本实用新型涉及LNG储存及运输领域的技术领域，具体涉及一种BOG回收与氮气液化系统。
背景技术：
随着大气污染问题日益凸显，我国对清洁能源的需求愈发迫切。LNG(液化天然气)作为天然气这一清洁能源的一种储运形式，广泛用于沿海城市燃气保障及调峰。我国LNG接收站广泛分布于各沿海城市，在其运行过程中产生的大量BOG(闪蒸汽)对接收站的安全产生威胁。BOG是LNG受热气化形成的气体，因保温材料所限，不可避免从外界渗入热量，致使LNG受热蒸发。随着热量不断侵袭，气相质量增加，压力容器承压增大，若不在达到容器可承载压力前释放BOG将对设备产生极大危害，发生超压损坏罐体。当气相空间达到一定压力触发安全泄放阀，将罐内多余闪蒸气直接排至火炬放空燃烧。大型LNG站场BOG总量较大，直接排放造成能源的浪费以及环境的污染。
目前已经在我国LNG接收站实现应用的BOG处理方法主要有：
(1)直接压缩工艺，即将BOG气体通过高压压缩机组直接加压到输气干线压力进行外输，工艺设备少流程简单，但工艺能耗高，安全性差。
(2)再冷凝工艺，即BOG气体先由压缩机加压，再与罐内泵送出的LNG进行混合，由过冷LNG液化BOG，并经高压泵二级加压，最后经气化器气化送入管网。该工艺能耗远低于直接压缩法，但外输LNG流量限制了BOG的回收量，对于下游用气不均匀的城市管网，当处于用气低谷时LNG无法将BOG全部冷凝，只得排放。一般BOG压缩机不设备用，出现意外情况下需长时间的维修，大量BOG将浪费。
基于再冷凝理论的新型BOG处理工艺有：
(1)混合制冷剂BOG再冷凝工艺，即利用多组分轻烃作为制冷剂，利用制冷循环将BOG冷凝回收，但该工艺换热设备较多，流程复杂，制冷剂配比需额外设备。
(2)多阶压缩BOG再冷凝工艺，即利用多级压缩技术降低压缩功耗，并提高操作弹性，但该工艺无法处理停输工况下的BOG回收，在BOG大量产生例如卸船工况的情况下仍具有局限性。
(3)带膨胀机的BOG再冷凝工艺，利用气化后的高压天然气带动膨胀机输出轴功供给高压泵，达到LNG增压同时几乎不消耗额外能源的目的，但此工艺因其更高的压力范围对工艺管线及增压设备提出了更高的要求，并且在波动工况下的可行性有待进一步验证。
鉴于以上技术现状，有必要提出一种低能耗、高收率、设备投资适中、能适应波动工况并能够满足大型LNG站场其他需求的BOG辅助回收方法实现节能减排，提工艺操作弹性，高能源利用效率。
技术实现要素：
本实用新型的目的在于克服上述背景技术的不足，而提供一种节能减排、能源利用效率高的BOG回收与氮气液化系统。
为实现上述目的，本实用新型所设计一种BOG回收与氮气液化系统，包括LNG储罐、罐内泵、第一LNG分配器、再冷凝器、第一LNG混合器、高压泵、第二LNG分配器、第一换热器、第二LNG混合器、LNG气化器、PSA制氮装置、第一阀门、氮气混合器、氮气压缩机、第二换热器、氮气分离器、液氮罐、第二阀门、BOG-液氮换热器、氮气罐、第三阀门、液氮气化器、BOG压缩机、BOG分配器、第四阀门、第五阀门、气液分离器、第六阀门；
所述罐内泵设置在LNG储罐内，所述罐内泵的A出口连接第一LNG分配器的B3进口，所述第一LNG分配器的B1出口连接第一LNG混合器的D1进口，所述第一LNG分配器的B2出口连接再冷凝器的C1进口，所述再冷凝器的C3出口连接第一LNG混合器的D2进口，所述第一LNG混合器的出口通过高压泵连接第二LNG分配器的E3进口，所述第二LNG分配器的E1出口连接第一换热器的F1进口，所述第一换热器的F2出口连接第二LNG混合器的G1进口；
