燃电驱压缩机混合压气站经济运行分析

燃电驱压缩机混合压气站经济运行分析

梁艳

国家管网西部管道分公司，甘肃 兰州 730030

引言

天然气长输管线每隔100至200公里设有一个由多台压缩机组构成的“压气站”。其如同“心脏”，通过不断加压，保证天然气长距离输送。由于要为天然气管道提供源源不断的输送动力，压气站也是天然气输送过程中的主要用能单元。如何有效控制和减少压气站耗气量和耗电量，是降低天然气管道管输成本的关键之一，优化压气站能耗管理，提高用能效率、降低用能总量对天然气管道提质增效、提高管输运行效益具有具有重要意义。本文选取某天然气管道燃驱压缩机及电驱压缩机混合压气站，作为典型站场开展能耗优化分析及经济运行分析。

1 用能现状

压缩机是天然气压气站的核心设备，该压气站设置3台燃驱压缩机组，单机功率为31MW，运行方式为2用1备；4台电驱压缩机组，单机功率为18MW，运行方式为3用1备。站场涉及的能耗种类为天然气和电。通过统计用能数据，该压气站压缩机组能源消耗占压气站总能耗的比例高达97%，对其用能进行优化可以有效降低能耗及成本。本文从天然气管道输量、温度、进出站压比、燃电驱压缩机组搭配启机方式等方面对能耗及能耗能本的影响展开了分析。

2 燃电驱混合压气站能耗影响因素分析

2.1燃电驱压缩机组能耗影响因素

（1）天然气输量对单耗及单耗成本的影响

图1 输量与单耗变化趋势图 图2 输量与日单耗变化趋势图

天然气输量是影响压缩机能耗的主要因素之一，输量越大，压缩机的负荷就越大，能耗越高。由图1、图2可以看出，随天然气输量增加，某压气站日单耗及单耗成本总体呈增加趋势。

图3某压气站各输量台阶下日均单耗变化趋势图

由图3可以看出，当输量在12000万方/天～13000万方/天之间时，单耗及单耗成本均最小且随输量增加基本持平，属于节能且经济的输送区间，8000万方/天～14000万方/天虽然单耗随输量增加稍有波动，但总体单耗较小，属于相对节能的区间。13000万方/天~14000万方/天之间，单耗较低且增幅较缓，因此12000万方/天～14000万方/天属于较经济的输送区间。

（2）温度对压气站能耗的影响

由图4可以看出，进站温度呈季节性变化，但该站的综合能耗与温度无明显相关性，主要原因为燃电驱压缩机混合站场的能耗除受输量影响外，不同燃电驱机组启机搭配方式对综合能耗影响较大，因此能耗呈现较大的波动性。

图4 某压气站综合能耗随温度变化趋势图

（3）不同燃电驱压缩机搭配启机方式对能耗的影响

通过对2019年-2021年某压气站不同输量台阶下的生产运行情况进行分析发现，实际运行过程中燃电驱压缩机组搭配启机方式共有11种。相同输量台阶下，不同燃电驱机组启机搭配方式对单耗及成本的影响较大。11个输量台阶下不同启机方式下平均单耗及平均单耗成本变化情况如图5所示。

图5 不同启机方式下平均单耗及平均单耗成本变化情况

从月度运行的角度出发，结合电力系统结构及电费计费政策，当输量在12000～13000万方/天之间时，若考虑成本最优，在按照2燃+0电启机方式运行的同时，应在一定的时间内按照0燃+3电方式运行，避免因电驱压缩机组全月不运行无功大而产生大额电力罚款。

（4）管存对能耗的影响

由于缺乏该压气站前后管段天然气管存数据，因此通过分析站场单耗随干线管存变化总体趋势可发现单耗随管存增大而降低，而压比也随管存增大而变小，因此后续分析将把管存影响因素纳入压比影响情况中综合考虑。

图6 单耗随管存变化趋势

（5）进出站压比对能耗的影响

图7单耗随进出站压比、输量变化趋势图 图8单耗成本随进出站压比、输量变化趋势图

由图7、图8可以看出，压比总体随输量增加而增加，随管存增加而降低，单耗及单耗成本均随压比增大而增大。

不同输量台阶下各压比区间的单耗及单耗成本如图9、图10所示。为了剔除可能由于特殊、极限工况造成的单耗及成本的最大、最小的情况，因此取各区间的中值作为最优单耗、单耗成本的推荐值。

