某长距离保温管线运行能耗成本优化研究

时间：2024-11-07

王乾坤张兆付田雪松陈伟聪

1. 中国石油天然气股份有限公司管道分公司, 河北廊坊 065000;2. 中国石油管道局工程有限公司, 河北廊坊 065000

0 前言

能耗成本作为企业付现成本重要组成部分是企业降本增效重要关注点之一,近年来随着国家节能减排以及碳排放管控力度的不断加大,对企业节能高效可持续发展提出更高要求。对于长输管道企业而言,能耗成本在企业输油气操作成本中占比达30%以上,具体到热油管线,管输生产能耗主要由电力消耗和热力消耗两部分构成,这两部分在热油管线生产能耗中占比达95%以上[1-3]。通常在管输方案制定过程中,优化运行是以安全节能为出发点,在满足上下游生产需求的前提下,通过全线输油泵的合理匹配,消除节流损失优化电力消耗,通过加热设备的合理匹配,提高加热设备热效率,优化热力消耗,力求在完成生产任务的前提下,电力消耗量和热力消耗量达到最优[4-10]。对于长距离保温输送高凝高黏油品的管线,电力消耗和热力消耗某种程度上存在一定此消彼长关系,若二者整体考虑,那么最优工况的安排可能会发生变化。再者,伴随着近年来国际油价的持续下跌以及国家用电政策不断深化改革,燃油燃气和电力价格发生大幅波动,进一步考虑到价格因素对生产能耗成本的影响,那么能耗成本最佳输油工况的安排同样会发生较大变化。因此,本研究从安全经济角度出发,以某长距离保温管线为例,将电力消耗和热力消耗作为整体,分析能耗量最优以及能耗成本最优工况,并结合生产实际进一步挖掘常规运行中能耗成本优化空间,为同类管输能耗成本优化提供借鉴。

1 分析模型及工况描述

1.1 分析模型

管输能耗成本各站由动力成本与热力成本构成,计算式为:

(1)

管线电力消耗主要用于克服沿程摩阻损失,依据列宾宗公式及伯努利方程可以得到[11-13]:

Ni=PiQi

(2)

(3)

已建管线油品物性一定的情况下,管线相关参数以及油品物性相关参数为定值。考虑到输油泵效率(对各站输油泵特性曲线进行回归可知，泵效率同样也是以输量为变量的函数),电力消耗是以输量为变量的函数,由式(2)～(3)可以得到各站电力消耗与输量之间的函数关系式:

(4)

各站燃料油消耗:

(5)

依据运行规程的要求,若无特殊情况,各站进站油温控制在35℃,那么出站油温利用苏霍夫温降计算式,由下一站进站油温计算可得,进而可得该站进出站温差。那么:

(6)

将式(4)和式(6)代入式(1)得到管线管输能耗成本计算式为:

(7)

式中:Ei成本为每小时管输成本,元;n为场站数量;Ni电力为第i站每小时电力消耗,kW·h;Pi电力为第i站电单价,元/kW·h;Gi燃料为第i站每小时燃料消耗,t;Pi燃料为第i站燃料单价,元/t;Qi为第i个站间输量,m3/h;di为第i个站间管道内径,m;Li为第i个站间距离,m;ΔZi为第i个站间高程差,m;A、B、C为常数;ηi为第i站泵效率;ρ为油品密度,kg/m3;c为油品比热,J/(kg·℃);ΔTi为第i站进出加热系统温差,℃;E为燃料油热值,kJ/kg；ηRi为第i站加热系统热效率;Di为第i个站间管道外径,m;Ki为第i个站间总传热系数,W/(m2·℃);T0为管线埋深处自然地温,℃。

需要注意的是,管线为保温管线,总传热系数低、周围土壤环境稳定,且首站来油进站油温较高,在大排量工况下,管线全线可停用加热炉,能耗成本仅为电力成本。那么进行热力计算时,随着排量的增加,控制进站温度一定时,会逐渐存在热力越站的情况,加热站间距将不再是物理站间距,加热站间距需要根据热力计算情况进行核算。

1.2 工况描述

某长距离保温管线干线全长约421 km,沿线共设置9座输油站,23座线路截断阀,全线为保温管线,输送介质主要为庆吉油。管线首站来油进站油温通常持续稳定在38℃左右,庆吉油油品凝点为32℃。管线干线输量选取900～1 500 m3/h,每间隔50 m3/h为一个台阶,管道沿线分输主要集中在6#输油站,6#输油站分输至8#末站量受港口方协议制约,排量要求持续稳定在 500 m3/h 左右,且进站油温不低于42℃。6#输油站分输至炼化方及7#末站，分输量按照常规输量需求进行分配,工况选取见表1。

