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        LNG接收站經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行策略優(yōu)化

        2018-11-02 06:32:22劉奔郭開華魏光華高一峰李寧皇甫立霞
        石油與天然氣化工 2018年5期
        關(guān)鍵詞:高壓泵外輸接收站

        劉奔 郭開華 魏光華 高一峰 李寧 皇甫立霞

        1.中山大學(xué)工學(xué)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(fèi)約占接收站總生產(chǎn)運(yùn)營成本的30%,具有極大的節(jié)能潛力。

        LNG接收站的運(yùn)行模式主要取決于其外輸負(fù)荷,而外輸負(fù)荷很大程度會受到季節(jié)時間的影響并具有較強(qiáng)的周期性。接收站的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行應(yīng)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(jì)效益[3-7]。亦即要求在接收站外輸負(fù)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(fèi)最少。

        接收站現(xiàn)有運(yùn)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(yùn)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(jìn)行啟線操作,則盡量在平電價時段啟線,以盡量減少電費(fèi)[8]。然而這樣的運(yùn)行策略是通過運(yùn)行經(jīng)驗定性得到的,沒有優(yōu)化準(zhǔn)則和定量分析計算作指導(dǎo),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(fù)荷周期性變化特點(diǎn)及峰谷電價政策,建立了經(jīng)濟(jì)運(yùn)行數(shù)學(xué)模型,從而在理論上獲得經(jīng)濟(jì)運(yùn)行策略優(yōu)化準(zhǔn)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(jì)運(yùn)行優(yōu)化模型進(jìn)行定量分析研究。

        1 接收站經(jīng)濟(jì)性優(yōu)化數(shù)學(xué)模型

        1.1 目標(biāo)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(jī)、8臺高壓泵以及8臺海水泵,接收站的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)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(fèi)取決于接收站的外輸負(fù)荷,即

        minF=∑Fi(WGi)

        (1)

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

        經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行的基礎(chǔ)在于兩部制電價制度,接收站的電費(fèi)包括基本電費(fèi)和電度電費(fèi)兩部分。電度電費(fèi)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(fèi)按每月進(jìn)行計算,為當(dāng)月最高負(fù)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(biāo)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(jì)性運(yùn)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(fù)。因此,取一日為一個周期,則有:

        (3)

        根據(jù)給定的目標(biāo)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(zhǔn)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(yùn)行狀況會在很大程度上影響接收站的正常外輸。接收站運(yùn)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(jìn)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(jìn)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(yùn)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(yùn)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(yùn)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(fù)荷逐漸升至額定負(fù)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(jìn)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(jì)性運(yùn)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(fù)雜非線性混合規(guī)劃問題,也是數(shù)學(xué)上多項式復(fù)雜程度較高的非確定性(NP)完備問題,很難直接進(jìn)行求解,因此搭建LNG接收站動態(tài)操作仿真平臺來進(jìn)行仿真試驗。仿真平臺的搭建參考了鄧勵強(qiáng)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(jī)、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(fù)荷的運(yùn)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(fù)荷曲線,分別對應(yīng)日外輸負(fù)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(jìn)入下一個周期。分別對這3種外輸負(fù)荷下的接收站運(yùn)行進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性優(yōu)化。

        3.1 日外輸負(fù)荷20 000 t下的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行

        適當(dāng)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(yùn)行方式下的比耗費(fèi),接收站原運(yùn)行方式比耗費(fèi)為10.74元/t,按照計算得出的優(yōu)化運(yùn)行方式來運(yùn)行,比耗費(fèi)為10.42 元/t,可節(jié)省2.98%。

        3.2 日外輸負(fù)荷24 000 t下的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)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(yùn)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(yùn)行方式下的比耗費(fèi),接收站原運(yùn)行方式比耗費(fèi)為10.55 元/t,按照計算得出的優(yōu)化運(yùn)行方式來運(yùn)行,比耗費(fèi)為10.26 元/t,節(jié)省了2.75%。

        表2 日外輸負(fù)荷20 000 t下兩種運(yùn)行方式的外輸量及電費(fèi)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(yùn)行策略優(yōu)化運(yùn)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(fèi)F/元總外輸量Q/t總用電量/度電費(fèi)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(fèi)F/Q/(元·t-1)10.7410.42

        表3 日外輸負(fù)荷24 000 t下兩種運(yùn)行方式的外輸量及電費(fèi)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(yùn)行策略優(yōu)化運(yùn)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(fèi)F/元總外輸量Q/t總用電量/度電費(fèi)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(fèi)F/Q/(元·t-1)10.5510.26

        3.3 日外輸負(fù)荷16 000 t下的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)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(yùn)行方式下的比耗費(fèi),接收站原運(yùn)行方式比耗費(fèi)為10.19元/t,按照計算得出的優(yōu)化運(yùn)行方式來運(yùn)行,比耗費(fèi)為9.40 元/t,節(jié)省了7.75%。

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

        表4 日外輸負(fù)荷16 000 t下兩種運(yùn)行方式的外輸量及電費(fèi)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(yùn)行策略優(yōu)化運(yùn)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(fèi)F/元總外輸量Q/t總用電量/度電費(fèi)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(fèi)F/Q/(元·t-1)10.199.40

        按本文提出的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行方案來運(yùn)行,每月電費(fèi)為604.2萬元,每月可節(jié)省4.38%的電費(fèi)。

        4 結(jié) 論

        根據(jù)LNG接收站現(xiàn)有運(yùn)行模式,提出了經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行策略,對國內(nèi)某LNG接收站進(jìn)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(dǎo)出的優(yōu)化準(zhǔn)則相結(jié)合,能夠快速有效地獲得經(jīng)濟(jì)運(yùn)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(fù)荷下,LNG接收站的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行策略,為接收站經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行提供了指導(dǎo)方向。由于受到接收站現(xiàn)場運(yùn)行約束的限制,實際運(yùn)行很難達(dá)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(zhǔn)優(yōu)解。

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

        符號說明

        F-電費(fèi),元;W-流量,t/h;Q-外輸質(zhì)量,t;

        Δp-各類設(shè)備進(jìn)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(jī)的運(yùn)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(jī);

        下標(biāo)i-時間段; 下標(biāo)j-高壓泵設(shè)備序號;

        下標(biāo)k-低壓泵設(shè)備序號; 下標(biāo)m-海水泵設(shè)備序號;

        下標(biāo)n-BOG壓縮機(jī)設(shè)備序號。

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        化工管理(2021年7期)2021-05-13 00:46:34
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        綏芬河
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        上海煤氣(2018年6期)2018-03-07 01:03:18
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        LNG接收站貿(mào)易交接在線取樣技術(shù)
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