石油与天然气化工  2018, Vol. 47 Issue (5): 39-44
LNG接收站经济性运行策略优化
刘奔 1, 郭开华 1, 魏光华 2, 高一峰 2, 李宁 1, 皇甫立霞 1     
1. 中山大学工学院;
2. 广东大鹏液化天然气有限公司
摘要:节能降耗一直是企业发展的重要措施。针对液化天然气(LNG)接收站的外输负荷周期性变化特点及峰谷电价政策,建立了LNG接收站的经济运行优化模型,理论上获得经济运行策略优化准则。由于接收站的运行条件复杂多变,各设备的运行工况彼此相互耦合,很难对模型进行解析求解,因此,建立了一个可以准确反映LNG接收站动态特性的运行操作仿真平台,并结合所导出的优化准则,选择国内某运营的LNG接收站3种夏季典型外输日负荷工况进行了运行策略优化,接收站每月可以节省约4.38%的电费。实例研究结果表明了此优化准则的有效性、动态仿真平台在寻优过程中的可靠性与优越性。
关键词LNG接收站    动态仿真    经济性运行    优化    两部制电价    
Optimization of economic operation for LNG receiving terminal
Liu Ben1 , Guo Kaihua1 , Wei Guanghua2 , Gao Yifeng2 , Li Ning1 , Huangpu Lixia1     
1. School of Engineering, Sun Yat-Sen University, Guangzhou, Guangdong, China;
2. Guangdong Dapeng LNG Company Ltd., Shenzhen, Guangdong, China
Abstract: Energy saving and consumption reduction have been important measures of enterprise development. Considering the periodic user load and the peak valley tariff policy, an optimization model of economic operation for LNG receiving terminal is established, from which an analytic formula (optimization criterion) for the optimization policies of economic operation is derived. Due to the complex operating conditions and the coupled devices in which the operating conditions are affected each other, it is difficult to get the solution of the model analytically, therefore a dynamic simulation system for the LNG receiving terminal system with the accurate dynamic characteristics of the terminal and the optimization criterion derived is built here, with which a case study of a domestic LNG receiving terminal under operation is made. The results of the case study affirm the effectiveness of this optimization criterion and the reliability and superiority of the dynamic simulation platform in the optimization process. In this paper, the operation strategy of three typical user load conditions of the receiving terminal is researched. About 4.38 percent of the electricity bill may be saved monthly for the LNG receiving terminal under this strategy.

近年以来,天然气作为一种清洁能源越来越受到世界各国的青睐,全球LNG交易量逐年增加。LNG在国内得到了迅猛的发展,越来越多的LNG接收站也逐渐建成投产[1-2]。气化LNG需要大量的电能,据统计,接收站的电费约占接收站总生产运营成本的30%,具有极大的节能潜力。

LNG接收站的运行模式主要取决于其外输负荷,而外输负荷很大程度会受到季节时间的影响并具有较强的周期性。接收站的经济运行应在满足接收站生产外输安全、稳定、可靠的前提下,充分利用好两部制电价,合理地启停接收站内的用电设备,尽可能获得较大的经济效益[3-7]。亦即要求在接收站外输负荷一定的条件下,通过生产线最优启停安排,使总的电费最少。

接收站现有运行策略是随外输管网的压力变化启停生产线:夜间谷电价时段向外输管网内储气增压,在谷电价结束时尽量将管网压力升至最高允许压力;白天峰、平电价时段保压运行,让管网压力缓慢下降,在晚上谷电价时段的起始时间尽量降至最低允许压力,若要进行启线操作,则尽量在平电价时段启线,以尽量减少电费[8]。然而这样的运行策略是通过运行经验定性得到的,没有优化准则和定量分析计算作指导,不能充分利用好两部制电价制度。

本研究根据LNG接收站的外输负荷周期性变化特点及峰谷电价政策,建立了经济运行数学模型,从而在理论上获得经济运行策略优化准则,并利用自主搭建的动态仿真平台对LNG接收站的经济运行优化模型进行定量分析研究。

1 接收站经济性优化数学模型
1.1 目标函数

接收站内主要用电设备为9台低压泵、2台BOG压缩机、8台高压泵以及8台海水泵,接收站的经济性运行建立在平稳外输的基础上,因此,这些设备的总耗费取决于接收站的外输负荷,即

