某長距離保溫管線運行能耗成本優化研究

王乾坤 張兆付 田雪松 陳偉聰

1. 中國石油天然氣股份有限公司管道分公司, 河北 廊坊 065000;2. 中國石油管道局工程有限公司, 河北 廊坊 065000

0 前言

能耗成本作為企業付現成本重要組成部分是企業降本增效重要關注點之一,近年來隨著國家節能減排以及碳排放管控力度的不斷加大,對企業節能高效可持續發展提出更高要求。對于長輸管道企業而言,能耗成本在企業輸油氣操作成本中占比達30%以上,具體到熱油管線,管輸生產能耗主要由電力消耗和熱力消耗兩部分構成,這兩部分在熱油管線生產能耗中占比達95%以上[1-3]。通常在管輸方案制定過程中,優化運行是以安全節能為出發點,在滿足上下游生產需求的前提下,通過全線輸油泵的合理匹配,消除節流損失優化電力消耗,通過加熱設備的合理匹配,提高加熱設備熱效率,優化熱力消耗,力求在完成生產任務的前提下,電力消耗量和熱力消耗量達到最優[4-10]。對于長距離保溫輸送高凝高黏油品的管線,電力消耗和熱力消耗某種程度上存在一定此消彼長關系,若二者整體考慮,那么最優工況的安排可能會發生變化。再者,伴隨著近年來國際油價的持續下跌以及國家用電政策不斷深化改革,燃油燃氣和電力價格發生大幅波動,進一步考慮到價格因素對生產能耗成本的影響,那么能耗成本最佳輸油工況的安排同樣會發生較大變化。因此,本研究從安全經濟角度出發,以某長距離保溫管線為例,將電力消耗和熱力消耗作為整體,分析能耗量最優以及能耗成本最優工況,并結合生產實際進一步挖掘常規運行中能耗成本優化空間,為同類管輸能耗成本優化提供借鑒。

1 分析模型及工況描述

1.1 分析模型

管輸能耗成本各站由動力成本與熱力成本構成,計算式為:

(1)

管線電力消耗主要用于克服沿程摩阻損失,依據列賓宗公式及伯努利方程可以得到[11-13]:

Ni=PiQi

(2)

(3)

已建管線油品物性一定的情況下,管線相關參數以及油品物性相關參數為定值。考慮到輸油泵效率(對各站輸油泵特性曲線進行回歸可知，泵效率同樣也是以輸量為變量的函數),電力消耗是以輸量為變量的函數,由式(2)～(3)可以得到各站電力消耗與輸量之間的函數關系式:

(4)

各站燃料油消耗:

(5)

依據運行規程的要求,若無特殊情況,各站進站油溫控制在35℃,那么出站油溫利用蘇霍夫溫降計算式,由下一站進站油溫計算可得,進而可得該站進出站溫差。那么:

(6)

將式(4)和式(6)代入式(1)得到管線管輸能耗成本計算式為:

(7)

式中:Ei成本為每小時管輸成本,元;n為場站數量;Ni電力為第i站每小時電力消耗,kW·h;Pi電力為第i站電單價,元/kW·h;Gi燃料為第i站每小時燃料消耗,t;Pi燃料為第i站燃料單價,元/t;Qi為第i個站間輸量,m3/h;di為第i個站間管道內徑,m;Li為第i個站間距離,m;ΔZi為第i個站間高程差,m;A、B、C為常數;ηi為第i站泵效率;ρ為油品密度,kg/m3;c為油品比熱,J/(kg·℃);ΔTi為第i站進出加熱系統溫差,℃;E為燃料油熱值,kJ/kg；ηRi為第i站加熱系統熱效率;Di為第i個站間管道外徑,m;Ki為第i個站間總傳熱系數,W/(m2·℃);T0為管線埋深處自然地溫,℃。

需要注意的是,管線為保溫管線,總傳熱系數低、周圍土壤環境穩定,且首站來油進站油溫較高,在大排量工況下,管線全線可停用加熱爐,能耗成本僅為電力成本。那么進行熱力計算時,隨著排量的增加,控制進站溫度一定時,會逐漸存在熱力越站的情況,加熱站間距將不再是物理站間距,加熱站間距需要根據熱力計算情況進行核算。

