高压变频器改造

1、高压变频器用于火力发电厂节能分析报告第一章概述国家大力提倡走节约型发展之路，做到珍惜资源、节约能源、保护环境、可持续发展。由于目前国内仍然以燃煤电厂为主，怎样在火力发电厂来落实和贯彻减能、增效的方针政策，大力促进火力发电厂节能是一个值得探讨的问题，而推广应用各种新技术、新工艺、新管理是实现节能的唯一途径。信息、通讯、计算机、智能控制、变频技术的发展，为火力发电厂 的高效、节约运作、科学管理，以及过程优化提供了前所未有的手段，进而促进火力发电厂的科学管理和自动化水平的提高。针对节能工程必须追求合理的投资回报率，下面的报告就是针对火力发电厂在提高用电率方面实施的节能工程的跟踪与效益的分析。第二章

2、国内火力发电厂能源消耗的分析据国家电动机调速技术产业化途径与对策的研究报告披露，中国发电总量的66%消耗在电动机上。 且目前电动机装机容量已超过4亿千瓦，高压电机约占一半。 而高压电机中近70%拖动的负载是风机、泵类、压缩机。具体到火力发电厂来说主要有九种风机和水 泵：送风机、引风机、一次风机、排粉风机、脱硫系统增压风机、锅炉给水泵、循环水泵、 凝结水泵、灰浆泵。可以说这些设备在火力发电厂中应用极广，种类数量繁多，总装机容量大，而且平均耗电量已占到厂用电的 45%左右。但是泵与风机这些主要耗电设备在我国火力发电厂中普遍存在着“大马拉小车”的现象，大量的能源在终端利用中被白白地浪费掉。浪费的主要

3、原因有以下两点：1、运行方式技术落后据调查，目前我国火力发电厂中除少量采用汽动给水泵、液力耦合器及双速电机外，其它水泵和风机基本上都采用定速驱动，阀门式挡板调节。这种定速驱动的泵，在变负荷的情况下，由于采用调节泵出口阀开度（风机则采用调节入口风门开度）的控制方式，达到调节流量得目的，以满足负荷变化的需要。 所以在工艺只需小流量的情况下，其泵或风机仍以额定的功率，恒定的速度运转着， 特别是在机组低负荷运行时，其入口调节挡板开度很小，引风机所消耗的电功率大部分将被风门节流而消耗掉，能源损失和浪费极大。另外，风机档板执行机构为大力矩电动执行机构，故障较多，风机自动率较低，存在严重的节流损耗。2、运行

4、实际效率低下从实际运行效率上来说，在机组变负荷运行时， 由于水泵和风机的运行偏离高效点，偏离最优运行区，使运行效率降低。调查显示，我国 50MW以上机组锅炉风机运行效率低于 70%的占一半以上，低于50%的占1/5左右。这是因为，我国许多大中型泵与风机套用定型 产品，由于型谱是分档而设，间隔较大，一般只能套用相近型产品，造成泵与风机的实际运行情况运行效率低， 能耗高。同时在设计选型时往往加大保险系数，裕量过大，也是造成运 行工况偏离最优区，实际运行情况运行效率低下的原因。 第三章降低能源消耗的技术策略 为了降低上述火力发电厂运行设备的能源消耗，同时提高火力发电厂的发电效率，新建火力发电厂可选用

5、高效辅机和配套设备，做法有二。一是采用液力耦合器、双速电动机、叶片角度可调的轴流式风机等设备； 二是采用变频调速装置。 尽管采用液力耦合器在一次投资方面 具有一定的优势，但液力偶合调速装置除在节能方面比变频调速效果过相差很远以外，还在功率因数、起动性能、运行可靠性、运行维护、调节及控制特性、综合投资及回报等方面有 较大差异。因此，现有老的火力发电厂减少能耗最经济，最简单可行的方法就是加装变频调速装置。我们知道当交流用电设备的供电频率发生变化时，与频率成正比的功率将随之发生变化。频率高则功率大；频率低则功率小。所以变频调速装置即变频器就是基于这个原理，将固定频率的交流电变化为频率是连续可调的交流

