浅谈发电厂停机时厂用吸网电量计量方法
电量计算方法
电量计算方法：
1.发电厂用电
单机发电厂用电量=高厂变（单机）+励磁变（单机）
单机发电厂用电率=单机发电厂用电量/ 单机发电量
总发电厂用电量=1.2.3号高厂变+1.2.3号励磁变+启备变
总发电厂用电率=总发电厂用电量/ 3台机总发电量
2.供电厂用电
单机供电厂用电量=发电机出口—主变出口
单机供电厂用电率=单机供电厂用电量/ 发电量
总供电厂用电量=3台发电机出口—3台主变出口+启备变
总供电厂用电率=总供电厂用电量/ 3台机总发电量
3.单机损耗（即变压器损耗）=单机发电量—主变—高厂变—启备变（即供电厂用电率—发电厂用电率）
总损耗=各台机损耗之和
4.电量计算倍率
发电机出口电度表：110.4
主变出口电度表：275
高厂变出口电度表：20.7
励磁变出口电度表：2.07
启备变出口电度表：66
电兆线电度表：275
红电线电度表：275。
浅谈多功能电能表四象限无功计量方式
浅谈多功能电能表四象限无功计量方式摘要:主要阐述了多功能表四象限无功的含义及多功能表正、反向无功电能组合方式的设置，并通过对多功能表正、反向无功电能组合方式设置的分析和介绍，指出无功组合方式合理设置的重要，提高计量人员对四象限无功组合方式设置及做无功电量平衡率分析的应用能力，保证了无功计量的合理性。
关键词:多功能电能表；四象限无功；组合方式1前言线路无功功率过大会影响电压质量和增大线损，所以我们要尽量减小输电线路上的无功，也就是尽量使用户在售电端（即总计量点）的功率因数接近1（意味着无功接近0）。
不管无功是正向还是反向增多都会降低功率因数，都会增加线路上的无功功率。
因此将功率因数考核与电费挂钩，迫使其进行技术改造或更换设备，减少线路中流过的无功功率，降低不必要的能量损失。
电子式多功能电能表大大提高了无功电能计量的准确性，多功能表正、反向无功电能的值可以由四个象限根据需要叠加，为无功功率的精确测量提供了技术条件。
计量四象限无功电量的目的就是为了考核功率因数。
2 电能量测量四象限的定义因为用户无功在一个时刻只能处于一个象限，所以准确的说要考核一个用户的功率因数，正向和反向的功率因数都需要计算，这就需要四象限来分别计算。
不同的国家对四象限无功的定义也不同，参照电力部行业标准DL/T645-2007《多功能电能表通信协议》中附录C中对有功和无功功率的几何示意图，对四象限功率定义基本一致，符合平面坐标系相关条件。
3 无功电量组合方式设置我局多功能电能表无功电量组合方式主要有以下三种方式：（1）正、反向无功电量的叠加方式为：正向无功总为“Ⅰ象限+Ⅱ象限+Ⅲ象限+Ⅳ象限”，无功反向（Ⅱ象限+Ⅳ象限）叠加至正向。
即为倒送的无功电量加上实际消耗的无功电量。
反向无功总为“Ⅱ象限+Ⅳ象限”，仅保留容性无功部分。
这种设置方式适用于对于只有一个方向供电，比如A侧供电，B侧用电的用户。
即这种无功组合设置方式的电能表适合安装于“单向”计量，以消耗电能且无反向输出的用户。
电力系统中的电能计量方法与标准
电力系统中的电能计量方法与标准电力系统是现代社会中不可或缺的基础设施之一，而电能计量则是电力系统中的核心环节。
电能计量的准确性和可靠性对于电力系统运行的安全性和经济性具有重要影响。
本文将从电能计量方法与标准的角度来探讨电力系统中的电能计量问题。
一、电能计量方法在电力系统中，电能计量主要是针对电能的测量、传输和统计，以便实现对电能的准确计量和合理运行。
目前常用的电能计量方法主要有直接法、间接法和间接比频发法。
1.直接法直接法是通过安装电能计量仪表进行电能的实时测量。
直接法能够直接获取电能的实际使用情况，准确度高，并且适用于各种电能计量场合。
然而，直接法在实施上存在一定的困难，需要对电能计量仪表进行校验和维护，并且需要考虑仪表的误差、零漂等因素。
2.间接法间接法是通过测量电流和电压的方法来计算电能的使用量。
间接法主要包括电压法和电流法两种形式。
电压法是通过测量电压的大小来计算电能的使用量，而电流法则是通过测量电流的大小来计算电能的使用量。
间接法在应用上相对简单，但是准确度相对较低，受到电压和电流测量误差的影响较大。
3.间接比频发法间接比频发法是指通过测量电动机的转速和负载情况来计算电能使用量。
比频发法适用于电动机负载较大的场合，可以通过测量电动机的负载来间接计算电能的使用量。
然而，比频发法在应用上有一定的复杂性，需要对电动机的运行情况进行准确测量和分析。
以上三种电能计量方法各有优缺点，根据实际情况可以选择不同的计量方法进行电能的准确计量。
二、电能计量标准电能计量标准是指电能计量领域中用于规范电能计量方法和设备的统一标准。
电能计量标准的制定和应用对于保证电能计量准确性和可靠性具有重要作用。
1.国内电能计量标准我国电能计量标准主要由国家电力公司制定和实施，包括电压、电流、频率、功率因数和电能等各项计量标准。
