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配电网络规划 配电网络的规划是供电企业的一项重要工作，为了获取最大的经济效益，电网规划既要保证电网安全可靠，又要保证电网经济运行，所以配电网络规划的主要任务是，在可行技术的条件下，为满足负荷发展的需求，制定可行的电网发展方案。 1 负荷预测 网络规划设计最终目的是为满足负荷需求服务的，负荷的发展状况足以影响网络发展的每个环节。网络规划的发展步骤要以负荷发展状况为依据，使用各馈线负荷数据可以掌握负荷发展情况，将过去的负荷进行分析，掌握负荷的发展规律。要对负荷进行分析，确定最高用电负荷时间和负荷率，得出最高用电负荷时间和负荷值，这些数据是预测未来负荷的基本资料。配电网络规划可以使用两种常用的预测方法。外推法就是基于用电区域的历史数据，假设负荷发展率是连续变化的，根据原来的负荷发展率推移以后各时期的发展状况。在一个用电区域里，初期负荷发展比较快，但土地资源逐步使用，用电负荷逐步趋于稳定，负荷发展率从大到小变化，最终负荷达到饱和或稳步发展状态。但对于经济发展迅速的地区，负荷发展率并不是连续变化的，而是呈现跳跃式的增长，用外推法显得有一定的误差。而仿真法与外推法有互补的作用，仿真法是以用电区域每年的用电量为依据的，通过调查每个用电负荷类型和每个类型用户的数量来计算负荷预测值。任何负荷预测方法都不可能完全准确，当掌握更新的负荷发展数据后，就必须对原有的负荷预测值进行修正。 2 确定网络的系统模型 确定网络的系统模型，包括确定网络是采用架空线路还是电缆供电，确定导线截面大小，网络接线方式，负荷转移方案，网络中有关设备的选型，网络在运行期间遇到不适应要求时应如何进行改造，系统保护功能，配网自动化规划等。 (1)在负荷分散或发展缓慢地区应使用架空线供电。在负荷密度比较大、发展迅速或基于城市环境美化建设考虑，应使用电缆供电。 (2)导线截面大小的选择确定了导线的输送容量，要选择足够大的导线保证线路满足网络规划的要求，例如：负荷发展时期，不应经常更换导线截面。在线路故障时，可以将故障线路的负荷转由临近馈线供电，而不会过负荷运行。另外，导线截面的选择要保证线路末端电压降处于合格的范围内。在线路发生短路故障时也能承受故障电流。所以导线截面要比最大负荷电流所需的截面大，但同时截面的选择要符合经济原则，在导线输送容量与工程投资之间作比较。 (3)具有灵活接线方式的规划，可以使供电网络最大地发挥功能。对于架空线网络，最有效的方式，是将馈线与邻近变电所或同一个变电所的不同母线段的出线在线路末端联网，两回馈线也分别装上分段负荷开关和隔离刀闸。在其中一回馈线出现故障时，可通过分段开关将故障段隔离出来，对于电缆网络接线方式可以采用两回馈线组成互为备用网络，或采用三回馈线相互联络组成一个供电区域，其中两回带负荷，一回空载，作为两回负荷线的备用线。馈线之间可以组成大环网，一条馈线的负荷之间也可以组成小环网，形成大环套小环的形式。在负荷密集地区还可以建设开关站，变电所与开关站通过电源线连接，再由开关站向附近负荷供电，其作用是将变电所母线延长至用电负荷附近。 (4)制定负荷转移方案的原则是减少停电范围，尽量减少停电时间。在发现回馈线发生故障时，必须尽快查找到故障点，并将故障点前后的负荷转由邻近馈线供电，以使故障点的负荷隔离出去。 (5)国内外对各种电气设备都制定了详细标准，为设备选型提供了可靠依据。作为配网规划应选用运行效益好，损耗低，可靠性高，免维护的设备。对于开关设备应选用具备配网自动化功能，在设备中先安装配网自动化设备或者为以后发展预留空间。有些新型设备的购置费用虽然高，但运行可靠性高，故障率低，维护费用少，总体经济效益是相当理想的。 (6)配电网络规划在实施过程中随着负荷的发展状况稳定，在馈线负荷超出安全电流或没有足够的备用容量时，应该增加馈线，对用电区域的馈线正常供电范围进行调整。同时，配网规划内容也应作相应修改。 (7)为确保电网正常运行，必须建立健全的保护系统，在系统出现故障时，通过最少的操作次数将故障点隔离，保证非故障点尽早恢复用电。现在常用的系统保护方法有： ①用熔断器或过电流继电器实现过流保护，熔断器在超过熔断电流时自动熔断，迅速切断电流、保护用电设备，熔断器主要用于变压器保护。过电流继电器用于线路保护。 ②接地故障保护用于消除接地故障，对直接接地或通过不可调阻抗接地的系统，可以把电流互感器二次绕组接到接地故障继电器上，或者把过流继电器与接地故障继电器集中使用。对于中性点不接地系统或通过消弧线圈接地的系统，由于接地故障会造成系统电压和电流不对称，继电器可根据基本判据来确定是否控制相应的断路器动作断开。 ③单元保护，用于对系统中一个单元的保护，根据正常运行两侧电压相同的电路，流入的电流和流出的电流是相同的，通过比较两侧电流大小可以判断是否出现故障。但是单元保护要使用通讯线路，在保护线路太长的地方，很难将数据完整地集中起来进行比较。使用距离保护法可以打破这种局限性，在距离保护方案中，根据故障距离与故障阻抗成正比的原理，采用线路的电压和电流来计算故障距离。 ④自动重合闸装置的方法是利用继电器控制断路器去执行不同的跳闸与闭合顺序。线路中有大部分故障是可以自动消除或暂时性的，使用自动重合闸装置可以自动恢复供电。⑤电力系统中，有时出现运行电压远远超过额定电压值的情况，例如：开关操作瞬间或系统受雷击时，都会产生过电压现象。加强各设备绝缘强度和绝缘水平，或在网络中安装过电压保护设备，可以使过电压降低到安全水平，例如使用空气间隙保护或安装避雷器作保护。 (8)配电网络自动化管理系统是利用计算机网络，将自动控制系统和管理信息系统结合起来，建立系统控制和数据采集系统，为全面管理网络安全和经济运行提供依据。配网自动化系统的主要功能可以分成四个组成部分，第一是电网运行监控和管理功能，包括电网运行监视，电网运行的控制，故障诊断分析与恢复供电，运行数据统计及报告。第二是运行计划模拟和优化功能，包括配网运行模拟，倒闸操作计划的编制，各关口电量分配计划和优化。第三是运行分析和维护管理功能，包括对电网故障和供电质量反馈的信息进行分析，确定系统薄弱环节安排维修计划。第四是用户负荷监控和报障功能，包括用户端负荷和电能质量的遥测，用户端计量设备的控制，用户故障报修处理系统。 3 效益评估 配网规划经济效益评估，包括电网投资与增加用电量所产生收益的比较，以及为了使电网供电可靠性，线损率，电压合格率达到一定指标与所需投入费用之间的比较，采用投资与收益的研究可以确定使用那一种供电方式。 加快电力建设为地区经济发展提供了有利条件，但是电网投资与增加的用电量作比较，以此确定这些投资是否值得。所以电网投资要以分地区分时期发展，用电量发展快的地方相应电网投资也大，用电量发展慢的地方，相应电网投资也少一些。 对于用户来说，供电可靠性越高越好，但相应电网的投资也会大大增加。对于大用电量或重要用户，为确保有更高的可靠性，可以加大电网投资，因为减少停电时间可以同时减少用户和供电企业的损失。线损率是用来反映电能在电网输送过程中的损耗程度，公共电网中的损耗是由供电企业来承担的，通过对电网设备的技术改造，可以让供电企业直接得到经济效益。为了使供用电设备和生产系统正常运行，国家对供电电压质量制定了标准，对电压的频率、幅值、波形和三相对称性的波动范围作了规定。稳定的电压质量可以使供用电设备免受损害，让用户能正常生产，相比之下用户得到的好处会更多。
摘要：在工程电气设计领域中，电力系统的设备选型计算、校验计算无疑是最复杂和最烦琐的一件工作。问题复杂性在于电力系统运行的可靠性要求，必须将所有设备：如高压、低压配电设备、变电、输电线缆等设备全部计算选型校验，要考虑各种运行状态下的设备安全可靠运行，短路时可靠动作。由于设备多、回路多、系统复杂、校验项目多，造成了工作烦琐。目前国内尚无模拟电气工程师思路进行自动选型、校验计算的软件，以代替部分工作，把电气工程师真正从烦琐的计算和绘图中解放出来。我公司最新科研成果------供配电系统集成设计软件正好填补了这一空白。关键词：集成设计选型校验系统模型pivotalwords:IntegratedDesign,Selectandverifyequipmenttype、ConstitutePowerSystemmodel一、引言：在工程电气设计领域中，电力系统的设备选型计算、校验计算无疑是最复杂和最烦琐的一件工作。问题复杂性在于电力系统运行的可靠性要求，必须将所有设备：如高压、低压配电设备、变电、输电线缆等设备全部计算选型校验，要考虑各种运行状态下的设备安全可靠运行，短路时可靠动作。由于设备多、回路多、系统复杂、校验项目多，造成了工作烦琐。目前国内尚无模拟电气工程师思路进行自动选型、校验计算的软件，以代替部分工作，把电气工程师真正从烦琐的计算和绘图中解放出来。我公司最新科研成果------供配电系统集成设计软件正好填补了这一空白。二、详述：电气设计的目标我们只有了解了电气设计最终实现目标才能进行更明确的工作，为了详细说明一个变配电所的所有电气内容，通常需要出的图纸有：1．1电气主接线图或高压系统图1．2低压系统图1．3平面布置图、剖面图1．4配电柜立面图1．5电缆清册1．6设备材料表1．7电气计算书1．8二次控制原理图1．9二次外部线路图以上图纸中最复杂的图纸，工作量最大的莫过于高低压系统图，因为他们占用的计算工作量大。过去我们也提供一些计算工具软件，但大都是零散的，不系统的，比如负荷计算、电压损失计算、短路计算等，用户对整个系统的认识，一直停留在修改旧图，反复的计算-填写表格-替换设备-删除-复制等低级的劳动中，造成了劳动效率无法大幅度提高。而且由于缺乏整个供-配电系统结构的认识，往往上一级开关调整以后，没有改下一级开关，或上一级开关整定变了，没有跟着调整配线，造成许多前后不对照的错误图纸和问题工程。旧图中大量的图元各自独立并没有共性，所以难以大规模的一次性修改成功。旧图修改重复劳动特别多，反复的重复删除、复制、替换、文字、移动等命令，容易造成笔误。特别是当前工程设计周期被业主大幅度缩短，怎样提高设计、绘图效率就成为了一个关键性的问题。绘图计算软件的现状目前国内电气设计软件提供这部分的主要偏向于绘图功能。绘制高低压柜的一次方案，许多家厂商生产的软件都包含了这部分图库。我们绘图主要集中在插入相应的图块进行绘制，然后填写定货图表格。计算则是分开的。也有个别软件对高低压系统提供了部分计算，但大都是零碎的，不是对系统整体的计算，或是对其中一个回路、某一种负荷类型（如电动机）进行计算，其他回路或负荷类型无法计算，也无法作到上下级配合选型，也没有全面的综合校验电气设备所有技术参数，没有用电需求表，和实际工程需要的设计过程相差太多等等。所以在设计变配电所过程中，大部分工作仍集中在修改旧图，重新计算，选型上。计算机的辅助设计功能没有什么提高。电气设计的过程分析选型统一规定很多设计院在一个工程的协同设计过程中都采用了一种选型方案，比如高压配电柜选用KYN28，低压柜采用抽屉式MNS，主断路器采用CM1，电缆采用VV系列，等等，这个选型方案在同一工程中都是相同的。也可以应用到下一个工程中。用电需求定义水、暖、工艺等上行专业提供的用电需求,主要内容是用电设备的编号，设备名称，安装位置，额定电压，负荷等级，场所属性，负荷性质等对电气设计的要求。现在随着计算机普及，很多设计院已经使用EXCEL互提资料。负荷分配确定配电设备（配电箱、盘、柜）的位置，把每一个负荷分配到配电设备上。负荷计算对每个配电设备进行负荷计算。主要采用需要系数法。分配电中心计算选分配电中心（如某层的配电间、竖井、或机房的配电间）的配电柜供给下联的配电盘或箱。对这些配电盘、箱、柜进行选型。变配电中心计算选变配电中心对分配电中心供电。对变配电中心的所有设备包括母线、高压电缆、高压柜、低压柜、低压抽屉组件、低压出线等进行选型。短路计算选型完成以后，查表得出各组件和线缆的阻抗，并设定短路点，计算每个短路点的三相和单相短路电流。校验计算对于高低压设备进行短路校验、电压损失校验、电机启动校验以及灵敏度校验等。校验不合适的值，要重新进行选型。直到校验通过。绘制系统图根据系统模型，绘制系统图。排列柜子。根据平面情况，布置柜子。并绘制立面图、剖面图。根据柜子布置情况分别调整系统图抽屉柜位置和编号以及进线柜、母联柜位置回路库和设备库符号库高低压柜的一次方案是厂家样本提供的。在CAD绘图中要调用这些方案，必须将这些方案组织成一个回路库。每个回路都是由很多组件组成的。这些组件的电气属性（技术参数）则在设备库中定义。符号库是规定了这些组件对应的图例。以上三者在选型绘图过程中必不可少。为了应对众多的厂家和不同的型号规格产品，我们符号库、设备库、回路库都是开放的。用户可以新增设备系列，新增回路方案等等。符号库采用新国标图例。回路库和设备库也采用了最流行最先进的高低柜型号，特别是中国建筑标准所出的《统一技术措施电气设备选型卷》和电力出版社出的最新版《工厂常用电气设备手册》上下册以及上下册补充本。回路库结构中每个回路都可以设定盘内组件的型号规格和数量或额定电流、控制电机功率，这样完全按照样本提供的内容录入，对选型提供了“电子样本”。统一规定设定在做某一工程前，由电气专业项目负责人确定的设备选型的基本方案。该基本方案中将所有电气设备划分为供电、输电、配电、用电几类，用户只须对以上设备进行初步选型，确定设备的系列号以及相关参数。其它参数都可以自动选型。用电需求定义表用电需求表是用户自行录入的工程中所用到的所有用电设备列表。用户需要录入用电设备的安装位置、名称编号，设备容量，负荷性质等内容。可以从EXCEL中将水暖工艺提来的资料导入该表中，也可以将输入好的用电需求表导出到EXCEL中编辑。安装位置提供了一个很好的管理所有设备的结构，非常直观方便。系统模型的建立本软件设计宗旨和最终目标就是要实现电气设计的目标。即绘制出符合要求的图纸。而绘制图纸前就必须建立供配电系统。此前的设计软件都没有提出过集成设计的概念。 所谓集成设计，就是面向供配电系统整体的电气设计，他包括了统一规定初步选型，用电需求表定义，用电负荷的分配，负荷计算、选型计算、短路计算、校验计算等一系列综合复杂的设计过程。它可以建立供配电系统模型，并能详细的列出模型上每个供配电-输电-用电设备的工作（运行）属性、短路属性、电气属性。任何一个供配电-输电-用电设备都有三种属性，工作属性、短路属性、电气属性。工作属性是指当前选定的设备的工作电流、设备容量、工作电压、功率因数等情况。短路属性是指当前选定设备的短路阻抗、短路电流等情况。电气属性是该设备的出厂铭牌的电气型号规格和电气技术参数等。集成设计的流程是：用电负荷被人工添加到配电柜上。然后进行负荷计算，并自动选择配电柜内元件型号规格，选定短路参数可以进行短路校验。如果短路校验不通过，重新进行选型计算。系统模型的建立：要想实现对变配电所设备的整体选型校验和设计，必须建立整个工程的配电系统模型，才能够实现对所有设备的选校。一个好的系统模型首先比较直观，操作简单。上手快。组织严密。由于电气系统的树状结构和WINDOWS资源管理器的树状结构的相似性，我们完全可以利用WINDOWS资源管理器类似结构的树状系统来搭建一个模型，实现简单的配电系统。电力系统中最常用的电气连接关系就是串联和并联。所有的复杂的网络最后都可以看成是电气设备串联和并联不断组合搭建成的。从下图中可以看出，树节点上从左到右的组件名称关系就组成一个串联的电路：低压配电室(电源)à电缆à负荷开关à变压器à母线à进线柜 ……..从“3母线”节点下面所接的“3母线à抽屉柜2à抽屉柜3à抽屉柜4à抽屉柜5”是母线并联所连的若干个抽屉柜。这样搭建成的系统模型，具有形象直观、搭建简单、组织严密等特点。完全可以实现变配电所系统设计的所有功能。附图1对应的供配电系统如附图2所示。附图1附图系统模型的功能立系统模型是从工程中的配电中心（配电间、配电室）建立。 统模型可以直观看到开关柜一次方案图形。以方便选型 统模型可以对用电需求进行统一分配。确定所有用电设备的电源位置 4、系统模型可以对每个设备都能进行负荷计算。统计总负荷5、系统模型可以对电源进行全厂负荷统计，和无功补偿计算6、系统模型可以进行短路计算。短路计算包括无限大容量系统和有源系统的短路计算。搭建的任何模型都可以自动进行计算。短路阻抗数据库可以扩充。7、模型在负荷计算、短路计算、和初步选型方案基础上进行自动选型计算 8、系统模型选型计算后对参数进行校验计算，包括高低压设备、配电干线等所有设备都可以按照规范要求进行校验。统模型可以直观的看到配电中心内配电系统上任何一个设备目前的工作电流，短路点短路电流以及设备技术参数情况。 10. 可以自动输出高低压系统图，主接线图，设备材料表，电缆清册，计算书，和抽屉柜排列图等一系列图纸。完成辅助设计全过程。软件实现流程图 软件实现过程实际上就是对电气工程师设计过程的模拟和抽象。该流程深入体现了第三节所述的电气设计的全过程，模拟设计思路进行电气辅助设计。