如何有效降低自备电厂外购电成本

如何有效降低自备电厂外购电成本

李源 鲜红

新疆乌鲁木齐石化公司热电生产部 新疆乌鲁木齐 830019

摘要:乌石化电厂作为自备电厂，其主要负责炼化厂的水、电、汽供给任务，电厂主要围绕“以汽定电”的运行方式调整机组发电，根据计算，目前全公司每小时用电负荷总量在170MW左右，日常发电每小时在60MW左右，缺额部分主要通过电网购电进行，因此如何降低购电成本成为了乌石化电厂降本增效的重要环节。

正文

热电厂作为乌石化电力供应的枢纽，每年向全公司转供电13亿KW.h。随着环保减排及公司新装置的投运，公司购电量持续增大，电费的支出从1.6亿元增加到2.9亿元；为最大限度降低购电成本，在研究政策、改造电网设施、优化模式，落实直购电交易的基础上，积极拓展与发电企业双边谈判的业务，争取更多的新能源替代电量，多模式、多渠道减少购电支出，达到降本增效目的刻不容缓。2016年开始受政策影响电厂生产模式改为供汽为主，发电为辅，购电量逐年增大。购电成本也逐年增加。

我们对购电成本进行分析，目前热电厂每月的购电费用主要包括以下五部分：（1）大工业及商业、居民用电；（2）备容费；（3）基本电费；（4）直购电；（5）大工业及商业用电力调，其中（1）和（4）按每月实际结算电量进行费用结算，（2）是根据关口变压器实际容量*单价进行计算，（5）是每月电力局根据我厂购电的功率因数情况（超过0.90进行分阶梯进行奖励，低于0.90进行处罚）进行的奖励和处罚。

2017年底乌石化电网220、35kV电源系统隐患治理工程实施完毕， 220kV系统新增加两台63000kVA变压器，备容费将是原先两倍缴纳，因此我们对相关电费缴纳政策进行充分解读，与国网公司就备容费的缴纳方式进行协商，原有备容费按照变压器容量进行缴纳，每kVA单价26元，我厂现4台联络变并网运行，每台联络变容量63000kVA，合计容量252000kVA，按现缴纳方式，1台联络变缴纳备容费，每月缴纳备容费163.8万元，另外3台联络变缴纳基本电费，每月缴纳基本电费491.4万元，合计655.2万元。，《关于保持自治区低电价优势试行的实施意见(新政发[ 2013]5 1号)》及《自治区发展改革委关于保持自治区低电价优势有关事宜的通知（新发改能价〔2013〕3401号）》中的条款：二、进一步优惠企业自备电厂的基本电费，按照（企业并网变压器装机容量—自备机组容量×80%—双方商定下网电量折算基本容量）×40%的标准执行（当公式计算的基本容量小于双方商定下网电量折算的基本容量时，按照双方商定的下网电量折算基本容量执行，即双方商定年下网电量/8000小时。基本电费执行最大需量电价）。根据公司整体的汽电负荷平衡情况，排产2018年下网电量8.6亿千瓦时，折算基本容量10.75万千瓦，按上述公式计算的基本容量0.45万千瓦，小于双方商定下网电量折算的基本容量（10.75万千瓦），每月缴纳基本电费执行最大需量电价：每月最大需量*33元进行缴纳基本电费，2018年5月我公司系统备容费由按变压器容量缴纳改为按自发自用电量缴纳，系统备容费由之前每月缴纳163.8万元降低至80万元左右，执行新的购电缴费模式后每月缴纳基本电费及系统备容电费金额450万元左右。全年将降低2000余万元。但若执行新的缴纳方式，电厂的发电机出口及厂用电的测量CT精度必须达到0.2S，而电厂部分发电机及厂用电测量CT未满足此要求，因此通过机组停运期间，对相关测量回路进行改造，改造后，端口计量精度均达到0.2s级，符合DLT448-2016《电能计量装置技术管理规程》5.3准确度等级要求。

