27北京大力浩然论文.doc

液电阻调速器
在脱硫增压风机节能改造上的应用
梁建民　李　涛　邵晓红
（1　浙江长兴发电有限责任公司；2　北京大力浩然工业控制技术有限公司）

【摘 要】液电阻调速器作为大型风机、水泵的流量调节手段，在冶金、煤矿、建材等行业已得到了广泛的应用。由于这种系统结构简单、维护方便、运行可靠且投资少，节能效果也比较明显，近年来在电力行业逐步进入试用。我公司于2006年#2机组小修期间实施了#2炉脱硫增压风机调节、节能技术应用科技项目，就是采用液电阻调速器。本文对项目实施中的设备选型、调速器的工作原理、实施的方案、与DCS系统接口以及项目实施后的节能效果做了较为详细地介绍。该项目的实施为解决电厂辅机调速提供了技术储备。
【关键词】增压风机　液电阻调速　DCS系统　节能

浙江长兴发电有限责任公司装机容量4×300MW脱硫火电机组，脱硫装置在入口处配有烟气增压风机。风机均采用定速运行、入口挡板调节烟气量（确保入口烟气压力为一设定值-260Pa）的运行方式。风机入口挡板调节开度随着机组负荷变化而变化，即增压风机的负载随着烟气流量的变化而变化。改造前机组满负荷运行时，增压风机的入口挡板开度在55％-70%之间，带低负荷时，挡板开度更小，烟道阻力大，节流损失比较大，其耗电量对脱硫厂用电的影响也非常大。另外，频繁的挡板调节，导致挡板的可靠性下降，既增加了维护工作量，又影响了设备的稳定运行。为解决上述问题，实现增压风机安全经济运行，我们在理论分析基础上，再进行多方调研、比较几种调速方法后，确定#2炉脱硫增压风机采用液电阻调速节能方案，作为科技项目实施攻关，在2006年#2机组小修期间对#2炉的脱硫增压风机进行了改造，即增压风机挡板全开，通过调节风机的转速来满足烟气量的输送。下面对风机调速改造中的设备选型、液电阻调速器的工作原理、改造的具体方案、改造后设备的节能效果和设备的可靠性及存在问题进行分析、介绍。
1　增压风机调速改造可行性分析
从机务角度看，将风机由定速改调速运行不存在问题，但从节能的效果分析是否有实现的可能，因为增压风机是轴流风机，本身效率较高。
节能空间理论分析。脱硫增压风机选用成都电力机械厂引进德国KKK公司的静叶可调高效率轴流式风机，详细参数如下表：
序号
名称
指标（参数）
1
增压风机
型式：静叶可调轴流式、流量：1070659Nm3／h
型号：AN35e6（V19＋4°）、全压：3662Pa
转速：580r/min、效率：84.5%
2
电动机
型号：YKK900-10 额定功率：2650KW、额定电压：6KV
从厂家提供的风机性能曲线及风机选型设计参数，我们发现由德国KKK公司引进的该风机的效率在整个运行范围内变化很大，其变化范围85.1%～42.0%，比常用的离心式风机的效率变化范围大的多。并且其风压对效率的影响很大，因此在采用风机调速时，在风门全开保持风量不变的情况下由于风压的降低，因此其效率也会相应的降低，造成节能空间由于效率的降低而缩小。但其节能空间有多大，我们依照风机的性能曲线和选型设计参数表对其理想的调速状态下的节能效果进行了核对性计算，结果发现，当风机转速在额定的90％～50％时，其平均节电效率仍然有 20％左右的空间，从节能降耗的前提出发，同时考虑增压风机功率较大，应当考虑其的节能效果，即增压风机调速改造是可行的。
2　增压风机调速方法选择
根据理论分析结果，同时考虑投资回收期，增压风机调速方法选择原则为投资省、结构简单、安全运行可靠的调速方法。目前，发电厂大型风机风量调节常用的方法从电气角度主要有液电阻调速、内馈调速和变频调速。
