CN114017989A - Lng-bog再液化***及其适用的混合冷剂 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及LNG存储及运输技术领域，具体涉及LNG‑BOG再液化***及其适用的混合冷剂，该混合冷剂包括物理混合而成的氮气(N2，R728)、甲烷(CH4，R50)、乙烯(C2H4，R1150)、乙烷(C2H6，R170)、丙烷(C3H8，R50)、异丁烷(iC4H10，R600a)，所述混合冷剂中各摩尔组分浓度之和为100％，其中，N2摩尔浓度为10％‑13％，CH4摩尔浓度为18％‑35％，C2H4摩尔浓度为24％‑40％，C2H6摩尔浓度为4％‑30％，C3H8摩尔浓度为3％‑12％及iC4H10摩尔浓度为3％‑12％。本发明提出的混合冷剂无臭氧破坏、低温室效应，并且在低温下与润滑油具有良好互溶性的适于LNG‑BOG再液化***。

Description

LNG-BOG再液化***及其适用的混合冷剂
技术领域
本发明涉及LNG存储及运输技术领域，具体涉及LNG-BOG再液化***及其适用的混合冷剂。
背景技术
LNG-BOG(液化天然气蒸发气)再液化***是LNG船、LNG加注船上的核心关键设备，具有附加值高，技术难度大特点。混合制冷剂低温制冷技术是低温液化主流技术之一，目前LNG船配置的再液化***主流技术有氮气膨胀液化技术和混合工质制冷再液化技术，其中混合工质再液化技术作为新型船用再液化技术，具有能耗低、成本低、更易于模块化的优点。
在常规混合工质再液化***中，BOG低温压缩机是其核心设备，长期依赖于进口，增加设备成本；混合工质BOG再液化装置船用化过程中因核心设备卡脖子问题导致***可靠性降低；此外，循环***中，混合冷剂及BOG冷能未能有效利用，再液化***能效较低。
多元混合制冷剂低温制冷***在由环境温度启动逐渐降温至最低温度的过程中，制冷剂的循环流量、温度分布、工作高低压力以及循环制冷剂浓度分布等关键参数变化剧烈。在这些参数变化中，制冷剂浓度变化至关重要。基于混合工质制冷技术开发的BOG再液化***中，混合制冷剂的配比浓度是其核心技术之一，不同的混合制冷剂配比下的再液化***的液化效率都会有明显的差距。
发明内容
针对以上技术问题，本发明的目的之一在于提供一种无臭氧破坏、低温室效应，并且在低温下与润滑油具有良好互溶性的适于LNG-BOG再液化***的混合冷剂，所采用的技术方案如下：
一种适于LNG-BOG再液化***的混合冷剂，所述LNG-BOG再液化***包括主冷循环与再液化循环，所述再液化循环通过多级换热器与所述主冷循环中的混合冷剂换热，用于再液化循环中的BOG冷量回收及液化，所述主冷循环基于混合冷剂沸点差异通过混合冷剂分离器分离气液冷剂，所述多级换热器连接于所述混合冷剂分离器下游包括至少一用于气液冷剂共同换热的中间换热器及一用于气态冷剂换热的低温换热器；
所述混合冷剂包括物理混合而成的氮气(N2，R728)、甲烷(CH4，R50)、乙烯(C2H4，R1150)、乙烷(C2H6，R170)、丙烷(C3H8，R50)、异丁烷(iC4H10，R600a)，所述混合冷剂中各摩尔组分浓度之和为100％，其中，N2摩尔浓度为10％-13％，CH4摩尔浓度为18％-35％，C2H4摩尔浓度为24％-40％，C2H6摩尔浓度为4％-30％，C3H8摩尔浓度为3％-12％及iC4H10摩尔浓度为3％-12％。
在一些技术方案中，所述N2摩尔浓度为10％-13％，CH4摩尔浓度为18％-26％，C2H4摩尔浓度为26％-40％，C2H6摩尔浓度为4％-30％，C3H8摩尔浓度为7％-12％及iC4H10摩尔浓度为4％-12％。
在一些技术方案中，在BOG增压压力为5MPa时，所述N2摩尔浓度为10.79％，CH4摩尔浓度为18.67％，C2H4摩尔浓度为26.08％，C2H6摩尔浓度为29.76％，C3H8摩尔浓度为3.27％及iC4H10摩尔浓度为11.43％。
本发明的目的之二在于提供一种采用上述混合冷剂的LNG-BOG再液化***，其实现BOG近常温增压的同时，有效利用混合冷剂及BOG冷能，提高***再液化能效，所采用的技术方案如下：
