LNG接收站配套外输管道调峰能力的调度方法及系统
技术领域
本发明涉及一种天然气管道调峰调度运行技术领域，特别是关于一种LNG接收站配套外输管道调峰能力的调度方法及系统。
背景技术
随着天然气在一次能源消费中的比例不断提高，LNG接收站及其配套天然气管道建设也快速发展，保障LNG接收站和配套管道的安全、可靠、平稳运行成为管道运营单位的重要工作目标之一。很多LNG接收站配套外输管道的运营商在工程投产后一直持续扩展下游市场，随着下游用户的不断增多，用户的用气量及调峰需求量往往也越来越大，直接影响到LNG接收站的平稳运行。为此需要将LNG接收站和配套外输管道统筹考虑，合理安排调度LNG接收站的外输量，最大化发挥LNG接收站配套管道的调峰能力，从而在满足尽可能多的下游用户用气需求的前提下，使LNG接收站运行尽可能平稳。
LNG接收站及其外输管道现有的调峰方式主要有两种：一是接收站仅负责调节到日峰，小时调峰由管道完全承担，即LNG接收站在用气高峰日24小时中每小时的外输量为一稳定值，这种调峰方式最大化的发挥了管道的调峰能力且保证了LNG接收站的平稳运行，但要求管道有足够的管容以满足下游用户的小时调峰需求，随着下游用户的增多及用气量的增大，该方式往往无法满足调峰需求，需要对LNG接收站的外输工况进行调整。二是LNG接收站与管道共同承担小时调峰，该方式可根据下游用户总用气特性及时调整LNG接收站的外输量，在配合管道调峰能力充分发挥的同时满足下游用户的用气需求，但如何根据下游用户总的用气特性对LNG接收站小时外输量进行调整没有明确统一的规定，通常只能由运营人员根据经验以及输气管道工艺计算公式针对具体的问题进行计算和预测，效率较为低下。
传统的LNG接收站和配套管道联合调峰调度方法主要有三种：一是通过在线仿真系统，进行并行于实际生产数据的实时计算和根据调度方案需要的“向前看”，但这种方法在实际生产中仅为少量使用，对生产调度人员的技术要求很高，且涉及到在线大量实时数据的“降噪”处理，操作难度大，实际效果有限；二是基于生产调度人员从生产经验获得的“压力－管容变化”数据(系数)，进行经验化判断，但在气源和用户发生较大需求改变时无法进行跳跃式判断，缺乏准确性依据；三是通过离线的仿真软件工况试算得出可行的方案，但问题集中在接收站的外输方案存在可能的大量的组合，以设置有N条气化外输生产线的接收站为例，全天共计可能存在(N+1)24种外输工况，如何快速高效的确定能够满足下游用户用气需求的外输方案是亟待解决的难点，传统方式仅能依据生产人员的经验进行试算，效率较低，接收站及管道运营商也往往因此失去进一步拓展下游市场、提高收益的机会。
发明内容
针对上述问题，本发明的目的是提供一种充分发挥LNG接收站配套外输管道调峰能力的调度方法及系统，在LNG接收站及配套外输管道在面临下游用户用气量及调峰量不断增大的情况下，能快速获得LNG接收站合理的外输方案从而最大化发挥配套管道调峰能力并尽可能保持接收站平稳运行，以满足下游用户的用气需求。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：一种LNG接收站配套外输管道调峰能力的调度方法，其包括以下步骤：1)判断LNG接收站和配套外输管道联合调峰的方式能否满足下游用户的用气需求；2)确定初始外输方案；3)对某些小时外输量进行修正，确定最终满足用户需求的外输方案。
进一步，所述步骤1)中，判断方法为：将LNG接收站的外输压力设置为最高允许外输压力恒压外输，下游用户按照各自用气特性进行设置，通过水力仿真模拟计算用气高峰日24小时内下游各用户的最低接气压力是否满足其用气压力的要求，如果满足则认为联合调峰方式满足下游用户用气需求。
进一步，所述步骤2)中，根据下游用户总用气特性设置初始外输方案，是指将接收站的外输方式按照下游用户总用气量的高低进行分配，将用气高峰日24小时分为外输量不同的若干时间段，且外输量不同时间段不宜超过2个，在每个时段内每小时的外输量均相等，等于该时间段内用户总用气量的小时平均值。
进一步，所述初始外输方案确定方法包括以下步骤：
2.1)根据用气高峰日24小时下游用户总用气特性划分不同的外输时段；
2.2)确定下游用户高峰日24小时内总气量的高峰值和低谷值，两者之差记为ΔQ；
2.3)从0点开始，如果任意第i小时和第i+1小时用气量之差的绝对值|Qi+1-Qi|＞ΔQ/2，则需要在两个小时之间添加外输时段的分段点，如果外输时段数量超过2个，则首先保留用气量之差更大的分段点；
2.4)每个外输时段内的小时外输量均相等，等于该时段内下游用户总用量的小时平均值，如果初始方案满足用户用气需求，则初始方案即为最终方案。