1.2 工況描述

某長距離保溫管線干線全長約421 km,沿線共設置9座輸油站,23座線路截斷閥,全線為保溫管線,輸送介質主要為慶吉油。管線首站來油進站油溫通常持續穩定在38℃左右,慶吉油油品凝點為32℃。管線干線輸量選取900～1 500 m3/h,每間隔50 m3/h為一個臺階,管道沿線分輸主要集中在6#輸油站,6#輸油站分輸至8#末站量受港口方協議制約,排量要求持續穩定在 500 m3/h 左右,且進站油溫不低于42℃。6#輸油站分輸至煉化方及7#末站，分輸量按照常規輸量需求進行分配,工況選取見表1。

管線輸送油品過程中加熱用燃料油即為管輸油品。目前該管線各輸油站加熱爐配置燃燒器為油氣兩用燃燒器,既可以管輸油品作燃料也可以天然氣作燃料。管線周圍環境參數取冬季實測值,總傳熱系數通過大量歷史數據反算得到[14-17]。計算得到該管線能耗數據與歷史運行數據對比情況見表2。由表2可以看出,計算數據與歷史數據偏差不超過3%,計算數據基本可靠。

表1 工況選取表

Tab.1 Selection of working conditions m3/h

表2 計算數據與歷史數據對比表

Tab.2 Comparison between calculated value and actual value

近年來,受國際油價波動的影響,燃油結算價格波動較大。電力價格受國家電改政策的影響,持續下調。因此,這里選取較有代表性的2012年、2014年、2016年和2018年的燃油和電力結算單價進行能耗成本分析。各年份燃油平均結算單價分別為5 870、4 490、1 839和 3 188元/t,電力平均結算單價分別為0.930、0.815、0.747和0.700元/kW·h。實際上管道沿線各站電力價格受用電性質的不同以及區域政策的不同,存在一定差別,這里僅以當年全線電費平均價格計。

2 計算結果分析

通過計算得到不同輸量工況下,管線每天電力消耗與燃油消耗隨輸量變化情況，見圖1～2。

圖1 不同輸量下管線整體電力消耗情況曲線圖Fig.1 Overall power consumption of pipeline under different throughput

圖2 不同輸量下管線整體燃油消耗情況曲線圖Fig.2 Overall fuel consumption of pipeline under different throughput

從圖1～2可以看出:管線電力消耗與輸量成正比關系,結合式(4)可知,管線電力消耗與輸量的1.75次方成正比(管內油流流態取水力光滑區);隨著輸量增加,管線沿線溫降減少,進站油溫增加。當輸量達到 1 100 m3/h 時,管道干線首站至6#分輸熱泵站各站進站油溫均可滿足35℃進站油溫的要求,除6#分輸泵站為滿足港口油溫需求需啟動加熱爐外,其余各站可全部停用加熱爐。當輸量達到1 200 m3/h時,管線全線加熱爐全部停用,管輸能耗只有電力消耗。

不同輸量下管線周轉量單耗,及每完成1 t油的輸油任務能耗量及能耗成本情況見表3和圖3。

從表3和圖3可知:

1)對于該管線而言,不同輸量工況下,管輸能耗成本中,電力成本占據主導地位,輸量越大電力成本占比權重越大。即使輸量最低,燃油結算單價最高的工況,電力成本在能耗成本中占比達64.5%。

表3 不同輸量下管輸綜合能耗及能耗成本變化情況表

Tab.3 Changes of energy consumption and energy consumption cost under different throughput

輸量/(m3·h-1)電力消耗/(104 kW·h)燃油消耗/t周轉量單耗/(kgec·(104 t·km)-1)輸油單耗/(kgec·t-1)能耗成本/(元·t-1)2012年2014年2016年2018年90019.8518.3268.2442.72215.72713.1419.79310.62495022.0716.4365.0112.58015.38612.9409.94610.5501 00024.6114.2261.9962.45015.13312.81610.17010.5431 05027.3811.5258.3342.31214.87012.68810.41110.5381 10030.326.3451.3302.04014.05912.14310.48510.2381 15033.513.2748.4811.93213.93812.13010.79510.3221 20036.98045.9411.83513.88512.17411.14910.4511 25040.75048.4951.94114.68912.87911.79411.0561 30044.86051.2312.05515.54913.63312.48411.7031 35049.32054.1392.17516.46114.43313.21712.3901 40054.17057.2432.30417.43415.28613.99813.1231 45059.45060.5602.44118.47416.19714.83313.9051 50065.20064.1092.58819.58517.17215.72514.742