$ ~\text{min}F=\sum{{{F}_{i}}}({{W}_{{{\text{G}}_{i}}}}) $ (1)

式中:F为总电费;Fi为各个时段的电费;WGi为外输流量,FiWGi的函数。

经济性运行的基础在于两部制电价制度,接收站的电费包括基本电费和电度电费两部分。电度电费取决于电度电价,电度电价为分时电价,深圳市大工业用户分时电价组成如表 1所示。从表 1可以看出,一天24 h分为8个不同的时段,峰电价时段占3个,共7 h,平电价时段占4个,共9 h,谷电价时段占1个,共8 h。基本电费按每月进行计算,为当月最高负荷15 min的平均值乘以需量电价,该接收站的需量电价为44元/kW。

表 1    深圳市大工业用户分时电价组成 Table 1    Time-of-use electricity price of large industrial user in Shenzhen

将一天按照峰谷电价分为8个不同的时段,则有:

$ \text{min}F=\sum\limits_{1}^{8}{{{F}_{i}}}({{Q}_{{{\text{G}}_{i}}}}) $ (2)

该目标函数存在一个等式约束条件:在一个周期内,接收站的总供气量ΣQGi与总用户用气量ΣQLi必须保持平衡。接收站经济性运行的必要条件是充分利用接收站庞大的外输管网以及两部制电价,在谷段电价的起始时间晚上23时将管网压力控制在最低允许压力,之后利用谷段电价向管网中储气升压,并在谷段结束时间的早上7时将管网压力升至最大允许压力,如此循环往复。因此,取一日为一个周期,则有:

$ \sum\limits_{1}^{8}{{{Q}_{{{\text{G}}_{i}}}}}=\sum\limits_{1}^{8}{{{Q}_{{{\text{L}}_{i}}}}} $ (3)

根据给定的目标函数和等式约束条件建立一个拉格朗日函数如式(4):

$ {{C}^{m}}=\sum\limits_{1}^{8}{[{{F}_{{{\text{G}}_{i}}}}({{W}_{{{\text{G}}_{i}}}})-\lambda ({{Q}_{{{\text{G}}_{i}}}}-{{Q}_{{{\text{L}}_{i}}}})]} $ (4)

求解上式的最小值的条件为:

$ \left\{ \begin{align} &\frac{\partial {{C}^{m}}}{\partial {{Q}_{{{\text{G}}_{i}}}}}=0 \\ &\frac{\partial {{C}^{m}}}{\partial \lambda }=0 \\ \end{align} \right. $ (5)

求解该优化问题的优化准则为:

$ \left\{ \begin{align} &\frac{d{{F}_{\Sigma }}}{d{{Q}_{{{\text{G}}_{i}}}}}\text{-}\lambda =0 \\ &\Sigma {{Q}_{{{\text{G}}_{i}}}}=\Sigma {{Q}_{{{\text{L}}_{i}}}} \\ \end{align} \right. $ (6)

其中:

$ \begin{align} &{{F}_{{{\text{G}}_{i}}}}({{W}_{{{\text{G}}_{i}}}})=\int_{ai}^{bi}{{}}({{\Sigma }_{j}}\frac{{{W}_{\text{H}{{\text{P}}_{ij}}}}\Delta {{p}_{\text{H}{{\text{P}}_{ij}}}}}{{{\rho }_{{\text{HP}}_{i}}}{{\eta }_{\text{H}{{\text{P}}_{ij}}}}{{\eta }_{HP{{m}_{ij}}}}}+ \\ &\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \text{ }\Sigma k\frac{{{W}_{\text{L}{{\text{P}}_{ik}}}}\Delta {{p}_{\text{L}{{\text{P}}_{ik}}}}}{{{\rho }_{\text{L}{{\text{P}}_{i}}}}{{\eta }_{\text{L}{{\text{P}}_{ik}}}}{{\eta }_{\text{LP}{{m}_{ik}}}}}+\text{ } \\ &\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \Sigma m\frac{{{W}_{\text{S}{{\text{P}}_{im}}}}\Delta {{p}_{\text{S}{{\text{P}}_{im}}}}}{{{\rho }_{\text{S}{{\text{P}}_{\rm i}}}}{{\eta }_{\text{S}{{\text{P}}_{im}}}}{{\eta }_{\text{SP}{{m}_{im}}}}}+ \\ &\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \Sigma n\frac{{{W}_{\text{BOG}{{\text{C}}_{in}}}}\Delta {{p}_{\text{BOG}{{\text{C}}_{in}}}}}{{{\rho }_{\text{BO}{{\text{G}}_{i}}}}{{\eta }_{\text{BOG}{{\text{C}}_{in}}}}{{\eta }_{\text{BOGC}{{m}_{in}}}}})\times \\ &\ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \ \left( {{M}_{i}}+\Delta M \right)dt \\ \end{align} $ (7)
1.2 约束条件
1.2.1 外输压力约束

