LNG接收站经济性运行策略优化

刘奔 郭开华 魏光华 高一峰 李宁 皇甫立霞

1.中山大学工学院 2.广东大鹏液化天然气有限公司

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

minF=∑Fi(WGi)

(1)

式中:F为总电费；Fi为各个时段的电费；WGi为外输流量，Fi是WGi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时间时段类型电价/(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

将一天按照峰谷电价分为8个不同的时段，则有：

(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：

(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)：

(4)

求解上式的最小值的条件为：

(5)

求解该优化问题的优化准则为：

(6)

(Mi+ΔM)dt

(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

pmin

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%

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

Δtsea<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 m3/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 min<ΔtS<30 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 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。

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。

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及表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%。

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及表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%。

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时段电价现场运行策略优化运行策略分时电价/(元·度-1)需量电价/(元·度-1)总外输量Q/t总用电量/度电费F/元总外输量Q/t总用电量/度电费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合计20 224.58289 247.91217 118.9920 048.08286 532.20208 942.65比耗费F/Q/(元·t-1)10.7410.42

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时段电价现场运行策略优化运行策略分时电价/(元·度-1)需量电价/(元·度-1)总外输量Q/t总用电量/度电费F/元总外输量Q/t总用电量/度电费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合计24 029.71339 663.17253 505.9223 769.04333 637.00243 932.69比耗费F/Q/(元·t-1)10.5510.26

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及表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%。

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

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时段电价现场运行策略优化运行策略分时电价/(元·度-1)需量电价/(元·度-1)总外输量Q/t总用电量/度电费F/元总外输量Q/t总用电量/度电费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合计16 476.86237 800.10167 879.4416 153.81232 689.80151 789.90比耗费F/Q/(元·t-1)10.199.40

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：

(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

F-电费，元;W-流量，t/h;Q-外输质量，t;

Δp-各类设备进出口压力差，kPa;

ρ-流经各设备的LNG密度，kg/m3;

η-各设备电机的运行效率;M-电价，度/元;

ΔM-折算得到的需量电价，度/元; HP-高压泵;

LP-低压泵; SP-海水泵; BOGC-BOG压缩机;

下标i-时间段; 下标j-高压泵设备序号;

下标k-低压泵设备序号; 下标m-海水泵设备序号;

下标n-BOG压缩机设备序号。