CN102521678B - 一种液体石油产品储存期预测平台及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种液体石油产品储存期预测平台及方法，将液体石油产品放置到模拟油罐中进行仿真储存试验，通过气候仿真系统对模拟油罐所处环境的温度、湿度和盐雾浓度进行调节，模拟出液体石油产品存储的实际环境，从而在仿真储存试验中准确获取液体石油产品的储存安定性指标，在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间；依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。相对于现有技术，本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台及方法可以在短时间内准确预测液体石油产品的储存期。
Description
技术领域
本发明涉及液体石油产品储存领域，特别是涉及一种液体石油产品储存期预测平台及方法。
背景技术
目前，公知的液体石油产品储存期预测方法有两种：一种是实际储存预测方法，另一种是催促储存预测方法。两种预测方法都是首先获取液体石油产品的储存安定性指标，其中储存安定性指标包括未洗胶质指标、实际胶质指标、酸度指标、色度指标、诱导期指标、密度指标和初馏点指标，其次，依据储存安定性指标，预测液体石油产品的储存期。
虽然，上述实际储存预测方法能准确获得液体石油产品的储存安定性，从而可以对液体石油产品储存期进行准确预测。但是实际储存预测方法研究周期长，对油品的浪费也比较严重。催速储存预测方法主要是在43℃的实验室中进行，其研究周期短，速度快，但是由于该方法是在绝氧、绝湿度、绝盐雾的环境下进行，获取的液体石油产品的储存安定性与油品的实际储存安定性不一致，从而降低预测准确度。
因此，需要寻找一种能够快速并准确的预测出液体石油产品储存期的系统及方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种液体石油产品储存期预测平台及方法，能够在仿真储存试验中准确获取液体石油产品的储存安定性指标，在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间；依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。
为实现上述目的，本发明提供了如下方案：
基于本发明的一方面，公开一种液体石油产品储存期预测平台，包括：
模拟油罐，用于放置液体石油产品进行仿真储存试验；
气候仿真系统，用于对模拟油罐所处环境的空气进行调节，模拟出液体石油产品存储的实际环境；
预测子系统，用于从模拟油罐中采集所述液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标，在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间，依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。
优选地，所述模拟油罐包括：罐体和与所述罐体相密封固定的人孔盖板，其中：
所述罐体包括罐筒和固定在所述罐筒底部的椭圆封头，在所述罐体上设置有至少三个用于支撑所述罐体的支腿，并且在所述罐体的内壁上涂有防腐蚀涂层；
在所述罐体上设置有与所述罐体相连通的液位传感器接头、废液接头和取样接头；
所述人孔盖板密封固定在所述罐筒的顶部，并且在所述人孔盖板上设置有与所述罐体相连通的温度传感器接头、呼吸阀接头和压力传感器接头。
优选地，所述液位传感器接头和取样接头设置在所述罐筒的底边上。
优选地，所述取样接头上设置有用于开关所述取样接头的第一球阀。
优选地，所述废液接头设置在所述椭圆封头的底部。
优选地，所述废液接头上设置有用于开关所述废液接头的第二球阀。
优选地，所述气候仿真系统包括：温度调节装置、湿度调节装置和盐雾调节装置；
所述温度调节装置，用于调节液体石油产品储存环境的温度；
所述湿度调节装置，用于调节液体石油产品储存环境的湿度；
所述盐雾调节装置，用于调节液体石油产品储存环境的盐雾浓度。
优选地，所述气候仿真系统还包括：用于对模拟油罐所处环境的空气进行更新的新风装置。
优选地，所述气候仿真系统还包括：集中空气调节箱；
所述集中空气调节箱具有进气口和出气口；所述温度调节装置、湿度调节装置和新风装置，设置在所述集中空气调节箱内。
优选地，所述气候仿真系统还包括：用于循环液体石油产品储存环境的空气的空气循环装置。
优选地，所述预测子系统包括：化验器，用于从模拟油罐中采集液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标；
记录器，用于在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间；
模型建立模块，用于建立石油产品储存期预测模型；
预测模块，用于依据所述模型建立模块建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。
优选地，
所述化验器，还用于分别从进行仿真存储试验的所述模拟油罐和进行实际储存试验的实际油罐中采集所述作为试验石油产品的液体石油产品进行化验，获取所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标；