接收站正常外输时,为满足东部电厂、中华煤气、香港电灯以及输气干线各用户的压力要求,外输的压力必须控制在7.5~9 MPa,即

$ {{p}_{\text{min}}}<{{p}_{\text{NET}}}<{{p}_{\text{max}}} $
1.2.2 再冷凝器液位控制约束

再冷凝器是接收站的心脏,其运行状况会在很大程度上影响接收站的正常外输。接收站运行时要求再冷凝器液位LREC控制在30%~60%,即

$ 30\% < {L_{{\rm{REC}}}} < 60\% $
1.2.3 接收站进出口海水温差约束

为尽可能减小接收站对环境的影响,要求接收站进出口海水温差Δtsea控制在5 ℃以内,即

$ \Delta {t_{{\rm{sea}}}} < 5\ ℃ $
1.2.4 高、低压泵正常外输时流量约束

根据生产厂家给出的特性曲线以及接收站现场各泵的实际运行数据,可以拟合得到各泵的压力-流量特性曲线和功率-流量特性曲线。高、低压泵在运行时,其工作流量必须控制在一定范围,即

$ 200\;{{\rm{m}}^{\rm{3}}}{\rm{/h}} < {W_{{\rm{LP}}}}, {W_{{\rm{HP}}}} < 580\;{{\rm{m}}^{\rm{3}}}{\rm{/h}} $
1.2.5 高压泵启停时间约束

高压泵作为生产外输过程中最核心的设备,前与再冷凝器相连,后与ORV相连,其启停运行将直接影响到再冷凝器液位的稳定以及外输流量、压力的变化,因此,在启停高压泵时需要特别注意,接受站现场人员在启泵时往往需要10~30 min来使高压泵的负荷逐渐升至额定负荷,即

$ 10\;{\rm{min}} < \Delta {t_{\rm{S}}} < 30\;{\rm{min}} $
1.2.6 接收站外输生产线数量约束

接收站生产线的定义为1台低压泵、1台高压泵、1台ORV搭配1台海水泵,其中低压泵、高压泵、ORV的LNG流量彼此相互匹配,设计流量均为200 t/h,且ORV最大允许流量为210 t/h。目前,接收站内配有9台低压泵、8台高压泵、8台海水泵、7台ORV,6用1备,因此接收站最大外输生产线数量为6条。而为了保证BOG的回收以及接收站内保冷循环的正常进行,接收站最小外输生产线数量控制在1条,即最大、最小外输生产线分别为6条及1条,接收站总外输流量的调节范围为:

$ 200\;{\rm{t/h}} < {Q_{\rm{G}}} < 1\;260\;{\rm{t/h}} $
2 LNG接收站经济性运行仿真平台的建立

由于该优化问题是一个高维、非凸、离散的复杂非线性混合规划问题,也是数学上多项式复杂程度较高的非确定性(NP)完备问题,很难直接进行求解,因此搭建LNG接收站动态操作仿真平台来进行仿真试验。仿真平台的搭建参考了邓励强的LNG接收站再冷凝器系统[9-10],主要包括储罐、低压泵、BOG压缩机、再冷凝器、高压泵、ORV及外输管网等系统模块。

图 1     LNG接收站动态仿真系统原理图 Figure 1     Schematic diagram of dynamic simulation system for LNG receiving terminal

3 针对各典型日负荷的运行策略优化

分析接收站外输量数据,可以总结出3种夏季典型的日负荷曲线,分别对应日外输负荷24 000 t/d、20 000 t/d及16 000 t/d。从图 2中可以看出,接收站用户提气特性具有明显的规律性,在一个日周期内,从夜间23时至第二天早上6时提气量较少,7时开始增加,8时至21时提气量较大且稳定,在22时开始降低,23时进入下一个周期。分别对这3种外输负荷下的接收站运行进行经济性优化。

