『壹』 電氣工程與智能控制 這個專業出來能幹嘛，別復制百度了
我專業是樓宇智能化工程技術，可以說兩種都有，不過畢業的同學選電氣的基本都是工程電力設計，資料員，預算，項目經理都有。選智能控制方向的基本是電子的，程序員比較多，硬體工程師，樓宇智能監控綜合布線，還有一些會偏向網頁設計和安卓開發。看個人喜歡吧，坐辦公室還是到處跑咯。不過最後說下，跑業務的話，電氣專業的出生優勢還是有的，懂一點的好過一點不懂的。
『貳』 電力系統限制短路電流的方法有哪些
電力系統限制短路電流的方法：
1、合理選擇主結線和運行方式，以增大系統中阻抗，減小短路電流。
2、加裝限流電抗器限制短路電流。
3、採用分裂低壓繞組變壓器，由於分裂低壓繞組變壓器在正常工作和低壓側短路時，電抗值不同，從而限制短路電流。
電力系統短路的原因有：
1、電氣設備、元件的損壞。例如：設備絕緣部分自然老化或設備本身有缺陷，正常運行時被擊穿短路；以及設計、安裝、維護不當所造成的設備缺陷最終發展成短路等。
2、自然的原因。例如：氣候惡劣，由於大風、低溫導線覆冰引起架空線倒桿斷線；因遭受直擊雷或雷電感應，設備過電壓，絕緣被擊穿等。
3、人為事故。例如：工作人員違反操作規程帶負荷拉閘，造成相間弧光短路；違反電業安全工作規程帶接地刀閘合閘，造成金屑性短路，人為疏忽接錯線造成短路或運行管理不善造成小動物進入帶電設備內形成短路事故等等。
注意事項：
1、為保證電力系統安全可靠地運行，減輕短路造成的影響，除在運行維護中應努力設法消除可能引起短路的一切原因外，還應盡快地切除短路故障部分，使系統電壓在較短的時間內恢復到正常值。為此，可採用快速動作的繼電保護和斷路器，以及發電機裝設自動調節勵磁裝置等。
2、此外，還應考慮採用限制短路電流的措施，如合理選擇電氣主接線的形式或運行方式，以增大系統阻抗，減少短路電流值；加裝限電流電抗器；採用分裂低壓繞阻變壓器等。
3、電力系統需要依靠統一的調度指揮系統以實現正常調整與經濟運行，以及進行安全控制、預防和處理事故等。根據電力系統的規模，調度指揮系統多是分層次建立，既分工負責，又統一指揮、協調，並採用各種自動化裝置，建立自動化調度系統。
4、根據電力系統中裝機容量與用電負荷的大小，以及電源點與負荷中心的相對位置，電力系統常採用不同電壓等級輸電（如高壓輸電或超高壓輸電），以求得最佳的技術經濟效益。
(2)控制電力投資擴展閱讀：
電力系統的主體結構有電源、電力網路和負荷中心。電源指各類發電廠、站，它將一次能源轉換成電能；電力網路由電源的升壓變電所、輸電線路、負荷中心變電所、配電線路等構成。
電力系統的功能是將電源發出的電能升壓到一定等級後輸送到負荷中心變電所，再降壓至一定等級後，經配電線路與用戶連接。
電力系統中網路結點千百個交織密布，有功潮流、無功潮流、高次諧波、負序電流等以光速在全系統范圍傳播。它既能輸送大量電能，創造巨大財富，也能在瞬間造成重大的災難性事故。
為保證系統安全、穩定、經濟地運行，必須在不同層次上依不同要求配置各類自動控制裝置與通信系統，組成信息與控制子系統。它成為實現電力系統信息傳遞的神經網路，使電力系統具有可觀測性與可控性，從而保證電能生產與消費過程的正常進行以及事故狀態下的緊急處理。
系統的運行指組成系統的所有環節都處於執行其功能的狀態。系統運行中，由於電力負荷的隨機變化以及外界的各種干擾（如雷擊等）會影響電力系統的穩定，導致系統電壓與頻率的波動，從而影響系統電能的質量，嚴重時會造成電壓崩潰或頻率崩潰。
系統運行分為正常運行狀態與異常運行狀態。其中，正常狀態又分為安全狀態和警戒狀態；異常狀態又分為緊急狀態和恢復狀態。電力系統運行包括了所有這些狀態及其相互間的轉移。各種運行狀態之間的轉移需通過不同控制手段來實現。