所述模型建立模块包括：
系数获取单元，用于获取述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标共同的加权系数；
第一建立单元，用于利用所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和所述加权系数，建立模拟安定性模型；
第二建立单元，用于利用所述试验石油产品的实际储存安定性指标和所述加权系数，建立实际安定性模型；
第三建立单元，用于建立所述模拟安定性模型的模拟预测模型和所述实际安定性模型的实际预测模型，对所述模拟预测模型和实际预测模型进行转换，并结合预先获取的大气压相关系数，建立所述石油产品储存期预测模型。
优选地，所述储存安定性指标包括未洗胶质指标、实际胶质指标、酸度指标、色度指标和诱导期指标。
优选地，第一建立单元包括：
归一化子单元，用于对所述储存安定性指标中各个指标的试验数据进行归一化处理，得到归一化数据；
数据获得子单元，用于采用拉格朗日计算方法和线性插值拟合法，对所述归一化数据进行插值，获得插值数据；
模型得出子单元，用于对所述试验数据和插值数据进行指数拟合回归，得出各个指标与储存时间的关系模型；
模型建立子单元，用于依据所述加权系数，对关系模型进行加权获得加权模型，并获取仿真储存试验过程中环境的相关系数，建立加权模型相对应的模型，将该模型作为模拟安定性模型。
基于本发明的另一方面，公开了一种液体石油产品储存期预测方法，包括：
将液体石油产品放置到模拟油罐中进行仿真储存试验；
从模拟油罐中采集所述液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标；
在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间；
依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。
优选地，石油产品储存期预测模型的建立过程包括：
将至少一种液体石油产品作为试验石油产品，将所述试验石油产品放置到模拟油罐和实际油罐中，进行仿真储存试验和实际储存试验；
分别从所述模拟油罐和实际油罐中采集所述试验石油产品进行化验，获取所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标；
获取述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标共同的加权系数；
利用所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和所述加权系数，建立模拟安定性模型；
利用所述试验石油产品的实际储存安定性指标和所述加权系数，建立实际安定性模型；
建立所述模拟安定性模型的模拟预测模型和所述实际安定性模型的实际预测模型，对所述模拟预测模型和实际预测模型进行转换，并结合预先获取的大气压相关系数，建立所述石油产品储存期预测模型。
优选地，所述利用所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和所述加权系数，建立模拟安定性模型包括：
对所述储存安定性指标中各个指标的试验数据进行归一化处理，得到归一化数据；
采用拉格朗日计算方法和线性插值拟合法，对所述归一化数据进行插值，获得插值数据；
对所述试验数据和插值数据进行指数拟合回归，得出各个指标与储存时间的关系模型；
依据所述加权系数，对关系模型进行加权获得加权模型，并获取仿真储存试验过程中环境的相关系数，建立加权模型相对应的模型，将该模型作为模拟安定性模型。
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台及方法，将液体石油产品放置到模拟油罐中进行仿真储存试验，通过气候仿真系统对模拟油罐所处环境的温度、湿度和盐雾浓度进行调节，模拟出液体石油产品存储的实际环境，从而在仿真储存试验中准确获取液体石油产品的储存安定性指标，在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间；依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。相对于现有技术，本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台及方法可以在短时间内准确预测液体石油产品的储存期。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台的结构示意图；
图2为本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台中模拟油罐的剖视结构示意图；
图3为本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台中模拟油罐的俯视接头示意图；
图4为本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台中气候仿真系统的一种结构示意图；
图5为本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台中气候仿真系统的另一种结构示意图；
