只要估算厂用电率与高压厂用变压器容量选择采用相同的K值，厂用电率的估算结果必然会产生不小的正误差。为了解决这个矛盾，有必要将二者分开，各自采用专用K值，即估算厂用电率时采用其换算系数KL。KL值将通过若干机组额定工况下的各高压厂用电动机或低压厂用变压器的实际负荷率的平均值确定。数据收集共涉及16个火力发电厂，其中单机容量300 MW 级机组电厂4个，单机容量600 MW级机组电厂8个，单机容量1000MW级机组电厂4个。机组冷却方式包括空冷和湿冷2 种；锅炉类型包括循环流化床锅炉（主要是300MW机组）、煤粉炉； 机组分别为亚临界、超临界和超超临界纯凝机组； 地域包括东北地区、西北地区、蒙东地区、华东地区、华南地区； 燃料类型包括烟煤和褐煤；所取数据时间基本涵盖了春、夏、秋、冬。通过对所收集数据的分析，整理出凝结水泵数据19组，循环水泵数据18组，一次风机数据19组，送风机数据19组，引风机数据19组，磨煤机数据18组，电动给水泵数据6组，闭式冷却水泵数据8组，空压机数据7组，汽动给水泵前置泵数据9组，脱硫增压风机数据6组，脱硫吸收塔浆液循环泵数据12组，主厂房低压变压器（含汽轮机变压器、锅炉变压器、公用变压器、照明变压器）数据28 组，除尘低压变压器数据14 组，空冷低压变压器数据6 组。所收集的数据基本上可以反映我国现有300~1 000 MW 纯凝火力发电机组的运行概况 。

为验证负荷率法的适用性，分别采用负荷率法和换算系数法对12个不同容量、不同类型的大型火力发电厂进行了厂用电率估算，并与实际值进行比较。

负荷率法所得结果与电厂实际运行值非常接近，相对误差较小，平均误差仅为1.92%；换算系数法所得结果与电厂实际运行值相差较大，平均误差达17.53%；与换算系数法相比，负荷率法的估算准确度平均提高约90%。由此可见，采用负荷率法估算厂用电率，可以满足设计阶段所期望的“厂用电率估算结果尽可能与实际相符”的要求。

厂用电率是国内外评价和考核火力发电厂的重要技术经济指标之一，受到电厂投资建设、设计以及行业管理机构各方的高度重视。长期以来，我国在火力发电厂设计中一直按照《火力发电厂厂用电设计技术规定》（简称厂用电设计技术规定）中的换算系数法估算和预测电厂建成后的厂用电率。大量工程实践表明，换算系数法的估算结果普遍高于实际运行值1个百分点左右，平均相对误差接近20%。如此大的估算误差，不仅影响项目立项阶段的经济评价，也会制约项目建成后运行管理水平的提高。因此，有必要分析误差产生的原因，以寻求改进方法 。

厂用电率负荷采用换算系数法计算，其计算原则大部分与厂用变压器的负荷计算原则相同。根据这一规定，对于同一台高压厂用电动机或低压厂用变压器，无论是用于厂用电率估算，还是用于高压厂用变压器容量选择，绝大部分均采用相同的换算系数K，其结果必然导致厂用电率估算值偏大。其原因为：①选择的工况不同。根据厂用电设计技术的相关规定，厂用电率估算对应的工况是机组的额定工况。即锅炉燃料为设计煤种； 机组的运行环境为全年的平均值； 发电机输出为额定值。与其不同的是，为防止变压器过载，高压厂用变压器容量一定要按机组最不利运行工况进行选择。此时的厂用电负荷必然明显大于机组额定工况下的厂用电负荷。

出于安全考虑，防止变压器过载是决定因素，在确定K值时，厂用电率估算只能服从于高压厂用变压器容量选择。因此，采用换算系数法时，厂用电率估算值偏大。② 选择要求不同。设计阶段，一般希望厂用电率估算结果尽可能与实际相符； 对于高压厂用变压器，则以确保变压器不过载为原则。由于变压器不允许过载的原因，既便二者对应的工况相同，共用K值的确定也需偏于安全。这也是换算系数法导致厂用电率估算结果偏大的原因之一。