内馈调速：内馈调速电机是在标准系列绕线型电动机的定子上增设了一套称为调节绕组的三相对称绕组，而将原来的定子绕组称为主绕组。内馈调速属绕线型电机转子串附加电势进行调速的理论范畴，该附加电势就是由调节绕组从主绕组感应过来的电势所提供的，通过变流系统将该电势串入电机的转子绕组，改变其串入电势的大小即可实现调速，同时，调节绕组吸收转子的转差功率，并通过与转子旋转磁场相互作用而产生正向的拖动转矩，这就使电机从电网吸收的有功功率减少，主绕组的有功电流随转速正比变化，达到调速节能的目的。其特点效率高与变频调速相当，投资低于变频调速，调速范围和调速精度不及变频调速与液体电阻调速相当。缺点是整个电机要更换，同时运行可靠性有待于验证。
变频调速：是目前比较流行和采用的一种调速方法，其原理不再重述。变频调速方法具有调速效率高，调速范围大、转速控制精确等特点，已在风机调速上广泛使用。但高压变频器造价高，同时由于冷却方式为风冷，所以对环境要求也高，占地面积大，而且由于其技术复杂，使得维护检修困难，运行费用也比较高。从省内已投运的应用于风机的高压变频器看，无论进口还是国产都发生过不明原因的跳闸故障。
液电阻调速--绕线式电机转子线圈串入可变电阻的调速。绕线式异步电机转子线圈串入可变电阻的调速方法由来已久，特别是广泛使用在大型电机的启动过程，目前在电机调速控制上也逐步得到应用。随着电子技术的发展，以及对国外可变电阻器的消化和吸收，国产化的适用于调速的新一代可变电阻器——液电阻调速器已广泛地应用于各个行业。此种调速方法具有结构简单、投资少、占地面积小、对环境没有特殊要求的特点。其缺点是只适用于绕线式三相异步电机，对鼠笼式电机需对电机转子进行改造。
液电阻调速与内馈调速、高压变频器调速方案相比，具有如下特点：
⑴ 投资少，远远低于变频调速和内馈调速；
⑵ 无级调速，调节的线性度好，易于实现与DCS的连接，兼作电机的软启动器，改善电机的软启动性能；
⑶ 因为属于纯电阻性质，没有变频调速的谐波污染；
⑷ 体积小、布置灵活，安装方便。且由于用水进行冷却，所以对布置环境没有特殊要求,特别适合风机、水泵类的节能改造项目；
⑸ 调速器发生故障，可自动切全速运行，无需停运风机，可靠性优于变频调速和内馈调速；
⑹ 液阻调速器只适用于绕线式电机，鼠笼式电机须要改造成绕线式电机；
⑺ 由于串入电阻发热浪费部分能量，所以调速效率低于变频调速和内馈调速；
综上所述，液阻调速器具有结构简单，控制方便，并且投资少，占地面积小，对环境没有要求，无谐波不污染电网，更重要的是运行可靠性高，维护工作小等特点。所以，我们认为液体电阻调速方案用于电厂增压风机调速改造最为经济实用。
3　液电阻调速器的结构和基本工作原理
根据三相异步电动机的工作原理，其同步转速为：n=(1-s)n0=(1-s)60f/p，式中n为电机转速，s为转差率，f为电源频率，p为电机的极对数，n0为旋转磁场的转速。由此可见，要想实现电动机的变转速运行，只要改变电动机电源频率f、电机转差率s、电机极对数p三个参数即可。液电阻调速器的工作原理就是通过改变转差率s来实现改变电机的转速。由于电机转子绕组串接可变电阻，不同的电阻值，对应不同的转差率，电阻值越大，转差率越大，则电机转速越低；串接电阻越小，转差率越小，电机转速越高；电机转子绕组串接电阻为零时，电机为额定转速。所以通过改变串接在绕线式电机转子线圈的电阻值实现电机的调速运行，这就是液体电阻调速器调速的基本原理。
液电阻调速器的结构原理框图如图1所示。由图可知，通过电动执行器带动传动轴，升降液组箱内的动极板来改变动、静极板间的距离，从而改变两极板之间的电阻值大小，以达到改变电机的转差率s的目的，实现了改变电机的转速。电机在调速运行状态下，转子电流通过液电阻所产生的热量，由液体循环冷却系统进行交换散热，保持液电阻正常工作温度。

