某大型水电站厂用电率影响因素分析及控制措施

陈才龙，叶俊帆，鲍友洪

（白鹤滩水力发电厂，四川 宁南 615400）

目前，社会经济和科学技术不断发展，极大的促进了电力企业的发展，一批水电站的不断投产发电，满足了人们日益增长的电力需求。但在贯彻落实新发展理念的背景下，水电企业需要进一步提升生产效率，持续推进电力绿色低碳高质量发展，确保行业的可持续、经济运行，而降低厂用电率，推进节能降耗，则是行之有效的方案。

某大型水电站共安装16 台单机容量1 000 MW的水轮发电机组，同时安装有500 kV GIS 开关站、500 kV 线路、泄洪设施、发电机组辅助设备、厂房排水系统、通风空调系统等设备，因用电负荷庞大且分散，电站厂用电系统采用10 kV、0.4 kV 两级供电，所耗厂用电量大，在实际生产运行中存在部分时间段内厂用电率接近电厂安全生产目标指标0.2%的要求，因此很有必要对该电站厂用电率运行情况进行深入分析并提出控制措施，确保电站安全、经济运行[2]。

1 厂用电配置情况

1.1 厂用电接线方式

该水电站属于地下式电站，左、右岸分别布置厂房，厂内供电负荷大，用电设备较多且布置分散，故厂用电系统采用了10 kV 和0.4 kV 两个电压等级供电，10 kV 电压等级将电源引至负荷中心供电，0.4 kV用电负荷按分类且就近供电的原则进行供电。左、右岸10 kV 系统分别有厂内、厂外两个供电系统，左、右岸厂内10 kV 供电系统分别布置有2 个供电点（每个供电点3 条10 kV 母线），左、右岸厂外10 kV 布置1 个供电点（包3 条10 kV 母线），厂内10 kV 母线的主供电源取自主变低压侧的厂用变压器低压侧，厂外10 kV 母线的主供电源为厂内10 kV 母线。0.4 kV供电点包括16 台机组自用电、公用供电点、照明供电点、检修供电点、泄洪排水等设施供电点等49 个供电点，其电源按就近原则分别从10 kV 母线取电。

1.2 厂用电供电负荷类型

根据该水电站厂用电负荷类型，主要供电负荷有16 台水轮发电机组自用电，厂房照明、公用、检修用电，排水系统、通风空调、泄洪设施用电，因泄洪设施在电站投产以来仅短暂使用，故电站厂用电供电主要负荷为机组自用电、排水系统及其他用电负荷（公用用电、照明用电、检修用电、通风空调用电等），其设计负荷容量统计见表1～表3。

表1 机组自用电负荷统计

表2 排水系统负荷统计

表3 其他用电负荷统计

2 厂用电率情况统计

该电站机组自投产以来（截至2023 年5 月），厂用电率共4 次超过考核指标限值，分别为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%），投产以来（截至2023 年5 月）厂用电情况见表4，各月厂用电量、厂用电率趋势及左右岸厂用电对比情况如图1、图2 所示。

图1 电站机组投产以来各月厂用电量趋势

图2 电站机组投产以来各月厂用电率趋势

表4 电站机组投产以来厂用电情况 单位：万kW·h

通过图1 可得知，电站机组投产以来各月厂用电量与投产机组台数呈现正相关性，自2022 年12月16 台机组全面投产以后，月厂用电量均值约为710 万kW·h；通过图2 得知，机组投产以来各月厂用电率与发电量呈现负相关性，厂用电率较高月份发电量均较低，今年4 月以来由于发电量较少，出现了厂用电率突增的情况；通过图3 可以进一步看出各月厂用电率与发电量的负相关性，左、右岸发电量相差不大月份（如2023 年1 月），左岸电站厂用电率通常高于右岸电站。

图3 电站机组投产以来左、右岸厂用电率对比

3 厂用电率影响因素分析

从上文统计可知，该电站2023 年4 月厂用电率突增，对分析厂用电率比较有代表性，故以该月份为例，通过统计出机组运行及备用时长、机组自用电负荷电流，计算出机组自用电耗电量，对比机组自用电耗电量及除自用电外的其他负荷耗电量，从而分析厂用电率增加与机组自用电耗电量及除自用电外其他负荷电量（排水系统、公用供电、照明用电、通风空调系统等）是否存在关系。

3.1 电站厂用电情况

该电站2023 年4 月发电量、厂用电量及厂用电率计算统计见表5。

表5 电站2023 年4 月厂用电情况

3.2 电站机组运行及备用时长统计

2023 年4 月，剔除该电站02F、04F、10F、11F 机组检修时长，各机组运行及备用时长见图4。

图4 电站2023 年4 月机组运行及备用时长

3.3 电站机组自用电负荷电流统计

选取2023 年4 月某一时段，该电站左岸8 台机组中，03F、05F、06F、07F、08F 机组运行（机组技术供水正常运行向机组各部轴承冷却系统及主轴密封供水），01F、02F、04F 机组备用（机组技术供水保持运行向主轴密封系统供水），其中04F 机组启动主变技术供水空载泵为主变冷却器供水（机组备用时主变冷却器可通过主变技术供水有载泵或空载泵为主变冷却器供水），右岸09F、11F 机组运行，其余机组备用。

