江蘇大型化工企業用電經濟性分析

陳紅洋，沈明祥，矯建巍，王 剛，王 新

[盛虹煉化(連云港)有限公司，江蘇 連云港 222000]

0 引 言

近年來，以“化工為主、煉油為輔”的大型民營化工項目發展迅猛，與傳統化工項目相比，具有投資體量大、建設快、主體多的優勢。目前部分地方煉化企業用電負荷已突破600 MW，電費支出在生產成本中占有相當高的比重，降低電力系統損耗、減少電費支出，已成為企業提高經濟效益的重要手段之一。以下基于江蘇電網現行電價政策和大型化工企業內部電網損耗情況，結合某煉化企業16 000 kt/a煉化一體化項目的電網結構、運行負荷情況，分析與探討提升用電經濟性的途徑。

1 江蘇電網電價政策分析

據江蘇電網現行政策，化工行業用電屬銷售電價表中的大工業用電[1]，電價執行兩部制，即電費由兩部分構成--一部分為按照變壓器容量或需量收的基本電費，反映電力成本中的固定費用；另一部分則為按照實際使用量收的電度電費，反映電力成本中的可變費用。2021年10月12日，國家發改委印發了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，推動工商業用戶全部進入電力市場，并明確于當年11月15日起實施，意謂著全國各地區目錄電價被取消，自此以后，電度電費由市場化購電價格決定。

江蘇電網現行電價政策規定，基本電費按計費類型分為三類：① 按變壓器容量計費，價格為30元/(kVA·月)，以用戶變壓器容量計收基本電費；② 按合同最大需量計費，價格為40元/(kW·月)，以用電人申請的最大需量(大用戶在用電時，每15 min的最大負荷，電力計量裝置會自動記錄每次發生的平均最大負荷，下同)核定值為準，超過需量核定值105%時，超過部分的基本電費加1倍收取，最大需量核定值不低于可能同時運行的變壓器最大容量的40%；③ 按實際最大需量計費，價格為40元/(kW·月)，以實際最大需量計收基本電費，對兩路及以上進線用戶，分別計算各路最大需量，累加計收[2-4]。

對比3種基本電費計費方式不難發現：按變壓器容量計收基本電費較為單一，企業生產變動期間及停車檢修時仍需支出高額的基本電費；按實際最大需量的計費方式較為符合化工行業的實際情況，滿足多樣化生產需求。如該煉化企業，其主變總容量為1 440 MVA、總負荷約600 MW，選擇按實際最大需量計費預計比選擇按變壓器容量計費每年可節支約(1440×30×12-600×40×12)×1000÷10000=23 040萬元。

2 大型化工企業內部電網結構簡介

化工行業有著高溫、高壓、易燃、易爆等特點，大型化工企業用電負荷屬于一級負荷，多采用雙電源供電，當一路電源發生故障時，另一路電源不會受到影響，以保證正常的電力供應；電網進線采用兩回甚至多回220 kV線路，其中任何一回線路均可滿足全廠用電總負荷需要。企業一般設立一座或多座220 kV變電站，主接線采用雙母線或雙母線雙分段接線方式，110 kV中心變、35 kV裝置變、10 kV現場變通常采用單母線分段接線方式。

大型化工企業內部電網通常設置220 kV、110 kV 、35 kV、10 kV、380 V五個電壓等級，也有部分企業會增設660 V電壓等級供大功率電機使用；電力系統無功補償通常選用在35 kV、10 kV及380 V低壓側設置電容器的方式[5-6]。該煉化企業電網架構如圖1，總負荷約600 MW，電源進線采用四回220 kV，主接線方式為雙母雙分段，主變總容量1 440 MVA，采用110 kV、35 kV、10 kV三級配電，除110 kV系統采用雙母線雙分段接線方式外，35 kV、10 kV系統均采用單母線分段接線方式，35 kV、10 kV及380 V低壓側均設置無功補償裝置。

圖1 某煉化企業電網架構圖

3 節電措施

3.1 提高功率因數

功率因數的提高可以獲得相應的電費減免，有助于企業降低用電成本。據現行功率因數調整電費標準[7]，當計量點功率因數為0.9時不減收、增收電費；功率因數每提高1%，電費總額減免0.15%，電費總額最高減免0.75%。對于該煉化企業而言，以600 MW負荷計，年運行時間330 d，電度電價0.56元/(kW·h)，基本電費按照最大需量、功率因數按照0.95進行計算，每年預計可節約電費(600×40×12+600×24×330×0.56)×0.75%×1000÷10000=2 212萬元。

功率因數的提高可以增加電力系統裕度，有利于挖掘供電設備潛力，還可以減少電能傳輸的損耗。變壓器是變電站及電網的主要耗能設備，其電能損耗在電網總損耗中占有相當大的比例。變壓器損耗主要包括鐵損和銅損，分別對應變壓器空載損耗與負載損耗--變壓器通電就會存在空載損耗，通常認為是固定損耗；變壓器銅損(即負載損耗)與電阻和通過電流有關，即與變壓器負荷息息相關，通常認為是可變損耗[5]。

