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(yè)付現(xiàn)成本重要組成部分是企業(yè)降本增效重要關(guān)注點(diǎn)之一,近年來隨著國家節(jié)能減排以及碳排放管控力度的不斷加大,對企業(yè)節(jié)能高效可持續(xù)發(fā)展提出更高要求。對于長輸管道企業(yè)而言,能耗成本在企業(yè)輸油氣操作成本中占比達(dá)30%以上,具體到熱油管線,管輸生產(chǎn)能耗主要由電力消耗和熱力消耗兩部分構(gòu)成,這兩部分在熱油管線生產(chǎn)能耗中占比達(dá)95%以上[1-3]。通常在管輸方案制定過程中,優(yōu)化運(yùn)行是以安全節(jié)能為出發(fā)點(diǎn),在滿足上下游生產(chǎn)需求的前提下,通過全線輸油泵的合理匹配,消除節(jié)流損失優(yōu)化電力消耗,通過加熱設(shè)備的合理匹配,提高加熱設(shè)備熱效率,優(yōu)化熱力消耗,力求在完成生產(chǎn)任務(wù)的前提下,電力消耗量和熱力消耗量達(dá)到最優(yōu)[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(guān)系,若二者整體考慮,那么最優(yōu)工況的安排可能會發(fā)生變化。再者,伴隨著近年來國際油價的持續(xù)下跌以及國家用電政策不斷深化改革,燃油燃?xì)夂碗娏r格發(fā)生大幅波動,進(jìn)一步考慮到價格因素對生產(chǎn)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(fā)生較大變化。因此,本研究從安全經(jīng)濟(jì)角度出發(fā),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(yōu)以及能耗成本最優(yōu)工況,并結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際進(jìn)一步挖掘常規(guī)運(yùn)行中能耗成本優(yōu)化空間,為同類管輸能耗成本優(yōu)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(gòu)成,計(jì)算式為:

(1)

管線電力消耗主要用于克服沿程摩阻損失,依據(jù)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(guān)參數(shù)以及油品物性相關(guān)參數(shù)為定值?？紤]到輸油泵效率(對各站輸油泵特性曲線進(jìn)行回歸可知，泵效率同樣也是以輸量為變量的函數(shù)),電力消耗是以輸量為變量的函數(shù),由式(2)～(3)可以得到各站電力消耗與輸量之間的函數(shù)關(guān)系式:

(4)

各站燃料油消耗:

(5)

依據(jù)運(yùn)行規(guī)程的要求,若無特殊情況,各站進(jìn)站油溫控制在35℃,那么出站油溫利用蘇霍夫溫降計(jì)算式,由下一站進(jìn)站油溫計(jì)算可得,進(jìn)而可得該站進(jìn)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(jì)算式為:

(7)

式中:Ei成本為每小時管輸成本,元;n為場站數(shù)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(nèi)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(shù);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(jìn)出加熱系統(tǒng)溫差,℃;E為燃料油熱值,kJ/kg；ηRi為第i站加熱系統(tǒng)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(shù),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(shù)低、周圍土壤環(huán)境穩(wěn)定,且首站來油進(jìn)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(jìn)行熱力計(jì)算時,隨著排量的增加,控制進(jìn)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(jù)熱力計(jì)算情況進(jìn)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(shè)置9座輸油站,23座線路截?cái)嚅y,全線為保溫管線,輸送介質(zhì)主要為慶吉油。管線首站來油進(jìn)站油溫通常持續(xù)穩(wěn)定在38℃左右,慶吉油油品凝點(diǎn)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(xié)議制約,排量要求持續(xù)穩(wěn)定在 500 m3/h 左右,且進(jìn)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(guī)輸量需求進(jìn)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(huán)境參數(shù)取冬季實(shí)測值,總傳熱系數(shù)通過大量歷史數(shù)據(jù)反算得到[14-17]。計(jì)算得到該管線能耗數(shù)據(jù)與歷史運(yùn)行數(shù)據(jù)對比情況見表2。由表2可以看出,計(jì)算數(shù)據(jù)與歷史數(shù)據(jù)偏差不超過3%,計(jì)算數(shù)據(jù)基本可靠。

