梁艷

（國家管網(wǎng)西部管道甘肅輸油氣分公司，甘肅 蘭州 730070）

引言

壓氣站作為天然氣長輸管道中的能量供給站，為天然氣輸送提供源源不斷的動力。優(yōu)化壓氣站用能，是降低天然氣管道管輸成本的關(guān)鍵之一[1]。本文選取甘肅省某天然氣管道燃驅(qū)壓縮機(jī)及電驅(qū)壓縮機(jī)混合壓氣站（簡稱“某壓氣站”）作為典型，開展能耗優(yōu)化分析及經(jīng)濟(jì)運行分析。

1 用能現(xiàn)狀

壓縮機(jī)是壓氣站的核心設(shè)備，某壓氣站有3 臺燃驅(qū)壓縮機(jī)組，單機(jī)功率31MW；4 臺電驅(qū)壓縮機(jī)組，單機(jī)功率18MW，能耗種類為天然氣和電。通過統(tǒng)計可知，某壓氣站壓縮機(jī)組能耗占站場總能耗的97%，因而對其用能進(jìn)行優(yōu)化可有效降低能耗及成本。本文從天然氣管道輸量、溫度、進(jìn)出站壓比、燃電驅(qū)壓縮機(jī)組搭配啟機(jī)方式、國家政策等方面對壓氣站能耗及成本的影響展開了分析。

2 能耗及成本影響因素分析

2.1 燃電驅(qū)壓縮機(jī)組能耗影響因素

2.1.1 天然氣輸量對單耗及成本的影響

天然氣輸量是影響壓縮機(jī)能耗的主要因素之一，輸量越大，壓縮機(jī)負(fù)荷越大，能耗也就越高[2]。隨輸量增加，某壓氣站日單耗及成本總體呈增加趨勢。當(dāng)輸量在1.2 億～1.3 億m3/d時，單耗及成本均最小，隨輸量的增加基本持平，屬于節(jié)能且經(jīng)濟(jì)的輸送區(qū)間；在0.8 億～1.4 億m3/d 時，單耗隨輸量的增加雖然稍有波動，但總體較小，屬于相對節(jié)能的區(qū)間；在1.3億～1.4 億m3/d 時，單耗較低且增幅較緩。因此，當(dāng)天然氣輸量在1.2 億～1.4 億m3/d 時屬于較為經(jīng)濟(jì)的輸送區(qū)間。

2.1.2 溫度對能耗的影響

進(jìn)站溫度呈季節(jié)性變化，但某壓氣站綜合能耗與溫度無明顯相關(guān)性。某壓氣站能耗呈現(xiàn)較大波動性的主要原因有燃電驅(qū)壓縮機(jī)混合站場能耗除受輸量影響外，還有不同燃電驅(qū)機(jī)組啟機(jī)搭配方式對綜合能耗產(chǎn)生的較大影響。

2.1.3 不同燃電驅(qū)壓縮機(jī)搭配啟機(jī)方式對能耗的影響

通過分析某壓氣站2019～2022 年運行情況發(fā)現(xiàn)，其實際運行過程中采用過11 種燃電驅(qū)壓縮機(jī)組搭配啟機(jī)方式，且相同輸量臺階下，不同燃電驅(qū)機(jī)組啟機(jī)搭配方式對單耗及成本影響都波動較大。當(dāng)0.8 億m3/d ＜輸量＜1.3 億m3/d 時，“0 燃+3 電”啟機(jī)方式最節(jié)能，“1燃+1 電”或“2 燃+0 電”啟機(jī)方式最經(jīng)濟(jì)；當(dāng)1.3億m3/d ＜輸量＜1.8 億m3/d，“1 燃+1/2/3 電”啟機(jī)方式最節(jié)能，“2 燃+0/1/2 電”啟機(jī)方式最經(jīng)濟(jì)。

2.1.4 管存對能耗的影響

某壓氣站站前后管段天然氣管存數(shù)據(jù)缺乏，通過分析站場單耗隨干線管存變化總體趨勢發(fā)現(xiàn)，單耗隨管存增大而降低，壓比也隨管存增大而變小，因而后續(xù)分析要把管存影響因素納入壓比影響情況中綜合考慮。