图1 调速器结构原理框图
冷却水
YX节能冷却泵
接电机转子绕组
液阻箱
动极板
静下极板
电动执行器机
提升钢丝

传动轴

4　增压风机调速方案的实施
确定了液电阻调速器作为增压风机的调速方法，接下来的工作就是根据增压风机运行要求选择合适的液电阻调速器及确定其控制策略。具体工作主要有：
4.1　增压风机电机的改造
由于液电阻调速器只适用于绕线式电机，所以对原来的鼠笼型增压风机电机必须进行改造。电机改造工作由电机制造厂负责，主要内容有：电机定子不变，将鼠笼型电机转子抽出不用，重新设计制造与电机定子匹配的绕线型电机转子，组成新的绕线式电机。要求改造后的电机性能不变，满足GB755-87《旋转电机基本技术要求》和GB755-200《旋转电机定额和性能》的要求。由于不改变电机与风机的连接尺寸、也不改变电机基础安装尺寸，所以改造后的电机可直接安装就位。
改造前后电机参数表：
序号
名 称
技术参数（改造前）
技术参数（改造后）
1
电动机型号
YKK900-10
YRKS900-10
2
额定容量（kW）
2650KW
2650KW
3
额定电压/相数/频率
6KV/3相/50HZ
6KV/3相/50HZ
4
额定转速（r/min）
597
597
5
启动电压
≥80%Un
≥80%Un
6
绝缘等级
F
F
7
工作系数
1.0
1.0
8
额定工作系数时的温升
≤80K
≤80K
9
外壳防护等级
IP54
IP54
10
户内或户外
户外
户外
11
加速时间
34秒
34秒
12
额定定子电流
315A
315A
13
转子电压

1347V
14
转子电流

1191.6A
15
转子起动电流

≤额定满载电流的1.3倍
16
转子型式
鼠笼式
绕线式
17
起动转矩（%）
118%
118%
18
最大转矩（%）
242%
242%
19
满载效率（ %）/最大损耗值（kW）
96%
95.5%
20
3/4载效率（ %）/最大损耗值（kW）
96%
95%
21
1/2效率（ %）/最大损耗值（kW）
95.5%
95%
22
满载功率因素
0.86
0.85
23
3/4载功率因素
0.83
0.82
24
1/2载功率因素
0.76
0.7
25
电机通风（冷却）形式
空-空
IC81W空-水冷却器
26
冷却器材质

铜管
27
冷却器运行工况

冷却水温度≤35℃，工作压力0.1～0.4MPa 流量40-46T/h
28
集电环表面温度

≤80℃
29
集电环碳刷

J204
30
电机测速

测速范围0~1000 r/min
4.2　液体电阻调速器的选择
根据市场调研液电阻调速器选择与北京大力浩然工业控制技术有限公司合作开发生产，对其结构、控制性能提出具体要求，主要有：液电阻调速器极板采用合金航空材料，不腐蚀、不电解、寿命长，可在不维护的情况下使用20年以上；电液箱及内桶均采用进口材料，具有耐腐蚀（碱性）、绝缘（交流28000V）、抗冲击、不变形、耐高温（长期可耐受120℃），终身免维护，寿命至少30年以上；调速控制系统纳入脱硫DCS系统；
液电阻调速器参数如下表：
序号
名 称
技术参数
1
额定容量（kW）
3200kW
2
控制电压/相数/频率
380V/三相四线/50Hz
3
额定工作时液体的温升
≤15 ℃
4
外壳防护等级
IP54
5
户内或户外
户外
6
工作环境
环境温度：-15℃~ +50℃
7
液体电阻调速装置长期工作（电机转子）电流
1191.6×1.1A
8
液体电阻调速装置长期工作（电机转子）电压
1347×1.1V
9
液体电阻调速范围
50%～100%电机额度转速
10
调速精度
2%
11
调速响应时间（零到额定转速时间）
60S(0～100%);调节范围内时间不得大于40S
12
调速控制信号
4—20mA DC
13
转子起动电流（额定电压下）
≤额定满载电流的1.3倍
14
电阻器的电气间隙
＞120mm
15
爬电距离
＞200mm
16
电阻液
蒸馏水或软化水或静置过的开水
17
电阻液冷却器型号、容量
BR0.20A-30m²
4.3　液电阻调速器和脱硫DCS系统的连接
4.3.1　液电阻调速系统与脱硫DCS系统连接信号如下表
序号
DCS输入信号（开关量）
DCS输入信号（模拟量）
DCS输入信号
（Pt100信号）
DCS输出信号（开关量）
1
上行程
电机转速3路
电阻液温度2路
允许合闸
2
下行程
电机转子电流

全速运行
3
超程
极板开度

严重故障
4
液位

投/撤电加热
5
冷却水流

极板上行
6
电解液流量

极板下行
7
循环泵控制方式选择

1、2#循环泵开/停
8
循环泵状态

9
全速接触器状态

10
检修用刀开关状态

11
电机开关状态

其DCS控制系统框图如图2所示。
冷却水泵
M
图2　调速器控制系统框图
脱硫DCS
系统
增压风机入口压力或流量
速度传感器
电流变送器
～380V
水温传感器
就地控制柜

