电驱压气站的力调电费平衡分析与探讨

杨 焜 刘卉圻 吕 玲 杨泞桧

1. 中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;2. 中国石油西南管道公司, 四川 成都 610041

0 前言

随着我国电网架构及供电能力的不断完善提高,采用大型电动机驱动压缩机已逐渐替代传统燃气轮机驱动方式,在天然气长输管道压气站中得到广泛的应用。

电驱压气站均为大工业用电[1],总电费由电度电费、基本电费和力调电费三部分组成。其中力调电费执行原水利电力部、国家物价局《关于颁发<功率因数调整电费办法>的通知》(水电财字[1983]215号)[2],按用户每月实用有功电量和无功电量,计算月平均功率因数,以0.90为标准值,高于或低于规定标准时,在按照规定的电价计算出其当月电费后,再按照“功率因数调整电费表”所规定的百分数增减电费[3]。

PFR=(P+C)×(±K)

(1)

式中:PFR为力调电费,元;P为电度电费,元;C为基本电费,元;K为力调系数(功率因数调整率),按照月平均功率因数对应增减电费百分数。

受上游来气与下游需求影响,同时由于部分长输管道定位为联络与调峰功能,在管道运行输量未达到设计值的情况下,电驱压气站可能出现机组全停的工况,仅承担过滤、分离、计量与分输等功能,变电站长期处于低负荷运行状况。

电驱压气站双回110 kV电源供电线路较长,线路的对地电容电流会产生大量容性无功功率,也称为充电功率。压气站机组停运时,受线路对地电容电流影响,上级电源关口计量点的无功功率大于有功负载,用户与供电部门的计量交接点——关口点功率因数基本远小于0.90,进而产生力调电费(功率因数调整电费),导致单位输量的运行费用陡增。油气管道企业用电成本约占日常运行成本的50%以上,是最主要的成本构成因素[4],开展力调电费平衡专项研究对于油气管道企业降本增效具有重要的现实意义。

本文以某长输管道三座电驱压气站为例,简要分析各站力调电费缴纳情况,通过关口计量点抄表数据分析各站在不同负载情况下的功率因数;借鉴西南成品油管道开泵优化方案[5]与长呼原油管道节能优化方案[6]的经验,分析压缩机组启用方案,估算避免力调电费的平衡点,并提出应对措施,为管道工程电驱压气站无功平衡提供解决方案。

1 电费分析

三座电驱压气站2016年10月～2017年2月力调电费缴纳情况见表1。

由表1可见,力调电费占总电费的比例最高达59%。在压气站机组全停情况下,虽然站内采取无功补偿保证10 kV进线处功率因数在0.95以上[7],但供电线路上的容性无功功率占有较大比例,使得计量关口处的功率因数仍低于0.90。

表1 力调电费缴纳情况表

站场时间功率因数力调电费/万元总电费/万元占比/(%)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月按一般工商业用电收费。

按照功率因数调整电费表,当月平均功率因数达到0.90就能避免力调电费,超过0.90就能根据比例减收部分电费,功率因数超过0.95以上就能享受最大比例的力调电费优惠[8]。功率因数每降低0.01,月电费增加0.5%,如果功率因数低于0.64,则每降低0.01,月电费增加2%[9]。当功率因数低于0.23时,力调系数将大于1,造成总电费成倍增加。

2 功率分析

线路的充电功率与线路的线间电容、运行电压的平方成正比,且由于电缆线路和架空线路在材料、物理结构以及敷设方式等方面存在很大差异,电缆具有较大的线间电容,远大于架空线路所产生的充电无功功率[10-11]。根据运行经验数据,110 kV架空线路的充电功率为0.034 Mvar/km,110 kV电缆线路的充电功率为架空线路的31.5倍[12]。

根据各站投产运行以来实际的耗电量,预测各站不同负载情况下的功率因数。电力线路充电无功功率随着负载有功功率动态变化,当负载电流增加时,线路之间的互感相应增强,负载的感性无功抵消了一部分的线路容性无功,计量点无功功率相应下降[13]。

甲站根据2016年10月11日至2017年2月19日关口计量点每24 h电度抄表数据,分析日平均有功功率与功率因数相对关系,见图1。可以预测甲站在关口点满足日平均负载1 000 kW以上即可确保月平均功率因数0.90。