图6为本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台中预测子系统的结构示意图；
图7为图6所示预测子系统中模型建立模块的结构示意图；
图8为图7所示模型建立模块中第一建立单元的结构示意图；
图9为本发明所公开的液体石油产品储存期预测方法的流程图；
图10为本发明所公开的液体石油产品储存期预测方法中步骤104的流程图；
图11为本发明所公开的液体石油产品储存期预测方法中步骤1044的流程图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
请参阅图1，其示出了本发明公开的一种液体石油产品储存期预测平台的结构示意图，可以包括：模拟油罐11、气候仿真系统12和预测子系统13。
其中，模拟油罐11，用于放置液体石油产品进行仿真储存试验。模拟油罐11可以模拟液体石油产品实际存储的油罐，并能够对液体石油产品存储时的各种参数进行收集，方便对液体石油产品储存安定性进行研究。
上述模拟油罐11包括：罐体和人孔盖板，其中：如图2所示，为本发明实施例提供的模拟油罐的剖视结构示意图，图中人孔盖板为4，罐体由罐筒1和椭圆封头7组成，椭圆封头7密封固定在罐筒1的底部，人孔盖板4密封固定在罐筒1的顶部，并且在罐体的内壁上涂有防腐蚀涂层。
如图2所示，罐筒1为圆柱形，椭圆封头7通过焊接的方式密封固定在罐筒1的底部。在罐筒1和椭圆封头7的内壁上均涂有防腐蚀涂层，用于模拟实际大型油罐在储存石油产品时的环境，根据目前大型油罐通常使用的防腐蚀涂层的材料为聚氨酯涂料或环氧树脂类涂料(例如环氧树脂类H94涂料或环氧树脂类H99涂料)等，所以在本发明实施例中，根据研究需要，选择一种防腐蚀材料即可。
如图2所述，在罐体上设置有液位传感器接头6、废液接头10和取样接头11，并且液位传感器接头6、废液接头10和取样接头11均与罐体内的空间相连通，其中：液位传感器接头6的作用是与液位传感器想连接，用于采集罐体内石油产品的液位参数，在本发明实施例中，液位传感器接头6优选设置在罐筒1的底边上；废液接头10设置在椭圆封头7的底部中心位置，废液接头10的作用是将实验后罐体内的废液排除，为了控制废液接头10的导通或截止，在废液接头10上可以设置有第二球阀9，第二球阀9可以采用电动球阀，也可以采用人工球阀；取样接头11设置在罐筒1的底边上，其作用是用于在实验时对罐体内的石油产品进行取样，为了控制取样接头11的导通或截止，在取样接头11上可以设置第一球阀12，与第二球阀9一样，第一球阀12可以采用电动球阀，也可以采用人工球阀，另外，为了方便收集样品，在第一球阀上还设置有弯头13，弯头13的弯曲方向向下，这样在弯头13下放放置容器，打开第一球阀12就可以对罐体内的石油产品进行取样了。
人孔盖板4设置在罐筒1的顶部，如图2所示，人孔盖板4通过人孔法兰2与罐筒1相固定，为了保证罐体的密封，在人孔盖板4与罐筒1之间还设置有密封垫圈(图中未示出)。图3为图2的俯视结构示意图，参考图2，如图3所示，在人孔盖板4上设置有温度传感器接头3、呼吸阀接头14和压力传感器接头15，并且温度传感器接头3、呼吸阀接头14和压力传感器接头15均与罐体内的空间相连通，其中：温度传感器接头3可以与温度传感器相连接，用于采集罐体内的温度参数；呼吸阀接头14可以与呼吸阀相连接，通过对呼吸阀的呼吸次数进行计数，可以用来计算油罐内油品的蒸发速率，并结合环境的空气湿度计算由呼吸阀进入油罐内的水分，为研究水分对油品性能研究提供参数；压力传感器接头15可以与压力传感器相连接，用于采集罐体内的压力参数。
为了更好地安放该模拟油罐，在罐体的上设置有至少三个支腿。在本发明实施例中，如图2所示，8位支腿，支腿8的个数为三个，并且三个支腿8均固定在罐筒1的外壁上。三个支腿8之间的间隔均匀，即三个支腿8将罐筒1的圆周等分。另外，在本发明实施例中，支腿8的个数为三个，并且支腿8固定在罐筒1的外壁上，均为本发明的优选实施例，并不构成对本发明的限制，本领域普通技术人员应该知道，在其他实施例中，支腿8的个数还可以大于三个，并且支腿8还可以固定在椭圆封头7上。
此外，为了方便移动该模拟油罐，如图2和图3所示，在罐体上还设置有至少两个扶手5，至少两个扶手5固定在所述罐筒的外壁上，并且至少两个扶手5之间间隔均匀。
气候仿真系统12，用于对模拟油罐所处环境的温度、湿度和盐雾浓度进行调节，模拟出液体石油产品存储的实际环境。
在本实施例中，气候仿真系统12的结构示意图请参阅图4，包括：温度调节装置121、湿度调节装置122和盐雾调节装置123。
实际应用中，所述温度调节装置121可以包括风冷单级双压缩机制冷机组和不锈钢电热管，用于调节液体石油产品储存环境的温度；所述湿度调节装置122可以包括比例式加湿器，用于调节液体石油产品储存环境的湿度；所述盐雾调节装置123可以包括盐溶液调配器和高压喷雾器，用于调节液体石油产品储存环境的盐雾浓度。
图5为本发明所公开的气候仿真系统12另一结构图，图5以图1为基础，还可以包括：新风装置124和空气循环装置125。
其中，新风装置124，用于对模拟油罐所处环境的空气进行更新。其可以包括进风器、排风器和换热器；所述换热器，用于对由进风器进入液体石油产品储存环境的空气与由排风器排出液体石油产品储存环境的空气，进行热量交换。
空气循环装置125，用于循环液体石油产品储存环境的空气。空气循环装置125与室内空气直接接触，所以优选防腐防爆风机。
