電驅壓氣站的力調電費平衡分析與探討

楊 焜 劉卉圻 呂 玲 楊濘檜

1. 中國石油工程建設有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;2. 中國石油西南管道公司, 四川 成都 610041

0 前言

隨著我國電網架構及供電能力的不斷完善提高,采用大型電動機驅動壓縮機已逐漸替代傳統燃氣輪機驅動方式,在天然氣長輸管道壓氣站中得到廣泛的應用。

電驅壓氣站均為大工業用電[1],總電費由電度電費、基本電費和力調電費三部分組成。其中力調電費執行原水利電力部、國家物價局《關于頒發<功率因數調整電費辦法>的通知》(水電財字[1983]215號)[2],按用戶每月實用有功電量和無功電量,計算月平均功率因數,以0.90為標準值,高于或低于規定標準時,在按照規定的電價計算出其當月電費后,再按照“功率因數調整電費表”所規定的百分數增減電費[3]。

PFR=(P+C)×(±K)

(1)

式中:PFR為力調電費,元;P為電度電費,元;C為基本電費,元;K為力調系數(功率因數調整率),按照月平均功率因數對應增減電費百分數。

受上游來氣與下游需求影響,同時由于部分長輸管道定位為聯絡與調峰功能,在管道運行輸量未達到設計值的情況下,電驅壓氣站可能出現機組全停的工況,僅承擔過濾、分離、計量與分輸等功能,變電站長期處于低負荷運行狀況。

電驅壓氣站雙回110 kV電源供電線路較長,線路的對地電容電流會產生大量容性無功功率,也稱為充電功率。壓氣站機組停運時,受線路對地電容電流影響,上級電源關口計量點的無功功率大于有功負載,用戶與供電部門的計量交接點——關口點功率因數基本遠小于0.90,進而產生力調電費(功率因數調整電費),導致單位輸量的運行費用陡增。油氣管道企業用電成本約占日常運行成本的50%以上,是最主要的成本構成因素[4],開展力調電費平衡專項研究對于油氣管道企業降本增效具有重要的現實意義。

本文以某長輸管道三座電驅壓氣站為例,簡要分析各站力調電費繳納情況,通過關口計量點抄表數據分析各站在不同負載情況下的功率因數;借鑒西南成品油管道開泵優化方案[5]與長呼原油管道節能優化方案[6]的經驗,分析壓縮機組啟用方案,估算避免力調電費的平衡點,并提出應對措施,為管道工程電驅壓氣站無功平衡提供解決方案。

1 電費分析

三座電驅壓氣站2016年10月～2017年2月力調電費繳納情況見表1。

由表1可見,力調電費占總電費的比例最高達59%。在壓氣站機組全停情況下,雖然站內采取無功補償保證10 kV進線處功率因數在0.95以上[7],但供電線路上的容性無功功率占有較大比例,使得計量關口處的功率因數仍低于0.90。

表1 力調電費繳納情況表

站場時間功率因數力調電費/萬元總電費/萬元占比/(%)甲2016-100.661.201 915.007 282016-110.778.661 5146.029 262016-120.99-1.890 3274.781 9—2017-010.96-1.017 7141.825 3—2017-020.4060.935 1155.546 439乙2016-100.15148.052 4277.608 4532016-110.2767.632 4142.867472016-120.4373.263 7199.628372017-010.16126.095 5232.243 4542017-020.1282.883 6141.38959丙2016-100.95-1.830 5263.849 1—2016-120.6421.813 1155.755 4142016-120.1779.646 6153.501 7522017-010.2076.005 5150.535 9502017-020.2761.921129.96648 注:甲站2016年10月按一般工商業用電收費。

按照功率因數調整電費表,當月平均功率因數達到0.90就能避免力調電費,超過0.90就能根據比例減收部分電費,功率因數超過0.95以上就能享受最大比例的力調電費優惠[8]。功率因數每降低0.01,月電費增加0.5%,如果功率因數低于0.64,則每降低0.01,月電費增加2%[9]。當功率因數低于0.23時,力調系數將大于1,造成總電費成倍增加。

2 功率分析

線路的充電功率與線路的線間電容、運行電壓的平方成正比,且由于電纜線路和架空線路在材料、物理結構以及敷設方式等方面存在很大差異,電纜具有較大的線間電容,遠大于架空線路所產生的充電無功功率[10-11]。根據運行經驗數據,110 kV架空線路的充電功率為0.034 Mvar/km,110 kV電纜線路的充電功率為架空線路的31.5倍[12]。

根據各站投產運行以來實際的耗電量,預測各站不同負載情況下的功率因數。電力線路充電無功功率隨著負載有功功率動態變化,當負載電流增加時,線路之間的互感相應增強,負載的感性無功抵消了一部分的線路容性無功,計量點無功功率相應下降[13]。

