【经济论文】导语，我们眼前所欣赏的本篇共有31807文字，由薛文淳认真厘正，上传于范万文网！范万文小百科：流态化床，简称流化床，是一种利用气体或液体通过颗粒状固体层而使固体颗粒处于悬浮运动状态，并进行气固相反应过程或液固相反应过程的反应器。包括散式流化床、聚式流化床（鼓泡床、湍流床、快速床）。提高循环流化床锅炉安全经济性措施介绍_电力电气论文要是你对这文章的写作能力需要改进或者修正，也可以上传分享给大家！
运河发电有限公司两台sg?440/13.7?m562循环流化床锅炉，分别于20xx年9月和20xx年2月相继投产运行，属于上海锅炉厂生产的首批440t/h循环流化床锅炉，从设计、制造、安装、运行方面都存在一定的问题，自机组投运以来曾多次出现故障，影响了机组的安全运行。鲁能发展公司和运河发电公司对此非常重视，专门成立了循环流化床机组运行可靠性攻关小组，并将其列为公司科技项目，从设备技术改造、燃烧运行控制、燃料控制、检修工艺控制等多个方面进行综合治理。通过学习循环流化床锅炉先进的技术经验介绍，我们对设备存在的问题进行认真和归纳，总结运行经验教训，提出解决措施和方案并进行了实施，取得较好效果。现在两台机组运行比较稳定，其中xx3机组20xx年不停机连续安全运行目前已近180天。
1 运河发电公司循环流化床锅炉简介
锅炉型号sg-440/13.7-m562，超高压中间再热，单锅筒自然循环循环流化床锅炉，是上海锅炉厂有限公司在引进美国alstom公司循环流化床锅炉技术的基础上进行的全套设计。炉膛上部布置4片水冷屏和16片屏式过热器，其中，水冷屏对称布置在左右二侧。炉膛与后烟井之间，布置有2台绝热钢板式旋风分离器。旋风分离器下部各布置1台非机械的“u”型回料器，回料器底部布置流化风帽，使物料流化返回炉膛。锅炉采用两次配风，一次风从炉膛底部布风板、风帽进入炉膛，二次风从燃烧室锥体部分进入炉膛。锅炉共设有4个给煤和4个石灰石给料口，均匀地布置在炉前。WWW.0519news.COm炉膛底部设有钢板式一次风室，悬挂在炉膛水冷壁下集箱上。本锅炉采用床上启动点火方式，床上共布置4支（左右侧墙各2有2支）大功率的点火油枪。同时在炉膛燃烧室左右两侧各布置1台流化床冷渣器。锅炉锅筒中心标高为47000 mm，g排柱至k排柱的深度为37200 mm,主跨宽度为21000 mm ，左右侧副跨宽度均为5000 mm。
2.运河发电公司循环流化床锅炉常见故障
2.1炉内受热面磨损
炉内受热面的磨损主要集中在水冷壁四角、密相区上部过渡区、温度测点周围、炉内悬吊受热面、顶部与分离器相对位置的水冷壁和过热器以及焊缝附近，由于上述位置均处于物料的次密相区和涡流区，飞灰浓度和速度相对较大，据不完全统计，全国的流化床锅炉因磨损造成壁厚减薄而爆管的事故占26.41%。
锅炉运行两年后检查发现，锅炉内受热面的磨损较为普遍，磨损最严重的部位主要集中在炉膛四角、后墙分离器入口两侧水冷壁以及分离器相对高度的两侧墙水冷壁磨损较为严重，特别是与耐磨料结合部位磨损更为严重。
当出现给煤机断煤时间较长时，便会由于炉内配煤不匀，造成浓相侧水冷壁磨损严重。
2.2炉内耐磨料损坏的原因
保温耐磨料的损坏主要集中在炉内密相区、过热屏底部、旋风分离器入口及切向位置、旋风分离器的入口伸缩节、回料器的平行位置，其损坏主要有脱落和磨损两种情况，造成上述损坏的原因是多方面的。
（1）有些耐磨料其本身的成分配比不符合要求，使耐磨料的稳定性达不到设计要求，表面硬度减弱以及粘结力降低，耐磨料极易磨损和脱落。
（2）施工工艺不良也容易造成耐磨料的损坏，在施工中没有严格按照料、水（或磷酸结合剂）浓度进行合理配比，耐磨料中水分较大或者没有严格按照烘炉特性曲线进行烘炉、施工时预留的膨胀缝不符和要求或膨胀缝设计存在问题等，在运行中极易造成耐磨料大片脱落。
（3）设计结构不合理也会造成耐磨料脱落，如：抓钉、拉砖钩数量较少以及设计强度较低都会造成耐磨料大面积脱落。
（4）运行操作不当也会造成耐磨料脱落，耐磨材料随温度的升降，产生膨胀或收缩，如果此膨胀或收缩受到约束，材料内部就会产生应力。耐磨材料属非均质的脆性材料，与金属制品相比，由于它的热导率和弹性较小、抗拉强度低、抵抗热应力破坏能力差、抗热震性较低，在冷启动锅炉和停炉冷却时如果温升较大，就会造成耐磨料的受热不匀产生裂纹而脱落。
2.3过热器超温的原因
3、4号炉自投产以来，屏式过热器冷段和热段出口温度一直偏高，冷段出口温度最高达475℃,比设计值高出50.8℃，当一级减温器减温水量为26.1 t/h时，热段出口温度最高达534℃，比设计值高出40.6℃，其中屏式过热器高温段部分管子由于过热严重出现了管材球墨化现象。主要原因有：
（1) 炉内设计的过热器受热面较多。
（2) 在锅炉设计时，没有考虑分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管的辐射吸热量。
（3) 燃用煤种偏离设计煤种较大。
（4) 运行中风量配比偏差较大。