常用设备选型校验方案（部分） 压器选型:负荷分配->负荷计算->选型 低压母线选型 负荷分配->负荷计算->按正常工作电流选型效验内容如下：电机启动压降计算 电压损失计算 3、过载保护效验4、热稳定效验电缆导线选型 负荷计算->按正常工作电流选型1、效验电压损失：2、效验经济电流密度：3、效验热稳定4、效验过载保护低压开关选型 负荷计算->按照正常工作选型：1、选择壳架等级电流 2、选择脱扣器额定电流 3、根据回路保护设置要求，进行短延时，瞬时，长延时三个脱扣器额定电流的选型。1、效验极限分断能力2、效验开断电流3、效验灵敏度4、上下级配合效验5、过载保护效验高压开关选型 负荷计算->按正常工作电流选型 1、选择额定电流效验开断电流或开断容量。 效验最高工作电压、效验动稳定、效验热稳定。 10、集成设计软件的优点1．实现了真正意义上的供配电系统模型，是面向整体电力系统的电气设计软件。不同于以往零散的孤立模块，这样的好处是比较直观清楚的让电气工程师知道每个电气元件在电力系统中的位置，作用，运行状态和短路状态以及所有电气属性等。i.进行负荷计算、短路计算、选型计算和校验计算。集四大计算于一体，更加清晰明了选型结果。2．成设计便于负荷调整，回路替换，设备技术参数的修改。并提供一系列智能检测系统，保证前后上下级联关系正确，确保电气回路的参数的正确性。集成设计便于输出管理电缆表，设备表。集成设计提供了可扩充的回路库和设备库，完全仿照设备样本，全部开放。用户可增添新设备。集成设计提供给用户最方便直接的查询功能，点击任何一个系统模型上设备元件，都可以看到该设备的电压，流过的电流，功率等运行情况。也可以看到在该点短路时的短路阻抗，短路电流情况，甚至可以查询其他点短路，在该点的短路电流情况。集成设计的界面采用资源管理器式界面，只要会windows的人都可以建立一个系统模型。不需要另外增加学习时间。操作也是类似与资源管理器，极其容易上手。集成设计提供了很多常用供配电设备的选型，校验计算方法。用户可以采用某种方法进行校验，也可以都采用，根据需要进行校验。非常灵活。集成设计是面对电气设备的cad电气设计软件，不象以前那样需要一点点绘制图块，复制粘贴，电气工程师考虑的只有电气设计需要考虑内容，其他有关绘图的命令和操作和任何线条图元，一概不需要考虑。这才是真正意义上的电气设计专家系统。集成设计完全参考最新版的电气规范、设计手册、统一技术措施和强制性条文以及最新版电气设备手册。紧跟时代步伐。三、结论变配电所的负荷计算、短路计算、选型、校验计算是电气设计中最复杂的内容之一。我们应用CAM/CAD软件辅助设计实现这一专家系统，是电气设计行业一次最初步的尝试，具有重要的历史意义和广阔的实用价值。意味着国内电气设计CAD将突破原来偏重于绘图，而轻辅助设计的趋向，向着更加智能化的电气设计专家系统迈出了可喜的一步。参考书目：《工业与民用配电设计手册》第二版，中国航空工业规划设计院等编水利电力出版社《建筑电气设计实例图册》，北京照明学会设计委员会编中国建筑工业出版社《工厂常用电气设备手册》兵器部第五设计院编中国电力出版社《民用建筑电气设计手册》湖南电气情报网编中国建筑工业出版社《低压配电设计规范》GB50054-95中国计划出版社《供配电系统设计规范》GB50052-95中国计划出版社《民用建筑电气设计规范》JGJ-T16-92中国计划出版社
自己写的最好
题目：低压网功率因数对供电企业的影响系部：专业：电气工程及其自动化姓名：班级：学号：指导教师：摘要随着我国电力的不断发展，对于供用电的要求也越来越严格，它是我们日常生活中不可缺少的部分，是整个国民经济的重要组成部分，它直接影响着工农业生产的发展和人民生活的提高，是当今社会经济发展和人民群众日常生活不可缺少的主要能源。对广大供电企业来说，用户功率因数的高低，直接关系到电力网中的功率损耗和电能损耗，关系到供电线路的电压损失和电压波动，而且关系到节约用电和整个供电区域的供电质量，这是众所周知的道理。因此，提高电力系统的功率因数，已成为电力工业中一个重要课题，而提高电力系统的功率因数，首先就要提高各用户的功率因数。文中简要集中探讨了影响电网功率因数的主要因素以及低压无功补偿的几种使用方法，以及确定无功补偿容量从而提高电力系统功率因数的一般方法。[关键词] 功率因数 影响因素 补偿方法 容量确定目录一、绪论 4二、主要内容： 61、影响功率因数的主要因素 、电感性设备和电力变压器是耗用无功功率的主要设备 、供电电压超出规定范围也会对功率因数造成很大影响 、电网频率的波动也会对异步电动机和变压器的磁化无功功率造成一定的影响 72、低压网的无功补偿 、低压网无功补偿的一般方法 、 随机补偿 、 随器补偿 、跟踪补偿 、 采用适当措施，设法提高系统自然功率因数 、合理选用电动机 、 提高异步电动机的检修质量 、 采用同步电动机或异步电动机同步运行补偿 、 正确选择变压器容量提高运行效益 113、 功率因数的人工补偿 、 变电站最常用的安装并联电容器组 并联补偿移相电容器，应满足以下电压和容量的要求 分相补偿 13三、结束语 14四、参考文献 15一、绪论许多用电设备均是根据电磁感应原理工作的，如配电变压器、电动机等，它们都是依靠建立交变磁场才能进行能量的转换和传递。为建立交变磁场和感应磁通而需要的电功率称为无功功率，无功功率是恒量能量转换规模的物理量；因此在供用电系统中除了需要有功电源外，还需要无功电源，两者缺一不可。在功率三角形中，有功功率P与视在功率S的比值，称为功率因数COSφ，其计算公式为：COSφ=P/S 在电力网的运行中，功率因数反映了电源输出的视在功率被有效利用的程度，我们希望的是功率因数越大越好。这样电路中的无功功率可以降到最小，视在功率将大部分用来供给有功功率，从而提高电能输送的功率。用户功率因数的高低，对于电力系统发、供、用电设备的充分利用，有着显著的影响。无功功率补偿，又叫就地补偿，适当提高用户的功率因数，不但可以充分的发挥发、供电设备的生产能力、减少线路损失、改善电压质量，而且可以提高用户用电设备的工作效率和为用户本身节约电能。因此，对于全国广大供电企业，不但可以减轻上一级电网补偿的压力，改善提高用户功率因数，而且能够有效地降低电能损失，减少用户电费。其社会效益及经济效益都会是非常显著的。二、主要内容：1、影响功率因数的主要因素、电感性设备和电力变压器是耗用无功功率的主要设备大量的电感性设备，如异步电动机、感应电炉、交流电焊机等设备是无功功率的主要消耗者。据有关的统计，在工矿企业所消耗的全部无功功率中，异步电动机的无功消耗占了60％～70％；而在异步电动机空载时所消耗的无功又占到电动机总无功消耗的60％～70％。所以要改善异步电动机的功率因数就要防止电动机的空载运行并尽可能提高负载率。电力变压器消耗的无功功率一般约为其额定容量的10％～15％，它的空载无功功率约为满载时的1/3。因而，为了改善电力系统和企业的功率因数，变压器不应空载运行或长期处于低负载运行状态。、供电电压超出规定范围也会对功率因数造成很大影响当供电电压高于额定值的10%时，由于磁路饱和的影响，无功功率将增长得很快，据有关资料统计，当供电电压为额定值的110％时，一般无功将增加35％左右。当供电电压低于额定值时，无功功率也相应减少而使它们的功率因数有所提高。但供电电压降低会影响电气设备的正常工作。由Q=UI*Sin?推出Sin?=Q∕UI,所以，应当采取措施使电力系统的供电电压尽可能保持稳定。、电网频率的波动也会对异步电动机和变压器的磁化无功功率造成一定的影响综上所述，我们知道了影响电力系统功率因数的一些主要因素，因此我们要寻求一些行之有效的、能够使低压电力网功率因数提高的一些实用方法，使低压网能够实现无功的就地平衡，达到降损节能的效果。2、低压网的无功补偿、低压网无功补偿的一般方法低压无功补偿我们通常采用的方法主要有三种：随机补偿、随器补偿和跟踪补偿。下面简单介绍这三种补偿方式的适用范围及使用该种补偿方式的优缺点。、 随机补偿随机补偿就是根据个别用电设备对无功的需要量将单台或多台低压电容器组分散地与用电设备并接，它与用电设备共用一套断路器。通过控制、保护装置与电机同时投切。随机补偿适用于补偿个别大容量且连续运行(如大中型异步电动机)的无功消耗，以补励磁无功为主。此种方式可较好地限制农网无功峰荷。随机补偿的优点是：用电设备运行时，无功补偿投入，用电设备停运时，补偿设备也退出，不会造成无功倒送，而且不需频繁调整补偿容量。具有投资少、占位小、安装容易、配置方便灵活、维护简单、事故率低等优点。、 随器补偿随器补偿是指将低压电容器通过低压开关接在配电变压器二次侧，以无功补偿配电变压器空载无功的补偿方式。配变在轻载或空载时的无功负荷主要是变压器的空载励磁无功，配变空载无功是农网无功负荷的主要部分，对于轻负载的配变而言，这部分损耗占供电量的比例很大，从而导致电费单价的增加，不利于电费的同网同价。随器补偿的优点：接线简单、维护管理方便、能有效地补偿配变空载无功，限制农网无功基荷，使该部分无功就地平衡，从而提高配变利用率，降低无功网损，具有较高的经济性，是目前无功补偿中常用的手段之一。、跟踪补偿跟踪补偿是指以无功补偿投切装置作为控制保护装置，将低压电容器组补偿在大用户母线上的补偿方式。适用于100KVA以上的专用配电用户，可以替代随机、随器两种补偿方式，补偿效果好。跟踪补偿的优点是运行方式灵活，运行维护工作量小，比前两种补偿方式寿命相对延长、运行更可靠。但缺点是控制保护装置复杂、首期投资相对较大。但当这三种补偿方式的经济性接近时，应优先选用跟踪补偿方式。、 采用适当措施，设法提高系统自然功率因数提高自然功率因数是不需要任何补偿设备投资，仅采取各种管理上或技术上的手段来减少各种用电设备所消耗的无功功率，这是一种最经济的提高功率因数的方法。下面将对提高自然功率因数的措施做一些简要的介绍。、合理选用电动机合理选择电动机，使其尽可能在高负荷率状态下运行。在选择电动机时，既要注意它们的机械特性，又要考虑它们的电气指标。举例说，三相异步电动机（100KW）在空载时功率因数仅为，1/2负载时约为，而满负载时可达。所以核算负荷小于40%的感应电动机，应换以较小容量的电动机，并合理安排和调整工艺流程，改善运行方式，限制空载运转。故从节约电能和提高功率因数的观点出发，必须正确合理的选择电动机的容量。、 提高异步电动机的检修质量实验表明，异步电动机定子绕组匝数变动和电动机定、转子间的气隙变动是对异步电动机无功功率的大小有很大影响。因此检修时要特别注意不使电动机的气隙增大，以免使功率因数降低。、 采用同步电动机或异步电动机同步运行补偿由电机原理可知，同步电动机消耗的有功功率取决于电动机上所带机械负荷的大小，而无功取决于转子中的励磁电流大小，在欠激状态时，定子绕组向电网“吸取”无功，在过激状态时，定子绕组向电网“送出”无功。因此，只要调节电机的励磁电流，使其处于过激状态，就可以使同步电机向电网“送出”无功功率，减少电网输送给工矿企业的无功功率，从而提高了工矿企业的功率因数。异步电动机同步运行就是将异步电动机三相转子绕组适当连接并通入直流励磁电流，使其呈同步电动机运行状态，这就是“异步电动机同步化”。因而只要调节电机的直流励磁电流，使其呈过激状态，即可以向电网输出无功，从而达到提高低压网功率因数的目的。、 正确选择变压器容量提高运行效益对于负载率比较低的变压器，一般采取“撤、换、并、停”等方法，使其负载率提高到最佳值，从而改善电网的自然功率因数。如：对平均负荷小于30%的变压器宜从电网上断开，通过联络线提高负荷率。通过以上一些提高加权平均功率因数和自然功率因数的叙述，或许我们已经对“功率因数”这个简单的电力术语有了更深的了解和认识。知道了功率因数的提高对电力企业的深远影响，下面我们将简单介绍对用电设备进行人工补偿的方式和对补偿容量的确定方法。3、 功率因数的人工补偿功率因数是工厂电气设备使用状况和利用程度的具有代表性的重要指标，也是保证电网安全、经济运行的一项主要指标。供电企业仅仅依靠提高自然功率因数的办法已经不能满足工厂对功率因数的要求，工厂自身还需要装设补偿装置，对功率因数进行人工补偿。、 变电站最常用的安装并联电容器组 从上图可以看出，在原来的电路中根据基尔霍夫定律，流入的电流等于流出的电流，但是并联接入电容器，在相量图中得知?角明显小于原来的角，因此，能提高功率因数，提高线路电能传输能力，减少线路上的损耗。 并联补偿移相电容器，应满足以下电压和容量的要求Ue?c≥Ug?cnQg?c≥Qc式中Ue?c——电容器的额定电压（KV）Ug?c——电容器的工作电压（KV）n——并联的电容器总数Qg?c——电容器的工作容量（Kvar）Qc——电容器的补偿容量（Kvar） 分相补偿在民用建筑中大量使用的是单相负荷，照明、空调等由于负荷变化的随机性大，容易造成三相负载的严重不平衡，尤其是住宅楼在运行中三相不平衡更为严重。由于调节补偿无功功率的采样信号取自三相中的任意一相，造成未检测的两相要么过补偿，要么欠补偿。如果过补偿，则过补偿相的电压升高，造成控制、保护元件等用电设备因过电压而损坏；如果欠补偿，则补偿相的回路电流增大，线路及断路器等设备由于电流的增加而导致发热被烧坏。这种情况下用传统的三相无功补偿方式，不但不节能，反而浪费资源，难以对系统的无功补偿进行有效补偿，补偿过程中所产生的过、欠补偿等弊端更是对整个电网的正常运行带来了严重的危害。 对于三相不平衡及单相配电系统采用分相电容自动补偿是解决上述问题的一种较好的办法，其原理是通过调节无功功率参数的信号取自三相中的每一相，根据每相感性负载的大小和功率因数的高低进行相应的补偿，对其它相不产生相互影响，故不会产生欠补偿和过补偿的情况。三、结束语本文浅谈了功率因数对广大供电企业的影响以及提高功率因数所带来的经济效益和社会效益，尤其是最重要的线损（最为重要的是降损，分为技术降损和管理降损），介绍了影响功率因数的主要因素以及提高功率因数的一般方法，还阐述了如何确定无功功率的补偿容量及无功功率的三种人工补偿的具体方式。我们只有端正自己的认知态度，很好的去归纳，总结这些知识的重要部分，做好自己的本质工作，并且能在此基础上再更上一个台阶，用自己的实际行动，为供电事业贡献出自己的微薄之力。四、参考文献1、运新，《电监察》水利电力出版社 2、靳龙章 丁毓山，《网无功补偿实用技术》国水利水电出版社
配电网络规划 配电网络的规划是供电企业的一项重要工作，为了获取最大的经济效益，电网规划既要保证电网安全可靠，又要保证电网经济运行，所以配电网络规划的主要任务是，在可行技术的条件下，为满足负荷发展的需求，制定可行的电网发展方案。 1 负荷预测 网络规划设计最终目的是为满足负荷需求服务的，负荷的发展状况足以影响网络发展的每个环节。网络规划的发展步骤要以负荷发展状况为依据，使用各馈线负荷数据可以掌握负荷发展情况，将过去的负荷进行分析，掌握负荷的发展规律。要对负荷进行分析，确定最高用电负荷时间和负荷率，得出最高用电负荷时间和负荷值，这些数据是预测未来负荷的基本资料。配电网络规划可以使用两种常用的预测方法。外推法就是基于用电区域的历史数据，假设负荷发展率是连续变化的，根据原来的负荷发展率推移以后各时期的发展状况。在一个用电区域里，初期负荷发展比较快，但土地资源逐步使用，用电负荷逐步趋于稳定，负荷发展率从大到小变化，最终负荷达到饱和或稳步发展状态。但对于经济发展迅速的地区，负荷发展率并不是连续变化的，而是呈现跳跃式的增长，用外推法显得有一定的误差。而仿真法与外推法有互补的作用，仿真法是以用电区域每年的用电量为依据的，通过调查每个用电负荷类型和每个类型用户的数量来计算负荷预测值。任何负荷预测方法都不可能完全准确，当掌握更新的负荷发展数据后，就必须对原有的负荷预测值进行修正。 2 确定网络的系统模型 确定网络的系统模型，包括确定网络是采用架空线路还是电缆供电，确定导线截面大小，网络接线方式，负荷转移方案，网络中有关设备的选型，网络在运行期间遇到不适应要求时应如何进行改造，系统保护功能，配网自动化规划等。 (1)在负荷分散或发展缓慢地区应使用架空线供电。在负荷密度比较大、发展迅速或基于城市环境美化建设考虑，应使用电缆供电。 (2)导线截面大小的选择确定了导线的输送容量，要选择足够大的导线保证线路满足网络规划的要求，例如：负荷发展时期，不应经常更换导线截面。在线路故障时，可以将故障线路的负荷转由临近馈线供电，而不会过负荷运行。另外，导线截面的选择要保证线路末端电压降处于合格的范围内。在线路发生短路故障时也能承受故障电流。所以导线截面要比最大负荷电流所需的截面大，但同时截面的选择要符合经济原则，在导线输送容量与工程投资之间作比较。 (3)具有灵活接线方式的规划，可以使供电网络最大地发挥功能。对于架空线网络，最有效的方式，是将馈线与邻近变电所或同一个变电所的不同母线段的出线在线路末端联网，两回馈线也分别装上分段负荷开关和隔离刀闸。在其中一回馈线出现故障时，可通过分段开关将故障段隔离出来，对于电缆网络接线方式可以采用两回馈线组成互为备用网络，或采用三回馈线相互联络组成一个供电区域，其中两回带负荷，一回空载，作为两回负荷线的备用线。馈线之间可以组成大环网，一条馈线的负荷之间也可以组成小环网，形成大环套小环的形式。在负荷密集地区还可以建设开关站，变电所与开关站通过电源线连接，再由开关站向附近负荷供电，其作用是将变电所母线延长至用电负荷附近。 (4)制定负荷转移方案的原则是减少停电范围，尽量减少停电时间。