中貴線壓氣站低負荷用電運行成本管理探索與實踐管理創新成果總結報告

呂玲　劉生

摘 要：受上游輸量、下游需求及季節性等因素影響，中貴聯絡線各電驅壓氣站的機組可能全停，并造成全站低負荷運行;在此運行工況下，有功功率大幅降低，而110kV架空線路容性無功功率維持不變，因此關口110kV電源接入點功率因數偏低，并導致產生最高77萬元/月的力調電費（無功罰款），運行成本陡增。

關鍵詞：壓氣站;低負荷;基本電費;無功補償

通過對中貴線實際輸氣工藝重新分析及電力大數據整理，建立線路無功、無功平衡、電費預測等計算模型，并根據實際情況提出多種無功平衡方案，在江津站、南充站采用先進的SVG靜止無功發生器，補償容量3000kvar，自適應線路參數，同步跟蹤，自動運行，無級動態連續可調。分別于2018年2月和2019年8月投運，目前運行平穩，平均每月節約力調電費約70萬元，實現當月投產當月見效當月收回投資，為后續壓氣站設計調試運行積累了經驗。

一、前言

中衛-貴陽輸氣管道為天然氣聯絡管道，起自寧夏中衛，途徑甘肅、陜西、四川、重慶，止于貴州貴陽。干線全長1613公里，設計年輸氣能力150x108Nm3/a，設計壓力10MPa，管徑φ1016mm，材質為X80鋼。全線共有壓氣站6座，分別是固原站、天水站、廣元站、南充站、江津站、貴陽站。

以南充、江津站為例：

兩站各設有輸電線路兩回，江津站為合氣南線（長38.5 km）、合氣北線（長37.5km）;南充站為州貴I線（長46.5 km）、州貴II線（長47.56km）。

兩站各設有110kV變電所一座，兩臺31500kVA主變，10kV為單母線分段;

運行方式可采用主變分列運行（最可靠、費用最高）;亦可采用一回進線經一臺主變帶全站10kV設備運行（較可靠、經濟）。

兩站各設有電驅壓縮機3臺，運行方式為兩用一備，單臺功率14MW。

二、成果實施背景

壓氣站的電費組成為：

月總電費=電度電費+基本電費+力調電費+其他附加電費。

1、電度電費目前采用的是峰谷分時電價，是指根據電網的負荷變化情況，將每天24小時劃分為高峰、平段、低谷等多個時段，對各時段分別制定不同的電價水平，以鼓勵用電客戶合理安排用電時間，削峰填谷，提高電力資源的利用效率。由于中貴線為一級調控，啟停機時間受下游用戶用氣量和季節的影響較大，所以此處暫且不做討論。

2、基本電費是企業每月電費的重要組成部分，是根據壓氣站的運行方式來核定，采用分列運行時雖然最為可靠，但是基本電費要按照兩臺變壓器的容量來計算，所以在壓氣站低負荷對供電可靠性要求不高的壓氣站一般都采取一用一冷備的運行方式，從變壓器容量進行減半計費，這也是在合同簽訂時需要確定的。根據國家政策，基本電費在2018年4月之前有兩種計收方式，即按照變壓器（額定）容量計收、也可以按核定最大需量計收。一般在《供用電合同》簽訂時根據企業自己的月負荷估算，自由選擇選擇按最大需量或變壓器容量計收基本電費，當每日負荷量在變壓器總容量的2/3或以上時，選擇容量費較為適宜，由于在此我們專門探討低負荷時的情況，那自然在基本電費方面就選擇按需量計費的方式，但是電力公司規定有附加條件，即基本電費按照核定需量來計費，每月最少不能低于容量的40%，高于核定量105%時，雙倍單價收取基本電費。所以對于企業負荷變化大的就會形成較大的電費支出，為此，國家為了給企業減負，通知在2018年4月1日起，可按照每月的實際最大需量來計費。

3、力調電費指供電公司根據客戶一段時間內（如一個月或年）所使用的有無功電量來計算其平均功率因數，并據此收取的相關電費

力調電費是電力公司用來控制功率因數的，就是控制功率平衡的，主要的目的是給用電客戶提供穩定可靠的供電服務。眾所周知，客戶使用電力的時間和數量都是隨機的，而要求是苛刻的。無論客戶什么時候需要用電，供電公司均得做到提供電壓合格、頻率穩定的電源。為了實現這個目標，電力企業會投入很大資金來 做到這點，但由于客戶用電的隨機性和負荷長期預測準確性不高的原因，所以需要通過電費來調整客戶的有功和無功的使用

