含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法技术方案

本发明专利技术涉及一种含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其特征在于包括以下步骤：1)基于LNG接收站气体管理系统中的生产数据和LNG接收站气化外输设备配置，得到所有分时段调整调度方案；2)对所有分时段调峰调度方案进行测算，得到各分时段调峰调度方案下的管网运行压力以及气化外输生产线的日总耗电费；3)根据不同的优选原则，对各分时段调峰调度方案进行综合决策分析，得到LNG接收站的最优分时段调峰调度方案。本发明专利技术分别以LNG接收站和管网系统运行的安全性和经济性为目标，提出了两种调峰调度方案的优选原则，提高了方案选择的灵活性。本发明专利技术可以广泛应用于含配套长输管道的调峰型LNG接收站的外输调度领域。输管道的调峰型LNG接收站的外输调度领域。输管道的调峰型LNG接收站的外输调度领域。

【技术实现步骤摘要】
含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法


[0001]本专利技术涉及一种含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，适用于含有配套天然气长输管道的调峰型LNG接收站的生产运行与调度


技术介绍

[0002]随着天然气产业的蓬勃发展，天然气用户增加迅速并在局部区域超出天然气基础设施的设计预期、同时天然气大用户尤其调峰用户的小时调峰需求增加，在用户终端用气调峰设施严重不足的情况下，急剧增加的用户深度调峰需求对既有天然气基础设施的调峰调度提出越来越高的要求和技术挑战。
[0003]目前对于含有配套长输管道的LNG接收站的外输调度操作，主要是采用经验估算法，依据配套长输管道当前的压力状况和当日用户提气计划，对比前两日外输量和启停线情况，人为预测未来数个小时内的压力变化趋势，主要凭经验判断操作LNG接收站气化设备的启停，且前后几日如工作日和周末，外输量差异很大的话，不能直接套用。该操作方式下的LNG接收站日间调度方案缺少充分的数据支撑，缺乏系统性、完整性以及多方案的对比优化；当前LNG接收站现场调度方法更偏重于经验性，无法固化，不同水平的现场操作人员的操作方式和操作效果会有较大区别，从而影响设备运行效率和生产运营成本。

