本实用新型涉及一种低温液化烃储运系统。
背景技术：
近年来沿海地区陆续建设常压低温液化烃储运站，储运介质一般是丙烷、混合碳四、以及液化石油气(LPG)，储存规模一般都在 100,000m3以上。由于液化石油气(LPG)是C3烃类和C4烃类的混合物，以下将丙烷、丁烷、混合碳四等均合称LPG。常规的模式是低温丙烷、或混合碳四等来自船运码头低温卸船，进入常压低温罐中存储。罐内介质通过罐内泵抽出，加热并通过球罐缓冲后送至丙烷脱氢等生产装置，或者送至装车站台贸易外售。
储存在低温罐内的低温液相丙烷、或混合碳四等不可避免的会从外界持续吸热，而不断蒸发成气体。如果不及时移除这部分气体，会使储罐超压造成安全事故。如果将这股气体直接送入火炬燃烧，将造成罐内物料的不断损失。因此，为了回收这部分气体，往往通过蒸发汽压缩冷凝(即BOG压缩冷凝系统)，通过提高蒸发汽的压力和凝点，利用循环水移除冷凝热，再闪蒸降温后送回低温储罐，防止物料损失。
此类液化烃储运站，往往利用循环冷却水作为蒸发气(BOG)冷凝的冷源。循环冷却水采用全储运站或全厂密闭循环的模式，循环回水统一在循环水站降温增压，送往储运站各用户，也有一些储运站采用“蒸发冷”设备作为BOG冷凝的冷源。这种蒸发冷设备内部相当于一个小型的循环水站。水在蒸发冷设备内蒸发，与工艺BOG间壁换热，进而使工艺BOG冷凝。
另一方面，低温罐内的液化烃送至工艺装置或者装车外售前，往往需要加热至0℃以上。大多数的做法是通过水浴式加热器或者中间介质换热器，利用蒸汽提供热量，加热LPG液体。有的大型液化烃储运站，由于需要加热的低温液体量巨大，采用开架式海水加热器进行加热，这种开架式海水加热器虽然利用海水作为热源，流程简单，但配套系统需要考虑海水净化除菌系统、取排水管道系统及其维护等，投资较大。且开架式海水加热器设备国产业绩很少，设备昂贵，往往在千万元级别。除非有非常巨大的液化烃加热负荷需求，否则加热成本难以回收。
因此，低温液化烃储运站往往同时需要热源和冷源，热源多用蒸汽，而冷源多用循环水，二者没有耦合。因为需要多个单独对应的换热系统，造成了能源的浪费，提高了运行成本。例如以某低温丙烷储运站为例。该储运站有低温丙烷全容罐40000m3×2台，储存温度-42 ℃。配套丙烷BOG压缩机共两台，单台额定处理能力1900Nm3/h丙烷蒸发气。低温储罐内的丙烷通过罐内泵加压，并通过加热器加热至5 ℃后，送至常温丙烷球罐(5000m3×2台)中缓冲，最后送往装船码头常温装船(～40000吨/月)、汽车装车站台常温装车(～36000吨/ 月)。丙烷BOG压缩机附属的丙烷BOG冷凝器正常冷凝负荷975kW，额定冷凝负荷为1950kW；对应循环冷却水用量正常约84t/h，最大约168t/h。丙烷加热器所采用的形式为中间介质为甲醇的蒸汽加热器，正常换热负荷为5500kW，额定换热负荷为8250kW；对应5barG 低压蒸汽用量正常约9.5t/h，最大约14.25t/h。
技术实现要素：
本实用新型的目的是为了解决上述技术问题，提供一种耦合冷源和热源、结构简单紧凑、控制简便、占地面积小、运行成本低、适用于多种工况、节能降耗效果显著的低温液化烃储运站的节能降耗系统。
本实用新型低温液化烃储运站的节能降耗系统,包括循环水站 (Z1)、LPG加热器(E1)和LPG BOG压缩冷凝系统(E2)，所述循环水站(Z1)的出口经循环水泵(P1)与LPG加热器(E1)的入口连接，所述 LPG加热器(E1)的出口分别与LPG BOG压缩冷凝系统(E2)的入口及循环水站(Z1)的入口连接，所述LPG BOG压缩冷凝系统(E2)的出口经循环回水管道增压泵(P2)分别与循环水站(Z1)入口和LPG加热器(E1) 入口连接；其中，所述LPG BOG压缩冷凝系统(E2)的出口与LPG加热器(E1)入口连接管道上设有第一循环回水分流阀(TV1)，所述LPG BOG 压缩冷凝系统(E2)的出口与循环水站(Z1)入口连接的管道上设有第二循环回水分流阀(TV2)。
