LNG接收站气化外输系统能耗优化方法及存储介质

技术领域

本发明涉及液化天然气技术领域，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。

背景技术

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。

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。

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。

发明内容

针对上述问题中的至少一者，本发明的目的是提供一种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。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

第一方面，本发明提供一种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：

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。

例如，在本发明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。

例如，在本发明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。

例如，在本发明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：

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。

例如，在本发明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：

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。

例如，在本发明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。

例如，在本发明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，在本条件触发时，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：

P

H＝aQ

P

ΔQ＝kn+m＝∑Q-∑Q

ρ

气化器的模型计算公式如下：

M

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＝aΔT+b＝a(T

T

例如，在本发明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S5中，稳态机理模型计算的目的在于判定模型输入值可用于模型计算，确保下一步优化计算的计算结果准确有效，步骤S5包括：

步骤S501：稳态判断，具体为：

读取步骤S3中存储的所有实时数据位点的数据记录值，且由最新时间记录点开始，前推至第5～100个时间记录点结束；

根据获取的数据确定每一个位号的方差和均方逐次差，分别按照如下公式计算：

R＝σ

其中，k为获取数据点个数；x

当均方逐次差值与方差的比值R≥2时，判断位号数据趋于稳态，并进入下一步计算，否则，跳出优化算法，并发出系统运行处于非稳态的提示；

步骤S502：模型平衡计算，具体为：

对步骤S501中获取的各位点的平均值，代入以下公式进行联立求解，选取关键参数值与生产实际值进行对比：

P

H

P

P

∑Q

E

i＝1,2,3...n

ρ

∑Q

∑Q

j＝1,2,3...m

P

H

P

P

∑Q

E

j＝1,2,3...o

其中，i代表开启的高压泵，此时开启n台；j代表开启的气化器，此时开启m台；k代表开启的气化器，此时开启o台；E为高压泵/海水泵计算得到的实际功率，E’为高压泵/海水泵实际功率；

联立以上方程组，求解出稳态状态下的唯一一组解作为运行的实时状态，并从中选取高压泵/海水泵出口压力/功率、气化器换热量及出口海水温度作为关键核心参数，将计算值与实际运行值进行对比，若偏差处于预定范围，则认为所构建的机理模型达到质量与能量平衡。

例如，在本发明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S6中，能耗优化计算以气化外输系统能耗最小为优化目标，气化外输系统能耗为高压泵及海水泵能耗之和：

min E＝∑E

同时，释放原方程组中的高压泵开启台数n、高压泵出口压力P

例如，在本发明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S6中，解算方法的确定性算法包括割平面法、和分支定界法及其拓展算法，启发式算法包括模拟退火算法和蚁群算法；

将整数可变变量初值和连续可变变量初值设置为步骤S5中获得的模型初值，或者，将整数可变变量初值设置为最大初值，并将连续可变变量初值设置为最大允许值。

例如，在本发明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S7中，选取步骤S6保存在结果展示模块中的最新一组数据进行展示，展示的手段包括图表和表格，所展示的优化关键结果包括：

高压泵/海水泵/气化器运行台数；

高压泵出口流量、温度和压力；

海水泵出口压力和温度；

气化器LNG侧流量和温度；

气化器天然气侧温度；

气化器海水入口侧流量、压力和温度；

气化器海水出口侧温度；以及

计量撬流量、压力和外输NG组成。

第二方面，本发明提供一种计算机可读存储介质，其存储计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现上述任一实施例所述的LNG接收站气化外输系统能耗优化方法的步骤。

本发明由于采取以上技术方案，其具有至少以下优点：

一、根据气化外输系统各设备的运行底层逻辑、历史运行数据，建立符合气化外输生产实际的工艺机理模型，该模型可实时计算气化外输系统的操作工况，真实反馈气化外输系统的运行状态；利用所构建的机理模型，结合混合整数非线性的优化算法，以气化外输系统能耗最低为优化目标进行求解，获取能耗最优的气化外输系统操作参数，反馈操作建议至操作人员，以实现接收站气化外输能耗的优化，达到提高LNG接收站运营效率的目的。