『叄』 發電企業成本控制動力不足與國家政策有什麼關系
內容摘要：本文簡要介紹了華中電力市場改革的階段性目標，在描述市場基本競爭態勢的基礎上，分析了市場化改革對華中區域發電企業的利益調整，以及發電企業所面臨的機遇和巨大挑戰。提出了發電企業為適應電力市場化改革應採取的精細化管理、電力營銷等積極措施。
為了充分發揮市場配置資源的基礎性作用，建立與社會主義市場經濟體制相適應的電力體制，2002年國務院出台《電力體制改革方案》，明確了我國電力市場化改革的方向。在初步實現廠網分開和電力企業重組後，全面推進區域電力市場建設，實現發電企業競價上網，成為電力市場化改革的重點。2005年4月，東北區域電力市場正式啟動月度市場模擬競價，拉開了我國區域電力市場建設的序幕。2005年7月和11月，華東區域電力市場和南方電力市場相繼啟動模擬運行。今年3月，華中電監局公布了華中電力市場建設方案徵求意見稿，華中電力市場改革開始啟動。
一、華中電力市場改革的主要內容和階段性目標
華中電力市場建設分三個階段目標組織實施。第一階段，建立區域統一的電能交易平台，引入競爭機制，開展區域內參與競爭的發電企業電量競爭上網；第二階段，逐步擴大參與競爭的發電企業范圍，增加電能交易品種，完善市場功能；第三階段，隨著電力體制改革的深化和電價改革的逐步到位，在售電環節引入競爭機制，所有具備條件的發電企業和用戶直接參與市場競爭，並適時開展電能金融合同交易，最終形成政府監管下的統一、開放競爭、有序的區域電力市場。
二、華中電力市場的基本競爭態勢
（一）華中電力市場供求總趨勢
根據華中地區社會經濟發展目標，結合當前華中電網用電增長實際，按照中負荷水平預計，2006年華中地區全社會用電量增長9%，達4895億千瓦時，其中統調電量3752億千瓦時；至2010年，華中地區全社會用電量達6584億千瓦時，平均年增長7.6%，統調電量5263億千瓦時，平均年增長8.8%。從電力供給方面看，2005年底華中電網統調發電裝機容量8233萬千瓦，其中水電3450萬千瓦，占統調裝機容量的41.9％，火電4783萬千瓦，占統調裝機容量的58.1％。「十一五」期間，華中電網將逐年投產發電裝機容量共7173萬千瓦，其中水電2730萬千瓦，抽水蓄能320萬千瓦，火電4123萬千瓦。06年預計新投產2105萬千瓦，07年1918萬千瓦，大量新建機組的投產，將大為緩解電力供需形勢，供過於求的局面目前已初現端倪。
（二）發電側競價機制及競爭態勢
華中電力市場競爭機組執行兩部制上網電價，容量電價由電力監管機構和政府有關部門根據水、火電實際情況制定和調整，電量電價由市場競爭決定。售電方在年度、月度和日前交易中的中標電量按實際報價結算。隨著市場環境由政府核定電價向兩步制競價上網轉變，發電企業也必須從「以量取勝」，轉變為以更低的可變成本在市場上贏得競爭力。依據2005底裝機情況，華中電網競價電廠（機組）容量合計4912萬千瓦，佔全部統調發電裝機容量的59.7%。其中，競價水電廠總容量1249萬千瓦；競價火電機組總容量3663萬千瓦。湖北電網統調發電裝機容量為2422萬千瓦，其中參與市場競爭的水電裝機容量249萬千瓦；火電機組容量706萬千瓦；競價電廠（機組）容量合計955萬千瓦，佔全省統調裝機容量的39.4%，整個華中電力市場發電側初步呈現有限制的中等程度競爭態勢與格局。
（三）發電側市場主體的競爭行為和策略