所述循环水站(Z1)出口与LPG加热器(E1)入口连接管道上设有补充蒸汽加热器(E3)。
所述补充蒸汽加热器(E3)的介质入口管道上依次设有蒸汽开关阀(XV1)和蒸汽调节阀(TV3)。
所述LPG加热器(E1)的入口处设有第一温度传感器(T1)，所述第一温度传感器(T1)与第一控制器(D1)的输入端连接，所述第一控制器(D1)的控制端分别连接蒸汽调节阀(TV3)、第一循环回水分流阀(TV1)和第二循环回水分流阀(TV2)。
所述LPG加热器(E1)的出口处设有第二温度传感器(T2)，所述第二温度传感器(T2)与第二控制器(D2)的输入端连接，所述第二控制器(D2)的控制端连接蒸汽开关阀(XV1)。所述LPG加热器(E1) 的出口处设有第二温度传感器(T2)，所述第二温度传感器(T2)与第二控制器(D2)的输入端连接，所述第二控制器(D2)的控制端连接蒸汽开关阀(XV1)和第一控制器(D1)的输入端。所述LPG加热器(E1)的出口与循环水站(Z1)的入口连接的管道上设有循环回水调节阀(TV4)，所述循环回水调节阀(TV4)位于LPG BOG压缩冷凝系统入口管道与LPG加热器(E1)的出口管道交汇点的下游管道上。
所述于LPG BOG压缩冷凝系统(E2)出口处设有第三温度传感器 (T3)，所述第三温度传感器(T3)与第三控制器(D3)的输入端连接，所述第三控制器(D3)的控制端连接循环回水调节阀(TV4)。
上述低温液化烃储运站节能降耗的调节方法，根据不同工况具体调节方法为：
第一工况：当LPG BOG压缩冷凝系统(E2)需要冷量为0，而LPG 加热器(E1)需要热量时：第一控制器(D1)控制第一循环回水分流阀 (TV1)和第二循环回水分流阀(TV2)关闭，第三控制器(D3)控制控制循环回水调节阀(TV4)开启；来自循环水站(Z1)的循环水经循环水泵 (P1)加压后进入LPG加热器(E1)对物料间接加热后经循环回水调节阀(TV4)回送循环水站(Z1)；
第二工况：当LPG BOG压缩冷凝系统(E2)需要冷量、而LPG加热器(E1)需要热量为0时：则第一控制器(D1)控制第一循环回水分流阀(TV1)关闭，第二循环回水分流阀(TV2)开启，第三控制器(D3) 控制循环回水调节阀(TV4)关闭；来自循环水站(Z1)的循环水经 LPG加热器(E1)进入LPG BOG压缩冷凝系统(E2)间接冷却物料后，再经第二循环回水分流阀(TV2)回送循环水站(Z1)；
第三工况：LPG BOG压缩冷凝系统(E2)需要的冷量小于LPG加热器(E1)需要的热量时：第一控制器(D1)控制第一循环回水分流阀 (TV1)开启、第二循环回水分流阀(TV2)关闭，第三控制器(D3)控制循环回水调节阀(TV4)开启，来自循环水站(Z1)的循环水先进入LPG 加热器(E1)加热物料，再分为两股，一股进入LPG BOG压缩冷凝系统 (E2)冷却物料，经循环回水管道增压泵(P2)增压后再经第一循环回水分流阀(TV1)回送入LPG加热器(E1)加热物料；另一股经循环回水调节阀(TV4)回送自循环水站(Z1)。
第四工况：LPG BOG压缩冷凝系统(E2)需要的冷量大于LPG加热器(E1)需要的热量时：第一控制器(D1)控制第一循环回水分流阀 (TV1)和第二循环回水分流阀(TV2)开启，第三控制器(D3)控制循环回水调节阀(TV4)关闭，来自循环水站(Z1)的循环水先进入LPG加热器(E1)加热物料,再进入LPG BOG压缩冷凝系统(E2)冷却物料，出 LPG BOG压缩冷凝系统(E2)的循环水经循环回水管道增压泵(P2)增压后分为两股，一股经第一循环回水分流阀(TV1)回送入LPG加热器(E1) 加热物料，另一股经第二循环回水分流阀(TV2)回送循环水站(Z1)。
所述第一温度传感器(T1)用于检测LPG加热器(E1)入口的循环水温度，若低于设定值，则第一控制器(D1)控制开启蒸汽调节阀 (TV3)，循环水经补充蒸汽加热器(E3)被蒸汽加热至设定值以上后再送入LPG加热器(E1)。
