| 标题 | 油气管道公司用电成本优化控制策略研究 |
| 范文 | 吴丽丽 方学民 刘振方 郑会 赵晓丽摘要：用电成本控制的研究对油气管道公司具有重要意义。油气管道公司控制电费成本需着重解决以下两个问题：第一，哪些因素导致用电成本偏高？第二，如何充分合理运用现有的电价政策，有效实施用电成本控制策略？为解决这两个问题，首先需要分析油气管道公司用电成本现状及问题：然后重点要对油气管道公司用电成本的优化控制策略进行研究。从油气管道公司内部看，油气管道公司的用电成本主要分为三个部分：基本电费、电度电费及力调电费。目前这三部分用电成本都存在优化控制的可能性。大量的实地调研及数据分析结果显示，合理设计供电容量，合理选择基本电价计费方式；及时申请基本电费计费方式的变更，减少基本电费的支出；及时申请减容或暂停，减少基本电费和力调电费的支出以及积极申请大用户直接交易等，可以明显降低油气管道企业用电成本。 关键词：油气管道公司；用电成本；优化控制；基本电费；电度电费；力调电费；大用户直接交易 中图分类号：F275.3 文献标识码：A 文章编号：1673-5595（2018）03-0008-07 一、研究背景及目的 随着国际油价不断降低，油气企业的利润迅速下滑，降低经营运行成本压力加大。由于能源市场化改革步伐不断加快，油气企業不能像过去那样过多关注市场规模的扩大而相对忽略成本的管理，必须通过成本控制来提高竞争力。对于油气管道公司而言，其成本的50%以上为电费支出，因此加强用电成本控制，在目前中国能源行业节能减排增效的大背景及能源企业竞争不断增强的现实压力下，对油气管道公司具有十分重要的意义。着眼未来，天然气的巨大发展潜力及油气储量的增加使得对油气管道公司成本控制问题的研究，尤其是用电成本控制问题的研究具有长远的战略意义。 在油气市场化改革不断推进的同时，电力市场化改革也在快速推进。电力市场化改革把发电和售电侧引入市场竞争，一方面为油气企业降低用电成本提供了有利条件，另一方面也对油气管道公司更好地理解并利用这些政策来降低用电成本提出了挑战。例如，油气管道企业较普遍地对用电成本控制缺乏经验，不了解与电力公司业务往来中应享有的权利，难以有效获得用电成本控制的必要信息和服务。本文的研究将针对这些问题为油气管道公司在用电成本控制方面提供一定指导。 目前国内关于油气管道公司成本控制的研究还主要集中在对油气管道运行优化的研究，例如宫敬等提出的定批量优化模型和定流量优化模型，能够确定能耗最低的运行工况：康正凌等建立了多目标成品油管道优化运行数学模型，应用动态规划方法求解管道匹配的最优泵组合；陈媛嫒等以西南成品油管道泵站为例，运用动态规划原理，建立了管道全线动力费用最低目标函数，建立了泵站开泵方案优化过程数学模型：杨雪等以管道全线动力费用最低为目标函数，以泵站在实际运行过程中需要完成的油品输量为约束条件，采用遗传算法进行优化计算，来降低动力费用；康正凌等考虑分时电价的情况，建立了成品油管道运行电费优化数学模型：左丽丽等以长乎原油管道为例，从优化运行方案的角度研究如何降低长呼原油管道的输油能耗，建立了定流量稳态优化运行数学模型。由此可见，目前的研究还主要集中于油气管道节能降耗方面，专门针对油气管道运输中用电成本控制的研究还不曾见到，因此本文的研究具有较大创新性。本文的研究将解决以下两个问题：第一，哪些因素导致油气管道公司用电成本偏高？第二，如何充分合理运用现有的电价政策，有效实施用电成本控制策略？本文将首先分析油气管道公司用电成本现状及问题，然后重点对油气管道公司用电成本的优化控制策略进行研究。 二、油气管道公司用电成本存在的问题及原因 油气管道运输主要以电为原动力，规模油气管道企业用电负荷较大，受电变压器容量远远大于315 kV·A，基本都享受大工业用电价格。大工业用电实行两部制电价，电费由基本电费和电度电费两部分构成，另外还实行按功率因数调整电费的办法。从电费的构成来看，目前油气管道企业用电成本控制中存在以下问题： （一）基本电费计价方式不合理 基本电费反映的是用电的容量成本或固定成本。据统计，油气管道企业基本电费一般占总电费的30%左右，个别企业达到60%以上，远远超过大工业用电企业约15%的平均水平。 