所述第二LNG分配器的E2出口连接第二换热器的L1进口，所述第二换热器的L2出口连接第二LNG混合器的G2进口，所述第二LNG混合器的出口连接至LNG气化器的H1进口，所述LNG气化器的H2出口连接外界的输气管网；
所述PSA制氮装置的I1出口后分为两条支路，一路经过第一阀门连接第一换热器的F3进口，另一路经过第六阀门连接外界的吹扫管路；所述第一换热器的F4出口连接氮气混合器的J1进口，所述氮气混合器的J3出口连接氮气压缩机的K1进口，所述氮气压缩机的K2出口连接第二换热器的L3进口，所述第二换热器的L4出口连接氮气分离器的M3进口，所述氮气分离器的M2气相出口连接氮气混合器的J2进口，所述氮气分离器的M1液相出口连接液氮罐的N1进口，所述液氮罐的N2出口后分为两条支路，一路经过第二阀门连接BOG-液氮换热器的O3进口，另一路经过第三阀门连接液氮气化器的P1进口；所述BOG-液氮换热器的O4出口连接氮气罐的Q1进口；
所述LNG储罐的R1出口连接BOG压缩机的进口，所述BOG压缩机的出口连接BOG分配器的T3进口，所述BOG分配器的T1出口连接再冷凝器的C2进口；所述BOG分配器的T2出口连接BOG-液氮换热器的O1进口，所述BOG-液氮换热器的O2出口后分为两条支路，一路经过第五阀门连接第一LNG混合器的D3进口，另一路经过第四阀门连接气液分离器的V3进口，所述气液分离器的V1气相出口连接BOG压缩机的进口，所述气液分离器的V2液相出口连接LNG储罐的R2进口。
上述技术方案中，它还包括第一海水泵、第二海水泵，所述LNG气化器的H3进口通过第一海水泵与海水连接，所述LNG气化器还设置有用于排出海水的H4出口；所述液氮气化器的P3进口通过第二海水泵与海水连接，所述液氮气化器还设置有用于排出海水的P4进口。
上述技术方案中，所述氮气罐的Q2出口、液氮气化器的P2出口汇合后与吹扫管路连接。
上述技术方案中，它还包括火炬，所述火炬的进气口通过支路与LNG储罐的R1出口连接。
上述技术方案中，所述第二换热器的L4出口与氮气分离器的M3进口之间的管路上设置有第一节流阀。
上述技术方案中，所述气液分离器的V3进口与BOG-液氮换热器的O2出口之间的管路上设置有第二节流阀。
实用新型
与现有技术相比，本实用新型具有如下优点：
其一，本实用新型利用富余LNG携带的“冷能”将PSA(变压吸附分离)制氮装置产生的氮气液化冷凝，存储于液氮罐中备用，氮气经过一级预冷与LNG换热，经氮气压缩机增压，再与LNG进行换热实现二级冷却，并通过节流产生温降，经分离器分出低温液氮进入储罐储存；分离器氮气与一级预冷的氮气汇合进入氮气压缩循环，LNG外输量低或BOG产生量大时，调取液氮罐中的低温液氮用于BOG液化冷凝，并将换热后的气氮储存于氮气储罐中；冷凝BOG再经高压泵增压外输，或是经节流阀减压至LNG储存压力，由分离器分出凝液从储罐底部注入储存，气相BOG返回气相总管进入BOG压缩循环，充分利用了国内LNG站场普遍具备的PSA变压吸附制氮装置，这使得站场工艺改进所需的设备投资得到降低。
其二，本实用新型将通过LNG冷能对PSA制氮装置制备的氮气进行二级冷却使其液化并储存起来；在BOG液化系统中，BOG经压缩机加压再与液氮换热，使其液化，液氮吸收热量气化储存于氮气储罐中，可用于站场吹扫；被液化的BOG进入高压泵外输或是经节流减压，进入分离器，液相注入LNG储罐底储存，气相进入BOG压缩循环。本实用新型方法解决了LNG接收站低外输量下BOG回收困难的问题，并满足了站场低温吹扫工艺的需要，利用了LNG冷能提高了能源利用效率，使用了LNG站场已有的PSA制氮设备降低了设备投资。
