燃电驱压缩机混合压气站节能降耗经济运行分析

梁艳

（国家管网西部管道甘肃输油气分公司，甘肃 兰州 730070）

引言

压气站作为天然气长输管道中的能量供给站，为天然气输送提供源源不断的动力。优化压气站用能，是降低天然气管道管输成本的关键之一[1]。本文选取甘肃省某天然气管道燃驱压缩机及电驱压缩机混合压气站（简称“某压气站”）作为典型，开展能耗优化分析及经济运行分析。

1 用能现状

压缩机是压气站的核心设备，某压气站有3 台燃驱压缩机组，单机功率31MW；4 台电驱压缩机组，单机功率18MW，能耗种类为天然气和电。通过统计可知，某压气站压缩机组能耗占站场总能耗的97%，因而对其用能进行优化可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、国家政策等方面对压气站能耗及成本的影响展开了分析。

2 能耗及成本影响因素分析

2.1 燃电驱压缩机组能耗影响因素

2.1.1 天然气输量对单耗及成本的影响

天然气输量是影响压缩机能耗的主要因素之一，输量越大，压缩机负荷越大，能耗也就越高[2]。随输量增加，某压气站日单耗及成本总体呈增加趋势。当输量在1.2 亿～1.3 亿m3/d时，单耗及成本均最小，随输量的增加基本持平，属于节能且经济的输送区间；在0.8 亿～1.4 亿m3/d 时，单耗随输量的增加虽然稍有波动，但总体较小，属于相对节能的区间；在1.3亿～1.4 亿m3/d 时，单耗较低且增幅较缓。因此，当天然气输量在1.2 亿～1.4 亿m3/d 时属于较为经济的输送区间。

2.1.2 温度对能耗的影响

进站温度呈季节性变化，但某压气站综合能耗与温度无明显相关性。某压气站能耗呈现较大波动性的主要原因有燃电驱压缩机混合站场能耗除受输量影响外，还有不同燃电驱机组启机搭配方式对综合能耗产生的较大影响。

2.1.3 不同燃电驱压缩机搭配启机方式对能耗的影响

通过分析某压气站2019～2022 年运行情况发现，其实际运行过程中采用过11 种燃电驱压缩机组搭配启机方式，且相同输量台阶下，不同燃电驱机组启机搭配方式对单耗及成本影响都波动较大。当0.8 亿m3/d ＜输量＜1.3 亿m3/d 时，“0 燃+3 电”启机方式最节能，“1燃+1 电”或“2 燃+0 电”启机方式最经济；当1.3亿m3/d ＜输量＜1.8 亿m3/d，“1 燃+1/2/3 电”启机方式最节能，“2 燃+0/1/2 电”启机方式最经济。

2.1.4 管存对能耗的影响

某压气站站前后管段天然气管存数据缺乏，通过分析站场单耗随干线管存变化总体趋势发现，单耗随管存增大而降低，压比也随管存增大而变小，因而后续分析要把管存影响因素纳入压比影响情况中综合考虑。

2.1.5 进出站压比对能耗的影响

如图1、图2 所示，压比总体随输量增加而增加，随管存增加而降低；单耗及成本均随压比增大而增大。

图1 单耗随进出站压比、输量变化趋势图

图2 单耗成本随进出站压比、输量变化趋势图

2.2 国家相关用电政策变化对用能成本的影响

2.2.1 电力交易模式对用电成本的影响

某压气站用电为市场化交易，包括中长期及现货交易，中长期交易以月、年等为周期，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。中长期交易在每年第4 季度报下一年用电计划，并将全年用电计划分摊至每月，要求不高于上一年全年用电量，用电计划越准确、成交量越大、成交价格越低，就越有利于控制用电成本。但如果上报下一年用电计划时，次年天然气输送计划、机组运行方式等都还未明确，那么用电计划的准确性就难以保证，若偏差较大，则会产生电费成本升高的风险。此外，现货交易日用电计划受输量、启机临时调整等影响，也容易产生偏差。

2.2.2 电费构成对用电成本的影响

电费由电能电费、输配电费、基本电费、力调电费、基金及附加、允许偏差外收益回收、不平衡资金分摊、补偿费用等构成。其中，电能电费、允许偏差外收益回收会受用电量、电力交易价格和用电偏差3 种因素影响；输配电费、基金及附加的单价不变，只受用电量影响；基本电费的单价不变，主要受最大用电功率影响；力调电费受用电负荷大小影响。某压气站功率因数常年在0.96 以上，优化空间很小。

