LNG制造技术

本发明专利技术涉及液化天然气技术领域，具体提供一种

【技术实现步骤摘要】
LNG接收站气化外输系统能耗优化方法及存储介质


[0001]本专利技术涉及液化天然气
，尤其涉及一种
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法及存储介质
。

技术介绍

[0002]液化天然气
(
简称“LNG”)
，主要成分是甲烷，由于其优质清洁的特性，近年来，
LNG
在我国能源体系中的占比迅速增加
。LNG
接收站作为
LNG
产业链中的关键一环，其主要功能为将
LNG
船中的
LNG
卸料至
LNG
储罐中储存，然后通过槽车外输将
LNG
直接外输至下游用户，或通过气化外输系统将
LNG
增压气化后输送至下游管网
。
随着我国
LNG
行业的蓬勃发展，国内各类扩建
、
新增
LNG
接收站也发展迅猛
。
[0003]LNG
接收站气化外输系统是一种将
LNG
从接收站中输送到终端用户的重要设施，该系统主要由高压泵
、
气化器
、
海水泵及各设备进出口管道组成
。
在
LNG
接收站正常运营过程中，气化外输系统的能耗占据了生产总能耗的大部分
。
以国内某接收站某月的生产能耗数据为例，该厂气化外输能耗为
3483789kWh
，占据了全厂总能耗的
78.3
％
。
为此，对
LNG
接收站的气化外输系统能耗优化，是
LNG
接收站降低运行能耗，提高接收站运行经济性的关键
。
[0004]当前，国内接收站气化外输系统操作控制大多仍由操作人员依靠操作经验手动控制，生产操作能耗与人员操作水平紧密相关，往往无法维持在能耗最优点运行，气化外输系统能耗需要进一步优化
。

