LNG接收站經(jīng)濟性運行策略優(yōu)化

劉奔 郭開華 魏光華 高一峰 李寧 皇甫立霞

1.中山大學工學院 2.廣東大鵬液化天然氣有限公司

近年以來，天然氣作為一種清潔能源越來越受到世界各國的青睞，全球LNG交易量逐年增加。LNG在國內(nèi)得到了迅猛的發(fā)展，越來越多的LNG接收站也逐漸建成投產(chǎn)[1-2]。氣化LNG需要大量的電能，據(jù)統(tǒng)計，接收站的電費約占接收站總生產(chǎn)運營成本的30%，具有極大的節(jié)能潛力。

LNG接收站的運行模式主要取決于其外輸負荷，而外輸負荷很大程度會受到季節(jié)時間的影響并具有較強的周期性。接收站的經(jīng)濟運行應在滿足接收站生產(chǎn)外輸安全、穩(wěn)定、可靠的前提下，充分利用好兩部制電價，合理地啟停接收站內(nèi)的用電設(shè)備，盡可能獲得較大的經(jīng)濟效益[3-7]。亦即要求在接收站外輸負荷一定的條件下，通過生產(chǎn)線最優(yōu)啟停安排，使總的電費最少。

接收站現(xiàn)有運行策略是隨外輸管網(wǎng)的壓力變化啟停生產(chǎn)線：夜間谷電價時段向外輸管網(wǎng)內(nèi)儲氣增壓，在谷電價結(jié)束時盡量將管網(wǎng)壓力升至最高允許壓力；白天峰、平電價時段保壓運行，讓管網(wǎng)壓力緩慢下降，在晚上谷電價時段的起始時間盡量降至最低允許壓力，若要進行啟線操作，則盡量在平電價時段啟線，以盡量減少電費[8]。然而這樣的運行策略是通過運行經(jīng)驗定性得到的，沒有優(yōu)化準則和定量分析計算作指導，不能充分利用好兩部制電價制度。

本研究根據(jù)LNG接收站的外輸負荷周期性變化特點及峰谷電價政策，建立了經(jīng)濟運行數(shù)學模型，從而在理論上獲得經(jīng)濟運行策略優(yōu)化準則，并利用自主搭建的動態(tài)仿真平臺對LNG接收站的經(jīng)濟運行優(yōu)化模型進行定量分析研究。

1 接收站經(jīng)濟性優(yōu)化數(shù)學模型

1.1 目標函數(shù)

接收站內(nèi)主要用電設(shè)備為9臺低壓泵、2臺BOG壓縮機、8臺高壓泵以及8臺海水泵，接收站的經(jīng)濟性運行建立在平穩(wěn)外輸?shù)幕A(chǔ)上，因此，這些設(shè)備的總耗費取決于接收站的外輸負荷，即

minF=∑Fi(WGi)

(1)

式中:F為總電費；Fi為各個時段的電費；WGi為外輸流量，F(xiàn)i是WGi的函數(shù)。

經(jīng)濟性運行的基礎(chǔ)在于兩部制電價制度，接收站的電費包括基本電費和電度電費兩部分。電度電費取決于電度電價，電度電價為分時電價，深圳市大工業(yè)用戶分時電價組成如表1所示。從表1可以看出，一天24 h分為8個不同的時段，峰電價時段占3個，共7 h，平電價時段占4個，共9 h，谷電價時段占1個，共8 h?；倦娰M按每月進行計算，為當月最高負荷15 min的平均值乘以需量電價，該接收站的需量電價為44元/kW。

表1 深圳市大工業(yè)用戶分時電價組成Table 1 Time-of-use electricity price of large industrial user in Shenzhen時間時段類型電價/(元·度-1)23:00～7:00谷0.280 97:00～9:00平0.664 99:00～11:30峰0.969 611:30～14:00平0.664 914:00～16:30峰0.969 616:30～19:00平0.664 919:00～21:00峰0.969 621:00～23:00平0.664 9

將一天按照峰谷電價分為8個不同的時段，則有：

(2)