下面以模拟油罐11放置在气候室中，气候室采用气候仿真系统12调整，对本发明所公开的气候仿真系统12的功能，原理以及详细组成进行更加详细的说明。
气候仿真系统12对空气的制冷调节具体可以为：
制冷机组采用风冷单级双压缩机制冷机组，压缩机为全封闭柔性涡旋式制冷压缩机2台。由于气候室内部的热负荷是不固定的，且压缩机随着四季日夜的变化，制冷量也是不同的。如果选用一台压缩机，当室内热负荷小时，会造成室内温度过低；当室内热负荷大时，可能会造成室内温度过高。因此，本发明采用双压缩机，根据不同的情况通过调整压缩机开启数量来调节制冷量。
双压缩机并联安装。该气候仿真系统12采用两台压缩机并联到整个制冷系统中。气候仿真系统12根据气候室的需要，可以控制压缩机开启的台数。相比于普通的单压缩机系统，双压缩机系统把制冷量分布到两台压缩机上，能有效地调节对气候室的制冷量。
制冷机组核心部件压缩机为全封闭柔性涡旋式制冷压缩机。其主要优点表现在：运行稳定、振动小、噪音低；结构简单、零部件少，质量轻、可靠性高。
气候仿真系统12对空气的加热调节具体可以为：
因为PTC(PositiveTemperatureCoefficient，热敏电阻)材料，加热后受环境湿度影响，容易损坏，且耐腐蚀能力弱，不适合在此情况下使用。所以，本气候仿真系统12中采用不锈钢电热管加热，使用寿命长，受环境影响小，耐腐蚀能力强。
并且，本气候仿真系统12中的加热系统模块化组合，加热量通过无级调功装置自由调节，根据热量控制需要可以自由输出。此外，由于加热系统模块化组合，即每个加热装置接口标准，模块化处理，所以便于更换。
无级调功装置通过对不锈钢电热管加热功率的调整，实现对加热量的调节。其原理是，通过室内温度探头探测室内温度，如果室内温度低于设定值，那么开启加热，根据检测温度与设定温度的差值，决定不锈钢电热管加热功率的调节比例。无极调功装置通过可控硅控制通过的电流大小，实现对不锈钢电热管整体功率的控制。
气候仿真系统12对空气的散热调节具体可以为：本气候仿真系统12中风冷单级双压缩机制冷机组，采用交叉式蒸发器设计，提高散热效率，降低能耗。针对双压缩机系统设计的交叉式蒸发器，能够有效利用蒸发器散热面积。两套压缩机的蒸发器管路交叉连接布置，在只开一台压缩机的情况下，也可以有效的利用所有蒸发器的散热面积。
气候仿真系统12对空气的加湿调节具体可以为：采用比例式加湿器。比例式加湿器特点是：加湿迅速、均匀、稳定，控制方便、灵活，无噪音。加湿装置采用比例式控制输出，通过程序集中分析处理，能准确地计算加湿量，起到精确控制的作用。
具体的，加湿可以采用电热蒸汽加湿方式，蒸汽的产量与加热量成正比。因此采用电加热控制的原理，即可实现对加湿量的比例调节。
气候仿真系统12对空气的除湿调节具体可以为：通过制冷系统把循环空气的温度降到露点温度以下，使空气中的水蒸气凝结成水珠，负着在蒸发器上，顺排水装置排出室内，以此达到降低室内湿度的作用。过冷的空气可以通过加热补偿，达到设定湿度目标后，均匀送入室内。
气候仿真系统12对空气的更新调节具体可以为：根据气候室室内温湿度以及油气浓度的要求进行选择。新风机内可以选用换热装置。新风机内换热装置主要是实现室内排风与室外新风能量的交换，以回收室内排风所带走的能量，达到最大的节能目的。本方案中的新风机内的换热装置，节能效果能达到70％(含)以上，能够有效地节约能源和降低运行费用。此外，新风装置还可以根据要求配置不同的空气过滤器，以实现净化室内空气的作用。
气候仿真系统12对空气的盐雾浓度调节具体可以为：采用高压气体动力，喷雾选用精密玻璃喷嘴，雾气扩散均匀，自然降落，保证没有结晶或阻塞。喷雾处设置有锥形分散器，具导向雾气功能，且可以调节雾量，使落雾量均匀。盐溶液调配器通过比例调解盐溶液的施加量，可以有效控制盐雾浓度在0.002mg/m3～4mg/m3无级连续变化。
需要说明的是：上述温度调节装置121、湿度调节装置122和新风装置124设置在一个集中空气调节箱中，所述集中空气调节箱具有进气口和出气口。集中空气调节箱可以有效地解决空间设备布置难、温湿度值波动严重、送回风温差大、气候室风速过高和噪音大等问题。
实际应用中，集中空气调节箱可以选用具有防腐防爆功能的配件，采用不锈钢，20g管或黄铜管蒸发器。整个箱体都可以采用防腐、防爆不锈钢材质制作。
预测子系统13，用于从模拟油罐中采集所述液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标，在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间，依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。
上述预测子系统13结构示意图请参阅图6，包括：化验器131、记录器132、模型建立模块133和预测模块134。
其中，化验器131，用于从模拟油罐中采集液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标。
在本实施例中，化验器131具体用于周期性采集所述液体石油产品进行化验。储存安定性指标包括未洗胶质指标、实际胶质指标、酸度指标、色度指标和诱导期指标。在预测不同液体石油产品的储存期时，不同的液体石油产品的储存安定性指标可以相同，也可以不同。本领域技术人员可以依据不同应用场景选择不同的储存安定性指标。