2018年年初，通过解读政策文件，与国网新疆电力公司商谈，争取到了将220KV关口功率因数奖惩考核制度纳入乌石化公司电网范围。根据国网新疆电力公司要求，用户侧工业用电功率因数在0.9（商业用电功率因数在0.85）时考核系数为0，也就是不奖不罚。当功率因数为0.89时考核系数为0.5%，以此类推。根据计算，乌石化变及内部电网无功缺额约为51.68MVar，平均每台联络变需补偿约13MVar。从无功平衡的角度出发，建议本工程乌石化变本期在新增的 35kV 3#站母线装设4组电容器，容量分别为2组6 Mvar和2组8Mvar，共28Mvar。该电容器采用串联电抗器加并联电容器组合形式，在保证系统电压，进行无功补偿的同时还可以限制系统电流冲击和抗谐波的作用。为有效调整下网功率因数，电厂新增设35kV系统无功补偿装置。加强车间管理，班组每日测算实时功率因数并及时调整厂内运行发电机无功负荷，通过一年的投运经济效益核算，全年可以获得奖励200万元左右，相当于进一步降低了购电成本。

购电成本主要受购电量及购电单价影响，大工业购电与直购电相比价格高昂。所以提高直购电量占总购电量占比，可有效降低直购电平均单价。而2018年直购电比例只有68%，比例较低的原因主要有四点：一是 汽、电负荷排查不准确，计划准确性不足，导致每月上报的需量值与实际最大需量值偏差较大。二是热电厂运行锅炉、汽轮发电机故障影响炉组、机组带负荷能力及炉组、机组非计划停运，导致实际最大需量超过每月上报的需量值。三是公司其他二级厂装置非计划停工，总体耗用的汽、电负荷减少，导致每月上报的需量值与实际最大需量值偏差较大。四是未严格执行月生产计划安排，造成每月上报的需量值与实际最大需量值偏差较大。根据已上几点原因我们也通过一系列措施，一是公司各二级厂每月的汽、电负荷需求要准确，并在规定时限内前提供给热电厂，热电厂根据各厂提供的负荷情况，整体进行公司汽、电负荷平衡，制定月计划，以确保计划的准确性。二是热电厂加强炉组、机组的重要设备的日常维护，对影响炉组、机组带负荷能力的异常和缺陷及时进行原因分析和处理，确保炉组、机组的长周期平稳运行。三是严肃计划的审批程序，热电厂每月上报给电气管理中心的最大需量计划，必须经过厂内组织评审，评审通过后再进行上报。四是月计划下达后，各车间严格按照月计划执行，对计划的执行情况进行周跟踪，对计划执行出现的偏差进行分析，及时进行偏差的校正，确保计划执行的严肃性和准确性。提高计划准确性，最终自2019年起，直购电比例提升至95%已上，每年节约购电成本1000万已上。

通过已上三种措施，2018年5月我公司系统备容费由按变压器容量缴纳改为按自发自用电量缴纳，系统备容费由之前每月缴纳163.8万元降低至80万元左右，执行新的购电缴费模式后每月缴纳基本电费及系统备容电费金额450万元左右，全年将节约购电费：（655.2-450）x 12=2462（万元）。4-12月备容费改为最大需量收取方式，2018实际全年缴费6143.9万元。2018年1月15日起热电厂根据工艺设备启停及时调整无功补偿装置、及时调整主系统运行方式，均满足功率因数高于0.9，减少了电损，保证了系统安全的同时，为减少购电支出降本增效也做出了应有的贡献。2018年累计获得力调奖励186万元、2019年累计获得力调奖励200.47万元、2020年至今获得力调奖励172.72万元，全年累计实现节约备容费和基本电费1696.7万元。依据历年公司各单位装置开工情况及用电情况，用汽情况，合理估算全公司购电份额，准确申报年度直购电量。每周测算月度购电完成情况，及时调整炉机负荷增减发电量，如超出调整能力，通过电管中心积极与其他用电企业协商，及时转入缺口电量或转出富裕电量。确保2019年直购电比例达到96%，效果显著。

参考文献：

[1]《浅谈合理利用电价政策有效降低企业电费成本的措施》 中国科技博览 侯小兵

[2]《我国电力节能减排面临的问题与对策》 节能与环保 顾小红