2.1.5 進(jìn)出站壓比對能耗的影響

如圖1、圖2 所示，壓比總體隨輸量增加而增加，隨管存增加而降低；單耗及成本均隨壓比增大而增大。

圖1 單耗隨進(jìn)出站壓比、輸量變化趨勢圖

圖2 單耗成本隨進(jìn)出站壓比、輸量變化趨勢圖

2.2 國家相關(guān)用電政策變化對用能成本的影響

2.2.1 電力交易模式對用電成本的影響

某壓氣站用電為市場化交易，包括中長期及現(xiàn)貨交易，中長期交易以月、年等為周期，現(xiàn)貨交易通過技術(shù)支持系統(tǒng)在日前或更短的時間內(nèi)集中開展。中長期交易在每年第4 季度報下一年用電計劃，并將全年用電計劃分?jǐn)傊撩吭?，要求不高于上一年全年用電量，用電計劃越?zhǔn)確、成交量越大、成交價格越低，就越有利于控制用電成本。但如果上報下一年用電計劃時，次年天然氣輸送計劃、機(jī)組運行方式等都還未明確，那么用電計劃的準(zhǔn)確性就難以保證，若偏差較大，則會產(chǎn)生電費成本升高的風(fēng)險。此外，現(xiàn)貨交易日用電計劃受輸量、啟機(jī)臨時調(diào)整等影響，也容易產(chǎn)生偏差。

2.2.2 電費構(gòu)成對用電成本的影響

電費由電能電費、輸配電費、基本電費、力調(diào)電費、基金及附加、允許偏差外收益回收、不平衡資金分?jǐn)?、補償費用等構(gòu)成。其中，電能電費、允許偏差外收益回收會受用電量、電力交易價格和用電偏差3 種因素影響；輸配電費、基金及附加的單價不變，只受用電量影響；基本電費的單價不變，主要受最大用電功率影響；力調(diào)電費受用電負(fù)荷大小影響。某壓氣站功率因數(shù)常年在0.96 以上，優(yōu)化空間很小。

2.2.3 分時代理購電價格對用電成本的影響

甘肅省分時代理購電分為峰、谷、平3 個時段。研究期內(nèi)，2022 年甘肅省的峰、谷電價差值最大為0.3818 元/kWh，若避峰用電，可大幅節(jié)約成本。某壓氣站常年處于連續(xù)運行狀態(tài)，峰、谷、平3 個時段的用電基本平衡，若能將靈活安排時間的作業(yè)調(diào)整至低谷時段開展，則可節(jié)約一定用電成本。

2.3 冷卻水塔盤管結(jié)垢對能耗及成本的影響

受水質(zhì)影響，某壓氣站電驅(qū)壓縮機(jī)對應(yīng)的4 套冷卻水塔換熱盤管，在使用過程中都易積壓形成難溶于水的硫酸鹽、硅酸鹽及鹵化物垢層，不僅嚴(yán)重影響盤管和冷卻水之間的熱交換效率，還會增加冷卻水塔風(fēng)機(jī)、噴淋泵的電耗，因而需及時清洗。

2.4 放空對能耗成本的影響

放空不屬于能源消耗，但其作為輸送損耗，也屬于天然氣管道管輸成本的一部分。通過對某壓氣站3 年放空量進(jìn)行梳理分析，發(fā)現(xiàn)天然氣管道干線動火作業(yè)放空量大，站場壓縮機(jī)停機(jī)放空、設(shè)備維檢修機(jī)組放空最多達(dá)88 次/a，具有一定的優(yōu)化空間。

3 優(yōu)化措施

3.1 不同輸量臺階下采用最優(yōu)單耗及成本開機(jī)方案

選取1095d 的運行情況作為參照，分析確定不同輸量臺階下能耗最優(yōu)、能耗成本最優(yōu)燃電驅(qū)機(jī)組搭配方式，詳見表1。

表1 不同輸量臺階下最優(yōu)單耗及成本開機(jī)方案

結(jié)合電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及電費計費政策，輸量在1.2 億～1.3 億m3/d 時，若考慮成本最優(yōu)，可選用“2 燃+ 0 電”啟機(jī)方式，并在一定的時間內(nèi)按照“0 燃+ 3 電”的方式運行，避免因電驅(qū)壓縮機(jī)組全月不運行導(dǎo)致的無功高而產(chǎn)生大額電力罰款。