所述第三工况中：第三温度传感器(T3)用于监测出LPG BOG压缩冷凝系统(E2)的循环水温度，若高于设置值，则减小循环回水调节阀 (TV4)的开度，从而相应调节进入LPG BOG压缩冷凝系统(E2)的循环水量。
所述第四工况中，若第二温度传感器(T2)检测到LPG加热器(E1) 出口循环水的温度低于设定值，则第二控制器(D2)发出控制指令给第一控制器(D1)，由第一控制器(D1)控制调节增大第一循环回水分流阀(TV1)的开度，减小第二循环回水分流阀(TV2)的开度。
所述蒸汽开关阀(XV1)为正常关闭状态，所述第二温度传感器 (T2)用于检测LPG加热器(E1)出口循环水的温度，若低于设定值则第二控制器(D2)控制开启蒸汽开关阀(XV1)，若第二温度传感器(T2) 温度高于设定值，则第二控制器(D2)控制关闭蒸汽开关阀(XV1)。针对背景技术中存在的问题，发明人结合实际情况，对低温液化烃储运站进行改进，将LPG BOG压缩冷凝系统需要的冷量和LPG加热器需要的热量进行耦合，使二者互补，利用循环水站内循环水(与环境温度相等)为LPG加热器提供热能，换热降温后的循环水又可以为LPG BOG压缩冷凝系统提供冷量，实现两者的耦合。由于循环水站体量大，储存状态下能与环境不断换热，从而使出水保持在环境温度下。进一步的，LPG BOG冷凝器出口的循环回水可根据LPG加热器和LPG BOG 冷凝器冷热负荷的实际情况，选择回到循环水站或者直接进入LPG加热器入口。通过对管道内水温的监测，利用管道上阀门的调控又可以实现供冷或冷热量大小的调节，从而满足不同工况的需求，同时最大限度减少外供蒸汽的使用。
从循环水站来的循环上水直接进入LPG加热器中，当LPG加热器冷负荷过大，或者环境温度较低时，循环上水可在补充蒸汽加热器中被蒸汽加热，补足热量的供给，防止LPG加热器中循环水的温度过低。
有益效果：
1、将低温液化烃储运站的加热系统和冷却系统整合在一起，耦合了LPG BOG冷凝需要的冷量和LPG加热需要的热量，使二者互补，正常情况下无需向系统补充加热蒸汽，大大节省了操作费用，整个系统更加简单紧凑；
2.本实用新型系统可适应不同工况，调节控制简单灵活，并且通过多个温度传感器、控制器和阀门的配合可实现自动精确控制；
3.本实用新型系统结构简单紧凑、投资低、运行成本低、占地面积小、节能降耗效果显著、安全可靠的优点。
4.本实用新型系统可适用于多种物料的低温储运，如丙烷、丙烯、丁烷、丁烯等液化石油气(LPG)，以及液氨和氟利昂等。
附图说明
图1为本实用新型系统图暨工艺流程图；
其中，Z1—循环水站、P1—循环水泵、P2—循环回水管道增压泵、 E1—LPG加热器、E2—LPG BOG压缩冷凝系统、E3—补充蒸汽加热器、 T1—第一温度传感器、T2—第二温度传感器、T3—第三温度传感器、 TV1-第一循环回水分流阀、TV2—第二循环回水分流阀1、TV3—蒸汽调节阀、TV4—循环回水调节阀、XV1—蒸汽开关阀、D1-第一控制器、 D2-第二控制器、D3-第三控制器。
具体实施方式
下面结合附图对发明作进一步解释说明：
参见图1，本实用新型系统包括循环水站Z1、LPG加热器E1和 LPG BOG压缩冷凝系统E2，所述循环水站Z1的出口经循环水泵P1与 LPG加热器E1的入口连接，所述LPG加热器E1的出口分别与LPG BOG 压缩冷凝系统E2的入口及循环水站Z1的入口连接，所述LPG BOG压缩冷凝系统E2的出口经循环回水管道增压泵P2分别与循环水站Z1 入口和LPG加热器E1入口连接；其中，所述LPG BOG压缩冷凝系统 E2的出口与LPG加热器E1入口连接管道上设有第一循环回水分流阀 TV1，所述LPG BOG压缩冷凝系统E2的出口与循环水站Z1入口连接的管道上设有第二循环回水分流阀TV2。所述LPG加热器E1的出口与循环水站Z1的入口连接的管道上设有循环回水调节阀TV4，所述循环回水调节阀TV4位于LPG BOG压缩冷凝系统E2入口管道与LPG 加热器E1的出口管道交汇点的下游管道上。
