蒙西电网中大型煤化工企业的用电经济性分析

(中煤鄂尔多斯能源化工有限公司，内蒙古 鄂尔多斯 017317)

由于大型煤化工企业规模大、效益高，单位成品的能耗低、环境良好，近年来国内新建了许多大型煤化工项目。随着煤化工项目规模的剧增，大型煤化工企业的用电容量也越来越大，100MW级别的煤化工企业也越来越多。电费支出也自然成为了大型煤化工企业成本的重要组成部分，如何降本增效成为企业关心的问题。本文从内蒙古西部电网电费电价政策分析入手，结合实际的企业案例，给出了大型煤化工企业降低用电成本的措施。

1 蒙西电网电费电价政策分析

根据内蒙古西部电网销售电价表，大型煤化工企业用电分类为大工业用电，其电价执行两部制电价，即电费由电度电费和基本电费两部分组成。其中，电度电费根据供电电压等级来确定；基本电费按照最大需量或变压器容量来收取，按最大需量时为28元/kW/月；按变压器容量时为19元/kVA/月，最大需量不足变压器容量40%时，按变压器容量的40%计算，实际最大需量超过合同确定值的105%时，超出部分的基本电费加收1倍，未超过合同确定值的105%的，按合同确定值收取。基本电费计费方式每季度可申请变更一次；最大需量的取值每月可申请变更一次。根据上述电费电价规则，画出基本电费比较图(见图1)。

图1 基本电费比较

从图1可以看出，横轴为变压器容量的百分数(%Se)，纵轴为基本电费(用Se的倍数表示)。基本电费按变压器容量方式时，为一条水平直线(19Se)；按最大需量收取时，为一条折线，水平部分为28×0.4Se=11.2Se，斜线部分为斜率为28的一条过原点的直线。上述两者的交叉点(经济平衡点)的横坐标为67.86。从图中可以看出，不考虑负荷波动时，当变压器的负荷率在67.86%及以上时，选择按变压器容量计收基本电费更经济；当变压器负荷率在67.86%以下时，选择按最大需量计收基本电费更经济(见图1中黑粗线所示)。

从图1中还可以看出,如果申报的最大需量为40%～67.86%Se，而实际最大需量超过了105%的申报最大需量(42%～71.25%Se)，则基本电费会按图1粗点画线的趋势来交纳,因申报最大需量失误而导致多交的基本电费最大可达图中Δe2～Δe1(考虑变压器长期过载能力105%)，其中Δe2=(105%-42%)×2×28Se，Δe1=(105%-71.25%)×2×28Se。

根据内蒙古西部电网相关规定，大型煤化工企业的用电容量大，供电电压等级高，需执行“力率调整电费”。即关口功率因数基准为0.9，关口功率因数小于0.9时，会加收惩罚性电费；关口功率因数在0.9～1之间的，减少一定比例的电度电费。

2 大型煤化工企业的内部电网结构

根据文献 [1][2]，大型煤化工企业用电负荷等级通常会划分为一级企业用电负荷，企业应由双重电源供电。同时，由于大型煤化工企业用电容量很大，电网进线多采用两回110kV或220kV，每回线路均可带全厂一、二级负荷的总和；全厂设总降压站，110kV或220kV高压配电通常采用单母线分段或双母线接线；中压采用35kV、10kV两级配电，中压配电通常为单母线分段接线；采用35kV从总降压站配电至装置变电所，再采用10kV从装置变电所配电至车间变电所和10kV电动机。在35kV、10kV及低压侧均设置无功补偿。例如鄂尔多斯某大型煤化工企业,满负荷容量约94MW内部电网结构见图2。其两回电网进线采用110kV，主变容量90MVA，厂内设35kV和10kV两级中压配电，均采用单母线分段接线方式，并在35kV、10kV和低压侧均设置无功补偿装置，其中10kV和低压侧采用动态自动补偿。

图2 某大型煤化工企业电气主网结构

3 节约用电成本的措施

3.1 提高功率因数

提高功率因数，可以享受电价优惠政策：保证计量关口的功率因数在0.9以上时，依据功率因数调整电费增减查对表[3]，功率因数为0.94时，电费减少比例为0.6%，功率因数为0.95及以上时，减少比例可达0.75%。对大型煤化工企业这类耗电大户，此部分的电费减少相当可观。以94MW负荷，年运行8 000h，电度电价0.34元/kW·h，基本电费按最大需量，功率因数为0.94估算，每年可以节省电费约172万元。估算公式：(9.4×28×12+9.4×8 000×0.34)×0.6%=172万元。

此外，提高功率因数，还可以降低企业内部电网的损耗。以主变的电能损耗为例，主变的电耗主要体现在空载损耗和负载损耗两部分(见式1)[3]，其中空载损耗可认为是一个恒定量，而负载损耗与其负载的视在功率的平方成正比，当有功一定时，提高功率因数，可以减少视在功率，从而有效降低主变的电能损耗。