一种应用上述混合冷剂的LNG-BOG再液化***，所述再液化循环包括BOG流动方向上顺次布设的常温增压机、BOG冷却器、所述多级换热器、第一节流装置、气液分离器及LNG储罐，所述LNG储罐产生的BOG先后进入所述低温换热器及中间换热器中与所述混合冷剂换热升温后经所述常温增压机压缩，高压BOG由所述BOG冷却器初步降温后进入所述多级换热器中逐步降温至液化，而后回流至LNG储罐。
在一些技术方案中，所述主冷循环包括混合冷剂流动方向上依次布设的主冷压缩机、主冷冷却器、所述混合冷剂分离器、所述多级换热器以及第三节流装置，所述第三节流装置包括中间换热器的液态冷剂出口端布设的第三节流阀及低温换热器气态冷剂出口端布设的第四节流阀，所述第三节流阀出口端连接中间换热器及所述第四节流阀出口端先后连接低温换热器与中间换热器后连通至所述主冷压缩机进口端形成回路。
在一些技术方案中，所述多级换热器为板翅式、板式、缠绕管式及壳管式中的一种或多种多流股逆流式换热器。
在一些技术方案中，所述中间换热器具有混合冷剂流通的第一流股、第二流股、第三流股及原料气流通的第四流股、第五流股；所述低温换热器具有气态冷剂流通的第六流股、第七流股及原料气流通的第八流股、第九流股；所述第一流股一端与混合冷剂分离器的气体出口连通，另一端先后连通第六流股及逆流设置的第七流股，所述第二流股一端与混合冷剂分离器的液体出口连通，另一端与所述第七流股连通并连接至逆流设置的第三流股，所述第三流股另一端连接至主冷压缩机；所述第四流股一端与BOG冷却器出口连通，另一端连接至第八流股，第八流股另一端连接至气液分离器的混合料进口，气液分离器的气体出口连接至逆流设置的第九流股，所述第九流股的另一端与逆流设置的第五流股连通，所述第五流股的另一端连接至常温增压机的进气口。
在一些技术方案中，所述LNG-BOG再液化***还包括预冷循环，所述预冷循环包括顺次连通的预冷压缩机、预冷冷却器、第二节流装置及预冷换热器，所述预冷换热器具有顺流设置的第一流道及逆流设置的第二流道、第三流道，所述第二流道串接至主冷压缩机与所述混合冷剂分离器之间的管路上；所述第三流道串接至BOG冷却器与所述多级换热器之间的管路上。
在一些技术方案中，所述第一节流装置为气液分离器的混合料进口管路上布置的第一节流阀；所述第二节流装置为预冷冷却器出口管路上布置的第二节流阀。
本发明采用以上技术方案至少具有如下的有益效果：
1.混合冷剂ODP为0，GWP小。其大气臭氧损耗潜能值(ODP)为0，长期使用不会对大气臭氧层造成破坏。混合冷剂采用的工质均为自然工质，具有全球变暖潜值(GWP)小的优点；
2.混合冷剂与润滑油有良好的互溶性。混合冷剂主要组成物质是烷烃，烷烃与聚酯类润滑油有良好互溶性，可以增加混合冷剂在低温下与润滑油的溶解特性，防止润滑油在节流原件处析出固体，堵塞节流原件造成***无法正常工作。本申请所提供的混合冷剂中含有甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷等烷烃，使其在低温下与润滑油互溶性大大增强，***可靠性进一步提高；
3.混合冷剂的使用可有效提高***能效。该混合冷剂由高、中、低沸点的制冷剂组成，不同沸点制冷剂之间节流效应区间相互覆盖，可实现不同沸点间制冷接力，同时也可实现换热器内冷热流体分布式制冷，有效缩小冷热流体换热温差，提高换热效率，降低***制冷能耗；
4.混合冷剂所适用的压缩机为常规普冷压缩机，可大幅降低***制造成本，提高***可靠性。
附图说明
为了更清楚的说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图及其标记作简单的介绍，显而易见地，下面描述的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域的普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
图1为本发明实施例所述的LNG-BOG再液化***的结构示意图。
图中标注符号的含义如下：
11-预冷压缩机，12-预冷冷却器，13-第二节流阀；
21-主冷压缩机，22-主冷冷却器，24-混合冷剂分离器，27-第三节流阀，28-第四节流阀，29-第一混合器；