进一步，所述对某些小时外输量进行修正，是指若初始方案无法满足下游用户的用气需求，则在初始方案的基础上，按照不同时间段小时外输量的不同比例调整每个时间段内的小时外输量，以确定可满足下游用户用气需求的最终外输工况。
进一步，所述调整各外输时段内的平均小时外输量，调整原则按照第1时段与第2时段的小时外输量比例依次为1:2，1:3，…，1:(N-1)，1:N的方式变化，其中N为气化外输生产线的数量。
一种充分发挥LNG接收站配套外输管道调峰能力的调度系统，其包括：判断模块、初始方案确定模块和外输方案确定模块；
所述判断模块用于判断LNG接收站和配套外输管道联合调峰的方式能否满足下游用户的用气需求；
所述初始方案确定模块用于确定初始外输方案；
所述外输方案确定模块对某些小时外输量进行修正，确定最终满足用户需求的外输方案。
进一步，所述判断模块中，判断方法为：将LNG接收站的外输压力设置为最高允许外输压力恒压外输，下游用户按照各自用气特性进行设置，通过水力仿真模拟计算用气高峰日24小时内下游各用户的最低接气压力是否满足其用气压力的要求，如果满足则认为联合调峰方式满足下游用户用气需求。
进一步，所述初始方案确定模块中，根据下游用户总用气特性设置初始外输方案，是指将接收站的外输方式按照下游用户总用气量的高低进行分配，将用气高峰日24小时分为外输量不同的若干时间段，且外输量不同时间段不宜超过2个，在每个时段内每小时的外输量均相等，等于该时间段内用户总用气量的小时平均值。
进一步，所述外输方案确定模块中，所述对某些小时外输量进行修正，是指若初始方案无法满足下游用户的用气需求，则在初始方案的基础上，按照不同时间段小时外输量的不同比例调整每个时间段内的小时外输量，以确定可满足下游用户用气需求的最终外输工况。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明在LNG接收站和配套外输管道联合调峰的方式下能充分发挥管道的调峰能力，并同时使LNG接收站运行操作尽可能平稳便利的外输调度方案。2、本发明可使LNG接收站及配套管道的运行管理人员在下游用户用气量及调峰量越来越大的情况下，高效准确的确定满足下游用户要求的外输调度运行方案，合理安排LNG接收站及配套管道的生产运行。3、本发明以水力仿真模拟系统为基础，自动调用LNG接收站GMS(气体管理系统)中下游用户高峰日用气量数据，并将仿真模拟得到的可行结果反馈给DCS(分散控制系统)，直接指导LNG接收站外输操作运行。
附图说明
图1是本发明方法的流程图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例的附图，对本发明实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，本发明提供一种充分发挥LNG接收站配套外输管道调峰能力的调度方法，该方法涉及LNG接收站及配套外输管道的联合调峰调度运行，具体包括以下步骤：
1)判断LNG接收站和配套外输管道联合调峰的方式能否满足下游用户的用气需求；
判断方法为：从GMS系统调用用户用气数据，将LNG接收站的外输压力设置为最高允许外输压力恒压外输，下游用户按照各自用气特性进行设置，通过水力仿真模拟计算用气高峰日24小时内下游各用户的最低接气压力是否满足其用气压力的要求，如果满足则认为联合调峰方式满足下游用户用气需求。
根据水力仿真模拟结果，如果此种外输工况无法满足下游用户需求，则说明联合调峰方式也无法满足用户要求，只能削减用户的用气量；如果此种工况满足下游用户用气需求，则可进行下一步骤；
2)确定初始外输方案；
根据下游用户总用气特性设置一个较为合理的初始外输方案，是指将接收站的外输方式按照下游用户总用气量的高低进行分配，将用气高峰日24小时分为外输量不同的若干时间段，且外输量不同时间段不宜超过2个，在每个时段内每小时的外输量均相等，等于该时间段内用户总用气量的小时平均值。
具体步骤为：
2.1)根据用气高峰日24小时下游用户总用气特性划分不同的外输时段，外输时段一般包含整数个小时且24小时内总时段数不宜超过2个；
2.2)确定下游用户高峰日24小时内总气量的高峰值和低谷值，两者之差记为ΔQ；
2.3)从0点开始，如果任意第i小时和第i+1小时用气量之差的绝对值|Qi+1-Qi|＞ΔQ/2，则需要在两个小时之间添加外输时段的分段点，如果外输时段数量超过2个，则首先保留用气量之差更大的分段点。
2.4)每个外输时段内的小时外输量均相等，等于该时段内下游用户总用量的小时平均值，如果初始方案满足用户用气需求，则初始方案即为最终方案，如果不满足要求，则进行下一步骤；
3)对某些小时外输量进行修正，确定最终满足用户需求的外输方案；
对某些小时外输量进行修正，是指若初始方案无法满足下游用户的用气需求，则在初始方案的基础上，按照不同时间段小时外输量的不同比例调整每个时间段内的小时外输量，以确定可满足下游用户用气需求的最终外输工况。