技术实现思路

[0005]针对上述问题中的至少一者，本专利技术的目的是提供一种
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法及存储介质，能够实现接收站气化外输能耗的优化，提高
LNG
接收站运营效率
。
[0006]为实现上述目的，本专利技术采取以下技术方案：
[0007]第一方面，本专利技术提供一种
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法，气化外输系统包括数据通讯与数据处理模块
、
机理模型解算模块
、
能耗优化计算模块及结果展示模块，
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法包括：
[0008]步骤
S1
：气化外输系统数据输入，具体为：气化外输系统的运行实时数据输入至数据通讯与数据处理模块；
[0009]步骤
S2
：气化外输优化需求输入，具体为：输入未来气化外输需求或气化外输当前值至数据通讯与数据处理模块中，以分别执行对未来气化外输或当前气化外输的能耗优化；
[0010]步骤
S3
：气化外输数据处理与存储，具体为：气化外输数据进行数据整定处理后，存储在数据通讯与数据处理模块的数据库中；
[0011]步骤
S4
：高压泵
/
海水泵
/
气化器设备参数计算，具体为：读取数据通讯与数据处理模块的数据库中的周期数据，以进行高压泵
/
海水泵
/
气化器的设备关键参数的拟合；
[0012]步骤
S5
：稳态机理模型计算，具体为：读取数据通讯与数据处理模块的数据库中的实时数据并导入机理模型解算模块，判断生产运行是否处于稳态及计算机理模型的物料及能量是否平衡，并解算模型参数；
[0013]步骤
S6
：优化模型计算，具体为：读取机理模型解算模块中得到的模型参数至能耗优化计算模块，并根据设定的优化目标
、
优化变量及优化约束解算能耗优化结果；
[0014]步骤
S7
：优化关键结果输出，具体为：读取能耗优化计算模块中的能耗优化结果，并选取其中的关键参数，在结果展示模块中进行展示
。
[0015]例如，在本专利技术至少一实施例提供的
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法中，在步骤
S1
中，读取的
LNG
接收站气化外输系统的运行实时数据来源包括
DCS
系统
OPC
服务器
、
以及
DCS
系统通讯包括的
PI
数据库
、IP21
数据库和
PHD
数据库
。
[0016]例如，在本专利技术至少一实施例提供的
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法中，在步骤
S1
中，
LNG
接收站气化外输系统的运行实时数据读取频率范围为
60s
，正常数据读取频率范围为
0.03
～
1Hz。
[0017]例如，在本专利技术至少一实施例提供的
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法中，在步骤
S1
中，读取的
LNG
接收站气化外输系统的运行实时数据包括：
[0018]高压泵入口管道温度和压力；
[0019]高压泵电流信号；
[0020]高压泵出口流量
、
温度和压力；
[0021]海水泵入口压力或液位
、
和温度；
[0022]海水泵出口压力和温度；
[0023]气化器
LNG
侧流量
、
压力和温度；
[0024]气化器天然气侧压力和温度；
[0025]气化器海水入口侧流量
、
压力和温度；
[0026]气化器海水出口侧压力和温度；
[0027]计量撬流量
、
压力和外输
NG
组成；
[0028]海水盐度和环境温度；以及
[0029]高压泵
/
海水泵
/
气化器运行台数
。
[0030]例如，在本专利技术至少一实施例提供的
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法中，在步骤
S2
中，通过提供人机交互界面，以实现操作人员选择优化模式及输入优化外输需求，步骤
S2
包括：
[0031]步骤
S201
：选择优化模式，优化模式包括模式1和模式2，模式1用于当前操作工况优化，在模式1中，下游气化外输需求不变，能耗优化计算模块中气化外输量约束为
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【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.
一种
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法，其特征在于，气化外输系统包括数据通讯与数据处理模块
、
机理模型解算模块
、
能耗优化计算模块及结果展示模块，
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法包括：步骤
S1
：气化外输系统数据输入，具体为：气化外输系统的运行实时数据输入至数据通讯与数据处理模块；步骤
S2
：气化外输优化需求输入，具体为：输入未来气化外输需求或气化外输当前值至数据通讯与数据处理模块中，以分别执行对未来气化外输或当前气化外输的能耗优化；步骤
S3
：气化外输数据处理与存储，具体为：气化外输数据进行数据整定处理后，存储在数据通讯与数据处理模块的数据库中；步骤
S4
：高压泵