電力市場改革形成的競爭態勢將不可避免地提高發電企業的市場競爭意識。發電企業必須以電網供需形勢為導向，對用電側的用電需求和發電側的供應能力進行深入分析，尤其是要把握峰谷時段和豐枯季節電網供需形勢的變化。根據年度市場、月度市場、日前市場、發電權轉讓市場和雙邊市場等不同市場的特點，合理分配進入不同市場的電量比例。在不掌握競爭對手准確成本數據的情況下，通過政府核定電價和社會平均成本推測競爭對手的成本，在全面效益評估和風險評估的基礎上，形成科學合理的競爭策略。
三、華中電力市場改革對域內發電企業的利益調整
（一）兩步制競價模式對水電比較有利
根據《上網電價管理暫行辦法》的規定，容量電價以區域電力市場內參與競爭的各類發電機組平均投資成本為基礎制定，容量電價=K×（折舊費+財務費用）/（可用容量×年可用小時數）。2005年底華中電網內競價機組平均造價為4904元/千瓦，其中水電平均造價7666元/千瓦,火電平均造價3956元/千瓦，那麼即使考慮水電、火電折舊年限的差異，水電的容量電價亦高於火電容量電價。即便是相同的容量電價標准，由於水電可用小時與利用小時的比值大於火電，按實際上網電量將容量電價折算為上網電價，水電將從容量電費中獲得更多的補償，電量價格競爭時，有更多的報價策略可供選擇。
除此之外，水電上網電價和運營成本方面都明顯低於火電，亦使水電在競價上網時具有較大優勢。目前華中電網內水電總體上網電價低於火電，以電廠所在省市的平均利用小時所得的發電量為權重，加權平均上網電價是332.8元/MWH，其中水電288.8元/MWH，火電344.5元/MWH。盡管水電的建設成本高於火電，但運營成本卻遠低於火電企業。當前，水電平均運營成本為40—90元/MWH，而火電則高達200元/MWH左右。因此，對大多數水電企業來說，競價不會影響其水能資源的充分利用。但是，清江隔河岩和高壩洲電站，以及在建的水布埡水電站，由於承擔了較多的防洪、通航等社會功能，總體造價偏高。三大水庫總庫容90多億m3，防洪庫容10多億m3；水道航運升船機投資20多億元，雖然將基本不通航的清江變成270KM的黃金水道，使300t的船舶可從長江直達恩施，但也增加了企業的運營成本。這類非經營性資產若不能從容量電價中得到合理補償，勢必影響企業的市場競爭力。
（二）競價上網後湖北發電企業市場份額縮小
華中電網六省（市）經濟發展水平和電源分布結構不平衡，上網電價和銷售電價水平也存在一定差異。在傳統計劃分電模式下，發電資源不易轉化為有效的實際電能。華中電力市場運作後，由於價格規律的作用，省間電能的流量、流向將發生變化，形成不同省間電力資源的競爭，不可避免地帶來各省（市）電量平衡的變化和省內利益的調整。電能資源的流向主要是從上網電價較低、銷售電價較低的省份流向銷售電價高、購電電價承受能力強、購電報價高的省份。湖北競價發電企業平均上網電價為352.67元/MWH，僅略低於江西平均上網電價355.01元/MWH，遠高於華中地區平均上網電價332.82元/MWH和重慶平均上網電價303.68元/MWH，即使考慮電網公司對跨省電能交易的輸電費，湖北發電企業的市場份額也會被省外電廠擠占。
（三）成本較低的發電企業將獲得競爭盈餘
各競爭主體的中標狀況與電力需求形勢、參與競價機組的報價策略、競價機組最高發電利用小時數的限制、輸電價格機制、輸電網路阻塞等各種因素密切相關。在供略大於求的華中電力市場，機組利用率整體回落，市場邊際電價將有所降低，成本相對較高的電廠成為市場的邊際電廠，電量分配將更多的流向低電價、低成本機組。市場採用實際報價結算，除邊際電廠外，各發電企業為獲得較高的利潤，具有提高報價的趨勢，成本較低的企業將獲得競價盈餘。假如各競價機組電量電價按照核定電價扣除同一容量電價後報價參與競爭，由於歷史原因單位裝機造價高，核定電價亦較高的鄂州電廠將成為邊際電廠，在競爭中將處於不利地位。但是，鄂州電廠煤耗和標煤單價均略低於省內同類型機組，可變成本相對較低，若市場合理劃分火電機組容量電價，解決電力市場改革中的擱淺成本問題，避免能耗低、環境污染較小的發電企業市場份額被擠占，則鄂州電廠的市場競爭力將大大提高。