技术实现思路

[0004]针对上述问题，本专利技术的目的是提供一种含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法。该方法与LNG接收站生产运营平台紧密连接，结合LNG接收站气化外输生产线设备配置和下游用气计划，合理利用配套管道的储气调峰能力，提出全面、系统、完整的调度方案及两种原则下的多调度方案的优选。在保证LNG接收站及配套长输管道安全可靠运行的前提下，提高设备运行效率，降低运营成本，提高经济效益。
[0005]为实现上述目的，本专利技术采取以下技术方案：一种含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其包括以下步骤：
[0006]1)基于LNG接收站的气体管理系统中的生产数据和LNG接收站气化外输设备配置，得到所有分时段调整调度方案；
[0007]2)对所有分时段调峰调度方案进行测算，得到各分时段调峰调度方案下的管网运行压力以及气化外输生产线的日总耗电费；
[0008]3)根据不同的优选原则，对各分时段调峰调度方案进行综合决策分析，得到LNG接收站的最优分时段调峰调度方案。进一步的，所述步骤1)中，基于LNG接收站气体管理系统中的生产数据和LNG接收站气化外输设备配置，得到所有分时段调整调度方案的方法，包括以下步骤：
[0009]1.1)读取“LNG接收站气体管理系统”中的用户提气计划，对LNG接收站下游用户的日和分时调峰用气需求进行测算，得到LNG接收站管网所有下游用户一天24小时的提气计划及日总提气量；
[0010]1.2)根据步骤1.1)中的日总提气量以及LNG接收站气化外输生产线单线的额定气化外输能力，得到LNG接收站气化外输生产线的小时平均启线数量；
[0011]1.3)根据得到的LNG接收站气化外输生产线的小时平均启线数量，列出LNG接收站气化外输生产线在日外输低谷和日外输高峰时启线数量的所有组合；
[0012]1.4)测算高峰时段和非高峰时段的具体启线时长，并排列出步骤1.3)中所有启线数量组合工况所对应的分时段调峰调度方案。
[0013]进一步的，所述步骤1.1)中，LNG接收站管网所有下游用户24小时的提气计划及日总提气量的计算公式为：
[0014][0015]式中，Q为某日管网下游所有用户24小时的总提气量，单位为万方/天；n代表管道沿线共有n个天然气用户；i代表管道沿线的用户i；j代表一天24小时内的某小时时刻j；q
ij
为用户i在第j个小时的用气量，单位为万方/小时。
[0016]进一步的，所述步骤1.2)中，LNG接收站气化外输生产线的小时平均启线数量M的计算公式为：
[0017][0018]M＝floor(m)
[0019]式中，Q为某日管网下游所有用户24小时的总提气量，单位为万方/天；A为LNG接收站单条气化外输生产线的额定能力，单位为万方/时。
[0020]进一步的，所述步骤1.3)中，LNG接收站气化外输生产线在日外输低谷和日外输高峰时启线数量的所有组合为：
[0021][0022]式中，M为LNG接收站气化外输生产线小时平均启线数量向下取整后的数值；N为LNG接收站气化外输生产线的总数量。
[0023]进一步的，所述步骤1.4)中，不同调峰模式下高峰时段和非高峰时段的具体启线时长的计算公式为：
[0024][0025]式中，A为LNG接收站单条气化外输生产线的额定能力，单位为万方/时；X为日外输低谷时LNG接收站气化外输生产线启线数量，单位为条；Y为日外输高峰时LNG接收站气化外输生产线启线数量，单位为条；L为LNG接收站非高峰时段供气时长，单位为小时；H为LNG接收站高峰时段供气时长，单位为小时。
[0026]进一步的，所述步骤2)中，对所有分时段调峰调度方案进行测算，得到各分时段调
峰调度方案下的管网运行压力以及气化外输生产线的日总耗电费的方法，包括以下步骤：
[0027]2.1)对LNG接收站次日在采用不同调峰调度方案下的管网运行压力进行仿真测算，得到次日24小时内LNG接收站首站的供气压力及管道沿线各站的运行压力，以及LNG接收站首站在次日的最高和最低运行压力；
[0028]2.2)读取“LNG接收站设备管理系统”中气化外输生产线主要耗电设备的额定参数以及当地电价制度，测算不同调峰调度方案下LNG接收站气化外输生产线的日总耗电费。
[0029]进一步的，所述步骤2.1)中，LNG接收站首站的供气压力及管道沿线各站的24小时运行压力为：
[0030]P
t
＝a
r
P
r
′
[0031]式中，a
r
为仿真压力与SCADA中实际运行的压力对比后的修正系数，并定期调整，P
r
为LNG接收站首站及管道沿线各分输站的测算压力，单位为MPa，P
r
′
为LNG接收站首站及管道沿线各分输站的仿真压力，单位为MPa；r代表不同的站；
[0032]LNG接收站首站在次日的最高和最低运行压力为：
[0033][0034][0035]式中，P
s，t
为测算出的LNG接收站首站在t时刻的运行压力，单位为MPa，P
max
为测算出的LNG接收站首站次日的最高运行压力，单位为MPa，P
min
为测算出的LNG接收站首站次日的最低运行压力，单位为MPa。
[0036]进一步的，所述步骤2.2)中，各调峰调度方案下LNG接收站气化外输生产线的日总耗电费为：
[0037][0038]式中，G为某调峰调度方案下的日总耗电费，单位为元；E
k
为k时段的电价，单位为元/度本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其特征在于包括以下步骤：1)基于LNG接收站的气体管理系统中的生产数据和LNG接收站气化外输设备配置，得到所有分时段调整调度方案；2)对所有分时段调峰调度方案进行测算，得到各分时段调峰调度方案下的管网运行压力以及气化外输生产线的日总耗电费；3)根据不同的优选原则，对各分时段调峰调度方案进行综合决策分析，得到LNG接收站的最优分时段调峰调度方案。2.如权利要求1所述的含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其特征在于：所述步骤1)中，基于LNG接收站气体管理系统中的生产数据和LNG接收站气化外输设备配置，得到所有分时段调整调度方案的方法，包括以下步骤：1.1)读取“LNG接收站气体管理系统”中的用户提气计划，对LNG接收站下游用户的日和分时调峰用气需求进行测算，得到LNG接收站管网所有下游用户一天24小时的提气计划及日总提气量；1.2)根据步骤1.1)中的日总提气量以及LNG接收站气化外输生产线单线的额定气化外输能力，得到LNG接收站气化外输生产线的小时平均启线数量；1.3)根据得到的LNG接收站气化外输生产线的小时平均启线数量，列出LNG接收站气化外输生产线在日外输低谷和日外输高峰时启线数量的所有组合；1.4)测算高峰时段和非高峰时段的具体启线时长，并排列出步骤1.3)中所有启线数量组合工况所对应的分时段调峰调度方案。3.如权利要求2所述的含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其特征在于：所述步骤1.1)中，LNG接收站管网所有下游用户24小时的提气计划及日总提气量的计算公式为：式中，Q为某日管网下游所有用户24小时的总提气量，单位为万方/天；n代表管道沿线共有n个天然气用户；i代表管道沿线的用户i；j代表一天24小时内的某小时时刻j；q
ij
为用户i在第j个小时的用气量，单位为万方/小时。4.如权利要求2所述的含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其特征在于：所述步骤1.2)中，LNG接收站气化外输生产线的小时平均启线数量M的计算公式为：M＝floor(m)式中，Q为某日管网下游所有用户24小时的总提气量，单位为万方/天；A为LNG接收站单条气化外输生产线的额定能力，单位为万方/时。5.如权利要求2所述的含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其特征在于：所述步骤1.3)中，LNG接收站气化外输生产线在日外输低谷和日外输高峰时启线数量的所有组合为：
式中，M为LNG接收站气化外输生产线小时平均启线数量向下取整后的数值；N为LNG接收站气化外输生产线的总数量。6.如权利要求2所述的含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其特征在于：所述步骤1.4)中，不同调峰模式下高峰时段和非高峰时段的具体启线时长的计算公式为：式中，A为LNG接收站单条气化外输生产线的额定能力，单位为万方/时；X为日外输低谷时LNG接收站气化外输生产线启线数量，单位为条；Y为日外输高峰时LNG接收站气化外输生产线启线数量，单位为条；L为LNG接收站非高峰时段供气时长，单位为小时；H为LNG接收站高峰时段供气时长，单位为小时。7.如权利要求1所述的含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，其特征在于：所述步骤2)中，对所有分时段调峰调度方案进行测算，得到各分时段调峰调度方案下的管网运行压...

【专利技术属性】
技术研发人员：杨玉霞，付子航，黄洁馨，杨宏伟，刘方，冯亮，韩银杉，
申请(专利权)人：中海石油气电集团有限责任公司，
类型：发明
国别省市：