2.4 给煤机堵煤
锅炉共设4台给煤机、2个原煤仓。自投产以来，频繁发生给煤机堵煤、断煤现象，仓壁挂煤严重，虽经空气炮疏松但无明显效果，只能用人工进行敲打和投通。特别是雨季煤湿，堵煤现象更为严重。经过认真观察，认为堵煤现象的频繁发生主要有以下原因造成：
（1） 入炉煤含水量较大，增加了煤的粘度。实践证明：当煤的含水量在8%~15%范围内粘性最大，煤在煤仓中极容易结块产生堵煤现象。
（2） 煤仓和入口电动门结构不合理：煤仓设计为方锥型，入口电动门为方型结构，2台给煤机共用1个原煤仓。中间分叉后变2个煤斗接入给煤机，由于仓壁四角产生“双面摩擦”和挤压，越接近下煤口部位摩擦力和挤压力会越大，所以在四角部位积煤特别严重。电动插板门后为“天方地圆”结构，由于设计时预留高度太短，所以收缩太快，造成坡度减小容易堵煤。
2.5 冷渣器排渣困难原因：
（1） 床温过高造成结焦
（2） 细碎机未及时调整，粗细煤粒的分布不合理，造成密相区燃烧份额加大，床温提高结焦。
（3） 点火过程中投入冷渣器运行，给煤落入冷渣器内，使冷渣器内发生煤粒再燃，造成高温结焦。
（4） 停炉时床料中煤粒未完全燃烧尽，产生低温结焦，焦块进入冷渣器内。
（5） 配风不合理和锅炉长期低负荷运行，炉膛流化不良可能造成炉膛局部结焦。
（6） 炉膛内流化不良，存在部分死区，易使低温焦块生长。
（7） 冷渣器设计缺陷：冷渣器中间隔墙过高，较大的渣料由于流化困难，很难被从ⅰ室吹到ⅱ室。
（8） 运行调整过程中，冷渣器运行关键参数监视不到位。
3常见故障的改造处理措施
3.1 锅炉受热面磨损的改造措施
（1）考虑到流化床锅炉的特殊性和受热面磨损的普遍性，我们利用大修机会对炉内部分受热面进行了喷涂。喷涂位置为炉膛四角水冷壁、密相区往上1.5 m、焊缝两端各0.2 m，顶棚往下1.5 m和分离器入口两侧相对应的部位。
（2）大修喷涂后运行半年发现分离器两侧及后墙两角水冷壁磨损仍然较为严重，涂层被全部磨掉后造成水冷壁减薄超标。为了彻底解决磨损严重的问题，对上述部位敷设了耐磨可塑料，该部位的磨损问题得到彻底解决。
3.2 炉内耐磨料损坏的处理措施
（1）对耐磨料进行了招标，选择有资质的、信誉和质量较好的耐火材料厂家进行施工，在施工中严格施工工艺，加强质量监督，对耐磨料的成分进行不定期抽样检查，对不合格的产品一律拒绝使用。
（2）对旋风分离器切向位置的耐磨料进行了施工改造，将原有的耐火砖拆掉（部分脱落）增加了y型抓钉，并在抓钉上面焊接了φ6mm的不锈钢网，外层用60mm的高温硅酸铝棉毡，中间用微孔保温砖，内层附以150 mm厚的耐磨捣打可塑料，经过8个多月的实际运行，保温效果和强度都非常好。
（3）回料器的水平段耐磨料经常脱落，致使该处的铁板烧红。利用停炉机会对该处进行了改造,在耐磨料最内层加装了成型高温耐热钢板，板下部敷设50mm厚的可塑料，上部敷设保温浇铸料和绝热材料，从目前运行情况来看，使用效果比较好。
（4）为了避免出现耐磨料脱落的现象发生，每次停炉和启动，都应严格按照温升曲线进行操作。
3.3 过热器超温的改造处理措施
（1） 将屏式过热器冷、热段炉膛中间各一屏割除，以减少受热面,降低出口汽温，如图一。
（2）考虑到炉膛中间两屏过热器割除后,相邻两屏过热器对流、辐射换热加强，同时为了减小不同屏间屏过管子的热偏差，在屏式过热器冷、热段出入口底部增加不同面积的耐磨料，靠近炉膛中间增加耐磨料的面积大于靠近炉膛两侧各屏式的面积，如图二。
（3）为了减小同屏间管子的热偏差，在屏式过热器冷、热段出口每屏前、后两侧各三根管子增加3米高耐磨料，如图二。
（4）为了减少悬吊管和隔墙管处的辐射热，分别将＃3、4炉分离器出口混合室内悬吊管和隔墙管加装了隔热护板。
（5）屏式过热器冷热段入口加装温度测点。
3.4给煤机堵煤的改造处理措施（1） 对原煤仓进行了改造，从原煤仓的分叉处往下由方型改为圆形结构，分三节形成双曲线型结构，内贴高分子pst板，去掉空气炮，每个煤斗对称加装了由派通公司生产的疏松机。（2） 将给煤机入口电动插板门更换为派通公司生产的双向液压门，该门为圆形桶体结构，采用液压双向插板设计，相对开关。由于门的内壁为圆柱型结构，从而减少了煤和门壁的摩擦，避免了门后堵煤现象的发生。3.5防止冷渣器排渣困难改造处理措施（1）将冷渣器内的中间隔墙降低，便于主室内的渣进入副室，从而自正常排渣口排出。（2）降低正常排渣口的高度。将标高从4.733米下降至3.84米。（3） 在冷渣器回风管上增加手动隔绝门。增加该手动门有两个作用：一是当炉膛排渣口堵塞时可以将该门关闭，利用冷渣风机的风将排渣口鼓开；二是当冷渣器内结焦或冷却水管道泄漏时可以将该门关闭后进行事故处理。（4） 在冷渣器底部加装了压力测点，根据压力合理控制排渣时间。 4 针对发生的常见故障运行采取的措施4.1减少受热面的磨损为了减少炉内受热面的磨损我们从运行方面采取了如下措施：（1） 严格控制入炉煤的粒度，每班取样筛分，及时调整。