甲站根據2016年10月11日至2017年2月19日關口計量點每24 h電度抄表數據,分析日平均有功功率與功率因數相對關系,見圖1。可以預測甲站在關口點滿足日平均負載1 000 kW以上即可確保月平均功率因數0.90。

圖1 甲站有功功率-功率因數圖

乙站根據2016年11月4日至2017年1月12日關口計量點每15 min有功功率與功率因數抄表數據,分析其相對關系,見圖2。盡管乙站缺乏1 000～4 000 kW的運行數據,但鑒于其與丙站投運線路長度相差不大,因此可以預測乙站在關口點滿足日平均負載2 000 kW以上即可確保功率因數0.90。

圖2 乙站有功功率-功率因數圖

丙站根據2016年10月1日至2017年1月30日關口計量點每24 h電度抄表數據,分析日平均有功功率與功率因數相對關系,見圖3。可以預測丙站在關口點滿足日平均負載2 000 kW以上即可確保功率因數0.90。

圖3 丙站有功功率-功率因數圖

在用電負荷接近的情況下,甲站電力線路較短,線路無功功率相對較小,因此平衡點功率相對較低。

3 平衡分析

承擔聯絡功能的管道,具有反向輸送功能,多種氣源相互調配,各種臺階輸量工況交替呈現。根據未來兩年的輸氣工藝分析預測,不論正輸還是反輸情況,輸量需求仍無法達到壓縮機組起機的最低要求,各電驅壓氣站實際運行負荷僅有幾百千瓦,關口點功率因數偏低進而產生力調電費的問題仍然存在。

用戶可通過以下方法提高功率因數:

其一,合理安排低輸量管道沿線各站場電驅設備起機計劃及變壓器備用,以安全和經濟為目標對油氣管道運行工藝進行優化,合理安排生產計劃,增加部分站場用電設備的用電負荷和起機時長;其二,對功率因數偏低的站場加裝無功補償裝置,如并聯電抗器、SVC靜止無功補償裝置(Static Var Compensator)及SVG靜止無功發生裝置(Static Var Generator)[14-16];其三,選取合理的用電設備,使電機負荷率達到額定容量的70%以上[17]。

按照前述有功功率與功率因數關系分析,通過壓縮機的短時起機增加站內用電負荷以提高月平均功率因數是一種電驅壓氣站常見的無功平衡措施,但仍需兼顧起機所增加的電度電費、輸氣量等情況開展進一步分析確定。

因此假設站內負荷相對穩定的情況下,以關口計量點月平均功率因數0.90為平衡點,論證不同功率條件下的電費情況,并論證與之匹配的工藝運行情況,對壓氣站機組運行提出可實施的方案。

3.1 甲站

甲站以1 000 kW為起點、6 000 kW為終點、每500 kW遞加,計算各種工況下的運行電費,不起壓縮機時按關口點功率293 kW、功率因數0.55考慮,起機、停機與電費情況見表2。

表2 甲站起機、停機與電費情況表

起機運行停機運行有功功率/kW運行天數/d有功功率/kW運行天數/d運行電費/萬元00293301301 0003029301181 50016293141172 00013293171192 50010293201193 0009293211213 5008293221224 0007293231224 5006293241225 0005293251205 5005293251236 000529325125

按照壓縮機調速范圍內的65%額定轉速(最低值)論證工藝運行條件,平衡預測結果如下:

1)正輸工況下一臺機組以5 350 kW軸功率、全站 5 500 kW 運行5 d、停25 d,可確保全站月平均功率因數0.90。

2)反輸工況下一臺機組以3 408 kW軸功率、全站 4 000 kW 運行7 d、停23 d,可確保全站月平均功率因數0.90。

停機與起機情況下的各部分電費及輸氣量增加情況見表3,短時起機所增加的電度電費與停機時計收的力調電費基本一致,正輸時月輸氣量增加約2 700×104m3,反輸時月輸氣量增加約2 900×104m3。

表3 甲站平衡預測各部分電費與輸氣量增加情況表

運行工況電度電費/萬元基本電費/萬元力調電費/萬元合計電費/萬元月增加輸氣量/104 m3全站停機(起0 d,停30 d)888341300正輸起1臺65%(起5 d,停25 d)358801232 772反輸起1臺65%(起7 d,停23 d)348801222 955

3.2 乙站

乙站以2 000 kW為起點、6 000 kW為終點、每500 kW遞加,計算各種工況下的運行電費,不起壓縮機時按關口點功率299 kW、功率因數0.23考慮,起機、停機與電費情況見表4。

表4 乙站起機、停機與電費情況表

起機運行停機運行有功功率/kW運行天數/d有功功率/kW運行天數/d運行電費/萬元00299301502 0003029901432 5002629941513 0002429961613 5002129991644 00019299111684 50016299141645 00014299161625 50012299181576 0001129919158