在发现回馈线发生故障时，必须尽快查找到故障点，并将故障点前后的负荷转由邻近馈线供电，以使故障点的负荷隔离出去。 (5)国内外对各种电气设备都制定了详细标准，为设备选型提供了可靠依据。作为配网规划应选用运行效益好，损耗低，可靠性高，免维护的设备。对于开关设备应选用具备配网自动化功能，在设备中先安装配网自动化设备或者为以后发展预留空间。有些新型设备的购置费用虽然高，但运行可靠性高，故障率低，维护费用少，总体经济效益是相当理想的。 (6)配电网络规划在实施过程中随着负荷的发展状况稳定，在馈线负荷超出安全电流或没有足够的备用容量时，应该增加馈线，对用电区域的馈线正常供电范围进行调整。同时，配网规划内容也应作相应修改。 (7)为确保电网正常运行，必须建立健全的保护系统，在系统出现故障时，通过最少的操作次数将故障点隔离，保证非故障点尽早恢复用电。现在常用的系统保护方法有： ①用熔断器或过电流继电器实现过流保护，熔断器在超过熔断电流时自动熔断，迅速切断电流、保护用电设备，熔断器主要用于变压器保护。过电流继电器用于线路保护。 ②接地故障保护用于消除接地故障，对直接接地或通过不可调阻抗接地的系统，可以把电流互感器二次绕组接到接地故障继电器上，或者把过流继电器与接地故障继电器集中使用。对于中性点不接地系统或通过消弧线圈接地的系统，由于接地故障会造成系统电压和电流不对称，继电器可根据基本判据来确定是否控制相应的断路器动作断开。 ③单元保护，用于对系统中一个单元的保护，根据正常运行两侧电压相同的电路，流入的电流和流出的电流是相同的，通过比较两侧电流大小可以判断是否出现故障。但是单元保护要使用通讯线路，在保护线路太长的地方，很难将数据完整地集中起来进行比较。使用距离保护法可以打破这种局限性，在距离保护方案中，根据故障距离与故障阻抗成正比的原理，采用线路的电压和电流来计算故障距离。 ④自动重合闸装置的方法是利用继电器控制断路器去执行不同的跳闸与闭合顺序。线路中有大部分故障是可以自动消除或暂时性的，使用自动重合闸装置可以自动恢复供电。⑤电力系统中，有时出现运行电压远远超过额定电压值的情况，例如：开关操作瞬间或系统受雷击时，都会产生过电压现象。加强各设备绝缘强度和绝缘水平，或在网络中安装过电压保护设备，可以使过电压降低到安全水平，例如使用空气间隙保护或安装避雷器作保护。 (8)配电网络自动化管理系统是利用计算机网络，将自动控制系统和管理信息系统结合起来，建立系统控制和数据采集系统，为全面管理网络安全和经济运行提供依据。配网自动化系统的主要功能可以分成四个组成部分，第一是电网运行监控和管理功能，包括电网运行监视，电网运行的控制，故障诊断分析与恢复供电，运行数据统计及报告。第二是运行计划模拟和优化功能，包括配网运行模拟，倒闸操作计划的编制，各关口电量分配计划和优化。第三是运行分析和维护管理功能，包括对电网故障和供电质量反馈的信息进行分析，确定系统薄弱环节安排维修计划。第四是用户负荷监控和报障功能，包括用户端负荷和电能质量的遥测，用户端计量设备的控制，用户故障报修处理系统。 3 效益评估 配网规划经济效益评估，包括电网投资与增加用电量所产生收益的比较，以及为了使电网供电可靠性，线损率，电压合格率达到一定指标与所需投入费用之间的比较，采用投资与收益的研究可以确定使用那一种供电方式。 加快电力建设为地区经济发展提供了有利条件，但是电网投资与增加的用电量作比较，以此确定这些投资是否值得。所以电网投资要以分地区分时期发展，用电量发展快的地方相应电网投资也大，用电量发展慢的地方，相应电网投资也少一些。 对于用户来说，供电可靠性越高越好，但相应电网的投资也会大大增加。对于大用电量或重要用户，为确保有更高的可靠性，可以加大电网投资，因为减少停电时间可以同时减少用户和供电企业的损失。线损率是用来反映电能在电网输送过程中的损耗程度，公共电网中的损耗是由供电企业来承担的，通过对电网设备的技术改造，可以让供电企业直接得到经济效益。为了使供用电设备和生产系统正常运行，国家对供电电压质量制定了标准，对电压的频率、幅值、波形和三相对称性的波动范围作了规定。稳定的电压质量可以使供用电设备免受损害，让用户能正常生产，相比之下用户得到的好处会更多。
引 言燃料电池发电是将燃料的化学能直接转换为电能的过程，其发电效率不受卡诺循环的限制，发电效率可达到50％一70％，被誉为二十一世纪重要的发电新技术之一。目前，国际上磷酸型燃料电池已进入商业化，其它几种燃料电池预计在2005年一2010年200KW一将全面进入商业此。对于这种蓬勃发展的发电新技术，国家电力公司应该采取怎样态度?要不要发展?怎样发展?这些问题亟待解决。一 燃料电池发电的技术特点和应用形式技术特点燃料电池发电是在一定条件下使燃料(主要是H2)和氧化剂(空气中的02)发电化学反应，将化学能直接转换为电能和热能的过程。与常规电池的不同：只要有燃料和氧化剂供给，就会有持续不断的电力输出。与常规的火力发电不同，它不受卡诺循环的限制，能量转换效率高。与常规发电相比燃料电池具有以下优点：(1)理论发电效率高，发展潜力大。燃料电池本体的发电效率可达到50一60％，组成的联合循环发电系统在(10—50)MW规模即可达到70％以上的发电效率。(2)污染物和温室气体排放量少。与传统的火电机组相比，C02排出量可减少40％一60％。Nox(＜2ppm)和SOx(＜1ppm)排放量很少。(3)小型高效，可提高供电可靠性。燃料电池的发电效率受负荷和容量的影响较小。(4)低噪音。在距发电设备3英尺(1．044米)处噪音小于60dB(A)。(5)电力质量高。电流谐波和电压谐波均满足IEEE519标准。(6)变负荷率高。变负荷率可达到(8％一lO％)／min，负荷变化的范围大(20一120)。(7)燃料电池可使用的燃料有氢气、甲醇、煤气、沼气、天然气、轻油、柴油等。(8)模块化结构，扩容和增容容易，建厂时间短。(9)占地面积小，占地面积小于lm2／KW。(10)自动化程度高，可实现无人操作。总之，燃料电池是一种高效、洁净的发电方式，既适合于作分布式电源，又可在将来组成大容量中心发电站，是2l世纪重要的发电方式。制约燃料电池走向大规模商业化的主要因素是：高价格和寿命问题。燃料电池的应用形式(1)现场热电联供，常用的容量为200KW一1MW。(2)分布式电源，容量比现场用燃料电池大，约(2—20)MW。(3)基本负荷的发电站(中心发电站)，容量为(100—300MW)。(4)燃料电池还可用于100W—100KW多种可移动电源、便携式电源、航空电源、应急电源和计算机电源等。二 为什么要在我国电力系统发展燃料电池发电技术采用燃料电池发电是提高化石燃料发电效率的重要途径之一以高温燃料电池组成的联合循环发电系统，可使发电效率达到60—75(LHV)，这一目标将在2005年左右实现。预计到2010年，发电效率可超过72％。煤气化燃料电池联合循环(IGFC)的发电效率可达到62％以上。以燃料电池组成的热电联产机组的总热效率可达到85％以上。燃料电池本体的发电效率基本不随容量的变化而变化，这使得燃料电池既可用作小容量分散电源，又可用于集中发电应用范围广泛。燃料电池发电可有效地降低火力发电的污染物和温室气体排放量燃料电池发电中几乎没有燃烧过程，NOx排放量很小，一般可达到(O．139一0．236)kg／MW?h以下，远低于天然气联合循环的NOx排放量(1kg／MW?h一3kg/MW．h)。由于燃料进入燃料电池之前必须经过严格的净化处理，碳氢化合物也必须重整成氢气和CO，因此，尾气中S02、碳氢化合物和固态粒子等污染物排量也污染物的含量非常低。与常规燃煤发电机组相比，C02的排放量可减少40％一60．在目前CO2分离和隔绝技术尚不成熟的状况下，通过提高能源转换效率减少CO2排放是必然的选择。采用燃料电池发电可提高供电的灵活性和可靠性燃料电池具有高效率、低污染、低噪声、模块化结构、体积小、可靠性高等突出特点，是理想的分布式电源。与目前一些可做为分布式电源的内燃机相比，燃料电池的发电效率更高、污染更低。在250KW—lOMW的功率范围内，具有与目前数百兆瓦中心电站相当甚至更高的发电效率。作为备用电源的柴油发电机由于污染和噪声大不宜在未来的城市中应用。低温燃料电池不仅发电效率高，而且启动快、变负荷能力强，是很好的备用电源。现代社会对供电的可靠性和环境的兼容性要求越来越高，高效、低污染的分布式电源系统日益受到重视。近年来美国、加拿大、台湾相继发生因自然灾害或人为因素造成的大面积停电，许多重要用户长期不能恢复供电，给社会和经济造成了巨大的损失。北约轰炸南联盟，使电力系统严重受损。这些由不可抗力引起的电网破坏无不使人引发出一个重要的思考：提高我国电力系统供电的可靠性和供电质量，虽然主要依靠电网的改造和技 术革新，但如果在电网中有许多分布式电源在运转，供电的可靠性将会大大提高。 对于象军事基地、指挥中心、医院、数据处理和通讯中心、商业大楼、娱乐中心、政府要害部门、制药和化学材料工业、精密制造工业等部门，对电力供应的可靠性和质量要求很高。目前采用的备用电源效率低、污染严重、电压波动大。而采用燃料电池作为分布式电源向这些部门提供电力，会使供电的可靠性和电力质量大大提高。他们将是燃料电池发电技术的第一批用户。对于边远地区，负荷小且分散，若建设完善的电网，不仅投资大，线损大，且电网末端地区电力质量不稳定。对于这些区域若辅助燃料电池发电的分布式电源，更能有效地解决这些地区的电力供应问题。燃料电池的重量比功率和体积比功率均比常规的小型发电装置大，因此，它也是理想的移动电源，适合于各种建设工地、野外作业和临时急用。发展燃料电池发电技术是提高国家能源和电力安全的战略需要美国已将燃料电池发电列为国家安全关键技术之一。美、日之所以能在燃料电池技术方面处于世界领先地位，与国家从战略高度予以组织、资助和推动密不可分。在目前复杂的国际环境下，高技术的垄断日趋严重，掌握清洁高效发电的高新技术对未来国家的能源和电力安全具有重要的战略意义，而燃料电池发电技术，正是这种高效清洁的高新发电技术之一。燃料电池突出的优点，以及发达国家竟相投入巨资研究开发的行动，足以说明燃料电池发电技术在21世纪会起到越来越重要的作用。发展燃料电池发电技术是国电公司“加强技术创新，发展高科技，形成高新技术产业”的需要燃料电池发电技术是电力工业中的高新技术，己受到普遍重视。美国燃料电池发电技术的研究开发主要由美国能源部组织实施，其中一个重要的目的就是形成新的高技术产业，为美国的经济注入新的活力。日本的东京电力公司、关西电力公司及其它公用事业单位是日本燃料电池开发及商业化的主要承担者和推动者，其目的也是为电力公司注入新的经济增长点以获得巨大的经济效益和社会效益。国家电力公司处在完成“两型”、“两化”、“进入世界500强”的历史时刻，恰逢党中央国务院号召全国各行业“加强技术创新，发展高科技，实现产业化”的有利时机，在国家电力公司内不失时机地进行燃料电池发电技术的研究开发是非常必要的。采取引进、消化、吸收和再创新的技术路线，以高起点，在尽可能短的时间内初步形成自主产权的燃料电池发电关键技术，不仅可以使我国在燃料电池发电技术领域与国外的差距大大缩小，而且，对国家电力公司进行发电系统的结构调整、技术创新、形成高新技术产业、实现跨越式发、提高国际竞争能力都具有非常重要的意义。燃料电池发电技术在我国有广阔的发展前景未来二十年，随着我国“西气东送”，全国天然气管网的不断完善及液化天然气(LNG)的广泛应用，燃用天然气的燃料电池发电将会有很大市场。煤层气也是燃料电池的理想燃料。我国丰富的煤层气资源也将是燃料电池发电的巨大潜在能源之一。燃料电池可与常规燃气一蒸汽联合循环结合，形成更高效率的发电方式。与煤气化联合循环(IGCC)结合，形成数百兆瓦级的大型、高效、低污染的中心发电站，比IGCC效率更高，污染更小。燃料电池可与水电、风电和太阳能发电等结合，在高出力时，利用电解水制氢，低出力时用燃料电池发电，达到既储能，又高效发电的目的。采取气化或厌氧处理的方法将生物质变为燃料气，通过燃料电池发电，提高能源转换效率，并降低污染物排放量。对一些经济欠发达但有丰富的沼气资源的地区，利用燃料电池发电技术有可能更有有效地解决这些地区的电力供应问题。与国外有较大的差距在燃料电池发电技术方面，我国与国际先进水平有较大的差距。在MCFC和SOFC技术方面，国外已分别示范成功了2MW和100KW的燃料电池发电机组，而我国在这方面才刚刚起步，2000年才可望研制出2KW左右的试验装置。在PAFC和PEFC技术方面，国内与国外的差距更大。倘若我们现在不开始研究开发燃料电池发电技术，等到燃料电池完全成熟后再引进，不但会受制于人，还将付出更大的经济代价，更谈不上尽快形成燃料电池发电的产业化。若不能形成燃料电池的产业化并在电力系统广泛应用，那么，也谈不上提高发电效率和降低污染物的排放。只有从现在开始，在国外的基础上，高起点研究，经过10—20年的努力，有可能在国电公司形成燃料电池的产业和广泛的商业应用。在我国电力系统发展燃料电池发电技术是市场经济条件下的迫切要求分散式电源作为大电网的有效补充己得到许多国家的重视，而电源提供者的多元化更是一种趋势。我国电网的容量大、技术水平和可靠性还较低、抵御各种灾害的能力较差，在这种情况下，小型高效的燃料电池分布式电源随着技术的商业化市场潜力巨大。倘若电力系统不及时进行研究开发，在未来几年内，有可能被国外企业和国内其它其它行业或民营企业占领燃料电池分散电源市场。在市场经济条件下，国电公司既是用户，又是开发者。对于燃料电池这样重要的发电高新技术，应不失时机地着手研究开发，联合国内一些基础研究单位，争取纳入国家的攻关计划，获得国家支持，在尽可能短的时间内，形成燃料电池发电技术研究开发的优势，开发燃料电池发电关键技术和成套技术，形成国电公司的高新技术产业，既可优化调整电力结构，又能满足市场的不同需求。三 国外燃料电池发展计划及商业化的预测美国燃料电池发电技术研究开发状况美国燃料电池发电技术的研究开发计划1997年，美国总统克林顿颁发了"改善气候行动计划”，燃料电池被确定为一项关键技术，联邦政府为此制定了一项“美国联邦燃料电池发展计划”，目的是通过燃料电池的商业化来减少温室气体排放量。在这项计划中，对每一个燃料电池的新用户资助l000／KW的优惠。结果，仅在1998年，就有42台200kwPAFC发电机组投入运行。美国政府鼓励在一些对环境敏感的地区建立燃料电池发电站。此外，政府已促使美国所有的军事基地安装200KW燃料电池发电机组。通过这些措施，加速燃料电池的商业化，并提高国家能源的安全性。美国政府投入巨资研究开发燃料电池发电技术的另一个目的，就是要保持美国在这一领域的领先地位。随着商业化过程不断深入，将逐步形成新的高技术产业，为美国的经济注入新的活力，提供更多的就业机会。美国DOE的燃料电池发展计划如下：PAFC己商业化，不再投入资金进行研究开发。PAFC目前的发电效率为40％一45(LHV)，热电联产的热效率为80％(LHV)。已完成250KW和2MWMCFC的现场示范，预计2002年进行20MW的示范；2003年左右，使250KW和MW级MCFC达到商业化；2010年，燃用天然气的250KW一20MWMCFC分散电源达到商业化，100MW以上MCFC的中心电站也进入商业化;2020年，100MW以上燃煤MCFC中心发电站进入商业化。MCFC技术目标是运行温度为650℃，发电效率达到60％(LHV)，组成联合循环的发电效率为70(LHV)，热电联产的热效率达到85(LHV)以上。目前，己完成25kw和100kwSOFC现场试验，正在进行SOFC的商业化设计。预计2002年左右，进行MW级SOFC示范；2003年左右，100kw一1MWSOFC进行商业化：2010年，250kw一20MW燃用天然气的SOFC以分布式电源形式进入商业化，100MW以上燃用天然气的SOFC以中心电站形式进入商业化；2020年，100W及以上容量的燃煤S0FC以中心电站的形式进入商业化。SOFC技术目标是：运行温度为1000℃，发电效率达到62％(LHV)，组成联合循环的发电效率达到72％(LHV)，热电联产的热效率达到85(LHV)以上，燃煤时发电效率可达到65％(LHV)，这一目标预计2010完成。美国是最早研究开发PEFC的国家，但在大容量化和商业应用方面已落后于加拿大。目前美国生产的质子交换膜仍居世界领先水平。美国在PEFC的开发方面是面向家庭用分散式电源，实现热电联供。PlugPower公司与GE合作，计划2001年使10kwPEFC进入商业化，价格达到S750—1000／kw，大批量生产后，使PEFC的价格达到$350／kw。市场预测美国能源部(DOE)对美国潜在的燃料电池市场的预测认为：在2005年一2010年，美国年需求燃料电池发电容量约2335MW一4075MW。现在美国的燃料电池年生产能力为60MW，商业化的价格为$2000一$3000／kw，若年生产能力达到100MW／a，商业化的价格则可达到$l000—$1500/Kw。若能达到(2000—4000)MW／a的生产能力，燃料电池的原材料费仅$200一$300／kw。那么燃料电池的价格则有可能达到$900—$l100／kw，此时可完全与常规的发电方式竞争。日本燃料电池发电技术的发展进程及应用前景预测发展进程日本在PAFC研究方面，走的是一条引进合作、消化吸收、再提高的路线。