所述循环水站Z1出口与LPG加热器E1入口连接管道上设有补充蒸汽加热器E3。所述补充蒸汽加热器E3的介质入口管道上依次设有蒸汽开关阀XV1和蒸汽调节阀TV3。
所述LPG加热器E1的入口处设有第一温度传感器T1，所述第一温度传感器T1与第一控制器D1的输入端连接，所述第一控制器D1 的控制端分别连接蒸汽调节阀TV3、第一循环回水分流阀TV1和第二循环回水分流阀TV2。
所述LPG加热器E1的出口处设有第二温度传感器T2，所述第二温度传感器T2与第二控制器D2的输入端连接，所述第二控制器D2 的控制端连接蒸汽开关阀XV1。
所述LPG加热器E1的出口处设有第二温度传感器T2，所述第二温度传感器T2与第二控制器D2的输入端连接，所述第二控制器D2 的控制端连接蒸汽开关阀XV1和第一控制器D1的输入端。
所述于LPG BOG压缩冷凝系统E2出口处设有第三温度传感器T3，所述第三温度传感器T3与第三控制器D3的输入端连接，所述第三控制器D3的控制端连接循环回水调节阀TV4。
第一控制器D1分程控制第一循环回水分流阀TV1、第二循环回水分流阀TV2和蒸汽调节阀TV3，同时也是第二DCS控制D2串级控制的子控制回路。当第一温度传感器T1测到温度下降时，可以逐步开启第一循环回水分流阀TV1，逐步关闭第二循环回水分流阀TV2；第一循环回水分流阀TV1开至最大开度温度仍然下降时，可逐步开启蒸汽调节阀TV3。第二控制器D2给第一控制器D1控制回路赋值，同时当第二温度传感器检测温度低于设定值时，第二控制器D2联锁开启蒸汽开关阀XV1。第三控制器D3根据第三温度传感器T3的温度监测控制循环回水调节阀TV4，若温度升高时，逐步关闭循环回水调节阀TV4。
所述LPG加热器E1的具体结构形式可根据被加热介质的不同而变化：如被加热介质是正丁烷，其常压沸点为-0.5℃，可以选择管壳式换热器换热；如果被加热介质是丙烷，其常压沸点为-42℃，为了防止水侧结冰，可考虑采用中间介质为正丁烷的双管程单壳程换热器。一般，被加热介质的入口温度低于-5℃，则适宜采用中间介质为正丁烷的双管程单壳程换热器换热。本领域技术人员可根据需要合理选择。
根据不同工况，本实用新型低温液化烃储运站节能降耗的调节方法具体为：
第一工况：当LPG BOG压缩冷凝系统E2需要冷量为0，而LPG 加热器E1需要热量时：第一控制器D1控制第一循环回水分流阀TV1 和第二循环回水分流阀TV2关闭，第三控制器(D3)控制控制循环回水调节阀TV4开启；来自循环水站Z1的循环水经循环水泵P1加压后进入LPG加热器E1对物料间接加热后经循环回水调节阀TV4回送循环水站Z1；
第二工况：当LPG BOG压缩冷凝系统E2需要冷量、而LPG加热器E1需要热量为0时：则第一控制器D1控制第一循环回水分流阀 TV1关闭，第二循环回水分流阀TV2开启，第三控制器D3控制循环回水调节阀TV4关闭；来自循环水站Z1的循环水经LPG加热器E1进入LPG BOG压缩冷凝系统E2间接冷却物料后，再经第二循环回水分流阀(TV2)回送循环水站Z1；
第三工况：LPG BOG压缩冷凝系统E2需要的冷量小于LPG加热器E1需要的热量时：第一控制器D1控制第一循环回水分流阀TV1开启、第二循环回水分流阀TV2关闭，第三控制器D3控制循环回水调节阀TV4开启，来自循环水站Z1的循环水先进入LPG加热器E1加热物料，再分为两股，一股进入LPG BOG压缩冷凝系统E2冷却物料，经循环回水管道增压泵P2增压后再经第一循环回水分流阀TV1回送入LPG加热器E1加热物料；另一股经循环回水调节阀TV4回送自循环水站Z1；
