiert energiesparende Modernisierungskonzepte für verschiedene Hochspannungs-Hilfsmaschinen in Kraftwerken unter Berücksichtigung ihrer tatsächlichen Betriebsbedingungen und erläutert die Prinzipien für die Auswahl von Wechselrichtern und die Umsetzung von Modernisierungsprojekten. Schlüsselwörter: Kraftwerk, Ventilator, Wasserpumpe, Frequenzumrichter, Energieeinsparung. 1. Einleitung Ventilatoren und Pumpen sind in verschiedenen Wirtschaftszweigen weit verbreitet und verbrauchen große Mengen an Strom. Laut Statistiken relevanter Behörden beträgt die installierte Gesamtleistung von Ventilator- und Pumpenmotoren landesweit ca. 35.000 MW, was etwa 40 % des gesamten nationalen Stromverbrauchs entspricht. Derzeit besteht noch ein erhebliches Energiesparpotenzial im Betrieb von Ventilatoren und Pumpen. Die Ausschöpfung dieses Potenzials konzentriert sich auf die Verbesserung der Betriebseffizienz von Ventilatoren und Pumpen. Schätzungen zufolge könnten durch die Verbesserung der Betriebseffizienz von Ventilator- und Pumpensystemen jährlich 30–50 Milliarden kWh eingespart werden, was der jährlichen Stromerzeugung von 6–10 großen Wärmekraftwerken mit einer installierten Leistung von je 1000 MW entspricht. In Wärmekraftwerken sind Ventilatoren und Pumpen die größten Energieverbraucher. Sie zeichnen sich durch hohe Kapazitäten und einen hohen Stromverbrauch aus. Da diese Geräte über lange Zeiträume kontinuierlich und oft unter geringer oder schwankender Last laufen, ist ihr Energiesparpotenzial umso größer. Statistiken zeigen, dass die Gesamtleistung der Motoren der folgenden acht Ventilator- und Pumpentypen in nationalen Wärmekraftwerken – Druckluftventilatoren, Saugzugventilatoren, Primärluftventilatoren, Kohlenstaubabsaugventilatoren, Kesselspeisepumpen, Umwälzpumpen, Kondensatpumpen und Schlammpumpen – 15.000 MW beträgt. Der jährliche Stromverbrauch beläuft sich auf insgesamt 52 Milliarden kWh, was 5,8 % der gesamten nationalen Wärmestromerzeugung entspricht. Der wirtschaftliche Betrieb der Motoren in den Kraftwerksgeneratoren beeinflusst direkt den Stromverbrauch des Kraftwerks. Mit der Vertiefung der Reformen im Energiesektor und der schrittweisen Umsetzung von Maßnahmen wie der Trennung von Kraftwerken und Stromnetzen sowie der wettbewerblichen Ausschreibung von Netzanschlüssen sind die Reduzierung des Eigenverbrauchs von Kraftwerken, die Senkung der Stromerzeugungskosten und die Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit der Strompreise zu den wirtschaftlichen Zielen der Kraftwerke geworden. Der durchschnittliche Kohleverbrauch von Wärmekraftwerken in meinem Land liegt bei 400 g/kWh und damit 70–100 g/kWh höher als in Industrieländern. Der Eigenverbrauch der Kraftwerke ist einer der Hauptfaktoren, die den Kohleverbrauch und die Stromerzeugungskosten beeinflussen. Der durchschnittliche Eigenverbrauch von im Inland produzierten 300-MW-Einheiten beträgt 4,7 %, während der von importierten Einheiten (GE) 3,81 % beträgt. Inländische Einheiten liegen damit etwa 20 % über den Importeinheiten. Der höhere Eigenverbrauch der im Inland produzierten Einheiten ist hauptsächlich auf Probleme und Defizite im wirtschaftlichen Betrieb der Hilfsmotoren zurückzuführen. Ausländische Wärmekraftwerke haben ihre Ventilatoren und Pumpen mit Drehzahlreglern ausgestattet. In chinesischen Wärmekraftwerken hingegen werden die meisten Ventilatoren und Pumpen – abgesehen von wenigen Anlagen mit dampfbetriebenen Speisewasserpumpen, hydraulischen Kupplungen und Zweidrehzahlmotoren – mit konstanter Drehzahl betrieben. Diese Art von drehzahlfesten Pumpen weist aufgrund ihres Auslassventils und der Einlassklappe zur Durchflussregelung des Ventilators erhebliche Drosselverluste auf. Insbesondere bei Laständerungen sinkt der Wirkungsgrad, da Ventilator und Pumpe ihren optimalen Betriebspunkt verlassen. Untersuchungen zeigen, dass der Wirkungsgrad von über der Hälfte der Kesselventilatoren in chinesischen Kraftwerken mit einer Leistung von 50 MW und mehr unter 70 % liegt und etwa 20 % sogar unter 50 %. Da die aktuellen Lasten in der Regel niedrig sind, ist der Wirkungsgrad der Ventilatoren noch geringer, teilweise sogar unter 30 %, was zu einer erheblichen Verschwendung elektrischer Energie führt und eine Modernisierung unerlässlich macht. 2. Anwendung von Frequenzumrichtern für Ventilatoren: Ventilatoren gehören zu den wichtigsten Hilfseinrichtungen in Wärmekraftwerken. Der Gesamtstromverbrauch der vier Hauptkesselventilatoren (Druckluftventilator, Saugzugventilator, Primärluftventilator bzw. Kohlenstaubabzugsventilator und Rauchgasrückführungsventilator) beträgt etwa 2 % der Stromerzeugung des Kraftwerks. Mit steigender Leistung von Wärmekraftwerken erhöht sich auch die Leistung der Kesselventilatoren kontinuierlich. Beispielsweise beträgt die Gesamtleistung der Ventilatoren in einem inländischen 200-MW-Kraftwerk 6440 kW, was mehr als 3 % der Kraftwerksleistung entspricht. Daher ist die Verbesserung der Betriebseffizienz der Ventilatoren entscheidend für die Senkung des Energieverbrauchs. Druckluftventilatoren dienen der Zufuhr von Luft (Sauerstoff) für die Kesselverbrennung, während Saugzugventilatoren die bei der Kesselverbrennung entstehenden heißen Rauchgase über eine Entstaubungseinrichtung in den Schornstein abführen. Beide sind wichtige Hilfseinrichtungen in Kraftwerkskesseln. In der Regel sind Kraftwerke unter 200 MW