6、电。根据负荷的变化，通过调整风机、泵类、 压缩机等有电设备的输入频率，调整风机、泵类、压缩机的转速，使被控风机、泵类、压缩机的 出口流量随负荷的变化而变化。在满足不同负荷需要的情况下，减少用电量的损耗， 提高用电率。近10年来，随着电力电子技术、计算机技术、自动控制技术的迅速发展，电气传动技术面 临着一场历史革命，即交流调速取代直流调速、计算机数字控制技术取代模拟控制技术已成 为发展趋势。电机交流变频调速技术是当今节电、改善工艺流程以提高产品质量和改善环境， 推动技术进步的一种主要手段。变频调速以其优异的调速和起制动性能、高效率、高功率因数和节间效果、广泛的适用范围及其它许多优点而被国内外公认

7、为最有发展前途的调速方式。第四章 高压变频器在火力发电厂的应用及效益分析近几年由于电力电子技术的飞速发展， 变频器的技术越来越好， 而价格却年年下降， 这为大 力推广变频器的应用提供了非常好的条件。由于变频器的可控性能优越， 节能效果显著，用变频器改造旧设备、装配新设备已成为大家的共识。高压变频器在火力发电厂多用于锅炉的风机、引风机、凝结水泵、给水泵等的高压电机的调频调速，为提高电厂的用电率降低能源消耗起到了极大的作用。目前国内外有诸多生产高压变频器的制造商，但就国内市场占有率来讲， 进口品牌具有代表性的是德国西门子的罗宾康、合资品牌为成都的东方日立、国内品牌是北京的利德华福。针对不同品牌高压

8、变频器在火力发电厂不同场合的应用，下面分别对德国西门子罗宾康、成都东方日立、北京利德华福的高压变频器各自的经济效益进行分析与报告。一、高压变频器的基本特性德国西门子罗宾康、成都东方日立、北京利德华福三家生产的高压变频器均具备以下基本性 能：1）输出电压方式：高-高结构，6KV直接输出，不需输出升压变压器2）功率因数：在20100%的负载变化情况内达到或超过 0.953） 整体效率： 97%4）电路结构：采用功率单元电压串联结构型，当一个单元出现故障时，仍能保证正常满载 输出能力，不会影响系统运行5）具有软起动功能，不会因电机启动冲击引起的电网电压下跌6）具有飞车启动功能，当电机还在旋转时能够保

9、证正常启动7）控制采用无速度传感器矢量控制，起动转矩可达 150%8）变频器对电网电压波动有极强的适应能力，电压下降45%仍可降额运行二、高压变频器的可靠性由于用户对电能的质量要求是连续、稳定和可靠的。所以，发电厂汽轮发电机组和锅炉机组的运行必须是连续、稳定和可靠的。从安全、满发的角度要求，发电厂锅炉系统的送风机、 引风机是一刻都不能停止运行。否则将造成减负荷、减少发电量，乃至造成故障，影响发电厂效益。为了确保汽轮发电机组稳发、满发，这就要求用于发电厂传动设备的变频器，尤其是用于锅炉系统的送风机、引风机的变频器必须是稳定、可靠的。德国西门子罗宾康、成都东方日立、北京利德华福三家生产的高压变频器

10、在可靠性方面具有 如下措施：1）旁路功率单元功能由于变频器的电路结构采用的是功率单元电压串联结构型，当一个单元出现故障时， 系统可自动将出现故障的单元进行旁路，仍能保证正常满载输出能力，不会影响系统运行。2） 飞车启动功能当工频切换至变频操作时，在电机不停止旋转的情况下，能够保证变频器的正常启动。3）适应性功能变频器对电网电压波动有极强的适应能力，电压下降45%仍可降额运行另外，为了保证变频器正常运行，提高用电设备的可靠性，在变频器的使用中，还可采取以下措施：u控制电源配置不间断电源及双回路自动切换装置，保证在一路控制电源掉电时，另一路控制电源可自动切换至备用控制电源，以便不影响系统运行并能维

11、持30分钟u工频-变频自动切换为确保可靠性，一般多选用工频旁路系统，作为变频系统的辅助系统，保证变频器在日常维护保养和故障处理时，能通过工频旁路系统来保证风机或机泵的运行。采用自动切换柜， 通过机组的DCS或PLC控制系统，既可确保风机在变频调速状态下能够无扰动的、平稳的、切换到工频调速状态下和在工频运行状态下，无扰动的、平稳的、切换到变频运行状态。 实现运行中变频切工频和工频切变频， 避免了由于必要的切换操作，而使风机或机泵停止运行，进而造成停机、熄火等故障，影响发电量，造成经济损失。三、火力发电厂高压变频器配置原则根据风机和水泵应用的不同，通常按以下原则配置：u对于风机应用，每台风机应配置