31-常温增压机，32-BOG冷却器，33-预冷换热器，34-中间换热器，35-低温换热器，36-第一节流阀，37-气液分离器，38-LNG储罐，39-第二混合器。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，下面结合附图对本发明的具体实施方式做详细的说明。
需要说明的是，本文中的术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本申请的描述中，“多级、多层”的含义是至少两级/层，例如两级/层、三级/层等；以及术语“及/或”为包括一个或多个相关的所列项目的任意的和所有的组合。
除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本发明。
请参阅图1，发明人采用理论分析和流程优化计算分析方式完成图示LNG-BOG再液化***的设计，主要包括三个子循环，分别为：预冷循环、主冷循环及再液化循环。
预冷循环主要包括预冷压缩机11、预冷冷却器12、第二节流装置及预冷换热器33，预冷压缩机11用于对预冷工质进行压缩提供预冷工质循环动力，预冷工质可选用丙烷；预冷压缩机11的出口端连通至预冷冷却器12，预冷冷却器12引入冷却水将压缩后的丙烷冷却至常温附近；预冷冷却器12出口端连通至第二节流装置，第二节流装置通过布设的第二节流阀13将高压丙烷气体减压降温；第二节流阀13出口端连通至预冷换热器33，预冷换热器33具有顺流设置的供丙烷工质流通的第一流道及逆流设置的用于主冷循环中混合工质流通的第二流道与用于再液化循环中原料气流通的第三流道，预冷换热器33将预冷循环的制冷量分配给来自主冷循环的高压混合工质及来自再液化循环的原料BOG。
该实施方式中，通过设计预冷循环，同时供给主冷循环与再液化循环一定的制冷量，降低混合工质与原料气进入多级液化换热工段的起始温度，提升***低温制冷能力，充分实现BOG再液化。
主冷循环包括混合工质流动方向上依次布设的主冷压缩机21、主冷冷却器22、预冷换热器33、混合冷剂分离器24、多级换热器以及第三节流装置，主冷压缩机21用于对混合工质进行压缩提供混合工质循环动力；主冷压缩机21的出口端连通至主冷冷却器22，主冷冷却器22引入冷却水将压缩后的混合工质冷却至常温附近；主冷冷却器22出口端先后连通布设在冷箱中的预冷换热器33、混合冷剂分离器24及多级换热器，混合冷剂分离器24采用三通阀，具体设有混合冷剂进口、气体出口及液体出口，冷却后的常温高压混合工质经预冷换热器33的第二流道与丙烷工质换热预冷后混合工质中的高沸点工质经混合冷剂分离器24分离并由液体出口排出，其余气态冷剂则由气体出口排出，各组工质经多级换热器后温度被逐级降低至LNG液化温度以下。
多级换热器为板翅式、板式、缠绕管式及壳管式中的一种或多种多流股逆流式换热器，包括至少一用于气液冷剂共同换热的中间换热器34及一用于气态冷剂换热的低温换热器35，在一具体实施方式中，中间换热器34具有混合冷剂流通的第一流股、第二流股、第三流股，低温换热器35具有气态冷剂流通的第六流股、第七流股，其中，第一流股一端与混合冷剂分离器24的气体出口连通，另一端先后连通第六流股及逆流设置的第七流股，第二流股一端与混合冷剂分离器24的液体出口连通，另一端与所述第七流股连通并连接至逆流设置的第三流股，第三流股另一端连接至主冷压缩机21进气口，其中，第二流股与第七流股的连通口处布设用于气液冷剂混合的第一混合器29。
在一具体实施方式中，第三节流装置连接在多级换热器下游，包括中间换热器34的液态冷剂出口端布设的第三节流阀27及低温换热器35气态冷剂出口端布设的第四节流阀28，第三节流阀27出口端连接中间换热器34及第四节流阀28出口端先后连接低温换热器35与中间换热器34后连通主冷压缩机21进气口，从而形成混合冷剂循环回路。
该实施方式中采用多流股逆流式中间换热器34与低温换热器35用于冷热流体热量交换，设计巧妙，可节省换热器数量，减少管线布置，提高换热能效。
