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。
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