造成基本电费偏高的原因主要因为基本电费计费方式不合理。基本电费计价方式包括容量计价和最大需量计价两种计价方式。一般情况下，在用电负荷比较大时采用按照容量计价的方式是合理的（在本文第三部分中会有详细说明），其余情况应该采用按照最大需量计价。但是，目前绝大部分油气管道公司采取按照容量计价的方式（这是电力公司最初自动默认的基本电费计价方式），从而导致基本电费额度偏高。 图1列举了几个典型站场及分公司2015年基本电费支出情况。图1（a）、（b）和（d）的基本电费都是按容量计价。配电变压器容量大而实际用电量小会使按容量计收用户的基本电费支出偏高。图1（a）中压气站前3个月每月基本电费支出为40.13万元。4月开始由于申请暂停一台变压器基本电费才降低1/2。但是当申请的容量暂停时限过了之后，容量和基本电费自动恢复到申请前的水平。该站仅333×10。kW·h的全年用电量使基本电费支出在总电费中占据了相当大的比重，除极个别的月份外基本电费都占到总电费的80%以上。用电量小而容量费高使得该站平均电费达到1.5元/（kV·h），远高于当地大工业用电0.499元/（kW·h）的平均价格。图1（b）中压气站9月以前基本电费按容量收取，每月为372.8万元。基本电费支出在个别月达到60%以上，在6月份甚至接近90%。后基本电费由按容量改为按需量计收才下降到224万元。图1（d）中分公司基本电费占全年电费总支出的26.9%，个别月达到了66%。其中4月以后，有功电量波动较大，但基本电费水平保持不变，这说明基本电费的计价方式显然不够合理。图1（c）中分公司基本电费虽按需量收取，但支出依然略偏高，在2015年5月高达758.3万元，这是因为当有功电度量增加时该公司没有及时变更最大需量规模，当实际最大需量超过了申请量的105%时，超出的部分双倍收取基本电费，使基本电费费用增加。 （二）力调电费支出总体偏高 力调电费是指根据供电部门计算功率因数的方法，高于或低于规定标准时，在按照规定的电价计算出当月电费后，再按照“功率因数调整电费表”所规定的百分数增减的电费。“增”相当于对功率因数低的罚款，“减”则相当于对功率因数高的奖励。功率因数标准会因电压等级、用途和地区不同而有所区别，一般160 kV·A以上的高压供电工业用户的功率因数标准为0.90，在此基础上，功率因数每提高0.01，月电费减少0.15%，到0.75%为止；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，电费增加2%。因此，适当提高功率因数，不但可以减少线路损失、提高用电设备的工作效率、充分发挥设备的生产能力，而且可以降低用电单价，减少电费支出。 然而目前油气管道公司力调电费的支出总体上偏高，个别油气站存在极高现象。2015年有的输油站力调电费高达5 000万元，占全部电费支出的44%；2016年1至5月有的输油气分公司每月的力调电费平均高达300万元以上，究其原因主要有：（1）输电线路没能及时移交，造成力调电费考核的出口计量点不合理，专线输电线路无功损耗大；（2）存在“大马拉小车”現象，即配电变压器容量大而用户实际使用容量较小的现象，这种现象势必会造成多支出配变损耗电费；（3）无功补偿不够，或在负荷太低的情况下不能及时切换无功补偿装置，从而使得无功补偿平均功率因数偏低。 （三）电度电费尚存在节约空间 电度电费是按用户实用电度数计算的电费，它代表电力工业企业成本中的电能成本。目前油气管道企业在电度电费成本管理方面还存在一些问题。 首先，各油气站场用电类别不一致，导致电费成本控制困难，增大了用电成本。例如，中国石油管道公司所属的庆铁线5个站场采用的是非工业用电，长吉线3个站场（双阳、永吉、吉林）采用的是大工业用电，1个站场（大南）采用的是普通工业电价，1个站场（九战）采用的是一般工商业用电。在各种用电类别中，大工业电价最低（除居民电价以外），一般工商业电价较大工业用电价格高30%左右，因此最理想的状态是各场站可以统一到大工业电价。但是，由于中国目前实行严格的电价管制，需求侧的平均电价一般难以改变。虽然调整场站的用电类别会导致总体需求电价降低，但仅由油气管道公司申请难以实现调整。