1972年东京煤气公司从美国引进两台PAFC燃料电池发电机组，大阪煤气公司也在1973年引进两台PAFC机组。日本政府于1981年设立了以开发节能技术为宗旨的“月光计划”，燃料电池发电是其中一项重要内容。此后，日本国内的电力公司、煤气公司和一些大型的制造厂纷纷投入燃料电池的研究开发，并与美国IFC合作，使日本的PAFC得到更大的发展。目前，日本的PAFC技术已赶上了美国，商业化程度超过了美国。5MW(富士电机制造)和11MW(东芝与IFC合制)均在日本投运，日本公司制造的PAFC机组已运行了近100多台。日本有关MCFC的研究是从1981年开始的，通过自主开发并与美国合作。1987年10kwMCFC开发成功，1993年100kw加压型MCFC开发成功，1997年开发出1MW先导型MCFC发电厂，并投入运行。MCFC已被列为日本“新阳光计划”的一个重点，目标是2000年一2010年，实现燃用天然气的10MW一50MW分布式MCFC发电机组的商业化，并进行100MW以上燃用天然气的MCFC联合循环发电机组的示范，2010年后，实现煤气化MCFC联合循环发电，并逐步替代常规火电厂。日本的SOFC技术也是从1981年的“月光计划”开始研究的，立足于自主开发。1989年一1991年，开发出l00W一400WSOFC电池堆，1992年一1997年开发出l0kw平板型SOFC。SOFC的研究进展也远远落后于NEDO原来的计划。“新阳光计划”中预计2000年一2010年，使SOFC达到MW级，并形成联合循环发电。日本的PEFC也被列入“新阳光计划”，目前开发的容量为(1—2)kw。政府采取的措施日本政府在“月光计划”和“新阳光计划”中，先后资助了3台200kw、2台lMW和l台5MW的PAFC；1台100kw和1台1MW的MCFC示范电站研究开发、建设及运行。在通产省和NEDO的统一组织和管理下，使公用事业单位(电力公司和煤气公司)和开发商及研究单位紧密结合，实现燃料电池研究开发和商业示范应用一体化。日本电力公司和煤气公司，过去十年来安装了约80多台燃料电池机组，装机容量达到，燃料电池及电厂的费用主要由业主承担，但是制造商和政府也各承担一部分。这种政府和企业联合研究开发的方式促进了日本燃料电池的发展。使用燃料电池发电享有许多优惠政策：燃料电池的相关设备，在未超过一定规模时，其工程计划仅须申报即可动工。对500kw以下的常压燃料电池生产与使用的审批手续大大简化。在医院、旅馆、办公大楼等安装的燃料电池发电机组，政府提供的经费资助。新建的燃料电池发电设备享有10的免税额，并获有30％的加速折旧。对装设于电力公司或自备发电用的燃料电池项目，日本开发银行将提供投资额40％的低息贷款。市场预测1990年，日本通产省发表了“长期电源供需展望”报告，预计日本国内的燃料电池发电容量到2000年约2250MW；2010年约10720MW，电力系统用5500MW，其中约有2400MW是MCFC和SOFC高温型燃料电池；2010年煤气化MCFC和SOFC达到实用化；发电效率达到50％一60％。由于燃料电池发电技术仍有许多技术上的难题没有突破，进展速度低于预期值，因此日本目前已将原目标做了修正，预计2000年燃料电池装机容量将达到200MW，其中分布式电源l12MW，工业用热电联产型为88MW；2010年将达到2200MW，其中分布式电源型为735MW，工业用热电联产型为1465MW。其它国家和地区的发展进程目前，欧洲的燃料电池发电技术远远落后于美国和日本。80欧洲又重新开始研究燃料电池发电技术。它们采用向美国、日本购买电池组，自行组装发电厂的方式来发展PAFC发电技术。1990年成立了一个“欧洲燃料电池集团(EFCG)”。意大利已完成了一座1MW的PAFC示范工程，由IFC供应，BOP由欧洲制造。意大利、西班牙与美国IPC合作，于1993年在米兰建了一座l00kwMCFC电厂，1996年投运。德国正在开发250kwMCFC。德国西门子公司于1998年收购了美国西屋公司的管形SOFC技术后，现在拥有世界上最先进的平板型和管形SOFC技术。 加拿大在PEFC方面居世界领先地位，在继续开发交通用PEFC的同时，目前也将PEFC应用于固定电站，已建成250kwPEFC示范电站，目标是在近几年内使250kw级PEPC商业化。澳大利亚在1993年一1997年，共投资3000万美元，研究开发平板型SOFC，目前正在开发(20一25)kwSOFC电池堆。韩国电力公司于1993年从日本购进一座200kwPAFC进行示范运行。国外发展燃料电池发电技术的经验总结回顾国外燃料电地发展的道路，有许多值得我们吸取和借鉴的经验。美国在燃料电池发电技术的研究开发方面始终处于世界领先地位。除了雄厚的财力之外，还有三方面重要的原因：一是政府将燃料电池发电技术视为提高火力发电效率、减少污染物和温室气体排放的重要措施，列入政府的“改变气侯技术战略”中，并大力投入资金和力量研究开发；二是燃料电池技术提高到“国家能源安全并大力投入资金和力量研究开发；三是将燃料电池技术提高到“国家能源安全关键技术”的战略高度，DOD和DOE均投入资金研究开发；四是对燃料电池的应用前景充满信心，希望能形成新的高技术产业，给美国的经济注入新的活力，政府和企业共同投入资金研究开发，力图保持领先地位。日本走的是一条通过与美国合作、引进技术并消化吸收实现产业化的路线，并在PAFC的商业化方面己超过了美国，在MCFC的研究开发方面也接近美国。成功的重要经验也是政府对燃料电池给予高度重视，先后列入了“月光计划”和“新阳光计划”，大力投入研究开发。另一条经验是研究机构、企业和用户联合，组成从研究、开发到商业应用一体化集团，既承担研究开发的风险，也享受成功的优惠。加拿大Ballard公司在PEFC方面成功的经验告诉我们：只要坚定不移地进行研究开发，一个小公司也能在10—20年内成为举世瞩目的燃料电池技术拥有者。 燃料电池起源于欧洲，但是，现在欧洲的燃料电池技术已远远落后于美国和日本。主要原因是政府和企业对燃料电池发电技术重视不够。目前，欧洲已经意识到这一点，成立了—个燃料电池发电技术集团，引进美国、日本的技术，并进行研究开发。四 各种燃料电池发电技术综合比较 AFC：与其它燃料电池相比，AFC功率密度和比功率较高，性能可靠。但它要以纯氢做燃料，纯氧做氧化剂，必须使用Pt、Au、Ag等贵金属做催化剂，价格昂贵。电解质的腐蚀严重，寿命较短，这些特点决定了AFC仅限于航天或军事应用，不适合于民用。 PAFC：以磷酸做为电解质，可容许燃料气和空气中C02的存在。这使得PAFC成为最早在地面上应用或民用的燃料电池。与AFC相比它可以在180℃一210℃运行，燃料气和空气的处理系统大大简化，加压运行时，可组成热电联产。但是，PAFC的发电效率目前仅能达到40％一45％(LHV)，它需要贵金属铂做电催化剂；燃料必须外重整：而且，燃料气中C0的浓度必须小于1％(175℃)一2(200℃)，否则会使催化剂中毒；酸性电解液的腐蚀作用，使PAFC的寿命难以超过40000小时。PAFC目前的技术已成熟，产品也进入商业化，做为特殊用户的分散式电源、现场可移动电源和备用电源，PAFC还有市场，但用作大容量集中发电站比较困难。 MCFC：在650℃一700℃运行，可采用镍做电催化剂，而不必使用贵重金属：燃料可实现内重整，使发电效率提高，系统简化；CO可直接用作燃料；余热的温度较高，可组成燃气／蒸汽联合循环，使发电容量和发电效率进一步提高。与SOFC相比，MCFC的优点是：操作温度较低，可使用价格较低的金属材料，电极、隔膜、双极板的制造工艺简单，密封和组装的技术难度相对较小，大容量化容易，造价较低。缺点是：必须配置C02循环系统；要求燃料气中H2S和CO小于；熔融碳酸盐具有腐蚀性，而且易挥发；与SOFC相比，寿命较短；组成联合循环发电的效率比SOFC低。与低温燃料电池相比，MCFC的缺点是启动时间较长，不适合作备用电源。MCFC己接近商业化，示范电站的规模已达到2MW。从MCFC的技术特点和发展趋势看，MCFC是将来民用发电(分散电源和中心电站)的理想选择之一。 SOFC：电解质是固体，可以被做成管形、板形或整体形。与液体电解质的燃料电池(AFC、PAFC和MCFC)相比，SOFC避免了电解质蒸发和电池材料的腐蚀问题，电池的寿命较长(已达到70000小时)。CO可做为燃料，使燃料电池以煤气为燃料成为可能。SOFC的运行温度在1000℃左右，燃料可以在电池内进行重整。由于运行温度很高，要解决金属与陶瓷材料之间的密封也很困难。与低温燃料电池相比，SOFC的启动时间较长，不适合作应急电源。与MCFC相比，SOFC组成联合循环的效率更高，寿命更长(可大于40000小时)；但SOFC面临技术难度较大，价格可能比MCFC高。示范业绩证明SOFC是未来化石燃料发电技术的理想选择之一，既可用作中小容量的分布式电源(500kw一50MW)，也可用作大容量的中心电站(＞l00MW)。尤其是加压型SOFC与微型燃气轮结合组成联合循环发电的示范，将使SOFC的优越性进一步得到体现。 PEFC：PEPC的运行温度较低(约80℃)，它的启动时间很短，在几分钟内可达到满负荷。与PAFC相比，电流密度和比功率都较高，发电效率也较高(45％一50(LHV))，对CO的容许值较高(＜10ppm)。PEFC的余热温度较低，热利用率较低。与PAFC和MCFC等液体电解质燃料电池相比，它具有寿命长，运行可靠的特点。PEFC是理想的可移动电源，是电动汽车、潜艇、航天器等移动工具电源的理想选择之一。目前，在移动电源、特殊用户的分布式电源和家庭用电源方面有一定的市场，不适合做大容量中心电站。结 论选择适合于我国电力系统发展的燃料电池发电技术，应综合考虑以下几点：较高的发电效率；环保性能好；既能作为高效、清洁的分布电源，又具有形成大容量的联合循环中心发电站的发展潜力；既能以天然气为燃料，又具有以煤为燃料的可能性；技术的先进性及商业化进程；运行的可靠性和寿命；降低造价的潜力；国内的基础。综合考虑以上几点，对适合于我国电力系统发展的燃料电池发电技术，提出以下几点选择意见：(1)优先发展高温燃料电池发电技术。即选择MCFC和SOFC为我国电力系统燃料电池发电技术的主要发展方向，这两种燃料电池既能以天然气为燃料作为高效清洁的分布电源，又具有形成大容量的联合循环中心发电站(以天然气或煤为燃料)的发展潜力。(2)MCFC和SOFC各有特点，都存在许多问题，尚未商业化。若考虑技术难度和成熟程度以及商业化的进程，对于MCFC，应走引进、消化吸收、研究创新，实现国产化的技术路线，并尽快投入商业应用：对于SOFC，应立足于自主开发，走创新和跨越式发展的技术发展路线。(3)随着氢能技术的发展，PEFC在移动电源、分散电源、应急电源、家庭电源等方面具有一定优势和的市场潜力，国家电力公司应密切跟踪研究。(4)AFC不适合于民用发电。PAFC技术目前已趋于成熟，与MCFC、SOFC和PEFC比较，已相对落后。因此，AFC和PAFC不应做为国家电力公司研究开发的方向。参考文献[1] 许世森，朱宝田等，在我国电力系统发展的燃料电池发电的技术路线和实施方案研究，国家电力公司热工研究院，1999．12
沙角C电厂厂用电结线分析1 方案选择沙角C电厂(简称沙角C厂)有3台660MW机组，每台机组发出的电能都是经各自的主变压器升压至500kV，由500kV变电站进入广东省主网。发电机机端电压为19kV，主变压器为Yo/△接线，每台机有2台容量各为44MVA的△/Yo接线高压厂用工作变压器，2台高压厂用工作变压器各带一10kV机组段。全厂设1台容量为44MVA的高压厂用备用变压器及设高压厂用公用段10kV两段。厂用电接线如图1所示。对于这样一种结线，在工程谈判阶段业主和设计院曾就电厂的厂用电结线作了两个方案比较。方案一：全厂设高压厂用起动/备用变压器，而不设发电机开关；方案二：每台机装设发电机开关，而全厂只设1台容量较小的高压厂用备用变压器。方案二的优点是：a)机组正常起、停不需切换厂用电，只需操作发电机开关，厂用电可靠性高。b)机组在发生发电机开关以内故障时(如发电机、汽机、锅炉故障)，只需跳开发电机开关，厂用电源不会消失，也不需切换，提高了厂用电的可靠性，同时减轻了操作人员的工作量和紧张度。这一点在沙角C厂的调试过程中，表现非常突出。同时对于国内大型机组采用一机只配一主操作员和一副操作员的值班方式非常有益。c)对保护主变压器、高压厂用工作变压器有利。对于主变压器、高压厂用工作变压器发生内部故障时，由于发电机励磁电流衰减需要一定时间，在发电机-变压器组保护动作切除主变压器高压侧断路器后，发电机在励磁电流衰减阶段仍向故障点供电，而装设发电机开关后由于能快速切开发电机开关，而使主变压器受到更好的保护，这一点对于大型机组非常有利。d)发电机开关以内故障只需跳开发电机开关，不需跳主变压器高压侧500kV开关，对系统的电网结构影响较小，对电网有利。方案一无上述优点。对于方案二，当时我们主要担心发电机开关价格昂贵，增加工程投资，以及发电机开关质量不可靠，增加故障机会。对于工程投资的比较是如果不装设发电机开关，按目前国内大型火力发电厂设计规程要求的2台600MW机组需配2台高压厂用起动／备用变压器的原则，沙角C厂则要配4台较大容量起动／备用变压器，且由于条件所限，起动／备用变压器的电源只能从沙角A厂220kV系统引接。因而，方案一需增加220kVGIS间隔4个，220kV电缆4根，220kV级的较大容量起动／备用变压器4台；方案二需增加33kV电缆1根，33kV级的较小备用变压器1台，发电机开关3台。方案一的投资可能超过方案二。对发电机开关质量问题，经调查了解，当时GEC-ALSTHOM公司法国里昂开关厂生产的空气断路器，额定电流，额定开断电流180kA，这种断路器已供应美国、法国许多大型核电站使用，运行良好。因此，我们最终选择了方案二，并选用了GEC-ALSTHOM公司的PKG2C空气断路器。目前这种断路器经在沙角C厂多年的运行，上百次的动作，证明其性能良好。沙角C厂发电机开关的主要技术参数：型号灭弧介质额定电流额定电压额定频率额定对称开断电流额定不对称开断电流额定短路关合电流额定短时承受电流对地工频耐压雷电冲击耐压峰值额定开断时间额定负载下操作顺序正常操作压力最低操作压力 PKG2C压缩空气—30min— 设计原则 高压厂用工作变压器的容量设计GEC-ALSTHOM公司对高压厂用工作变压器容量的设计原则为：a)带单机负荷的一半，加1台电动给水泵再加公用厂用负荷的一半；b)提供单机辅助负荷一半，再加2台电动给水泵。 备用变压器容量设计备用变压器的容量选择同高压厂用工作变压器容量。 10kV厂用电系统运行方式的设计由于受备用变压器容量所限，备用变压器在同一时间内只能带1段10kV公用段及1段10kV机组段，因此要求在正常情况下公用段尽量由某2台正常运行机组的高压厂用工作变压器各带1段。同时为防止不同机组的10kV段ü��枚尾⒘校�诟骰�榛�槎沃凉�枚蔚牧�缈�厣嫌械缙�账�?br> 10kV厂用电源事故切换10kV厂用电源事故切换采用自动慢切换，当正在向1段10kV公用段供电的10kV机组段由电压继电器判断为失压，且保护是反应非10kV母线段上故障时，在确认10kV机组段进线开关已跳开后，将会起动自动慢切换，经5s延时，将备用变压器低压侧10kV开关合上，从而恢复该机组段和原由它供电的公用段的供电。当保护是反应10kV母线段上故障时，则不起动自动慢切换。自动慢切换是采用传统的中间继电器和时间继电器通过硬接线来实现的。虽然备用变压器下接10kV公用段A和10kV公用段B，但由于备用变压器容量有限，在同一时间内备用变压器只能带1段公用段，从备用变压器来的10kV公用段A进线开关和10kV公用段B进线开关之间有电气闭锁，防止2个开关同时合上。同样，虽然各机组的10kV机组段各段与相应的10kV公用段各段都有联络断路器连接，但为防止正常情况下不同机组的10kV机组段通过10kV公用段并列，相互之间设有闭锁，防止同一时间2台机的10kV机组段向同一10kV公用段供电。正常情况下，厂用电源的手动切换及由备用变压器供电转为正常供电时厂用电的短时并列供电，要通过手动经同期装置进行，并经200ms延时自动跳开另一开关。由上可知，由于备用变压器受容量及上述运行方式的限制，在事故情况下只能向1段公用段及当时向该公用段供电的机组段供电，因而事故情况下后备电源只能保证机组50%的负荷。而且，如果当时该机组段未带1段公用段，则后备电源将不能向机组提供厂用电源。如果该机组又失去全部厂用电，则需要靠柴油机组来保障机组的安全。因此，该种接线对柴油机组要求较高，而目前沙角C厂使用的柴油机组质量较好，经受了很多次起动的考验。由上可见，备用变压器主要是作为全厂的1个由系统来供电的用于机组停机或停机后的安全电源，且对其中的1台机组起不到提供后备电源的作用。3 厂用电系统电压等级及切换 厂用电系统电压等级目前沙角C厂厂用电有3个电压等级：10kV电压，3kV电压，380V电压。其中10kV系统、3kV系统为中阻接地，380V系统为不接地系统。380V的照明用电和其他需要中性点接地的380V／220V系统，采用△／Yo的变压器来产生。 各级电压的切换10kV系统如前所述有电源自动慢速切换。3kV系统机组2段之间、3kV系统公用2段之间有联络开关，联络开关之间不带同期和自动切换。当需要切换电源时只能通过手动切换。380V系统机组锅炉、汽机、除尘各有2段，公用段也有2段，2段之间有联络开关，联络开关之间不带同期和自动切换。当需要切换电源时只能通过手动切换。4 开关设备型式10kV系统开关全部采用真空开关，型号HWX。3kV系统的进线开关采用真空开关，馈线采用F-C回路，型号HMC1172。380V系统的进线开关采用空气开关，接触器、熔断器。5 结束语沙角C厂厂用电结线采用装设发电机开关的接线型式，机组正常启停不需要切换厂用电，在遇到发电机开关以内的故障如发电机、汽轮机、锅炉故障时，只须跳开发电机开关，不需要切换厂用电，厂用电扰动小，可靠性提高，减轻运行人员的工作量，特别是故障情况下的工作量，给运行人员带来极大便利，受到电厂运行人员欢迎。尤其是机组在调试过程中，大部分的机组跳机都是来自锅炉和汽机，这一点在沙角C厂表现非常突出。沙角C厂调试过程中上百次的跳机绝大部分都是锅炉和汽厂调试过程中上百次的跳机绝大部分都是锅炉和汽机引起的。沙角C厂由于后备电源作用较组的正确起动要求较高，应选用高可靠起动的柴油机。目前，沙角C厂厂用电结线的缺点是由于只有1台备用变压器且自动投入只对带公用段的机组，而使第3台机的10kV段不能得到后备电源，降低了该台机厂用电的可靠性。在装设发电机出口开关下采用2台机组和1台后备变压器，该台备用变压器容量大于或等于1台高压厂用变压器的容量，或改善备用电源自动切换回路或设专门备用段较为合适。目前台山电厂的评标方案就是采用前一方案的。