再液化循环包括原料气流动方向上顺次布设的常温增压机31、BOG冷却器32、预热换热器、多级换热器、第一节流装置、气液分离器37及LNG储罐38，常温增压机31用于对原料气进行常温压缩提供原料气循环动力；常温增压机31的出口端连通至BOG冷却器32，BOG冷却器32引入冷却水将压缩后的原料气冷却至常温附近；BOG冷却器32出口端先后连通布设在冷箱中的预冷换热器33及多级换热器，冷却后的常温高压原料气经预冷换热器33的第三流道与丙烷工质换热预冷后进入多级换热器逐步降温至液化。
在一具体实施方式中，中间换热器34还具有原料气流通的第四流股、第五流股，低温换热器35还具有原料气流通的第八流股、第九流股，第四流股一端与BOG冷却器32出口连通，另一端连接至第八流股，第八流股另一端连接至气液分离器37的混合料进口，气液分离器37为三通阀，具体设有混合料进管、气体出管及液体出管，其中，液体出管连接至LNG储罐38，LNG储罐38的气体出管与气液分离器37的气体出管连通并共同连接至逆流设置的第九流股，第九流股的另一端与逆流设置的第五流股连通，第五流股的另一端连接至常温增压机31进气口，LNG储罐38的气体出管连通第九流股进口端或LNG储罐38与气液分离器37二者的气体出管连通由一主管连接至第九流股进口端，并于连通口处布设第二混合器39。第一节流装置连接于多级换热器下游，具体为设于第八流股上邻近气液分离器37的混合料进口的第一节流阀36。
下面详细描述再液化循环的过程：
LNG储罐38产生的低温BOG先经过低温换热器35和中温换热器进行冷能回收，然后恢复至近常温时，再进入常温增压机31，通过增压机压缩后，进入BOG冷却器32冷却释放热量，然后进入预冷换热器33、中间换热器34、低温换热器35依次降温冷却，最后通过第一节流阀36降压液化后进入气液分离器37，液体部分流回LNG储罐38，气体部分与LNG储罐38的BOG汇合继续流入低温换热器35，完成再液化循环。
该实施方式中，1.通过设计多级换热器用于再液化循环与主冷循环的混合工质进行换热，LNG储罐38产生的BOG先后进入低温换热器35及中间换热器34中与所述混合工质换热升温接近常温后流通至常温增压机31，实现BOG近常温增压，规避了BOG低温压缩机的使用，解决了混合工质BOG再液化装置船用化过程中核心设备卡脖子问题，也大幅降低***成本，保证了***可靠性和设备来源；2.经常温增压机31压缩后的高压BOG气体进入BOG冷却器32换热至中低温BOG气体，而后依次经过中间换热器34及低温换热器35后温度逐步降低至液化，最后通过第一节流装置减压后回流至LNG储罐38，有效利用了混合冷剂及BOG冷能，提高再液化循环***能效。
本申请还提出一种适于LNG-BOG再液化***的混合冷剂，包括物理混合而成的氮气(N2，R728)、甲烷(CH4，R50)、乙烯(C2H4，R1150)、乙烷(C2H6，R170)、丙烷(C3H8，R50)及异丁烷(iC4H10，R600a)，所述混合冷剂中各摩尔组分浓度之和为100％，其中，N2摩尔浓度为10％-13％，CH4摩尔浓度为18％-35％，C2H4摩尔浓度为24％-40％，C2H6摩尔浓度为4％-30％，C3H8摩尔浓度为3％-12％及iC4H10摩尔浓度为3％-12％。
对单一工质来说，高沸点的工质因节流效应，所以制冷能力大，制冷***降温快。低沸点工质的潜热较小，因而其节流效应不如高沸点组元的节流效应大。混合冷剂选取时应使各组分最大节流效应区间能够实现接力匹配。
对于混合冷剂而言，定性变化规律与纯质仍然是相同的，即混合冷剂饱和温度较高的工质节流效应也相应较大。对于混合冷剂而言，其节流效应会低于其组分中各纯质在其相转变区间的最大节流效应，但由于采用混合冷剂有效地改善了节流效应在整个温区(从目标制冷温度至环境温度的区间)的分布，使混合物的最小节流效应在全温区内比任何一个纯工质的最小节流效应都大。
基于以上，在进行组分选择时应通过合理匹配混合冷剂内各组元间沸点，使其最大节流效应区间能够实现接力匹配，使多元混合冷剂在整个温区都实现较大的等温节流效应，进而提高整个***的运行效率。
混合冷剂配比对于制冷剂相变特性的影响不仅会影响***的运行压力工况，也会通过影响制冷剂的换热过程温度-负荷匹配进而影响***的性能。因此，对于混合工质制冷***，合适的制冷剂组元配比是实现***高效制冷的关键。