12、一台高压变频机，并与风机、电动机形成单元制接线。u对于水泵应用，按照水泵的数量，采用n-1原则配置高压变频器。例如：3台凝结水泵配2台高压变频器；2台循环水泵配1台高压变频器，并利用n-1的切换技术形成一拖二或二拖三的运行方式。四、高压变频器的效益分析1、北京利德华福电气有限公司生产的6KV变频器的应用分析u 在1000KW引风机上的应用1、现场情况介绍1）建设单位：大唐陡河电厂2） 2#发电机组容量：125MW3）项目名称：2#发电机2台吸风机由挡板调节改造为变频控制4）改造时间：2002年5）机组年运行时间：5500h6）机组负荷情况：平均约 85%的时间带100MW负荷约15%的时间带1

13、25MW负荷7）上网电价：0.326元/kW h8）设备参数：电动机引风机型号 Y1000-8 型号 G4-73-11-28D电动机额定功率（KW） 1000额定风量（m3/h） 455000电动机电压(KV)6额定风压(Pa) 6460电动机电流(A)119风机转速(r/min)742电动机转速(r/min)743功率因数0.8479)采用变频器型号：Harsvert-A06/13010)变频器容量：1350KVA11)变频器配置方式：2台吸风机各配1台高压变频器，并分别配置工频旁路柜2、变频装置调试数据对比u工频挡板调节吸风机系统的综合输入功率计算机组负荷(MW)电动机甲电动机乙有功功率(

14、kW)无功功率(kVar)综合功率损耗(kW)有功功率(kW)无功功率(kVar)综合功率损耗(kW)90435.1454.8462.4471489500100445.0458.1472.5492493522110494.4464.7522.3510493540125524471552.3544506574u变频调速调节吸风机系统的综合输入功率计算机组负荷(MW)电动机甲电动机乙有功功率(kW)无功功率(kVar)综合功率损耗(kW)有功功率(kW)无功功率(kVar)综合功率损耗(kW)90191.223.1192.619839198.5100257.133.0259.126152264.1

15、110283.536.3285.728460287.6125299.939.6302.230065303.9u工频挡板调节和变频调速调节吸风机系统消耗的有功功率对比机组负荷(MW)工频挡板调节(kW)变频调速调节(kW)减少的有功功率(kW)9090638951710093751841911010045684361251068600468u不同机组负荷下挡板调节和变频调速调节两台吸风机系统的综合输入功率对比。机组负荷(MW)工频挡板调节(kW)变频调速调节(kW)减少的综合输入功率(kW) 9096239157110099552347211010625734891251126606520u工频

16、挡板调节和变频调速调节两台吸风机系统的综合输入功率及节能曲线3、变频改造后的效益计算1)变频改造费用投入u变频设备本体费： 75万u旁路柜费： 3万u 安装费： 17万u运行维护费：10.5万(预计在15年内，主要包括设备使用78年时，更换电容的费用)2)变频器使用年限：15年3)效益计算通过上述综合输入功率对比表，可以算出机组负荷为100MW时：两台引风机组减少综合输入功率427KW机组负荷为125MW时：两台引风机组减少综合输入功率520KW变频调节节电量=(472X 85%+520X 15%) X 5500 = 264 万 KW - h年直接经济效益= 264万KW hX 0.326元/

17、kW h= 86万元根据中国电力技术协会提出的“将来费用折算现值”经济性评价方法，考虑设备的使用年限、运行费用、维修费用等因素，即将所购买设备费，设备安装调试费，维持在设备使用寿命期间所需的运行费，维修费的折算现值，来计算支出的费用。按下式计算“将来费用折算现值”FE=TSXTE + TS X (HD X DF + WX) X YS X 10X 10-4式中：FE-将来费用现值万元TS-风机台数TE-风机和调速等附加装置总投资万元HD-风机系统的年耗电量kwh /年DF-电费元/ kWhYS-调速设备的使用寿命年WX-风机和附加设备的年维修费元FE=2X 95 + 2 X (523 X 85%