电力系统及其自动化不难的。之前也不怎么会弄，还是寝室同学给的文方网，写的《基于单片机的智能电力系统故障录波仪浅析》，帮忙做了分析和实验，靠谱啊DMS-2002型轮机模拟器船舶电力系统故障模拟的研制与实现宁夏电力通信行政交换综合业务系统的组成及安全性分析ZigBee通信技术在电力安全领域上的应用——变电站刀闸、地线锁态控制系统舰船综合电力系统负载稳定性分析电力系统仿真软件DIgSILENT简介轨道交通电力运行安全支持系统集成方案电力系统短期负荷预测精度研究基于MSP430单片机的高压电力设备温度在线监测系统CAN总线在船舶电力推进仿真系统中的应用基于FCS的电力推进船舶的综合监测系统电力电子系统CAD算法研究与软件设计电力系统党建与精神文明建设问题探析嵌入式电力监控系统的研究与实现舰船电力系统的发展趋势动态数据复制在分布式异构电力信息系统中的应用高速铁路与普速铁路电力系统分析与比较电力系统安全稳定综合防御体系框架浅议电力系统规划基于电力集中监控管理平台的线损综合分析管理系统开放型电力系统企业应用中电力系统与继电保护基本概念的分析与探讨电力系统几个基本概念的分析与探讨我国电力电子技术应用系统发展现状探究电力系统分层快速分解法状态估计程序设计基于NIOS-Ⅱ+μC/OS-Ⅱ的电力谐波数据采集系统的研究电力电子技术在电力系统中的应用研究B/S架构下GIS电力信息管理系统的研发与实现电力系统GPRS数据传输安全性研究电力系统智能控制电力系统暂态故障模拟再现系统农村电力系统自动化前景展望组态王电力版在电力调度系统的应用电力系统的稳定问题人工电力系统与复杂大电网的运营和管理简述电力系统及自动化研究RSViewSE在电力系统动模实验室SCADA系统中的应用电力系统自动监视和控制(连载之四)如何加强电力系统安全管理用于电力系统通讯的会议电话设备——DH系列电力系统会议电话设备简介电力二次系统数据备份系统的设计与实施简述电力系统及其自动化发展趋势研究轨道交通电力系统运行安全之我见电力系统防雷工程设计浅谈红外测温技术在电力系统消除缺陷中的应用远动控制技术在电力系统自动化中的应用基于低压电力载波远程集中抄表系统的研制与实现对电力营销信息系统升级风险的研究电力系统谐波检测方法的研究地区电力系统供电能力评估
第一章 变电所主变压器的选择及主接线的设计一、变电所主变压器台数、容量及型式的选择1、变压器台数的选择据国际《35-110 KV变电所设计规范GB50059-92》有关条文规定，为保证供电的可靠性，变电所一般装设两台主变，当只有一个电源的变电所可由低压侧电网取得备用电源给重要负荷供电时，可装设一台，现时待设变电所有水电厂和220 KV变电所两个电源，故选择2台主变。2、主变压器容量的选择主变容量应根据5-10年的发展规划进行选择，适当考虑到远期10-20年负荷的发展，对城郊变电所，主变压器容量还应与城市规划相结合。并应考虑主变正常运行和事故时的过负荷能力。对选两台主变的变电所，每台变压器的容量一般按式Sn=(Pm为变电所最大负荷)选择：按5年发展规划：Sn=（MVA）按10年发展规划：Sn=（MVA）这样当一台主变停用时，可保证对70%负荷供电，考虑变压器的事故过负荷能力40%，而可保证对98%负荷供电，由于一般变电所大约有25%的非重要负荷，因此在一台主变停用时，仍能对一、二级负荷供电。3、 主变压器型式的选择变压器有油浸式和干式两种，一般在户外情况下采用三相油浸节能型变压器。具有三种电压的变电所，如通过各侧绕组的功率均达到15%以上时，多采用自耦变压器，以得到较大的经济效益。现待设变电所为郊区中间变电所，且只有110 KV和10 KV两个电压等级，所以待设变电所选择三相双绕组高阻抗有载调压油浸式变压器，查《设备手册》选择型号为 SFZ7系列110KV级双绕组有载调压变压器，其技术参数列于表1-1表1-1 SFZ7系列110KV级双绕组有载调压变压器技术参数表发展方案型号额定容量（KVA） 额定电压（KV） 损耗(KW) 阻抗电压(%) 空载电流(%) 连接组别高压 低压 空载 负载5年SFZ7-16000/11016000 110±8×年 SFZ7-20000/110 20000 110±8×二、变电所主接线的设计原则待设的110KV变电站为市郊中间变电站，是降压变电站具有110KV、10KV两个电压等级。高压侧为电源侧，有二回路，其中连接着110KV水电厂一个和220KV变电站一个的一回110KV线路，距离待设变电站分别为12KM和10KM。两电源之间存在15MW的功率交换，低压侧10KV为负荷侧，负荷性质分别为：I、II、III类。根据负荷性质，应设计20回10KV馈线其中包括四回备用馈线。变电所主接线的设计对电气设备的选择。配电装置的布置、工作的灵活性、继电保护以及运行的可靠性与经济合理性有密切关系，而电气主接线是变电所电气部份的主体，对变电所以及电力系统的安全、可靠、经济运行起重要作用。根据我国《变电所设计技术规程》规定：变电所的主接线应根据变电所在电力系统中的地位，回路数、设备特点及负荷性质等条件确定。并且应满足运行可靠、简单灵活。操作方便和节省投资等要求。现就主接线应满足的可靠性、灵活性、经济性三项基本要求说明如下：1、保证供电可靠性（1）、断路器检修时，不影响对用户供电；（2）、设备的母线故障或检修时，应尽量减少停止运行的回数和停运时间并保证对I类和II类负荷的供电；（3）尽量避免全变电所停运的可能性2、具有一定的灵活性（1）、调度灵活，操作方便，应能灵活地投入或切除某些元件，调配电源负荷，能满足系统在事故检修及运行方式下的调整要求。（2）、检修安全应能方便地运断路器，母线及继电保护设备进行安全检修而不影响电力网的正常运行及用户的供电。（3）扩建方便，应能容易地从初期过渡到最终接线，并在扩建过渡时，一次和二次设备等所需的改造最少。3、具有合理的经济性（1）投资省，主接线应简单清晰，以节省断路器、隔离开关等一次设备投资，要使控制、保护方式不过于复杂，以利于运行并节约二次设备的电缆投资。（2）占地面积小，电气主接线的设计要为配电装置的布置创造条件，以节约用地和节省架构、导线、绝缘子及安装费用。（3）电能损耗，经济合理地选择主变压器的型式、容量和台数。避免两次变压而增加电能的损耗。综合以上所述，由于待设110KV变电所电源侧110KV有二回线路，低压侧10KV负荷侧负荷的性质分别为I、II、III类。根据负荷性质，必须保证重要负荷供电的连续性、可靠性，为此，拟定本次设计的主接线初步方案。三、变电所主接线初步方案A、技术比较（确定各级电压等级配电装置的接线方式）设计规程规定：110 -220 KV配电装置中出线一回时，采用不分段单母线或变压器-线路单元接线，当出线为2回时，一般采用桥形接线，当出线不超过4回时，一般采用单母线分段。出线回数较多，连接的电源较多，负荷大或污秽环境中，则采用双母线接线。6-10 KV配电装置中，一般采用单母线分段或单母线。如果单母线分段不能满足供电可靠性，则可采用双母线接线。现待设变电所中，其中110 KV侧连着水电厂和220 KV变电所2回进线，由于待设变电所中选用2台主变压器，故引出2回出线，因此采用桥形接线，而在10 KV侧有多个供电线路，为满足供电可靠性可采用单母线分段或双母线。1、变电所110 KV侧可能接线方案技术比较如下表1-2所示表1-2 变电所110 KV侧接线方案技术比较表接线方案内桥接线外桥接线接线图优点内桥接线一次侧可装设线路保护，倒换线路时操作方便，设备投资与占地面积少对变压器的切换方便，比内桥少两组隔离开关，继电保护简单，易于过渡到单母线分段接线，且投资少，占地面积少缺点操作变压器和扩建成单母线分段不如外桥方便，不利于变压器经常切换倒换线路时操作不方便，变电所一次侧无线路保护适用范围这种接线适用于进线距离长的终端变电所 这种接线适用于进线短而倒闸次数少的变电所或变压器采取经济运行需要经常切换的终端变电所以及可能发展为有穿越负荷的变电所技术比较结果经上述比较，由于待设变电所两回线路进线分别为12KM和10KM较短，且考虑到以后发展的需要，因此选用外桥接线2、变电所10 KV侧可能接线方案技术比较如下表1-3所示：表1-3 变电所10 KV侧可能接线方案技术表接线方案单母线分段接线双母线接线接线图优点 任一母线发生故障时，不影响另一母线运行。单母线分段比双母线所用设备少，系统简单、经济、操作安全可靠性比单母线分段高，运行灵活缺点 当其中任一段母线需要检修或发生故障时，接于该母线的全部进出线均停止运行 设备投资多，接线复杂，操作安全性较差适用范围多用于具有一、二级负荷，且进出线较多的变电所主要用于负荷容量大，可靠性要求高、进出回路多的变电所技术比较结果经上述比较，由于待设变电所负荷容量不大，在两种接线方式均满足可靠性的情况下，考虑到经济问题，因此选用单母线分段接线B、经济比较经过上述技术比较，可初步确定待设变电所的电气主接线。由于主变容量根据5-10年的发展规划进行选择，且选择不同容量的变压器其综合投资和年运行费用就不同，因此进行经济比较是很有必要的，初步拟定按5年发展规划和按10年发展规划两个方案对变压器进行经济比较。查《电气设备选择施工安装设计应用手册》，计算过程详看计算书，可得相关参数如下表1-4所示：表1-4 经济比较表方案号 综合投资Z（万元） 年运行费用u（万元）Ⅰ(按5年发展规划) (按10年发展规划) 112 比较结果 经上述比较，方案Ⅰ的综合投资和年运行费用都比方案II少，故选择方案Ⅰ(按5年发展规划)第二章 变电所自用电接线设计自用电接线包括从电源引接至所用电的全部网络，其中高压部分也是电站主接线的组成部分。所用电接线的基本要求与主接线大体相同，其中最主要的是供电的可靠性。对小电站还要力求接线简单、清晰、运行方便，并合理节省费用。现主要以电源的引接方式、接线的形式的供电网络三个层次给予说明，所用变压器选择。一、所用变压器的选择按设计题目要求，变电所自用负荷接两台100KVA考虑，因此所用变压器应装设两台容量为100KVA的变压器，为了节省一、二次设备的投资和占地面积，以及运行维护的方便。查表可选择SC9—100/10型树脂干式变压器，将其配置成可推拉式，装嵌在10KV高压柜内其技术参数列于表2-1表2-1 所用变压器技术参数型号 额定容量（KVA） 额定电压（KV） 损耗（KW） 阻抗电压（%） 空载电流（%） 连接组别高压 低压 空载 负载SC9-100/10 100 ±5% 4 Y/Yn0二、所用电的接线形式所用电的低压电路还具有相应的接线形式以满足可靠性等方面的要求。（1）由前面一章知，单母线分段有较高的可靠性，现决定采用单用单母线分段，二分段母线用自动开关和闸刀开关相联，分段自动开关在正常情况下处于分闸位置，当因故失去一个电源时，投入分段自动开关，由另一电源带全部负荷，这就是暗备用。为了满足I类负荷对恢复供电的紧迫要求宜设置BZT（备用电源自动投入）装置，以加速成切换过程和避免匆忙中的人为操作。两电源不允许在低压侧并列。三、负荷供电回路所用负荷的供电回路常用以下四种形式，直接或间接地从低压母线取电。（1）、一级辐射式供电每个回路有单独的隔离引接、保护和操作电器以避免影响主母线的正常运行，供电可靠性较高。一般只限于某些容量较大或较重要的公共负荷。（2）、二级辐射式供电二级辐射式供电的前提是负荷的分组，采用分组二级供电方式的优点是：A、便于供电的分组管理，方便运行维护；B、减小主盘的供电回数，提高一级辐射供电的可靠性；C、就地设置可大量节约电缆。向Ⅰ、II类负荷供电的分盘应采用有独立的引接闸刀开关的配电盘，以保证供电的可靠性和灵活性。（3）、干线式供电对一些相邻近的小容量III类负荷或同一用电设备的不同负荷可共用一组供电回路和电源电缆，直接在各负荷的操作电器的电源侧并接电源。（4）、环网式供电将干线式供电回路的末端接至另一电源，构成环式供电，环式供电用于重要负荷，但同样也禁闭环运行。综合考虑供电的可靠性、安全性、技术性和经济性决定采用：高压部分采用单母线分段，负荷配电采用一级辐射式、环网式混合供电。具体图样见图纸书上。第三章 短路电流计算及主要设备的选择一、短路电流计算根据设计的变电所电气主接线绘制出等值电路图，采用标么值计算，取Sj=100MVA;Uj=Up网络，对选择10KV~110KV配电装置的电器和导体，需计算出在最大运行方式下流过电气设备的短路电流，选取d1、d2两个短路点，计算过程详见计算书，各短路点短路电流计算结果见表3-1表3-1 短路电流计算结果一览表短路点 支路名称(KV)回路名称 次暂态短路电流I″(3)(KA) 短路电流(3) (KA) 短路电流(3)(KA) 1S短路电流I1(3)(KA) 2S短路电流I2(3)(KA) 4S稳态短路电流I∞(3)(KA) 短路电流冲击值i ch(KA)d1115 水电厂S＝2×30MW／省网Xxt=∞ 短路点总电流Id∑ 水电厂S＝2×30MW／省网Xxt=∞ 短路点总电流Id∑二、主要电气设备的选择在选择电气设备时应遵循如下的原则：1、导体和电器力求技术先进，安全适用，经济合理，贯彻以铝代铜，减小占地等政策。2、在选择导体和电器时应按正常工作条件进行选择，并按短路情况校验其动稳定和热稳定以满足正常运行、检修和短路情况下的要求。3、验算导体和电器的动稳定、热稳定以及电器开断电流所用的短路电流，按本工程的设计规划容量计算，并考虑电力系统的远景发展规划按可能发生最大短路电流的正常接线方式进行计算。4、为了便于维修，减少备品备件的型号，设计时同一电压等级的导体和电器尽量采用同一品种。5、所选的导体和电器，应按当地的气温、风速、覆冰、海拔等环境条件进行校验根据原水电部86年颁布的《导体和电器选择设计技术规程SDGJ14-86》，对主电路所有电气设备进行选择和校验，选择结果列于下列各表中。