估算厂用电率方法（负荷率法）物理意义清晰，方法简便，与换算系数法相比，可大幅度提高设计阶段估算厂用电率的准确度，且适用于各个设计阶段。运用负荷率法的关键是合理确定各种高压厂用电动机和低压厂用变压器的负荷率值 。2100433B

管道负荷率是指在一定时间内的油气输送量与其设计输送能力之比的百分数，管道负荷率用来衡量一定时间内管道的利用程度。 通常，管道负荷率有日、月、年和高峰用气期间等负荷率。2100433B

按用户用电的负荷率调整电费价格的电价。

1.把握负荷率电价的政策目标

负荷率电价改革的目标主要有两个方面：一是使用户公平负担用电成本，减少交叉补贴，提高定价效率，实现社会福利最大化目标。我国电价政策中存在比较严重的交叉补贴问题，除了工商业对居民和农业用电的补贴，不同电压等级之间的补贴，还有高负荷率用户对低负荷率用户的补贴。实行负荷率电价有利于降低这种交叉补贴。二是提高用电设备和电力设施的利用效率，促进电力工业和国民经济向集约型发展转型。负荷率电价能够引导用户改善用电负荷特性，引导用户降低年最大负荷或增加年用电量，稳定而充分地利用各种设备。当前推行负荷率电价改革，对促进国民经济增长方式转型发展具有重要意义。

2.科学确定负荷率用户类型与分类标准

在销售电价分类改革的基础上，负荷率电价改革首先要在充分调查研究获得大量数据的基础上，运用聚类分析等数学工具进行科学的设计，根据用电类别按照负荷率标准对用户类型进行划分。尤其是界定不同用户类型的指标及标准范围是负荷率电价政策设计的技术关键，需要认真分析并在实验的基础上确定。

3.逐步扩大负荷率电价的实施范围

我国居民用电量约占全社会用电量的15%，但居民用电最大负荷约占系统用电最大负荷的30%，是用电量比例的2倍，说明居民用户的负荷率总体上只有全部用户平均负荷率的二分之一。同时，居民用电的最大负荷一般也发生在系统最大负荷时间。因此，在居民用户中实施负荷率电价很有必要。负荷率电价实施的基础是两部制电价，而只有大工业用户执行两部制电价，建议负荷率电价改革可从大工业用户开始，逐步扩大实施范围。

4.逐步增加容量电价

我国固定成本在容量电费中分摊的比例较低，与应该达到的分摊比例还有很大的差距。如果根据分摊比例设计负荷率电价，容量电价太低，电量电价却太高，不利于高负荷率用户，不能促使用户提高负荷率。负荷率电价要求采用两部制电价，而且只需要将部分固定成本分摊到容量电电费中，通过容量电价回收。因此，考虑到政策的可操作性，应逐步增加固定成本在容量电费中分摊的比例，即逐步增加容量电价。

5.通过可选择定价实现负荷率电价

在缺乏用户用电特性、用电成本的具体信息以及信息成本太高的情况下，采用可选择定价是最优的选择。可选择定价以信息经济学和机制设计理论为基础，特别适合于负荷率电价。可选择定价已经在大工业用户的容量电费中有所使用，用户可选择是按最大需量还是按额定容量收费。部分省在居民阶梯电价和分时电价中也引入了可选择定价的概念。但是，这些应用都没有经过系统设计，而可选择负荷率电价要在充分研究用户负荷率类型及成本结构的基础上进行设计，使用户基本上能够选择适合的负荷率类型，支付的电费最小。另外，可选择负荷率电价还能在一定程度上体现用户的主权价值，间接地获得电力市场改革的效果，提高用户的满意度 。