（2） 对入炉煤的热值进行严格的取样化验，确保入炉煤的低位发热量高于校核煤种, 发热量小于该值的煤种一律进行掺烧，严格将燃料耗量控制在69 t/h以下。（3） 在保证炉内床料流化良好的前提下，减小总风量，145mw合理风量在450t/h左右。（4） 在保证料层差压合理分布的前提下，降低炉膛差压，145 mw合理床压在13.4~14.5 kpa左右。（5） 根据燃烧工况，合理控制风量配比，减小“多余”风量的送入。（6） 煤、风调整应缓慢均匀，精心监视，降低炉内的扰动。（7） 根据排渣粒度每运行360 h置换床料一次。（8） 开展各种活动，不断优化燃烧调整，丰富经验，提高机组安全、经济性。4.2防止过热器超温运行采取的措施（1） 点火过程中，运行油枪应雾化着火良好，燃烧器风量适当；冲转并列时，调整回油门开度、调节ⅰ、ⅱ级旁路，必要时，开启向空排气门，维持主汽压力稳定，保证屏过壁温不超温，必要时减少油枪投入数量。（2） 并列后初期升负荷，保持高压调门全开，使汽压、汽温、负荷按规程规定上升，宁慢勿快，监视屏过壁温变化。（3） 初期投煤执行“脉动”给煤的规定，根据床温变化率、氧量变化，确已着火方可连续少量给煤，否则稳定电负荷提高床温后重新投煤。给煤量缓慢均匀增加，使汽压稳定升高，注意一、二次风量的调整。避免可燃成分炉内积存燃烧，床温失去控制。（4） 根据汽温变化情况，及时投入、调整减温水量，特别注意一级减温水的调整，保证屏过热段出口汽温、壁温不超温。（5） 给煤稳定后，根据床温变化率，床温升至600℃以上，及时逐一切除油枪运行，注意停止大油枪对床温的影响。（6） 升负荷过程中，注意炉膛进出口差压、炉膛上下床压、回料器压力的变化，合理调节一二次风比例，及时排渣置换床料，保证稀相区燃烧份额，控制床温及升负荷速度。（7） 低负荷时，一次风比例大，随床温升高，一次风比例降低，合理调节一二次风比例及二次风门开度，减小各层床温与分离器进出口烟温差，减小两侧烟温差。（8） 防止过热器、再热器壁温超温，应烟气侧与蒸汽侧调整相结合；升负荷过程中，应以烟气侧为主，调整减温水为辅。（9） 高负荷时，严格按规程规定调节床温，均匀给煤，根据煤质，适当提高床压，通过控制床温控制屏过壁温超温；合理调节一二次风比例及二次风门开度，保持氧量，通过控制分离器出口烟温及两侧偏差防止对流过热器、再热器壁温超温。（10） 高负荷时，注意协调一、二级减温水比例，保证屏过出口、再热器出口、过热器出口汽温、壁温在规定范围内。（11） 高负荷时，加强再热器、过热器吹灰，不允许为汽温而造成壁温超温，当发生保持汽温额定与壁温超温相矛盾时，优先保证过热器、再热器壁温不超温，尽可能提高汽温，并满足主、再热汽温差<27℃，主（再热）汽温a、b两侧之差<14℃的规定。（12） 当发现过热器壁温、再热器壁温接近上限、或超温时，加强责任心，及时调整，不等不靠；当调整无效，壁温超温与机组负荷相矛盾时，减小锅炉负荷并汇报值长。（13） 稳定运行工况下，主、再热汽温保持正常，不允许超过540℃的现象出现。减温水调整应缓慢均匀，避免汽温不允许大幅度变化。（14） 当发生断堵煤恢复时，缓慢增加给煤量，控制床温、汽压缓慢稳定上升，并注意对汽温、壁温的监视。（15） 当发生高加解列等异常情况时，可适当减负荷，控制床温上升速度，防止汽温、壁温超温。4.3防止堵煤运行采取的措施（1）加强入炉煤的掺配，严格入炉煤的化验制度，将入炉煤的水分控制在8%以内。（2）每周利用低负荷运行时，进行一次煤仓低煤位燃烧，以便于将积在煤仓四周的积煤“清理”干净。避免长期满煤运行造成的四角积煤。（5） 加强上煤巡检制度，杜绝杂物进入煤仓造成堵煤。（6） 如果长时间停炉，必须进行空仓燃烧处理，防止煤在仓内长时间堆积造成结块积煤。（7） 遇到雨天和煤湿时，煤仓上煤应采取低煤位、勤上煤的办法，始终让煤位在较低状态下运行，避免湿煤在仓中结块。4.4防止冷渣器排渣困难运行采取的措施（1） 严格控制床温，将床温控制在850℃~900℃，严禁床温超过950℃。（2） 每天对入炉煤进行检验，严格控制入炉煤粒度的均匀性，并保证粒度不大于10mm，发现有超标情况时应及时更换细碎机锤头。（3） 冷渣器投运时，选择床温达到600℃时，应平缓投入，保证床料得到良好的流化和床料中的煤粒燃尽，使冷渣器不致受到过度热应力的损坏。（4） 在停炉熄火后，应加强炉内通风以保证床料中的煤粒燃尽和得到充足的冷却，并严密监视床温不得超过400℃，如果发现有生温倾向应加大通风量。（5） 合理控制一、二次风配比，保证床料得到充分燃尽和流化。（6） 合理控制a、d给煤机的进煤量，使a、d给煤机的给煤量尽量小一些，一方面可以减少排渣的含碳量，另一方面可以减少侧墙水冷壁的磨损。（7） 实行间断排渣并保持冷渣器内的床料在一定位置，以减少排渣的可燃物含量和使床料得到充分的冷却。5加强指标管理、确保锅炉经济运行 5.1降低飞灰含碳量为降低燃料成本，运河发电公司05年开始进行无烟煤掺烧试验，直至100%烧无烟煤，由于设计煤种为烟煤，煤种偏离较大，造成灰渣含碳量偏大，对此我们采取了下列措施：（1）、加强风量调整，合理调配一、二次风比例，和适当增加床温可降低飞灰含碳量。