一种LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型及求解方法技术方案

本发明专利技术涉及一种LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型及求解方法，基于实际站场的LNG接收站气化外输工艺系统设备的运行方式，针对不同设备的联合运行，建立相应的最低能耗目标函数；并创新性地考虑了三种不同类型的泵转速约束、开泵台数约束、气化器台数约束和气化器种类选择。并通过优化分析站场的运行方案来降低能耗，结合工程实例验证，对现场操作有一定指导意义。相对于传统的先现场设备的开启数量全部由操作人员的经验及过往方案来决定，采用本发明专利技术的优化模型并根据给出的求解方法来修正方案，在降低能耗上具有十分明显的优势，在实施例中采用优化后的方案可以降低能耗13.45％。13.45％。13.45％。

【技术实现步骤摘要】
一种LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型及求解方法


[0001]本专利技术涉及LNG储存与运输
，特别涉及一种LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型及求解方法。

技术介绍

[0002]天然气作为清洁能源，受到越来越多国家的青睐，都将LNG产业的发展放在能源发展的首位，故天然气在能源供应中的比例迅速增加。截至2019年，全球的LNG贸易量一直处于增长状态。亚太地区仍是LNG需求集中地区，亚太地区进口的LNG总量占据全球进口贸易的70％以上。中国LNG产业在近十年飞速发展，国内大量建设LNG接收站，截至2020年末，全球共有137座已投运的LNG接收站，呈持续增长趋势；中国有22座已投运的LNG接收站，目前近几年暂无新建项目建成投产。2010
‑
2019年间，全球LNG接收站的总接收能力规模在不断扩大，但是平均接收能力却在不断下降。因此，继续新建LNG接收站的成本会比现有接收站扩产的成本更高，目前的主要思路是对现有的LNG接收站进行改造、扩建和优化。
[0003]LNG接收站主要分为卸船工艺系统、储存工艺系统、BOG回收工艺系统和气化外输工艺系统。站内设备众多，管线复杂，设备之间相互关联。在气化外输工艺系统中，主要设备有泵、再冷凝器、气化器、、阀门和计量装置。低温LNG在储罐中由罐内泵加压泵送至气化外输系统中，经再冷凝器液化产生的BOG，再经过高压泵加压到外输所需压力，经管道进入气化器中进行气化，气化完成的LNG经过计量装置送入外输管道。目前，LNG接收站采用的气化器主要有两种：SCV(浸没燃烧式气化器)和ORV(开架式气化器)。前者利用LNG接收站运行过程中产生的BOG(boiloffgas)作为燃料气在SCV中燃烧产生的热量来气化LNG。后者采用泵抽取自然海水来与LNG进行换热，气化完成在将低温海水排入海洋中。在经过长期低温高压运行后，设备与管路特性发生改变，匹配性变差，不仅会提高设备的故障率，运行效率也大打折扣，直接导致了生产运行成本的上升。在气化外输工艺系统中，泵和气化器等设备对生产效益影响较大的设备，每个设备都有自己的工作范围和性能曲线，因此需要对这部分设备的运行工况进行优化，从而实现节能降耗的目的。