记录器132，用于在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间。
其中，标准指标范围指的是液体石油产品合格的储存安定性指标。在储存安定性指标未超过标准指标范围时，表明液体石油产品合格；在储存安定性指标超过标准指标范围时，表明液体石油产品不合格。
不同的液体石油产品的标准指标范围不同，且同一液体石油产品的标准指标范围在不同环境下也可以不同。
需要说明的是：在所述储存安定性指标未超过标准指标范围的情况下，继续由化验器131从模拟油罐中采集液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标，直至储存安定性指标超过标准指标范围，再记录此时所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间。
模型建立模块133，用于建立石油产品储存期预测模型。
预测模块134，用于依据所述模型建立模块建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。
进一步地，化验器131，还用于分别从进行仿真存储试验的所述模拟油罐和进行实际储存试验的实际油罐中采集作为试验石油产品的液体石油产品进行化验，获取所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标。
在本实施例中，选取四个液体石油产品分别作为试验石油产品，进行仿真储存试验和实际储存试验。仿真储存试验中仿真环境试验条件请参阅表1，实际储存试验中实际环境试验条件请参阅表2，模拟油罐尺寸和实际油罐尺寸请参阅表3。
表1仿真环境试验条件
表2实际环境试验条件
表3模拟油罐和实际油罐的参数
在本实施例中，试验人员可以周期性采集试验石油产品进行化验。在一次化验过程中周期可以为一个或多个周期。从表4所示的仿真储存试验数据可以看出在进行仿真储存试验时，在0至180天是按照30天为周期来周期性采集试验石油产品，在180天至270天是按照15天为周期来周期性采集试验石油产品。同样表5所示的实际储存试验数据可以看出在进行实际储存试验时，是以季度为周期进行试验石油产品采集。表4和表5只是在某一个试验过程采用的周期，该周期可以任意选取。
表4仿真储存试验数据
表5实际储存试验数据(湛江)
模型建立模块133的结构示意图请参阅图7，包括：系数获取单元1331、第一建立单元1332、第二建立单元1333和第三建立单元1334。
其中，系数获取单元1331，用于获取述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标共同的加权系数。
其中，加权系数依据各安定性指标在判断液体石油产品是否合格时所起的作用设置。实际胶质是产品标准中必要指标，也就是说可以利用实际胶质这一指标来判断油品合格与否，因此将实际胶质的加权系数设定较大，可以为0.3。未洗胶质、酸度、诱导期这三个指标虽然不是必要指标，但是与实际胶质都有一定的相关性，所以可以将这三个指标的加权系数定为0.2，而色度的影响因素较多，安定性不好的油品色度必然变化较大，而安定性好的油品色度未必变化不大，因此将色度的加权系数为0.1。
第一建立单元1332，用于利用所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和所述加权系数，建立模拟安定性模型。在本实施例中，第一建立单元1332的结构示意图请参阅图8，包括：归一化子单元13321、数据获得子单元13322、模型得出子单元13323和模型建立子单元13324。
其中，归一化子单元13321，用于对所述储存安定性指标中各个指标的试验数据进行归一化处理，得到归一化数据。其中，归一化数据请参阅表6。
表6仿真储存试验数据的归一化处理结果
数据获得子单元13322，用于采用拉格朗日计算方法和线性插值拟合法，对所述归一化数据进行插值，获得插值数据。
模型得出子单元13323，用于对所述试验数据和插值数据进行指数拟合回归，得出各个指标与储存时间的关系模型。
对上述数据指数拟合回归，得出各个指标与储存时间的关系模型分别如下：
y未洗胶质＝0.49+101.31×t，
y实际胶质＝0.98+102.19×t，
y酸度＝-0.24+101.12×t，
y诱导期＝-0.01+100.60×t，
y色度＝-0.06+100.38×t。
模型建立子单元13324，用于依据所述加权系数，对关系模型进行加权获得加权模型，并获取仿真储存试验过程中环境的相关系数，建立加权模型相对应的模型，将该模型作为模拟安定性模型。
根据各安定性指标的加权系数，对上述各个关系模型进行加权，得出加权模型为：
y仿真储存＝0.2×101.31t+0.3×102.19t+0.2×101.12t+0.2×100.60t+0.1×100.38t+0.34
为使模拟安定性模型更加准确，需要再结合环境的相关系数，建立与环境相对应的模型，将其作为模拟安定性模型。
环境的相关系数的计算可以以仿真储存试验中温度和相对湿度的试验数据为基础，根据相关度计算方法求得，如表7所示。
表7各安定性指标与温度、湿度的相关系数
经上述分析，加入温度、湿度对应的相关系数后，仿真储存试验的模拟安定性模型为：
y仿真储存＝0.2α温度α湿度×101.31t+0.3α温度α湿度×102.19t+0.2α温度α湿度×101.12t+0.2α温度α湿度×100.60t+0.1α温度α湿度×100.38t+0.34