其中，调整各外输时段内的平均小时外输量，调整原则按照第1时段与第2时段的小时外输量比例依次为1:2，1:3，…，1:(N-1)，1:N的方式变化，其中N为气化外输生产线的数量。
以两个外输时段的外输量比例为1:N为例，Q为高峰日下游用户总用气量，第1个时段包含h小时，其小时外输量为Q/[h+N×(24-h)]，第2个时段小时外输量为N×Q/[h+N×(24-h)]，最多进行N-1次试算即可确定最终合理的外输方案。
上述各步骤中，所属的时段划分及不同时段外输量比例的设置均为示例性的描述，任何单独改变时段划分数量或外输比例数值的方法应视为属于本发明专利保护的创新点范围。
上述各步骤中，利用水力仿真模拟系统，自动调取LNG接收站GMS系统高峰日下游用户用气量数据并进行自动设置及仿真模拟，获取最终可行方案后自动将调度方案外输数据信号传递至LNG接收站DCS系统，实现对气化外输生产线的启停操作。
本发明还提供一种充分发挥LNG接收站配套外输管道调峰能力的调度系统，其包括判断模块、初始方案确定模块和外输方案确定模块；
判断模块用于判断LNG接收站和配套外输管道联合调峰的方式能否满足下游用户的用气需求；
初始方案确定模块用于确定初始外输方案；
外输方案确定模块对某些小时外输量进行修正，确定最终满足用户需求的外输方案。
上述实施例中，在判断模块中，判断方法为：将LNG接收站的外输压力设置为最高允许外输压力恒压外输，下游用户按照各自用气特性进行设置，通过水力仿真模拟计算用气高峰日24小时内下游各用户的最低接气压力是否满足其用气压力的要求，如果满足则认为联合调峰方式满足下游用户用气需求。
上述实施例中，在初始方案确定模块中，根据下游用户总用气特性设置初始外输方案，是指将接收站的外输方式按照下游用户总用气量的高低进行分配，将用气高峰日24小时分为外输量不同的若干时间段，且外输量不同时间段不宜超过2个，在每个时段内每小时的外输量均相等，等于该时间段内用户总用气量的小时平均值。
上述实施例中，在外输方案确定模块中，对某些小时外输量进行修正，是指若初始方案无法满足下游用户的用气需求，则在初始方案的基础上，按照不同时间段小时外输量的不同比例调整每个时间段内的小时外输量，以确定可满足下游用户用气需求的最终外输工况。
综上，本发明提高了LNG接收站在面对下游用户用气量及调峰量不断增大的情形下，生产运行人员安排合理外输调度方案的效率。本发明以水力仿真模拟分析为基础，根据下游用户总用气特性快速确定一个较为合理的初始外输方案，并可在初始方案的基础上进行少量的试算即可确定最终满足下游用户用气需求的外输调度方案。
实施例：
已知某LNG接收站最高允许外输压力为9MPa，设置气化外输生产线5条。配套管道120km，管径Φ660，下游用户最低用气压力不能低于4.0MPa，各用户高峰日总用气特性如表1所示，要求确定充分发挥接收站配套管道调峰能力的联合调度方案：
表1下游用户用气特性
步骤1：利用水力仿真模拟分析，设置LNG接收站以9MPa最高允许外输压力恒压外输，通过LNG接收站GMS系统获得下游用户以高峰日用气特性数据并自动进行设置及仿真模拟，水力模拟分析结果显示，下游用户最低接气压力为5.5MPa，高于最低4.0MPa的用气压力需求，因此，联合调峰方式有可能满足下游用户用气需求，可进行下一步骤；
步骤2：确定合理的初始方案。
下游用户高峰日24小时内总气量的高峰值和低谷值之差ΔQ＝110-15＝95kNm3/h，满足任意第i小时和第i+1小时用气量之差的绝对值|Qi+1-Qi|＞ΔQ/2情况的有两个时刻，分别为4点和22点，24小时分为2个时段，分别为第1时段22～0～4点和第2时段5～21点，第1时段小时外输量＝192/7＝27.43kNm3/h，第2时段小时外输量＝1855/17＝109.12kNm3/h。经水力仿真模拟，下游用户接气压力最低为3.8MPa，不满足用户用气压力需求，需进行下一步骤；
步骤3：确定最终满足用户要求的外输调度方案。
LNG接收站设置有5条外输气化生产线，因此第1时段和第2时段的小时外输量比例可按照1:2、1:3、1:4、1:5共4种组合方案设置，经试算两个时段外输比例为1:3时即可满足下游用户用气需求，此时第1时段小时外输量＝2047/(7+3*17)＝35.29kNm3/h，第2时段小时外输量＝3×35.29＝105.88kNm3/h，将外输方案信号传递至LNG接收站DCS系统，对气化外输生产线进行操作控制。
上述各实施例仅用于说明本发明，各个步骤都是可以有所变化的，在本发明技术方案的基础上，凡根据本发明原理对个别步骤进行的改进和等同变换，均不应排除在本发明的保护范围之外。