表1 工況選取表

Tab.1 Selection of working conditions m3/h

表2 計(jì)算數(shù)據(jù)與歷史數(shù)據(jù)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(jié)算價格波動較大。電力價格受國家電改政策的影響,持續(xù)下調(diào)。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(jié)算單價進(jìn)行能耗成本分析。各年份燃油平均結(jié)算單價分別為5 870、4 490、1 839和 3 188元/t,電力平均結(jié)算單價分別為0.930、0.815、0.747和0.700元/kW·h。實(shí)際上管道沿線各站電力價格受用電性質(zhì)的不同以及區(qū)域政策的不同,存在一定差別,這里僅以當(dāng)年全線電費(fèi)平均價格計(jì)。

2 計(jì)算結(jié)果分析

通過計(jì)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(guān)系,結(jié)合式(4)可知,管線電力消耗與輸量的1.75次方成正比(管內(nèi)油流流態(tài)取水力光滑區(qū));隨著輸量增加,管線沿線溫降減少,進(jìn)站油溫增加。當(dāng)輸量達(dá)到 1 100 m3/h 時,管道干線首站至6#分輸熱泵站各站進(jìn)站油溫均可滿足35℃進(jìn)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(dāng)輸量達(dá)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(zhuǎn)量單耗,及每完成1 t油的輸油任務(wù)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(jù)主導(dǎo)地位,輸量越大電力成本占比權(quán)重越大。即使輸量最低,燃油結(jié)算單價最高的工況,電力成本在能耗成本中占比達(dá)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(zhuǎn)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(zhuǎn)量單耗隨著輸量增加,呈先降低后升高的變化趨勢,周轉(zhuǎn)量單耗最低點(diǎn)輸量為1 200 m3/h。

3)最節(jié)能工況點(diǎn)不等同于最經(jīng)濟(jì)工況點(diǎn),周轉(zhuǎn)量單耗及每完成1 t油輸油任務(wù)單耗最低點(diǎn)輸量均為1 200 m3/h的工況點(diǎn)?；?012年、2014年、2016年和2018年的能耗單價,每完成1 t油輸油任務(wù),能耗成本最經(jīng)濟(jì)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(jié)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(guān)系,輸量越大,能耗成本越高。

5)燃油結(jié)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(xiàn)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(yōu)化措施

3.1 優(yōu)選經(jīng)濟(jì)運(yùn)行工況

基于本研究計(jì)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(jié)能運(yùn)行工況?；?012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(yōu)運(yùn)行工況。對應(yīng)工況下各站輸油設(shè)備匹配情況見表4。

3.2 優(yōu)化熱力成本

在熱力成本方面,由于該管線各加熱設(shè)備均具備油氣換燒的條件,且目前燃?xì)赓M(fèi)用結(jié)算按體積計(jì),燃油費(fèi)用按照質(zhì)量計(jì),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(fā)熱值情況,燃油與燃?xì)饨?jīng)濟(jì)性比選結(jié)果情況見表5。從表5計(jì)算結(jié)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?xì)獬杀镜?.64倍,低油價下的2016年燃油成本僅為燃?xì)獬杀镜?.39倍。當(dāng)然,若考慮到燃油、燃?xì)鈱訜嵩O(shè)備設(shè)施的影響,以及燃?xì)馇闆r下,全面停用燃油罐及燃油管線加熱設(shè)施帶來的經(jīng)濟(jì)效益,那么燃油燃?xì)鈱ιa(chǎn)成本的影響需做進(jìn)一步細(xì)化研究。

表4 最優(yōu)工況下沿線各站設(shè)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(shè)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?xì)獬杀颈缺?/p>

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

年份燃油價格/(元·kg-1)燃?xì)鈨r格/(元·m-3)燃油熱值/(kJ·kg-1)燃?xì)鉄嶂?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(yōu)選電費(fèi)結(jié)算方式

在電力成本方面,近幾年國家陸續(xù)發(fā)布一系列電改政策,依據(jù)政策合理優(yōu)化電費(fèi)結(jié)算方式可有效降低用電成本。對于該管線而言,電費(fèi)優(yōu)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(zhì)變更;二是大工業(yè)用電性質(zhì)的場站,基本電費(fèi)支出優(yōu)選容量或者需量計(jì)費(fèi)方式;三是開展直購電交易,獲得優(yōu)勢電價。以該管線首站為例,依據(jù)發(fā)改價格〔2018〕500號文件《國家發(fā)展改革委關(guān)于降低一般工商業(yè)電價有關(guān)事項(xiàng)的通知》規(guī)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(yè)用電性質(zhì)申請調(diào)整為大工業(yè)用電,執(zhí)行兩部制電價。首站2019年一般工商業(yè)用電與大工業(yè)用電電費(fèi)單價見表6。