其三，本实用新型采用的蓄冷介质为惰性气体氮气，相比轻烃混合物类的制冷介质，在压缩与换热工艺中几乎不会带来危险；并且以氮气-液氮作为蓄冷介质而不是单纯的氮气，利用其潜热而非显热可以减少蓄冷介质总量。
其四，本实用新型液氮、氮气的储存与排放不会造成温室效应及环境污染，相比较烷烃类与氟氯烃类载冷介质具有清洁环保的特性；
其五，本实用新型中的BOG及氮气液化工艺简单，成本低廉，操作方便，并结合了站场氮气吹扫工艺的需求，无需再外够液氮，使得站场工艺过程得到了集成化。
其六，本实用新型能适应波动工况，在用气高峰将富余冷量储存，在用气低谷将冷量释放，实现BOG高负荷下的冷凝回收，降低能源浪费及环境污染。
附图说明
图1为一种BOG回收与氮气液化系统的结构示意图；
具体实施方式
下面结合实施案例详细说明本实用新型的实施情况，但它们并不构成对本实用新型的限定，仅作举例而已。同时通过说明本实用新型的优点将变得更加清楚和容易理解。
如图1所示本实用新型的一种BOG回收与氮气液化系统，包括LNG储罐1、罐内泵2、第一LNG分配器3、再冷凝器4、第一LNG混合器5、高压泵6、第二LNG分配器7、第一换热器8、第二LNG混合器9、LNG气化器10、PSA制氮装置11、第一阀门12、氮气混合器13、氮气压缩机14、第二换热器15、氮气分离器17、液氮罐18、第二阀门19、BOG-液氮换热器20、氮气罐21、第三阀门22、液氮气化器23、BOG压缩机24、BOG分配器25、第四阀门26、第五阀门27、气液分离器29、第六阀门33、火炬30；
所述罐内泵2设置在LNG储罐1内，所述罐内泵2的A出口2.1连接第一LNG分配器3的B3进口3.3，所述第一LNG分配器3的B1出口3.1连接第一LNG混合器5的D1进口5.1，所述第一LNG分配器3的B2出口3.2连接再冷凝器4的C1进口4.1，所述再冷凝器4的C3出口4.3连接第一LNG混合器5的D2进口5.2，所述第一LNG混合器5的出口通过高压泵6连接第二LNG分配器7的E3进口7.3，所述第二LNG分配器7的E1出口7.1连接第一换热器8的F1进口8.1，所述第一换热器8的F2出口8.2连接第二LNG混合器9的G1进口9.1；
所述第二LNG分配器7的E2出口7.2连接第二换热器15的L1进口15.1，所述第二换热器15的L2出口15.2连接第二LNG混合器9的G2进口9.2，所述第二LNG混合器9的出口连接至LNG气化器10的H1进口10.1，所述LNG气化器10的H2出口10.2连接外界的输气管网35；
所述PSA制氮装置11的I1出口11.1后分为两条支路，一路经过第一阀门12连接第一换热器8的F3进口8.3，另一路经过第六阀门33连接外界的吹扫管路34；所述第一换热器8的F4出口8.4连接氮气混合器13的J1进口13.1，所述氮气混合器13的J3出口13.3连接氮气压缩机14的K1进口14.1，所述氮气压缩机14的K2出口14.2连接第二换热器15的L3进口15.3，所述第二换热器15的L4出口15.4连接氮气分离器17的M3进口17.3，所述第二换热器15的L4出口15.4与氮气分离器17的M3进口17.3之间的管路上设置有第一节流阀16，所述氮气分离器17的M2气相出口17.2连接氮气混合器13的J2进口13.2，所述氮气分离器17的M1液相出口17.1连接液氮罐18的N1进口18.1，所述液氮罐18的N2出口18.2后分为两条支路，一路经过第二阀门19连接BOG-液氮换热器20的O3进口20.3，另一路经过第三阀门22连接液氮气化器23的P1进口23.1所述BOG-液氮换热器20的O4出口20.4连接氮气罐21的Q1进口21.1，所述氮气罐21的Q2出口21.2、液氮气化器23的P2出口23.2汇合后与吹扫管路34连接，所述液氮储罐18出口物流根据站场需要流向不同设备，当需要为BOG的液化补充冷量时，开启第二阀门19流向BOG-液氮换热器，气化后进入氮气储罐21储存备用；当需要大量氮气用于站场吹扫时，开启第三阀门22液氮流向液氮气化器23，实现快速气化补充氮气气源，流向吹扫管线。