圖3 不同輸量下管輸能耗成本變化情況曲線圖Fig.3 Change of energy consumption cost under different throughput

2)周轉量單耗隨著輸量增加,呈先降低后升高的變化趨勢,周轉量單耗最低點輸量為1 200 m3/h。

3)最節能工況點不等同于最經濟工況點,周轉量單耗及每完成1 t油輸油任務單耗最低點輸量均為1 200 m3/h的工況點。基于2012年、2014年、2016年和2018年的能耗單價,每完成1 t油輸油任務,能耗成本最經濟輸量分別為1 200、1 150、900和1 100 m3/h。

4)輸量低于1 200 m3/h時,能耗成本隨輸量變化波動不大;輸量高于1 200 m3/h時,管線可全線停用加熱爐,能耗成本全部為電力成本,電力結算單價越高的年份,能耗成本越高。且能耗成本與輸量成正比例關系,輸量越大,能耗成本越高。

5)燃油結算單價極低的2016年,管輸能耗成本受燃油成本的影響較小,能耗成本呈現隨輸量增加而增大的趨勢。且低輸量下能耗成本低于2018年,大輸量下能耗成本高于2018年。

3 管輸能耗成本優化措施

3.1 優選經濟運行工況

基于本研究計算工況,對于該保溫管線月輸油量為73×104t且均勻輸油時[18],為最節能運行工況。基于2012年、2014年、2016年和2018年的能耗單價,月輸油量分別為73×104、70.5×104、55×104和68×104t且均勻輸油時,為能耗成本最優運行工況。對應工況下各站輸油設備匹配情況見表4。

3.2 優化熱力成本

在熱力成本方面,由于該管線各加熱設備均具備油氣換燒的條件,且目前燃氣費用結算按體積計,燃油費用按照質量計,在提供相同熱量的前提下,燃料的選擇對熱力成本存在一定的影響。同樣基于2012年、2014年、2016年和2018年油氣單價以及油氣發熱值情況,燃油與燃氣經濟性比選結果情況見表5。從表5計算結果不難看出,提供相同熱值情況下,油氣成本價格存在較大差距,高油價下的2012年燃油成本是燃氣成本的1.64倍,低油價下的2016年燃油成本僅為燃氣成本的0.39倍。當然,若考慮到燃油、燃氣對加熱設備設施的影響,以及燃氣情況下,全面停用燃油罐及燃油管線加熱設施帶來的經濟效益,那么燃油燃氣對生產成本的影響需做進一步細化研究。

表4 最優工況下沿線各站設備匹配表

Tab.4 Equipment matching table of each station along the line under the optimal operating condition

月輸油量/104 t設備首站/臺1#站/臺3#站/臺4#站/臺5#站/臺6#-7#方向/臺6#-8#方向/臺55.0加熱爐1010011輸油泵111110268.0加熱爐0000011輸油泵122211270.5加熱爐0000001輸油泵122221273.0加熱爐0000000輸油泵1222212

表5 提供相同熱量情況下燃油與燃氣成本比表

Tab.5 Cost ratio of fuel and gas with the same heat

年份燃油價格/(元·kg-1)燃氣價格/(元·m-3)燃油熱值/(kJ·kg-1)燃氣熱值(kJ/m-3)成本比2018年3.1882.97542 52036 5900.922016年1.8393.87242 45035 0500.392014年4.4903.02942 90031 9901.112012年5.8702.68142 75032 0001.64

3.3 優選電費結算方式

在電力成本方面,近幾年國家陸續發布一系列電改政策,依據政策合理優化電費結算方式可有效降低用電成本。對于該管線而言,電費優化可從三方面著手,一是符合變更要求的輸油站申請用電性質變更;二是大工業用電性質的場站,基本電費支出優選容量或者需量計費方式;三是開展直購電交易,獲得優勢電價。以該管線首站為例,依據發改價格〔2018〕500號文件《國家發展改革委關于降低一般工商業電價有關事項的通知》規定,由于首站2臺主變壓器容量均為16 000 kVA,可由一般工商業用電性質申請調整為大工業用電,執行兩部制電價。首站2019年一般工商業用電與大工業用電電費單價見表6。