（2）、加强入炉煤的管理和监督，保持燃煤细度。（3）、尽量保持较高的稳定负荷运行。（4）、严格执行受热面吹灰管理制度，定期对受热面进行吹灰。 （5）加强预热器的漏风治理、尽量减少预热器的漏风。（6）加强吹灰器的检修与维护，保持吹灰器安全可靠的运行。（7）利用停炉机会对受热面进行清灰。（8）利用停炉机会对炉内风帽进行检查，修复损坏的风帽。5.2降低排烟温度5.2.1原因锅炉的排烟温度自运行以来，一直高于设计值，其主要原因为：（1） 炉在设计时，预热器的入口温度按20℃设计，而一、二次风机的实际出口温度一般在50~75℃，由于预热器入口风温高于设计值较多，造成排烟温度高于设计值。（2） 烧部分无烟煤，也会造成排烟温度升高。（3） 为了降低飞灰含碳量必然要增加二次风量，和适当提高床温，同样会增加排烟温度。（4） 省煤器和预热器积灰也影响排烟温度。（5） 尾部烟道漏风也会造成排烟温度升高。5.2.2处理措施 为了降低排烟温度我们采取了如下措施：（1） 理调整一、二次风，在排烟温度和飞灰含碳量之间选择合理的最佳风量运行。（2） 增加尾部受热面的吹灰次数。（3） 利用停炉机会应对预热器进行全面查漏、堵漏。6效果经过全面综合治理，运河发电公司两台循环流化床机组的运行安全可靠性和经济性都有了较大好转。6.1改造前后参数对比机组负荷在145mw时改造前后参数对照表
参数名称
单位
设计值
改造前
改造后
床温
℃
867
863
876
旋风分离器出口烟温
℃
897
901
913
过热器一级减温水流量
t/h
14.5
38.2
16.5
过热器二级减温水流量
t/h
7.0
2.3
9.8
高温省煤器出口水温
℃
301.4
296.6
299.8
低温屏式过热器入口汽温
℃
352.8
370.8
356.3
低温屏式过热器出口汽温
℃
419.7
475
447.1
高温屏式过热器出口汽温
℃
485.9
524
498.3
排烟温度
℃
137.8
154
149
飞灰含碳量
%
7.32
5.48
灰渣可燃物（实际值）
%
3.21
2.31
连续运行天数
天
＜60天
＞180天
6.2目前的运行效果 目前、我公司两台流化床锅炉运行较稳定，由原来的连续运行时间不足60天，达到了不停机运行180天仍保持运行的好水平，各项经济指标也保持在较好的水平状态。7.结束语循环流化床锅炉因其具有燃料适应性广，低温燃烧氮氧化物排放量低，可实现炉内脱硫等优点，适应了当今社会对能源利用与环境保护更高要求的潮流。因此，近年来循环流化床锅炉得到了迅猛的发展，循环流化床锅炉的容量也日趋扩大。本文所述均为运河电厂2台440t/h循环流化床锅炉近年运行以来出现问题的探讨，随着对流化床锅炉认识的加深和经验的进一步积累，流化床锅炉的安全可靠性和稳定性也得到了很大提高，但目前仍存在一些问题，比如：石灰石系统运行不正常；风水联合冷渣器冷渣效果差；耐磨料使用寿命短；分离器表面温度高等诸多问题还没有彻底解决。我们将在今后的工作中，向全国流化床锅炉专家及同行进一步加强学习，并及时交流和沟通，共同努力使流化床锅炉的可靠性、经济性取得更好发展和提高。
参考文献1. 党黎军编著，《循环流化床锅炉启动调试与安全运行》，中国电力出版社，20xx年版。
2.岑可法，倪明江，骆仲泱等编著，《循环流化床锅炉理论设计与运行》，中国电力出版社，1997年版。
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4. 姜述杰，高飞.循环流化床锅炉磨损问题初析。锅炉制造，20xx，3：15-17
5.sg?440/13.7?m562循环流化床锅炉运行说明书 上海锅炉厂有限公司
[论文关键词]变压器 运行方式 节能
[论文摘要]电力变压器作为电力系统电压变换的主要设备，被广泛应用于输电和配电领域，变压器容量的选择直接影响到电网的运行和投资。通过合理的选择运行方式，加强变压器的运行管理，达到节能目的。变压器经济运行是在确保变压器安全运行及满足供电量和保证供电质量的基础上，充分利用现有设备；通过择优选取变压器最佳运行方式、负载调整的优化；变压器运行位置最佳组合以及改善变压器运行条件等技术措施，从而最大限度地降低变压器的电能损失和提高其电源侧的功率因数，所以变压器经济运行的实质就是变压器节电运行。
变压器在整个电力系统中是一种应用广泛的电气设备，一般说来，从发电、供电一直到用电，需要经过3～5次的变压过程，其自身要产生有功功率损失和无功功率消耗。由于变压器台数多，总容量大，所以在广义电力系统(包括发、供、用电)运行中，变压器总的电能损失占发电量的10％左右。参见《变压器经济运行》(胡景生等著)这对全国来说，意味着全年变压器总的电能损失为1100亿kw·h以上，相当于3个中等用电量省份的用电量之和。变压器经济运行是在损失电能的1100亿kw·h以上电能中去挖掘节电潜力；电网经济运行则是在损失的3178～3746亿kw·h电能中挖掘节电潜力。