mit Druckluftventilatoren und Saugzugventilatoren mit Leitschaufeln ausgestattet. Beispielsweise ist eine 125-MW-Anlage mit zwei 600-kW-Druckluftventilatoren und zwei 800-kW-Saugluftventilatoren ausgestattet; eine 300-MW-Anlage verwendet zwei 1800-kW-Druckluftventilatoren mit verstellbaren beweglichen Schaufeln und zwei 2200-kW-Saugluftventilatoren mit verstellbaren feststehenden Schaufeln, um ein optimales Luft-Kohle-Verhältnis zu gewährleisten und so den Sauerstoffgehalt und den Anteil brennbarer Stoffe im Rauchgas zu steuern. Der Saugluftventilator dient der Stabilisierung des Unterdrucks im Kesselofen. Da die Anlagenlast häufig schwankt, müssen die Druck- und Saugluftmenge sowie die Kohlenstaubmenge zeitnah angepasst werden, um eine optimale Verbrennung und einen stabilen Unterdruck im Kessel zu gewährleisten. Bei Anlagen mit einer Leistung von 200 MW und darunter wird die Luftmenge in der Regel durch Verstellen des Anstellwinkels der Einlassleitschaufeln (Drosselklappenöffnung) reguliert. Der Drosselverlust bei dieser Drosselklappenverstellung beträgt üblicherweise 30 % der Nennleistung (Pe). Bei Anlagen ab 300 MW wird die Luftstromregelung durch die Anpassung der beweglichen und feststehenden Schaufeln erreicht. Dieses Verfahren verursacht einen Abschaltverlust von ca. 20 % Pe. Die Nachrüstung mit einem Frequenzumrichter (FU) würde den Abschaltverlust durch Klappen und Schaufeln vollständig eliminieren. Obwohl in den Kraftwerken meines Landes hocheffiziente Radialventilatoren weit verbreitet sind, ist ihr tatsächlicher Wirkungsgrad im Betrieb nicht hoch. Ein Hauptgrund dafür ist die unzureichende Drehzahlregelung der Ventilatoren, ein weiterer die Abweichung des Betriebspunktes vom Punkt des maximalen Wirkungsgrades. Die aktuelle chinesische Norm für die Auslegung thermischer Kraftwerke, SDJ-79, schreibt für Druckluft- und Saugzugventilatoren in Kohlekesseln eine Luftstromreserve von 5 % bzw. 5–10 % und eine Druckreserve von 10 % bzw. 10–15 % vor. Dies liegt daran, dass es schwierig ist, den Widerstand des Rohrleitungsnetzes während der Auslegung genau zu berechnen und verschiedene Probleme zu berücksichtigen, die im Langzeitbetrieb auftreten können. Daher werden üblicherweise der maximale Luftvolumenstrom und die maximale Druckreserve des Systems als Auslegungswerte für die Auswahl des Ventilatormodells herangezogen. Da die Auswahl an Ventilatortypen und -serien jedoch begrenzt ist und kein passendes Modell gefunden werden kann, werden oft größere Dimensionen gewählt. Eine Reserve von 20–30 % beim Luftvolumenstrom und Druck für Zwangs- und Saugzugventilatoren in Kraftwerkskesseln ist daher üblich. Im Allgemeinen wird bei der Auslegung der Kesselventilatorleistung ein einseitiger Ventilator für den Betrieb mit 75 % Last ausgelegt, primär aus Gründen der Betriebssicherheit. Selbst bei Ausfall eines Zwangs- oder Saugzugventilators kann die Anlage weiterhin mit 75 % Last betrieben werden. Wenn beide Ventilatoren laufen und die Anlage unter Volllast arbeitet, beträgt die Auslegungsreserve für Zwangs- und Saugzugventilatoren ca. 20–30 %, und die Drosselklappenöffnung liegt üblicherweise bei 50–60 %, wobei auch die Empfindlichkeit der Drosselklappeneinstellung berücksichtigt wird. Dies birgt ein erhebliches Potenzial für die energiesparende Nachrüstung der Ventilatoren mit Frequenzumrichtern (FU), wodurch selbst bei Volllastbetrieb der Anlage eine Energieeinsparung von 20–30 % erzielt werden kann. Die Toleranzen bei Luftvolumenstrom und -druck der Kesselventilatoren sowie der Spitzenlastbetrieb führen dazu, dass der Betriebspunkt des Ventilators vom optimalen Betriebspunkt abweicht, was einen deutlichen Wirkungsgradverlust zur Folge hat. Bei Ventilatoren mit Drosselklappenregelung sinkt der Wirkungsgrad im Allgemeinen um etwa 8 %, wenn die Abweichung von der Drosselklappenregelung 10 % beträgt, um etwa 20 % und um mehr als 30 %. Dies ist ein systembedingtes und unvermeidbares Problem bei Ventilatoren mit Drosselklappen zur Luftstromregelung. Offensichtlich wird ein erheblicher Teil des Stromverbrauchs von Kesselventilatoren (sowohl mit als auch ohne Saugzug) aufgrund von Fehlanpassungen zwischen Ventilatormodell und Rohrleitungsparametern sowie ungeeigneten Regelungsmethoden verschwendet. Daher ist die Verbesserung der Regelungsmethode von Radialventilatoren der effektivste Weg, den Wirkungsgrad zu steigern und den Stromverbrauch zu senken. Gemäß dem Ähnlichkeitsgesetz der Strömungsmechanik bestehen für einen Ventilator und eine Pumpe folgende Proportionalitätsverhältnisse zwischen Volumenstrom Q, Förderhöhe H, Wellenleistung P und Drehzahl n: Q₁/Q₂ = n₁/n₂; H₁/H₂ = (n₁/n₂)²; P₁/P₂ = (n₁/n₂)³. Bei der Drehzahlregelung eines Radialventilators kann der Wirkungsgrad innerhalb eines bestimmten Bereichs maximal bleiben, sofern der Einfluss des Rohrleitungswiderstands R vernachlässigt wird und sich der Luftdruck H quadratisch mit dem Volumenstrom Q ändert (nur geringfügige Abnahme bei einer Auslastung unter 80 %). Abbildung 1 vergleicht die Leistungsaufnahme verschiedener Regelungsmethoden für Radialventilatoren, und Abbildung 2 zeigt die Wirkungsgrad-Volumenstrom-Kennlinien des Ventilators bei Verwendung von Dämpfer- und Drehzahlregelung. Wie in Abbildung 2 dargestellt, ist der Wirkungsgrad des Ventilators im Durchschnitt über 30 % höher als bei der Drosselklappenregelung, wenn der Volumenstrom des Ventilators