新建的油气站可以积极申请采用大工业电价形式。 其次，大用户直接交易电价政策还没有被充分利用。该政策是指符合准入条件的电力大用户与发电企业直接协定购电量和购电价格，由电网企业按规定提供输配电服务的购电交易方式。根据初步预计，2016年电力大用户与发电企业直接交易购电价格平均降低0.051元/（kw·h）。油气站或分公司若能对大用户直接交易政策有充分了解，积极申请大用户与发电企业直接交易，则有很大节约用电成本空间。 三、油气管道公司用电成本优化控制的方法 经济全球化下企业面临激烈的竞争。“竞争战略之父”迈克尔波特在《竞争战略》中指出，企业竞争战略有三种：总成本领先战略，差异化战略和专一化战略。油气管道公司的产品差异小，因而总成本领先成为油气管道公司首要的竞争战略。从对油气管道公司用电成本现状的分析可以看出，目前油气管道公司的用电组成的三个主要部分都存在优化控制的可能性和成本降低的空间，因此油气管道公司可以采取以下措施减少电费支出，降低生产成本： （一）选择合理的电费计价模式降低基本电费 容量计价、最大需量计价两种计费方式分别在何种情况下更合理呢？解决这一问题的关键是找到采用最大需量与变压器容量等费用的最佳平衡点。假设采用最大需量与变压器容量等费用的最佳平衡点为最大负荷为B千瓦的情况，那么： 若采用最大需量计费方式，则基本电费（P）为： P=B×αL （1）式中：B为最大负荷（最大需量）；α为按照最大需量计费时按照容量计费的电价倍数，α的取值范围为1.25～1.55，多数情况下为1.5左右：L为按照容量计费的单位电价。 若采用容量计费方式，则基本电费（P）为： P=T×L （2）式中：T为容量值；L为单位容量电价。 采用最大需量计费和采用容量计费相等时的最大负荷需要满足的条件是： B×αL/1.050=T×L （3） 由式（3）可以得出： B/T=1.05/α （4） 当α的值为1.5时，即当按照最大需量计费电价是按照容量计费电价的1.5倍时，BIT=0.7：当α=1.25时，B/T=0.84；当α=1.55时，B/T=0.68。这说明：（1）当按照最大需量计费的电价是按照容量计费的电价的1.5倍，且站内的实际最大负荷大于70%的变压器容量时，采用变压器容量的收费方式比较合适：最大负荷为40%-70%的变压器容量时，可以根据生产实际的负荷确定最大需量：当负荷低于40%时，可采用40%的最大需量，如图2所示。（2）当站内的实际最大负荷小于68%的变压器容量时，按照最大需量计收基本电费更为合理。油气管道公司应积极利用相关规定，根据电力负荷的变化适时提交基本电价计费方式变更的申请。计费方式可以按季度变更（需提前15日提出申请）。合同最大需量核定值可以按月变更，需要提前5个工作日进行申请②。 （二）采用合理的控制措施节约力调电费力调电费的计算公式为： 力调电费=（基本电费+电度电费）×功率因数调整率 （5） 式（5）表明，力调电费的节约可以通过降低基本电费来实现，也可以通过提高功率因数调整率来达成。 功率因数调整率是根据计算得出的cosp值查功率因数调整电费表得来，功率因数的计算公式为： （6）式中：S是功率因数调整率，功率因数高于标准值减收，低于标准值增收电费；P是有功功率；Q是无功功率。 式（6）表明，提高有功功率、降低无功功率可以提高功率因数调整率，这可以通过无功补偿装置实现。现阶段油气管道公司常用的无功补偿方式主要有电容无功补偿和SVG无功补偿。前者为无源方式，主要依靠无源器件自身属性进行；后者是通过静止无功发生器采用电能变换技术，主动发出无功电流，补偿负载无功电流。两者的区别在于SVG无功补偿可实现动态连续无极调节，而且可以矫正波形，保证供电质量，运行灵活。而电容无功补偿只能进行分步骤投切，存在一定的死区，只能部分解决无功补偿或谐波问题。在输油泵输出功率较为稳定时，可对输油泵进行电容性无功补偿。在较为偏僻的站点，常年备用站场以及电能质量较差的区域，可应用SVG无功补偿设备：当站点非油气输送设备耗能较少时，可在主要设备上安装无功补偿设备，当非油气输出耗能较大时，应在电路的主线路上加装无功补偿设备。 申请变压器的暂停和减容也可以提高功率因数。