一、容量相同、短路电压相同的变压器并列经济运行方式
容量相同、短路电压相同，也就是说，在多台变压器并列运行时，认为负载分配是均匀的、相等的。WWw.0519news.cOM短路电压相接近的条件是变压器间的短路电压差值δuk%应满足下式要求：
δuk%=（δudk%-δuxk%）/δupk%100%＜5% （11）
δuk%---变压器最大短路电压
δuxk%---变压器最小短路电压
δup%---并列运行方式中全部变压器短路电压的算术平均值
沈鼓集团变电所设置3台主变，容量为5000kva，其中2xx和3xx主变并列运行供6300kw电机试车。如果试车产品为3200 kw及以下电机拖动试车2xx和3xx主变任意一台即可满足生产要求。2xx主变δuk2%=5.64%，3xx主变δuk3%=5.52%。根据（11）式可得：
δuk%=（5.64-5.52）/5.56100%=2.15%＜5%
因此，2xx和3xx主变满足并列运行的短路电压差值的要求。
沈鼓集团新厂区变电所设置3台主变，容量为20000kva，其中2xx和3xx主变并列运行供30000kw电机试车。2xx主变δuk2%=8.76%，3xx主变δuk3%=8.67%。根据（11）式可得：
δuk%=（8.76-8.67）/8.70100%=0.6%＜5%
因此，2xx和3xx主变满足并列运行的短路电压差值的要求。
（一）相同台数并列的运行方式
1. 两台变压器并列运行
两台变压器a、b并列运行时，组合技术参数的空载损失和短路损失为两台之和：
δp0=pa0+pb0 （12）
δpk= pak+pbk （13）
如有ab及cd两种两台变压器并列运行，其功率损失计算公式为：
δpab=pab0+ 2pabk （14）
δpcd=pcd0+ 2pcdk （15）
根据（14）、（15）式可解得临界负载系数sl:
lp=[（pabopcdo）/（pcdkpabk）]1/2 （16）
lq=[（qaboqcdo）/（qcdkqabk）]1/2 （17）
lz=[（pabzopcdzo）/（pcdzkpabzk）]1/2 （18）
sl=2se [（pabopcdo）/（pcdkpabk）]1/2 （19）
如果sl的计算结果为虚数时，选择空载损耗较小的运行方式；如果sl为实数时，当负载小于临界负载时，选择空载损耗较小的运行方式，反之选择空载损耗较大的运行方式。
2. 多台变压器并列运行
如有n台变压器并列运行时，组合技术参数的空载损失和短路损失为各台之和：
δpno=σpi0 （110）
δpnk=σpik （111）
如有甲、乙两种n台变压器并列运行，其功率损失计算公式为：
δpn甲=σpi0甲 + 2σpik甲 （112）
δpn乙=σpi0乙 + 2σpik乙 （113）
根据（312）、（313）式可解得临界负载系数l：
lp=[（σpi0甲σpi0乙）/（σpik乙 σpik甲）]1/2 （114）
lp =[（σqi0甲σqi0乙）/（σqik乙 σqik甲）]1/2 （115）
lp =[（σpiz0甲σpiz0乙）/（σpizk乙 σpizk甲）]1/2 （116）
sl=nse [（σpi0甲 σpi0乙）/（σpik乙 σpik甲）]1/2 （117）
如果sl的计算结果为虚数时，选择空载损耗较小的运行方式；如果sl为实数时，当负载小于临界负载时，选择空载损耗较小的运行方式，反之选择空载损耗较大的运行方式。
二、变压器经济运行方式的经济负载系数
由于变压器各种运行方式的有功损失和无功损失随着负载发生非线性变化的特性，因此就存在着在某一负载系数条件下运行，其有功损失和无功损失最低的情况，称此负载系数为运行方式的经济负载系数。
（一）单台变压器运行的经济负载系数
1. 有功经济负载系数jp=（po / pk）1/2 （1-18）
2. 无功经济负载系数jq=（io %/ uk %）1/2 （1-19）
根据经验可知，随着变压器的容量增大，有功损失系数稍微下降，而无功损失系数则明显下降，特别是当变压器容量增大到10000kva以上时，jp、jq下降更加明显。随着变压器耗能参数的改善，经济负载系数jp有较大的下降，而jq下降更加明显。所以，由于变压器的材质不同，容量不同，再加上制造水平不同，其经济负载系数jp、jq存在着很大差异。
三、增设小容量变压器的经济运行
我公司生产主变为5000kva，进户电源为10kv。白天最大功率4200kw，22点至次日凌晨6点平均功率为1300kw。如果增设1600小变压器在22点至次日凌晨6点供电，其月基本电费为24000元，而节约的电费约为2280元。因此，增设小容量变压器没有节约电费，反而增加电费。
参考文献：
[1]变压器经济运行，天津科学技术出版社，2000.
[2]胡景生等著 ，《变压器经济运行》，2000.
[3]胡景生等编著，《电网经济运行与能源标准化》，20xx.