von 100 % auf 50 % sinkt. Daher ist die Drehzahlregelung aus Energiesparsicht die optimale Regelungsmethode. Werden die Hilfsaggregate des Kraftwerks mit konstanter Drehzahl betrieben, wird der Ventilator über eine Drosselklappe und die Wasserpumpe über die Ventilöffnung geregelt. Dies führt nicht nur zu hohen Drosselverlusten, sondern auch zu einer langsamen Reaktionszeit, wodurch die Selbstentzündung des Kessels verhindert wird. Folglich kann die koordinierte Regelung des Kraftwerks nicht aktiviert werden und es kann nicht auf dynamische Laständerungen reagieren. Durch den Einsatz von drehzahlgeregelten Antrieben für die Hilfsaggregate verbessert sich die Regelbarkeit des Kraftwerks, die Reaktionszeit verkürzt sich und die Regelgenauigkeit erhöht sich. Dies verbessert die Gesamtregelungsleistung des Kraftwerks erheblich, optimiert nicht nur die Betriebsbedingungen, sondern führt auch zu einer signifikanten Brennstoffeinsparung und damit zu einer weiteren Energieeinsparung. Gleichzeitig reduziert die Drehzahlregelung den Verschleiß von Laufrad und Lagern, verlängert die Lebensdauer der Anlagen, senkt den Geräuschpegel und verbessert das Anlaufverhalten erheblich. Optimierte Prozessbedingungen führen zudem zu signifikanten wirtschaftlichen Vorteilen. Kesselventilatoren mit Zwangs- und Saugzug sind derzeit die ersten und wichtigsten Ziele für energiesparende Nachrüstungen mittels Hochspannungs-Frequenzumrichtertechnologie in Wärmekraftwerken, insbesondere Saugzugventilatoren. Bundesweit sind bereits über 300 Anlagen installiert. In der Regel verfügt ein Kessel über vier gleichzeitig mit Frequenzumrichtern betriebene Ventilatoren mit Zwangs- und Saugzug oder nur zwei Saugzugventilatoren. Ihre Antriebsleistung liegt üblicherweise zwischen 315 und 2500 kW, die Spannung bei 6 kV oder 10 kV. Dies ist vor allem auf das hohe Energiesparpotenzial der Ventilatoren, ihren breiten Drehzahlbereich und ihre Leistungsaufnahme zurückzuführen, die eine gute technische und wirtschaftliche Performance bei der Nachrüstung mit Hochspannungs-Frequenzumrichtern gewährleisten. Das Systemdesign verwendet ein standardmäßiges 1:1-Netzfrequenz-Bypass-Verfahren. (Abbildung 3) 3. Anwendung der Frequenzumrichter-Drehzahlregelung für Wasserpumpen. Zu den wichtigsten Wasserpumpen für Wärmekraftwerke zählen Kesselspeisepumpen, Umwälzpumpen und Kondensatpumpen. Weitere Pumpen sind Strahlpumpen, Niederdruck-Heizungsablaufpumpen, Heizungsnetzpumpen, Kühlwasserpumpen, Schlammpumpen, Wellenabdichtungspumpen, Demineralisierungspumpen, Reinwasserpumpen, Filterrückspülpumpen, Brauchwasserpumpen, Feuerlöschpumpen und Zusatzwasserpumpen. Diese Pumpen sind zahlreich und haben eine hohe installierte Gesamtleistung: Die installierte Gesamtleistung der wichtigsten Hilfswasserpumpen beträgt bei einem 50-MW-Wärmekraftwerk 6430 kW (12,86 % der Kraftwerksleistung), bei einem 100-MW-Kraftwerk 10480 kW (10,48 %) und bei einem 200-MW-Kraftwerk 15450 kW (7,73 %). Der Gesamtstromverbrauch der Haupthilfswasserpumpen einer 100-MW-Einheit macht etwa 70 % des gesamten Stromverbrauchs des Kraftwerks aus. Wasserpumpen sind somit die größten Stromverbraucher unter den Hilfseinrichtungen in Wärmekraftwerken. Die Verbesserung der Betriebseffizienz von Wasserpumpen und die Reduzierung ihres Stromverbrauchs sind daher entscheidend für die Senkung des Gesamtstromverbrauchs. Ähnlich wie bei Ventilatoren führen übermäßige Auslegungsreserven, die zu überdimensionierten Pumpen und ungenutzter Kapazität führen, zu noch größeren Energieverlusten durch Drosselung und Regelung zur Erfüllung der Produktionsprozessanforderungen. 3.1 Speisewasserpumpen : In der Regel sind Einheiten unter 200 MW mit drei elektrischen Speisewasserpumpen mit 50 % Auslastung ausgestattet. Zwei Pumpen sind im Normalbetrieb in Betrieb, die dritte dient als Reserve. Einheiten über 300 MW verfügen über zwei dampfbetriebene Pumpen mit 50 % Auslastung oder eine dampfbetriebene Pumpe mit 100 % Auslastung und eine elektrische Pumpe mit 50 % Auslastung. Im Normalbetrieb ist die dampfbetriebene Pumpe in Betrieb, die elektrische Pumpe dient zum Anfahren und als Reserve. Die elektrische Speisewasserpumpe eines 200-MW-Generatorsatzes hat eine Motorleistung von 5000 kW. Die Differenz zwischen Pumpenausgangsdruck und normalem Dampftrommeldruck ist aus zwei Gründen so groß (8,5 MPa): (1) Nach der Kesselüberholung ist eine Wasserdruckprüfung erforderlich; (2) vor dem Speisewasserregelventil muss ein höherer Druck anliegen, um die Ansprechgeschwindigkeit des Dampftrommel-Wasserstandsregelsystems und damit die Regelgüte zu verbessern. Dieser hohe Abfangverlust führt zu erheblicher Energieverschwendung. Durch den Einsatz eines Frequenzumrichters lässt sich die Motordrehzahl an unterschiedliche Speisewasseranforderungen anpassen. Dies vermeidet nicht nur den Abfangverlust des Regelventils und spart Energie, sondern ermöglicht auch eine deutlich schnellere Ansprechgeschwindigkeit bei der Änderung des Speisewasserdurchflusses durch Drehzahlregelung als bei der Ventilöffnung. Dadurch wird die Speisewasserregelung des Kessels verbessert. Mittelgroße und kleine Wärmekraftwerke verwenden meist ein Speisewassersystem mit Hauptleitung. Die Speisewasserpumpen arbeiten in der Regel mit konstanter Drehzahl. Der Wasserstand im Dampftrommelkessel wird durch ein automatisches Speisewasserregelventil geregelt. Dieses Regelventil