这些标准从技术要求、测试方法、设备选择等方面对电能计量进行了详细规定，保证了电能计量的准确性和可靠性。
多机组发电厂上下网电量关口计量优化改造
多机组发电厂上下网电量关口计量优化改造摘要：某多机组发电厂主变压器在机组停机时从电网倒送电给厂用设备供电。
在多机组发电厂中，发电机组可以通过升压站母线为停机机组的主变供电，此时各机组上下网电量计量方式比较特殊。
本文对传统的典型关口计量方案进行了分析，探讨多机组发电厂的关口计量方案。
通过不断优化和工程改造，实现了准确计量上下网电量的目的，对多机组电站制定关口计量方案提供了一定的借鉴。
关键词：多机组；关口计量；优化；改造。
1.前言关口计量方案是电能计量的重要内容之一。
它是电厂与电网在贸易结算中的参考依据，并在厂网《购售电合同》中予以明确，直接影响双方按购售电合同进行结算的金额。
因此，发电企业根据自身情况与电网协商确定合理的关口计量方案，对于准确计量上下网电量尤为重要。
本文以某多机组发电厂为例，分析在确定关口计量方案时应注意的问题，重点介绍多机组发电厂优化后的关口计量方案。
2.某发电厂关口计量装置介绍2.1电气主接线某发电厂共规划6台百万千瓦机组，以500kV电压等级接入系统。
电厂500kV升压站采用一个半断路器接线方式，远期共4回出线、6台“机组-主变”进线及1台高压电抗器，形成5个完整串和1个不完整串。
第3串与第4串之间设有母线分段开关。
在母线分段开关合环运行的情况下，电厂升压站的母线有可能产生穿越潮流。
某发电厂远期的500kV开关站简图见图1：图1. 某发电厂500kV开关站一次接线图2.2电厂原关口计量表计配置《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448—2000）规定：贸易结算用的电能计量装置原则上应设置在供用电设施产权分界处。
某发电厂四回500kV送出线路均是由电网运营企业出资建设，因此，用于贸易结算用的上下网电量计量点应设置在500kV线路靠近发电厂一侧。
根据上述原则，设计院在设计电厂升压站时，将在每回线路的出线侧和各机组主变的高压侧均配置一套具有正、反向有功计量功能的主电度表、副电度表。
一般发电厂厂用电保护配置及整定
二、厂用负荷分类：
1、I类厂用负荷：
短时（手动切换恢复供电所需时间）停电 可能影响人身和设备安全，使生产停顿或 发电量大量下降。
如：给水泵、凝结水泵、循环水泵、引风 机、送风机、给粉机、水电厂的调速器、 压油泵等。
措施：（1）设两套互为备用；（2）分别 接到两独立电源母线上；（3）电动机全 部自启动；（4）电源自动投入
直流保安负荷（OII类）：发电机组的直流润滑油 泵。
交流保安负荷（OIII类）：盘车电动机、实时控制 用电子计算机。
措施：（大机组）由蓄电池组、柴油发电机组、 燃汽轮机组或有可靠外部独立电源进行供电。
三、厂用电接线的设计原则和接线形式
1、厂用电供电电压等级的确定
发电厂厂用电系统电压等级是根据发电机额 定电压、厂用电动机的电压和厂用电网络的 可靠性等因素，相互配合，经经济、技术综 合比较后确定的。
三、不对称短路电流计算
X * X 1 三相短路： 两相短路：
单相短路：
X (n)
X
( 3 )＝
0
X
( 2 )＝
X
2
X
( 1 )＝
X
2
＋ X 0
X
（ js
n
）＝（
1＋
X (n )
X 1
）
X
（ j
3 s
）＝
X
SE SJ
X*－正序短路电 阻流 抗X的 1， － 合正 成序网络合 标成 么阻 值抗的 X2－负序网络合 标成 么阻 值 X0抗 ， －的 零序网络合 标成 么阻 值抗 X (n)－附加阻抗， 型与 有短 关路 系类
对短路点的总电抗为：
x * 0 . 87 0 . 33 0 . 24 0 . 7 1 . 46 0 . 504
发电企业主要电量指标
发电企业主要电量指标发电企业主要电量指标1、发电量指发电机组生产的电能量，它是发电机组经过对一次能源的加工转换而生产出的有功电能数量。
计算方法是根据发电机端电度表的读数，后一时点与前一时点的电度表读数的差值乘以电度表的倍率，就是该时间段内的发电量（本资料中凡是通过电度表读数计算的电量，计算方法都是如此，后面不再赘述）。
计量点位置：发电机出口侧，如一次接线图,通常在开关01/02处。
计算发电量时要注意以下几点：①若电度表安装在升压变高压侧（如图2-1中：4601/4602侧），则在计算发电量是要加上变损。
②应包括供给厂用的电量，但不含励磁机发出的电量。
③试运转期间的发电量，只要被利用就计入本厂发电量。
④电度表故障时应每小时（或更短的时间间隔）记录电力表，以此估算发电量。
⑤如电能表是可逆式，则发电机作调相运行前后，应做好电能表计的记录2、上网电量指电厂生产和购入的电能产品中用于输送（或销售）给电网的电量，它是厂、网间电费结算的依据。
计量点位置：在厂网之间签订的购电协议中会有明确条文，通常是在厂网的资产分界点。