摘 要：文章介绍无功补偿的作用，低压并联电容器无功补偿的种类、电容补偿控制的选择及补偿容量的确定等。
关键词：低压并联电容器；无功补偿；技术；经济性
无功功率是维持电力系统正常运行最主要的一个因素。搞好电力系统的无功平衡，提高负荷的功率因数，可以减少线路和变压器中的有功功率损耗和其他电能损耗，从而提高电能质量，降低电能损耗，并保证了电力系统的稳定运行和用户的供电质量。
1无功补偿的作用
1.1提高变配电设备利用率，减少投资费用
对低功率因数的负荷进行无功补偿，接入并联电容器,由于无功电流得到补偿，使得负荷电流减少
由于功率因数提高而使变配电设备减少的容量（kva）可用公式1计算：
δs ＝p/ cosφ1－p/ cosφ2
＝p×（cosφ2－cosφ1）/（cosφ2×cosφ1）
（1）式中：
s---为减少的设备容量
p---为负荷有功功率
cosφ1---为补偿前负荷功率因数
cosφ2--- 为补偿后负荷功率因数
如1000kw的负荷容量，补偿前功率因数为0.7，从公式1中可计算出当功率因数补偿到0.95时，为该负荷输电的变配电设备容量可减少376kva，对于新建项目可以减少投资费用（变配电设备容量减少376kva，可减少基本电费的支出），经济效益明显。wWw.0519news.cOM
2.2 降低电网中的功率损耗
当负荷的功率因数从1降到cosφ时，电网中的功率损耗将增加的百分数约为δp（%）=（1/cos2φ-1）×100%
2.3 减少了线路的压降
由于功率因数的提高，线路传送电流小了，系统的线路电压损失相应减小，有利于改善末端的电能质量。
2.4 提高功率因数及相应地减少电费
根据国家水利电力部国家物价局1983年颁布的《功率因数调整电费办法》规定三种功率因数标准值，相应地减少电费：
①功率因数标准0.90，适用于160千伏安以上的高压供电工业用户、装有带负荷调整电压装置的高压供电电力用户和3200千伏安及以上的高压供电电力排灌站。②功率因数标准0.85，适用于100千伏安（千瓦）及以上的其他工业用户，100千伏安（千瓦）及以上的非工业用户和100千伏安（千瓦）及以上的电力排灌站。③功率因数标准0.80，适用于100千伏安（千瓦）及以上的农业用户和趸售用户。
3 低压并联电容器无功补偿的种类
3.1 集中补偿
在低压配电所内配置若干组电容器接在配电母线上，补偿供电范围内的无功功率
3.2 就地补偿
将补偿电容器安装于用电负荷附近，或直接并联于用电设备上
就地补偿分为两种：一是分散就地补偿，电容器接在低压配电装置或动力箱的母线上，对附近的用电设备进行无功补偿。二是单独就地补偿，将电容器直接接在用电设备端子上或保护设备末端，一般不需要电容器用的操作保护设备，
3.3 就地补偿与集中补偿节能比较
4 电容补偿在技术上应注意的问题
①防止涌流。在电容器投入时，一般情况下伴随着很大的涌流，在iec出版物831电容器篇中电容器投入涌流的计算公式如下：is＝in×√2s/q
（3）式中：
is ---为电容器投入时的涌流（a）
in ---为电容器额定电流（a）
s ---为安装电容器处的短路功率（mva）
q ---为电容器容量（mvar）
在低压电容器回路中，可采用以下方法限制：一是串联电抗器；二是加大投切电容器的容量；三是采用专用电容器投切的接触器。 ②防止系统谐波的影响。由于电容器回路是一个lc电路，对于某些谐波容易产生谐振，造成谐波放大，使电流增加和电压升高。为此可采用串联一定感抗值的电抗器以避免谐振，如以电抗器的百分比为k，当电网中5次谐波较高，而3次谐波不太高时，k宜采用4.5％；如中3次谐波较高时，k宜采用12％，当电网中谐波不高时，k宜采用0.5％。
③防止产生自励。采用电容器就地补偿电动机无功功率，电容器直接并联在电动机上，切断电源后，电动机在惯性作用下继续运行，此时电容器的放电电流成为励磁电流。如果补偿电容器的容量过大，就可使电动机的磁场得到自励而产生电压，电动机即运行于发电状态，所以补偿容量小于电动机空载容量就可以避免，一般取0.9倍就没关系。
qc=0.9×3ui0
（4）式中：
qc ---为补偿电容器容量
u ---为系统电压
i0 ---为电动机空载电流
5 电容补偿控制的选择及补偿容量的确定
5.1 电容器组投切方式的选择
电容器组投切方式分手动和自动两种。对于补偿低压基本无功及常年稳定的高压电容器组，宜采用手动投切；为避免过补偿或轻载时电压过高，易造成设备损坏的，宜采用自动投切。高、低压补偿效果相同时，宜采用低压自动补偿装置。
5.2 电容器补偿容量的确定
先进行负荷计算，确定有功功率p和无功功率q，补偿前自然功率因数为cosφ1，要补偿到的功率因数为cosφ2。则qc=p(tgφ1－tgφ2)
（5）式中：
qc ---为补偿电容器容量
p ---为负荷有功功率
cosφ1---为补偿前负荷功率因数
cosφ2 --- 为补偿后负荷功率因数
确定无功补偿容量时，还应注意以下三点：①在轻负荷时要避免过补偿，倒送无功造成功率损耗增加，也是不经济的。②功率因数越高，每千乏补偿容量减少损耗的作用将变小，通常情况下，将功率因数提高到0.95就是合理补偿。③ 就地补偿电容器容量选择的主要参数是励磁电流，因为不使电容器造成自励是选用电容器容量的必要条件，可用公式4计算。
6 结语
采用无功补偿可以提高功率因数，是一项投资少，收效快的节能措施。并联补偿电容器原理简单、使用方便、运行经济，还可以分组投切保证电压合格率和合理的功率因数。我国很多地区配电网和农网平均功率因数偏低，通过采用补偿电容器进行合理的补偿，一定能够提高供电质量并取得明显的经济效益。
参考文献：
[1]电力工业部综合管理司.用电检查技术标准汇编[m].:中国电力出版社,2000.