管线输送油品过程中加热用燃料油即为管输油品。目前该管线各输油站加热炉配置燃烧器为油气两用燃烧器,既可以管输油品作燃料也可以天然气作燃料。管线周围环境参数取冬季实测值,总传热系数通过大量历史数据反算得到[14-17]。计算得到该管线能耗数据与历史运行数据对比情况见表2。由表2可以看出,计算数据与历史数据偏差不超过3%,计算数据基本可靠。

表1 工况选取表

Tab.1 Selection of working conditions m3/h

表2 计算数据与历史数据对比表

Tab.2 Comparison between calculated value and actual value

近年来,受国际油价波动的影响,燃油结算价格波动较大。电力价格受国家电改政策的影响,持续下调。因此,这里选取较有代表性的2012年、2014年、2016年和2018年的燃油和电力结算单价进行能耗成本分析。各年份燃油平均结算单价分别为5 870、4 490、1 839和 3 188元/t,电力平均结算单价分别为0.930、0.815、0.747和0.700元/kW·h。实际上管道沿线各站电力价格受用电性质的不同以及区域政策的不同,存在一定差别,这里仅以当年全线电费平均价格计。

2 计算结果分析

通过计算得到不同输量工况下,管线每天电力消耗与燃油消耗随输量变化情况，见图1～2。

图1 不同输量下管线整体电力消耗情况曲线图Fig.1 Overall power consumption of pipeline under different throughput

图2 不同输量下管线整体燃油消耗情况曲线图Fig.2 Overall fuel consumption of pipeline under different throughput

从图1～2可以看出:管线电力消耗与输量成正比关系,结合式(4)可知,管线电力消耗与输量的1.75次方成正比(管内油流流态取水力光滑区);随着输量增加,管线沿线温降减少,进站油温增加。当输量达到 1 100 m3/h 时,管道干线首站至6#分输热泵站各站进站油温均可满足35℃进站油温的要求,除6#分输泵站为满足港口油温需求需启动加热炉外,其余各站可全部停用加热炉。当输量达到1 200 m3/h时,管线全线加热炉全部停用,管输能耗只有电力消耗。

不同输量下管线周转量单耗,及每完成1 t油的输油任务能耗量及能耗成本情况见表3和图3。

从表3和图3可知:

1)对于该管线而言,不同输量工况下,管输能耗成本中,电力成本占据主导地位,输量越大电力成本占比权重越大。即使输量最低,燃油结算单价最高的工况,电力成本在能耗成本中占比达64.5%。

表3 不同输量下管输综合能耗及能耗成本变化情况表

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

输量/(m3·h-1)电力消耗/(104 kW·h)燃油消耗/t周转量单耗/(kgec·(104 t·km)-1)输油单耗/(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

图3 不同输量下管输能耗成本变化情况曲线图Fig.3 Change of energy consumption cost under different throughput

2)周转量单耗随着输量增加,呈先降低后升高的变化趋势,周转量单耗最低点输量为1 200 m3/h。

3)最节能工况点不等同于最经济工况点,周转量单耗及每完成1 t油输油任务单耗最低点输量均为1 200 m3/h的工况点。基于2012年、2014年、2016年和2018年的能耗单价,每完成1 t油输油任务,能耗成本最经济输量分别为1 200、1 150、900和1 100 m3/h。

4)输量低于1 200 m3/h时,能耗成本随输量变化波动不大;输量高于1 200 m3/h时,管线可全线停用加热炉,能耗成本全部为电力成本,电力结算单价越高的年份,能耗成本越高。且能耗成本与输量成正比例关系,输量越大,能耗成本越高。

5)燃油结算单价极低的2016年,管输能耗成本受燃油成本的影响较小,能耗成本呈现随输量增加而增大的趋势。且低输量下能耗成本低于2018年,大输量下能耗成本高于2018年。

3 管输能耗成本优化措施

3.1 优选经济运行工况

基于本研究计算工况,对于该保温管线月输油量为73×104t且均匀输油时[18],为最节能运行工况。基于2012年、2014年、2016年和2018年的能耗单价,月输油量分别为73×104、70.5×104、55×104和68×104t且均匀输油时,为能耗成本最优运行工况。对应工况下各站输油设备匹配情况见表4。

3.2 优化热力成本

在热力成本方面,由于该管线各加热设备均具备油气换烧的条件,且目前燃气费用结算按体积计,燃油费用按照质量计,在提供相同热量的前提下,燃料的选择对热力成本存在一定的影响。同样基于2012年、2014年、2016年和2018年油气单价以及油气发热值情况,燃油与燃气经济性比选结果情况见表5。从表5计算结果不难看出,提供相同热值情况下,油气成本价格存在较大差距,高油价下的2012年燃油成本是燃气成本的1.64倍,低油价下的2016年燃油成本仅为燃气成本的0.39倍。当然,若考虑到燃油、燃气对加热设备设施的影响,以及燃气情况下,全面停用燃油罐及燃油管线加热设施带来的经济效益,那么燃油燃气对生产成本的影响需做进一步细化研究。