当油气站的电力负荷较低时，例如在油气站开始运行的初期，应及时申请电容器的减容或暂停，避免“大马拉小车”现象。当生产运行条件发生变化时，尤其是当油气站动力负荷下降时，为减少力调电费的支出也应及时申请减容或暂停。申请减容、暂停、减容恢复、暂停恢复用电，应提前5个工作日。虽然规定一年内的暂停期間累计不得超过6个月，但超过6个月的情况可以申请减容，减容期限不受时间限制。 （三）积极申请大用户直接交易降低电度电费 与大工业电价相比，大用户直购电电价一般要便宜0.04～0.10元/kW·h，与其他用电类电价相比，则更便宜。因此，油气管道企业应利用好大用户直购电政策。大用户直购电政策一般要求包括：电压等级要求，一般要求在110kV以上，有的放宽至35kV、10kV以上；用电量要求，要求用户年用电量在2×108kW·h及以上：有的还有交易量要求，例如，吉林省电力公司年交易电量在5 000×104kW·h以上。在有用电量要求的情况下，油气站可通过打捆或以分公司的名义申请大用户直购；对于交易量（新增用电量）的规定，可以通过低报存量电量（原有用电量）的方式实现大用户直购。 （四）油气管道公司用电成本控制的制度建设 油气管道公司用电成本控制关键在于制度建设。成本管理与制度建设已成为当前各大型企业分公司聚焦的问题。油气管道公司对用电成本控制的制度建设应格外重视。目前成本控制研究多集中于公司一级如何构建成本控制问题，由于总公司对下属的公司没有成本目标要求，对下属的油气管道公司的成本控制缺乏激励政策，很少有分公司主动采取措施降低用电成本，在公司内部成本控制框架内结合分公司自身实际进行分公司内部控制的分公司更少。石油管道运输业是五大运输行业之一，是国民经济的重要部门。管道公司是中国石油天然气股份有限公司的分公司，管道分公司每年的输油量和输油价格是由上级指定的，自身没有控制的权利，只能对成本进行管理，只对发生的成本负责，是一个严格的成本责任中心。因此，成本管理问题成为了管道分公司的核心问题。目前其成本管理中还存在许多问题和不足，需要对其用电成本控制进行制度建设，主要是预算制度、目标管理制度、对标制度、考核制度和奖惩制度的建设。 四、节约电费案例分析 （一）选择合理计费方式节约基本电费 在执行大工业电价的前提下，将基本电费计价方式调整为按最大需量计价，可以节约大量基本电费。下面结合油气站相关数据选择合理的计费方式，对比新的计费方式与原有的计费方式的电费节约情况。 例如，北京天然气管道公司阳曲压气站变压器为3×50000=150000kV·A，电力负荷为5×20000=100000 kW。变压器容量单价为每月25元/（kV·A），最大需量电价为36元/（kV·A）。根据以上数据做如下计算： 北京天然气管道阳曲站的基本电费按最大需量计为36元/kW，按容量计为25元/（kV·A），即α值为36/25=1.44。根据式（4）可得：B/T=1.05/a=1.05/1.44=0.73，即当站内的实际最大负荷大于73%的变压器容量时，采用变压器容量的收费方式比较合理：在最大负荷40%～73%，可以根据生产实际的负荷确定合适的最大需量；当最大负荷低于40%时，可采用40%的最大需量。 计算得到的北京天然气管道阳曲站2015年5月至2016年5月应该缴纳的基本电费见表1。表1显示，通过改善基本电费计价模式，阳曲站在2015年5月至2016年5月可节约的基本电费额度为98.43万元，占其实际缴纳基本电费的3.18%。 （二）合理控制措施节约力调电费 1.降低基本电费，节约力调电费 例如，西南管道江油站每月最大需量均低于容量的40%，基本电费按照需量计收更经济，最大需量应按容量的40%计算。该站变压器容量为6300kV·A，基本电费按照最大需量计价为39元/（kV·A），因此该站每月基本电费为9.82万元，比按容量计收的每月15.6万元节省5.8万元。江油站在2015年3至12月可节约基本电费57.7万元（该站在2015年3月以前一直按一般工商业缴收电费），占其基本电费的36.99%，占全部电费的9.24%。 根据江油站提供的功率因数数据，根据式（5）并以0.90为标准值的功率因数调整电费办法，可以计算得到力调费率，见表2。