（四）大機組難以得到競爭效益
華中電力市場建設初期，競價主體限定為裝機容量在100MW及以上的統調水電廠和單機容量在100MW及以上常規統調火電機組，其它機組仍處於計劃分電模式。競價上網只是大容量機組之間的直接競爭，而大小機組之間還未形成競爭。這可能導致高效率大容量機組負荷率低甚至作為備用的局面，機組產生的消耗遠遠超過設計合理能耗，而高耗能小機組利用小時數偏高，擁有大容量機組的發電企業反而在競爭中處於不利地位，達不到市場優化資源配置的作用。由於市場規則限制了參與競爭的范圍，無論技術經濟性能還是環保效益都佔有明顯優勢的大機組不能憑借自身優勢搶占更多的市場份額，小機組不能被擠出市場，大大減緩了發電企業優勝劣汰的進程。目前電力供需矛盾緩和甚至部分地區裝機出現一定富餘，正是電源結構調整的大好良機，應盡早關停效率低、污染嚴重的小火電機組，騰出競價空間，為高效大容量機組創造公平的市場競爭環境。
總體上說，華中電力市場實行兩步制電價在一定程度上緩解了發電側的競爭壓力，避免發電企業之間過大的利益調整。在市場初期，雖然湖北省能源集團主要發電企業單位裝機造價偏高，導致折舊和財務費用較高，發電成本不具有競爭優勢，但是若能爭取到合理的容量電價補償沉澱成本，則仍可憑借較低的可變成本保持應得的市場份額。不過，隨著市場的穩定運行和逐步開放，容量電價將逐步市場化，市場主體間的競爭將越演越烈，湖北省能源集團必須抓住市場初期的緩沖機會調整資產結構，通過多種融資渠道降低財務成本，為全電量單一制競價創造有利條件。
『肆』 電力負荷控制的目的及手段是什麼減少線損的手段和措施是什麼
電力負荷控制
電力負荷的大小隨時間而異，負荷隨時間變化的軌跡稱為負荷曲線，最大負荷稱為高峰負荷，最小負荷稱為低谷負荷。由於工業電能不能存儲，電力部門的發電功率必須實時跟蹤負荷的變化，即高峰負荷時，必須要有和高峰負荷相當的發電容量，而在低谷負荷時，則要停掉很多機組。這種按最大負荷確定裝機容量的作法是很不經濟的，而且機組頻繁地啟動和停止對運行也十分不利。因為水輪發電機啟動比較簡單，所以目前廣泛採用水電調峰的辦法；另外，可利用抽水蓄能機組在低谷時抽水填谷，在高峰時發電調峰，也就是說，在負荷處於低谷時，抽水機是用電設備，它將電能轉變成水的勢能暫時存儲起來；一旦用電處於高峰，再將這部分水的勢能變成電能並入電網。總之，所有的這些措施都是以大於高峰負荷的總裝機容量為前提，以調整發電機組的運行為手段的。
負荷控制利用限制負荷或調整部分負荷用電時間的方法控制高峰負荷，減小高峰負荷和低谷負荷的差值，以平滑負荷曲線。
在電力系統裝機容量一定的情況下，通過合理調整用電時間，為更多用戶供電。在電力系統負荷增長的情況下，通過合理調整用電時間，推遲新機組的裝機時間；在嚴重缺電，電力供需矛盾突出的情況下，通過將用戶分類，能停則停，保證對重點用戶供電的可靠性。
電力負荷控制在西方雖然應用較早，但真正受到重視是在70年代石油危機以後。石油危機的出現，使人們真正認識到節能的重要性。負荷控制可以平滑負荷曲線，提高能源利用的效率，甚至可以通過合理設計負荷、減少電力系統的備用容量，推遲新建電站的建設時間，因而對於電力部門有很大的吸引力。