电动执行器
M
6KV
R
电机

4.3.2　DCS控制逻辑组态 。主要有如下控制对象：
l 允许合闸控制（液阻投入）。
l 全速运行控制。
a、严重故障输出控制。
b、极板上升控制。
c、极板下降控制。
d、冷却循环泵控制。
e、电加热控制。
f、增压风机电机转速自动控制（PID）。
4.3.3　增压风机转速自动控制：
通过控制增压风机的极板距离而改变阻值，从而控制增压风机转速。当转速给定值大于反馈值时，极板向下移动，当给定值与反馈值大致相等时，极板停止移动。当给定值小于反馈值时，极板向上移动，当给定值与反馈值大致相等时，极板停止移动。设自动/手动切换，在手动控制时，运行人员可手动升、降转速，自动时，给定值来自目标转速。
目标转速可手动设定，也可来自上级液阻风压自动。
液阻风压自动控制：
风机风压自动生成目标转速，在增压风机转速自动时，控制增压风机风机转速，来调节增压风机前原烟气压力，设自动/手动切换，手动时，运行人员可手动设定目标转速，自动时，根据增压风机前原烟气压力与目标烟气压力的偏差，PID自动输出目标转速。
5　增压风机调速改造后的效益评估
为了检验增压风机调速改造后的运行效果和节能情况，我们委托浙江省能源监测中心对该项目进行了现场监测，结果如下表。
#2炉增压风机改造前后耗功比较（相同运行方式和相同工况下）
监测依据
GB/T16664-96
监测日期
2006年12月19日
监
测
结
果
发电机
监测项目
负荷情况(MW)
300
250
200
180
增压风机静叶调节运行
1.880
1.550
1.410
1.440
增压风机液电阻调速运行
1.675
1.364
1.230
1.228
节电率%
10.9
12.0
12.8
14.7
从表1结果可以看出平均节电率为12.6%，按2005年#2机组全年发电量208686万度计算，增压风机运行平均耗电率占发电量的0.79-0.8%左右，脱硫投运率按98%计算，增压风机年节约效益计算（每度电按0.4元计算）：
增压风机年节约电量=208686*98%*0.8%*12.6%=206.2（万度）
增压风机年节约费用=0.4*206.15=82.5 (万元)。
从以上的数据可以看出，改造后的节能效果还是比较明显的，特别在低负荷情况下节能效果更为显著。
6　使用情况
#2炉脱硫增压风机调节、节能技术应用项目截止2007年2月底已连续运行近半年，液电阻调速系统装置运行稳定，调节品质较好，满足现场运行要求。
7　结束语
从#2炉脱硫增压风机调节、节能技术应用项目实施效果看，以其良好的可靠性和明显的节能效果得到了验证，其较高的性价比，不仅使投资回收期短（一般一年左右），而且实现了电机的软起动（起动电流不超过1.3Ie），延长了电机和轴承的使用寿命，由于系统结构简单，维护方便，减轻了维护人员的工作量。同时，该项目的研究为解决电厂辅机调速提供了技术储备。随着省内新上机组增多，机组利用小时将大幅下降，将出现低负荷长期运行工况，则其节能效果会更加显著。

浙江电力试验研究院脱硫增压风机调节节能技术应用研究项目试验报告
2007年8月

【摘　要】本试验是对长兴发电厂#3炉脱硫增压风机调节节能技术应用研究项目节能效果进行测试，本报告详述了测试内容、测试方法、测试数据、测试结果等
【关键词】长兴发电厂　脱硫增压风机　节能技术　应用研究
1　前言
1.1　项目说明
脱硫增压风机调节节能技术应用研究项目是长兴发电有限责任公司实施的节能科技项目。主要内容是将脱硫增压风机由定速运行、入口挡板调节烟气量（确保入口烟气压力为一设定值-260Pa）的运行方式改为液体电阻控制电机转速的变速运行方式，风机转速的控制量为风机入口的烟气流量。项目包括电机改造、液体电阻调速器设计制造、控制策略设计和控制模型的建立。项目于2007年4月在该公司#3机组脱硫增压风机上投运。
本次测试是受长兴发电有限责任公司委托，对脱硫增压风机调节节能技术应用研究项目节能效果进行测试。
1.2　设备简介
浙江长兴发电有限责任公司#3锅炉为北京巴·威公司生产的B&W B-1025/17.5-M亚临界自然循环锅炉，锅炉烟气系统尾部配有一套由浙江省电力设计院和浙江省天地环保工程有限公司负责设计的湿法烟气石灰石—石膏脱硫系统。脱硫装置的烟气处理能力为锅炉100%BMCR工况时的烟气量。
增加烟气湿法脱硫后，锅炉烟气系统辅机由两台并列运行引风机和一台增压风机组成，引风机型式为动叶可调轴流式、型号SAF26.6-15-1、额定功率1600KW；脱硫增压风型式为可调速轴流式、型号AN35E6、额定功率2650KW，可调转速区间为：390r/min-590r/min。