該目標函數(shù)存在一個等式約束條件：在一個周期內(nèi)，接收站的總供氣量ΣQGi與總用戶用氣量ΣQLi必須保持平衡。接收站經(jīng)濟性運行的必要條件是充分利用接收站龐大的外輸管網(wǎng)以及兩部制電價，在谷段電價的起始時間晚上23時將管網(wǎng)壓力控制在最低允許壓力，之后利用谷段電價向管網(wǎng)中儲氣升壓，并在谷段結(jié)束時間的早上7時將管網(wǎng)壓力升至最大允許壓力，如此循環(huán)往復。因此，取一日為一個周期，則有：

(3)

根據(jù)給定的目標函數(shù)和等式約束條件建立一個拉格朗日函數(shù)如式(4)：

(4)

求解上式的最小值的條件為：

(5)

求解該優(yōu)化問題的優(yōu)化準則為：

(6)

(Mi+ΔM)dt

(7)

1.2 約束條件

1.2.1外輸壓力約束

接收站正常外輸時，為滿足東部電廠、中華煤氣、香港電燈以及輸氣干線各用戶的壓力要求，外輸?shù)膲毫Ρ仨毧刂圃?.5～9 MPa，即

pmin

1.2.2再冷凝器液位控制約束

再冷凝器是接收站的心臟，其運行狀況會在很大程度上影響接收站的正常外輸。接收站運行時要求再冷凝器液位LREC控制在30%～60%，即

30%

1.2.3接收站進出口海水溫差約束

為盡可能減小接收站對環(huán)境的影響，要求接收站進出口海水溫差Δtsea控制在5 ℃以內(nèi)，即

Δtsea<5 ℃

1.2.4高、低壓泵正常外輸時流量約束

根據(jù)生產(chǎn)廠家給出的特性曲線以及接收站現(xiàn)場各泵的實際運行數(shù)據(jù)，可以擬合得到各泵的壓力-流量特性曲線和功率-流量特性曲線。高、低壓泵在運行時，其工作流量必須控制在一定范圍，即

200 m3/h

1.2.5高壓泵啟停時間約束

高壓泵作為生產(chǎn)外輸過程中最核心的設(shè)備，前與再冷凝器相連，后與ORV相連，其啟停運行將直接影響到再冷凝器液位的穩(wěn)定以及外輸流量、壓力的變化，因此，在啟停高壓泵時需要特別注意，接受站現(xiàn)場人員在啟泵時往往需要10～30 min來使高壓泵的負荷逐漸升至額定負荷，即

10 min<ΔtS<30 min

1.2.6接收站外輸生產(chǎn)線數(shù)量約束

接收站生產(chǎn)線的定義為1臺低壓泵、1臺高壓泵、1臺ORV搭配1臺海水泵，其中低壓泵、高壓泵、ORV的LNG流量彼此相互匹配，設(shè)計流量均為200 t/h，且ORV最大允許流量為210 t/h。目前，接收站內(nèi)配有9臺低壓泵、8臺高壓泵、8臺海水泵、7臺ORV，6用1備，因此接收站最大外輸生產(chǎn)線數(shù)量為6條。而為了保證BOG的回收以及接收站內(nèi)保冷循環(huán)的正常進行，接收站最小外輸生產(chǎn)線數(shù)量控制在1條，即最大、最小外輸生產(chǎn)線分別為6條及1條，接收站總外輸流量的調(diào)節(jié)范圍為：

200 t/h

2 LNG接收站經(jīng)濟性運行仿真平臺的建立

由于該優(yōu)化問題是一個高維、非凸、離散的復雜非線性混合規(guī)劃問題，也是數(shù)學上多項式復雜程度較高的非確定性(NP)完備問題，很難直接進行求解，因此搭建LNG接收站動態(tài)操作仿真平臺來進行仿真試驗。仿真平臺的搭建參考了鄧勵強的LNG接收站再冷凝器系統(tǒng)[9-10]，主要包括儲罐、低壓泵、BOG壓縮機、再冷凝器、高壓泵、ORV及外輸管網(wǎng)等系統(tǒng)模塊。

3 針對各典型日負荷的運行策略優(yōu)化

分析接收站外輸量數(shù)據(jù)，可以總結(jié)出3種夏季典型的日負荷曲線，分別對應日外輸負荷24 000 t/d、20 000 t/d及16 000 t/d。從圖2中可以看出，接收站用戶提氣特性具有明顯的規(guī)律性，在一個日周期內(nèi)，從夜間23時至第二天早上6時提氣量較少，7時開始增加，8時至21時提氣量較大且穩(wěn)定，在22時開始降低，23時進入下一個周期。分別對這3種外輸負荷下的接收站運行進行經(jīng)濟性優(yōu)化。