其中，α温为温度的相关系数，α湿为湿度的相关系数。
第二建立单元1333，用于利用所述试验石油产品的实际储存安定性指标和所述加权系数，建立实际安定性模型。在本实施例中，第二建立单元1333的结构与第一建立单元1332相同，具体实现过程请参阅方法实施例中的具体阐述。
上述湛江地区的实际安定性模型为：
y实际储存＝0.2α温度α湿度×101.52t+0.3α温度α湿度×103.79t+0.2α温度α湿度×100.76t+0.2α温度α湿度×100.15t+0.1α温度α湿度×100.62t+3.45
同理，建立长春，格尔木和昆明三个地区的实际安定性模型。
第三建立单元1334，用于建立所述模拟安定性模型的模拟预测模型和所述实际安定性模型的实际预测模型，对所述模拟预测模型和实际预测模型进行转换，并结合预先获取的大气压相关系数，建立所述石油产品储存期预测模型。
假设，模拟预测模型为：f仿真储存(t仿真储存)＝y仿真储存，实际预测模型为：f实际储存(t实际储存)＝y实际储存。则转换后建立的石油产品储存器预测模型为：其中，α为大气压相关系数，大气压相关系数α越大，表明同等条件下液体石油产品的挥发越少，储存越有利，反之亦然。因此，在获得液体石油产品进行仿真储存的储存时间后，将其代入石油产品储存器预测模型中即可获得液体石油产品的实际储存期。
在本实施例中，大气压相关系数的获取如下：对全国67个不同典型地区的平均大气压力分析，得到全国平均大气压力为92.62KPa。大气压相关系数默认为在此平均大气压力下取得，如果地区大气压力大于该值，大气压相关系数α则大于1；而如果地区大气压力小于该值，大气压相关系数α则小于1。湛江、长春、格尔木、昆明的大气压力如表8所示。
表8大气压力表
因此，湛江、长春、格尔木、昆明的大气压相关系数分别为1.09、1.64、0.78、0.87。
下面以汽油为例进行说明。
将汽油放置到表3所示的模拟油罐中进行仿真储存试验，其试验条件如表9所示。从模拟油罐中以月为周期采集汽油进行化验，获取汽油的储存安定性指标可以参阅表10。
表9仿真试验条件
表10各指标化验结果
记录在质量合格、质量卡边和达质量极限三个标准下的储存时间，利用石油产品储存期预测模型预测三个标准下，实际储存时容量为3000m3的实际油罐中汽油的实际储存期，如表11所示。其中：质量合格的储存期是指依据GB17930，汽油质量保持合格的最长储存时间。质量卡边的储存期是指依据GB17930，汽油质量介于合格不合格之间的最长储存时间。达质量极限的储存周期是指依据GJB2096，达到汽油质量指标极限值的最长储存时间。
表11汽油在不同地区的实际储存期
应用上述技术方案，将液体石油产品放置到模拟油罐中进行仿真储存试验，通过气候仿真系统对模拟油罐所处环境的温度、湿度和盐雾浓度进行调节，模拟出液体石油产品存储的实际环境，从而在仿真储存试验中准确获取液体石油产品的储存安定性指标，在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间；依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。相对于现有技术，本发明所公开的液体石油产品储存期预测平台可以在短时间内准确预测液体石油产品的储存期。
与上述系统实施例相对应，本发明还公开了一种液体石油产品储存期预测方法，其流程图如图9所示。预测方法可以包括以下步骤：
步骤101：将液体石油产品放置到模拟油罐中进行仿真储存试验。
其中，模拟油罐可以模拟液体石油产品实际存储的油罐，并能够对液体石油产品存储时的各种参数进行收集，方便对液体石油产品储存安定性进行研究。该模拟油罐被所处环境的空气由上述系统实施例中的气候仿真系统进行调节，对此不在加以阐述。
步骤102：从模拟油罐中采集所述液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标。
在本实施例中，试验人员可以周期性采集液体石油产品进行化验。在一次化验过程中周期可以为一个或多个周期。
液体石油产品的储存安定性指标可以包括：未洗胶质指标、实际胶质指标、酸度指标、色度指标和诱导期指标。在预测不同液体石油产品的储存期时，不同的液体石油产品的储存安定性指标可以相同，也可以不同。本领域技术人员可以依据不同应用场景选择不同的储存安定性指标。
步骤103：在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间。
标准指标范围指的是液体石油产品合格的储存安定性指标。在储存安定性指标未超过标准指标范围时，表明液体石油产品合格；在储存安定性指标超过标准指标范围时，表明液体石油产品不合格。
不同的液体石油产品的标准指标范围不同，且同一液体石油产品的标准指标范围在不同环境下也可以不同。
需要说明的是：在所述储存安定性指标未超过标准指标范围的情况下，继续执行步骤102，直至储存安定性指标超过标准指标范围，再记录此时所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间。
步骤104：依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期。
上述石油产品储存期预测模型的建立过程请参阅图10，可以包括以下步骤：