18、 +606 X 15%) X 5500 X 0.326 + 1.4) X 15 X 10-4所以15年将来费用现值=3070.19万元折合每一年的费用现值=3070.19万元+ 15 = 204.68投资回收期T =每一年的费用现值/年直接经济效益= 204.68+862.3年如果供电耗煤量按 0.325kg/kwh计算，则：由于加装变频调速装置后节约电量264万KW h,则年节煤量为：264 万 KW h X 0.325kg/kwh = 85.8 万吨二、在1120KW凝结水泵上的应用1、现场情况介绍1）建设单位：江苏徐塘发电有限公司5#发电机组容量：300MW3）项目名称：5#发电机2台凝

19、结水泵变频改造4）改造时间：2003年5）机组年运行时间：7000h6）机组平均负荷率况：一般为70%80%左右7）上网电价：0.25元/kW h8）设备参数：电动机凝结水泵型号 YKSL500-4 型号 9LDTNA4电动机额定功率（KW） 1250额定流量（m3/h） 749.6电动机电压（KV）6额定扬程（M） 380电动机电流（A）125.5功率（KW） 1120电动机转速（r/min）1480效率0.78功率因数0.9水位高度差（M） 0.239）采用变频器型号：Harsvert-A06/13010）变频器容量：1350KVA11）变频器配置方式：2台凝结水泵配1台高压变频器，并配置

20、手动切换柜12）发电机组不同负荷下凝结水泵实际运行参数统计见下表：机组负荷（MW） 200220250280300平均运行时间（） 8.08.120.717.545.7调节门开度（） 62.567.773.282.688.3凝结水流量（t/h） 557.0595.5637.1702.1749.6电机电流（A） 88.690.792.695.998.52、变频装置调试数据对比u电动机在工频状态下，凝结水泵电动机实际功耗值见下表:机组负荷（MW） 200220250280300平均运行时间（） 8.08.120.717.545.7电机电流（A） 88.690.792.695.998.5工频消耗（K

21、W） 828.6848.3886.1896.9921.2u电动机在变频状态下，凝结水泵变频功耗值见下表：机组负荷（MW） 200220250280300平均运行时间（） 8.08.120.717.545.7凝结水流量（t/h） 557.0595.5637.1702.1749.6泵功率（KW） 391.96421.25493.05622.21731.77电机效率 0.920.920.930.940.95变频器效率 0.950.950.950.960.96网侧功率（KW） 414.1419481.9794558.0645689.949802.3794u凝结水泵变频改造后得出下表的数据及效果图：机组

22、负荷（MW）工频总功率（KW）变频总功率（KW）节电率（）200828.6414.141950.02220848.3481.979443.18250886.1558.064537.02280896.9689.94923.07300921.2802.379412.90凝结水泵系统节能效果图3、变频改造后的效益计算1）变频改造费用投入u变频设备本体费： 75万u手动切换柜费： 6万u 安装费： 20万u运行维护费：10.5万（预af在15年内，主要包括设备使用78年时，更换电容的费用）2）变频器使用年限：15年3）数据分析u工频状态下的年耗电量计算电动机在工频状态下，凝结水泵电动机实际功耗计算值见

23、下表：机组负荷（MW） 200220250280300平均运行时间（） 8.08.120.717.545.7电机电流（A） 88.690.792.695.998.5工频消耗（KW） 828.6848.3886.1896.9921.2Cd:年耗电量值T:年运行时间单负荷运行时间百分比P:消耗功率累计年耗电量Cd=TX汇（PXd）所以，工频状态下的年耗电量Cd = 624.58万KW hu变频状态下的年耗电量计算电动机在变频状态下，凝结水泵变频功耗计算值见下表：机组负荷（MW） 200220250280300平均运行时间（） 8.08.120.717.545.7凝结水流量（t/h） 557.059

24、5.5637.1702.1749.6泵功率（KW） 391.96421.25493.05622.21731.77电机效率 0.920.920.930.940.95变频器效率 0.950.950.950.960.96网侧功率（KW） 414.1419481.9794558.0645689.949802.3794计算同上，变频状态下的年耗电量Cd = 472.58万KW h4）经济效益分析：根据上述数据，可以计算出：年均节电量： C = Cd - Cd = 624.57 - 472.58 = 151.99 万 KWh平均节电率：X C Cd X 100% = 151.99/624.57 X 100