3.1 日外輸負荷20 000 t下的經(jīng)濟性運行

適當增大接收站各平時段的外輸量，減小峰時段的外輸量，能夠使得外輸管網(wǎng)的壓力在峰時段下降，但在平時段卻能夠有所回升，最終降至最低允許壓力值的7.5 MPa，充分利用了管網(wǎng)的儲氣調(diào)峰能力。優(yōu)化計算結(jié)果如圖3及表2所示。為方便比較，可以計算出兩種運行方式下的比耗費，接收站原運行方式比耗費為10.74元/t，按照計算得出的優(yōu)化運行方式來運行，比耗費為10.42 元/t，可節(jié)省2.98%。

3.2 日外輸負荷24 000 t下的經(jīng)濟性運行

與前面的類似，通過調(diào)整接收站各時段的外輸量，得出了優(yōu)化運行方案，優(yōu)化計算結(jié)果如圖4及表3所示。計算出兩種運行方式下的比耗費，接收站原運行方式比耗費為10.55 元/t，按照計算得出的優(yōu)化運行方式來運行，比耗費為10.26 元/t，節(jié)省了2.75%。

表2 日外輸負荷20 000 t下兩種運行方式的外輸量及電費比較Table 2 Comparison of LNG output and electricity cost for two operating modes under the daily external load of 20 000 tons時段電價現(xiàn)場運行策略優(yōu)化運行策略分時電價/(元·度-1)需量電價/(元·度-1)總外輸量Q/t總用電量/度電費F/元總外輸量Q/t總用電量/度電費F/元23:00～7:00 0.280 9 0.088 55 195.2076 571.8028 285.625 256.9976 787.1028 365.157:00～9:000.664 90.088 51 606.1924 423.3818 400.581 940.3227 650.1320 831.619:00～11:300.969 60.088 52 410.3734 071.3136 050.851 547.7221 913.4723 186.6411:30～14:000.664 90.088 52 526.8935 478.0826 729.182 848.1340 637.4330 616.2414:00～16:300.969 60.088 52 526.8635 478.0337 539.312 059.8929 032.8030 719.6116:30～19:000.664 90.088 52 526.8435 477.9326 729.072 919.5341 460.0031 235.9619:00～21:000.969 60.088 51 744.7524 323.9525 737.171 637.6023 079.1324 420.0321:00～23:000.664 90.088 51 687.4723 423.4317 647.211 837.8825 972.1319 567.41合計20 224.58289 247.91217 118.9920 048.08286 532.20208 942.65比耗費F/Q/(元·t-1)10.7410.42

表3 日外輸負荷24 000 t下兩種運行方式的外輸量及電費比較Table 3 Comparison of LNG output and electricity cost for two operating modes under the daily external load of 24 000 tons時段電價現(xiàn)場運行策略優(yōu)化運行策略分時電價/(元·度-1)需量電價/(元·度-1)總外輸量Q/t總用電量/度電費F/元總外輸量Q/t總用電量/度電費F/元23:00～7:00 0.280 90.088 56 454.3393 005.5734 356.266 450.3993 067.7334 379.227:00～9:000.664 90.088 51 934.0227 549.3720 755.692 209.9231 220.5723 521.579:00～11:300.969 60.088 52 532.2435 478.4437 539.742 062.7529 039.0330 726.2011:30～14:000.664 90.088 52 857.4740 177.5930 269.803 045.0941 871.9331 546.3114:00～16:300.969 60.088 53 027.9542 325.4744 784.582 535.1035 484.2037 545.8316:30～19:000.664 90.088 53 027.9542 325.5131 888.043 101.7842 432.2031 968.4219:00～21:000.969 60.088 52 255.6631 542.4433 375.052 026.1128 383.1730 032.2321:00～23:000.664 90.088 51 940.0827 258.7920 536.772 337.9132 138.1724 212.89合計24 029.71339 663.17253 505.9223 769.04333 637.00243 932.69比耗費F/Q/(元·t-1)10.5510.26

