江苏大型化工企业用电经济性分析

陈红洋，沈明祥，矫建巍，王 刚，王 新

[盛虹炼化(连云港)有限公司，江苏 连云港 222000]

0 引 言

近年来，以“化工为主、炼油为辅”的大型民营化工项目发展迅猛，与传统化工项目相比，具有投资体量大、建设快、主体多的优势。目前部分地方炼化企业用电负荷已突破600 MW，电费支出在生产成本中占有相当高的比重，降低电力系统损耗、减少电费支出，已成为企业提高经济效益的重要手段之一。以下基于江苏电网现行电价政策和大型化工企业内部电网损耗情况，结合某炼化企业16 000 kt/a炼化一体化项目的电网结构、运行负荷情况，分析与探讨提升用电经济性的途径。

1 江苏电网电价政策分析

据江苏电网现行政策，化工行业用电属销售电价表中的大工业用电[1]，电价执行两部制，即电费由两部分构成--一部分为按照变压器容量或需量收的基本电费，反映电力成本中的固定费用；另一部分则为按照实际使用量收的电度电费，反映电力成本中的可变费用。2021年10月12日，国家发改委印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，推动工商业用户全部进入电力市场，并明确于当年11月15日起实施，意谓着全国各地区目录电价被取消，自此以后，电度电费由市场化购电价格决定。

江苏电网现行电价政策规定，基本电费按计费类型分为三类：① 按变压器容量计费，价格为30元/(kVA·月)，以用户变压器容量计收基本电费；② 按合同最大需量计费，价格为40元/(kW·月)，以用电人申请的最大需量(大用户在用电时，每15 min的最大负荷，电力计量装置会自动记录每次发生的平均最大负荷，下同)核定值为准，超过需量核定值105%时，超过部分的基本电费加1倍收取，最大需量核定值不低于可能同时运行的变压器最大容量的40%；③ 按实际最大需量计费，价格为40元/(kW·月)，以实际最大需量计收基本电费，对两路及以上进线用户，分别计算各路最大需量，累加计收[2-4]。

对比3种基本电费计费方式不难发现：按变压器容量计收基本电费较为单一，企业生产变动期间及停车检修时仍需支出高额的基本电费；按实际最大需量的计费方式较为符合化工行业的实际情况，满足多样化生产需求。如该炼化企业，其主变总容量为1 440 MVA、总负荷约600 MW，选择按实际最大需量计费预计比选择按变压器容量计费每年可节支约(1440×30×12-600×40×12)×1000÷10000=23 040万元。

2 大型化工企业内部电网结构简介

化工行业有着高温、高压、易燃、易爆等特点，大型化工企业用电负荷属于一级负荷，多采用双电源供电，当一路电源发生故障时，另一路电源不会受到影响，以保证正常的电力供应；电网进线采用两回甚至多回220 kV线路，其中任何一回线路均可满足全厂用电总负荷需要。企业一般设立一座或多座220 kV变电站，主接线采用双母线或双母线双分段接线方式，110 kV中心变、35 kV装置变、10 kV现场变通常采用单母线分段接线方式。

大型化工企业内部电网通常设置220 kV、110 kV 、35 kV、10 kV、380 V五个电压等级，也有部分企业会增设660 V电压等级供大功率电机使用；电力系统无功补偿通常选用在35 kV、10 kV及380 V低压侧设置电容器的方式[5-6]。该炼化企业电网架构如图1，总负荷约600 MW，电源进线采用四回220 kV，主接线方式为双母双分段，主变总容量1 440 MVA，采用110 kV、35 kV、10 kV三级配电，除110 kV系统采用双母线双分段接线方式外，35 kV、10 kV系统均采用单母线分段接线方式，35 kV、10 kV及380 V低压侧均设置无功补偿装置。

图1 某炼化企业电网架构图

3 节电措施

3.1 提高功率因数

功率因数的提高可以获得相应的电费减免，有助于企业降低用电成本。据现行功率因数调整电费标准[7]，当计量点功率因数为0.9时不减收、增收电费；功率因数每提高1%，电费总额减免0.15%，电费总额最高减免0.75%。对于该炼化企业而言，以600 MW负荷计，年运行时间330 d，电度电价0.56元/(kW·h)，基本电费按照最大需量、功率因数按照0.95进行计算，每年预计可节约电费(600×40×12+600×24×330×0.56)×0.75%×1000÷10000=2 212万元。

功率因数的提高可以增加电力系统裕度，有利于挖掘供电设备潜力，还可以减少电能传输的损耗。变压器是变电站及电网的主要耗能设备，其电能损耗在电网总损耗中占有相当大的比例。变压器损耗主要包括铁损和铜损，分别对应变压器空载损耗与负载损耗--变压器通电就会存在空载损耗，通常认为是固定损耗；变压器铜损(即负载损耗)与电阻和通过电流有关，即与变压器负荷息息相关，通常认为是可变损耗[5]。