25、% = 24.33%按照2006年至2007年的运行数据：年运行小时：7000小时平均负荷：250MW上网电价：0.30元年直接经济效益 =151.99 X 0.3 = 45.57万元同样采用“将来费用折算现值”的经济性评价方法，来计算将来费用折算现值FE= 1X 111.5+ 1 X （472.58 X 7000X 0.3+0.7） X 15 X 10-4所以 15年将来费用现值=1600.13万元折合每一年的费用现值=1600.13万元+ 15= 106.68投资回收期T =每一年的费用现值/年直接经济效益= 106.68+45.57= 2.34 年如果供电耗煤量按 0.325kg/kwh

26、计算，则：由于加装变频调速装置后节约电量151.99万KW h,则年节煤量为：151.99 万 KW h X 0.325kg/kwh = 49.4 万吨东方日立6KV变频器应用分析在1250KW引风机上的应用1、现场情况介绍1）建设单位：大唐安阳发电厂2） 8#发电机组容量：100MW （该机组为调峰机组）3）项目名称：8#发电机组两台引风机增加变频控制改造4）项目执行时间：2006年初5）年运行时间：5500h6）上网电价：0.29元/kW h7）设备参数：电动机引风机型号Y800-8型号电动机额定功率（KW） 800额定风量（m3/h）电动机电压（KV）6额定风压（Pa）电动机电流（A）9

27、3.4A ,风机转速（r/min）电动机转速（r/min）740功率因数0.858）采用变频器型号：DHVECTOL-DI01060/06B9）变频器容量：1060kVA10）变频器配置方式：2台引风机各配1台高压变频器，并分别配置工频旁路柜2、变频装置调试数据电动机在变频状态下，两台引风机变频功耗计算值见下表机组负荷（MW） 60708090100平均运行时间（） 3.08.140.735.510.7电机电流（A） 10255055.570工频消耗（KW） 98.72246.81493.62547.92691.083、变频改造后的效益计算1）变频改造费用投入u变频设备本体费： 95万u工频旁

28、路柜费： 3万u 安装费： 20万u运行维护费：11.5万（预af在15年内，主要包括设备使用 78年时，更换电容的费用）2）变频器使用年限：15年3）效益分析按照上述运行数据：年运行小时：7000小时平均负荷率：85%上网电价：0.27元风机变频运行后，风机的厂用电率由改造前的1.4%降低至0.7%。经过改造前后的月耗电量统计，每月按85%负荷率计算，月总节电量大约为 24.96万kwh,年节电约为299.52万kwh。年直接经济效益 =299.52 X 0.27= 80.87万元同样采用“将来费用折算现值”的经济性评价方法，来计算将来费用折算现值FE=2X 129.5 +2 X （493.

29、62 X7000X 0.27+0.77） X 15 X 10-4所以15年将来费用现值=3057.83万元折合每一年的费用现值=3057.83万元+ 15 = 203.86投资回收期T =每一年的费用现值/年直接经济效益= 203.86 + 80.87= 2.5 年如果供电耗煤量按 0.325kg/kwh计算，则：由于加装变频调速装置后节约电量299.52万KW h,则年节煤量为：299.52 万 KW h X 0.325kg/kwh = 97.34 万吨在1000KW 凝结水泵上的应用1、现场情况介绍1）建设单位：淮北国安电力有限公司2） 2#发电机组容量：300MW3）项目名称：2#发电机

30、2台凝结水泵变频改造4）改造时间：2000年5）机组年运行时间：7000h6）机组平均负荷率况：一般为70%80%左右7）上网电价：0.25元/kW h8）设备参数：电动机凝结水泵型号 YKSL500-4 型号 9LDTNA-5UA电动机额定功率（KW） 1000额定流量（m3/h） 749.6电动机电压（KV）6额定扬程（M） 286电动机电流（A）110.5功率（KW） 870电动机转速（r/min）1480效率0.78功率因数0.99）采用变频器型号：DHVECTOLDI01250/06-D10）变频器容量：1250KVA11）变频器配置方式：2台凝结水泵配1台高压变频器，并配置手动切换

31、柜2、变频装置调试数据发电机组不同负荷下凝结水泵在工频及变频实际运行参数统计见下表机组负荷MW流量T/h转速r/min电流A功率KW凝结水压力MPa变频工频变频工频变频工频变频工频变频工频15038639581814903575309.16662.490.783.0520049751192614904980432.82706.660.782.983007437371188149064.592569.74794.991.532.83、变频改造后的效益计算1）变频改造费用投入u变频设备本体费： 95万u工频旁路柜费： 6万u 安装费： 22万u运行维护费：11.5万（预af在15年内，主要包括设备

