蒙西電網中大型煤化工企業的用電經濟性分析

(中煤鄂爾多斯能源化工有限公司，內蒙古 鄂爾多斯 017317)

由于大型煤化工企業規模大、效益高，單位成品的能耗低、環境良好，近年來國內新建了許多大型煤化工項目。隨著煤化工項目規模的劇增，大型煤化工企業的用電容量也越來越大，100MW級別的煤化工企業也越來越多。電費支出也自然成為了大型煤化工企業成本的重要組成部分，如何降本增效成為企業關心的問題。本文從內蒙古西部電網電費電價政策分析入手，結合實際的企業案例，給出了大型煤化工企業降低用電成本的措施。

1 蒙西電網電費電價政策分析

根據內蒙古西部電網銷售電價表，大型煤化工企業用電分類為大工業用電，其電價執行兩部制電價，即電費由電度電費和基本電費兩部分組成。其中，電度電費根據供電電壓等級來確定；基本電費按照最大需量或變壓器容量來收取，按最大需量時為28元/kW/月；按變壓器容量時為19元/kVA/月，最大需量不足變壓器容量40%時，按變壓器容量的40%計算，實際最大需量超過合同確定值的105%時，超出部分的基本電費加收1倍，未超過合同確定值的105%的，按合同確定值收取。基本電費計費方式每季度可申請變更一次；最大需量的取值每月可申請變更一次。根據上述電費電價規則，畫出基本電費比較圖(見圖1)。

圖1 基本電費比較

從圖1可以看出，橫軸為變壓器容量的百分數(%Se)，縱軸為基本電費(用Se的倍數表示)。基本電費按變壓器容量方式時，為一條水平直線(19Se)；按最大需量收取時，為一條折線，水平部分為28×0.4Se=11.2Se，斜線部分為斜率為28的一條過原點的直線。上述兩者的交叉點(經濟平衡點)的橫坐標為67.86。從圖中可以看出，不考慮負荷波動時，當變壓器的負荷率在67.86%及以上時，選擇按變壓器容量計收基本電費更經濟；當變壓器負荷率在67.86%以下時，選擇按最大需量計收基本電費更經濟(見圖1中黑粗線所示)。

從圖1中還可以看出,如果申報的最大需量為40%～67.86%Se，而實際最大需量超過了105%的申報最大需量(42%～71.25%Se)，則基本電費會按圖1粗點畫線的趨勢來交納,因申報最大需量失誤而導致多交的基本電費最大可達圖中Δe2～Δe1(考慮變壓器長期過載能力105%)，其中Δe2=(105%-42%)×2×28Se，Δe1=(105%-71.25%)×2×28Se。

根據內蒙古西部電網相關規定，大型煤化工企業的用電容量大，供電電壓等級高，需執行“力率調整電費”。即關口功率因數基準為0.9，關口功率因數小于0.9時，會加收懲罰性電費；關口功率因數在0.9～1之間的，減少一定比例的電度電費。

2 大型煤化工企業的內部電網結構

根據文獻 [1][2]，大型煤化工企業用電負荷等級通常會劃分為一級企業用電負荷，企業應由雙重電源供電。同時，由于大型煤化工企業用電容量很大，電網進線多采用兩回110kV或220kV，每回線路均可帶全廠一、二級負荷的總和；全廠設總降壓站，110kV或220kV高壓配電通常采用單母線分段或雙母線接線；中壓采用35kV、10kV兩級配電，中壓配電通常為單母線分段接線；采用35kV從總降壓站配電至裝置變電所，再采用10kV從裝置變電所配電至車間變電所和10kV電動機。在35kV、10kV及低壓側均設置無功補償。例如鄂爾多斯某大型煤化工企業,滿負荷容量約94MW內部電網結構見圖2。其兩回電網進線采用110kV，主變容量90MVA，廠內設35kV和10kV兩級中壓配電，均采用單母線分段接線方式，并在35kV、10kV和低壓側均設置無功補償裝置，其中10kV和低壓側采用動態自動補償。

圖2 某大型煤化工企業電氣主網結構

3 節約用電成本的措施

3.1 提高功率因數

提高功率因數，可以享受電價優惠政策：保證計量關口的功率因數在0.9以上時，依據功率因數調整電費增減查對表[3]，功率因數為0.94時，電費減少比例為0.6%，功率因數為0.95及以上時，減少比例可達0.75%。對大型煤化工企業這類耗電大戶，此部分的電費減少相當可觀。以94MW負荷，年運行8 000h，電度電價0.34元/kW·h，基本電費按最大需量，功率因數為0.94估算，每年可以節省電費約172萬元。估算公式：(9.4×28×12+9.4×8 000×0.34)×0.6%=172萬元。

此外，提高功率因數，還可以降低企業內部電網的損耗。以主變的電能損耗為例，主變的電耗主要體現在空載損耗和負載損耗兩部分(見式1)[3]，其中空載損耗可認為是一個恒定量，而負載損耗與其負載的視在功率的平方成正比，當有功一定時，提高功率因數，可以減少視在功率，從而有效降低主變的電能損耗。

