发电厂厂用电率

CSPPLAZA光热发电网报道：发电厂中为保证电厂正常运作所消耗的电力称为厂用电，厂用电率是电厂重要指标之一。发电厂的厂用电率（综合厂用电率）是指单位时间内厂用变耗电量与发电量的百分比，计算方式为（发电机有功电量—上网电量）/发电机有功电量。在传统电力行业中，生产型发电企业已把降低厂用电率作为企业向经营型转变的长期目标。

国内首批光热发电示范项目申报时，厂用电率均控制在10%左右。在近期国内外光热发电项目的招标阶段，大部分项目未对厂用电率指标提出考核要求，业主方面更多地关注项目年供电量，例如南非Redstone光热发电项目以及迪拜水电局开发的多个光热发电项目和近期招标的鲁能海西州50MW塔式光热发电项目便未做硬性要求。但也有个别项目在对供电量提出要求的同时规定了厂用电率指标也作为考核指标，如国华玉门100MW塔式太阳能热发电示范项目。

厂用电是保证电站部分设备正常运转必不可少的动力来源，那么如何在保证电站正常安全运营的前提下尽可能降低厂用电率，未来也应该是光热电站设计方和业主方重点关注的问题。

在线厂用电率与离线厂用电量

要想降低厂用电率，首先要明白它的概念以及哪些耗电属于其范畴。

以传统火电厂为例，发电厂的厂用电一般分为生产用电和非生产用电，其中生产用电主要包括各类生产机械（三大风机，磨煤机，给煤机，给水泵，循环水泵，凝结水泵，燃油系统泵类，空冷系统风机，输煤系统，脱硫系统、工业水泵，化学制水设备，除灰设备，电除尘，生产现场的照明用电，设备检修用电，变压器冷却通风等）；非生产用电则包括办公用电，食堂浴室宿舍用电，厂区照明等。

具体到光热电站，其后端常规岛的很多用电设备是与传统火电站类似，如给水泵、循环水泵和空冷风机等。不同的是，光热发电系统新增了一些太阳岛和储热岛的用电设备，比如导热油泵、熔盐泵和其他相关辅助设备等，其中需配置大功率电机的熔盐泵和导热油泵用电量相当高。在光热发电工程中有两个常用说法，即在线厂用电率和离线厂用电量，在线厂用电是指机组正常运行所消耗电能，离线厂用电量是指机组停运所消耗电能和机组启停的预热，比如塔式的吸热器预热。

此外，据CSPPLAZA记者了解，关于光热电站的厂用电来源相关行业管理机构规定也有不同。有机构规定，光热电站正常运转所需电力必须由电站自身发电，不允许从已有电网取电。而也有机构则允许电站从已有电网取电以保证电站正常运转。对此，有观点认为，“对比1.15元/kWh的光热标杆上网电价，以较为优惠的价格（如0.4元/kWh）从电网取电供电站使用自然经济效益更佳。但与此同时也需要有明确的计量标准，保证电网取电用于电厂消耗。”

光热电站哪些设备最耗电？

与光伏发电相比，光热电站10%左右的厂用电率有些偏高。据了解，光伏项目的厂用电率约为4%，主要由箱变、主变和集电线路的损耗和站用电组成，而光热项目厂用电率之所以如此之高主要是由于电站中的大型辅机（转动设备）用电造成。

针对光热电站厂用电率，曾有业内人士表示，转动机械厂用电率占比约（8～10）%，电伴热的用电率占比约1.5%左右，全厂用电率实际上可能会超过10%。因为采用电网取电或者其他方式，所以厂用电率的计算中并不包含机组停运保护厂用电量。外购电量折算到全年发电量比值则约为1~1.5%。

据内蒙古电力勘测设计院有限责任公司设计总工程师王小春介绍，光热电站厂用电主要包括以下几类设备的电力消耗：转动机械、伴热系统和跟踪系统。其中，泵类主要包括导热油泵、熔盐泵、给水泵、凝结水泵、空冷岛、辅机循环水泵等；伴热系统一般占厂用电总耗电量的1%~1.5%左右，主要是在机组停运伴热消耗功率较大；跟踪系统耗电量较小。