[2]电力工业部综合管理司.用电检查法规汇编[m].沈阳:辽宁科学技术出版社,1998.
[3]张利生.电力网电能损耗管理及降损技术[m].:中国电力出版社,20xx.
摘 要：文章识别了我国输变电工程项目的国民经济效益，包括3类直接效益和4类间接效益。在此基础上构建了输变电工程项目国民经济效益评价指标体系。
关键词：输变电工程；国民经济评价；效益识别；评价指标体系
电力的开发与应用是一个国家发展的关键。近年来，我国电网在网络规模、网络结构、应用新技术等方面取得了长足进步和较大发展，据预测，20xx年我国西电东送容量将达6440万千瓦，通过北、中、南三个方向送往东部地区，其中采用500千伏交流输电的线路将达到4300万千瓦。然而相对于输变电技术的发展，输变电工程项目的评价水平仍然不高。作为项目评价的重要组成部分，国民经济评价在其中占有重要的地位，国民经济评价是根据国民经济长远发展目标和社会需要,项目对国民经济的净贡献，衡量项目在经济上的可行性和合理性。对输变电工程项目合理进行国民经济评价，能够优化电网结构，节约输电走廊，降低工程造价并提高输变电投资效益。此外，国内尚未出现关于输变电工程项目国民经济评价的研究。因此对我国输变电工程进行国民经济评价显得非常必要。
当前国内尚未出现关于输变电工程项目国民经济评价的研究。因此对其进行国民经济评价能够填补国内研究的空缺。进行国民经济评价的第一步是识别国民经济效益。以往研究主要关注公路建设项目、铁路投资项目和机场建设项目的国民经济效益，而没有关于识别输变电工程项目国民经济效益的研究。wwW.0519news.Com因此本文将通过对输变电工程项目进行，识别其中的国民经济效益，区分哪些属于直接效益，哪些属于间接效益。在此基础上哪些效益指标可以量化，哪些指标无法量化，构建输变电工程项目国民经济效益指标体系。
1输变电工程项目国民经济效益
输变电工程国民经济效益可以分为直接效益和间接效益两种。下面将根据输变电工程项目的建设实际分别对两类效益进行。
1.1直接效益
直接效益是指项目产出物用影子价格计算的经济价值。可以表现为增加该产出物数量满足国内需求的效益，替代或部分替代其他同类产品生产企业的产出物，使被替代企业停产或减产以减少国家有用资源耗费的效益等。对于输变电工程项目来说，项目建成后，可以产生的直接效益包括过网费效益、其它可替代能源（如煤、天然气等）的运输成本节约的效益、减少电能输出损耗的效益。
①过网费效益。输变电工程建成后，电力将通过供电线路输送给用电个人或企业，供电局在电费的收取中，已经包含了输变电所产生的过网费，因此过网费应该作为输变电工程项目的国民经济直接效益。②其它可替代能源的运输成本节约效益。通过变电站和输电线路，作为重要能源的电力资源将源源不断地输出到用户，不仅满足了用户需要，而且大大减少了其它可替代能源的运输费用如煤气、天然气等。③减少电能输出损耗效益。当变电站输出电力时，当用电负荷小的时候，需要利用电抗器消耗多余的电能。输变电工程的建成能够减少消耗的电能，提高电力利用的效率。
1.2间接效益
间接效益是指项目为社会做出贡献，但是项目本身并没有得益的那部分效益，可称为外部效益。输变电工程项目建成后，可以产生的间接效益有提高用户的生活生产质量，带动区域经济发展、促进钢铁等其它相关行业的发展，培养了电力工程建设人才等。
①提高用户的生活生产质量。输变电工程的建设能够保障用电企业和家庭用户的用电稳定，提高用电企业的生产质量和用电家庭的生活质量，减少了生产和生活中的事故，产生了良好的效益。②带动区域经济发展。输变电工程项目能够扩大企业的用电，保障电能的充足供应，从而为提高企业的生产能力打下了坚实的基础，为区域服务业的运营提供稳定的保障，从而促进当地以及区域经济的发展，提高了经济效益。③促进其它相关行业（如钢铁行业等）的发展。一个变电站的建成意味着有更多潜在的输电线路，而输变电工程项目建设需要使用大量的钢材、电力设备等设备材料，因此其它行业也能够得到促进和发展。④培养了电力工程建设人才产生的效益。输变电工程项目的建设能够促进电力建设人才的培养和新技术的发展，这些人才和技术能够为国民经济的各个方面产生积极作用，成为效益的一部分。
2输变电工程项目国民经济效益评价指标体系
经过上述，可以建立输变电工程项目国民经济效益评价指标体系。总体来说，包括直接效益指标和间接效益指标。在直接效益中，含有过网费效益、其它可替代能源的运输成本节约效益和减少电能输出损耗效益。间接效益则含有提高用户的生活生产质量、带动区域经济发展、促进其它相关行业的发展和培养了电力工程建设人才产生的效益。在这些效益评价指标中，有些指标可以量化，有些指标不能量化从而无法直接用来计算。直接效益中的过网费能够得到量化，在电费的收取当中能够计算过网费的多少。其它可替代能源的运输成本节约效益不能量化，因为这些成本没有实际发生，因此无法进行合理测算。减少电能损耗的效益能够进行量化，因为损耗量数据可以获得，从而计算相关的效益。在间接效益中，有些指标需要继续细分进行量化，如促进其它相关行业发展所产生的效益中，可以通过综合其它企业销售的产品和服务价格得到。除此之外，间接效益中的其它指标需要通过其它可量化指标进行反映。本文输变电工程项目国民经济效益评价指标体系的建立，为今后输变电工程项目的国民经济评价提供了依据。
参考文献：
[1]魏周龙.水利工程项目的国民经济评价[j].水利电力机械,20xx,28(6):31-32.