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LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型及求解方法。
[0005]为实现上述目的，本专利技术采取以下技术方案：一种LNG接收站气化外输工艺系统，见附图1和附图2，若采用ORV气化器(附图1)，流程设备包括：LNG罐内低压泵，设置在所述LNG存储装置的液相空间内；再冷凝器，用于冷凝储罐产生的BOG，缓冲LNG压力，再冷凝器液相入口与罐内低压泵相连，气相入口与BOG总管相连；LNG高压泵，所述LNG高压泵的入口与所述再冷凝器出口管线相连接，所述LNG高压泵的出口与LNG气化器的LNG入口端相连；海水管线：分为抽取管线与排放管线；海水泵：入口与海水抽取管线相连，出口与ORV气化器的海水入口端相连；ORV气化器：海水出口端与海水排放管线相连，NG出口端与计量撬相连，计量
撬与外输干线管道相连。若采用SCV气化器(附图2)，流程设备与上述流程类似，但是气化器种类不同，且没有海水管线与海水泵。
[0006]并提供一种基于上述LNG接收站气化外输工艺系统的优化运行模型及求解方法，包括目标函数、决策变量以及约束条件，所述目标函数通过考虑工艺系统中不同类型泵和SCV气化器的最小总运行能耗(以标煤计)为优化目标建立得到。以下步骤：
[0007]S1：确定决策变量的类型，并获取初始LNG储罐的参数，判断同类型泵的连接方式，确定流量分配方式；所述决策变量为：
[0008]X＝(N,R,S)(1)
[0009]式中：X为决策变量；N为各类型泵(罐内泵、高压泵和海水泵)的开启台数；R为泵的转速；S为同类型泵的连接方式。
[0010]S2：根据各种类型的泵的额定参数，确定该类型泵的开启台数的可能范围。用于后续确定约束条件。
[0011]S3：通过泵的性能曲线拟合出扬程和效率与流量和转速之间的函数关系式。通过气化器的工作曲线拟合出换热效率与流量的函数关系式。
[0012]S4：建立气化器换热模型，后续利用换热模型计算所需的最低海水流量和浸没燃烧式耗气量。
[0013]S5：由S4中计算得到最低海水流量和耗气量，折算成能耗(以标煤计)。
[0014]S6：比较步骤S5中两种不同的气化方式所需的能耗，优选气化器开启种类。
[0015]S7：设置约束条件，建立最小能耗目标函数，计算特定工况下气化外输工艺系统的最小能耗。
[0016]S8：利用优化算法对所述最小能耗目标函数进行求解，根据求解结果确定最小能耗的气化外输工艺系统的运行方案。
[0017]S9：输入鸟窝规模N、维度D、宿主发现概率pa、鸟窝位置上下界值、最大迭代次数MaxN，初始化鸟窝位置。
[0018]S10：计算初始化鸟窝适应度值，更新最优鸟窝位置和最优解。
[0019]S11：判断是否满足最大迭代次数，如果满足则跳到S15，不满足进入S12。
[0020]S12：更新当代鸟窝位置，并与上一代比较，更新适应度较优的鸟窝。
[0021]S13：进行宿主是否发现判断，若随机数R大于宿主发现概率pa，则更新鸟窝位置，再与鸟窝位置比较，更新适应度较优的鸟窝位置；否则，不更新。
[0022]S14：更新当代最优鸟窝位子和最优解。
[0023]S15：输出全局最优鸟窝和最优值。
[0024]作为优选，步骤S1中，当S＝0时，表示该类型的泵的连接方式为并联，各泵平分干线流量；当S＝1时，表示该类型的泵的连接方式为串联，各泵流量等于干线流量。
[0025]作为优选，步骤S2中，确定该类型泵的开启台数的可能范围通过下式来估算：
[0026][0027]式中：N为该类型泵的开启台数，取区间的整数；Q为单位时间内计划气化量，m3/h；Q0为该类型泵的额定流量，m3/h；
[0028]作为优选，步骤S3中各类泵的扬程、效率和气化器的效率曲线采用以下数学模型
结合现场数据进行拟合。
[0029]泵的扬程曲线方程为：
[0030]H＝h1+h2R+h3R2+h4Q+h5Q2+h6QR(3)
[0031]泵的效率曲线方程为：
[0032]η
p
＝e1+e2R+e3R2+e4Q+e5Q2+e6QR(4)
[0033]气化器的效率方程为：
[0034]η
g
＝g1+g2Q+g3Q2(5)
[0035]其中，H为泵的扬程，m，h1～h6、e1～e6和g1～g3为现场设备的曲线拟合系数；Q为单台设备的流量，m3/h；R为泵转速，rpm。
[0036]作为优选，步骤S4中计算气化LNG所需热量通过以气化器冷流体换热前后焓差来计算，气化器换热模型如下：