32、使用 78年时，更换电容的费用）2）变频器使用年限：15年3）效益分析按照上述运行数据：年运行小时：5500小时平均负荷：200MW上网电价：0.29元年直接经济效益 =（706.66 432.82） X 7000X 0.29= 55.59 万元同样采用“将来费用折算现值”的经济性评价方法，来计算将来费用折算现值FE= 1X 132.5+ 1 X （325.79 X7000X 0.29+0.77） X 15 X 10-4所以15年将来费用现值=1151.80万元折合每一年的费用现值=1151.80万元+ 15= 74.35投资回收期T =每一年的费用现值/年直接经济效益= 74.35 + 55

33、.59= 1.34 年如果供电耗煤量按 0.325kg/kwh计算，则：由于加装变频调速装置后节约电量191.69万KW h,则年节煤量为：191.69 万 KW h X 0.325kg/kwh = 62.30 万吨西门子罗宾康6KV变频器应用分析一、在2000KW引风机上的应用1、现场情况介绍1）建设单位：华能德州发电厂2） 4#发电机组容量：300MW3）项目名称：4#发电机组两台引风机增加变频控制改造4）项目执行时间：2005年5）年运行时间：7200h6）上网电价：0.3元/kWh7）设备参数：电动机引风机型号 YKK800-3-8-W 型号 Y42X73NQ28.5F电动机额定功率（

34、KW） 2000 风量（m3/h） 7000001300000电动机电压（KV）6风压（Pa） 4570电动机电流（A）254叶轮外径（mm） 2850电动机转速（r/min）746功率因数0.88）采用变频器型号：PH-6-69）变频器容量：2000KVA10）变频器配置方式：2台引风机各配1台高压变频器，并分别配置工频旁路柜2、2005年下半年机组运行数据记录时间机组项目机组平均负荷/MW厂用电率/%风机耗电率/%7月引风机工频机组 2355.491.07引风机变频机组2244.950.808月引风机工频机组 2405.371.10引风机变频机组2464.830.889月引风机工频机组 2

35、38.15.301.13引风机变频机组 225.75.030.843季度引风机工频机组237.75.391.1引风机变频机组 231.94.940.8410月引风机工频机组 2345.261.14引风机变频机组2274.850.7311月引风机工频机组 2554.931.07引风机变频机组2364.820.9912月引风机工频机组 2315.061.11引风机变频机组2294.800.754季度引风机工频机组2405.081.11引风机变频机组 230.74.820.82下半年引风机工频机组238.855.2351.105弓讽机变频机组231.34.880.833、变频改造后的效益计算1）变频

36、改造费用投入u 变频设备本体费： 160万u 工频旁路柜（手动）费：3.5万u 安装费： 25万u运行维护费：15.5万（预af在20年内，主要包括设备使用 78年时，更换电容的费用） 2）变频器使用年限：20年3）数据分析由上表可以看出，2005年下半年引风机改变频后的机组厂用电率比未改变频的机组厂用电率下降0.355个百分点，风机耗电率下降0.275个百分点，经济指标明显改善，厂用电率与机组启停次数、辅机优化运行、发电量等诸 多因素有关，4号机组在发电量少、启停次数多、发电量较少的情况下取得如此效应，与引 风机改变频器运行有直接关系。按照上述运行数据：年运行小时：5500小时机组负荷：每年

37、 50%, 80%, 100%额定负荷的时间分别占 20%, 50%, 30%,上网电价：0.30元年节电量：588万KW h年直接经济效益 =588万KW hX 0.30= 176.4万元同样采用“将来费用折算现值”的经济性评价方法，来计算将来费用折算现值FE=2X 204.0 + 2X（1129.79X 5500X 0.30+0.78） X 20 X 10-4所以20年将来费用现值=7864.66万元折合每一年的费用现值= 7864.66万元+ 20=393.23投资回收期T =每一年的费用现值/年直接经济效益= 393.23 + 176.4= 2.23 年如果供电耗煤量按 0.325kg/kwh计算，则：由于加装变频调速装置后节约电量