/
海水泵
/
气化器设备参数计算，具体为：读取数据通讯与数据处理模块的数据库中的周期数据，以进行高压泵
/
海水泵
/
气化器的设备关键参数的拟合；步骤
S5
：稳态机理模型计算，具体为：读取数据通讯与数据处理模块的数据库中的实时数据并导入机理模型解算模块，判断生产运行是否处于稳态及计算机理模型的物料及能量是否平衡，并解算模型参数；步骤
S6
：优化模型计算，具体为：读取机理模型解算模块中得到的模型参数至能耗优化计算模块，并根据设定的优化目标
、
优化变量及优化约束解算能耗优化结果；步骤
S7
：优化关键结果输出，具体为：读取能耗优化计算模块中的能耗优化结果，并选取其中的关键参数，在结果展示模块中进行展示
。2.
根据权利要求1所述的
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法，其特征在于，在步骤
S1
中，读取的
LNG
接收站气化外输系统的运行实时数据来源包括
DCS
系统
OPC
服务器
、
以及
DCS
系统通讯包括的
PI
数据库
、IP21
数据库和
PHD
数据库；和
/
或在步骤
S1
中，
LNG
接收站气化外输系统的运行实时数据读取频率范围为
0.03
～
1Hz
；和
/
或在步骤
S1
中，读取的
LNG
接收站气化外输系统的运行实时数据包括：高压泵入口管道温度和压力；高压泵电流信号；高压泵出口流量
、
温度和压力；海水泵入口压力或液位
、
和温度；海水泵出口压力和温度；气化器
LNG
侧流量
、
压力和温度；气化器天然气侧压力和温度；气化器海水入口侧流量
、
压力和温度；气化器海水出口侧压力和温度；计量撬流量
、
压力和外输
NG
组成；海水盐度和环境温度；以及高压泵
/
海水泵
/
气化器运行台数
。3.
根据权利要求2所述的
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法，其特征在于，在步骤
S2
中，通过提供人机交互界面，以实现操作人员选择优化模式及输入优化外输需求，步骤
S2
包括：
步骤
S201
：选择优化模式，优化模式包括模式1和模式2，模式1用于当前操作工况优化，在模式1中，下游气化外输需求不变，能耗优化计算模块中气化外输量约束为
DCS
系统实时气化外输流量值；模式2用于未来操作工况优化，在获取未来某一时段气化外输需求时可选择模式2；步骤
S202
：气化外输需求输入，在步骤
201
中选择模式2后进行如下步骤：手动输入未来时段的气化外输需求，以作为能耗优化计算模块中的气化外输量约束；若步骤
201
中选择模式1，则此步骤将跳过
。4.
根据权利要求3所述的
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法，其特征在于，在步骤
S3
中，数据整定的方法包括上下限和波动幅度阈值设定
、
以及移动平均法补充缺失值；气化外输数据存储频率与读取频率保持一致，或者比读取频率低；实时数据储存在数据库中的储存周期为1～
12
个月；实时数据储存在数据库中用于：传输至机理模型进行模型解算
、
以及传输长周期数据以用于模型参数计算
。5.
根据权利要求4所述的
LNG
接收站气化外输系统能耗优化方法，其特征在于，在步骤
S4
中，通过实时储存的历史数据，对高压泵
/
海水泵
/
气化器设备参数进行长周期参数计算，步骤
S4
包括：步骤
S401
：高压泵
/
海水泵
/
气化器设备参数的计算周期为长周期参数计算，且与实时数据存储周期保持一致或者比数据存储周期短，判断当前执行状态是否满足以下条件：
(1)
距上一次高压泵
/
海水泵
/
气化器设备参数计算时间达到长周期参数计算周期；
(2)
设备关键参数的实际值与设计值的偏差比例超过设定值，设定值选自范围1％～
20
％；其中，高压泵
/
海水泵设备关键参数为泵扬程
、
气化器设备关键参数为海水侧换热温差，在满足本条件时，发出包括对应设备操作状态的提醒信号；满足以上条件中的至少一者，执行步骤
S402
；否则，执行步骤
S5
；步骤
S402
：根据生产历史数据拟合获取高压泵
/
海水泵
/
气化器模型参数，以实现机理模型随周期变化的底层设备参数更新，其中，高压泵及海水泵的模型计算公式如下：
P2＝
P1+
ρ
gHH
＝
aQ2+bQ+cP1为泵入口压力，
P2为泵出口压力；
g
为重力加速度，
H
为泵扬程；
ρ
为泵流体密度，对于高压泵有：
Δ
Q
＝
kn+m
＝
∑Q
‑
∑Q
L
ρ
g
为计量撬气体密度，
Q
g
为计量撬气体流量，
Q
L
为各气化器入口
LNG
流量；
Δ
Q
为高压泵入口流量与气化器入口
LNG
流量差值，与高压泵开启台数
n
相关，
k
，
m
为偏差拟合常数；
a,b,c
为拟合得到的泵性能参数；气化器的模型计算公式如下：
M
c
(H
c2
‑
H
c1
)
‑
Q
＝
M
h
(H
h1
‑
H
h2
)M
为冷热流股质量流量；
H
为冷热流股进出口焓值；
Q
为换热修正项，包括气化器与空气
的热传导等换热项，可按下式进行计算：
Q
＝
a
Δ
T+b
＝
a(T1‑
T2)+bT1,T2为
LNG
温度
、...

【专利技术属性】
技术研发人员：陈锐莹，安东雨，梁海瑞，姜夏雪，吕梦芸，孙亚娟，李安琪，徐皓晗，高歌，卢昕悦，
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：