注意点：关于穿越功率对于穿越功率形象的解释就是经过变电站母线向下一个变电站输送的功率。
这种情况往往在电厂出线分别连接在不同的多个变电站的时候会发生。
出现穿越功率的时候，必须经过一定的判断，才能正确的得出上网电量，但这一点很重要，一方面牵涉到厂网之间电费的结算，另一方面还牵涉到后续供电量计算的准确性。
3、购网电量发电厂从电网购入的电量。
通常是在机组试运、检修时，由于发电机停运，发电厂需要从电网购入一定的电量用于厂内设备调试等工作。
计量点位置：如果有专门的起备变（如图2中T0起备变），那一般都设在起备变高压侧（图2中的2000开关），如果没有起备变，那就需要通过穿越判断来计算上网关口（图2中4607和4608开关）的反向电量，才能确定购网电量。
4、发电（供热）厂用电量发电厂用电量即发电（供热）过程中消耗的电量。
投运停机工况下水电厂运行电气量计算方法
Experience Exchange经验交流DCW257数字通信世界2021.040 引言水电厂的建设和生产为人们提供充足的电量，但是由于水电厂运行过程比较复杂，其运行过程中一部分元件一相或者两相容易断开[1]，从而导致发电厂运行状态出现不稳定状态，甚至会出现非全相运行，为了解决该问题，需要准确了解水电厂在投运和停机工况下电气量，但是目前现有的计算方法得到的电气量存在较大的误差，得不到精确水电厂运行负序、零序电流值，存在较大误差，为此提出投运/停机工况下水电厂运行电气量计算方法研究。
1 投运/停机工况下水电厂运行电气量计算方法1.1 发电机出口端电压及流过主变电流根据已知的水电厂发电机组有功功率和无功功率[2]，对投运和停机工况下水电厂高压变支路输送的有功功率和无功功率进行计算。
已知在投运和停机工况下水电厂运行过程中，P 为发电机组输出的有功功率，Q 为发电机组输出的无功功率，P 1为高压变支路输送的有功功率，Q 1为高压变支路输送的无功功率，则投运和停机工况下水电厂发电机组对高压主变支路输出的有功功率和无功功率为：（1）输出出口端电压为U ，流经发电机组主变的电流值为I ，其计算公式如下：（2）式中，U E 表示为投运和停机工况下水电厂发电机组外接系统电源值，在计算过程中相角可视为零；Z E 为正序等效阻抗[3]；Z T 为主变正序阻抗。
1.2 发电机次暂态电势幅值及相角投运和停机工况下水电厂运行过程中发电机组的次暂态电势幅值E 与发电机组高压主变支路输出的有功功率和无功功率，以及发电机出口端电压及流过主变电流之间的关系用公式表示如下：（3）式中，Z 工况下水电厂运行过程中发电机组的相角与发电机组高压主变支路输出的有功功率和无功功率，以及发电机出口端电压及流过主变电流之间的关系用公式表示如下：（4）程中发电机组的相角。
1.3 发电机运行电气量根据水电厂运行过程中发电机组接线图以及不同工况下各个相位点位置，作出投运和停机工况下水电厂运行过程中正序、负序和零序网络图，该网图用公式表示如下：（5）式中，U 1、U 2、U 3为发电机组正序、负序、零序电压分量值；Z 1、Z 2、Z 3为发电机组正序、负序、零序电流分量值；I 1、I 2、I 3为发电机组正序、负序、零序等值阻抗。
吸收式机组用电量计算
吸收式机组用电量计算摘要：一、吸收式机组简介二、吸收式机组用电量计算方法1.吸收式制冷机组的功率计算2.吸收式热泵机组的功率计算3.吸收式空调机组的功率计算三、影响吸收式机组用电量的因素四、如何选择合适的吸收式机组五、吸收式机组的节能措施正文：一、吸收式机组简介吸收式机组是一种利用吸收剂在吸收器和发生器之间进行热量传递的制冷、制热设备。
它主要由发生器、吸收器、冷凝器、蒸发器等组成。
吸收式机组具有能效比高、运行稳定、噪音低、占地面积小等优点，广泛应用于空调、制冷、热泵等领域。
二、吸收式机组用电量计算方法1.吸收式制冷机组的功率计算吸收式制冷机组的功率主要包括压缩机、泵、风机等设备的功率。
可以根据以下公式进行计算：功率（W）= 压缩机功率（W）+ 泵功率（W）+ 风机功率（W）2.吸收式热泵机组的功率计算吸收式热泵机组的功率计算与制冷机组类似，主要包括压缩机、泵、风机等设备的功率。
可以根据以下公式进行计算：功率（W）= 压缩机功率（W）+ 泵功率（W）+ 风机功率（W）3.吸收式空调机组的功率计算吸收式空调机组的功率计算需要考虑室内外换热器、压缩机、泵、风机等设备的功率。
可以根据以下公式进行计算：功率（W）= 室内外换热器功率（W）+ 压缩机功率（W）+ 泵功率（W）+ 风机功率（W）三、影响吸收式机组用电量的因素1.机组容量：机组容量越大，所需的功率越高，用电量也相应增加。
2.制冷/制热负荷：制冷/制热负荷越大，机组的工作时间越长，用电量也相应增加。
3.运行时间：运行时间越长，用电量越大。
4.环境温度：环境温度对吸收式机组的能效比有较大影响，环境温度越高，用电量越大。
四、如何选择合适的吸收式机组1.根据实际需求选择机组类型（制冷、制热、热泵等）。
