某大型水電站廠用電率影響因素分析及控制措施

陳才龍，葉俊帆，鮑友洪

（白鶴灘水力發電廠，四川 寧南 615400）

目前，社會經濟和科學技術不斷發展，極大的促進了電力企業的發展，一批水電站的不斷投產發電，滿足了人們日益增長的電力需求。但在貫徹落實新發展理念的背景下，水電企業需要進一步提升生產效率，持續推進電力綠色低碳高質量發展，確保行業的可持續、經濟運行，而降低廠用電率，推進節能降耗，則是行之有效的方案。

某大型水電站共安裝16 臺單機容量1 000 MW的水輪發電機組，同時安裝有500 kV GIS 開關站、500 kV 線路、泄洪設施、發電機組輔助設備、廠房排水系統、通風空調系統等設備，因用電負荷龐大且分散，電站廠用電系統采用10 kV、0.4 kV 兩級供電，所耗廠用電量大，在實際生產運行中存在部分時間段內廠用電率接近電廠安全生產目標指標0.2%的要求，因此很有必要對該電站廠用電率運行情況進行深入分析并提出控制措施，確保電站安全、經濟運行[2]。

1 廠用電配置情況

1.1 廠用電接線方式

該水電站屬于地下式電站，左、右岸分別布置廠房，廠內供電負荷大，用電設備較多且布置分散，故廠用電系統采用了10 kV 和0.4 kV 兩個電壓等級供電，10 kV 電壓等級將電源引至負荷中心供電，0.4 kV用電負荷按分類且就近供電的原則進行供電。左、右岸10 kV 系統分別有廠內、廠外兩個供電系統，左、右岸廠內10 kV 供電系統分別布置有2 個供電點（每個供電點3 條10 kV 母線），左、右岸廠外10 kV 布置1 個供電點（包3 條10 kV 母線），廠內10 kV 母線的主供電源取自主變低壓側的廠用變壓器低壓側，廠外10 kV 母線的主供電源為廠內10 kV 母線。0.4 kV供電點包括16 臺機組自用電、公用供電點、照明供電點、檢修供電點、泄洪排水等設施供電點等49 個供電點，其電源按就近原則分別從10 kV 母線取電。

1.2 廠用電供電負荷類型

根據該水電站廠用電負荷類型，主要供電負荷有16 臺水輪發電機組自用電，廠房照明、公用、檢修用電，排水系統、通風空調、泄洪設施用電，因泄洪設施在電站投產以來僅短暫使用，故電站廠用電供電主要負荷為機組自用電、排水系統及其他用電負荷（公用用電、照明用電、檢修用電、通風空調用電等），其設計負荷容量統計見表1～表3。

表1 機組自用電負荷統計

表2 排水系統負荷統計

表3 其他用電負荷統計

2 廠用電率情況統計

該電站機組自投產以來（截至2023 年5 月），廠用電率共4 次超過考核指標限值，分別為2022 年5月（0.237 7%）、2022 年11 月（0.236 9%）、2023 年4 月（0.300 5%）、2023 年5 月（0.275 6%），投產以來（截至2023 年5 月）廠用電情況見表4，各月廠用電量、廠用電率趨勢及左右岸廠用電對比情況如圖1、圖2 所示。

圖1 電站機組投產以來各月廠用電量趨勢

圖2 電站機組投產以來各月廠用電率趨勢

表4 電站機組投產以來廠用電情況 單位：萬kW·h

通過圖1 可得知，電站機組投產以來各月廠用電量與投產機組臺數呈現正相關性，自2022 年12月16 臺機組全面投產以后，月廠用電量均值約為710 萬kW·h；通過圖2 得知，機組投產以來各月廠用電率與發電量呈現負相關性，廠用電率較高月份發電量均較低，今年4 月以來由于發電量較少，出現了廠用電率突增的情況；通過圖3 可以進一步看出各月廠用電率與發電量的負相關性，左、右岸發電量相差不大月份（如2023 年1 月），左岸電站廠用電率通常高于右岸電站。

圖3 電站機組投產以來左、右岸廠用電率對比

3 廠用電率影響因素分析

從上文統計可知，該電站2023 年4 月廠用電率突增，對分析廠用電率比較有代表性，故以該月份為例，通過統計出機組運行及備用時長、機組自用電負荷電流，計算出機組自用電耗電量，對比機組自用電耗電量及除自用電外的其他負荷耗電量，從而分析廠用電率增加與機組自用電耗電量及除自用電外其他負荷電量（排水系統、公用供電、照明用電、通風空調系統等）是否存在關系。