二、利用工艺机理模型模拟现场操作实际，实现了现场操作的还原，有助于接收站操作人员了解不能在现场及DCS操作系统中体现的流程细节。

三、利用气化外输系统能耗优化方法，从理论层面计算得到能耗最优的接收站气化外输操作方案，与传统人员手动操作的模式相比，可有效降低接收站气化外输能耗，为接收站带来经济收益。

四、采用机理模型的气化外输系统优化操作建议，与先进控制技术结合，可以实现接收站气化外输系统的闭环优化，提高接收站数字化智能化自动化水平，实现接收站提质增效，降低操作人员负荷。

附图说明

图1为本发明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的示意图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明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一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本发明的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”、“前”、“后”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的系统或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“装配”、“设置”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

本发明至少一实施例提供一种LNG接收站气化外输系统能耗优化方法，该LNG接收站气化外输系统能耗优化方法通过分析接收站气化外输系统各个设备的历史运营数据，建立LNG接收站气化外输系统的工艺机理模型，基于联立方程的模型求解算法计算模型结果，并基于混合整数非线性的优化算法计算得到以能耗最优为目标的气化外输系统运行参数，指导人员操作控制气化外输系统各个设备状态，以实现接收站气化外输能耗的优化，提高LNG接收站运营效率。

下面，结合附图对本发明实施例提供的LNG接收站气化外输系统能耗优化方法进行详细的说明。

参照图1所示，在本发明至少一实施例中，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。进一步地，数据通讯与数据处理模块功能主要为读取并处理DCS系统数据、输入外输需求；机理模型解算模块功能主要为根据历史数据获得机理模型参数、读入DCS系统实时数据，并基于以上两部分数据实现模型物料与能量平衡解算；能耗优化计算模块功能主要为基于设定的优化约束及优化目标，解算获得运行参数的能耗最优解；结果展示模块功能为获取机理模型解算模块及能耗优化计算模块数据并展示。

进一步地，在本发明至少一实施例的LNG接收站气化外输系统能耗优化方法中，数据依次经过上述模块，实现LNG接收站气化外输系统节能降耗的目的。

参照图1所示，例如，在本发明至少一实施例中，该LNG接收站气化外输系统能耗优化方法包括以下的步骤S1至步骤S7：

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。

例如，在本发明至少一实施例中，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但不限于DCS系统OPC服务器、以及DCS系统通讯的各类数据系统。进一步地，DCS系统通讯的各类数据系统包括但不限于PI数据库、IP21数据库和PHD数据库等。

例如，在本发明至少一实施例中，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0.03～1Hz。

进一步地，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优选为每60s读取一次。

例如，在本发明至少一实施例中，读取的LNG接收站气化外输系统的运行实时数据包括：

(1)高压泵入口管道温度和压力；

(2)高压泵电流信号；

(3)高压泵出口流量、温度和压力；

(4)海水泵入口压力或液位、和温度；

(5)海水泵出口压力和温度；

(6)气化器LNG侧流量、压力和温度；

(7)气化器天然气(NG)侧压力和温度；

(8)气化器海水入口侧流量、压力和温度；

(9)气化器海水出口侧压力和温度；

(10)计量撬流量、压力和外输NG组成；

(11)海水盐度和环境温度；

(12)高压泵/海水泵/气化器运行台数。

例如，在本发明至少一实施例中，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包括以下的步骤S201及步骤S202。

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，操作人员可选择模式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。

例如，在本发明至少一实施例中，在步骤S3中，数据整定的方法包括但不限于上下限和波动幅度阈值设定、以及移动平均法补充缺失值。

例如，在本发明至少一实施例中，在步骤S3中，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。

进一步地，实时数据储存在数据库中的储存周期为1～12个月。更进一步地，实时数据储存在数据库中的储存周期优选为3个月。

进一步地，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。

例如，在本发明至少一实施例中，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。进一步地，步骤S4包括如下的步骤S401及步骤402。