序号
名称
指标（参数）
1
增压风机
型式：静叶可调轴流式、流量：1070659Nm3／h
型号：AN35e6（V19＋4°）、全压：3662Pa 转速：580r/min
100%负荷风机效率：84.5%、轴功率：1839KW
2
电动机
型号：YKK900-10、IP54、功率因数：0.84
额定功率：2400 KW（改造前2650KW）
额定电压：6KV 额定电流：315A
冷却方式：IC81W（改造前IC611）
绝缘等级：F级、转速：597r/min
3
液体电阻调速装置
型号：YQT-DL-3200KW 调速范围：40%～100%额定转速
调速精度：2%
1.3　试验目的
通过试验，对脱硫增压风机调节节能技术应用研究项目节能效果进行检测。
1.4　试验标准
本次试验依照中华人民共和国国家标准《电站锅炉性能试验规程》GB10184－88及《电站锅炉风机现场性能试验》DL/T 469-2004中相关部分相关的规定进行及数据的记录、处理和计算。
2　试验方法
因增压风机运行工况比较复杂，其与锅炉引风机串接在一起，风机负载不仅与烟气流量有关，而且与风机进口压力有关。如采用改造前后实际运行工况比较，一是测试时间很长，二是要保证前后二种测试工况相同非常困难。另外，此次项目实施过程中设备改动较大，特别是电机功率的降低，与改造前#3增压风机对比基础已不存在。为了检验增压风机调速改造后的运行效果和节能情况，经与电厂方协商，我们对该项目进行了机组间相同运行方式和相同工况下的现场对比监测。
长兴发电有限责任公司#3、4机组是该公司二期公司分别于2005年11月和2006年5月投产，机组性能和设备配置完全相同。所以，影响测试准确性主要是运行参数，如风量、氧量控制和空预器差压、GGH差压。为此，为了测试准确性，必须要求二台锅炉、脱硫系统运行工况一致。
2.1　试验计量点示意图

2.2　试验设备
序号
设备名称
型号
精度等级
数量
1
三相多功能标准表
CL311
0.2
1台
2
三相多功能标准表
JX19051
0.2
1台
3
数字式电度表
DSS496X
1.0
4

测试选取300MW、240MW、200MW、150MW四个负荷段进行，每个负荷段二台炉子参数调整趋于一致时稳定运行半小时以上同时读取数据。同时在二台增压风机、引风机安装电能计量表，读取试验阶段的累计电量。
2.3　测试具备条件
2.3.1　#3增压风机液阻调节运行，#4增压风机导叶调节运行。
2.3.2　测试时二台机组的锅炉燃煤煤种相同，四台磨运行。
2.3.3　测试时二台机组的锅炉在不同的负荷段总风量、氧量控制尽可能趋于一致。
2.3.4　测试时二台机组的脱硫系统运行工况相同，三台浆液循环泵运行，浆液浓度尽可能趋于一致。
3　试验结果
测试选取300MW、240MW、200MW、150MW四个负荷段进行，每个负荷段二台锅炉参数调整趋于一致时稳定运行半小时以上同时读取数据。测试时间2007年8月12日0∶00-9∶00点。

表一 各负荷段增压风机、引风机功率
负荷
#3机组
#4机组
#3增压风机功率（kW）
#3二台引风机功率（kW）
#4增压风机功率（kW）
#4二台引风机功率（kW）
A
B
A
B
300MW
1965.33
687.0
692.8
2058.67
756.1
787.6
240MW
1401
483.0
500.1
1575
586.4
615.0
200MW
1153
451.6
463.4
1362
491.2
518.1
150MW
937.33
411.2
435.6
1234.67
462.5
503.9
电量（二次值）（kWh）
初值
1.2
1.05
0.5
0.1
5.2
4.3
终值
2.9
1.8
1.3
2.1
6.1
5.25