图1 甲站有功功率-功率因数图

乙站根据2016年11月4日至2017年1月12日关口计量点每15 min有功功率与功率因数抄表数据,分析其相对关系,见图2。尽管乙站缺乏1 000～4 000 kW的运行数据,但鉴于其与丙站投运线路长度相差不大,因此可以预测乙站在关口点满足日平均负载2 000 kW以上即可确保功率因数0.90。

图2 乙站有功功率-功率因数图

丙站根据2016年10月1日至2017年1月30日关口计量点每24 h电度抄表数据,分析日平均有功功率与功率因数相对关系,见图3。可以预测丙站在关口点满足日平均负载2 000 kW以上即可确保功率因数0.90。

图3 丙站有功功率-功率因数图

在用电负荷接近的情况下,甲站电力线路较短,线路无功功率相对较小,因此平衡点功率相对较低。

3 平衡分析

承担联络功能的管道,具有反向输送功能,多种气源相互调配,各种台阶输量工况交替呈现。根据未来两年的输气工艺分析预测,不论正输还是反输情况,输量需求仍无法达到压缩机组起机的最低要求,各电驱压气站实际运行负荷仅有几百千瓦,关口点功率因数偏低进而产生力调电费的问题仍然存在。

用户可通过以下方法提高功率因数:

其一,合理安排低输量管道沿线各站场电驱设备起机计划及变压器备用,以安全和经济为目标对油气管道运行工艺进行优化,合理安排生产计划,增加部分站场用电设备的用电负荷和起机时长;其二,对功率因数偏低的站场加装无功补偿装置,如并联电抗器、SVC静止无功补偿装置(Static Var Compensator)及SVG静止无功发生装置(Static Var Generator)[14-16];其三,选取合理的用电设备,使电机负荷率达到额定容量的70%以上[17]。

按照前述有功功率与功率因数关系分析,通过压缩机的短时起机增加站内用电负荷以提高月平均功率因数是一种电驱压气站常见的无功平衡措施,但仍需兼顾起机所增加的电度电费、输气量等情况开展进一步分析确定。

因此假设站内负荷相对稳定的情况下,以关口计量点月平均功率因数0.90为平衡点,论证不同功率条件下的电费情况,并论证与之匹配的工艺运行情况,对压气站机组运行提出可实施的方案。

3.1 甲站

甲站以1 000 kW为起点、6 000 kW为终点、每500 kW递加,计算各种工况下的运行电费,不起压缩机时按关口点功率293 kW、功率因数0.55考虑,起机、停机与电费情况见表2。

表2 甲站起机、停机与电费情况表

起机运行停机运行有功功率/kW运行天数/d有功功率/kW运行天数/d运行电费/万元00293301301 0003029301181 50016293141172 00013293171192 50010293201193 0009293211213 5008293221224 0007293231224 5006293241225 0005293251205 5005293251236 000529325125

按照压缩机调速范围内的65%额定转速(最低值)论证工艺运行条件,平衡预测结果如下:

1)正输工况下一台机组以5 350 kW轴功率、全站 5 500 kW 运行5 d、停25 d,可确保全站月平均功率因数0.90。

2)反输工况下一台机组以3 408 kW轴功率、全站 4 000 kW 运行7 d、停23 d,可确保全站月平均功率因数0.90。

停机与起机情况下的各部分电费及输气量增加情况见表3,短时起机所增加的电度电费与停机时计收的力调电费基本一致,正输时月输气量增加约2 700×104m3,反输时月输气量增加约2 900×104m3。

表3 甲站平衡预测各部分电费与输气量增加情况表

运行工况电度电费/万元基本电费/万元力调电费/万元合计电费/万元月增加输气量/104 m3全站停机(起0 d,停30 d)888341300正输起1台65%(起5 d,停25 d)358801232 772反输起1台65%(起7 d,停23 d)348801222 955

3.2 乙站

乙站以2 000 kW为起点、6 000 kW为终点、每500 kW递加,计算各种工况下的运行电费,不起压缩机时按关口点功率299 kW、功率因数0.23考虑,起机、停机与电费情况见表4。

表4 乙站起机、停机与电费情况表

起机运行停机运行有功功率/kW运行天数/d有功功率/kW运行天数/d运行电费/万元00299301502 0003029901432 5002629941513 0002429961613 5002129991644 00019299111684 50016299141645 00014299161625 50012299181576 0001129919158