变压器损耗理论计算参照《化工厂电力设计常用计算规定》[7]，计算公式可简化为ΔP=ΔP0+ΔPC(S/Se)2(公式Ⅰ)[式中：ΔP为变压器电能损耗(kW)；ΔP0为变压器空载损耗(kW)；ΔPC为变压器负载损耗(kW)；S为变压器运行容量(MVA)；Se为变压器额定容量(MVA)]；变压器负载的有功功率不变时，提高电网功率因数，可降低变压器视在功率，从而减少电能损耗，其计算公式可简化为ΔP′=ΔPC(S12-S22)/Se2=(ΔPCP2/Se2)·(1/cosφ12-1/cosφ22)(公式Ⅱ)[式中：ΔP′为变压器电能损耗变化值；P为变压器的有功负荷；S1为变压器负载视在功率(功率因数较低时)；S2为变压器视在功率(功率因数较高时)；cosφ1为功率因数较低值；cosφ2为功率因数较高值]。

当变压器负载的有功功率不变时，功率因数由0.90提高至0.95，依据公式Ⅱ进行计算，变压器的负载损耗将降低12.7%。以该炼化企业电力系统为例，全厂满负荷运行时总负荷约600 MW，由6台主变分摊，即单台主变负荷100 MW，主变铭牌负载损耗为661.92 kW，功率因数由0.90提高至0.95，依据公式Ⅱ可得，单台主变的ΔP′为35 kW，按年运行330 d、电价0.56元/(kW·h)计，6台主变全年预计可节约电费(35×24×330×0.56)×6÷10000=93.1万元。基于此计算，将提高功率因素推广到企业内部所有变压器及线路，所产生的经济效益对企业降低用电成本影响巨大。

3.2 加强电力调度管理手段

大型化工企业主变运行负荷通常不超过变压器额定容量的50%，主变通常采用并列运行方式，因此在选择基本电费计量方式时，通常采用按实际最大需量。若采用按合同最大需量计费方式，企业需预测需量周期内生产负荷的大小，所需数据量较大，且因生产变动存在不确定因素而易造成偏离预测值，无论申报的最大需量偏大还是偏小，均会导致企业基本电费成本增加。相较而言，按实际最大需量的计费方式较为方便，比较贴合实际，但需注意，应避免非必要的生产变动造成需量增加。

该炼化企业在电网满负荷600 MW运行时，采用标准运行方式，两电源各带50%的负荷，满足生产系统和电力系统稳定运行需求。在其中一电源双回线检修时，会造成另一电源双回线负荷增大，需量增加时，应及时向上级供电部门申请相应政策进行需量费用减免。

同时，应加强电力调度管理水平，建立电力最大需量检测管理系统，实时监测企业用电负荷情况。通过电力负荷控制管理系统建立数据库，对数据进行分析与进一步加工，在满足企业生产要求的条件下，随时获取企业用电信息，合理“削峰填谷”，提高负荷率，将用电需量控制在最小，以减少基本电费支出。

3.3 选择合适的购电模式

江苏电力交易中心是江苏省级电力交易机构，在政府部门监管下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务；电力市场化交易有利于实现电力资源更大范围的优化配置，推动国家节能减排战略落实，减少企业用电成本。江苏电力交易中心电力用户准入条件：① 10 kV及以上工商业用户要直接参与市场，鼓励存量电网企业代理购电用户进入市场，逐步缩小电网企业代理购电用户范围；② 35 kV及以上电压等级的用户有两种选择，一是选择与发电企业进行直接交易(一类用户)，二是选择由售电企业进行代理交易(二类用户)。其他用户只能由售电企业进行代理交易[8]。简单来讲，一类用户参加市场化批发交易，直接向发电企业购买电能；二类用户参与市场化零售交易，向售电企业购买电能。

售电企业拥有众多用电大户的电能需求，可以在市场化批发交易中发挥更大的议价能力，购买到低价电能，这往往是单个一类用户所不具备的，因为一类用户直面发电企业进行交易，交易选择性较广，能否购买到低价电能受企业自身用电量、电力市场交易人员专业性制约，同时要承担偏差考核和价格波动；对于选择售电企业代理交易的二类用户，一方面可避免因自身用电量较小及不掌握电力交易技巧原因而多交“学费”，另一方面可避免偏差考核和价格波动，相应风险由售电企业承担，但由于不直面发电企业进行交易，只能享受售电企业有限的优惠幅度，很难完整享受发电企业较多的价格优惠传导。

据《江苏能源监管办关于开展2023年电力市场交易工作的通知(苏发改能源发〔2022〕1350号)》[8]，一类用户年度交易电量应为其2022年用电量的75%～85%，售电企业年度交易电量应为其所有签约用户2022年用电量之和的75%～85%。因此，无论选择成为一类用户或者二类用户，均应每月做好负荷预测工作，该项工作的必要性主要体现在两个方面--一是作为月度竞价电量的依据，二是为年度电量交易或与售电企业签订协议提供数据支撑。大型化工企业应根据自身情况进行综合考虑，同时在宏观上兼顾燃煤价格与电力价格联动机制的影响，选择适合企业自身实际情况的购电模式，争取在市场化电能交易中获取更多的优惠。

4 结束语

在倡导工业绿色发展的今天，大型化工企业在优化产品结构、工艺流程的同时，亦应注意用电的经济性。大型化工企业应根据自身的生产特点，对生产负荷积极进行预测和调度，通过合适的手段促使电力系统功率因数维持在较高区间；同时，大型化工企业应响应国家政策，积极参加电力直接交易，选择符合企业自身实际的购电模式及基本电费计费方式，以利降低用电成本，提高企业的经济效益。