图 2     接收站3种典型日负荷 Figure 2     Three kinds of typical daily external loads of LNG receiving terminal

3.1 日外输负荷20 000 t下的经济性运行

适当增大接收站各平时段的外输量,减小峰时段的外输量,能够使得外输管网的压力在峰时段下降,但在平时段却能够有所回升,最终降至最低允许压力值的7.5 MPa,充分利用了管网的储气调峰能力。优化计算结果如图 3表 2所示。为方便比较,可以计算出两种运行方式下的比耗费,接收站原运行方式比耗费为10.74元/t,按照计算得出的优化运行方式来运行,比耗费为10.42元/t,可节省2.98%。

图 3     日外输负荷20 000 t下的两种运行方式外输流量及管网压力对比图 Figure 3     Comparison chart of send-out flow rate and pipe network pressure for two operation modes under the daily external load of 20 000 tons

表 2    日外输负荷20 000 t下两种运行方式的外输量及电费比较 Table 2    Comparison of LNG output and electricity cost for two operating modes under the daily external load of 20 000 tons

3.2 日外输负荷24 000 t下的经济性运行

与前面的类似,通过调整接收站各时段的外输量,得出了优化运行方案,优化计算结果如图 4表 3所示。计算出两种运行方式下的比耗费,接收站原运行方式比耗费为10.55元/t,按照计算得出的优化运行方式来运行,比耗费为10.26元/t,节省了2.75%。

图 4     日外输负荷24 000 t下的两种运行方式外输流量及管网压力对比图 Figure 4     Comparison chart of send-out flow rate and pipe network pressure for two operation modes under the daily external load of 24 000 tons

表 3    日外输负荷24 000 t下两种运行方式的外输量及电费比较 Table 3    Comparison of LNG output and electricity cost for two operating modes under the daily external load of 24 000 tons

3.3 日外输负荷16 000 t下的经济性运行

通过调整接收站各时段的外输量,保证在谷电价时段结束时外输管网的压力能够升至最大允许值的9.0 MPa,在日周期结束时能够降至7.5 MPa,优化计算结果如图 5表 4所示,计算出两种运行方式下的比耗费,接收站原运行方式比耗费为10.19元/t,按照计算得出的优化运行方式来运行,比耗费为9.40元/t,节省了7.75%。

图 5     日外输负荷16 000 t下的两种运行方式外输流量及管网压力对比图 Figure 5     Comparison chart of send-out flow rate and pipe network pressure for two operation modes under the daily external load of 16 000 tons

表 4    日外输负荷16 000 t下两种运行方式的外输量及电费比较 Table 4    Comparison of LNG output and electricity cost for two operating modes under the daily external load of 16 000 tons

接收站每个周周期在进行外输时,往往会存在3天的日负荷为24 000 t,3天的日负荷为20 000 t,仅在周日会出现最低日负荷16 000 t,若按照接收站现有的运行策略来运行,接收站每月电费为631.9万元,若按本文提出的经济性运行方案来运行,每月电费为604.2万元,每月可节省4.38%的电费。

4 结论

根据LNG接收站现有运行模式,提出了经济性运行策略,对国内某LNG接收站进行实例研究,得到以下结论:

(1) 根据LNG接收站的外输负荷周期性变化特点及峰谷电价政策,建立了LNG接收站的经济运行优化模型,在理论上获得经济运行策略优化准则,即各个时段的总耗费微增率相等:$ \frac{\mathit{d}{{\mathit{F}}_{\Sigma }}}{\mathit{d}{{\mathit{Q}}_{{{\text{G}}_{\mathit{i}}}}}}$=const,该优化准则可以广泛应用于存在周期性运行的生产。

(2) 利用LNG接收站动态仿真系统,并与本文导出的优化准则相结合,能够快速有效地获得经济运行优化策略。

(3) 研究和分析了接收站3种夏季典型日外输负荷下,LNG接收站的经济性运行策略,为接收站经济性运行提供了指导方向。由于受到接收站现场运行约束的限制,实际运行很难达到理论上的最优,本文求出的优化方案是能满足各项约束的准优解。

(4) 本文实例研究给出的优化运行策略,更多是从经济性角度出发,给出优化方向,对于实际厂家,还应综合考虑设备的适应性、运行人员的负担和操作能力以及工艺的合理性等多方面因素,进而得到合适的经济性运行策略。

符号说明

    

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