燃電驅壓縮機混合壓氣站節能降耗經濟運行分析

梁艷

（國家管網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。優化壓氣站用能，是降低天然氣管道管輸成本的關鍵之一[1]。本文選取甘肅省某天然氣管道燃驅壓縮機及電驅壓縮機混合壓氣站（簡稱“某壓氣站”）作為典型，開展能耗優化分析及經濟運行分析。

1 用能現狀

壓縮機是壓氣站的核心設備，某壓氣站有3 臺燃驅壓縮機組，單機功率31MW；4 臺電驅壓縮機組，單機功率18MW，能耗種類為天然氣和電。通過統計可知，某壓氣站壓縮機組能耗占站場總能耗的97%，因而對其用能進行優化可有效降低能耗及成本。本文從天然氣管道輸量、溫度、進出站壓比、燃電驅壓縮機組搭配啟機方式、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 燃電驅壓縮機組能耗影響因素

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能耗的主要因素之一，輸量越大，壓縮機負荷越大，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，屬于節能且經濟的輸送區間；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，屬于相對節能的區間；在1.3億～1.4 億m3/d 時，單耗較低且增幅較緩。因此，當天然氣輸量在1.2 億～1.4 億m3/d 時屬于較為經濟的輸送區間。

2.1.2 溫度對能耗的影響

進站溫度呈季節性變化，但某壓氣站綜合能耗與溫度無明顯相關性。某壓氣站能耗呈現較大波動性的主要原因有燃電驅壓縮機混合站場能耗除受輸量影響外，還有不同燃電驅機組啟機搭配方式對綜合能耗產生的較大影響。

2.1.3 不同燃電驅壓縮機搭配啟機方式對能耗的影響

通過分析某壓氣站2019～2022 年運行情況發現，其實際運行過程中采用過11 種燃電驅壓縮機組搭配啟機方式，且相同輸量臺階下，不同燃電驅機組啟機搭配方式對單耗及成本影響都波動較大。當0.8 億m3/d ＜輸量＜1.3 億m3/d 時，“0 燃+3 電”啟機方式最節能，“1燃+1 電”或“2 燃+0 電”啟機方式最經濟；當1.3億m3/d ＜輸量＜1.8 億m3/d，“1 燃+1/2/3 電”啟機方式最節能，“2 燃+0/1/2 電”啟機方式最經濟。

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據缺乏，通過分析站場單耗隨干線管存變化總體趨勢發現，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 單耗隨進出站壓比、輸量變化趨勢圖

圖2 單耗成本隨進出站壓比、輸量變化趨勢圖

2.2 國家相關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，包括中長期及現貨交易，中長期交易以月、年等為周期，現貨交易通過技術支持系統在日前或更短的時間內集中開展。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攤至每月，要求不高于上一年全年用電量，用電計劃越準確、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、機組運行方式等都還未明確，那么用電計劃的準確性就難以保證，若偏差較大，則會產生電費成本升高的風險。此外，現貨交易日用電計劃受輸量、啟機臨時調整等影響，也容易產生偏差。

2.2.2 電費構成對用電成本的影響

電費由電能電費、輸配電費、基本電費、力調電費、基金及附加、允許偏差外收益回收、不平衡資金分攤、補償費用等構成。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；力調電費受用電負荷大小影響。某壓氣站功率因數常年在0.96 以上，優化空間很小。

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，2022 年甘肅省的峰、谷電價差值最大為0.3818 元/kWh，若避峰用電，可大幅節約成本。某壓氣站常年處于連續運行狀態，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調整至低谷時段開展，則可節約一定用電成本。

2.3 冷卻水塔盤管結垢對能耗及成本的影響

受水質影響，某壓氣站電驅壓縮機對應的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機、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 年放空量進行梳理分析，發現天然氣管道干線動火作業放空量大，站場壓縮機停機放空、設備維檢修機組放空最多達88 次/a，具有一定的優化空間。

3 優化措施

3.1 不同輸量臺階下采用最優單耗及成本開機方案

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、能耗成本最優燃電驅機組搭配方式，詳見表1。

表1 不同輸量臺階下最優單耗及成本開機方案

結合電力系統結構及電費計費政策，輸量在1.2 億～1.3 億m3/d 時，若考慮成本最優，可選用“2 燃+ 0 電”啟機方式，并在一定的時間內按照“0 燃+ 3 電”的方式運行，避免因電驅壓縮機組全月不運行導致的無功高而產生大額電力罰款。

3.2 不同輸量臺階下各壓比臺階采用最優單耗及成本開機方案

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，遂采用眾數法并取各區間的中值作為最優單耗、成本的推薦值，分析不同輸量臺階下各壓比臺階最優單耗及成本開機方案，詳見表2。

表2 不同輸量臺階下各壓比臺階最優單耗及成本開機方案

3.3 提升壓縮機用能效率

定期開展能效監測，投用壓縮機負荷分配系統，根據天然氣管道輸量、進出站壓比、管存等自動合理分配各臺壓縮機組負荷，使所有機組達到最佳經濟運行狀態。

3.4 優化用電及成本

提高新能源電力交易比重，盡可能準確測算月度電耗增量，減少中長期交易偏差量，并根據運行實際，提高日耗電測算準確性，減少現貨交易偏差。同時，結合甘肅省低谷時段（9:00～17:00）的有利條件，將暖機、盤車、啟機測試等相對靈活的作業調整至低谷時段開展，節約電量及電費。此外，還可優化啟停機方式及盤車、暖機頻次，減少每條線路所帶負載，降低最大需量及基本電費，并根據電價波動適當調整燃電驅機組搭配啟機方式，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 年對電驅壓縮機組配套冷卻水塔開展1 次清洗，延長設備使用壽命，提高換熱效率，節約電耗。

3.6 減少計劃性放空

整合維檢修作業，減少站場計劃性天然氣放空，優化壓縮機啟停及暖機頻次，降低天然氣放空量，節約放空成本。

4 實施效果

通過實施壓縮機優化運行、根據電價政策及時調整優化用電策略、開展冷卻水塔清洗、優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 年內可節約基本電費125 萬元，減少天然氣放空26 萬m3。

結論

在目前的天然氣價、電價條件下，要同時實現啟燃驅壓縮機相對經濟、啟電驅壓縮機相對節能，節能和節約成本之間還存在一定的矛盾。因此，在實現“雙碳”目標的背景下，為確保管輸單耗及成本雙控，燃電驅壓縮機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。

為了長期科學地開展用能優化，可通過信息化、數字化手段，開發能源管控系統，實時采集生產運行及能耗數據形成數據庫，完善用能分析體系，建立能耗使用、預測模型，形成可量化的優化運行建議及方案，為壓氣站節能降耗提供實時“導航”。

隨著國家對氣候變化問題的高度重視和生態文明建設的不斷推進，以及國內能源供需形勢及價格政策的持續變化，還應對壓氣站的用能結構不斷調整，提高能源利用效率，才能實現節能效益的最大化和節能成本的最優化。