3.3 日外輸負荷16 000 t下的經(jīng)濟性運行

通過調(diào)整接收站各時段的外輸量，保證在谷電價時段結(jié)束時外輸管網(wǎng)的壓力能夠升至最大允許值的9.0 MPa，在日周期結(jié)束時能夠降至7.5 MPa，優(yōu)化計算結(jié)果如圖5及表4所示，計算出兩種運行方式下的比耗費，接收站原運行方式比耗費為10.19元/t，按照計算得出的優(yōu)化運行方式來運行，比耗費為9.40 元/t，節(jié)省了7.75%。

接收站每個周周期在進行外輸時，往往會存在3天的日負荷為24 000 t，3天的日負荷為20 000 t，僅在周日會出現(xiàn)最低日負荷16 000 t，若按照接收站現(xiàn)有的運行策略來運行，接收站每月電費為631.9萬元，若

表4 日外輸負荷16 000 t下兩種運行方式的外輸量及電費比較Table 4 Comparison of LNG output and electricity cost for two operating modes under the daily external load of 16 000 tons時段電價現(xiàn)場運行策略優(yōu)化運行策略分時電價/(元·度-1)需量電價/(元·度-1)總外輸量Q/t總用電量/度電費F/元總外輸量Q/t總用電量/度電費F/元23:00～7:00 0.280 90.088 55 657.4682 040.4330 305.746 012.3986 998.5032 137.257:00～9:000.664 90.088 51 203.9617 402.5313 111.061 364.8619 798.8214 916.439:00～11:300.969 60.088 51 508.0421 753.2923 017.15580.398 956.589 476.9611:30～14:000.664 90.088 51 507.9821 752.9916 388.702 658.7137 484.9728 241.1714:00～16:300.969 60.088 51 507.9421 752.8023 016.64849.7512 489.9713 215.6316:30～19:000.664 90.088 51 897.2827 360.7520 613.592 648.5237 435.1028 203.6019:00～21:000.969 60.088 51 598.442 868.6224 197.28757.4311 007.7711 647.3221:00～23:000.664 90.088 51 595.7722 868.7017 229.281 281.7718 518.1013 951.54合計16 476.86237 800.10167 879.4416 153.81232 689.80151 789.90比耗費F/Q/(元·t-1)10.199.40

按本文提出的經(jīng)濟性運行方案來運行，每月電費為604.2萬元，每月可節(jié)省4.38%的電費。

4 結(jié) 論

根據(jù)LNG接收站現(xiàn)有運行模式，提出了經(jīng)濟性運行策略，對國內(nèi)某LNG接收站進行實例研究，得到以下結(jié)論：

(2) 利用LNG接收站動態(tài)仿真系統(tǒng)，并與本文導出的優(yōu)化準則相結(jié)合，能夠快速有效地獲得經(jīng)濟運行優(yōu)化策略。

(3) 研究和分析了接收站3種夏季典型日外輸負荷下，LNG接收站的經(jīng)濟性運行策略，為接收站經(jīng)濟性運行提供了指導方向。由于受到接收站現(xiàn)場運行約束的限制，實際運行很難達到理論上的最優(yōu)，本文求出的優(yōu)化方案是能滿足各項約束的準優(yōu)解。

(4) 本文實例研究給出的優(yōu)化運行策略，更多是從經(jīng)濟性角度出發(fā)，給出優(yōu)化方向，對于實際廠家，還應綜合考慮設(shè)備的適應性、運行人員的負擔和操作能力以及工藝的合理性等多方面因素，進而得到合適的經(jīng)濟性運行策略。

符號說明

F-電費，元;W-流量，t/h;Q-外輸質(zhì)量，t;

Δp-各類設(shè)備進出口壓力差，kPa;

ρ-流經(jīng)各設(shè)備的LNG密度，kg/m3;

η-各設(shè)備電機的運行效率;M-電價，度/元;

ΔM-折算得到的需量電價，度/元; HP-高壓泵;

LP-低壓泵; SP-海水泵; BOGC-BOG壓縮機;

下標i-時間段; 下標j-高壓泵設(shè)備序號;

下標k-低壓泵設(shè)備序號; 下標m-海水泵設(shè)備序號;

下標n-BOG壓縮機設(shè)備序號。