根据力调费率，计算得到节约的力调电费为5.05万元，占其力调电费的13.61%。所以江油站可节约的电费合计为57.7+5.05=62.75万元。节约电费10.37%。 2.及时申请暂停业务，提高功率因数，降低力调电费 例如，中石油管道公司所属的中原输油气分公司某压气站的110kV变电所，电驱压缩机不运行时，功率因数很低，达不到考核要求，每月力调电费近100万元。在不影响正常的生产运行情况下，该压气站申请停用一条外电线路，节省力调电费。此外，该压气站为了减少电费支出，还申报了压气站动态增设无功补偿装置的节能项目，目前项目正在实施。 3.通过无功补偿装置保障电压稳定，提高功率因数，降低力调电费 例如，北京天然气管道公司站场现场都有主变变压器有载调压、中低压无功补偿、无源滤波以及低频低压减载装置，这些装置在建站期间就已安装，有效地保障了电压的稳定，功率因数均在0.9以上，通常为0.92～0.95。通过无功补偿装置，北京天然气管道公司2015年节约力调电费174万元。 西气东输管道公司、中国石油管道公司、西南管道公司、西部管道公司等油气管道企业相关油气站都安装了静止型动态无功补偿装置（sVG）来减少或避免力调电费。 （三）签订大用户直供合同节省电度电费 以西气东输管道公司甘陕管理处为例，2015年淮阳站、郑州站和鲁山站与发电厂签订了大用户直购电协议。截至2016年7月底，彭阳站、海原站、盐池站、中卫站、潼关站、高陵站、淮阳站、郑州站、鲁山站和定远站等10余个站场递交了或正在递交大用户直购电的申请。其中，6个站场已经获得了准入资格的批复，已与发电厂进行了初步洽谈：5个站场完成了与发电厂意向的签订；2个站场（潼关站和高陵站）已经获得了政府部门的批复，与发电厂正式签订了大用户直购电协议。潼关站和高陵站2016年获批的直购电电量分别是310×104kW·h和4000×104kW·h，降价额度均为0.04元/（kW·h），这样，这两个站场2016年将节约电费172.4万元。 通过签订大用户直供合同油气管道公司总体节约的电费成本可以通过分式计算。本文按大用户直接交易电量为全部电量的10%进行保守分析（根据国家电网统计资料显示，各省大用户直接交易电量占全部电量的比例一般高于10%）。根据油气管道公司各地区公司2015年消费电量和电度电费支出情况，计算得出的采用大用户直接交易电费节约的情况见表3。表3显示，按照2015年全部用电量的10%采用大用户直接交易，油气管道公司在A、B两种情境下（单位电价分别下降0.051元和0.10元），总体可节约电费分别为25.75百万元和50.50百萬元，占全部电费的比例分别为0.89和1.75%。 五、总结及建议 从油气管道公司的内部看，油气管道公司的用电成本主要有三部分：基本电费、电度电费及力调电费，目前都存在着较大的优化控制空间和可能性。油气管道企业应该合理利用现有电价政策节约用电成本。具体来说，可以考虑以下几种方式： 第一，选择合适的基本电价计费方式。当基本电费比例超过20%时，基本电费计费方式不够合理，应该调整基本电费计价方式。确定合适的基本电价计费方式时需考虑容量和最大负荷因素，其次还需要考虑按照容量计价的电价因素和按照最大需量计价的电价因素。 第二，及时提交基本电费计费方式变更的申请，减少基本电费的支出。当生产运行条件发生变化时，即当油气站动力负荷下降或上升时，应该及时提交基本电费计价方式变更的申请。 第三，及时申请减容或暂停，减少基本电费和力调电费的支出。一般来说，油气站运行初期机组利用率很低，这时应申请减容或暂停：当生产运行条件发生变化时，尤其是当油气站动力负荷下降时，也应及时申请减容或暂停。 第四，积极申请大用户直接交易。油气管道企业应了解相关法律法规，仔细分析法律法规的内容，利用好用电优惠政策。大用户直购电政策一般要求包括：电压等级要求、电用量要求，有的还有交易量要求。在有电用量要求的情况下，可以通过油气站打捆方式以分公司名义申请大用户直购；对于交易量的规定，可以通过低报存量电量（原有用电量）的方式实现。 责任编辑：张岩林 |
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