arbeitet mit Drosselung und verursacht Drosselverluste. In Wärmekraftwerken, außer in der Heizperiode im Winter mit hoher thermischer Last, wird meist Lastspitzenkappung betrieben. Dies führt zu großen Lastspitzen und -tälern und entsprechend starken Speisewasserschwankungen. Das Hauptspeisewassersystem nutzt eine Pumpenanzahlregelung, bei der die Pumpen mit Laständerungen häufig an- und abgeschaltet werden. Dies verursacht erhebliche Druckschwankungen in der Hauptspeisewasserleitung. Je geringer die Last, desto höher der Druck in der Hauptleitung und desto geringer die Öffnung des automatischen Speisewasserregelventils des Kessels, was zu höheren Drosselverlusten führt. Werden einige Speisewasserpumpen im Hauptspeisewassersystem mit Frequenzumrichtern (FU) nachgerüstet, können die drehzahlfesten Pumpen und die FU-Pumpen parallel betrieben werden und gemeinsam einen konstanten Druck in der Hauptleitung aufrechterhalten. Die drehzahlfesten Pumpen arbeiten dann an ihrem optimalen Betriebspunkt mit einer festen Fördermenge, während die FU-Pumpen die Speisewasserfördermenge entsprechend ihrem Betriebspunkt anpassen. Der Schnittpunkt der Kennlinie der Festdrehzahlpumpe mit dem eingestellten Leitungsdruck ist der Betriebspunkt der Festdrehzahlpumpe, und die zugehörige Fördermenge ist die Fördermenge der Festdrehzahlpumpe. Umgekehrt ist der Schnittpunkt der Kennlinie der Drehzahl der Frequenzumrichterpumpe mit dem eingestellten Leitungsdruck der Betriebspunkt der Frequenzumrichterpumpe, und die zugehörige Fördermenge ist die Fördermenge der drehzahlvariablen Pumpe. Die Summe der Fördermengen der Festdrehzahlpumpe und der drehzahlvariablen Pumpe ergibt die gesamte Wasserfördermenge. Ein höherer Anteil drehzahlvariabler Pumpen führt zu einer feineren Regelung und einem stabileren Leitungsdruck. In einem Festdrehzahl-Wasserversorgungssystem variiert der Leitungsdruck lastabhängig, typischerweise im Bereich von 2–3 MPa. Ziel der Drehzahlregelung im Wasserversorgungssystem ist es, den Verbrauch der einzelnen Pumpen bei gleichzeitig konstantem Leitungsdruck zu minimieren. Dies erfordert die Bestimmung der optimalen Betriebspunkte der parallel betriebenen Pumpen. Der optimale Betriebspunkt der Festdrehzahlpumpe ist ihr Nennbetriebspunkt. An diesem Punkt erreicht die Festdrehzahlpumpe ihren höchsten Wirkungsgrad. Die drehzahlvariable Pumpe hält diesen Druck aufrecht und reguliert den Wasserdurchfluss, was einen optimalen Betrieb und minimalen Verbrauch ermöglicht. Um Kavitation zu vermeiden, ist es entscheidend, dass der Förderstrom im Betriebspunkt der Pumpe über ihrem minimalen Förderstrom liegt. Die drehzahlvariable Pumpe spart nicht nur Energie durch die Drehzahlregelung, sondern verbessert auch die Effizienz der Pumpe mit fester Drehzahl, indem sie den Netzdruck stabilisiert und so deren optimalen Betriebspunkt ermöglicht. Der wirtschaftlichste Betriebspunkt für das Hauptspeisewassersystem sollte die niedrigste Förderhöhe unter sicheren Wasserversorgungsbedingungen sein. Dies reduziert zudem die Drosselverluste des Speisewasserregelventils, die im Konstantfrequenzbetrieb schwer zu erreichen sind. Die Speisewasserpumpe gilt als das „Herzstück“ des Wärmekraftwerks und spielt daher eine entscheidende Rolle für dessen sicheren Betrieb. Die energiesparende Nachrüstung der Speisewasserpumpe mit drehzahlvariabler Frequenzregelung birgt daher ein großes Energiesparpotenzial. Aufgrund der hohen Zuverlässigkeitsanforderungen und der hohen Leistungsaufnahme können die derzeitigen Hochspannungs-Frequenzumrichter die Anforderungen der Drehzahlregelung von Speisewasserpumpen in großen Kraftwerksblöcken nicht erfüllen. Daher werden sie in chinesischen Wärmekraftwerken nur in wenigen kleinen und mittleren Blöcken eingesetzt. Beispielsweise verwendet das Kraftwerk Daqing Xinhua für die 2300-kW-Speisewasserpumpe seines 100-MW-Spitzenlastblocks einen „perfekt harmonischen“ Frequenzumrichter der US-amerikanischen Robicon Corporation. Das Kraftwerk Mudanjiang Nr. 2 setzt für seine 2330-kW-Speisewasserpumpe einen Frequenzumrichter der US-amerikanischen Rockwell (AB) Corporation ein, und das Kraftwerk Xiamen nutzt für seine 450-kW-Speisewasserpumpe einen mehrstufigen Hochspannungs-Frequenzumrichter der chinesischen Firma Leadway, um eine energiesparende Drehzahlregelung mittels variabler Frequenz zu realisieren. In entwickelten Ländern gilt das Speisewasserpumpenantriebssystem von Kesseln als eines der Hauptziele für die Förderung der energiesparenden Umstellung auf Frequenzumrichter, da es (1) ein hohes Energiesparpotenzial aufweist und (2) eine hohe Leistung besitzt. Das Systemdesign verwendet ein standardmäßiges 1:1-Netzfrequenz-Bypass-Verfahren (siehe Abbildung 3). 