表3-1 10KV高压开关柜一览表开关柜的型号KYN-10型BA1-10、16、25一次线路方案编号052327471819一次线路方案图用途型号及名称馈电左右联络所用 变压器 TV及避雷器（柜宽1000） 电容器柜（柜宽1000）SN10-10Ⅰ/630型少油断路器1SN10-10III/2000型少油断路器11LDJ型电流互感器 3 3 3UKI-12型电压互感器 3RN2-10型熔断器 3FZ型避雷器 3 3SCL-10型变压器 型电流互感器 3RN3-10型熔断器 3 型电容器 3外形尺寸（宽×深×高）mm 800×1500×2200 800×1800×2200 800×1500×2200 800×1500×2200额定电流(A) 630 2000表3-2： 导体选择结果一览表导线名称 型号 载流量（A） 最大允许应力110KV母线 LGJ-25/4 25210KV母线 LGY-100×8单条平放矩形铝母线 1454 69000000Pa10KV电缆 3XZLQ-185普通粘性绝缘三芯（铝） 771表3-3： 断路器选择结果一览表安装地点型号额定电压(KV) 最高工作电压(KV)额定电流(A) 额定短路开断电流（KA）动稳定电流（KA）4秒后热稳定电流（KA）110KV出线 SW 110 126 1200 21 53 21110KV分段 SW6-110110 126 1200 21 53 21主变110KV侧SW6-1101101261200215321主变10KV侧分段 SN10-10III 10 2000 40 130 4010KV馈线 SN10-10J 10 630 20 50 20表3-4： 电流互感器选择结果一览表安装地点型号 额定电流比2×600/5级次组合 额定二次负荷（Ω） 1秒后热稳定倍数动稳定倍数级 级主变110KV侧LCWD-102×600/分段 LCWDL-10 2×600/5 2 75 135主变10KV LDJ-10 3000/5 50 9010KV分段 LDJ-10 3000/5 50 9010KV馈线 LDJ-10 630/5 50 90表3-5： 高压熔断器选择结果一览表安装地点型号额定电压（KV）额定电流（A）最大开断电流（KA） 额定断流容量（MVA）备注10KV侧电压互感器所用变压器 RN3-10/50 10 50 50 20010KV侧电容器 RN3-10/50 10 50 50 200表3-6： 电压互感器选择结果表安装地点 型号 数量 额定变比 额定容量（VA）级 级 1级110KV线路侧TYD-1106个 110000/√3、100/√3、100/√3、1005010010KV母侧VKI122组 10000/√3、1000/√3、100/√33090280表3-7 隔离开并选择结果一览表安装地点 型号 额定电压（KV） 额定电流（A） 动稳定电流（KA） 4秒热稳定电流（KA）110KV侧 GW4-110 110 1250 50 20表3-8 电容器选择结果表安装地点 型号 额定电压（KV） 标称容量（KVA） 标称电容μF10KV侧 12 表3-9 支柱绝缘子选择结果一览表安装地点 型号 额定电压（KV） 绝缘子高度（mm） 机械破坏负荷（kg）110KV侧 ZS－110 110 1200 150010KV侧 ZL－10／4 10 160 第四章 无功功率补偿一、补偿无功功率的必要性。无功功率的主要消耗者是感应电动机、变压器和电焊机等。它们都需要无功功率来建立交变磁场。无功功率除发电机是主要无功功率电源外，线路电容也产生一部分无功功率。但上述无功功率往往不能满足负荷对无功功率和电网对无功功率的需要， 需要加装无功补偿设备。例如，同期调相机、移相电容器等，它们都是无功功率电源，这里仅谈，用移相电容补偿无功功率，即无功补偿问题。无功电源不足，交流系统电压降低，从而损坏用电设备，严重的会造成电压崩溃，使系统瓦解而造成大面积停电，还会使电能损耗增加，效率降低，限制线路的输电能力，因而补偿无功功率是保证电力系统安全运行的重要措施。二、提高功率因数的补偿方法1、采用同期调相机，同期调相机主要是空载运行的同步电动机，在过励磁情况下输出感性无功功率。与采用移相电容器相比，有功功率的单相损耗较大，具有旋转部分，需专人监护，运行时有噪音，但在短路故障时较为稳定， 损坏后可修复继续使用。由于其容量较大， 一般用于电力系统较大的变电所中， 工业企业较少采用。2、采用移相电容器，与采用同期调相机相比，移相电容器有下列特点：A、优点（1）、无旋转部件，不需专人维护管理；（2）、安装简单；（3）、可以做到自动投切，按需要增减补偿量；（4）、有功功率损耗小；B、缺点：（1）、移相电容器的无功功率与其端电压的平方成正比，因此电压波动对其影响较大；（2）、寿命短，损坏后不易修复；（3）、对电流的稳定性差；（4）、切除后有残留电荷，危及人身安全。待设变电所要求补偿后功率因数达到，而中间变电所负荷量不大，从技术性和经济性等综合考虑本所采用移相电容器补偿，详情请见计算书。三、电容器的补偿方式电容器的补偿方式的选择，首先要从减少大量无功功率的传输入手，其基本原则就是尽量使用户的无功负荷就地供应。工厂企业内部电容器的补偿方式，可分为个别补偿、分组补偿和集中补偿三种。1、个别补偿适用于低压网络，与单台用电设备装于同一回路，这种无功功率就地供应的方式，补偿效果最好，可以减少配电变压器的容量及配电线路的截面及其相应传输无功功率的有功损耗，但电容器的利用率低，常用于由较长线路供电、长期运行的容量电动机。1、 分组补偿电容器装设在车间变、配电室母线上，可提高电容器的利用率，但只能减少高压线路和配电变压器中的无功功率，而低压配电线路中的无功功率不能减少。2、 集中补偿电容器装设在工厂总降压变电所的母线上（一般装设在低压母线侧），这种补偿方式，电容器安装方便、运行可靠、利用率高。但不能减少工厂内部配电网络中的无功功率。综上所述，本变电所采用集中补偿的方式，分别装设在10KV母线两段侧。四、电容器的补偿容量的确定分别在低压母线的两侧并联电容器补偿，每侧补偿，型号为TBB310－750/50接线方式：单Y。第五章 变电所的防雷保护及接地网设计一、避雷针的布置和保护范围避雷针是变电所屋外配电装置和所内电工建筑物防护直击雷过电压的主要设施，变电所避雷针布置应考虑以下几个方面的因素：1、 避雷针和保护范围应保护到站内各电气设备。2、 避雷针和保护范围和地下连接点至10KV设备与主接地网和地下连点，沿接地体的长度不得小于15米。3、 独立避雷针不应设在人经常通行的地方，避雷电针及其接地装置与道路口等的距离不宜小于3米。4、 电压在110KV以上和配电装置，一般将避雷器装在配电装置和构架上，35KV及以下和高压配电装置和构架或房顶不宜装设避雷针，因其绝缘水平很低，雷击时容易引起反击，另外在变压器的门型构架上不宜装设避雷针。这是因为门型构架距离变压器近，装设避雷针后，构架的集中接地装置距离变压器和金属外壳接地点在地中距离难以达到不小于15米要求。二、避雷器的选择和校验避雷器是发电厂、变电所防护雷电侵入波的主要设施，避雷器的选择和校验是以《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》为依据的。由于氧化锌避雷器一般是无间隙，避免了间隙电压分布不均的缺点；在过电压下动作后无续流通过；不用串联火花间隙, 其体积小、重量轻、结构简单在运行中维护方便、使用寿命长，造价也低等优点比普通阀式，磁吹阀式避雷器具有优越的保护性能，而且目前也具有逐步取代其他类型避雷器的趋势，因此，待设变电所各级电压的设备都选用氧化锌型避雷器来防护雷电侵入波的危害，并对各级电压的避雷器分别进行选择的校验，详细的校验过程参见计算书。表5-1： 避雷器选择果表安装地点型 号 避雷器额定电压（KV） 持续运行电压（KV） 雷电冲击8/20µs（10KA），峰值（KV）标称放电电流(KA) 直流1mA参考电压（KV）数量110KV母线侧 Y10WR－108／26810884268101572组主变压器中性点 组10KV母线侧 Y5WZ－17／45组三、接地装置1、接地电气设备和线路的某些部分通过接地装置与大地紧密连接起来，是保证供用电系统安全运行的主要措施之一。接地装置由接地体和接地线两部分组成。接地类型如下：1、工作接地 为了保证电气设备正常和事故情况下能可靠工作而进行的接地，如发电机、变压器中性点接地。2、保护接地 是将电气设备正常运行中不带电的金属部分与接地装置间作良好的金属连接，防止在电气设备绝缘损坏外壳带电时发生人身触电事故。3、冲击接地 即防雷装置的接地。由于雷电流的幅值大，作用时间短暂，故接地装置在冲击电流作用下呈现的电阻值与工频接地电阻值有所差别。2、接地网为了降低接触电势和跨步电势，使其不超过规定值。发电厂、变电所的接地装置在充分利用了自然接地体之后，还应装置人工接地体。一般情况下，发电厂、变电所接地网中的垂直接地体对工频电流散流作用不大。避雷针、避雷器和避雷线附近加强集中接地和散泄雷电流之用。接地网的外边缘应闭合，做成圆弧形，圆弧的半径不宜小于均压带间隔的一半。接地网内应敷设水平均压带。接地网的埋深一般采用米或米。接地网的边缘经常有人出入的走道外，应铺设砾石、沥青路面或“帽檐式”均压带综上所述，站区敷设水平接地体为主，辅以垂直接地极，主地网用Ф50镀锌圆钢，若土壤电阻率高，为满足接地电阻要求，可考虑外引接地网及深井接地极并施加降阻剂。第六章 变电所电气总平面布置变电所内设备布置型式采用常规户外设备单列中型式：110KV设备及主变压器布置在室外。由于两电源点都位于所址北侧，考虑110KV进线方便的需要，110KV开关布置在所内北面。同时，负荷在变电所的东侧，10KV配电装置亦设在变电所内的东边，便于出线。而中央控制室和辅助厂房在南边，门口正面对着公路，方便运输。变电所电气总平面布置详见附图：“变电所总平面布置图”；变电所接地网布置详见附图：“接地网布置图”。设计参考资料：《电力工程设计手册》——水利电力出版社《电气设备选择施工安装设计应用手册上册》——中国水利水电出版社 刘宝林主编《发电厂电气部分》——西安电力学校 卫斌编《电力工程设备手册》——中国电力出版社《无间隙氧化锌壁雷器选择手册》——中国电力出版社
铁道工程学论文题目
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104、改进基层铁道信号计量工作探讨
幸会啊，这个专业的人还挺少的， 电气化铁道谐波过程分析与推荐限值制定思路研究，我的题目。开始也是费劲了心，搞不出来，还是同事给的莫文网，专家就是不一样啊，很快就搞定了 思路：将IEC61000-3-6与GB／T14549进行了比较，提出了制定或修订谐波国标时应该注意的几个问题：主要是谐波发送限值的确定。用户谐波发射限值的分配方法(涉及用户协议容量和供电容量的确定、多谐波源叠加指数的确定、多谐波源同时系数的确定)、限值评估的方法。 参考下吧
其中这些有开题报告 1. 用单片机进行温度的控制及LCD显示系统的设计 2. 基于MultiSim 8的高频电路仿真技术 3. 简易数字电压表的设计 4. 虚拟信号发生器设计及远程实现 5. 智能物业管理器的设计 6. 信号高精度测频方法设计 7. 三相电机的保护控制系统的分析与研究 8. 温度监控系统设计 9. 数字式温度计的设计 10. 全自动节水灌溉系统--硬件部分 11. 电子时钟的设计 12. 全自动电压表的设计 13. 脉冲调宽型伺服放大器的设计 14. 基于虚拟仪器技术的数字滤波及频率测试 15. 基于无线传输技术的室温控制系统设计——温度控制器硬件设计 16. 温度箱模拟控制系统 17. 基于无线传输技术的室温控制系统设计——温度控制器软件设计 18. 基于微控制器的电容器储能放电系统设计 19. 基于机器视觉的构件表面缺陷特征提取 20. 基于单片机的语音提示测温系统的研究 21. 基于单片机的步进电机的控制 22. 单片机的数字钟设计 23. 基于单片机的数字电压表的设计 24. 基于单片机的交流调功器设计 25. 基于SPI通信方式的多通道信号采集器设计 26. 基于LabVIEW虚拟频谱分析仪的设计 27. 功率因数校正器的设计 28. 高精度电容电感测量系统设计 29. 电表智能管理装置的设计 30. 基于Labview的虚拟数字钟设计 31. 超声波测距语音提示系统的研究 32. 斩控式交流电子调压器设计 33. 基于单片机的脉象信号采集系统设计 34. 基于单片机的简易智能小车设计 35. 基于FPGA的18路智力竞赛电子抢答器设计 36. 基于EDA技术的智力竞赛抢答器的设计 37. 基于EDA技术的数字电子钟设计 38. 基于EDA的计算器的设计 39. 基于DDS的频率特性测试仪设计 40. 基于CPLD直流电机控制系统的设计 41. 单色显示屏的设计 42. 扩音电话机的设计 43. 基于单片机的低频信号发生器设计 44. 35KV变电所及配电线路的设计 45. 10kV变电所及低压配电系统的设计 46. 6Kv变电所及低压配电系统的设计 47. 多功能充电器的硬件开发 48. 镍镉电池智能充电器的设计 49. 基于MCS-51单片机的变色灯控制系统设计与实现 50. 智能住宅的功能设计与实现原理研究 51. 用IC卡实现门禁管理系统 52. 变电站综合自动化系统研究 53. 单片机步进电机转速控制器的设计 54. 无刷直流电机数字控制系统的研究与设计 55. 液位控制系统研究与设计 56. 智能红外遥控暖风机设计 57. 基于单片机的多点无线温度监控系统 58. 蔬菜公司恒温库微机监控系统 59. 数字触发提升机控制系统 60. 仓储用多点温湿度测量系统 61. 矿井提升机装置的设计 62. 中频电源的设计 63. 数字PWM直流调速系统的设计 64. 基于ARM的嵌入式温度控制系统的设计 65. 锅炉控制系统的研究与设计 66. 动力电池充电系统设计 67. 多电量采集系统的设计与实现 68. PWM及单片机在按摩机中的应用 69. IC卡预付费煤气表的设计 70. 基于单片机的电子音乐门铃的设计 71. 新型出租车计价器控制电路的设计 72. 单片机太阳能热水器测控仪的设计 73. LED点阵显示屏-软件设计 74. 双容液位串级控制系统的设计与研究 75. 三电平Buck直流变换器主电路的研究 76. 基于PROTEUS软件的实验板仿真 77. 基于16位单片机的串口数据采集 78. 电机学课程CAI课件开发 79. 单片机教学实验板——软件设计 80. 63A三极交流接触器设计 81. 总线式智能PID控制仪 82. 自动售报机的设计 83. 断路器的设计 84. 基于MATLAB的水轮发电机调速系统仿真 85. 数控缠绕机树脂含量自控系统的设计 86. 软胶囊的单片机温度控制（硬件设计） 87. 空调温度控制单元的设计 88. 基于人工神经网络对谐波鉴幅 89. 基于单片机的鱼用投饵机自动控制系统的设计 90. 锅炉汽包水位控制系统 91. 基于单片机的玻璃管加热控制系统设计 92. 基于AT89C51单片机的号音自动播放器设计 93. 基于单片机的普通铣床数控化设计 94. 基于AT89C51单片机的电源切换控制器的设计 95. 基于51单片机的液晶显示器设计 96. 超声波测距仪的设计及其在倒车技术上的应用 97. 智能多路数据采集系统设计 98. 公交车报站系统的设计 99. 基于RS485总线的远程双向数据通信系统的设计 100. 宾馆客房环境检测系统 101. 智能充电器的设计与制作 102. 基于单片机的户式中央空调器温度测控系统设计 103. 基于单片机的乳粉包装称重控制系统设计 104. 基于单片机的定量物料自动配比系统 105. 基于单片机的液位检测 106. 基于单片机的水位控制系统设计 107. 基于VDMOS调速实验系统主电路模板的设计与开发 108. 基于IGBT-IPM的调速实验系统驱动模板的设计与开发 109. HEF4752为核心的交流调速系统控制电路模板的设计与开发 110. 基于87C196MC交流调速实验系统软件的设计与开发 111. 87C196MC单片机最小系统单板电路模板的设计与开发 112. 电子密码锁控制电路设计 113. 基于单片机的数字式温度计设计 114. 列车测速报警系统 115. 基于单片机的步进电机控制系统 116. 语音控制小汽车控制系统设计 117. 智能型客车超载检测系统的设计 118. 直流机组电动机设计 119. 单片机控制交通灯设计 120. 中型电弧炉单片机控制系统设计 121. 中频淬火电气控制系统设计 122. 新型洗浴器设计 123. 新型电磁开水炉设计 124. 基于电流型逆变器的中频冶炼电气设计 125. 6KW电磁采暖炉电气设计 126. 基于CD4017电平显示器 127. 多路智力抢答器设计 128. 智能型充电器的电源和显示的设计 129. 基于单片机的温度测量系统的设计 130. 龙门刨床的可逆直流调速系统的设计 131. 音频信号分析仪 132. 基于单片机的机械通风控制器设计 133. 论电气设计中低压交流接触器的使用 134. 论人工智能的现状与发展方向 135. 浅论配电系统的保护与选择 136. 浅论扬州帝一电器的供电系统 137. 浅谈光纤光缆和通信电缆 138. 浅谈数据通信及其应用前景 139. 浅谈塑料光纤传光原理 140. 浅析数字信号的载波传输 141. 浅析通信原理中的增量控制 142. 太阳能热水器水温水位测控仪分析 143. 电气设备的漏电保护及接地 144. 论“人工智能”中的知识获取技术 145. 论PLC应用及使用中应注意的问题 146. 论传感器使用中的抗干扰技术 147. 论电测技术中的抗干扰问题 148. 论高频电路的频谱线性搬移 149. 论高频反馈控制电路 150. 论工厂导线和电缆截面的选择 151. 论工厂供电系统的运行及管理 152. 论供电系统的防雷、接地保护及电气安全 153. 论交流变频调速系统 154. 论人工智能中的知识表示技术 155. 论双闭环无静差调速系统 156. 论特殊应用类型的传感器 157. 论无损探伤的特点 158. 论在线检测 159. 论专家系统 160. 论自动测试系统设计的几个问题 161. 浅析时分复用的基本原理 162. 试论配电系统设计方案的比较 163. 试论特殊条件下交流接触器的选用 164. 自动选台立体声调频收音机 165. 基于立体声调频收音机的研究 166. 基于环绕立体声转接器的设计 167. 基于红外线报警系统的研究 168. 多种变化彩灯 169. 单片机音乐演奏控制器设计 170. 单目视觉车道偏离报警系统 171. 基于单片机的波形发生器设计 172. 智能毫伏表的设计 173. 微机型高压电网继电保护系统的设计 174. 基于单片机mega16L的煤气报警器的设计 175. 串行显示的步进电机单片机控制系统 176. 编码发射与接收报警系统设计：看护机 177. 编码发射接收报警设计：爱情鸟 178. 红外快速检测人体温度装置的设计与研制 179. 用单片机控制的多功能门铃 180. 电气控制线路的设计原则 181. 电气设备的选择与校验 182. 浅论10KV供电系统的继电保护的设计方案 183. 智能编码电控锁设计 184. 自行车里程,速度计的设计 185. 等精度频率计的设计 186. 基于嵌入式系统的原油含水分析仪的硬件与人机界面设计 187. 数字电子钟的设计与制作 188. 温度报警器的电路设计与制作 189. 数字电子钟的电路设计 190. 鸡舍电子智能补光器的设计 191. 电子密码锁的电路设计与制作 192. 单片机控制电梯系统的设计 193. 常用电器维修方法综述 194. 控制式智能计热表的设计 195. 无线射频识别系统发射接收硬件电路的设计 196. 基于单片机PIC16F877的环境监测系统的设计 197. 基于ADE7758的电能监测系统的设计 198. 基于单片机的水温控制系统 199. 基于单片机的鸡雏恒温孵化器的设计 200. 自动存包柜的设计 201. 空调器微电脑控制系统 202. 全自动洗衣机控制器 203. 小功率不间断电源(UPS)中变换器的原理与设计 204. 智能温度巡检仪的研制 205. 保险箱遥控密码锁 206. 基于蓝牙技术的心电动态监护系统的研究 207. 低成本智能住宅监控系统的设计 208. 大型发电厂的继电保护配置 209. 直流操作电源监控系统的研究 210. 悬挂运动控制系统 211. 气体泄漏超声检测系统的设计 212. FC-TCR型无功补偿装置控制器的设计 213. 150MHz频段窄带调频无线接收机 214. 数字显示式电子体温计 215. 基于单片机的病床呼叫控制系统 216. 基于单片微型计算机的多路室内火灾报警器 217. 基于单片微型计算机的语音播出的作息时间控制器 218. 交通信号灯控制电路的设计 219. 单片机控制的全自动洗衣机毕业设计论文 220. 单片机脉搏测量仪 221. 红外报警器设计与实现
