而对于＞3500kW的大容量电动机，由于要解决大容量变频器的散热问题，该产品均采用水冷却的方式，且造价需增加为约2500元／kVA，则如果8000kW的电动机采用变频器，需增加造价约2000万元，回收年限约为5.8年￣6.2年。
（2）工程实例。某300MW机组6kV凝结水泵和一次风机变频。
改造前后各种工况下耗电情况如表4－1所示：从表4－1可以看出，机组负荷越低，变频器的节能效果就越明显。假设机组年利用小时为5500h，其中50％的时间带满负荷，30％的时间带90％的负荷，20％的时间带70％的负荷，功率因数0.85，则改造前后的耗电量W1和W2分别为：W1（凝结水泵）＝（0.5×92.5＋0.3×89.5＋0.2×81.2）×6×1.732×0.85×5500＝4340MWh W2（凝结水泵）＝（0.5×61.5＋0.3×50.3＋0.2×30.7）×6×1.732×0.95×5500＝2822MWh W2（一次风机）＝（0.5×106＋0.3×100＋0.2×83）×6×1.732×0.95×5500＝5408MWh发电成本按0.26元／kWh计，一台凝结水泵一年节省费用约39万元，一台一次风机一年节省费用约3.4万元。凝结水泵和一次风机变频器容量分别为1250kVA和1400kVA，按国产设备价格1000元／kVA计算，变频器设备费用分别为125万元和140万元，增加的土建费用按10万元计算，投资回收年限分别约为3.5年和4.4年。
根据以上计算，可根据电厂的负荷情况合理使用变频器，可产生较大的经济效益。
（1）可靠性方面的考虑。电厂的性质决定了高压变频器需要有很高的可靠性，保证电厂的安全生产。采用高压元器件的逆变器由于元件数量少，结构简单，故障较少，而采用低压元件串联结构的变频器元件数量多，为减少故障对运行的影响，普遍发展了单元件旁路、中性点漂移等技术。另外，各种变频器均可加装自动旁路开关来隔离故障。
（2）变频器输入谐波对电力系统的影响。如果变频器输入电流谐波较大，对火电厂的电力系统会产生如下危害：供电系统的继电保护装置误动作，可能导致大面积停电；测量仪器仪表误差增大，影响计量精度和控制性能；影响其它电力电子装置、电子计算机系统及通信设备的正常工作；使电机，变压器和电容器等用电设备损耗增大，严重时会过热或烧损。消除输入谐波的有效方法是采用多脉冲整流，整流电路至少要18脉冲才能满足输入谐波的要求。
（3）变频器输出波形对电机的影响。如果变频器输出波形质量不好，会对电机产生不良影响。变频器输出谐波会引起的电机附加发热和转矩脉动，噪音增加，输出dv／dt和共模电压会影响电机的绝缘。目前高压变频器多采用多电平或加装输出滤波器来改善输出波形质量。
（4）与电厂运行条件的适应性。电厂高压厂用电源并不是稳定不变的，在大电机启动、厂用电源切换、故障恢复等过程中电压会低于正常值，因此要求变频器能承受此电压波动，避免频繁关断。同时，在短时停电并恢复后，变频器应能自动搜索电机转速，实现无冲击再启动，将电机拖至故障前的运行状态，保证电机持续可靠运行，避免不必要的停机。在电机调速范围内的任何转速下，应能不需停车而直接无冲击启动高压变频器。
（5）与继电保护的适应性。高压变频器应能满足电机及连接电缆各种故障时的继电保护要求，同时还需考虑变频、工频切换时对继电保护的要求。
（6）不同接线方案的考虑。有些工程为了节省投资，采用一台变频器带两台电机，一台变频器带三台电机；两台变频器带三台电机等方式，其中需要增加不少高压切换开关，投切变频器和开关的逻辑也比较复杂，设计时需要结合变频器的特性慎重考虑。
（7）布置方面的考虑。高压变频器体积较大，如1000kW的变频器，长度达4m￣5m，单独安装需要约7m×4m的房间，还需考虑通风散热及空调。对于凝结水泵的高压变频器等需要安装在主厂房内的设备，可能会增大主厂房尺寸，对于主厂房布置的优化设计有较大的影响。
火电厂辅机采用高压变频调速技术，通过近几年的应用实践证明是可行的，且经济效益显著，技术性能优于其它调节方式。在新建项目中，宜及早统筹规划高压变频器的使用，为电厂节能增效打下基础，避免以后改造时的不便。同时，相关设备，如挡板、阀门、风机、水泵等按照有变频调节系统考虑，可采用普通设备，也能节省不少费用。目前国家大力提倡节能降耗，相信变频技术的推广应用，能节约大量能源，改善机组调节性能，为火电厂带来较大的经济效益和社会效益。
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