大工業用電性質電費由基本電費、電度電費、利率電費及其他四部分構成,一般工商業用電性質電費由電度電費、利率電費及其他三部分構成[19-20]。實際生產運行過程中,都盡量確保管線安全平穩運行,若管線月耗電量為(a)kW·h,那么峰谷平各時段耗電量可近似認為(a/3)kW·h。管線運行過程中,功率因素基本都確保穩定在0.9以上,不存在利率電費，且兩種用電性質下電費其他部分繳納額度相同,因此兩種用電性質電費差異主要體現在基本電費和電度電費。

表6 2019年一般工商業用電與大工業用電電費單價表

Tab.6 Electricity unit price list of general industy and commerce and large industry in 2019

用電性質基本電費/(元·(kVA·月)-1)電度電費/(元·(kW·h)-1)按容量計費按需量計費峰谷平大工業用電22330.690 900.230 300.460 60一般工商業用電——1.057 950.362 650.705 30

按照大工業用電計,主要電費支出計算式:

2×22×16 000+0.690 9×(a/3)+

0.230 3×(a/3)+0.460 6×(a/3)

(8)

按照一般工商業用電計,主要電費支出計算式:

1.057 95×(a/3)+0.362 65×(a/3)+

0.705 30×(a/3)

(9)

通過式(8)～(9)比對核算不難得到，當首站月用電量超過283.9×104kW·h時,選擇大工業用電性質比一般工商業用電性質電費支出少,反之一般工商業用電性質更節約電費。雖然作為該保溫管線的首站,輸量從900～1 500 m3/h變化時,月耗電量變化范圍為78×104～307×104kW·h。但是由于首站為“兩進三出”大型中轉合建站,既是其他2條長輸管線的末站,又是另外2條長輸管線的首站,且擁有大型儲油庫區,整體月耗電量基本穩定在760×104kW·h左右,遠遠超過283.9×104kW·h 用電性質變更的臨界點。那么,將首站用電性質由一般工商業用電申請變更為大工業用電,每度電單價可下調約0.16元,每年節約電力成本支出約1 416萬元。

此外,按照大工業用電計費,基本電費的支出也同樣存在一定比選優化空間。若基本電費以容量計費,月支出為70.40萬元。若以最大需量計費,通常情況下,首站主變壓器運行負荷不會超過85%,為保守計算最大需量取變壓器容量的90%,那么以需量計費,月基本電費支出為47.52萬元。基本電費以需量計費相對于以容量計費每月理論上可節約電力成本至少約22.88萬元。但是目前受供電方用電政策的制約,基本電費若依需量計費,需每季度提交最大需量預估申請,且對最大需量預估數據準確性要求較高,實際最大需量相對于預估最大需量上下浮動不能超過5%,若超過5%將會加倍收取基本電費。因此就目前電力政策而言,基本電費結算方式的優選需依據實際情況謹慎考慮。

同理，基于目前的用電政策及管線常規運行工況下的耗電量,1#熱泵站、3#熱泵站、4#熱泵站、5#熱泵站以及6#分輸熱泵站不但均滿足申請調整為大工業用電性質的條件,且通過用電性質的變更每年可分別節約電力成本185.3、162.0、225.6、91.2和78.0萬元。排除首站在其他管線上的電力消耗,該保溫管線通過優化電費結算方式,全線電單價可下調約0.12元,每年可節約電力成本超1 500萬元。此外,目前隨著電力市場不斷深化改革,國家逐漸推廣電力市場直購電交易,各輸油站通過參與直購電交易,可進一步獲得優惠電價。

4 結論

1)對于該管線而言,周轉量單耗隨著輸量增加,呈現先降低后升高的變化趨勢,最節能運行輸量為 1 200 m3/h。

2)最節能工況點不等同于最經濟工況點。基于2012年、2014年、2016年和2018年的能耗單價,每完成1 t油輸油任務,能耗成本最經濟排量分別為1 200、1 150、900和1 100 m3/h。

3)實時進行油氣換燒,可有效降低熱力成本。高油價下的2012年燃油成本是燃氣成本的1.64倍,低油價下的2016年燃油成本僅為燃氣成本的0.39倍。

4)利用國家電改政策,優化電費結算方式可大幅降低電力成本。保守計算,該管線通過優化電費結算方式,電單價可下調約0.12元,每年可節約電力成本超 1 500 萬元。