2.考虑机组容量，选择满足制冷/制热负荷的机组。
3.参考能效比，选择高效节能的机组。
4.考虑机组的品牌、质量和售后服务。
五、吸收式机组的节能措施1.选择高效节能的机组：高效节能的机组具有较高的能效比，能有效降低用电量。
浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项
浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项燃煤电厂引风机的厂用电计算需要考虑到引风机的工作状态。
引风机的工作状态通常分为三种情况：正常工作状态、运行启动状态和停机状态。
在正常工作状态下，引风机需要消耗一定的电力来维持其正常运转。
在运行启动状态下，引风机的启动需要消耗较大的电力。
在停机状态下，引风机不消耗电力。
在计算引风机的厂用电时，需要准确把握引风机的工作状态及其所占比例。
燃煤电厂引风机的厂用电计算需要考虑到引风机的额定功率和额定电流。
引风机的额定功率是指在正常工作状态下引风机所消耗的电力，通常以千瓦（kW）为单位。
额定电流是指引风机在额定功率下所消耗的电流，通常以安培（A）为单位。
两者都是评估引风机电力消耗的重要指标。
在进行厂用电计算时，可以通过查阅引风机的技术参数及其所处的工作状态，获取准确的额定功率和额定电流数值，并据此计算引风机的厂用电。
燃煤电厂引风机的厂用电计算还需要考虑到引风机的运行时间。
引风机通常是燃煤电厂连续运行的设备之一，其运行时间较长。
在计算引风机的厂用电时，需要准确记录引风机的运行时间，并据此计算引风机的电力消耗。
通常情况下，引风机的电力消耗可以通过以下公式进行计算：厂用电=额定功率×运行时间。
在此公式中，额定功率是已知的参数，运行时间是根据实际情况进行记录和统计的。
燃煤电厂引风机的厂用电计算需要注意引风机的工作状态、额定功率和额定电流、运行时间以及能效等因素。
只有全面考虑这些因素，才能准确计算引风机的厂用电，为燃煤电厂的发电过程提供准确的参考数据。
电力系统中的先进计量技术及使用方法
电力系统中的先进计量技术及使用方法电力系统是现代社会不可或缺的基础设施之一，为确保电能的准确计量和使用效率的提高，先进的计量技术和使用方法在电力系统中变得越来越重要。
本文将从电力系统中先进计量技术和使用方法的角度进行探讨。
一、先进计量技术1. 智能电能表智能电能表是目前电力系统中广泛应用的一种先进计量技术。
与传统电能表相比，智能电能表具有更高的精度和可靠性。
它可以记录电能的用量、用电时间和用电情况等信息，提供更全面的数据支持。
智能电能表还可以远程抄表，方便电力公司进行电能计量和账单结算。
2. 无线传感器网络无线传感器网络在电力系统中的应用也是一项先进计量技术。
通过部署在电力设备和负载设备中的传感器，无线传感器网络可以实时监测设备的状态和用电情况，提供准确的数据支持。
利用这些数据，电力系统可以实现智能化管理，减少能源浪费和损耗，提高用电效率。
3. 数据分析和大数据技术数据分析和大数据技术的应用也对电力系统的计量技术带来了重大的突破。
通过分析电力系统中的大数据，可以更好地了解用电需求和负荷分布，优化电力系统的运行和配置。
数学建模和机器学习算法的使用使得电力系统的计量技术更加准确和高效。
二、先进计量技术的使用方法1. 实时监测和调整先进计量技术的使用方法之一是实时监测和调整。
通过智能电能表和无线传感器网络等技术，电力系统可以实时监测用电情况和设备的状态。
当发现异常情况时，可以及时采取措施进行调整，以避免潜在的故障和能源浪费。
2. 负荷调节和优化先进计量技术还可以用于负荷调节和优化。
通过分析电力系统中的大数据，可以了解负荷的分布和变化趋势，从而合理调节电力系统的负荷。
比如，在高负荷时段提高供电能力，而在低负荷时段降低供电能力，以达到能源的最优利用。
3. 能耗监测和管理先进计量技术在能耗监测和管理方面也发挥着重要作用。
通过智能电能表和无线传感器网络等技术，可以实时监测和管理用电设备的能耗情况。
电力系统可以根据这些数据制定相应的能源管理策略，进而提高用能效率，降低耗能。
浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项
浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项燃煤电厂是指以煤炭等化石能源为主要燃料，经过燃烧产生的高温高压气体驱动蒸汽发电机发电的电厂。
而引风机是燃煤电厂中重要的设备之一，它将大量的空气引入炉膛中，促使燃料充分燃烧，同时也将烟气输送至气体脱硫脱硝等设备进行后处理。
因此准确计算引风机的用电量，对于电厂的生产和能耗管理具有重要意义。
以下是浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项的内容。