步骤1041：将至少一种液体石油产品作为试验石油产品，将所述试验石油产品放置到模拟油罐和实际油罐中，进行仿真储存试验和实际储存试验。
在本实施例中，选取四个液体石油产品分别作为试验石油产品，进行仿真储存试验和实际储存试验。
步骤1042：分别从模拟油罐和实际油罐中采集所述试验石油产品进行化验，获取所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标。
在本实施例中，试验人员可以周期性采集试验石油产品进行化验。在一次化验过程中周期可以为一个或多个周期。
步骤1043：获取述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标共同的加权系数。
其中，加权系数依据各安定性指标在判断液体石油产品是否合格时所起的作用设置。实际胶质是产品标准中必要指标，也就是说可以利用实际胶质这一指标来判断油品合格与否，因此将实际胶质的加权系数设定较大，可以为0.3。未洗胶质、酸度、诱导期这三个指标虽然不是必要指标，但是与实际胶质都有一定的相关性，所以可以将这三个指标的加权系数定为0.2，而色度的影响因素较多，安定性不好的油品色度必然变化较大，而安定性好的油品色度未必变化不大，因此将色度的加权系数为0.1。
步骤1044：利用所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和所述加权系数，建立模拟安定性模型。其具体过程请参阅图3，可以包括以下步骤：
步骤10441：对所述储存安定性指标中各个指标的试验数据进行归一化处理，得到归一化数据。
步骤10442：采用拉格朗日计算方法和线性插值拟合法，对所述归一化数据进行插值，获得插值数据。
步骤10443：对所述试验数据和插值数据进行指数拟合回归，得出各个指标与储存时间的关系模型。
步骤10444：依据所述加权系数，对关系模型进行加权获得加权模型，并获取仿真储存试验过程中环境的相关系数，建立加权模型相对应的模型，将该模型作为模拟安定性模型。
步骤1045：利用所述试验石油产品的实际储存安定性指标和所述加权系数，建立实际安定性模型。
步骤1046：建立所述模拟安定性模型的模拟预测模型和所述实际安定性模型的实际预测模型，并结合预先获取的大气压相关系数，对所述模拟预测模型和实际预测模型进行转换，建立所述石油产品储存期预测模型。
需要说明的是，方法实施例中各个步骤的具体实现过程请参阅系统实施例中相应的具体说明，对此不再加以阐述。
需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个......”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (13)
1.一种液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，包括：
模拟油罐，用于放置液体石油产品进行仿真储存试验；
气候仿真系统，用于对模拟油罐所处环境的空气进行调节，模拟出液体石油产品存储的实际环境；
预测子系统，用于从模拟油罐中采集所述液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标，在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间，依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期，其中所述预测子系统包括：化验器，用于从模拟油罐中采集液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标，以及用于分别从进行仿真存储试验的所述模拟油罐和进行实际储存试验的实际油罐中采集作为试验石油产品的液体石油产品进行化验，获取所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标；
记录器，用于在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间；
模型建立模块，用于建立石油产品储存期预测模型；
预测模块，用于依据所述模型建立模块建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期；
其中所述模型建立模块包括：系数获取单元、第一建立单元、第二建立单元和第三建立单元；
所述系数获取单元，用于获取所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标共同的加权系数；
所述第一建立单元，用于利用所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和所述加权系数，建立模拟安定性模型；
所述第二建立单元，用于利用所述试验石油产品的实际储存安定性指标和所述加权系数，建立实际安定性模型；
所述第三建立单元，用于建立所述模拟安定性模型的模拟预测模型和所述实际安定性模型的实际预测模型，对所述模拟预测模型和实际预测模型进行转换，并结合预先获取的大气压相关系数，建立所述石油产品储存期预测模型。
2.根据权利要求1所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述模拟油罐包括：罐体和与所述罐体相密封固定的人孔盖板，其中：