3.2 不同輸量臺階下各壓比臺階采用最優(yōu)單耗及成本開機(jī)方案

為剔除可能由于特殊、極限工況造成的單耗及成本最大、最小情況，遂采用眾數(shù)法并取各區(qū)間的中值作為最優(yōu)單耗、成本的推薦值，分析不同輸量臺階下各壓比臺階最優(yōu)單耗及成本開機(jī)方案，詳見表2。

表2 不同輸量臺階下各壓比臺階最優(yōu)單耗及成本開機(jī)方案

3.3 提升壓縮機(jī)用能效率

定期開展能效監(jiān)測，投用壓縮機(jī)負(fù)荷分配系統(tǒng)，根據(jù)天然氣管道輸量、進(jìn)出站壓比、管存等自動合理分配各臺壓縮機(jī)組負(fù)荷，使所有機(jī)組達(dá)到最佳經(jīng)濟(jì)運行狀態(tài)。

3.4 優(yōu)化用電及成本

提高新能源電力交易比重，盡可能準(zhǔn)確測算月度電耗增量，減少中長期交易偏差量，并根據(jù)運行實際，提高日耗電測算準(zhǔn)確性，減少現(xiàn)貨交易偏差。同時，結(jié)合甘肅省低谷時段（9:00～17:00）的有利條件，將暖機(jī)、盤車、啟機(jī)測試等相對靈活的作業(yè)調(diào)整至低谷時段開展，節(jié)約電量及電費。此外，還可優(yōu)化啟停機(jī)方式及盤車、暖機(jī)頻次，減少每條線路所帶負(fù)載，降低最大需量及基本電費，并根據(jù)電價波動適當(dāng)調(diào)整燃電驅(qū)機(jī)組搭配啟機(jī)方式，降低用能成本。

3.5 定期開展冷卻水塔清洗

加裝凈化水裝置，至少每2 年對電驅(qū)壓縮機(jī)組配套冷卻水塔開展1 次清洗，延長設(shè)備使用壽命，提高換熱效率，節(jié)約電耗。

3.6 減少計劃性放空

整合維檢修作業(yè)，減少站場計劃性天然氣放空，優(yōu)化壓縮機(jī)啟停及暖機(jī)頻次，降低天然氣放空量，節(jié)約放空成本。

4 實施效果

通過實施壓縮機(jī)優(yōu)化運行、根據(jù)電價政策及時調(diào)整優(yōu)化用電策略、開展冷卻水塔清洗、優(yōu)化站場天然氣放空等多項措施，某壓氣站在降低單耗成本、用能成本方面取得了較好的效果。如，在天然氣輸量增加了2.81%的情況下，單耗雖上漲2.67%，但單耗成本卻能下降3.21%，1 年內(nèi)可節(jié)約基本電費125 萬元，減少天然氣放空26 萬m3。

結(jié)論

在目前的天然氣價、電價條件下，要同時實現(xiàn)啟燃驅(qū)壓縮機(jī)相對經(jīng)濟(jì)、啟電驅(qū)壓縮機(jī)相對節(jié)能，節(jié)能和節(jié)約成本之間還存在一定的矛盾。因此，在實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的背景下，為確保管輸單耗及成本雙控，燃電驅(qū)壓縮機(jī)混合壓氣站在選擇運行方案時，要兼顧單耗和成本，選擇一個相對折中的方案。

為了長期科學(xué)地開展用能優(yōu)化，可通過信息化、數(shù)字化手段，開發(fā)能源管控系統(tǒng)，實時采集生產(chǎn)運行及能耗數(shù)據(jù)形成數(shù)據(jù)庫，完善用能分析體系，建立能耗使用、預(yù)測模型，形成可量化的優(yōu)化運行建議及方案，為壓氣站節(jié)能降耗提供實時“導(dǎo)航”。

隨著國家對氣候變化問題的高度重視和生態(tài)文明建設(shè)的不斷推進(jìn)，以及國內(nèi)能源供需形勢及價格政策的持續(xù)變化，還應(yīng)對壓氣站的用能結(jié)構(gòu)不斷調(diào)整，提高能源利用效率，才能實現(xiàn)節(jié)能效益的最大化和節(jié)能成本的最優(yōu)化。