配電網自動化包括配電線自動化和用戶自動化兩個方面，前者指對配電線路開關的監控和配電線管理信息的處理，後者指對用戶用電量的自動測量和對用戶負荷的控制。前者的控制對象是供電部門本身，後者的控制對象是用戶。雖然控制對象不同，但兩者是緊密相關的。
美國在70年代後期至80年代以負荷控制為核心，對配電網自動化問題進行了大量開發工作。例如由美國電力科學院和能源部資助的配電網自動化通信系統研究，投資1000萬美元，包括五個工程，每個工程的控制對象至少為700個。該項目於1976年開始，1980年完成，取得了很好的結果。1980年完成的由通用電氣公司和聯合愛迪生公司負責的PROBE計劃在系統構成和多種功能配合方面也取得了很好的經驗。1984～1988年間，電力科學院協調開展了一系列配電網自動化的研究工作，其中五個最大配電網自動化的投資超過1500萬美元。
如果說70年代的石油危機給了配電網自動化和負荷控制強大的推動力，那麼80年代微電子及微型計算機的發展又提供了強有力的手段。目前已經進入了綜合配電線自動化和用戶自動化兩個領域並包含其它功能的配電網綜合自動化階段。這個階段的主要特點是應用計算機網路技術構成分層分布監控系統，集負荷管理、配電線控制、信息管理、電費結算、規劃、運行等於一個系統；軟體和硬體都採用國際標准；使用具有微處理機的智能終端；將人工智慧等新技術用於供電故障點檢查及恢復供電操作，提高了供電的可靠性和縮短故障停電時間；及利用地理信息系統對供電設備進行管理等。
我國電力供應長期短缺，負荷的監督和控制尤其顯得重要。目前不少地方採用的在高峰時強行拉路的分片輪流停電的辦法，給用戶帶來了極大的不便，對有些重要用戶造成經濟損失。在用戶方面，由於電力使用不合理，浪費能源的現象也十分嚴重。因而有關方面對電力負荷控制十分重視，原國務院電振辦曾出資支持了四個試點，取得了可喜的效果。如今，以配電線載波、有線通信和無線電為通道的系統均有運行。在分散控制方面，我國自行研製的電力定對開關和電力定量器都是適合我國國情的產品。但總的說來，我國的負荷控制水平和工業化國家的差距還是比較大的。
減少供電線路的電能損耗，提高供電電壓質量，使電氣設備及供電線路處於最佳經濟運行狀態，可採用以下技術措施。
（1）減少接觸電阻。電氣連接的接觸面都存在接觸電阻。消除或減少接觸電阻，對於經常有大電流流過的導線尤為重要。其節電效果較好。
（2）減少渦流損耗。有些用電設備如電焊機的二次端屬低電壓、大電流電路。為了降低電損，即電纜的歐姆損耗，使電弧保持穩定，必須把電焊機置於離施焊最近的地方，更不能把電纜線繞成線圈狀放在鋼板上，否則會造成渦流損失。
（3）投入備用電路。有些用戶設有備用電纜和線路，若把這些備用迴路也投入運行，可使配電線路的截面成倍增加而又不需要額外投資。還減少了電路上的電流密度，使事故率大大減少，也不影響備用迴路的作用。此原則亦適用單台用電設備的饋線。
（4）調整供電線路。合理調整供電線路的負荷，降低供電線路上的電流，會收到明顯的節電效果。
（5）減少空載損耗。下班時斷開電源線路，可減少線路上的空載運行損耗，一般可達3%-5%。若條件允許，採用定時電力自控器，節電效果會更好。
『伍』 寧夏電力投資是國家電網，還是地方電網
寧夏電力公司是國家電網公司的全資子公司，所以是國家電網投資建設的。全資子公司就是指完全由唯一一家母公司所擁有或控制的子公司。
寧夏電力投資公司：
寧夏電力公司下轄16個單位，其中管轄供電局6個（銀川、石嘴山、銀南、固原、寧東、中衛供電局）。寧夏電力公司是寧夏電網的經營主體和寧夏電力工業發展的主導力量，為自治區經濟的建設，以及人民日常基本生活保證和提供了能量的來源。
此外國家電網的全資子公司並非只有寧夏電力一家，例如四川省電力公司，也是國家電網全資子公司。