3.1 電站廠用電情況

該電站2023 年4 月發電量、廠用電量及廠用電率計算統計見表5。

表5 電站2023 年4 月廠用電情況

3.2 電站機組運行及備用時長統計

2023 年4 月，剔除該電站02F、04F、10F、11F 機組檢修時長，各機組運行及備用時長見圖4。

圖4 電站2023 年4 月機組運行及備用時長

3.3 電站機組自用電負荷電流統計

選取2023 年4 月某一時段，該電站左岸8 臺機組中，03F、05F、06F、07F、08F 機組運行（機組技術供水正常運行向機組各部軸承冷卻系統及主軸密封供水），01F、02F、04F 機組備用（機組技術供水保持運行向主軸密封系統供水），其中04F 機組啟動主變技術供水空載泵為主變冷卻器供水（機組備用時主變冷卻器可通過主變技術供水有載泵或空載泵為主變冷卻器供水），右岸09F、11F 機組運行，其余機組備用。

經統計，左岸電廠機組運行時機組自用電負荷電流約為900 A，機組備用并啟動主變技術供水有載泵機組自用電負荷電流約為680 A，機組備用但啟動主變技術供水空載泵機組自用電負荷電流約為600 A。右岸電廠機組運行時機組自用電負荷電流約為700 A，機組備用時機組自用電負荷電流約為580 A（通過選取其他時段對比，左、右岸機組自用電負荷電流與上述情況一致）。各機組運行備用時負荷電流見圖5。

圖5 電站機組自用電負荷電流統計

3.4 電站機組自用電量計算

取左岸電廠機組運行時機組自用電負荷電流900 A，機組備用負荷電流約為680 A，功率因數取0.95，電壓為0.4 kV，01F 機組2023 年4 月運行時長94 h，備用時長626 h，可估算01F 機組自用電電量：

同理估算其他機組自用電電量并求得2023年4 月自用電總電量：451.2 萬kW·h；故2023 年4 月廠用電量中除機組自用電量外其他負荷電量：712-451.2=260.8 萬kW·h。其2023 年4 月廠用電量占比情況如圖6 所示。

圖6 電站2023 年4 月廠用電占比統計

由圖6 可以得知，廠用電耗電量中，機組自用電耗電量占比高達63%，其他負荷（包括排水系統、通風空調系統、公用用電、照明用電等）占比37%。根據表1 中機組自用電負荷統計可知，機組自用電中機組技術供水泵及主變技術供水有載泵為主要耗電負荷（機組運行及備用情況下，調速器大泵極少時間運行，可不考慮調速器大泵的耗電量）。

3.5 電站機組自用電外其他負荷廠用電量計算

電站2023 年1 月至5 月，公用供電、冷水機組及通風空調耗電量有所增加，其中，公用電最多增加約30 萬kW·h 電量，冷水機組及空調系統最多增加約56 kW·h 電量，原因為天氣轉暖，廠內通風空調負荷加大（廠房部分通風空調取電于公用供電系統）；其余供電負荷中，排水系統、照明用電、檢修用電等耗電量趨于平穩，且為常規固定用電負荷，對電站廠用電系統月度耗電量變化無明顯影響。除機組自用電電量外其他負荷電量見表6 所示。

表6 2023 年1 月至5 月除機組自用電外其他負荷用電量 單位：萬kW·h

4 廠用電率控制措施

由上文分析可知，廠用電率與發電量呈現負相關性，發電量較少月份的廠用電率均較高，發電量較多月份的廠用電率均能滿足要求；同時廠用電主要耗電負荷為機組自用電負荷（耗電占比超過60%），而機組自用電主要大功率負荷為機組技術供水泵及主變技術供水有載泵。另外因隨天氣轉暖，地下廠房通風空調運行時耗電量不斷增加，廠用電率升高與此關聯也較密切。通過上述分析，采取下列措施可有效降低該電站廠用電率[3]。

4.1 提高機組利用效率

合理安排設備檢修計劃及設備消缺，確保機組電站安全經濟運行， 嚴格執行發電計劃，確保按計劃完成年度發電量。

4.2 合理安排運行方式

合理安排運行方式，盡快優化機組主軸密封及主變冷卻系統供水方式，確保機組備用狀態下機組技術供水系統無需運行，主變壓器空載運行時使用主變技術供水空載泵供水，同時因機組輔助設備均為冗余配置，合理調整輔助設備運行方式，保證機組安全運行的前提下實現運行方式優化，有效降低機組自用電量，從而降低廠用電率[4，5]。

4.3 提高電站廠用電負荷設備工藝水平

根據電站廠用電負荷實際運行情況，逐漸淘汰損耗大的用電設備，更新迭代為運行性能好、損耗小的設備，以達到節能降耗的目的。

4.4 實現電站廠用負荷動態控制

加強電站智能建設，對電站設備運行情況動態監控及自動控制，保證各類設備在保證最佳運行狀態及最合理運行方式，動態控制廠房溫度在合理范圍以減少通風空調耗能。

5 結語

降低廠用電率是提升電力企業經濟效益的一項有效措施，想從根本上降低廠用電率，就要采取各種措施減少資源浪費，不同電站應結合現場實際運行方式，強化技術管理，以科技創新為著力點，不斷地挖掘潛力，謀求企業經濟效益的最大化。本文分析了某水電站廠用電率的影響因素并提出控制措施，可為水電站廠用電率影響因素分析及控制廠用電率提供了一些思路及方法。