所述混合冷剂存在优化浓度配比，混合冷剂中各组分的摩尔浓度之和为100％。其中N2浓度为10％-13％，CH4浓度为18％-26％，C2H4浓度为26％-40％，C2H6浓度为4％-30％，C3H8浓度为7％-12％及C4H10浓度为4％-6％。其优化性能依据主要是制冷循环热力学性能，即***液化能耗。另外综合考虑混合制冷剂的相平衡行为，使优化浓度范围内混合冷剂中泡露点温差尽可能小。同时考虑其蒸发压力尽可能高，确保在固定排量压缩机运行范围内，***的实际制冷量大。
依据上述混合冷剂配比目标，发明人设计如下实施方案：
方案一：在BOG增压压力为1MPa时，N2摩尔浓度为12.39％，CH4摩尔浓度为34.14％，C2H4摩尔浓度为25.12％，C2H6摩尔浓度为18.37％，C3H8摩尔浓度为10.33％，iC4H10摩尔浓度为3.26％。
方案二：在BOG增压压力为2MPa时，N2摩尔浓度为11.34％，CH4摩尔浓度为28.14％，C2H4摩尔浓度为32.23％，C2H6摩尔浓度为13.18％，C3H8摩尔浓度为9.45％，iC4H10摩尔浓度为5.66％。
方案三：在BOG增压压力为3MPa时，N2摩尔浓度为11.78％，CH4摩尔浓度为34.13％，C2H4摩尔浓度为24.08％，C2H6摩尔浓度为15.33％，C3H8摩尔浓度为3.11％，iC4H10摩尔浓度为10.86％。
方案四：在BOG增压压力为4MPa时，N2摩尔浓度为10.65％，CH4摩尔浓度为25.32％，C2H4摩尔浓度为39.79％，C2H6摩尔浓度为4.76％，C3H8摩尔浓度为12％，iC4H10摩尔浓度为7.47％。
方案五：在BOG增压压力为5MPa时，N2摩尔浓度为10.79％，CH4摩尔浓度为18.67％，C2H4摩尔浓度为26.08％，C2H6摩尔浓度为29.76％，C3H8摩尔浓度为3.27％，iC4H10摩尔浓度为11.43％。
方案六：在BOG增压压力为5MPa时，N2摩尔浓度为10.94％，CH4摩尔浓度为16.54％，C2H4摩尔浓度为23.98％，C2H6摩尔浓度为35.59％，C3H8摩尔浓度为6.05％，iC4H10摩尔浓度为6.91％。
方案七：在BOG增压压力为5MPa时，N2摩尔浓度为10.99％，CH4摩尔浓度为28.52％，C2H4摩尔浓度为13.18％，C2H6摩尔浓度为29.46％，C3H8摩尔浓度为10.71％，iC4H10摩尔浓度为7.14％。
方案八：在BOG增压压力为5MPa时，N2摩尔浓度为10.62％，CH4摩尔浓度为18.12％，C2H4摩尔浓度为26.96％，C2H6摩尔浓度为28.19％，C3H8摩尔浓度为6.8％，iC4H10摩尔浓度为9.31％。
方案九：在BOG增压压力为5MPa时，N2摩尔浓度为11.51％，CH4摩尔浓度为18.41％，C2H4摩尔浓度为34.36％，C2H6摩尔浓度为23.91％，C3H8摩尔浓度为2.63％，iC4H10摩尔浓度为9.18％。
表1不同BOG增压压力下和混合工质浓度下再液化***比功耗
Figure BDA0003387812670000111
表2在BOG增压压力为5MPa时，不同混合工质浓度下再液化***比功耗
Figure BDA0003387812670000112
Figure BDA0003387812670000121
根据热力循环计算，上述9个实施例，循环性能参数与制冷性能参数表如表1和表2所示。可知选择BOG增压压力为5MPa时，混合冷剂在N2摩尔浓度为10.79％，CH4摩尔浓度为18.67％，C2H4摩尔浓度为26.08％，C2H6摩尔浓度为29.76％，C3H8摩尔浓度为3.27％，iC4H10摩尔浓度为11.43％。此时的***比功耗为0.492kWh/kg，效率最高。结合实际工况，在该循环流程下，5MPa的增压压力和上述混合冷剂配比为最优配比。
以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (9)