图 9 各输量台阶下各压比区间最优单耗示意图

图 10 各输量台阶下各压比区间最优单耗成本示意图

注：受实际运行情况限制，实际运行未全部覆盖所有区间，部分压比及输量区间无最优单耗成本参考开机方案。

2.2国家相关用电政策变化对用能成本的影响

（1）电力交易模式对用电成本的影响

该压气站用电交易模式为市场化交易，市场化交易包括中长期交易和现货交易，中长期交易以年月等为周期，现货交易通过技术支持系统在日前或更短的时间内集中开展。中长期交易一般在4季度报下一年的用电计划，并将全年用电计划分摊至每个月，要求不高于上一年的全年用电量。中长期交易的用电计划量越准、成交量越大、成交价格越低，越有利于控制用电成本。但因用电计划提前一年上报，次年的天然气输送计划、运行方式等都尚未明确，因此年度及月度用电计划的准确性难以保证，如实际用电量与计划电量之间偏差电较大，会产生电费成本升高的风险。现货交易日用电计划受输量、启机临时调整等影响，也易产生偏差电量。

（2）电费构成对用电成本的影响

参与市场化交易的电费构成如表2所示。

表2电费构成情况分析表

电能电费、允许偏差外收益回收等除了受用电量、电力交易价格影响外，还受计划与实际用电量之间的偏差影响；输配电费、基金及附加单价不变，只受用电量大小的影响；基本电费单价不变，主要受相同时间间隔内平均最大用电功率影响；力调电费主要受用电负荷大小影响，该压气站的功率因数常年在0.96以上，力调电费优化空间很小。

（3）分时代理购电价格对用电成本的影响

甘肃省分时代理购电时段如表3所示。2022年峰谷电价差值最大值为0.3818元/千瓦时。若避峰用电，可大幅节约用电成本。但目前该压气站基本处于常年连续运行状态，峰谷平用电量基本平衡。其余能灵活安排时间的作业可以调整至低谷时段开展，节约电费。

表3 甘肃省峰谷平时段

图11 甘肃省2022年峰谷平代理购电价格情况

2.3放空对能耗成本的影响

放空不属于能源消耗，但放空量作为输送损耗，也属于管输成本的一部分。通过对该站2019年-2021年放空量进行逐项梳理分类发现，除天然气管道干线动火作业天然气放空量大以外，站场压缩机停机放空、设备维检修机组放空占放空总量的比例较大，放空次数较多，具有一定的优化空间。

2.4 员工节能意识及能力素质对用能的影响

（1）站场员工节能意识不强，对节能工作的关注度不高，不利于及时发现能源波动情况及原因。

（2）站场能源管理人员均为兼职，对能源管理工作投入的精力有限，各专业未发挥合力，导致能源管理不够深入系统，不能提出有效的运行优化建议。

4.结论

4.1 在目前的天然气价、电价条件下，启燃驱压缩机相对经济，启电驱压缩机相对节能，节能和节约能耗成本之间存在一定的矛盾。企业对能耗的考核指标为管输单耗，又同时要求降低能耗成本，因此在选择运行方案的时候，单耗和成本要同时兼顾，选择一个相对折中的方案。

4.2 用电方面，应尽可能准确测算月度耗电增量，减少中长期交易偏差电量，根据生产运行情况、调整计划、维检修作业计划等提高日耗电测算准确性，减少现货交易偏差电量，降低电能电费及现货交易相关费用；合理制定维检修工作计划，避免因维检修作业影响计划电量的执行。结合甘肃省低谷时段为9:00-17:00的有利条件，避开峰电价时段，尽可能将暖机、盘车、启机测试等时间相对灵活的作业调整至低谷时段开展，节约电度电费；合理安排切机及暖机、每条线路所带负载等措施减少最大需量，降低基本电费；根据电价波动情况适当调整燃电驱机组搭配启机方式，降低用能成本。

4.3通过优化整合维检修作业计划，减少站场计划性天然气放空，优化压缩机启停次数，减少暖机次数，降低天然气放空量，节约放空成本。

4.4投用压缩机负荷分配系统，根据天然气管道输量、进出站压比、管存等自动合理分配各台压缩机组负荷，使所有运行的压缩机组都能达到最佳经济运行状态。

4.5按期开展压缩机能效监测，及时掌握压缩机能效波动情况并开展原因分析，制定优化措施，提高设备用能效率。

4.6积极开展节能宣传教育，营造节能降碳浓厚氛围，引导员工提高节能意识。加强企业节能技措奖励方案宣贯，实现节能技措奖励到个人，鼓励更多员工参与到节能降本工作中来，提高员工参与节能工作的积极性、主动性。

作者简介：梁艳，女，1986.12-，汉族，陕西兴平人，大学本科，工程师，能源计量（测控技术与仪器专业）