表二 测试时锅炉和脱硫系统相关运行参数

总风量T/h
煤量T/h
氧量
空预器差压KPa
A侧
B侧
A侧
B侧
300MW
#3锅炉
1171.9
125.2
1.823
2.392
1.2
1.15
#4锅炉
1201.1
125.3
2.338
2.035
1.37
1.44
240MW
#3锅炉
983
100.7
2.695
2.701
0.90
0.87
#4锅炉
1059
102.8
3.546
3.311
1.11
1.17
200MW
#3锅炉
940
85.21
3.807
4.687
0.79
0.78
#4锅炉
943
86.2
4.281
4.022
0.93
0.96
150MW
#3锅炉
818
66.2
5.434
6.686
0.64
0.64
#4锅炉
886
67.4
5.931
6.341
0.85
0.90

表三 测试时脱硫系统相关运行参数

GGH差压Pa
A侧 B侧
浆液浓度
#3增压风机转速
#4增压风机档板开度
净烟气侧
原烟气侧
300MW
#3脱硫
691
645
1109
533

#4脱硫
556
484
1105

76.4%
240MW
#3脱硫
508.3
469.5
1089
447

#4脱硫
428.9
300
1097

58%
200MW
#3脱硫
458.7
417.4
1104.3
391

#4锅炉
369.8
259
1101.8

49%
150MW
#3锅炉
373
323.9
1095
391

#4锅炉
336
195
1095

47%
从表一、二、三中#3、4锅炉运行参数和脱硫运行参数可以看出，煤量基本相同（互差在1%左右），浆液浓度基本相同（最大互差0.7%），脱硫GGH的净烟气侧和原烟气侧差压均是#3脱硫大于#4脱硫，#3锅炉总风量、空预器差压均小于#4锅炉。所以，煤量、浆液浓度对测试结果的影响可以忽略，而风量、锅炉空预器、脱硫GGH差压对测量结果的准确性影响必须考虑。而#4锅炉空预器差压稍微偏大主要也是总风量稍大引起（#3机组07年3月份检修后投运，#4机组07年5月份检修后投运），因此，对风量互差引起的引风机功率进行修正，而空预器差压不作修正。同时总风量互差也会影响到脱硫增压风机的功率，但脱硫GGH的净烟气侧和原烟气侧差压均是#3脱硫大于#4脱硫，总体考虑，#4脱硫增压风机的功率可以不作修正。因风机的功率和流量成正比，根据#3、4炉总风量互差对#4引风机功率进行修正，修正系数如下：
300MW
240MW
200MW
150MW
2.49%
7.18%
0.32%
7.67%
3.1　各负荷段节电率计算
负荷
#3机组
#4机组
#3、#4功率差值
节电率
%
#3增压风机功率（kW）
#3二台引风机功率（kW）
总功率
#4增压风机功率（kW）
#4二台引风机修正后功率（kW）
总功率
300MW
1965.3
1379.8
3345.1
2058.6
1505.2
3563.8
218.6
10.6
240MW
1401
983.1
2384.1
1575
1115.1
2690.1
306.0
19.43
200MW
1153
915
2068
1362
1005.7
2367.7
299.7
22.0
150MW
937.3
846.8
1784.1
1234.7
966.4
2201.1
342.8
27.7
计算公式：

3.2　在测试平均负荷下节电率计算
测试阶段（12日1点-8点）从第一次读数开始到最后一次读数止#3、4机组平均负荷223MW。
增压风机、引风机电量计算

#3增压风机功率（kWh）
#4增压风机功率（kWh）
#3炉二台引风机功率（kWh）
#4炉二台引风机功率（kWh）
电量
二次值
2.93-1.2=1.73
2.12-0.1=2.02
（1.8-1.03）+（1.3-0.5）=1.57
（6.13-5.2）+（5.25-4.3）=1.85
一次值
1.73×4800=8304
2.02×4800=9696
1.57×3600=5652
1.85×3600=6660
修正后：6330.6
电量差值
1392
678.6
节电率
（1392+678.6）/9600=21.3%
注：#4炉引风机功率修正值取各负荷段修正值的平均值4.4%。
所以，在平均负荷223MW下，#3增压风机液阻调节运行节电率21.3%
3.3　结论
通过对项目测试，#3增压风机液阻调节运行在平均负荷223MW工况下平均节电率21.3%，在300MW、240MW、200ME、150MW负荷段节电率分别是10.6%、19.43%、22%、27.7%。

附录
试验期间各相关参数对比曲线

作者简介：
梁建民，男，汉族，工程师，大学；长兴发电有限责任公司设备管理部，电气二次（研究方向）。