3.2 Umwälzpumpe Die Umwälzpumpe ist eine wichtige Komponente zur Kühlung des Kondensators der Dampfturbine. Üblicherweise ist eine Anlage mit drei Umwälzpumpen ausgestattet. Der Betrieb erfolgt im Wechselbetrieb: eine Pumpe in Betrieb, eine im Standby-Modus und eine in Wartung. Ein gleichzeitiger Ausfall der Umwälzpumpen führt unweigerlich zum Anlagenstillstand und kann sogar schwerwiegende Zwischenfälle wie einen Turbinenlagerschaden verursachen. Die benötigte Kühlwassermenge variiert mit der Anlagenlast und der Jahreszeit, um einen wirtschaftlichen Vakuumbetrieb der Anlage zu gewährleisten. Typischerweise ist die Fördermenge einer einzelnen Pumpe im Winter zu hoch, während im Sommer eine unzureichende Fördermenge den Betrieb zweier Pumpen erforderlich macht, was wiederum zu einer Überversorgung führt. Derzeit verwenden einige mittelgroße und große Kraftwerke in China Regelventile zur Anpassung des Kühlwasserdurchflusses. Diese Regelmethode führt zu einer instabilen Turbinenvakuumregelung und gewährleistet keinen wirtschaftlichen Turbinenbetrieb, insbesondere bei geringer Last, wenn die Drosselverluste der Ventile hoch und der Pumpenwirkungsgrad niedrig sind. Die Nachrüstung mit Frequenzumrichtern (FU) kann Energie sparen und den Verbrauch senken. Gleichzeitig wird der Kühlwasserdurchfluss an die Last und die saisonalen Schwankungen angepasst, um eine optimale Turbinenvakuumregelung zu erreichen. Dies ermöglicht eine hochpräzise Turbinenvakuumregelung und einen wirtschaftlichen Betrieb. Darüber hinaus bietet dies einen stabilen Betrieb, hohe Zuverlässigkeit und verhindert Rückfluss in der Rohrleitung. Um jedoch die Mindestfördermenge für einen sicheren Anlagenbetrieb zu gewährleisten, muss eine Trockenverbrennung aufgrund von Wassermangel im Kondensator und Wassermangel im Ölkühler und im Aschespülwasser vermieden werden. Derzeit wird das Turbinenvakuum hauptsächlich durch die Anpassung der Kühlwasserfördermenge geregelt. Eine Erhöhung des Kühlwasserdurchflusses verbessert zwar das Vakuum, führt aber zu einem deutlichen Anstieg der Investitions- und Betriebskosten der Umwälzpumpe. Um die Wirtschaftlichkeit des Anlagenbetriebs zu optimieren, muss die Leistungssteigerung der Turbine ΔN1 aufgrund des erhöhten Vakuums größer sein als der durch den erhöhten Kühlwasserdurchfluss zusätzlich benötigte Leistungsbedarf ΔN2. Das wirtschaftlichste Vakuum Peco der Turbine liegt somit beim maximalen Nettoleistungsanstieg ΔN = ΔN2 - ΔN1. An diesem Punkt arbeitet die Turbine im wirtschaftlichen Betrieb (siehe Abbildung 4). In Abbildung 4 bezeichnen Dw den Kühlwasserdurchfluss, P das Kondensatorvakuum der Turbine und ΔN die Leistungsdifferenz. Bei relativ geringem Kühlwasserdurchfluss steigt ΔN und erreicht im Punkt a sein Maximum. Bei weiterem Anstieg des Kühlwasserdurchflusses sinkt ΔN wieder, bis es schließlich null erreicht. Am Punkt c ist die Expansionskapazität der Turbine jedoch erschöpft, und die Turbinenleistung steigt nicht weiter an. Das Vakuum am Punkt c entspricht dem maximalen Vakuum. Wie in Abbildung 4 dargestellt, ist das Vakuumniveau Peco am Punkt b, wo die Isobare von Punkt a die Kondensatordrucklinie schneidet, das günstigste Vakuum, und der Kühlwasserdurchfluss Deco am Punkt a ist der optimale Kühlwasserdurchfluss. Durch die Bestimmung des günstigsten Vakuums der Turbine und dessen Nutzung zur Regelung des Kühlwasserdurchflusses wird der Turbinenauslassdruck auf dem optimalen Vakuumniveau gehalten, um einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlage zu gewährleisten. Die drei Umwälzpumpen der Anlage werden von einem einzigen Hochspannungs-Frequenzumrichter angetrieben. Das System ist als 1:3-Bypass-System mit Netzfrequenz ausgelegt: Zur Wartung und zum Betrieb der Umwälzpumpen läuft stets eine Pumpe mit geregelter Drehzahl. Im Winter und bei geringer Last wird die Kühlwassermenge durch den Betrieb einer Pumpe mit geregelter Drehzahl reguliert. Im Sommer, unter hoher Last, ist eine Pumpe an das Stromnetz angeschlossen und arbeitet mit fester Drehzahl und konstanter Fördermenge, während die andere Pumpe vom Frequenzumrichter gesteuert wird, um die Kühlwassermenge zu regeln. Die Umwälzpumpen in südlichen und nördlichen Kraftwerken unterscheiden sich. Im Süden, wo reichlich Wasser aus Flüssen und Seen zur Verfügung steht, wird das Umwälzwasser in der Regel direkt abgeleitet: Es wird aus Flüssen gepumpt, gelangt in den Turbinenkondensator, erfährt dort den Wärmeaustausch und wird direkt wieder in den Fluss geleitet. Der Höhenunterschied ist relativ gering, was einen größeren Drehzahlbereich für die Umwälzpumpe ermöglicht (allerdings auch eine geringere Förderhöhe). Im Norden wird das Kühlwasser aufgrund der Wasserknappheit recycelt. Jede Turbine verfügt über einen Kühlturm, eine Druckumwälzleitung und einen zweiflutigen Freispiegelkanal. Das heiße Wasser wird nach dem Wärmeaustausch im Kondensator von der Umwälzpumpe zur Turmspitze gepumpt, durch ein wabenförmiges Material gesprüht und anschließend wieder in den Kondensator zurückgeführt. Die Turmhöhe beträgt typischerweise 70–80 Meter. Die Umwälzpumpe hat nach der Drehzahlregelung eine minimale Förderhöhe, die ihren Drehzahlbereich begrenzt. Da die Förderhöhenreserve gering ist, kann Kühlwasser nicht in den Turm gepumpt werden, und die Pumpe arbeitet nicht ordnungsgemäß, wenn die Förderhöhe der Pumpe nach der Drehzahlregelung unterhalb der Turmhöhe liegt. 