中贵线压气站低负荷用电运行成本管理探索与实践管理创新成果总结报告

吕玲　刘生

摘 要：受上游输量、下游需求及季节性等因素影响，中贵联络线各电驱压气站的机组可能全停，并造成全站低负荷运行;在此运行工况下，有功功率大幅降低，而110kV架空线路容性无功功率维持不变，因此关口110kV电源接入点功率因数偏低，并导致产生最高77万元/月的力调电费（无功罚款），运行成本陡增。

关键词：压气站;低负荷;基本电费;无功补偿

通过对中贵线实际输气工艺重新分析及电力大数据整理，建立线路无功、无功平衡、电费预测等计算模型，并根据实际情况提出多种无功平衡方案，在江津站、南充站采用先进的SVG静止无功发生器，补偿容量3000kvar，自适应线路参数，同步跟踪，自动运行，无级动态连续可调。分别于2018年2月和2019年8月投运，目前运行平稳，平均每月节约力调电费约70万元，实现当月投产当月见效当月收回投资，为后续压气站设计调试运行积累了经验。

一、前言

中卫-贵阳输气管道为天然气联络管道，起自宁夏中卫，途径甘肃、陕西、四川、重庆，止于贵州贵阳。干线全长1613公里，设计年输气能力150x108Nm3/a，设计压力10MPa，管径φ1016mm，材质为X80钢。全线共有压气站6座，分别是固原站、天水站、广元站、南充站、江津站、贵阳站。

以南充、江津站为例：

两站各设有输电线路两回，江津站为合气南线（长38.5 km）、合气北线（长37.5km）;南充站为州贵I线（长46.5 km）、州贵II线（长47.56km）。

两站各设有110kV变电所一座，两台31500kVA主变，10kV为单母线分段;

运行方式可采用主变分列运行（最可靠、费用最高）;亦可采用一回进线经一台主变带全站10kV设备运行（较可靠、经济）。

两站各设有电驱压缩机3台，运行方式为两用一备，单台功率14MW。

二、成果实施背景

压气站的电费组成为：

月总电费=电度电费+基本电费+力调电费+其他附加电费。

1、电度电费目前采用的是峰谷分时电价，是指根据电网的负荷变化情况，将每天24小时划分为高峰、平段、低谷等多个时段，对各时段分别制定不同的电价水平，以鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高电力资源的利用效率。由于中贵线为一级调控，启停机时间受下游用户用气量和季节的影响较大，所以此处暂且不做讨论。

2、基本电费是企业每月电费的重要组成部分，是根据压气站的运行方式来核定，采用分列运行时虽然最为可靠，但是基本电费要按照两台变压器的容量来计算，所以在压气站低负荷对供电可靠性要求不高的压气站一般都采取一用一冷备的运行方式，从变压器容量进行减半计费，这也是在合同签订时需要确定的。根据国家政策，基本电费在2018年4月之前有两种计收方式，即按照变压器（额定）容量计收、也可以按核定最大需量计收。一般在《供用电合同》签订时根据企业自己的月负荷估算，自由选择选择按最大需量或变压器容量计收基本电费，当每日负荷量在变压器总容量的2/3或以上时，选择容量费较为适宜，由于在此我们专门探讨低负荷时的情况，那自然在基本电费方面就选择按需量计费的方式，但是电力公司规定有附加条件，即基本电费按照核定需量来计费，每月最少不能低于容量的40%，高于核定量105%时，双倍单价收取基本电费。所以对于企业负荷变化大的就会形成较大的电费支出，为此，国家为了给企业减负，通知在2018年4月1日起，可按照每月的实际最大需量来计费。

3、力调电费指供电公司根据客户一段时间内（如一个月或年）所使用的有无功电量来计算其平均功率因数，并据此收取的相关电费

力调电费是电力公司用来控制功率因数的，就是控制功率平衡的，主要的目的是给用电客户提供稳定可靠的供电服务。众所周知，客户使用电力的时间和数量都是随机的，而要求是苛刻的。无论客户什么时候需要用电，供电公司均得做到提供电压合格、频率稳定的电源。为了实现这个目标，电力企业会投入很大资金来 做到这点，但由于客户用电的随机性和负荷长期预测准确性不高的原因，所以需要通过电费来调整客户的有功和无功的使用