一、计算方式引风机用电的计算方式主要有两种，一种是根据电机功率和运行时间计算出电能消耗量，另一种则是根据实际风量和额定风量设定的转速计算气体动能转换为电能的效率来计算电能消耗量。
因为燃煤电厂的用电量非常高，选择正确的计算方式对于工程节能具有重要意义。
二、数据采集在进行引风机用电计算之前，需要获取一些必要的数据。
这些数据可以分为两类，一类是运行参数，如引风机转速、风压、风量等；另一类是电力数据，如电压、电流、功率因数等。
同时，在获取数据时还需要考虑数据的准确性和可靠性，以保证计算数据的可信度和可用性。
三、引风机设计引风机的设计参数和选择对用电量的影响非常大，因此在进行用电计算之前需要对引风机的设计参数、型号和性能进行评估和分析。
同时，在实际运行中，还需要对引风机进行定期的检修、维护和改进，以提高其运行效率和降低用电成本。
四、用电优化在实际运行中，还可以通过一些优化措施来降低引风机用电量。
比如可以通过改变引风机的转速、升级电机驱动系统、加装变频器、减少磨损等手段来降低用电量。
此外，还可以优化燃料的选择和燃烧方式，使得引风机可以更有效地利用烟气中的能量，从而减少对外部电能的依赖。
总之，在燃煤电厂中准确计算引风机的用电量是非常重要的。
通过合理的计算方式、准确的数据采集、优秀的设计和用电优化，可以降低用电成本、提高生产效率、改善环境效益，更好地实现电厂的可持续发展。
浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项
浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项
燃煤电厂引风机是燃煤锅炉中的一个重要部件，其主要功能是将空气输送到燃煤锅炉内，以保证燃煤能够被充分燃烧。
引风机的电力消耗在整个燃煤电厂中占有相当重要的地位。
1. 引风机电力消耗
引风机主要通过电机带动叶轮旋转以产生气流，因此其电力消耗是计算的基础。
引风机的电力消耗取决于其设计参数，如流量、压力、叶轮直径和转速等，可以通过公式计算得到。
在实际使用中，应结合引风机实际工况进行实测，并根据实测数据进行修正。
2. 引风机变频器功率损耗
引风机通常使用变频器来实现无级调速，从而实现对燃煤锅炉燃烧能力的控制。
变频器本身也会消耗一定的电力，在计算引风机用电时也应考虑变频器功率损耗。
3. 引风机启动电流
引风机在启动时，由于惯性作用会产生较大的启动电流，因此在计算引风机用电时还需考虑启动电流的影响。
一般情况下，启动电流的影响可以通过引风机启动时间和启动电流大小进行修正。
4. 引风机所在线路流程电流
引风机所在线路还会承受其他负载的电流，在计算引风机用电时需要考虑到这些负载。
综上所述，燃煤电厂引风机厂用电计算中需要注意以上几个方面，同时需要结合实际情况进行修正，并在设计中尽可能地提高引风机的效率以降低用电成本。
浅析计量自动化在停送电工作中的应用
人们 日常生活中经常用到 电， 作为商品的一种 ，电是 有偿使用的 ，
如何对电力使用状况进行统计就成了一个很棘手的问题。传统用 电统计 检查工作都是通过人工 的方式开展 ，这种方式不仅工作量大 ， 而且用 电
命令后进行反应 ，然后集 中器 向电能表下发 允许合 闸的指令 （ 控 制码
１ Ｂ Ｈ ） ，这时候 电能表才会进入允许合 闸的状态。 进入此种状态后 ，电能表 不会立即进行合闸 ， 还 需要 工作 人员进 行手动处理 ，要插卡或按住 电能表按显键 ， ３ 秒钟后 ，电表 才会进入合 闸状态。
管理 的现代化、信息化。
命令 （ 控制码 １ Ｃ Ｈ ） ， 直接合闸命令远程控制电能表进入合闸状态 ，但
其 它系统没有进行相应的扩展 。
因此 ， 还是需要主站 向集 中器发布合 闸命令 ，集 中器再 向电能表 发布 允许合闸命令 ，改进措施没有得到很好的效果。
２ ． ２ 操作步骤繁琐引发客户不满 停送 电工作是～项工作流程严谨且繁琐 的工作。不仅停送很繁琐，首先要登录系统，紧接着进入
终端参数设置菜单栏 目 并根据用户信息查询所属集 中器 ，然后找到 Ｆ １
集中器这个合闸控制选项 ，输入莉 寸 号 、表密码等拉合闸参数 ，最后执 行合 闸处理。尤其是在输入表序号参数时如果 出现 失误 ，需要重复 操
作， 浪费时间。 因为一次只能查询并执行 一个用 户的合 闸操作 ，很容 易出现 操作 失误现象 ， 一 旦对用户停错 电， 容易导致客户投诉 ，引发供 电企业与客
出，如何提高电力使用效率 ，对用 电情况进行精确统计成 了一项很重要
浅析电费计量方法
浅析电费计量方法摘要：电量计算是对抄见电量、变压器损耗电量、线路损耗电量、扣减电量（主分表、转供、定比定量）、退补电量等各种类型电量进行计算，得出每个用户总的结算电量；再通过结算电量和相应的电价，计算出各种电费。
电费计算包括电度电费、基本电费、功率因数调整电费、代征电费等各电费类型的计算。
关键词：电费；计量；方法一、我国电费计量现状近年来国家电网公司全面推动了智能电表的安装和应用，目前已累计安装智能电表2.5亿只左右，大部分用户实现了用电信息的自动采集。