经统计，左岸电厂机组运行时机组自用电负荷电流约为900 A，机组备用并启动主变技术供水有载泵机组自用电负荷电流约为680 A，机组备用但启动主变技术供水空载泵机组自用电负荷电流约为600 A。右岸电厂机组运行时机组自用电负荷电流约为700 A，机组备用时机组自用电负荷电流约为580 A（通过选取其他时段对比，左、右岸机组自用电负荷电流与上述情况一致）。各机组运行备用时负荷电流见图5。

图5 电站机组自用电负荷电流统计

3.4 电站机组自用电量计算

取左岸电厂机组运行时机组自用电负荷电流900 A，机组备用负荷电流约为680 A，功率因数取0.95，电压为0.4 kV，01F 机组2023 年4 月运行时长94 h，备用时长626 h，可估算01F 机组自用电电量：

同理估算其他机组自用电电量并求得2023年4 月自用电总电量：451.2 万kW·h；故2023 年4 月厂用电量中除机组自用电量外其他负荷电量：712-451.2=260.8 万kW·h。其2023 年4 月厂用电量占比情况如图6 所示。

图6 电站2023 年4 月厂用电占比统计

由图6 可以得知，厂用电耗电量中，机组自用电耗电量占比高达63%，其他负荷（包括排水系统、通风空调系统、公用用电、照明用电等）占比37%。根据表1 中机组自用电负荷统计可知，机组自用电中机组技术供水泵及主变技术供水有载泵为主要耗电负荷（机组运行及备用情况下，调速器大泵极少时间运行，可不考虑调速器大泵的耗电量）。

3.5 电站机组自用电外其他负荷厂用电量计算

电站2023 年1 月至5 月，公用供电、冷水机组及通风空调耗电量有所增加，其中，公用电最多增加约30 万kW·h 电量，冷水机组及空调系统最多增加约56 kW·h 电量，原因为天气转暖，厂内通风空调负荷加大（厂房部分通风空调取电于公用供电系统）；其余供电负荷中，排水系统、照明用电、检修用电等耗电量趋于平稳，且为常规固定用电负荷，对电站厂用电系统月度耗电量变化无明显影响。除机组自用电电量外其他负荷电量见表6 所示。

表6 2023 年1 月至5 月除机组自用电外其他负荷用电量 单位：万kW·h

4 厂用电率控制措施

由上文分析可知，厂用电率与发电量呈现负相关性，发电量较少月份的厂用电率均较高，发电量较多月份的厂用电率均能满足要求；同时厂用电主要耗电负荷为机组自用电负荷（耗电占比超过60%），而机组自用电主要大功率负荷为机组技术供水泵及主变技术供水有载泵。另外因随天气转暖，地下厂房通风空调运行时耗电量不断增加，厂用电率升高与此关联也较密切。通过上述分析，采取下列措施可有效降低该电站厂用电率[3]。

4.1 提高机组利用效率

合理安排设备检修计划及设备消缺，确保机组电站安全经济运行， 严格执行发电计划，确保按计划完成年度发电量。

4.2 合理安排运行方式

合理安排运行方式，尽快优化机组主轴密封及主变冷却系统供水方式，确保机组备用状态下机组技术供水系统无需运行，主变压器空载运行时使用主变技术供水空载泵供水，同时因机组辅助设备均为冗余配置，合理调整辅助设备运行方式，保证机组安全运行的前提下实现运行方式优化，有效降低机组自用电量，从而降低厂用电率[4，5]。

4.3 提高电站厂用电负荷设备工艺水平

根据电站厂用电负荷实际运行情况，逐渐淘汰损耗大的用电设备，更新迭代为运行性能好、损耗小的设备，以达到节能降耗的目的。

4.4 实现电站厂用负荷动态控制

加强电站智能建设，对电站设备运行情况动态监控及自动控制，保证各类设备在保证最佳运行状态及最合理运行方式，动态控制厂房温度在合理范围以减少通风空调耗能。

5 结语

降低厂用电率是提升电力企业经济效益的一项有效措施，想从根本上降低厂用电率，就要采取各种措施减少资源浪费，不同电站应结合现场实际运行方式，强化技术管理，以科技创新为着力点，不断地挖掘潜力，谋求企业经济效益的最大化。本文分析了某水电站厂用电率的影响因素并提出控制措施，可为水电站厂用电率影响因素分析及控制厂用电率提供了一些思路及方法。