CN113775928A - 含有配套长输管道的lng接收站外输系统的调度方法 - Google Patents

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CN113775928A CN202111048765.9A CN202111048765A CN113775928A CN 113775928 A CN113775928 A CN 113775928A CN 202111048765 A CN202111048765 A CN 202111048765A CN 113775928 A CN113775928 A CN 113775928A
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Abstract

本发明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。

Description

含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法
技术领域
本发明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领域。
背景技术
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。
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。
发明内容
针对上述问题，本发明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。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：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：
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。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：
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。
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：
Figure BDA0003251920760000021
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；qij为用户i在第j个小时的用气量，单位为万方/小时。
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：
Figure BDA0003251920760000022
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。
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：
Figure BDA0003251920760000023
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。
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：
Figure BDA0003251920760000031
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。
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：
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；
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。
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：
Pt＝arPr′
式中，ar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，Pr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，Pr′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；
LNG接收站首站在次日的最高和最低运行压力为：
Figure BDA0003251920760000032
Figure BDA0003251920760000033
式中，Ps，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，Pmax为测算出的LNG接收站首站次日的最高运行压力，单位为MPa，Pmin为测算出的LNG接收站首站次日的最低运行压力，单位为MPa。
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：
Figure BDA0003251920760000041
式中，G为某调峰调度方案下的日总耗电费，单位为元；Ek为k时段的电价，单位为元/度，Fk为k时段的耗电量，单位为度；b为电费修正系数。
进一步的，所述步骤3)中，根据不同的优选原则，对各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的方法，包括以下步骤：
3.1)分别以安全性和经济性为目标，确定以管网运行平稳度最高和日总耗电费用最低为两种优选原则，用于对调峰调度方案进行优选；
3.2)当以管网运行平稳度最高为优选原则对调峰调度方案进行优选时，以LNG接收站出站压力变化代表管网运行压力波动情况，优化目标函数为：
minΔP＝min|Pmax-Pmin|
式中，ΔP为某调峰方案下接收站日出站压力最大波动范围，单位为MPa；Pmax为某调峰方案下接收站最高出站压力，单位为MPa；Pmin为某调峰方案下接收站最低出站压力，单位为MPa；
3.3)当以日总耗电费用最低为优选原则对调峰调度方案进行优化时，优化目标函数为：
Figure BDA0003251920760000042
式中，G为某调峰方案下日总电费，单位为元；Ek为k时段的电价，单位为元/度，Fk为k时段的耗电量，单位为度；b为电费修正系数。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明提出的LNG接收站调峰调度方法，以日为单位划分为高峰时段和非高峰时段两个阶段，分别以单套气化外输生产线的额定流量的倍数进行连续外输，设备持续节能、经济、高效、稳定运行，降低设备运行能耗。
2、本发明分别以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。
3、本发明与LNG接收站的生产运行紧密结合，测算的基础数据来源于生产运营系统平台，同时利用反馈回的实际生产数据修正测算结果偏差后，可有效指导生产运营调度。
因此，本发明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。
附图说明
图1是本发明的含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的分时优化调度方法流程示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。
如图1所示，本发明提出一种含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的调度方法，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。
上述步骤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)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。
在线读取“LNG接收站气体管理系统”的用气计划模块中的生产数据作为计算基础；根据下游各用户提气计划测算管网所有用户24小时的提气计划及日总提气量Q，计算公式为：
Figure BDA0003251920760000051
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；qij为用户i在第j个小时的用气量，单位为万方/小时。
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。
根据LNG接收站的实际气化外输设备配置，测算单线的额定气化外输能力A；其中，单线设备配置如下：
单线＝B台高压泵+C台气化器+D台海水泵
式中，B＝1，C＝0.5、1或2，D＝0.5、1或2；B、C、D的具体取值根据LNG接收站的实际设备配置情况确定。
根据日总提气量Q和单线的额定气化外输能力A计算得到小时平均启线数量m，并向下取整数得到M：
Figure BDA0003251920760000061
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。