南方电网公司也在加快计量自动化系统的建设，下属的广东电网公司、深圳电网公司和广西电网公司已建成省级计量自动化系统，广西电网公司已实现厂站、专用变压器、配电变压器3类终端全覆盖，低压集抄客户覆盖率为50％左右，智能电表在我国得到空前的发展和应用。
智能电表是智能电网的智能终端设备之一，其主要功能是完成准确、可靠的电能计量工作，为电费收缴、用电情况统计等工作的开展提供准确、客观的基础数据。
此外，电表还具备远程费控、电路通断等控制功能，以便对用户的用电进行灵活的控制。
随着用户类型和用电需求的多样化发展趋势，尤其是在多用户共用一台电表的场景下，传统的基于“一卡一表”的电费计量模式和电表使用方式难以满足用户对电表使用便捷性、电费计量分摊准确性的需求。
例如，在政府与国家电网公司大力推广的“井井通”工程中，某只电表可能要供多个用户使用，在“一卡一表”的模式下，多个用户需要使用同一张电卡对电表进行用电控制，计费也只能基于同一张电卡完成。
这样不仅给电卡的使用、管理带来诸多不便，而且对于电费计量与分摊难以做到准确、便捷和透明，给用户的使用带来诸多不便。
仍以“井井通”工程为例，还存在某用户可能需要同时使用多只电表的情况，那就意味该用户要管理、使用多张电卡，在电表使用、电费计量与分摊方面存在的问题将会进一步放大。
实现上述需求最有效的方法是不再采用“一卡一表”、“表卡绑定”的管理模式，而改为采用“一表多卡”的模式，每个用户都可以管理自己的电卡，电表支持任意电卡的用电控制和电费结算操作，一张电卡也可以控制使用多台电表。
电力自动化系统中电量采集和计量的运用
电力自动化系统中电量采集和计量的运用摘要：通过电量采集和计量的运用能有效的提升电力管理效率，促进数据收集与整理工作进步。
本文对电力自动化系统中电量采集与计量的应用方式进行分析。
关键词：电力自动化；电量采集；系统引言随着城市化进程不断加快，我国电力建设规模逐渐扩大，经济的发展促进了人们日常生产生活中对电力需求量的增加。
为了满足社会对电力的需求，提高电力企业市场竞争力，需要电力企业不断改进生产服务方式以适应现代化电力市场。
科技发展使电力企业向着自动化、数字化、智能化方向发展，电力自动化系统的应用优化了电力企业管理制度，促进了经济效益的提高，为企业服务质量的进一步提升提供了条件，作为电力企业发展的重要环节，电量采集和计量系统的应用水平始终影响着整体电力系统运行，用户电量数据收集准确是促进电力企业经济效益提升的基础，要保证所收集数据具有准确性、可靠性，就需要提高电量采集与计量工作水平。
电量采集与计量工作优化了信息采集操作流程，提高信息采集效率，节省了大量人力物力，使电力企业管理制度得到完善，服务质量得到提升，获得更多经济效益。
1电力自动化中电量采集和计量系统的结构分析1.1主站系统在电量采集与计量系统当中，其主要组成部分包括数据终端服务器、Modem、服务器、应用软件以及前置机等。
其中应用软件主要包括Basic、SQLServer、icrosoftoffice等等。
在该系统当中，包括了10个变电站以及上百个计量点，可以利用计算机技术使其形成开放型、分层的结果，使得变电站中可以实现能量的分析、采集、存储以及管理。
在局域网当中，用户通过IE浏览器对每一个电站当中的信息数据进行采集，从而对每一个地区的供电情况进行有效的掌握，及时的对每一个站场当中的线损情况、不平衡率等进行全面的分析，从而能够实现电压与电流的控制，如果存在窃电情况的话，系统中就会及时的发出报警信息。
1.2分站系统分站系统由多个结构组成，具有独特的工作方式，应用信息软件实现对数据的收集。
电厂主要指标计算公式
电⼚主要指标计算公式主要指标统计计算1、发电量：⽇、⽉累计发电量。
2、供电煤耗：⽇供电标准煤耗（克/千⽡时）＝计算期内⼊炉煤平均热值（兆焦/千克）＝⽉供电标准煤耗（克/千⽡时）＝累计供电标准煤耗（克/千⽡时）＝3、供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝⽉供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝累计供热标准煤耗率（千克/百万千焦）＝4、发电⼚⽤电率（％）⽇发电⼚⽤电率（％）＝⽉发电⼚⽤电率（％）＝累计发电⼚⽤电率（％）＝5、供热⼚⽤电率（％）⽇供热⼚⽤电率（千⽡时/百万千焦）＝⽉供热⼚⽤电率（千⽡时/百万千焦）＝累计供热⼚⽤电率（千⽡时/百万千焦）＝7、补⽔率⽇补⽔率（％）＝⽉补⽔率（％）＝累计补⽔率（％）＝8、耗油量按⽇、按⽉进⾏累计。