(1)

其中，ΔPt为变压器电能损耗；ΔPk为变压器铭牌空载损耗；ΔPd为变压器铭牌负载损耗；S为变压器负载的视在功率；Se为变压器的额定容量。

当变压器负载的有功不变，而功率因数提高时，则变压器的电能损耗的降低值可按式2求得。

(2)

其中，ΔPt为功率因数提高而减少的变压器电能损耗；P为变压器的负载有功功率；S1为提高功率因数之前的变压器负载视在功率；S2为提高功率因数之后的变压器负载视在功率；cosφ1为提高之前的功率因数；cosφ2为提高之后的功率因数。

如果变压器负载的功率因数由0.9提高到0.95，则变压器负载损耗可降低12.7%。以图2所示的系统为例，主变铭牌负载损耗为302.28kW，假定全厂满负荷由两台主变各带一半，功率因数由0.9提高到0.95，带入式2，可得单台主变的Δ(ΔPt)为10.4kW，按年运行8 000h计算，仅单台主变一年可节约电费约3万元。如果综合考虑企业内部的35kV、10kV变压器及线路的损耗，提高企业内部各级配电系统的功率因数，可产生可观的经济效益。

因此在企业内部电网运行过程中，运行人员应积极投入各级配电装置的无功补偿装置，提高各个电压等级的功率因数，以减少内部电耗并赢得电网的电价优惠。

3.2 做好负荷预测和调度

与图2电网结构类似的大型煤化工企业，其通常运行方式为主变分列运行，主变的负载率通常在50%左右，因此，应选择最大需量的基本电费计价方式。从第一条的电费电价政策分析中可以看出，不论是申报的最大需量偏小,而实际最大需量超过了申报值的105%,还是申报的最大需量偏大，而实际的最大需量小于申报值，都会导致企业多交基本电费。因此，企业相关管理人员应依工艺检修计划，及时、准确做好负荷预测，逐月做好最大需量的申报工作。在大型煤化工企业从建设期、投产期和检修期，其负荷有很大的变动，更应做好此项工作。

如前文中提到的某企业，建设期的最大负荷约30MW。在总降压站申请受电后，为节省电费开支，将其中一回110kV线路和变压器申报冷备，可以少缴纳这一回线路的基本电费，另一回投运的线路按下限值申报最大需量。在满负荷生产时，负荷约为94MW,厂内生产调度时，110kV、35kV、10kV、0.4kV的母联均处于分位，并使两回线路各带50%左右的负荷，两回线路各按52%左右的变压器容量申报最大需量，以节约基本电费的开支。如两回线路负荷分布不均，可能会导致一侧的实际最大需量小于下限值，而另一侧的实际最大需量超过经济平衡点，从而导致企业多交基本电费。在全厂单套工艺装置检修时，负荷约为60MW，企业应依抄表周期，合理规划检修计划，及时提前申报变更最大需量的大小。由于检修过程可能导致2台主变负荷分布不均，生产调度时，更应注意使关口处的实际最大需量与申报值差别不能太大。

3.3 积极参加电力多边交易

内蒙古电力多边交易市场是在国家电监会批准的前提下，由发电方、供电方、用电方自行协商，根据市场情况灵活调节电价，实现资源优化配置、促进产业结构调整的重要平台。通过实施电力多边交易，可以充分发挥内蒙古自治区能源优势，优化电力资源配置，积极培育和加快建设竞争、开放、有序的内蒙古电力市场，加快自治区工业结构调整、产业升级和煤电转化步伐，提高自治区工业经济的整体竞争力。电力用户准入应符合以下条件：①符合国家产业政策和环保政策，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业相关标准及要求；②符合行业准入条件要求；③建设项目的立项、土地、环境、节能等符合国家有关审批、核准或备案程序要求；④年用电量不小于1×107kW·h；⑤经过自治区其他文件明确规定的优势特色行业允许年用电量小于1×107kW·h；⑥参与电力多边市场交易的用户必须建设电能在线监测系统并接入内蒙古自治区电力需求侧管理平台，且电力数据运行正常。对于符合条件的大型煤化工企业，应积极申请电力多边交易。如前文中提到的某企业，自2014年8月参加电力多边交易以来，电价优惠额度最低月份也有0.008元/kW·h，最高月份达到0.069元/kW·h，截至2017年12月，累计为企业节省电费1.099亿元，多边交易节支统计表见表1。

表1 多边交易节支统计表

4 结语

通过某煤化工企业接入蒙西电网的电费电价政策进行分析的实际案例，大型煤化工企业可以选择合适的基本电费计价方式和最大电力需量的大小、维持合理的系统功率因数、对负荷分布进行优化调度，积极参加内蒙古自治区电力多边交易市场，为企业节省电费开支、降本增效。