由于压气站的线路为我们企业的自建线路，江津南充两站的电能考核点均在上级220kV变电所，输电线路受充电功率影响，考核点无功电量较大，低负荷运行时有功功率较小，致使每月的功率因数较低，达不到国家电网对电力用户力调考核的标准（大工业的功率因数值≥0.9）

江津压气站、南充压气站110kV变电所在投运初期，压缩机辅助系统处于调试阶段，压缩机不运行，相对负荷较小，例如南充站2018年7月无功电量为2201760kVar，7月有功电量为52800kW，7月功率因数为0.02，远远低于考核标准（≥0.9），截止到7月15日（抄表日），7月电费为126.38万，其中力调电费为73.7854万元，所占当月电费比例为58%。

三、主要措施及方法

1、暂停业务  根据电力公司文件，企业在开户后可以自由办理暂停业务，所以在江津压气站低负荷时，申请办理了暂停，暂停业务办理的条件为企业停电时间在≥15天&≤180天适用;因为压气站的一期设有10kV临时电，可供压气站在不启压缩机时的生产和生活用电，缺点为，暂停期间因为一期的变压器容量较小，不能完全满足压缩机辅助系统同时启动，只能轮换启动，保持运转要求。优点为，暂停期间不发生任何费用。暂停业务虽然有直观的效益，但是同时限制了用电，还有6个月到期后，无论申请送电与否，供电公司的电力计费系统都会自动计费。所以此方法临时效果好，但是无法长期使用。

2、基本电费由容量改为按照最大实际需量，根据压气站月负荷情况选择按照实际需量来进行计费，每月的需量值，为此计费周期中，连续15分钟取有功功率的值，以每月（按照30天计算）2880个数据中的最大值作为本月最大需量的结算值。需量的单价为36～39元/kW（地区差異），高于容量计费单价22～26元/kVA（地区差异），所以在压气站负荷在一台压缩机满负荷内，建议还是选择按照实际需量计费较为经济。

3、新增SVG装置，平衡无功，减少力调电费

3.1大数据分析与计算模型建立

① 无功平衡分析计算

以南充站4个月三千多组电度抄表数据为基础，开展大数据整理，分析有功功率与功率因数相对关系，以功率因数0.9不产生力调电费为边界，建立无功平衡计算模型与曲线，并在后续压气站站投产调试中得到验证。

② 电力线路容性无功計算

借鉴220kV电力线路电气计算模型，开展110kV等级电力线路的分布电容与电纳计算，建立线路容性无功功率的计算模型，理论计算与投产后实际补偿容量基本一致。

③ 基于工艺分析的电费预测

基于工艺对压缩机组机芯、转速、压力、流量、效率等分析选定的工况点，建立大工业用户电费预测模型，提出“启压缩机节约的力调电费不足以抵消增加的电度电费”的结论，为通过启压缩机平衡力调电费的运行操作提供了理论依据。

3.2多元化无功补偿方案

电驱站低负荷工况时通常采用启压缩机打回流的方式降低力调电费，但工艺操作要求高、缺乏经济性。通过结合工艺运行适应性分析，提出110kV电源临时报停、短时启压缩机外输气、增设补偿装置等多种技术方案，南充站平均节约力调电费约70万元，有效提高无功平衡的技术经济性。

四、全新SVG装置应用

传统电网终端无功补偿的措施主要有并联电抗器与并联电容器，本工程通过技术经济分析采用高压直流输电系统中先进的SVG静止无功发生器（Static Var Generator）作为容性无功补偿装置，快速平滑调节无功补偿功率的大小，对感性和容性无功进行发送或吸收，做到无级动态可调，且不含油、占地少、配套要求低、维护量小，投产以来运行稳定。

五、取得的效果

（选取电量相似的月份电费进行比较）

对比以上数据，由于SVG的运行，力调电费由原来的每月最多罚款77.29万元降至每月都有奖励;由核定需量变更为实际最大需量，基本电费在低负荷时，有明显下降，为保证压缩机辅助系统的正常运行，目前已经不需要再办110kV暂停业务。

江津站和南充站自投运SVG以来，在电费支出方面以低负荷推算较未使用SVG节约成本支出840万元，所以在压气站低负荷状况下，在合理选择基本电费的计费方式的同时，使用SVG效果更明显，节能降耗更显著，适宜在后续压气站建设时考虑使用。

附件：1.南充站2018年9月电费清单

2.南充站2019年8月电费清单

3.南充站2019年10月电费清单