表4 最优工况下沿线各站设备匹配表

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

月输油量/104 t设备首站/台1#站/台3#站/台4#站/台5#站/台6#-7#方向/台6#-8#方向/台55.0加热炉1010011输油泵111110268.0加热炉0000011输油泵122211270.5加热炉0000001输油泵122221273.0加热炉0000000输油泵1222212

表5 提供相同热量情况下燃油与燃气成本比表

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

年份燃油价格/(元·kg-1)燃气价格/(元·m-3)燃油热值/(kJ·kg-1)燃气热值(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 优选电费结算方式

在电力成本方面,近几年国家陆续发布一系列电改政策,依据政策合理优化电费结算方式可有效降低用电成本。对于该管线而言,电费优化可从三方面着手,一是符合变更要求的输油站申请用电性质变更;二是大工业用电性质的场站,基本电费支出优选容量或者需量计费方式;三是开展直购电交易,获得优势电价。以该管线首站为例,依据发改价格〔2018〕500号文件《国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》规定,由于首站2台主变压器容量均为16 000 kVA,可由一般工商业用电性质申请调整为大工业用电,执行两部制电价。首站2019年一般工商业用电与大工业用电电费单价见表6。

大工业用电性质电费由基本电费、电度电费、利率电费及其他四部分构成,一般工商业用电性质电费由电度电费、利率电费及其他三部分构成[19-20]。实际生产运行过程中,都尽量确保管线安全平稳运行,若管线月耗电量为(a)kW·h,那么峰谷平各时段耗电量可近似认为(a/3)kW·h。管线运行过程中,功率因素基本都确保稳定在0.9以上,不存在利率电费，且两种用电性质下电费其他部分缴纳额度相同,因此两种用电性质电费差异主要体现在基本电费和电度电费。

表6 2019年一般工商业用电与大工业用电电费单价表

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

用电性质基本电费/(元·(kVA·月)-1)电度电费/(元·(kW·h)-1)按容量计费按需量计费峰谷平大工业用电22330.690 900.230 300.460 60一般工商业用电——1.057 950.362 650.705 30

按照大工业用电计,主要电费支出计算式:

2×22×16 000+0.690 9×(a/3)+

0.230 3×(a/3)+0.460 6×(a/3)

(8)

按照一般工商业用电计,主要电费支出计算式:

1.057 95×(a/3)+0.362 65×(a/3)+

0.705 30×(a/3)

(9)

通过式(8)～(9)比对核算不难得到，当首站月用电量超过283.9×104kW·h时,选择大工业用电性质比一般工商业用电性质电费支出少,反之一般工商业用电性质更节约电费。虽然作为该保温管线的首站,输量从900～1 500 m3/h变化时,月耗电量变化范围为78×104～307×104kW·h。但是由于首站为“两进三出”大型中转合建站,既是其他2条长输管线的末站,又是另外2条长输管线的首站,且拥有大型储油库区,整体月耗电量基本稳定在760×104kW·h左右,远远超过283.9×104kW·h 用电性质变更的临界点。那么,将首站用电性质由一般工商业用电申请变更为大工业用电,每度电单价可下调约0.16元,每年节约电力成本支出约1 416万元。

此外,按照大工业用电计费,基本电费的支出也同样存在一定比选优化空间。若基本电费以容量计费,月支出为70.40万元。若以最大需量计费,通常情况下,首站主变压器运行负荷不会超过85%,为保守计算最大需量取变压器容量的90%,那么以需量计费,月基本电费支出为47.52万元。基本电费以需量计费相对于以容量计费每月理论上可节约电力成本至少约22.88万元。但是目前受供电方用电政策的制约,基本电费若依需量计费,需每季度提交最大需量预估申请,且对最大需量预估数据准确性要求较高,实际最大需量相对于预估最大需量上下浮动不能超过5%,若超过5%将会加倍收取基本电费。因此就目前电力政策而言,基本电费结算方式的优选需依据实际情况谨慎考虑。

同理，基于目前的用电政策及管线常规运行工况下的耗电量,1#热泵站、3#热泵站、4#热泵站、5#热泵站以及6#分输热泵站不但均满足申请调整为大工业用电性质的条件,且通过用电性质的变更每年可分别节约电力成本185.3、162.0、225.6、91.2和78.0万元。排除首站在其他管线上的电力消耗,该保温管线通过优化电费结算方式,全线电单价可下调约0.12元,每年可节约电力成本超1 500万元。此外,目前随着电力市场不断深化改革,国家逐渐推广电力市场直购电交易,各输油站通过参与直购电交易,可进一步获得优惠电价。