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。
其中，日外输低谷时气化外输生产线启线数量X取值由1至M，日外输高峰时气化外输生产线启线数量Y取值由M+1至N，则有：
Figure BDA0003251920760000062
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。
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。
在LNG接收站气化外输量满足下游所有用户日总提气量的前提下，根据日外输低谷和高峰时的LNG接收站气化外输生产线的启线数量，测算高峰时段和非高峰时段的具体启线时长；进而排列出步骤1.3)中X：Y的所有组合工况所对应的调峰调度方案：
Figure BDA0003251920760000063
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。
上述步骤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：
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。
读取“数据采集与监视控制系统”即“SCADA系统”中，当日某一时刻管道中的压力，以此作为初始压力，结合步骤1)中的用户提气计划，使用专业的输气管道水力仿真软件，模拟仿真LNG接收站次日在采用不同的调峰调度方案下，当满足下游所有用户调峰需求时，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；同时测算出该方案下LNG接收站首站次日的最高和最低出站压力；
Pr＝arPr′
式中，ar为仿真压力与SCADA系统中实际运行的压力对比后的修正系数，应定期调整；Pr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，Pr′为接收站首站及管道沿线各分输站的仿真压力，单位为MPa；r代表管道沿线不同的站；
Figure BDA0003251920760000071
Figure BDA0003251920760000072
式中，Ps，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，Pmax为测算出的LNG接收站首站次日的最高运行压力，单位为MPa，Pmin为测算出的LNG接收站首站次日的最低运行压力，单位为MPa。
2.2)根据LNG接收站各气化外输生产线中各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。
与“LNG接收站设备管理系统”中设备额定功率模块连接，读取气化外输生产线中主要耗电设备的额定参数，测算不同调峰调度方案下气化外输生产线中主要耗电设备的耗电量，并结合当地对大工业用户的峰谷分时电价制度，测算日总耗电费用，需根据LNG接收站生产运营中设备运行情况定期调整电费修正系数；
Figure BDA0003251920760000073
式中，G为某调峰方案下日总电费，单位为元；Ek为k时段的电价，单位为元/度，Fk为k时段的耗电量，单位为度；b为电费修正系数。
上述步骤3)中，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，包括以下步骤：
3.1)分别以安全性和经济性为目标，以管网运行平稳度最高(管网压力波动范围最小)和日总耗电费用最低为两种优选原则，优选调峰调度方案。
3.2)当以管网运行平稳度最高为优选原则对调峰调度方案进行优化时，以LNG接收站出站压力变化代表管网运行压力波动情况，优化目标函数为：
minΔP＝min|Pmax-Pmin|
式中，ΔP为某调峰方案下接收站日出站压力最大波动范围，单位为MPa；Pmax为某调峰方案下接收站最高出站压力，单位为MPa；Pmin为某调峰方案下接收站最低出站压力，单位为MPa。
3.3)当以日总耗电费用最低为优选原则对调峰调度方案进行优化时，优化目标函数为：
Figure BDA0003251920760000081
式中，G为某调峰方案下日总电费，单位为元；Ek为k时段的电价，单位为元/度，Fk为k时段的耗电量，单位为度；b为电费修正系数。
实施例一
本发明提供一种含有配套长输管道的LNG接收站外输系统的分时优化调度方法，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。下面结合实施例对本发明进行详细的描述。
某LNG接收站最高外输供气压力7MPa。该接收站外输管道主干线300Km，设计压力7.8MPa，最大允许操作压力7.1MPa。管道下游所有用户(城燃、工业、电厂)中，沿线最不利点用户要求的最低交付压力为4.0Mpa。在满足所有用户(城燃、工业、电厂)用气需求，并保证LNG接收站出站压力不超过7MPa，管道运行压力不超过最大允许操作压力等边界条件的前提下，优化外输管道的调峰调度方案。
1)测算用户的日和分时调峰用气需求
在线读取“LNG接收站气体管理系统”的用气计划模块中的生产数据作为计算基础，LNG接收站下游所有管网所有用户次日24小时的用气计划整理如下表：
表1所有用户24小时用气计划表
Figure BDA0003251920760000082
2)测算LNG接收站气化外输生产线小时平均启线数量
该LNG接收站气化外输设备配置为四用一备，单线气化外输额定能力为22万方/时；
Figure BDA0003251920760000091
对m向下取整，得到M＝2。
3)LNG接收站分时段调峰模式与比例
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所有的启线数量组合X:Y，日外输低谷时气化外输生产线启线数量X取值由1至M，日外输高峰时气化外输生产线启线数量Y取值由M+1至N；该LNG接收站的气化外输生产线数量为N＝4，则有：
Figure BDA0003251920760000092
4)测算两时段启线时长，排列所有调峰调度方案
针对步骤3)中提出的调峰模式，即LNG接收站气化外输生产线在日外输低谷和高峰时启线数量的所有组合工况，测算不同调峰模式下高峰时段和非高峰时段的具体启线时长，并列出4种调峰调度方案，如下：
表2 4种调峰调度方案
Figure BDA0003251920760000093
Figure BDA0003251920760000101
5)测算不同调峰方案下的管网系统运行压力
读取“数据采集与监视控制系统”即“SCADA系统”中当日20:00管道中的压力作为初始压力，结合步骤1)中的用户提气计划，使用专业的输气管道水力仿真软件，模拟仿真LNG接收站次日在采用不同的调峰调度方案下，当满足下游所有用户调峰需求时，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；同时测算出该方案下LNG接收站首站次日的最高和最低出站压力，结果如表3所示；
对4个方案对比分析可见，除方案3对应的LNG接收站出站压力超过了接收站最高供气压力外，方案1、方案2和方案4中LNG接收站的出站压力均可以满足，同时管道运行压力也在最大允许操作压力范围内。方案1、方案2和方案4均可以满足下游用户的用气量、调峰需求及压力要求，实现管网的调峰调度。
表3不同调峰调度方案下的接收站首站出站压力
Figure BDA0003251920760000111
6)测算不同调峰方案下气化外输生产线的日总耗电费
当地对大工业用户的峰谷分时电价制度如下：
每天24小时划分为高峰时段、平常时段、低谷时段三个时段：
高峰电价时段：9：00～11：30，14：00～16：30，19：00～21：00，电价0.9696(元/度)；
平常电价时段：7：00～9：00，11：30～14：00，16：30～19：00，21：00～23：00，电价0.6649(元/度)；
低谷电价时段：23：00～次日7：00，电价0.2809(元/度)；
LNG接收站的气化外输生产线中的主要耗电设备为高压泵和海水泵，读取“LNG接收站设备管理系统”中的设备额定功率，高压泵的额定功率为1200KW，海水泵的额定功率为1000KW，根据不同调峰方案下气化外输气化设备的启停安排，测算日总耗电费用。
表4不同调峰调度方案下气化外输生产线的日耗电费
Figure BDA0003251920760000112
7)确定优选原则，优化LNG接收站调峰调度方案
分别以安全性和经济性为目标，以管网运行平稳度最高(管网压力波动范围最小)和日总耗电费用最低为两种优选原则，优选调峰调度方案。
①LNG接收站及管网系统运行平稳度最高：
由表3可见，相比方案1和4，方案2对应的LNG接收站出站压力波动幅度最小(ΔP＝1MPa)，此方案下对于LNG接收站和天然气站场的设备操作最稳定，此时LNG接收站及管网运行的安全性最高。
②日总耗电费用最低：
由表4可见，对比方案1和2，方案4的日耗电总费用最低。在该优选原则下，方案4是最优的调峰调度方案，此时LNG接收站运行的经济性最高。
以上给出一种具体的实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式。本发明的基本思路在于上述方案，对本领域普通技术人员而言，根据本发明的教导，设计出各种变形的模型、公式、参数并不需要花费创造性劳动。在不脱离本发明的原理和精神的情况下对实施方式进行的变化、修改、替换和变形仍落入本发明的保护范围内。