按照压缩机调速范围内的65%额定转速(最低值)论证工艺运行条件,平衡预测结果如下:

1)正输工况下一台机组以4 520 kW轴功率、全站 5 000 kW 运行14 d、停16 d,可确保全站月平均功率因数0.90。

2)反输工况下一台机组以3 817 kW轴功率、全站 4 000 kW 运行19 d、停11 d,可确保全站月平均功率因数0.90。

停机与起机情况下的各部分电费及输气量增加情况见表5,短时起机所节约的力调电费尚不足以抵消增加的电度电费,正输时月输气量增加约4 300×104m3,反输时月输气量增加约5 100×104m3。

表5 乙站平衡预测各部分电费与输气量增加情况表

运行工况电度电费/万元基本电费/万元力调电费/万元合计电费/万元月增加输气量/104 m3全站停机(起0 d,停30 d)1264741500正输起1台65%(起14 d,停16 d)986401624 394反输起1台65%(起19 d,停11 d)1046401685 124

3.3 丙站

丙站以2 000 kW为起点、6 000 kW为终点、每500 kW递加,计算各种工况下的运行电费,不起压缩机时按关口点功率450 kW、功率因数0.33考虑,起机、停机与电费情况见表6。

表6 丙站起机、停机与电费情况表

起机运行停机运行有功功率/kW运行天数/d有功功率/kW运行天数/d运行电费/万元00450301302 0003045001552 5002545051633 0002245081723 50018450121704 00015450151674 50015450151805 00013450171775 50013450171886 0001245018190

按照压缩机调速范围内的65%额定转速(最低值)论证工艺运行条件,平衡预测在正输工况下,一台机组以3 660 kW轴功率、全站4 000 kW运行15 d、停15 d,可确保全站月平均功率因数0.90,该站无反输工况。

停机与起机情况下的各部分电费及输气量增加情况见表7,短时起机所节约的力调电费尚不足以抵消增加的电度电费,月输气量增加约3 500×104m3。

压缩机的短时起机运行虽然大幅增加输气量,但是所节约的力调电费尚不足以抵消增加的电度电费,或者两者基本一致。

表7 丙站平衡预测各部分电费与输气量增加情况表

运行工况电度电费/万元基本电费/万元力调电费/万元合计电费/万元月增加输气量/104 m3全站停机(起0 d,停30 d)2350571300正输起1台65%(起15 d,停15 d)1175001673 575 注:丙站无反输工况。

从供电系统运行角度出发,可考虑临时报停110 kV电源,并采用10 kV电源供电的方式。按照《国家发展改革委办公厅关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》(发改办价格[2016]1583号)[18],取消了《供电营业规则》中电力用户一年内只能申请两次暂停的要求,为该方式的有效实施提供了有利保证[19-20]。

4 结论

电驱压气站在机组全停情况下,通过压缩机短时起机以实现力调电费平衡的措施,实质为一种被动无功平衡措施。通过平衡分析可知,由于供电线路参数、负荷需求差异,各功率条件与电费呈现不规则的对应关系,实际增加的电度电费可能大于节约的力调电费。因此,对于电驱压气站的无功平衡建议如下:

1)以工艺分析为基础,统筹考虑输气量、功率与电费,本质上最终决定短时起机方案是否可行的是增加的输气量下游能否接受,如果能够接受,输气量增加所增收的管输费远大于增加的电度电费,即收益大于成本;如果不能接受,则该方案不可行。站内循环不外输的方式即使能够解决无功平衡,但输气量不增加、运行成本增加,且影响机组使用寿命,不推荐采用。

2)在短时起机方案不可行的情况下,考虑采取容性无功补偿措施,对于用户变电站以静止无功补偿为主。在设计阶段,应详细分析机组运行方式,在明确预知存在机组全停工况时,可考虑在变频驱动装置中增加SVG无功补偿功能,以节省投资及占地。

3)电驱压气站通常分期建设,压缩机组投产前期均建有10 kV临时外电,随着国家电价执行方式的进一步完善,在全站停机时间可预知的情况下,电驱压气站可以申请110 kV电源暂停,采用10 kV电源供电的方式,以进一步降低力调电费。同时,也可考虑利用容性无功功率补偿站内感性无功,以进一步降低投资。

通过综合分析,本文案例中甲站采用短时起机方案,乙站与丙站采用SVG无功发生装置,均取得良好运行效果。