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。进一步地，其中的高压泵及海水泵的模型计算公式如下：

P

H＝aQ

P

ΔQ＝kn+m＝ΣQ-ΣQ

ρ

进一步地，气化器的模型计算公式如下：

M

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＝aΔT+b＝a(T

T

例如，在本发明至少一实施例中，在步骤S5中，稳态机理模型计算的目的在于判定模型输入值可用于模型计算，确保下一步优化计算的计算结果准确有效。进一步地，步骤S5包括以下的步骤S501及步骤S502。

步骤S501：稳态判断，具体为：读取步骤S3中存储的所有实时数据位点(见S1运行实时数据清单)的数据记录值，数据读取由最新时间记录点开始，前推至第5～100个时间记录点结束；

根据获取的数据确定每一个位号的方差和均方逐次差，分别按照如下公式计算：

R＝σ

其中，k为获取数据点个数；x

进一步地，当均方逐次差值与方差的比值R≥2时，则判断位号数据趋于稳态，并进入下一步计算，否则，跳出优化算法，并向操作人员发出系统运行处于非稳态的提示。

步骤S502：模型平衡计算，具体为：

对步骤S501中获取的各位点的平均值，代入以下公式进行联立求解，选取关键参数值与生产实际值进行对比：

P

H

P

P

∑Q

E

i＝1,2,3...n

ρ

∑Q

∑Q

j＝1,2,3...m

P

H

P

P

∑Q

E

j＝1,2,3...o

其中，i代表开启的高压泵，此时开启n台；j代表开启的气化器，此时开启m台；k代表开启的气化器，此时开启o台；E为高压泵/海水泵计算得到的实际功率，E’为高压泵/海水泵实际功率。

进一步地，在步骤S502中，联立以上方程组，求解出稳态状态下的唯一一组解作为运行的实时状态，并从中选取高压泵/海水泵出口压力/功率、气化器换热量及出口海水温度作为关键核心参数，将计算值与实际运行值进行对比，若偏差处于预定范围，则认为所构建的机理模型达到质量与能量平衡。

例如，在本发明至少一实施例中，在步骤S6中，能耗优化计算以气化外输系统能耗为优化目标，例如以高压泵及海水泵能耗之和最小为优化目标。

进一步地，高压泵及海水泵能耗之和：

min E＝∑E

进一步地，同时释放原方程组中的高压泵开启台数n、高压泵出口压力P

例如，在本发明至少一实施例中，在步骤S6中，解算方法中的方法的确定性算法包括割平面法、和分支定界法及其拓展算法，启发式算法包括模拟退火算法和蚁群算法。进一步地，在步骤S6中，将整数可变变量初值和连续可变变量初值设置为步骤S5中获得的模型初值，或者，将整数可变变量初值设置为最大初值，并将连续可变变量初值设置为最大允许值。

进一步地，混合整数非线性规划问题求解完成后，模型计算所得最优结果及所有参数将传输至结果展示模块进行保存与展示。

例如，在本发明至少一实施例中，在步骤S7中，选取步骤S6保存在结果展示模块中的最新一组数据进行展示，展示的手段包括但不限于图表和表格，所展示的优化关键结果包括但不限于：

(1)高压泵/海水泵/气化器运行台数；

(2)高压泵出口流量、温度和压力；

(3)海水泵出口压力和温度；

(4)气化器LNG侧流量和温度；

(5)气化器天然气(NG)侧温度；

(6)气化器海水入口侧流量、压力和温度；

(7)气化器海水出口侧温度；

(8)计量撬流量、压力和外输NG组成。

进一步地，接收站操作人员可以根据展示界面展示信息实施气化外输系统的操作优化。

本发明至少一实施例还提供一种计算机可读存储介质，其存储计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现上述任一实施例所述的LNG接收站气化外输系统能耗优化方法的步骤。

本发明任一实施例提供的LNG接收站气化外输系统能耗优化方法可被具体实现为一种计算机程序产品，计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于执行本发明任一实施例提供的LNG接收站气化外输系统能耗优化方法的计算机可读程序指令。

计算机可读存储介质可以是保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是但不限于电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意组合。

需要说明的是，全文中的“和/或”包括三个方案，以“A和/或B”为例，包括A技术方案、B技术方案，以及A和B同时满足的技术方案。

最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。