摘 要：文章提出了经济危机背景下的电力市场存在的若干问题，指出电力市场改革迫在眉睫。同时，针对电力市场改革给出了几项可行性举措。
关键词：经济危机；电力市场；改革
1引 言
旷日持久的美国次货危机最终转化为全球性金融危机，导致全球经济开始衰退，原油、矿石等资源价格下跌，投资严重不足。金融经济危机已经迅速蔓延成实体经济危机，世界性经济危机已经来临。
对于电力市场来讲，首先应该清醒地认识到危机带来的经济发展放缓会导致用电需求的变缓会导致用电需求的锐减，而且这种情况会持续很长的时间。面对用电需求锐减造成的致命的影响，电力行业要做好相关的准备。而拉动内需的措施基于社会稳定之上，因此电价上涨只能作为一种长期企求，短期内无法得到满足。
2电力市场面临的若干问题
①电力市场的监管机制不够完善。我国电力行业需要市场化，但在市场化的过程中不能放任不管，我国的电力市场建设具有其特殊性。WWw.0519news.CoM在我国, 厂网分离和输电、配电分离尚未完全实现，需要从以下几个方向进行努力：监管机构必须制定严格的监管措施, 防止电网公司与自有电厂之间的内部交易行为;监管机构缺乏足够的专业人才和监管经验,随着电力企业逐步熟悉相应的市场运行和监管规则, 这种专业监管力量的缺乏很难防止电厂之间以及电厂和电网之间的合谋行为。
②电力市场人才的储备不足。由于电力市场的发展起步较晚，相关的人才储备缺乏。为了储备电力市场的人才必须在各高等院校开设电力市场专业，电力市场专业是在电力系统的基础上发展起来的, 必须新增的课程。但是开设新的专业，准备工作复杂，耗时较长，再者新专业招收的学生也不可能立刻转变为生产力，需要在几年后才能真正走上就业岗位。因此人才的储备需要经过一段时间才能满足电力市场化的需求，也就是人才储备具有一定的滞后性。
③电力市场实时电价难以确定。基于用电的峰谷差及用电负荷的性质不同，不同的电价更有利于电力市场的竞争机制。为了使电力市场的参与者能获得利益，并根据不同的经济现况做出反应，电力价格应依据短期的运行进行变动，即所谓的实时电价。但是实时电价会带来不确定度，并会因为实时电价没有考虑到未来的状况而缺乏合理性。
3推进电力市场改革迫在眉睫
随着经济危机的加剧，各行各业都受到了前所未有的冲击，作为国民经济重要支柱的电力行业形势同样不容乐观。
全社会供用电量增速下降明显。据中电公布的20xx年1-10月电力工业生产简况：1-10月全社会用电量为28969亿kw/h，同比上升8.3%；其中，10月份单月用电量为2699亿kw/h，同比下降2.7%，为20xx年2月以来首次出现单月电量增速同比下降。
众多小火电关而不停，危害多。全国低于10万千瓦及以下的小火电机组现有1.15亿千瓦。小火电不仅浪费了大量宝贵的煤炭资源，而且排放的二氧化硫和烟尘，分别占整个电力企业的三分之一和一半。另外，它会造成发电企业普遍设备利用小时严重偏低，以至全行业大面积亏损。面对如此残酷的现状，推进电力市场改革迫在眉睫。
4电力市场改革若干举措
①用竞价上网辅以强硬政策，加速淘汰小火电。竞价上网促使自身不断完善以及煤价持续走弱，生产成本显著降低，由此带来上网电价下降，最终达到改革的预期效果。若关停小火电5000万千瓦以上，加上大型发电厂高效低排设备的应用，以及全面实施节能发电调度，使环境得以极大的改善。
②进一步补贴可再生能源发电企业，继续鼓励多发多补，多发多上网。可再生能源在此次改革和危机中，受世界总的发展趋势和国家政策的扶持得以发展壮大，由国民经济的生力军成为新的支柱产业。
③加快推进区域电力市场建设。在当前经济危机加剧、电力供需低迷的形势下提出加快区域电力市场建设，具有重要的意义。前几年电力处于短缺状态，电力市场建设举步维艰，现在电力市场进入了一个相对宽松的环境，为电力市场建设提供了一个千载难逢的大好机会。
5结论
在目前经济危机的大背景下，能源行业作为国民经济的重要组成部分，其在本次危机中的长足发展，是其他行业复苏的信心和力量。在电力方面，电力行业应该具体问题具体，认清形势，及时调整发展战略、积极推进电力市场改革，在危机中立于不败之地，在发展中更上一层。
参考文献：
[1]向宇,刘俊勇.基于实时电价的电力市场远期合同[j].电力需求侧管理,20xx,(4).
[2]张晨,张黎.金融危机背景下电力市场改革[j].现代经济,20xx,(12).
本页网址:
https://www.fwan.cn/mianfeilunwen/jingjilunwen/14632.html
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