所述罐体包括罐筒和固定在所述罐筒底部的椭圆封头，在所述罐体上设置有至少三个用于支撑所述罐体的支腿，并且在所述罐体的内壁上涂有防腐蚀涂层；
在所述罐体上设置有与所述罐体相连通的液位传感器接头、废液接头和取样接头；
所述人孔盖板密封固定在所述罐筒的顶部，并且在所述人孔盖板上设置有与所述罐体相连通的温度传感器接头、呼吸阀接头和压力传感器接头。
3.根据权利要求2所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述液位传感器接头和取样接头设置在所述罐筒的底边上。
4.根据权利要求3所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述取样接头上设置有用于开关所述取样接头的第一球阀。
5.根据权利要求2所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述废液接头设置在所述椭圆封头的底部。
6.根据权利要求5所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述废液接头上设置有用于开关所述废液接头的第二球阀。
7.根据权利要求1所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述气候仿真系统包括：温度调节装置、湿度调节装置和盐雾调节装置；
所述温度调节装置，用于调节液体石油产品储存环境的温度；
所述湿度调节装置，用于调节液体石油产品储存环境的湿度；
所述盐雾调节装置，用于调节液体石油产品储存环境的盐雾浓度。
8.根据权利要求7所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述气候仿真系统还包括：用于对模拟油罐所处环境的空气进行更新的新风装置。
9.根据权利要求8所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述气候仿真系统还包括：集中空气调节箱；
所述集中空气调节箱具有进气口和出气口；所述温度调节装置、湿度调节装置和新风装置，设置在所述集中空气调节箱内。
10.根据权利要求7所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述气候仿真系统还包括：用于循环液体石油产品储存环境的空气的空气循环装置。
11.根据权利要求1所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，所述储存安定性指标包括未洗胶质指标、实际胶质指标、酸度指标、色度指标和诱导期指标。
12.根据权利要求11所述的液体石油产品储存期预测平台，其特征在于，第一建立单元包括：
归一化子单元，用于对所述储存安定性指标中各个指标的试验数据进行归一化处理，得到归一化数据；
数据获得子单元，用于采用拉格朗日计算方法和线性插值拟合法，对所述归一化数据进行插值，获得插值数据；
模型得出子单元，用于对所述试验数据和插值数据进行指数拟合回归，得出各个指标与储存时间的关系模型；
模型建立子单元，用于依据所述加权系数，对关系模型进行加权获得加权模型，并获取仿真储存试验过程中环境的相关系数，建立加权模型相对应的模型，将该模型作为模拟安定性模型。
13.一种液体石油产品储存期预测方法，其特征在于，包括：
将液体石油产品放置到模拟油罐中进行仿真储存试验；
从模拟油罐中采集所述液体石油产品进行化验，获取所述液体石油产品的储存安定性指标；
在所述储存安定性指标超过标准指标范围的情况下，记录所述液体石油产品进行仿真储存的储存时间；
依据预先建立的石油产品储存期预测模型对所述储存时间进行计算，预测所述液体石油产品的实际储存期；
其中石油产品储存期预测模型的建立过程包括：将至少一种液体石油产品作为试验石油产品，将所述试验石油产品放置到模拟油罐和实际油罐中，进行仿真储存试验和实际储存试验；
分别从所述模拟油罐和实际油罐中采集所述试验石油产品进行化验，获取所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标；
获取述试验石油产品的模拟储存安定性指标和实际储存安定性指标共同的加权系数；
利用所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和所述加权系数，建立模拟安定性模型，所述利用所述试验石油产品的模拟储存安定性指标和所述加权系数，建立模拟安定性模型包括：对所述储存安定性指标中各个指标的试验数据进行归一化处理，得到归一化数据；采用拉格朗日计算方法和线性插值拟合法，对所述归一化数据进行插值，获得插值数据；对所述试验数据和插值数据进行指数拟合回归，得出各个指标与储存时间的关系模型；依据所述加权系数，对关系模型进行加权获得加权模型，并获取仿真储存试验过程中环境的相关系数，建立加权模型相对应的模型，将该模型作为模拟安定性模型；
利用所述试验石油产品的实际储存安定性指标和所述加权系数，建立实际安定性模型；
建立所述模拟安定性模型的模拟预测模型和所述实际安定性模型的实际预测模型，对所述模拟预测模型和实际预测模型进行转换，并结合预先获取的大气压相关系数，建立所述石油产品储存期预测模型。
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