副标题# 供电技术论文篇二 供电可靠性技术研究 摘要: 供电可靠性是衡量电力系统技术水平的一项重要内容，实现供电可靠性才能科学的发挥供电设备的最大潜力，以达到为用户提供优质的电力服务，实现供电系统的安全。由此可见加大对供电可靠性的研究，不断提高电力系统的供电技术水平就成为电力企业必须要认真对待的问题。本文对企业如何实现供电的可靠性做了详细的论述，并提出了针对性的措施。 关键词:电力系统;供电可靠性;技术措施 中图分类号：文献标识码：A 文章编号： 在电力系统中，供电可靠性一般用供电可靠率来进行考核，供电可靠率是指在统计时间内,对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值，由此可见，要提高供电可靠率就要尽量缩短用户的平均停电时间，以下笔者对电力系统如何提高供电可靠性提出了一些技术措施。 一、实现供电可靠性的重要意义 随着我国经济和社会科学技术的不断发展，使得变电运行系统的可靠性越来越重要，供电可靠性用户直接相连，由于变电运行系统多采用辐射式的网状结构，因此对独立的故障非常敏感，对用电客户的电力供应可靠性的影响也是最大的，直接关系着国民经济的发展。对变电运行供电系统的可靠性进行研究是供用电质量的保证，同时也是实现电力工业现代化发展的有力抓手，对完善和改进我国电力工业技术与管理，提高其经济效益与社会效益以及进行电力运行网络建设和改造意义重大而深远。在当前市场经济环境下，供电的可靠性是电力生产企业保证自身经济发展的基础，也是电力企业必须实现的技术指标，它已经成为电力企业管理的一项重要内容。 二、实现供电可靠性的有效措施 (一)提高供电可靠性的技术措施 1、加大检修力度 加快实现现代化的电网改造是提高供电可靠性的关键,这就要求我们在电网改造方面加大改进力度。电网改造离不开科技的运用，为了提高供电可靠性，要推广状态检修,通过在线监测及红外测温等科学手段按实际需要进行停电检修。在保证安全的情况下大力开展带电作业的研究,减少设备停电时间。还要采用免维护或少维护设备,延长设备检修周期，并根据实际情况改变设备到期必修的惯例。 2、实现配电网络保护自动化 开展配电网络保护自动化工作,实现故障区段隔离、诊断及恢复、网络的过负荷监测、实时调整和变更电网运行方式和负荷的转移等来减少停电频率。加快对旧站进行综合自动化改造，积极开展配电线路自动化的研究工作，通过研究配电网结线主要模式,根据实际情况制定符合且满足配电自动化要求的改造方案并逐步实施。 3、加强配电线路的绝缘性 安排供电主要设备的停电时对供电可靠率的影响中架空线路占很大的比例，所以提高线路的绝缘性对供电可靠性的提高有明显的作用。可以利用电力电缆供电容量大、占路径小及故障率低的特点,不断加大铺设的电缆条数,对新建的线路也尽可能使用电缆。对因地理因素而条件不足的线路,建议将裸导线更换为绝缘导线,以提高抵御自然灾害的能力。 4、加大检修的灵活性 在配电检修中，应尝试将每年单一性的配电设备检修计划改为根据设备的具体技术状况及实际运行存在的缺陷的多少及其严重性进行状态检修，对是否进行配电网施工作业进行灵活处理。可以通过改良接线,保证线路以灵活方式和适当负荷水平运行,特别是多用户的线路。 5、完善低压网及台区的改造 低压网的改造应逐步用低压电缆取代原来的接户线,以解决因用户负荷增加而进线容量不足引起的故障。另外还要完善台区的改造，升高台架避免由用户引起的事故性停电。在台区改造时要严格按照设计标准实行规划改造并分步实施，并且要加强与城建规划和市政建设的协调配合做好宣传工作,以解决实际工作中存在的问题，加大低压台区改造的力度。 6、加大巡查力度 加强配网维护与巡查工作,特别是在多用户和常发故障的线路,发现缺陷要及时处理,不断提高设备完好水平。另外，还要做好预防事故及事后的抢修工作。 (二) 提高供电可靠性的组织措施 1、分解指标超前预测 在组织措施上要实行指标的分解,找出影响供电可靠率的直接原因，还要编制具体的可靠性指标滚动计划,对可靠性指标进行超前控制。 2、加强计划停电的管理 要加强计划和临时停电的管理，尽量缩短停电时间,加强协调配合及进行其他改革。统筹安排计划停电,使输、变、配电施工一条龙同时进行。还要利用事故处理的机会进行预接开关或其他设备的检修工作，达到一次停电多方维护。 3、制定管理考核方法 制定具体的供电可靠性管理考核方法，完善事故处理等相关制度,使供电可靠性管理工作日趋完善,尽量减少停电时间,提高供电可靠性。 4、加强基础资料的管理 对基础资料的收集和整理及对基础资料的完善有助于准确统计出供电可靠率,从而找出影响供电可靠性的主要原因而及时进行改善。 (三)提高供电设备使用质量的措施 1、采用新产品不断提高设备的运行可靠性 采用高质量免维护的六氟化硫和真空断路器、微机保护等优良产品来提高设备运行的可靠性。近几年来线路继电保护装置全部更换为微机保护装置，电出线也更换为微机保护装置。采用优质的设备能大大减少停电机会,减少因设备原因而造成的停电次数,能够有效地提高运行可靠性。 2、做好运行维护工作提高设备健康水平 电力系统的各种电气设备和输配电线路以及保护装置都有可能会因发生故障而影响系统的正常运行，对用户的正常供电产生很大影响。在提高设备的健康运行水平方面,做好预防工作和事故预想是保证设备安全运行减少设备故障的有效方法，运行人员加强巡视维护质量可以及时发现或消除设备隐患,提高供电可靠性。 (四)缩短停电时间提前做好设备停送电准备工作 供电可靠性承包方案规定停电期间的工作票准备和停送电操作所占用的时间,为变电所值班人员的承包时间。对计划内或非计划内的停送电工作,运行人员积极与施工部门配合提前做好准备工作。 1、加强两票准备工作 为缩短填写操作票时间和保证在操作完成后办理许可工作手续,变电所在停电工作前一天接到调度下达停电工作计划命令后,所长或当值值班长要与施工单位调度联系,由签发人签发好第二天的工作票,前一天晚上当班运行人员必须准备好第二天停、送电全部操作票及许可工作票。每一次操作前当班都要将安全工具、标示牌等放置在准备使用的地点以备待用。当调度下令后即可立刻执行操作任务,这样既加快了速度,也缩短了许可工作时间。 2、 及时了解现场工作进度 值班人员应随时了解现场工作进度,提前做好送电准备工作。一旦现场工作提前结束应做到随时能恢复送电操作。工作票、操作票处理工作除交接班时间以外,能在本班完成的尽量完成,不能无故推延到下一班。接班人员接班后根据接班情况,应及时安排本班的工作任务,发现问题要以现场工作为主,及时解决不得推逶。 3、实行双重监护制安全按时完成工作任务 为了在规定时间内按时完成工作任务又能保证供电安全,对各变电所可以实行所长或值长与监护人双重监护制。操作时所长或值长与操作监护人共同监督其操作,操作结束后站长或值长与监护人分工布置现场安全措施和调度报告，采用这种管理办法后,有效地压缩了操作时间,也缩短了工作票许可时间。 结 语 供电系统的可靠性是衡量供电系统对用户持续供电能力的有效量度。电力可靠性管理是电力系统和设备的全面质量管理和全过程的安全管理,是适合现代化电力行业特点的科学管理方法之一,也是电力工业现代化管理的一个重要组成部分，所以在具体实践中要对供电可靠性进行系统的研究和高度的重视。 参考文献 [1] 范明天,刘思革,张祖平,周孝信.城市供电应急管理研究与展望[J]. 电网技术. 2007(10) [2] 邱丽萍,范明天.城市电网最大供电能力评价算法[J]. 电网技术. 2006(09) 看了“供电技术论文”的人还看： 1. 电力方面专业技术论文 2. 电力技术论文范文 3. 浅谈电力技术论文 4. 电力专业技术论文 5. 有关电力行业技术论文
我觉得最好的办法就是去找本（电气工程）这样的期刊~看下里面别人的论文题目都是什么~然后根据他们的论题找下灵感~肯定是可以的~加油
引 言燃料电池发电是将燃料的化学能直接转换为电能的过程，其发电效率不受卡诺循环的限制，发电效率可达到50％一70％，被誉为二十一世纪重要的发电新技术之一。目前，国际上磷酸型燃料电池已进入商业化，其它几种燃料电池预计在2005年一2010年200KW一将全面进入商业此。对于这种蓬勃发展的发电新技术，国家电力公司应该采取怎样态度?要不要发展?怎样发展?这些问题亟待解决。一 燃料电池发电的技术特点和应用形式技术特点燃料电池发电是在一定条件下使燃料(主要是H2)和氧化剂(空气中的02)发电化学反应，将化学能直接转换为电能和热能的过程。与常规电池的不同：只要有燃料和氧化剂供给，就会有持续不断的电力输出。与常规的火力发电不同，它不受卡诺循环的限制，能量转换效率高。与常规发电相比燃料电池具有以下优点：(1)理论发电效率高，发展潜力大。燃料电池本体的发电效率可达到50一60％，组成的联合循环发电系统在(10—50)MW规模即可达到70％以上的发电效率。(2)污染物和温室气体排放量少。与传统的火电机组相比，C02排出量可减少40％一60％。Nox(＜2ppm)和SOx(＜1ppm)排放量很少。(3)小型高效，可提高供电可靠性。燃料电池的发电效率受负荷和容量的影响较小。(4)低噪音。在距发电设备3英尺(1．044米)处噪音小于60dB(A)。(5)电力质量高。电流谐波和电压谐波均满足IEEE519标准。(6)变负荷率高。变负荷率可达到(8％一lO％)／min，负荷变化的范围大(20一120)。(7)燃料电池可使用的燃料有氢气、甲醇、煤气、沼气、天然气、轻油、柴油等。(8)模块化结构，扩容和增容容易，建厂时间短。(9)占地面积小，占地面积小于lm2／KW。(10)自动化程度高，可实现无人操作。总之，燃料电池是一种高效、洁净的发电方式，既适合于作分布式电源，又可在将来组成大容量中心发电站，是2l世纪重要的发电方式。制约燃料电池走向大规模商业化的主要因素是：高价格和寿命问题。燃料电池的应用形式(1)现场热电联供，常用的容量为200KW一1MW。(2)分布式电源，容量比现场用燃料电池大，约(2—20)MW。(3)基本负荷的发电站(中心发电站)，容量为(100—300MW)。(4)燃料电池还可用于100W—100KW多种可移动电源、便携式电源、航空电源、应急电源和计算机电源等。二 为什么要在我国电力系统发展燃料电池发电技术采用燃料电池发电是提高化石燃料发电效率的重要途径之一以高温燃料电池组成的联合循环发电系统，可使发电效率达到60—75(LHV)，这一目标将在2005年左右实现。预计到2010年，发电效率可超过72％。煤气化燃料电池联合循环(IGFC)的发电效率可达到62％以上。以燃料电池组成的热电联产机组的总热效率可达到85％以上。燃料电池本体的发电效率基本不随容量的变化而变化，这使得燃料电池既可用作小容量分散电源，又可用于集中发电应用范围广泛。燃料电池发电可有效地降低火力发电的污染物和温室气体排放量燃料电池发电中几乎没有燃烧过程，NOx排放量很小，一般可达到(O．139一0．236)kg／MW?h以下，远低于天然气联合循环的NOx排放量(1kg／MW?h一3kg/MW．h)。由于燃料进入燃料电池之前必须经过严格的净化处理，碳氢化合物也必须重整成氢气和CO，因此，尾气中S02、碳氢化合物和固态粒子等污染物排量也污染物的含量非常低。与常规燃煤发电机组相比，C02的排放量可减少40％一60．在目前CO2分离和隔绝技术尚不成熟的状况下，通过提高能源转换效率减少CO2排放是必然的选择。采用燃料电池发电可提高供电的灵活性和可靠性燃料电池具有高效率、低污染、低噪声、模块化结构、体积小、可靠性高等突出特点，是理想的分布式电源。与目前一些可做为分布式电源的内燃机相比，燃料电池的发电效率更高、污染更低。在250KW—lOMW的功率范围内，具有与目前数百兆瓦中心电站相当甚至更高的发电效率。作为备用电源的柴油发电机由于污染和噪声大不宜在未来的城市中应用。低温燃料电池不仅发电效率高，而且启动快、变负荷能力强，是很好的备用电源。现代社会对供电的可靠性和环境的兼容性要求越来越高，高效、低污染的分布式电源系统日益受到重视。近年来美国、加拿大、台湾相继发生因自然灾害或人为因素造成的大面积停电，许多重要用户长期不能恢复供电，给社会和经济造成了巨大的损失。北约轰炸南联盟，使电力系统严重受损。这些由不可抗力引起的电网破坏无不使人引发出一个重要的思考：提高我国电力系统供电的可靠性和供电质量，虽然主要依靠电网的改造和技 术革新，但如果在电网中有许多分布式电源在运转，供电的可靠性将会大大提高。 对于象军事基地、指挥中心、医院、数据处理和通讯中心、商业大楼、娱乐中心、政府要害部门、制药和化学材料工业、精密制造工业等部门，对电力供应的可靠性和质量要求很高。目前采用的备用电源效率低、污染严重、电压波动大。而采用燃料电池作为分布式电源向这些部门提供电力，会使供电的可靠性和电力质量大大提高。他们将是燃料电池发电技术的第一批用户。对于边远地区，负荷小且分散，若建设完善的电网，不仅投资大，线损大，且电网末端地区电力质量不稳定。对于这些区域若辅助燃料电池发电的分布式电源，更能有效地解决这些地区的电力供应问题。燃料电池的重量比功率和体积比功率均比常规的小型发电装置大，因此，它也是理想的移动电源，适合于各种建设工地、野外作业和临时急用。发展燃料电池发电技术是提高国家能源和电力安全的战略需要美国已将燃料电池发电列为国家安全关键技术之一。美、日之所以能在燃料电池技术方面处于世界领先地位，与国家从战略高度予以组织、资助和推动密不可分。在目前复杂的国际环境下，高技术的垄断日趋严重，掌握清洁高效发电的高新技术对未来国家的能源和电力安全具有重要的战略意义，而燃料电池发电技术，正是这种高效清洁的高新发电技术之一。燃料电池突出的优点，以及发达国家竟相投入巨资研究开发的行动，足以说明燃料电池发电技术在21世纪会起到越来越重要的作用。发展燃料电池发电技术是国电公司“加强技术创新，发展高科技，形成高新技术产业”的需要燃料电池发电技术是电力工业中的高新技术，己受到普遍重视。美国燃料电池发电技术的研究开发主要由美国能源部组织实施，其中一个重要的目的就是形成新的高技术产业，为美国的经济注入新的活力。日本的东京电力公司、关西电力公司及其它公用事业单位是日本燃料电池开发及商业化的主要承担者和推动者，其目的也是为电力公司注入新的经济增长点以获得巨大的经济效益和社会效益。国家电力公司处在完成“两型”、“两化”、“进入世界500强”的历史时刻，恰逢党中央国务院号召全国各行业“加强技术创新，发展高科技，实现产业化”的有利时机，在国家电力公司内不失时机地进行燃料电池发电技术的研究开发是非常必要的。采取引进、消化、吸收和再创新的技术路线，以高起点，在尽可能短的时间内初步形成自主产权的燃料电池发电关键技术，不仅可以使我国在燃料电池发电技术领域与国外的差距大大缩小，而且，对国家电力公司进行发电系统的结构调整、技术创新、形成高新技术产业、实现跨越式发、提高国际竞争能力都具有非常重要的意义。