1.一种适于LNG-BOG再液化***的混合冷剂，其特征在于，所述LNG-BOG再液化***包括主冷循环与再液化循环，所述再液化循环通过多级换热器与所述主冷循环中的混合冷剂换热，用于再液化循环中的BOG冷量回收及液化，所述主冷循环基于混合冷剂沸点差异通过混合冷剂分离器分离气液冷剂，所述多级换热器连接于所述混合冷剂分离器下游包括至少一用于气液冷剂共同换热的中间换热器及一用于气态冷剂换热的低温换热器；
所述混合冷剂包括物理混合而成的氮气(N2，R728)、甲烷(CH4，R50)、乙烯(C2H4，R1150)、乙烷(C2H6，R170)、丙烷(C3H8，R50)、异丁烷(iC4H10，R600a)，所述混合冷剂中各摩尔组分浓度之和为100％，其中，N2摩尔浓度为10％-13％，CH4摩尔浓度为18％-35％，C2H4摩尔浓度为24％-40％，C2H6摩尔浓度为4％-30％，C3H8摩尔浓度为3％-12％及iC4H10摩尔浓度为3％-12％。
2.根据权利要求1所述的混合冷剂，其特征在于，所述N2摩尔浓度为10％-13％，CH4摩尔浓度为18％-26％，C2H4摩尔浓度为26％-40％，C2H6摩尔浓度为4％-30％，C3H8摩尔浓度为7％-12％及iC4H10摩尔浓度为4％-12％。
3.根据权利要求2所述的混合冷剂，其特征在于，在BOG增压压力为5MPa时，所述N2摩尔浓度为10.79％，CH4摩尔浓度为18.67％，C2H4摩尔浓度为26.08％，C2H6摩尔浓度为29.76％，C3H8摩尔浓度为3.27％及iC4H10摩尔浓度为11.43％。
4.一种应用权利要求1-3任一所述的混合冷剂的LNG-BOG再液化***，其特征在于，所述再液化循环包括BOG流动方向上顺次布设的常温增压机、BOG冷却器、所述多级换热器、第一节流装置、气液分离器及LNG储罐，所述LNG储罐产生的BOG先后进入所述低温换热器及中间换热器中与所述混合冷剂换热升温后经所述常温增压机压缩，高压BOG由所述BOG冷却器初步降温后进入所述多级换热器中逐步降温至液化，而后回流至LNG储罐。
5.根据权利要求4所述的LNG-BOG再液化***，其特征在于，所述主冷循环包括混合冷剂流动方向上依次布设的主冷压缩机、主冷冷却器、所述混合冷剂分离器、所述多级换热器以及第三节流装置，
所述第三节流装置包括中间换热器的液态冷剂出口端布设的第三节流阀及低温换热器气态冷剂出口端布设的第四节流阀，所述第三节流阀出口端连接中间换热器及所述第四节流阀出口端先后连接低温换热器与中间换热器后连通至所述主冷压缩机进口端形成回路。
6.根据权利要求4所述的LNG-BOG再液化***，其特征在于，所述多级换热器为板翅式、板式、缠绕管式及壳管式中的一种或多种多流股逆流式换热器。
7.根据权利要求4所述的LNG-BOG再液化***，其特征在于，所述中间换热器具有混合冷剂流通的第一流股、第二流股、第三流股及原料气流通的第四流股、第五流股；所述低温换热器具有气态冷剂流通的第六流股、第七流股及原料气流通的第八流股、第九流股；
所述第一流股一端与混合冷剂分离器的气体出口连通，另一端先后连通第六流股及逆流设置的第七流股，所述第二流股一端与混合冷剂分离器的液体出口连通，另一端与所述第七流股连通并连接至逆流设置的第三流股，所述第三流股另一端连接至主冷压缩机；
所述第四流股一端与BOG冷却器出口连通，另一端连接至第八流股，第八流股另一端连接至气液分离器的混合料进口，气液分离器的气体出口连接至逆流设置的第九流股，所述第九流股的另一端与逆流设置的第五流股连通，所述第五流股的另一端连接至常温增压机的进气口。
8.根据权利要求4所述的LNG-BOG再液化***，其特征在于，所述LNG-BOG再液化***还包括预冷循环，所述预冷循环包括顺次连通的预冷压缩机、预冷冷却器、第二节流装置及预冷换热器，
所述预冷换热器具有顺流设置的第一流道及逆流设置的第二流道、第三流道，所述第二流道串接至主冷压缩机与所述混合冷剂分离器之间的管路上；所述第三流道串接至BOG冷却器与所述多级换热器之间的管路上。
9.根据权利要求8所述的LNG-BOG再液化***，其特征在于，所述第一节流装置为气液分离器的混合料进口管路上布置的第一节流阀；所述第二节流装置为预冷冷却器出口管路上布置的第二节流阀。
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