多途径降低光热电站厂用电

光热发电成本需要更加优化早已是老生常谈的话题，目前，光热电站成本下降突破口主要聚焦于原材料、关键设备、储热系统等方面。事实上，若能在厂用电率的下降上实现突破，这将对光热发电成本的降低和经济效益的提高具有重要意义。

浙江中控太阳能技术有限公司（简称中控）董事长金建祥就曾在CSPPLAZA举办的CPC2017以及会员单位巡回调研等活动中多次提及厂用电的优化。金建祥表示，降低厂用电是提升效益的有效手段。中控德令哈10MW熔盐塔式光热发电项目在运行初期厂用电偏高，对系统经济性提出了很大的挑战。经过一段时间的总结与摸索之后，中控对此采取了一系列解决措施：优化电伴热控制温度及运行方式；优化熔盐泵、给水泵等主要耗电设备运行方式；选择在系统高参数效率点运行等。实践表明，在进行一系列优化后，电站日厂用电率下降幅度可观，降幅达到35%。

图：中控德令哈10MW电站相关用电优化措施

归纳来看，针对光热电站降低厂用电的措施可从两方面入手：减少设备和管道的热损耗和降低设备自耗电。

降低热损耗一般可以通过提高热力系统保温效果，减少散热损失，优化电伴热的温度临界点，既能保证介质防凝，同时降低伴热电耗。

王小春针对伴热也给出了同样的建议，他表示项目的传热和储热介质不同，伴热启动的临界温度也是不同的，采用优质的保温材料和合理的经济保温厚度最大降低散热损失；针对不同传热和储热介质，合理的设计伴热带数量和伴热启动温度，可以有效的降低伴热厂用电量，具体工程需要详细计算后优化，并有针对性出具伴热技术经济比选专题，保证项目方案的合理性。

而在降低设备耗电方面传统火电厂已经有了非常丰富的经验，主要集中在对一些大功率设备和人员的管理优化方面，CSPPLAZA对光热发电系统或可借鉴的一些措施进行了简单整理，具体措施如下：

一、在设计和设备选型上，特别是一些大功率电机一定要考虑采用变频调速装置，以达到机组在低负荷区间节约用电消耗的目的，还能延长电机的使用寿命。太阳能热发电工程面临着机组频繁启动，如果采用工频电机，启动电流会比额定高5~6倍，导致厂用变压器容量加大，同时影响电机的使用寿命而且消耗较多的电量，因此加装变频装置是非常有必要的，也能达到降低厂用电的目的。

二、在机组运行方式上，尽量保证机组所有设备都在高效区运行，这样可以提高机组的效率，所有转动机械的效率也达到了峰值，达到了降低厂用电率的目的；这就对运行模式提出了一个更高的要求，通过储能系统的调整，保证机组全天候在高负荷区间运行是十分必要。

三、加强员工培训工作，提高运行人员的素质。发电企业可以制定不同负荷条件下的厂用电指标，采取相应的奖惩措施，使厂用电率和工资奖金挂钩，使运行人员能在不同的工作情况下采取不同的方式，优化机组的运行管理，努力提高机组负荷率。

针对以上措施，王小春也给予了肯定，他建议应在设计过程中尽量优化设备选型，特别是大型泵类设备设计余量的选取、管道系统流速控制、保温结构的设计和材料的选择、伴热带的安装要求等，这些细节工作需要在初步设计或者基础设计阶段给出详细的方案。内蒙院在光热项目上做了很多大胆的方案尝试，比如导热油主泵是否可考虑采用主机乏汽小汽轮机进行拖动，以达到降低厂用电的可行性专题比选。

此外，王小春建议光热电站可以考虑配套建设光伏电站+蓄电池储能作为厂用电的自备电源，所发电能全部用于光热电站自用，目前国内有一些项目采用这个模式进行了前期可研工作，是否能获得相关配套政策的支持和允许，尚不明确。若采用这种方案，光热电站的运营期的全部厂用电成本就是光伏电站的投资成本，随着光伏电站投资成本的迅速下降，这种方案的实施将给光热项目带来巨大的经济效益空间。

记者：CSPPLAZA 阮雪莹

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