3.3 Kondensatpumpe: Der in der Dampfturbine verrichtete Dampf wird im Kondensator zu Wasser kondensiert, dem sogenannten Kondensat. Um Kesselsteinbildung im Kessel und in der Dampfturbine zu verhindern, muss das in den Kessel einströmende Wasser einer aufwendigen Enthärtungsbehandlung unterzogen werden. Daher muss das verrichtete Kondensat entgast und erwärmt werden, bevor es im Kessel wiederverwendet werden kann. Die Kondensatpumpe des Wärmekraftwerks ist eine wichtige Komponente für diese Aufgabe. In der Regel ist ein Kraftwerk mit zwei Kondensatpumpen mit 110 % Auslastung ausgestattet, eine im Betrieb und eine als Reserve; große Kraftwerke verwenden drei Pumpen, zwei im Betrieb und eine als Reserve. Die Förderleistung jeder Pumpe beträgt 55 % der Nennleistung. Aktuell bestehen folgende Probleme: (1) Da die Kondensatpumpe mit konstanter Drehzahl arbeitet, ist sie auf die Drosselsteuerung des Auslassregelventils angewiesen. Der Drosseldurchfluss ist hoch und der Auslassdruck entsprechend hoch. Der Pumpenflansch ist häufig undicht, was zu hohen Wärme- und Wasserverlusten, Bodenverschmutzung und Betriebsstörungen oder sogar zur Beschädigung der Pumpe führt. (2) Das elektrische Regelventil ist eine elektromechanische Konstruktion mit geringer Linearität. Es weist Regelverzögerungen und eine ungenaue Regelgenauigkeit auf, was die Stabilität des Regelwasserstands beeinträchtigt. Die Pumpe arbeitet häufig ohne Wasserstand, was zu starker Kavitation führt. Da es sich bei der Kondensatpumpe um eine Vertikalpumpe handelt, unterliegt sie starken axialen Bewegungen, hohen Stromschwankungen, Lagerschäden und Störungen wie Vibrationen und Leckagen im Abflussrohr. Dies erhöht den Wartungsaufwand und erfordert häufige Pumpenwechsel, was die Betriebssicherheit der Anlage erheblich beeinträchtigt. (3) Aufgrund der Drosselung des Pumpenausgangsventils mit fester Drehzahl lässt sich der Warmwasserstand im Kondensator nicht stabil regeln. Der Warmwasserstand schwankt, und häufige Eingriffe des Bedienpersonals beeinträchtigen den sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Anlage erheblich. Durch die Umrüstung der Kondensatpumpe auf Frequenzumrichter-Drehzahlregelung lassen sich neben einer signifikanten Energieeinsparung auch die Prozesssteuerung und der sichere und wirtschaftliche Betrieb der Anlage verbessern. Der Leistungsbereich des Kondensatpumpenmotors liegt zwischen 500 und 1500 kW. Die Umrüstung mittels Hochspannungs-Frequenzumrichter ist kostengünstiger. Da eine Kondensatpumpe in Betrieb ist und eine im Standby-Modus, ist es wirtschaftlicher, zwei Pumpen mit einem Hochspannungs-Frequenzumrichter anzutreiben. Der Frequenzumrichter muss jedoch beim Umschalten der Pumpen abgeschaltet werden. Sofern das Budget es zulässt, kann eine 1:1-Konfiguration mit zwei Hochspannungs-Frequenzumrichtern realisiert werden; eine Pumpe ist in Betrieb, während die andere im Standby-Modus ist. Wenn der Schalter einer Drehzahlregelpumpe auslöst, schaltet sich die andere Drehzahlregelpumpe automatisch ein, um den sicheren Betrieb der Anlage zu gewährleisten. 1.4. Schlammpumpe (Schlackepumpe) Die Schlammpumpe (Schlackepumpe) ist eine Hilfseinrichtung, die den nach der Kohleverbrennung im Kessel in das Schlammbecken gespülten Schlamm und die Schlacke zum Aschelager befördert. In der Regel teilen sich zwei Anlagen ein Schlammbecken, das mit drei Schlammpumpen ausgestattet ist, deren Förderleistung jeweils 110 % ihrer Nennleistung beträgt. Zusätzlich ist eine Reinigungswasserpumpe erforderlich, um die Schlammpumpen (Schlackepumpen) und die Rohrleitungen von angesammelter Asche zu befreien. Das System arbeitet mit drei Pumpen, die abwechselnd laufen. Dies ist notwendig, da sich der Auslass einer Pumpe bei längerem Stillstand mit Mörtel und Asche zusetzen würde, was beim Wiederanlauf zu einer Überlastung und zum Ausfall des Motors führen könnte. Wenn eine Pumpe läuft, trocknet das Mörtelbecken schnell aus, was im Leerlauf zu Kavitation führt. Wird die Pumpe länger als eine halbe Stunde abgestellt, läuft das Mörtelbecken über, und der Neustart der gerade abgestellten Pumpe kann leicht zu Überhitzung und Motorschäden führen. Häufiger Betrieb verursacht daher erhebliche Schäden an Pumpen und Motoren. Mörtelpumpen gehören daher zu den Pumpen in Kraftwerken, die am dringendsten eine Nachrüstung mit Frequenzumrichtern benötigen, gleichzeitig ist diese aber am unwirtschaftlichsten. Dies liegt daran, dass Mörtelpumpen eine Leistung von 300–500 kW haben und 6-kW-Hochspannungsmotoren verwenden. Der Einsatz eines 6-kW-Hochspannungs-Frequenzumrichters ist nicht praktikabel; die meisten haben eine Leistung von über 800 kW, was zu geringer Stromausnutzung, hohen Investitionskosten und letztendlich zu mangelnder Wirtschaftlichkeit führt. Darüber hinaus verbessert die Nachrüstung von Mörtelpumpen mit Drehzahlregelung hauptsächlich die Prozessbedingungen, verlängert die Lebensdauer der Anlagen und reduziert den Wartungsaufwand, bietet aber nur geringe Energieeinsparungen. Therefore, a high-low-low scheme can be adopted, that is, using a transformer to reduce the voltage from 6KV to 380V or 690V, and using a 380V (or 690V) low-voltage frequency converter to replace the 6KV motor with a 380V or 690V motor, which is more economical and reasonable. To further save investment, a "one-to-three" scheme can be adopted, that is, using one set of frequency converter to drive three pumps in turn. Since the slurry pump operates intermittently, the pump switching can be done in a "cold" switching manner: stop the pump - switch - start another pump. At present, the number of slurry (slag) pumps in thermal power plants that have undergone frequency converter speed regulation retrofitting is second only to boiler induced draft fans. According to incomplete statistics, there are already hundreds of sets, including high-high and high-low-low schemes. Other pumps include low-pressure heater condensate pumps, heating network water pumps, clean water pumps, makeup water pumps, and domestic water pumps, all of which