所述第三工况中：第三温度传感器T3用于监测出LPG BOG压缩冷凝系统E2的循环水温度，若高于设置值，则减小循环回水调节阀 TV4的开度，从而相应调节进入LPG BOG压缩冷凝系统E2的循环水量。
第四工况：LPG BOG压缩冷凝系统E2需要的冷量大于LPG加热器E1需要的热量时：第一控制器D1控制第一循环回水分流阀TV1和第二循环回水分流阀TV2开启，第三控制器D3控制循环回水调节阀 TV4关闭，来自循环水站Z1的循环水先进入LPG加热器E1加热物料, 再进入LPG BOG压缩冷凝系统E2冷却物料，出LPG BOG压缩冷凝系统E2的循环水经循环回水管道增压泵P2增压后分为两股，一股经第一循环回水分流阀TV1回送入LPG加热器E1加热物料，另一股经第二循环回水分流阀TV2回送循环水站Z1。
所述第四工况中，若第二温度传感器T2检测到LPG加热器E1出口循环水的温度低于设定值，则第二控制器D2发出控制指令给第一控制器D1，由第一控制器D1控制调节增大第一循环回水分流阀TV1 的开度，减小第二循环回水分流阀TV2的开度。
所述第一温度传感器T1用于检测LPG加热器E1入口的循环水温度，若低于设定值，则第一控制器D1控制开启蒸汽调节阀TV3，循环水经补充蒸汽加热器E3被蒸汽加热至设定值以上后再送入LPG加热器E1。
所述蒸汽开关阀XV1为正常关闭状态，所述第二温度传感器T2 用于检测LPG加热器E1出口循环水的温度，若低于设定值则第二控制器D2控制开启蒸汽开关阀XV1，若第二温度传感器T2温度高于设定值，则第二控制器D2控制关闭蒸汽开关阀(XV1)。
所述第一控制器D1、第二控制器D2和第三控制器D3，对于没有DCS控制系统的储运站，可为各自单独的控制器；对于具有DCS控制系统的大型储运站而言，也可集成于DCS控制系统中实现上述功能。
现有的LPG储运站流程采用本实用新型的技术方案改造后，可显著减少蒸汽用量，在环境温度较高时完全无需使用蒸汽，仅通过冷热能互相耦合，以及在循环水站与大气换热，就能满足各种工况下的操作，显著降低操作费用。从建设投资角度，需要增加循环水站的能力；增加LPG BOG压缩冷凝系统E2出口的管道泵；增加补充蒸汽加热器 E3；由于LPG BOG压缩冷凝系统E2水侧进出水温差增大，LPG BOG 压缩冷凝系统E2的换热面积可减小；LPG加热器E1的材质无需同时考虑LPG介质的低温和蒸汽侧的高温，换热器材质方面的要求可能会降低。LPG BOG压缩冷凝系统E2管道泵的流量不大，其流量选取的依据是BOG压缩冷凝需要的循环水量，扬程也仅需要20m，如果有工厂或者园区的循环水作为依托，循环水站增加的投资也可忽略。因此，采用本实用新型的技术方案改造，投资会略有上升，但操作费用会明显降低，同时优化了换热系统，更加高效节能。
投资和操作费用比较
以低温丙烷储运站为例，从投资增加和操作费用降低两方面，比较本实用新型的工艺和传统低温储运站工艺。
一、投资：考虑低压蒸汽和循环水都由园区统一供应，以传统工艺作为基准，本实用新型的系统需要增加设备如下：
1、补充蒸汽加热器一台(设计换热能力5500kW；价格约14.8 万元。)
2、循环回水管道增压泵两台(设计流量60m3/h，扬程20m；额定功率7.5kW；单台价格约2.8万元。)
综合考虑管道和仪表的投资，采用本实用新型系统，投资增加约 91万元。
二、操作费用：采用传统低温储运站工艺，丙烷加热器和BOG凝液都按每天操作12h，每年4000h计算，每年需要消耗低压蒸汽47,500 吨，循环水509,000吨。年操作费用约为865万元。
与上述基准相同，采用本实用新型的工艺，循环水消耗和循环回水管道增压泵操作按每年4000h计算。项目所在地一般每年共30天需要补充蒸汽加热，补充蒸汽暂考虑满负荷，每天12小时。每年需要消耗低压蒸汽3,420吨，循环水2,953,000吨，电30,000kWh。年操作费用约为122万元。
由此可见，在同一操作工况基准下，采用本实用新型的工艺，年操作费用可节省743万元，大约1个半月左右即可收回增加的投资。