Claims (10)

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：
Figure FDA0003251920750000011
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；qij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：
Figure FDA0003251920750000021
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：
Figure FDA0003251920750000022
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：
Figure FDA0003251920750000023
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：
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；
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。
8.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2.1)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：
Pr＝arPr′
式中，ar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，Pr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，Pr′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；
LNG接收站首站在次日的最高和最低运行压力为：
Figure FDA0003251920750000031
Figure FDA0003251920750000032
式中，Ps，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，Pmax为测算出的LNG接收站首站次日的最高运行压力，单位为MPa，Pmin为测算出的LNG接收站首站次日的最低运行压力，单位为MPa。
9.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2.2)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：
Figure FDA0003251920750000033
式中，G为某调峰调度方案下的日总耗电费，单位为元；Ek为k时段的电价，单位为元/度，Fk为k时段的耗电量，单位为度；b为电费修正系数。
10.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3)中，根据不同的优选原则，对各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的方法，包括以下步骤：
3.1)分别以安全性和经济性为目标，确定以管网运行平稳度最高和日总耗电费用最低为两种优选原则，用于对调峰调度方案进行优选；
3.2)当以管网运行平稳度最高为优选原则对调峰调度方案进行优选时，以LNG接收站出站压力变化代表管网运行压力波动情况，优化目标函数为：
minΔP＝min|Pmax-Pmin|
式中，ΔP为某调峰方案下接收站日出站压力最大波动范围，单位为MPa；Pmax为某调峰方案下接收站最高出站压力，单位为MPa；Pmin为某调峰方案下接收站最低出站压力，单位为MPa；
3.3)当以日总耗电费用最低为优选原则对调峰调度方案进行优化时，优化目标函数为：
Figure FDA0003251920750000041
式中，G为某调峰方案下日总电费，单位为元；Ek为k时段的电价，单位为元/度，Fk为k时段的耗电量，单位为度；b为电费修正系数。
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