2.2.3 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分为峰、谷、平3 个时段。研究期内，2022 年甘肃省的峰、谷电价差值最大为0.3818 元/kWh，若避峰用电，可大幅节约成本。某压气站常年处于连续运行状态，峰、谷、平3 个时段的用电基本平衡，若能将灵活安排时间的作业调整至低谷时段开展，则可节约一定用电成本。

2.3 冷却水塔盘管结垢对能耗及成本的影响

受水质影响，某压气站电驱压缩机对应的4 套冷却水塔换热盘管，在使用过程中都易积压形成难溶于水的硫酸盐、硅酸盐及卤化物垢层，不仅严重影响盘管和冷却水之间的热交换效率，还会增加冷却水塔风机、喷淋泵的电耗，因而需及时清洗。

2.4 放空对能耗成本的影响

放空不属于能源消耗，但其作为输送损耗，也属于天然气管道管输成本的一部分。通过对某压气站3 年放空量进行梳理分析，发现天然气管道干线动火作业放空量大，站场压缩机停机放空、设备维检修机组放空最多达88 次/a，具有一定的优化空间。

3 优化措施

3.1 不同输量台阶下采用最优单耗及成本开机方案

选取1095d 的运行情况作为参照，分析确定不同输量台阶下能耗最优、能耗成本最优燃电驱机组搭配方式，详见表1。

表1 不同输量台阶下最优单耗及成本开机方案

结合电力系统结构及电费计费政策，输量在1.2 亿～1.3 亿m3/d 时，若考虑成本最优，可选用“2 燃+ 0 电”启机方式，并在一定的时间内按照“0 燃+ 3 电”的方式运行，避免因电驱压缩机组全月不运行导致的无功高而产生大额电力罚款。

3.2 不同输量台阶下各压比台阶采用最优单耗及成本开机方案

为剔除可能由于特殊、极限工况造成的单耗及成本最大、最小情况，遂采用众数法并取各区间的中值作为最优单耗、成本的推荐值，分析不同输量台阶下各压比台阶最优单耗及成本开机方案，详见表2。

表2 不同输量台阶下各压比台阶最优单耗及成本开机方案

3.3 提升压缩机用能效率

定期开展能效监测，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，使所有机组达到最佳经济运行状态。

3.4 优化用电及成本

提高新能源电力交易比重，尽可能准确测算月度电耗增量，减少中长期交易偏差量，并根据运行实际，提高日耗电测算准确性，减少现货交易偏差。同时，结合甘肃省低谷时段（9:00～17:00）的有利条件，将暖机、盘车、启机测试等相对灵活的作业调整至低谷时段开展，节约电量及电费。此外，还可优化启停机方式及盘车、暖机频次，减少每条线路所带负载，降低最大需量及基本电费，并根据电价波动适当调整燃电驱机组搭配启机方式，降低用能成本。

3.5 定期开展冷却水塔清洗

加装净化水装置，至少每2 年对电驱压缩机组配套冷却水塔开展1 次清洗，延长设备使用寿命，提高换热效率，节约电耗。

3.6 减少计划性放空

整合维检修作业，减少站场计划性天然气放空，优化压缩机启停及暖机频次，降低天然气放空量，节约放空成本。

4 实施效果

通过实施压缩机优化运行、根据电价政策及时调整优化用电策略、开展冷却水塔清洗、优化站场天然气放空等多项措施，某压气站在降低单耗成本、用能成本方面取得了较好的效果。如，在天然气输量增加了2.81%的情况下，单耗虽上涨2.67%，但单耗成本却能下降3.21%，1 年内可节约基本电费125 万元，减少天然气放空26 万m3。

结论

在目前的天然气价、电价条件下，要同时实现启燃驱压缩机相对经济、启电驱压缩机相对节能，节能和节约成本之间还存在一定的矛盾。因此，在实现“双碳”目标的背景下，为确保管输单耗及成本双控，燃电驱压缩机混合压气站在选择运行方案时，要兼顾单耗和成本，选择一个相对折中的方案。

为了长期科学地开展用能优化，可通过信息化、数字化手段，开发能源管控系统，实时采集生产运行及能耗数据形成数据库，完善用能分析体系，建立能耗使用、预测模型，形成可量化的优化运行建议及方案，为压气站节能降耗提供实时“导航”。

随着国家对气候变化问题的高度重视和生态文明建设的不断推进，以及国内能源供需形势及价格政策的持续变化，还应对压气站的用能结构不断调整，提高能源利用效率，才能实现节能效益的最大化和节能成本的最优化。