(1)

其中，ΔPt為變壓器電能損耗；ΔPk為變壓器銘牌空載損耗；ΔPd為變壓器銘牌負載損耗；S為變壓器負載的視在功率；Se為變壓器的額定容量。

當變壓器負載的有功不變，而功率因數提高時，則變壓器的電能損耗的降低值可按式2求得。

(2)

其中，ΔPt為功率因數提高而減少的變壓器電能損耗；P為變壓器的負載有功功率；S1為提高功率因數之前的變壓器負載視在功率；S2為提高功率因數之后的變壓器負載視在功率；cosφ1為提高之前的功率因數；cosφ2為提高之后的功率因數。

如果變壓器負載的功率因數由0.9提高到0.95，則變壓器負載損耗可降低12.7%。以圖2所示的系統為例，主變銘牌負載損耗為302.28kW，假定全廠滿負荷由兩臺主變各帶一半，功率因數由0.9提高到0.95，帶入式2，可得單臺主變的Δ(ΔPt)為10.4kW，按年運行8 000h計算，僅單臺主變一年可節約電費約3萬元。如果綜合考慮企業內部的35kV、10kV變壓器及線路的損耗，提高企業內部各級配電系統的功率因數，可產生可觀的經濟效益。

因此在企業內部電網運行過程中，運行人員應積極投入各級配電裝置的無功補償裝置，提高各個電壓等級的功率因數，以減少內部電耗并贏得電網的電價優惠。

3.2 做好負荷預測和調度

與圖2電網結構類似的大型煤化工企業，其通常運行方式為主變分列運行，主變的負載率通常在50%左右，因此，應選擇最大需量的基本電費計價方式。從第一條的電費電價政策分析中可以看出，不論是申報的最大需量偏小,而實際最大需量超過了申報值的105%,還是申報的最大需量偏大，而實際的最大需量小于申報值，都會導致企業多交基本電費。因此，企業相關管理人員應依工藝檢修計劃，及時、準確做好負荷預測，逐月做好最大需量的申報工作。在大型煤化工企業從建設期、投產期和檢修期，其負荷有很大的變動，更應做好此項工作。

如前文中提到的某企業，建設期的最大負荷約30MW。在總降壓站申請受電后，為節省電費開支，將其中一回110kV線路和變壓器申報冷備，可以少繳納這一回線路的基本電費，另一回投運的線路按下限值申報最大需量。在滿負荷生產時，負荷約為94MW,廠內生產調度時，110kV、35kV、10kV、0.4kV的母聯均處于分位，并使兩回線路各帶50%左右的負荷，兩回線路各按52%左右的變壓器容量申報最大需量，以節約基本電費的開支。如兩回線路負荷分布不均，可能會導致一側的實際最大需量小于下限值，而另一側的實際最大需量超過經濟平衡點，從而導致企業多交基本電費。在全廠單套工藝裝置檢修時，負荷約為60MW，企業應依抄表周期，合理規劃檢修計劃，及時提前申報變更最大需量的大小。由于檢修過程可能導致2臺主變負荷分布不均，生產調度時，更應注意使關口處的實際最大需量與申報值差別不能太大。

3.3 積極參加電力多邊交易

內蒙古電力多邊交易市場是在國家電監會批準的前提下，由發電方、供電方、用電方自行協商，根據市場情況靈活調節電價，實現資源優化配置、促進產業結構調整的重要平臺。通過實施電力多邊交易，可以充分發揮內蒙古自治區能源優勢，優化電力資源配置，積極培育和加快建設競爭、開放、有序的內蒙古電力市場，加快自治區工業結構調整、產業升級和煤電轉化步伐，提高自治區工業經濟的整體競爭力。電力用戶準入應符合以下條件：①符合國家產業政策和環保政策，單位能耗、環保排放、并網安全應達到國家和行業相關標準及要求；②符合行業準入條件要求；③建設項目的立項、土地、環境、節能等符合國家有關審批、核準或備案程序要求；④年用電量不小于1×107kW·h；⑤經過自治區其他文件明確規定的優勢特色行業允許年用電量小于1×107kW·h；⑥參與電力多邊市場交易的用戶必須建設電能在線監測系統并接入內蒙古自治區電力需求側管理平臺，且電力數據運行正常。對于符合條件的大型煤化工企業，應積極申請電力多邊交易。如前文中提到的某企業，自2014年8月參加電力多邊交易以來，電價優惠額度最低月份也有0.008元/kW·h，最高月份達到0.069元/kW·h，截至2017年12月，累計為企業節省電費1.099億元，多邊交易節支統計表見表1。

表1 多邊交易節支統計表

4 結語

通過某煤化工企業接入蒙西電網的電費電價政策進行分析的實際案例，大型煤化工企業可以選擇合適的基本電費計價方式和最大電力需量的大小、維持合理的系統功率因數、對負荷分布進行優化調度，積極參加內蒙古自治區電力多邊交易市場，為企業節省電費開支、降本增效。