大工業(yè)用電性質(zhì)電費(fèi)由基本電費(fèi)、電度電費(fèi)、利率電費(fèi)及其他四部分構(gòu)成,一般工商業(yè)用電性質(zhì)電費(fèi)由電度電費(fèi)、利率電費(fèi)及其他三部分構(gòu)成[19-20]。實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行過程中,都盡量確保管線安全平穩(wěn)運(yùn)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(rèn)為(a/3)kW·h。管線運(yùn)行過程中,功率因素基本都確保穩(wěn)定在0.9以上,不存在利率電費(fèi)，且兩種用電性質(zhì)下電費(fèi)其他部分繳納額度相同,因此兩種用電性質(zhì)電費(fèi)差異主要體現(xiàn)在基本電費(fèi)和電度電費(fèi)。

表6 2019年一般工商業(yè)用電與大工業(yè)用電電費(fèi)單價表

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

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

按照大工業(yè)用電計(jì),主要電費(fèi)支出計(jì)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(yè)用電計(jì),主要電費(fèi)支出計(jì)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(dāng)首站月用電量超過283.9×104kW·h時,選擇大工業(yè)用電性質(zhì)比一般工商業(yè)用電性質(zhì)電費(fèi)支出少,反之一般工商業(yè)用電性質(zhì)更節(jié)約電費(fèi)。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(jìn)三出”大型中轉(zhuǎn)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(qū),整體月耗電量基本穩(wěn)定在760×104kW·h左右,遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過283.9×104kW·h 用電性質(zhì)變更的臨界點(diǎn)。那么,將首站用電性質(zhì)由一般工商業(yè)用電申請變更為大工業(yè)用電,每度電單價可下調(diào)約0.16元,每年節(jié)約電力成本支出約1 416萬元。

此外,按照大工業(yè)用電計(jì)費(fèi),基本電費(fèi)的支出也同樣存在一定比選優(yōu)化空間。若基本電費(fèi)以容量計(jì)費(fèi),月支出為70.40萬元。若以最大需量計(jì)費(fèi),通常情況下,首站主變壓器運(yùn)行負(fù)荷不會超過85%,為保守計(jì)算最大需量取變壓器容量的90%,那么以需量計(jì)費(fèi),月基本電費(fèi)支出為47.52萬元?；倦娰M(fèi)以需量計(jì)費(fèi)相對于以容量計(jì)費(fèi)每月理論上可節(jié)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(fèi)若依需量計(jì)費(fèi),需每季度提交最大需量預(yù)估申請,且對最大需量預(yù)估數(shù)據(jù)準(zhǔn)確性要求較高,實(shí)際最大需量相對于預(yù)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(fèi)。因此就目前電力政策而言,基本電費(fèi)結(jié)算方式的優(yōu)選需依據(jù)實(shí)際情況謹(jǐn)慎考慮。

同理，基于目前的用電政策及管線常規(guī)運(yùn)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(diào)整為大工業(yè)用電性質(zhì)的條件,且通過用電性質(zhì)的變更每年可分別節(jié)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(yōu)化電費(fèi)結(jié)算方式,全線電單價可下調(diào)約0.12元,每年可節(jié)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(jìn)一步獲得優(yōu)惠電價。

4 結(jié)論

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

2)最節(jié)能工況點(diǎn)不等同于最經(jīng)濟(jì)工況點(diǎn)?；?012年、2014年、2016年和2018年的能耗單價,每完成1 t油輸油任務(wù),能耗成本最經(jīng)濟(jì)排量分別為1 200、1 150、900和1 100 m3/h。

3)實(shí)時進(jìn)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?xì)獬杀镜?.64倍,低油價下的2016年燃油成本僅為燃?xì)獬杀镜?.39倍。

4)利用國家電改政策,優(yōu)化電費(fèi)結(jié)算方式可大幅降低電力成本。保守計(jì)算,該管線通過優(yōu)化電費(fèi)結(jié)算方式,電單價可下調(diào)約0.12元,每年可節(jié)約電力成本超 1 500 萬元。