燃料电池发电技术在我国有广阔的发展前景未来二十年，随着我国“西气东送”，全国天然气管网的不断完善及液化天然气(LNG)的广泛应用，燃用天然气的燃料电池发电将会有很大市场。煤层气也是燃料电池的理想燃料。我国丰富的煤层气资源也将是燃料电池发电的巨大潜在能源之一。燃料电池可与常规燃气一蒸汽联合循环结合，形成更高效率的发电方式。与煤气化联合循环(IGCC)结合，形成数百兆瓦级的大型、高效、低污染的中心发电站，比IGCC效率更高，污染更小。燃料电池可与水电、风电和太阳能发电等结合，在高出力时，利用电解水制氢，低出力时用燃料电池发电，达到既储能，又高效发电的目的。采取气化或厌氧处理的方法将生物质变为燃料气，通过燃料电池发电，提高能源转换效率，并降低污染物排放量。对一些经济欠发达但有丰富的沼气资源的地区，利用燃料电池发电技术有可能更有有效地解决这些地区的电力供应问题。与国外有较大的差距在燃料电池发电技术方面，我国与国际先进水平有较大的差距。在MCFC和SOFC技术方面，国外已分别示范成功了2MW和100KW的燃料电池发电机组，而我国在这方面才刚刚起步，2000年才可望研制出2KW左右的试验装置。在PAFC和PEFC技术方面，国内与国外的差距更大。倘若我们现在不开始研究开发燃料电池发电技术，等到燃料电池完全成熟后再引进，不但会受制于人，还将付出更大的经济代价，更谈不上尽快形成燃料电池发电的产业化。若不能形成燃料电池的产业化并在电力系统广泛应用，那么，也谈不上提高发电效率和降低污染物的排放。只有从现在开始，在国外的基础上，高起点研究，经过10—20年的努力，有可能在国电公司形成燃料电池的产业和广泛的商业应用。在我国电力系统发展燃料电池发电技术是市场经济条件下的迫切要求分散式电源作为大电网的有效补充己得到许多国家的重视，而电源提供者的多元化更是一种趋势。我国电网的容量大、技术水平和可靠性还较低、抵御各种灾害的能力较差，在这种情况下，小型高效的燃料电池分布式电源随着技术的商业化市场潜力巨大。倘若电力系统不及时进行研究开发，在未来几年内，有可能被国外企业和国内其它其它行业或民营企业占领燃料电池分散电源市场。在市场经济条件下，国电公司既是用户，又是开发者。对于燃料电池这样重要的发电高新技术，应不失时机地着手研究开发，联合国内一些基础研究单位，争取纳入国家的攻关计划，获得国家支持，在尽可能短的时间内，形成燃料电池发电技术研究开发的优势，开发燃料电池发电关键技术和成套技术，形成国电公司的高新技术产业，既可优化调整电力结构，又能满足市场的不同需求。三 国外燃料电池发展计划及商业化的预测美国燃料电池发电技术研究开发状况美国燃料电池发电技术的研究开发计划1997年，美国总统克林顿颁发了"改善气候行动计划”，燃料电池被确定为一项关键技术，联邦政府为此制定了一项“美国联邦燃料电池发展计划”，目的是通过燃料电池的商业化来减少温室气体排放量。在这项计划中，对每一个燃料电池的新用户资助l000／KW的优惠。结果，仅在1998年，就有42台200kwPAFC发电机组投入运行。美国政府鼓励在一些对环境敏感的地区建立燃料电池发电站。此外，政府已促使美国所有的军事基地安装200KW燃料电池发电机组。通过这些措施，加速燃料电池的商业化，并提高国家能源的安全性。美国政府投入巨资研究开发燃料电池发电技术的另一个目的，就是要保持美国在这一领域的领先地位。随着商业化过程不断深入，将逐步形成新的高技术产业，为美国的经济注入新的活力，提供更多的就业机会。美国DOE的燃料电池发展计划如下：PAFC己商业化，不再投入资金进行研究开发。PAFC目前的发电效率为40％一45(LHV)，热电联产的热效率为80％(LHV)。已完成250KW和2MWMCFC的现场示范，预计2002年进行20MW的示范；2003年左右，使250KW和MW级MCFC达到商业化；2010年，燃用天然气的250KW一20MWMCFC分散电源达到商业化，100MW以上MCFC的中心电站也进入商业化;2020年，100MW以上燃煤MCFC中心发电站进入商业化。MCFC技术目标是运行温度为650℃，发电效率达到60％(LHV)，组成联合循环的发电效率为70(LHV)，热电联产的热效率达到85(LHV)以上。目前，己完成25kw和100kwSOFC现场试验，正在进行SOFC的商业化设计。预计2002年左右，进行MW级SOFC示范；2003年左右，100kw一1MWSOFC进行商业化：2010年，250kw一20MW燃用天然气的SOFC以分布式电源形式进入商业化，100MW以上燃用天然气的SOFC以中心电站形式进入商业化；2020年，100W及以上容量的燃煤S0FC以中心电站的形式进入商业化。SOFC技术目标是：运行温度为1000℃，发电效率达到62％(LHV)，组成联合循环的发电效率达到72％(LHV)，热电联产的热效率达到85(LHV)以上，燃煤时发电效率可达到65％(LHV)，这一目标预计2010完成。美国是最早研究开发PEFC的国家，但在大容量化和商业应用方面已落后于加拿大。目前美国生产的质子交换膜仍居世界领先水平。美国在PEFC的开发方面是面向家庭用分散式电源，实现热电联供。PlugPower公司与GE合作，计划2001年使10kwPEFC进入商业化，价格达到S750—1000／kw，大批量生产后，使PEFC的价格达到$350／kw。市场预测美国能源部(DOE)对美国潜在的燃料电池市场的预测认为：在2005年一2010年，美国年需求燃料电池发电容量约2335MW一4075MW。现在美国的燃料电池年生产能力为60MW，商业化的价格为$2000一$3000／kw，若年生产能力达到100MW／a，商业化的价格则可达到$l000—$1500/Kw。若能达到(2000—4000)MW／a的生产能力，燃料电池的原材料费仅$200一$300／kw。那么燃料电池的价格则有可能达到$900—$l100／kw，此时可完全与常规的发电方式竞争。日本燃料电池发电技术的发展进程及应用前景预测发展进程日本在PAFC研究方面，走的是一条引进合作、消化吸收、再提高的路线。1972年东京煤气公司从美国引进两台PAFC燃料电池发电机组，大阪煤气公司也在1973年引进两台PAFC机组。日本政府于1981年设立了以开发节能技术为宗旨的“月光计划”，燃料电池发电是其中一项重要内容。此后，日本国内的电力公司、煤气公司和一些大型的制造厂纷纷投入燃料电池的研究开发，并与美国IFC合作，使日本的PAFC得到更大的发展。目前，日本的PAFC技术已赶上了美国，商业化程度超过了美国。5MW(富士电机制造)和11MW(东芝与IFC合制)均在日本投运，日本公司制造的PAFC机组已运行了近100多台。日本有关MCFC的研究是从1981年开始的，通过自主开发并与美国合作。1987年10kwMCFC开发成功，1993年100kw加压型MCFC开发成功，1997年开发出1MW先导型MCFC发电厂，并投入运行。MCFC已被列为日本“新阳光计划”的一个重点，目标是2000年一2010年，实现燃用天然气的10MW一50MW分布式MCFC发电机组的商业化，并进行100MW以上燃用天然气的MCFC联合循环发电机组的示范，2010年后，实现煤气化MCFC联合循环发电，并逐步替代常规火电厂。日本的SOFC技术也是从1981年的“月光计划”开始研究的，立足于自主开发。1989年一1991年，开发出l00W一400WSOFC电池堆，1992年一1997年开发出l0kw平板型SOFC。SOFC的研究进展也远远落后于NEDO原来的计划。“新阳光计划”中预计2000年一2010年，使SOFC达到MW级，并形成联合循环发电。日本的PEFC也被列入“新阳光计划”，目前开发的容量为(1—2)kw。政府采取的措施日本政府在“月光计划”和“新阳光计划”中，先后资助了3台200kw、2台lMW和l台5MW的PAFC；1台100kw和1台1MW的MCFC示范电站研究开发、建设及运行。在通产省和NEDO的统一组织和管理下，使公用事业单位(电力公司和煤气公司)和开发商及研究单位紧密结合，实现燃料电池研究开发和商业示范应用一体化。日本电力公司和煤气公司，过去十年来安装了约80多台燃料电池机组，装机容量达到，燃料电池及电厂的费用主要由业主承担，但是制造商和政府也各承担一部分。这种政府和企业联合研究开发的方式促进了日本燃料电池的发展。使用燃料电池发电享有许多优惠政策：燃料电池的相关设备，在未超过一定规模时，其工程计划仅须申报即可动工。对500kw以下的常压燃料电池生产与使用的审批手续大大简化。在医院、旅馆、办公大楼等安装的燃料电池发电机组，政府提供的经费资助。新建的燃料电池发电设备享有10的免税额，并获有30％的加速折旧。对装设于电力公司或自备发电用的燃料电池项目，日本开发银行将提供投资额40％的低息贷款。市场预测1990年，日本通产省发表了“长期电源供需展望”报告，预计日本国内的燃料电池发电容量到2000年约2250MW；2010年约10720MW，电力系统用5500MW，其中约有2400MW是MCFC和SOFC高温型燃料电池；2010年煤气化MCFC和SOFC达到实用化；发电效率达到50％一60％。由于燃料电池发电技术仍有许多技术上的难题没有突破，进展速度低于预期值，因此日本目前已将原目标做了修正，预计2000年燃料电池装机容量将达到200MW，其中分布式电源l12MW，工业用热电联产型为88MW；2010年将达到2200MW，其中分布式电源型为735MW，工业用热电联产型为1465MW。其它国家和地区的发展进程目前，欧洲的燃料电池发电技术远远落后于美国和日本。80欧洲又重新开始研究燃料电池发电技术。它们采用向美国、日本购买电池组，自行组装发电厂的方式来发展PAFC发电技术。1990年成立了一个“欧洲燃料电池集团(EFCG)”。意大利已完成了一座1MW的PAFC示范工程，由IFC供应，BOP由欧洲制造。意大利、西班牙与美国IPC合作，于1993年在米兰建了一座l00kwMCFC电厂，1996年投运。德国正在开发250kwMCFC。德国西门子公司于1998年收购了美国西屋公司的管形SOFC技术后，现在拥有世界上最先进的平板型和管形SOFC技术。 加拿大在PEFC方面居世界领先地位，在继续开发交通用PEFC的同时，目前也将PEFC应用于固定电站，已建成250kwPEFC示范电站，目标是在近几年内使250kw级PEPC商业化。澳大利亚在1993年一1997年，共投资3000万美元，研究开发平板型SOFC，目前正在开发(20一25)kwSOFC电池堆。韩国电力公司于1993年从日本购进一座200kwPAFC进行示范运行。国外发展燃料电池发电技术的经验总结回顾国外燃料电地发展的道路，有许多值得我们吸取和借鉴的经验。美国在燃料电池发电技术的研究开发方面始终处于世界领先地位。除了雄厚的财力之外，还有三方面重要的原因：一是政府将燃料电池发电技术视为提高火力发电效率、减少污染物和温室气体排放的重要措施，列入政府的“改变气侯技术战略”中，并大力投入资金和力量研究开发；二是燃料电池技术提高到“国家能源安全并大力投入资金和力量研究开发；三是将燃料电池技术提高到“国家能源安全关键技术”的战略高度，DOD和DOE均投入资金研究开发；四是对燃料电池的应用前景充满信心，希望能形成新的高技术产业，给美国的经济注入新的活力，政府和企业共同投入资金研究开发，力图保持领先地位。日本走的是一条通过与美国合作、引进技术并消化吸收实现产业化的路线，并在PAFC的商业化方面己超过了美国，在MCFC的研究开发方面也接近美国。成功的重要经验也是政府对燃料电池给予高度重视，先后列入了“月光计划”和“新阳光计划”，大力投入研究开发。另一条经验是研究机构、企业和用户联合，组成从研究、开发到商业应用一体化集团，既承担研究开发的风险，也享受成功的优惠。加拿大Ballard公司在PEFC方面成功的经验告诉我们：只要坚定不移地进行研究开发，一个小公司也能在10—20年内成为举世瞩目的燃料电池技术拥有者。 燃料电池起源于欧洲，但是，现在欧洲的燃料电池技术已远远落后于美国和日本。主要原因是政府和企业对燃料电池发电技术重视不够。目前，欧洲已经意识到这一点，成立了—个燃料电池发电技术集团，引进美国、日本的技术，并进行研究开发。四 各种燃料电池发电技术综合比较 AFC：与其它燃料电池相比，AFC功率密度和比功率较高，性能可靠。但它要以纯氢做燃料，纯氧做氧化剂，必须使用Pt、Au、Ag等贵金属做催化剂，价格昂贵。电解质的腐蚀严重，寿命较短，这些特点决定了AFC仅限于航天或军事应用，不适合于民用。 PAFC：以磷酸做为电解质，可容许燃料气和空气中C02的存在。这使得PAFC成为最早在地面上应用或民用的燃料电池。与AFC相比它可以在180℃一210℃运行，燃料气和空气的处理系统大大简化，加压运行时，可组成热电联产。但是，PAFC的发电效率目前仅能达到40％一45％(LHV)，它需要贵金属铂做电催化剂；燃料必须外重整：而且，燃料气中C0的浓度必须小于1％(175℃)一2(200℃)，否则会使催化剂中毒；酸性电解液的腐蚀作用，使PAFC的寿命难以超过40000小时。PAFC目前的技术已成熟，产品也进入商业化，做为特殊用户的分散式电源、现场可移动电源和备用电源，PAFC还有市场，但用作大容量集中发电站比较困难。 MCFC：在650℃一700℃运行，可采用镍做电催化剂，而不必使用贵重金属：燃料可实现内重整，使发电效率提高，系统简化；CO可直接用作燃料；余热的温度较高，可组成燃气／蒸汽联合循环，使发电容量和发电效率进一步提高。与SOFC相比，MCFC的优点是：操作温度较低，可使用价格较低的金属材料，电极、隔膜、双极板的制造工艺简单，密封和组装的技术难度相对较小，大容量化容易，造价较低。缺点是：必须配置C02循环系统；要求燃料气中H2S和CO小于；熔融碳酸盐具有腐蚀性，而且易挥发；与SOFC相比，寿命较短；组成联合循环发电的效率比SOFC低。与低温燃料电池相比，MCFC的缺点是启动时间较长，不适合作备用电源。MCFC己接近商业化，示范电站的规模已达到2MW。从MCFC的技术特点和发展趋势看，MCFC是将来民用发电(分散电源和中心电站)的理想选择之一。 SOFC：电解质是固体，可以被做成管形、板形或整体形。与液体电解质的燃料电池(AFC、PAFC和MCFC)相比，SOFC避免了电解质蒸发和电池材料的腐蚀问题，电池的寿命较长(已达到70000小时)。CO可做为燃料，使燃料电池以煤气为燃料成为可能。SOFC的运行温度在1000℃左右，燃料可以在电池内进行重整。由于运行温度很高，要解决金属与陶瓷材料之间的密封也很困难。与低温燃料电池相比，SOFC的启动时间较长，不适合作应急电源。与MCFC相比，SOFC组成联合循环的效率更高，寿命更长(可大于40000小时)；但SOFC面临技术难度较大，价格可能比MCFC高。示范业绩证明SOFC是未来化石燃料发电技术的理想选择之一，既可用作中小容量的分布式电源(500kw一50MW)，也可用作大容量的中心电站(＞l00MW)。尤其是加压型SOFC与微型燃气轮结合组成联合循环发电的示范，将使SOFC的优越性进一步得到体现。 PEFC：PEPC的运行温度较低(约80℃)，它的启动时间很短，在几分钟内可达到满负荷。与PAFC相比，电流密度和比功率都较高，发电效率也较高(45％一50(LHV))，对CO的容许值较高(＜10ppm)。PEFC的余热温度较低，热利用率较低。与PAFC和MCFC等液体电解质燃料电池相比，它具有寿命长，运行可靠的特点。PEFC是理想的可移动电源，是电动汽车、潜艇、航天器等移动工具电源的理想选择之一。目前，在移动电源、特殊用户的分布式电源和家庭用电源方面有一定的市场，不适合做大容量中心电站。结 论选择适合于我国电力系统发展的燃料电池发电技术，应综合考虑以下几点：较高的发电效率；环保性能好；既能作为高效、清洁的分布电源，又具有形成大容量的联合循环中心发电站的发展潜力；既能以天然气为燃料，又具有以煤为燃料的可能性；技术的先进性及商业化进程；运行的可靠性和寿命；降低造价的潜力；国内的基础。综合考虑以上几点，对适合于我国电力系统发展的燃料电池发电技术，提出以下几点选择意见：(1)优先发展高温燃料电池发电技术。即选择MCFC和SOFC为我国电力系统燃料电池发电技术的主要发展方向，这两种燃料电池既能以天然气为燃料作为高效清洁的分布电源，又具有形成大容量的联合循环中心发电站(以天然气或煤为燃料)的发展潜力。(2)MCFC和SOFC各有特点，都存在许多问题，尚未商业化。若考虑技术难度和成熟程度以及商业化的进程，对于MCFC，应走引进、消化吸收、研究创新，实现国产化的技术路线，并尽快投入商业应用：对于SOFC，应立足于自主开发，走创新和跨越式发展的技术发展路线。(3)随着氢能技术的发展，PEFC在移动电源、分散电源、应急电源、家庭电源等方面具有一定优势和的市场潜力，国家电力公司应密切跟踪研究。(4)AFC不适合于民用发电。PAFC技术目前已趋于成熟，与MCFC、SOFC和PEFC比较，已相对落后。因此，AFC和PAFC不应做为国家电力公司研究开发的方向。参考文献[1] 许世森，朱宝田等，在我国电力系统发展的燃料电池发电的技术路线和实施方案研究，国家电力公司热工研究院，1999．12