are driven by low-voltage motors. Reasonable retrofitting schemes can be designed according to their operating conditions, which will not be elaborated here. 4. Implementation Plans for Variable Frequency Speed ​​Control Retrofitting of Different Power Levels Since China's power supply voltage and motor manufacturing voltage do not include 1.7KV, 2.3KV, 3.3KV, and 4.16KV voltage levels, these medium-voltage levels can be disregarded when selecting frequency converters. Generally, motors above 200KW use 6KV or 10KV voltage levels, so the selection should be based on this reality. Due to further improvements in power device technology, frequency converter main circuit topology technology, and manufacturing processes, high-voltage frequency converters with power ratings above 800KW are now widely accepted by users for both reliability and economy. Therefore, the implementation plan for variable frequency speed control energy-saving retrofitting of thermal power plant fans and pumps has become simpler. 4.1 For fans and pumps with power ratings of 800-1000KW and above, 6KW or 10KW direct high-high frequency converters can be used. To improve reliability, a power frequency bypass system can be designed. 4.2 For power ratings below 400KW, considering that directly using a high-high inverter is not economical, a high-low-low configuration can be adopted; that is, a 6KV/380V incoming transformer, a 380V inverter, and a 380V motor. When the inverter fails, to ensure the normal operation of the unit, a power frequency bypass function must be considered, i.e., the motor is switched to the secondary side of the incoming transformer. This requires considering the transformer capacity when the motor is directly running; generally, the transformer capacity should be 10 times the motor capacity. A relatively large transformer capacity affects economic efficiency. If multiple units use the same incoming transformer, the economic efficiency can be improved when selecting the transformer capacity. 4.3 For retrofit projects with power ratings of 400-800KW, a high-low-low configuration with a 660V inverter and a 660V motor is recommended, as using a 380V configuration for this power rating would result in excessive current and size. 4.4 The high-low-high scheme is rarely used due to its large size and the high technical requirements of the step-up transformer. 5. Performance Comparison of Frequency Converters with Different Topologies Currently, high-voltage frequency converters worldwide do not have a mature and consistent topology like low-voltage frequency converters. Instead, they are limited by the use of power devices with current voltage tolerances. To meet the requirements of high-voltage operation, domestic and international frequency converter manufacturers have adopted various methods, resulting in different main circuit structures. However, they have all successfully solved the problem of high voltage and high capacity, although their performance indicators and prices also differ. Examples of products include the perfect harmonic-free frequency converters manufactured by ROBICON (USA); the Bulletin 1557 and Power Flex 7000 series current-type frequency converters manufactured by Rockwell Automation (AB); the SIMOVERT MV medium-voltage frequency converters manufactured by Siemens (Germany); the ACSl000 series frequency converters manufactured by ABB (Sweden); the SILCOVERT-TH frequency converters manufactured by ANSALDO (Italy); the perfect harmonic-free frequency converters manufactured by Mitsubishi and Fuji Electric (Japan); and high-voltage frequency converters manufactured by companies such as Kaiqi, Xianxing, Leadway, and Hekang Yisheng in Beijing, Jialing and Dongfang Hitachi in Chengdu, as well as Weineng Technology (Shenzhen), Mingyang (Zhongshan), and Fengguang (Shandong) in China. Although there are many types of high-voltage frequency converters, they can be summarized into three categories: (1) Two-level frequency converters. The Bulletin 1557 series of Rockwell (AB) in the United States is a two-level AC-DC-AC current source frequency converter that uses power devices GTO directly connected in series; the Power Flex 7000 series is a two-level AC-DC-AC current source frequency converter that uses power devices SGCT directly connected in series. Chengdu Jialing Company produces AC-DC-AC voltage source two-level frequency converters that use low-voltage IGBT modules directly connected in series. Because the input and output harmonics of two-level frequency converters are large and the output dv/dt is large, it is necessary to use input line reactors and output filters to reduce the harmonic level to within the allowable range of relevant standards. Even so, it will still cause additional heating and vibration to ordinary asynchronous motors and have an adverse effect on the insulation of the motor. (2) Multilevel frequency converters a. Neutral point clamping three-level frequency converter, ABB's ACS1000 series; b. Capacitor voltage divider four-level frequency converter, ALSPA VDM600 series from ALSTOM, France; The harmonic content and dv/dt index of multilevel frequency converters are better than those of two-level frequency converters, but they still cannot meet the requirements of ordinary asynchronous motors. An output filter must be added before they can be used on ordinary asynchronous