9、发电⽔耗⽇发电⽔耗（吨/千⽡时）＝⽉发电⽔耗（吨/千⽡时）＝累计发电⽔耗（吨/千⽡时）＝10、⼊⼚、⼊炉煤热值差⽇⼊⼚煤平均热值（兆焦/千克）＝⽉⼊⼚煤平均热值（兆焦/千克）＝累计⼊⼚煤平均热值＝⽇⼊炉煤平均热值（兆焦/千克）＝⽉⼊炉煤平均热值（兆焦/千克）＝累计⼊炉煤平均热值＝⽉⼊⼚、⼊炉煤热值差＝⽉⼊⼚煤平均热值－⽉⼊炉煤平均热值累计⼊⼚、⼊炉煤热值差＝累计⼊⼚煤平均热值－累计⼊炉煤平均热值11、主汽压⼒（Mpa）⽇主汽压⼒平均值＝⽉主汽压⼒平均值＝累计主汽压⼒平均值＝12、主汽温度(℃)⽇主汽温度平均值＝⽉主汽温度平均值＝累计主汽温度平均值＝13、再热汽温度（℃）⽇再热蒸汽温度平均值＝⽉再热蒸汽温度平均值＝累计再热汽温平均值＝14、排烟温度（℃）⽇排烟温度平均值＝⽉排烟温度平均值＝累计排烟温度平均值＝15、给⽔温度（℃）⽇给⽔温度平均值＝⽉给⽔温度平均值＝累计给⽔温度平均值＝16、真空度（％）⽇真空度平均值＝⽉真空度平均值＝累计真空度平均值＝17、凝汽器端差（℃）⽇凝汽器端差平均值＝（⽇24⼩时现场抄表所得每⼩时汽轮机排汽温度实际值累加起来－⽇24⼩时现场抄表所得每⼩时循环⽔出⼝温度实际值累加起来）÷24⽉凝汽器端差平均值＝累计凝汽器端差平均值＝18、⼤渣含碳量（％）⽇⼤渣平均含碳量＝⽇每次取样化验所得的⼤渣含碳量算术平均⽉⼤渣含碳量平均值＝累计⼤渣含碳量平均值＝19、飞灰含碳量（％）⽇飞灰平均含碳量＝⽇每次取样化验所得的飞灰含碳量算术平均⽉飞灰含碳量平均值＝累计飞灰含碳量平均值＝20、⾼加投⼊率（％）⽉⾼加投⼊率＝累计⾼加投⼊率＝21、制⽔单耗（千⽡时/吨）⽉制⽔单耗＝累计制⽔单耗＝22、输煤单耗（千⽡时/吨）⽉输煤单耗＝累计输煤单耗＝23、除灰单耗（千⽡时/吨汽）⽉输煤单耗＝累计输煤单耗＝24、给⽔泵单耗（千⽡时/吨汽）⽉给⽔泵单耗＝累计给⽔泵单耗＝25、循环⽔泵耗电率（％）⽉循环⽔泵耗电率＝累计循环⽔泵耗电率＝26、制粉单耗（千⽡时/吨原煤）⽉制粉单耗＝累计制粉单耗＝27、送风机单耗（千⽡时/吨汽）⽉送风机单耗＝累计送风机单耗＝28引风机单耗（千⽡时/吨汽）⽉引风机单耗＝累计引风机单耗＝29、锅炉漏风率（％）锅炉漏风率⼀般指锅炉本体漏风率和烟道漏风率、空⽓预热器漏风率。
火力发电厂发电标煤耗指标限额与计算方法
火力发电厂发电标煤耗指标限额与计算方法一、 总 则1-1 为了加强火力发电厂（发下简称火电厂）发供电煤耗的科学管理，不断提高火电厂经济效益。
根据部颁《火力发电厂节约能源规定（试行）》制订本方法。
1-2 火电厂发供电煤耗统一以入炉煤计量煤量和入炉煤机械取样分析的低位发热量按正平衡计算。
并以此数据上报及考核。
1-3 对125MW 及以上纯凝汽式与供热式大型火电机组在计算发供电煤耗时，应逐步实现单台机组进行。
同时按其配置的制粉系统及燃煤计量方式作如下分类：（详见附录一）1-5 本《方法》适用于50MW 及以上容量的火电厂。
二、 纯凝汽式机组按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法2-1 单台纯凝汽式机组日发供电煤耗的计算 2-1-1 日标准煤耗用量B rb =B rj -Brkt式中：B rj －日计量入炉标准燃煤量（即日生产用能，包括燃煤、燃油与燃用其它燃料之和）。
tB rj ＝292711(B rm Q rm +B ro Q r ｏ+B rq Q r ｑ)t其中：B rm 、B ro 、B rq －分别有日入炉煤计量装置的燃煤耗用量，日入炉的燃油耗用量与日入炉的其它燃料耗用量； kJ/kgQ rm 、Q ro 、Q rq －分别为燃煤、燃油与其它燃料当日的收到基低位发热量； tB rk －当日应扣除的非生产用燃料量，即符合6-1条规定并通过入炉燃料计量点后取用的燃料量，同时应按上述公式换算至标准热值的非生产用燃料量。
T2-1-2 日发电煤耗b Rf =rFrb N B ×106g/(Kw ·h) 式中：N rF －日发电量。
kW ·hN rF ＝N rF －N r ｋkW ·h其中：N rF －日计量的发电量。
kW ·hN rK －当日应扣除的非生产用电量。
即符合6-1条规定，并通过厂用电计量点后取用的用电量。
kW ·h2-1-3 日供电煤耗：b Rg =rGrb N B ×106g/(Kw ·h)式中：N rG －日供电量。
浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项
浅谈燃煤电厂引风机厂用电计算注意事项燃煤电厂是以煤炭为主要燃料，通过燃烧产生热能，再通过发电机将热能转化为电能的发电设备。
在燃煤电厂的运行中，引风机是非常重要的设备，它能够为燃烧系统提供所需要的氧气，保证燃烧过程正常进行。
而引风机的运行离不开电能的供应，对引风机的厂用电计算应该引起足够的重视。
需要准确测定引风机的运行电流。
引风机在不同的负荷工况下，所需的电流是不同的。
在厂用电计算中，需要根据引风机的额定功率以及实际负荷工况来估算引风机的运行电流。
这可以通过使用电流表或者电能表等仪器进行测量来获得准确数据。
要考虑引风机的功率因数。
功率因数是指电动机的有功功率与视在功率之比，是衡量电动机效率的重要指标。