按照壓縮機調速范圍內的65%額定轉速(最低值)論證工藝運行條件,平衡預測結果如下:

1)正輸工況下一臺機組以4 520 kW軸功率、全站 5 000 kW 運行14 d、停16 d,可確保全站月平均功率因數0.90。

2)反輸工況下一臺機組以3 817 kW軸功率、全站 4 000 kW 運行19 d、停11 d,可確保全站月平均功率因數0.90。

停機與起機情況下的各部分電費及輸氣量增加情況見表5,短時起機所節約的力調電費尚不足以抵消增加的電度電費,正輸時月輸氣量增加約4 300×104m3,反輸時月輸氣量增加約5 100×104m3。

表5 乙站平衡預測各部分電費與輸氣量增加情況表

運行工況電度電費/萬元基本電費/萬元力調電費/萬元合計電費/萬元月增加輸氣量/104 m3全站停機(起0 d,停30 d)1264741500正輸起1臺65%(起14 d,停16 d)986401624 394反輸起1臺65%(起19 d,停11 d)1046401685 124

3.3 丙站

丙站以2 000 kW為起點、6 000 kW為終點、每500 kW遞加,計算各種工況下的運行電費,不起壓縮機時按關口點功率450 kW、功率因數0.33考慮,起機、停機與電費情況見表6。

表6 丙站起機、停機與電費情況表

起機運行停機運行有功功率/kW運行天數/d有功功率/kW運行天數/d運行電費/萬元00450301302 0003045001552 5002545051633 0002245081723 50018450121704 00015450151674 50015450151805 00013450171775 50013450171886 0001245018190

按照壓縮機調速范圍內的65%額定轉速(最低值)論證工藝運行條件,平衡預測在正輸工況下,一臺機組以3 660 kW軸功率、全站4 000 kW運行15 d、停15 d,可確保全站月平均功率因數0.90,該站無反輸工況。

停機與起機情況下的各部分電費及輸氣量增加情況見表7,短時起機所節約的力調電費尚不足以抵消增加的電度電費,月輸氣量增加約3 500×104m3。

壓縮機的短時起機運行雖然大幅增加輸氣量,但是所節約的力調電費尚不足以抵消增加的電度電費,或者兩者基本一致。

表7 丙站平衡預測各部分電費與輸氣量增加情況表

運行工況電度電費/萬元基本電費/萬元力調電費/萬元合計電費/萬元月增加輸氣量/104 m3全站停機(起0 d,停30 d)2350571300正輸起1臺65%(起15 d,停15 d)1175001673 575 注:丙站無反輸工況。

從供電系統運行角度出發,可考慮臨時報停110 kV電源,并采用10 kV電源供電的方式。按照《國家發展改革委辦公廳關于完善兩部制電價用戶基本電價執行方式的通知》(發改辦價格[2016]1583號)[18],取消了《供電營業規則》中電力用戶一年內只能申請兩次暫停的要求,為該方式的有效實施提供了有利保證[19-20]。

4 結論

電驅壓氣站在機組全停情況下,通過壓縮機短時起機以實現力調電費平衡的措施,實質為一種被動無功平衡措施。通過平衡分析可知,由于供電線路參數、負荷需求差異,各功率條件與電費呈現不規則的對應關系,實際增加的電度電費可能大于節約的力調電費。因此,對于電驅壓氣站的無功平衡建議如下:

1)以工藝分析為基礎,統籌考慮輸氣量、功率與電費,本質上最終決定短時起機方案是否可行的是增加的輸氣量下游能否接受,如果能夠接受,輸氣量增加所增收的管輸費遠大于增加的電度電費,即收益大于成本;如果不能接受,則該方案不可行。站內循環不外輸的方式即使能夠解決無功平衡,但輸氣量不增加、運行成本增加,且影響機組使用壽命,不推薦采用。

2)在短時起機方案不可行的情況下,考慮采取容性無功補償措施,對于用戶變電站以靜止無功補償為主。在設計階段,應詳細分析機組運行方式,在明確預知存在機組全停工況時,可考慮在變頻驅動裝置中增加SVG無功補償功能,以節省投資及占地。

3)電驅壓氣站通常分期建設,壓縮機組投產前期均建有10 kV臨時外電,隨著國家電價執行方式的進一步完善,在全站停機時間可預知的情況下,電驅壓氣站可以申請110 kV電源暫停,采用10 kV電源供電的方式,以進一步降低力調電費。同時,也可考慮利用容性無功功率補償站內感性無功,以進一步降低投資。

通過綜合分析,本文案例中甲站采用短時起機方案,乙站與丙站采用SVG無功發生裝置,均取得良好運行效果。