變壓器損耗理論計算參照《化工廠電力設計常用計算規定》[7]，計算公式可簡化為ΔP=ΔP0+ΔPC(S/Se)2(公式Ⅰ)[式中：ΔP為變壓器電能損耗(kW)；ΔP0為變壓器空載損耗(kW)；ΔPC為變壓器負載損耗(kW)；S為變壓器運行容量(MVA)；Se為變壓器額定容量(MVA)]；變壓器負載的有功功率不變時，提高電網功率因數，可降低變壓器視在功率，從而減少電能損耗，其計算公式可簡化為ΔP′=ΔPC(S12-S22)/Se2=(ΔPCP2/Se2)·(1/cosφ12-1/cosφ22)(公式Ⅱ)[式中：ΔP′為變壓器電能損耗變化值；P為變壓器的有功負荷；S1為變壓器負載視在功率(功率因數較低時)；S2為變壓器視在功率(功率因數較高時)；cosφ1為功率因數較低值；cosφ2為功率因數較高值]。

當變壓器負載的有功功率不變時，功率因數由0.90提高至0.95，依據公式Ⅱ進行計算，變壓器的負載損耗將降低12.7%。以該煉化企業電力系統為例，全廠滿負荷運行時總負荷約600 MW，由6臺主變分攤，即單臺主變負荷100 MW，主變銘牌負載損耗為661.92 kW，功率因數由0.90提高至0.95，依據公式Ⅱ可得，單臺主變的ΔP′為35 kW，按年運行330 d、電價0.56元/(kW·h)計，6臺主變全年預計可節約電費(35×24×330×0.56)×6÷10000=93.1萬元?；诖擞嬎?，將提高功率因素推廣到企業內部所有變壓器及線路，所產生的經濟效益對企業降低用電成本影響巨大。

3.2 加強電力調度管理手段

大型化工企業主變運行負荷通常不超過變壓器額定容量的50%，主變通常采用并列運行方式，因此在選擇基本電費計量方式時，通常采用按實際最大需量。若采用按合同最大需量計費方式，企業需預測需量周期內生產負荷的大小，所需數據量較大，且因生產變動存在不確定因素而易造成偏離預測值，無論申報的最大需量偏大還是偏小，均會導致企業基本電費成本增加。相較而言，按實際最大需量的計費方式較為方便，比較貼合實際，但需注意，應避免非必要的生產變動造成需量增加。

該煉化企業在電網滿負荷600 MW運行時，采用標準運行方式，兩電源各帶50%的負荷，滿足生產系統和電力系統穩定運行需求。在其中一電源雙回線檢修時，會造成另一電源雙回線負荷增大，需量增加時，應及時向上級供電部門申請相應政策進行需量費用減免。

同時，應加強電力調度管理水平，建立電力最大需量檢測管理系統，實時監測企業用電負荷情況。通過電力負荷控制管理系統建立數據庫，對數據進行分析與進一步加工，在滿足企業生產要求的條件下，隨時獲取企業用電信息，合理“削峰填谷”，提高負荷率，將用電需量控制在最小，以減少基本電費支出。

3.3 選擇合適的購電模式

江蘇電力交易中心是江蘇省級電力交易機構，在政府部門監管下為市場主體提供規范、公開、透明的電力交易服務；電力市場化交易有利于實現電力資源更大范圍的優化配置，推動國家節能減排戰略落實，減少企業用電成本。江蘇電力交易中心電力用戶準入條件：① 10 kV及以上工商業用戶要直接參與市場，鼓勵存量電網企業代理購電用戶進入市場，逐步縮小電網企業代理購電用戶范圍；② 35 kV及以上電壓等級的用戶有兩種選擇，一是選擇與發電企業進行直接交易(一類用戶)，二是選擇由售電企業進行代理交易(二類用戶)。其他用戶只能由售電企業進行代理交易[8]。簡單來講，一類用戶參加市場化批發交易，直接向發電企業購買電能；二類用戶參與市場化零售交易，向售電企業購買電能。

售電企業擁有眾多用電大戶的電能需求，可以在市場化批發交易中發揮更大的議價能力，購買到低價電能，這往往是單個一類用戶所不具備的，因為一類用戶直面發電企業進行交易，交易選擇性較廣，能否購買到低價電能受企業自身用電量、電力市場交易人員專業性制約，同時要承擔偏差考核和價格波動；對于選擇售電企業代理交易的二類用戶，一方面可避免因自身用電量較小及不掌握電力交易技巧原因而多交“學費”，另一方面可避免偏差考核和價格波動，相應風險由售電企業承擔，但由于不直面發電企業進行交易，只能享受售電企業有限的優惠幅度，很難完整享受發電企業較多的價格優惠傳導。

據《江蘇能源監管辦關于開展2023年電力市場交易工作的通知(蘇發改能源發〔2022〕1350號)》[8]，一類用戶年度交易電量應為其2022年用電量的75%～85%，售電企業年度交易電量應為其所有簽約用戶2022年用電量之和的75%～85%。因此，無論選擇成為一類用戶或者二類用戶，均應每月做好負荷預測工作，該項工作的必要性主要體現在兩個方面--一是作為月度競價電量的依據，二是為年度電量交易或與售電企業簽訂協議提供數據支撐。大型化工企業應根據自身情況進行綜合考慮，同時在宏觀上兼顧燃煤價格與電力價格聯動機制的影響，選擇適合企業自身實際情況的購電模式，爭取在市場化電能交易中獲取更多的優惠。

4 結束語

在倡導工業綠色發展的今天，大型化工企業在優化產品結構、工藝流程的同時，亦應注意用電的經濟性。大型化工企業應根據自身的生產特點，對生產負荷積極進行預測和調度，通過合適的手段促使電力系統功率因數維持在較高區間；同時，大型化工企業應響應國家政策，積極參加電力直接交易，選擇符合企業自身實際的購電模式及基本電費計費方式，以利降低用電成本，提高企業的經濟效益。