大唐高井热电厂是一个有着40多年历史的老厂，运行着3台前苏联制造和3台哈尔滨制造的100MW汽轮发电机组。这些机组分别于60年代末和70年代初安装并网发电，随着机组改造于2003年实现热电联产。这6台机组每台机均安装着2台凝结水泵，凝结水泵是汽轮机热力系统中的主要辅机设备之一，它的作用是把凝汽器中的凝结水打入低压加热器加热后再送入除氧器。高井热电厂因投产较早，设计时较保守、冗余大，机组正常运行时每台机只需1台凝结水泵投入运行就能满足系统要求，另一台凝结水泵大多时间只作为备用。另外凝结水泵采用定速运行，流量靠出入口阀门调节，电动机出力接近额定状态。即便是当机组负荷低，流量小时，电动机消耗的功率也是额定功率，不会因系统实际运行情况而改变电动机的输入功率。因此，为消除凝结水节流损失，降低凝结水泵电动机的耗电率，减少开关阀门所造成的人力浪费，从而达到节能效果，尝试着在高井热电厂5、6号机每台机组中其中1台凝结水泵电动机的控制回路上加装由成都东方日立电控设备有限公司生产的DFCVERT-MV-236/3B高压变频装置，通过把传统的节流调节方式改为变速调节方式，让凝结水泵电机功耗随机组负荷变化而变化，进而提高设备利用率，达到最佳经济运行的模式。
QS1闭合；QS2合在变频位置；工频运行时，QS1断开；QS2合在工频位置。改造前、后的一次回路主接线因高井热电厂5、6号机组未进行DCS控制改造，对变频器的操作是在单元集中控制台上完成的。在操作台上原5号机1号凝结水泵、6号机1号凝结水泵搬把上方加装启动、停止、复位3个按钮，用来远程操作变频装置。变频控制输入信号为4～20mA取自热工凝结水泵水位信号。变频装置的状态显示，用光字牌来显示装置的远程、高压合闸允许、高压就绪、请求运行、变频运行、工频运行、故障7个状态。就地装置在变频装置控制柜上装有触摸显示屏，可以进行显示状态和就地操作。就地操作时，应将控制搬把选到就地位置。改造后节能效果及存在问题系统改造投入运行稳定后，我厂试验部门与华北电力科学研究院有限责任公司一同对6号机1号凝结水泵运行情况进行了测试。使我们对系统变频改造后的节能情况和对电网谐波的影响有了进一步了解。变频调速调节比挡板调节机组年节电量约为：（106.8×30%+71.4×30%+26.1×40%）×7800=63.9×7800=49.8万kWh高井热电厂的成本是0.273元/kWh，上网电价是0.335元/kWh.按节约成本计算，年节约49.
8×0.273=13.6万元；按节约电量上网售出计算，年收益49.8×0.335=16.7万元。该套系统投资39万元，按上述两种方式计算投资回收期T分别为：T=投资额年收益额=3913.6=2.9年T=投资额年收益额=3916.7=2.3年上述计算不包括由变频调速改造带来的其他经济效益，例如因降低机组单位发电煤耗而减少了污染排放；平滑启动可减少电动机和水泵的磨损并降低故障率，从而减少维修费用；由于变频调速运行可以做到凝结水水位自动调节，改善了机组运行的安全稳定性等等。但同时考虑到变频器的日常维护费用和冷却系统的耗电等方面，上述计算基本可以反应变频改造后的经济效益。网侧谐波测量经过测试表明，为凝结水泵供电的变频器，产生的谐波电流较小，对3kV母线电压的总谐波畸变率基本没有产生影响，3kV母线电压总谐波畸变率仅0.48%，远小于4%的国家标准。其他电能质量参数：电压波动和闪变、三相电压不平衡度等基本没有因变频器的使用而产生变化，都符合相关国家标准。
存在问题及解决方法（1）这两台变频器在调试时设定的最低运行频率为36Hz，但因热工信号给定的水位对应值（信号源的最高量程1200mm）偏高，水位在800mm以上才能达到此运行频率，不能满足运行要求的水位应保持在400～600mm之间的需要，故建议热工专业将信号源量程降低。热工专业安装符合要求的信号源（最高量程800mm）后，变频器的调整范围符合运行的实际要求。（2）运行人员反映每次在启动水泵对变频器操作时有一些繁琐，随着高井热电厂下一步5、6号机组DCS控制改造，将变频系统的控制引入DCS控制中，此问题将会解决。高井热电厂5、6号机凝结水泵变频器改造以来，大大减轻了检修人员、运行人员的工作量，改善了工作环境，降低了检修和运行成本，给高井热电厂带来了较大的经济效益。由此看来变频器作为新型、高效的节能装置，必将取代传统的、低效的调速装置，在节能降耗中发挥更大的作用。
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