...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型及求解方法，其特征在于，包括以下步骤：S1:确定决策变量的类型，并获取初始LNG储罐的参数，判断同类型泵的连接方式，确定流量分配方式；所述决策变量为：X＝(N,R,S) (1)式中：X为决策变量；N为各类型泵(罐内泵、高压泵和海水泵)的开启台数；R为泵的转速；S为同类型泵的连接方式；S2:根据各种类型的泵的额定参数，确定该类型泵的开启台数的可能范围，用于后续确定约束条件；S3:通过泵的性能曲线拟合出扬程和效率与流量和转速之间的函数关系式，通过气化器的工作曲线拟合出换热效率与流量的函数关系式；S4:建立气化器换热模型，后续利用换热模型计算所需的最低海水流量和浸没燃烧式耗气量；S5:由S4中计算得到最低海水流量和耗气量，折算成能耗(以标煤计)；S6:比较步骤S5中两种不同的气化方式所需的能耗，优选气化器开启种类；S7:设置约束条件，建立最小能耗目标函数，计算特定工况下气化外输工艺系统的最小能耗；S8:利用优化算法对所述最小能耗目标函数进行求解，，根据求解结果确定最小能耗的气化外输工艺系统的运行方案。2.根据权利要求1所述的LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型，其特征在于，步骤S1中，当S＝0时，表示该类型的泵的连接方式为并联，各泵平分干线流量；当S＝1时，表示该类型的泵的连接方式为串联，各泵等于干线流量。3.根据权利要求1所述的LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型，其特征在于，步骤S2中当同类型泵为并联时，确定泵的开启台数的可能范围通过下式估算：式中：N为该类型泵的开启台数，取区间的整数；Q为单位时间内计划气化量，m3/h；Q0为该类型泵的额定流量，m3/h。4.根据权利要求1所述的LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型，其特征在于，步骤S3中各类泵的扬程、效率和气化器的效率曲线采用以下数学模型结合现场数据进行拟合：泵的扬程曲线方程为：H＝h1+h2R+h3R2+h4Q+h5Q2+h6QR (3)泵的效率曲线方程为：η
p
＝e1+e2R+e3R2+e4Q+e5Q2+e6QR (4)气化器的效率方程为：η
g
＝g1+g2Q+g3Q
2 (5)其中，H为泵的扬程，m；h1～h6、e1～e6和g1～g3为现场设备的曲线拟合系数；Q为单台设备的流量，m3/h；R为泵转速，rpm。
5.根据权利要求1所述的LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型，其特征在于，步骤S4中气化器换热模型和通过以下公式建立：式中，Q为气化LNG所需的热量，kJ/h；ρ为LNG的密度，kg/m3；Q
c
为计划气化的LNG流量m3/h，H
c
(z,P,T)冷流体(LNG)的焓关于组成、温度和压力的关系，kJ/kmol；η
g
为气化器的换热效率；M
e
为天然气的相对分子质量，kg/kmol；T为温度，K；P为压力，kPa；下标1代表进口，下表2代表出口，下标c代表冷流体(LNG)。式(6)中气化器的换热效率可由式(5)确定：式(6)中LNG的焓采用下式进行计算：H
0i
＝A
i
+B
i
T+C
i
T2+D
i
T3+E
i
T4+F
i
T
5 (8)式中：H为流体的焓，kJ/kmol；H0为该流体在理想状态下的焓，kJ/kmol；ρ为流体的密度，kmol/m3；z
i
为第i种组分的摩尔分数；T为流体温度，K；R为气体常数，8.314J/mol
·
K；B0,A0,C0,D0,E0,b,a,d,α,c,γ为BWRS方程常数；A
i
,B
i
,C
i
,D
i
,E
i
,F
i
为组分i的常数。式(7)中的流体密度ρ可由下式迭代求出6.根据权利要求1所述的LNG接收站气化外输工艺系统优化运行模型，其特征在于，步骤S5中利用换热模型求海水流量和浸没燃烧式气化器的耗气量采用下列公式计算：当采用ORV气化器时，采用海水为热源来气化LNG时，海水流量可由下式确定：式中：Q
water
为海水流量，m3/h；Q为需要提供的热量，kJ/h；ρ为海水的密度kg/m3；c为水的比热容，kJ/kg
...

【专利技术属性】
技术研发人员：刘恩斌，郝天舒，鲁绪栋，李茜，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：