在计算厂用电时，需要考虑引风机的功率因数，从而得到准确的电能消耗量。
一般来说，功率因数较低会导致电能的浪费，在引风机的选型过程中，应该尽量选择功率因数较高的设备。
还应该注意引风机的负荷情况。
引风机在运行过程中，会受到不同程度的负荷变化。
这会导致引风机的运行电流和电能消耗量发生变化。
在进行厂用电计算时，需要考虑引风机的负荷情况，尽量在电能消耗量变化较大的负荷点进行计算，以确保计算结果的准确性。
还应该对引风机的长时间运行情况进行评估。
引风机作为电厂的重要设备，通常需要长时间连续运行。
而长时间运行会导致引风机的电能消耗量增加，也会对电网产生一定的负荷。
在进行厂用电计算时，需要对引风机的长时间运行情况进行评估，从而得到准确的电能消耗量。
对于燃煤电厂引风机的厂用电计算，需要考虑引风机的运行电流、功率因数、负荷情况以及长时间运行等因素。
只有综合考虑这些因素，才能得到准确的厂用电量，为燃煤电厂的正常运行提供可靠的电能供应。
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浅谈发电厂停机时厂用吸网电量计量方法
作者：唐红艳李成存
来源：《活力》2009年第12期
[摘要]本文分析了发电厂停机时厂用吸网电量传统计量方法存在问题,着重介绍了解决这一问题的几种方法及其特点,为发电厂吸网电量的准确计量提供了有效的参考。
[关键词]发电厂;厂用电;计量
一、发电厂停机时厂用吸网电量传统计量方法存在问题
电能计量装置是电力生产经营的一杆“秤”,涉及发、供、用三方的经济利益,在社会主义市场经济下,越来越受到各方的重视。
按《电力法》及相关条例规定,用电计量装置原则上应装在供电设施的产权分界处。
发电厂的并网计量点和吸网电计量点一般设置在升压变的高压侧、并网线路出线、进线等,如图1所示。
即发电厂发电并网与发电厂停机吸网电为同一计量点,共用一套TA。
在发电厂发电并网运行时,其并网负荷很大,一般为几万到十几万kVA,甚至更大;但当发电厂停机检修或调峰小火电谷期停机时,发电厂必须从电网吸网电,以维护正常的厂用电,其负荷仅为几百到几千kVA。
由于发电厂发电并网发电运行时负荷大,为了保证准确计量及安全运行,计量装置的TA变比要求大,那么,当发电厂停机吸网电时,由于TA变比过大,发电厂吸网电的电能计量装置严重失准,甚至无法计量,损害了电网经营者的利益。
二、解决方法
《电力法》及相关条例规定,如产权分界处不适宜装表的,计量点可适当转移。
线路与变压器损耗的有功与无功电量均须由产权所有者负担。
为了准确计量发电厂停机时吸网电量,将发电厂停机时吸网电量的计量点转移到厂用变压器侧,如图1所示。
那么,怎样区分厂用电计量装置所计电量哪一部分是吸网时的厂用电,哪一部分是发电时的厂用电呢?有两个办法。
1.管理办法。
当发电机停机时,要求值班人员抄读厂用变计量装置读数,当发电机重新发电上网时,再抄读厂用变计量装置读数,这段时间厂用变计量装置所计电量即为发电厂停机时吸网电的电量。
此办法不需改造设备即可实现,简单、明了,又可保证计量的准确性。
但要求管理到位、抄表及时,否则将造成计量误差。
适用于发电厂年度检修时厂用吸网电的计量。
2.技术措施。
在厂用变计量点安装两套厂用变计量装置,如图2所示。
其电流回路串联,电压回路通过转换继电器连接。
当发电厂发电并网时,检测驱动电路控制转换继电器动作,使表1接上电压回路,表2切断电压回路;当发电厂停机吸网电时,检测驱动电路控制转换继电器动作,使表1切断电压回路,表2接上电压回路。
这样,表1计量的电量即为电厂发电时的厂用电量,表2计量的电量即为电厂停机时的厂用吸网电量。
这里介绍两种检测驱动电路:
(1)通过并网点的功率判断实现。
如图3,当发电厂发电并网时,功率判断电路(如功率方向继电器)输出信号,通过驱动电路使转换继电器触点接上表1电压回路;发电厂停机时,则相反。
(2)通过发电机出口的电流判断实现。
如图4,当发电厂发电并网时,电流检测判断电路(如电流继电器)输出信号,通过驱动电路使转换继电器触点接上表1电压回路;发电厂停机时,则相反。
上述办法通过简单电压回路控制转换,即可实现准确计量,省去了人工抄表,较适用于调峰小火电谷期停机时厂用吸网电的计量。
(发电厂吸网厂用电量为发电厂停机时厂用电计量装置计得的电量与这段时间的升压变损耗之和,线路损耗可忽略不计)
电厂停机时,吸网厂用电计量仍设置在并网计量点,但吸网电计量装置同送网电计量装置TA 回路分开。
吸网电计量装置TA变比适当减小,采用S级高过载、高动热稳定的TA。
如在图1中,吸网电计量装置可采用变比为250/5A、S级高过载、高动热稳定的TA,电能表采用高灵敏度、小起动电流的全电子式电能表。
这样,发电厂停机时吸网厂用电能较准确地计量。
三、结束语
通过对发电厂停机时厂用吸网电量计量装置的改造,保证了计量装置的准确性,使发供用各方的利益得到保障。
(编辑/刘佳)。