motors. (3) Unit Series Multiplexing Voltage Source Inverter: ROBICON Corporation of the United States has developed a series multiplexing technology to produce a perfect harmonic-free high-voltage inverter with a power range of 315KW-10000KW. This inverter achieves direct 6KV or 10KV high-voltage output without an output transformer. It was the first to adopt advanced IGBT power switching devices in a high-voltage inverter, achieving a perfect harmonic-free output waveform. It meets the stringent harmonic requirements of power supply departments in various countries without the need for external filters. The input power factor can reach over 0.95, THD <1%, and the overall efficiency (including the input isolation transformer) is as high as 97%. The reason for achieving such high performance is the adoption of three new high-voltage inverter technologies: first, the direct series superposition of single-phase bridge SPWM inverters with independent power supplies in the output inverter section; second, the multi-phase multi-superposition rectification technology in the input rectification section; and third, the modular power unit technology in the structure. The overall voltage and current distortion rates are below 1.2% and 0.8% respectively, making it a truly perfect harmonic inverter. Its input power factor can reach over 0.95, eliminating the need for output filters and power factor compensation devices. Power units on the same phase of the inverter output the same fundamental voltage. The carrier waves between series-connected units are staggered by a certain phase. If the IGBT switching frequency of each power unit is 600Hz, then when five power units are connected in series, the equivalent output phase voltage switching frequency is 6kHz. Using a low switching frequency for the power units reduces switching losses, while a high equivalent output switching frequency and multi-level switching significantly improve the output waveform. This waveform improvement reduces output harmonics, noise, dv/dt value, and motor torque ripple. Therefore, this inverter has no special requirements for the motor and can be used with common squirrel-cage motors without derating, and there are no special limitations on the length of the output cable. Because the power units have sufficient filter capacitors, the inverter can withstand a -30% power supply voltage drop and five cycles of power loss. Although this main circuit topology increases the number of components, the inverter efficiency can reach over 96% due to the low IGBT drive power and the elimination of the need for voltage equalization circuits, absorption circuits, and output filters. The advantages of the unit-series multi-stage inverter are: ① Because it uses series power units, mature and inexpensive low-voltage IGBTs can be used to form the inverter unit, and the number of series units can be adjusted to meet different output voltage requirements; ② Perfect input and output waveforms allow it to adapt to any application and motor; ③ Because multiple power units have the same structure and parameters, it is easy to modularize the power units and achieve redundant design. Even if an individual unit fails, the unit can be short-circuited through the unit bypass function, and the system can still operate normally or at a reduced rating. Its disadvantages are: ① The number of power units and power devices used is too large. A 6KV system requires 150 power devices (90 diodes and 60 IGBTs), resulting in a large size, heavy weight, and installation problems; ② It cannot achieve energy feedback and four-quadrant operation, nor can it achieve braking; ③ When the grid voltage and motor voltage are different, bypass switching control cannot be achieved. Domestic companies such as Leadway, Dongfang Hitachi, Hekang Yisheng, and Weineng Technology all adopt this main circuit structure. Due to its low input and output harmonic content, suitability for ordinary asynchronous motors, and lack of special restrictions on output cable length, it holds a dominant position in the field of frequency conversion speed regulation energy-saving retrofitting of thermal power plant fans and pumps. 6. Rational Selection of Frequency Converter Capacity for Energy-Saving Retrofitting Projects Fan and pump frequency conversion speed regulation energy-saving retrofitting requires low investment and high returns, that is, recovering investment costs through energy savings in the shortest possible time. Therefore, in addition to maximizing energy savings, it is also necessary to minimize investment. Therefore, the design of the frequency conversion speed regulation system and the determination of the frequency converter power capacity must be economical and reasonable to avoid the phenomenon of over-powering the motor. Generally, when the motor load frequently or occasionally reaches or approaches its rated capacity during operation, the frequency converter capacity should be 110% of the motor's rated capacity to ensure the motor's rated output.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1850K W。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5 0Hz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80～10 0％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8 00KW，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1 10％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。