由于壓氣站的線路為我們企業的自建線路，江津南充兩站的電能考核點均在上級220kV變電所，輸電線路受充電功率影響，考核點無功電量較大，低負荷運行時有功功率較小，致使每月的功率因數較低，達不到國家電網對電力用戶力調考核的標準（大工業的功率因數值≥0.9）

江津壓氣站、南充壓氣站110kV變電所在投運初期，壓縮機輔助系統處于調試階段，壓縮機不運行，相對負荷較小，例如南充站2018年7月無功電量為2201760kVar，7月有功電量為52800kW，7月功率因數為0.02，遠遠低于考核標準（≥0.9），截止到7月15日（抄表日），7月電費為126.38萬，其中力調電費為73.7854萬元，所占當月電費比例為58%。

三、主要措施及方法

1、暫停業務? 根據電力公司文件，企業在開戶后可以自由辦理暫停業務，所以在江津壓氣站低負荷時，申請辦理了暫停，暫停業務辦理的條件為企業停電時間在≥15天&≤180天適用;因為壓氣站的一期設有10kV臨時電，可供壓氣站在不啟壓縮機時的生產和生活用電，缺點為，暫停期間因為一期的變壓器容量較小，不能完全滿足壓縮機輔助系統同時啟動，只能輪換啟動，保持運轉要求。優點為，暫停期間不發生任何費用。暫停業務雖然有直觀的效益，但是同時限制了用電，還有6個月到期后，無論申請送電與否，供電公司的電力計費系統都會自動計費。所以此方法臨時效果好，但是無法長期使用。

2、基本電費由容量改為按照最大實際需量，根據壓氣站月負荷情況選擇按照實際需量來進行計費，每月的需量值，為此計費周期中，連續15分鐘取有功功率的值，以每月（按照30天計算）2880個數據中的最大值作為本月最大需量的結算值。需量的單價為36～39元/kW（地區差異），高于容量計費單價22～26元/kVA（地區差異），所以在壓氣站負荷在一臺壓縮機滿負荷內，建議還是選擇按照實際需量計費較為經濟。

3、新增SVG裝置，平衡無功，減少力調電費

3.1大數據分析與計算模型建立

① 無功平衡分析計算

以南充站4個月三千多組電度抄表數據為基礎，開展大數據整理，分析有功功率與功率因數相對關系，以功率因數0.9不產生力調電費為邊界，建立無功平衡計算模型與曲線，并在后續壓氣站站投產調試中得到驗證。

② 電力線路容性無功計算

借鑒220kV電力線路電氣計算模型，開展110kV等級電力線路的分布電容與電納計算，建立線路容性無功功率的計算模型，理論計算與投產后實際補償容量基本一致。

③ 基于工藝分析的電費預測

基于工藝對壓縮機組機芯、轉速、壓力、流量、效率等分析選定的工況點，建立大工業用戶電費預測模型，提出“啟壓縮機節約的力調電費不足以抵消增加的電度電費”的結論，為通過啟壓縮機平衡力調電費的運行操作提供了理論依據。

3.2多元化無功補償方案

電驅站低負荷工況時通常采用啟壓縮機打回流的方式降低力調電費，但工藝操作要求高、缺乏經濟性。通過結合工藝運行適應性分析，提出110kV電源臨時報停、短時啟壓縮機外輸氣、增設補償裝置等多種技術方案，南充站平均節約力調電費約70萬元，有效提高無功平衡的技術經濟性。

四、全新SVG裝置應用

傳統電網終端無功補償的措施主要有并聯電抗器與并聯電容器，本工程通過技術經濟分析采用高壓直流輸電系統中先進的SVG靜止無功發生器（Static Var Generator）作為容性無功補償裝置，快速平滑調節無功補償功率的大小，對感性和容性無功進行發送或吸收，做到無級動態可調，且不含油、占地少、配套要求低、維護量小，投產以來運行穩定。

五、取得的效果

（選取電量相似的月份電費進行比較）

對比以上數據，由于SVG的運行，力調電費由原來的每月最多罰款77.29萬元降至每月都有獎勵;由核定需量變更為實際最大需量，基本電費在低負荷時，有明顯下降，為保證壓縮機輔助系統的正常運行，目前已經不需要再辦110kV暫停業務。

江津站和南充站自投運SVG以來，在電費支出方面以低負荷推算較未使用SVG節約成本支出840萬元，所以在壓氣站低負荷狀況下，在合理選擇基本電費的計費方式的同時，使用SVG效果更明顯，節能降耗更顯著，適宜在后續壓氣站建設時考慮使用。

附件：1.南充站2018年9月電費清單

2.南充站2019年8月電費清單

3.南充站2019年10月電費清單