所述液氮储罐18、氮气储罐21的罐容需依据站场规模及BOG产生量、吹扫用氮气量进行设计计算以满足不同规模LNG的工艺需求。
所述LNG储罐1的R1出口1.1连接BOG压缩机24的进口，所述BOG压缩机24的出口连接BOG分配器25的T3进口25.3，所述BOG分配器25的T1出口25.1连接再冷凝器4的C2进口4.2；所述BOG分配器25的T2出口25.2连接BOG-液氮换热器20的O1进口20.1，所述BOG-液氮换热器20的O2出口20.2后分为两条支路，一路经过第五阀门27连接第一LNG混合器5的D3进口5.3，另一路经过第四阀门26连接气液分离器29的V3进口29.3，所述气液分离器29的V3进口29.3与BOG-液氮换热器20的O2出口20.2之间的管路上设置有第二节流阀28，所述气液分离器29的V1气相出口29.1连接BOG压缩机24的进口，所述气液分离器29的V2液相出口29.2连接LNG储罐1的R2进口1.2，所述火炬30的进气口通过支路与LNG储罐1的R1出口1.1连接。
上述技术方案中，还包括第一海水泵31、第二海水泵32，所述LNG气化器10的H3进口10.3通过第一海水泵31与海水连接，所述LNG气化器10还设置有用于排出海水的H4出口10.4；所述液氮气化器23的P3进口23.3通过第二海水泵32与海水连接，所述液氮气化器23还设置有用于排出海水的P4进口23.4。
本实用新型BOG回收与氮气液化的工艺方法，它包括如下步骤：
步骤1：LNG正常外输流程：LNG储罐1内的-150～-100℃、115kPa的BOG经BOG压缩机24增压至0.5～0.9MPa，再经BOG分配器25分为两路，此时仅有BOG分配器25的T1出口25.1连通，BOG进入再冷凝器4的C2进口4.2，同时经罐内泵2增压至0.5～0.9MPa的过冷LNG通过第一LNG分配器3的B2出口3.2进入再冷凝器4的C1进口4.1，BOG与过冷LNG在再冷凝器4中进行接触、混合并冷凝成液(其饱和蒸气压需满足高压泵进口的必需汽蚀余量要求)，凝液通过再冷凝器4的C3出口4.3进入第一LNG混合器5的D2进口5.2与经过第一LNG分配器3的B1出口3.1流出的LNG汇合，送入高压泵6的进口，经高压泵6增压至9MPa、-153℃，经第二LNG分配器7分为两路，一路经第一换热器8将氮气预冷，LNG温度升至-149.5℃，另一路经第二换热器15将氮气液化，LNG温度升至-30.6℃，(第二LNG分配器7分配进入第一换热器8、第二换热器15的LNG质量比为1:70～72，第一级冷却所需冷量较小，第二级冷却氮气发生相变潜热消耗冷量多)，两路LNG于第二LNG混合器9混合后送入LNG气化器10与海水换热气化为天然气进入输气管网35；海水经第一海水泵31增压进入LNG气化器10的H3进口10.3，与LNG换热后经LNG气化器10的H4出口10.4排出；
步骤2：氮气液化储存流程：PSA制氮装置11制得的20～25℃、0.6～0.7MPa的氮气(氧气含量低于1％)进入第一换热器8与-153℃、9MPa的LNG换热，预冷降温至-150℃，然后与氮气分离器17的M2气相出口17.2流出的-175℃、0.69MPa的低温氮气混合温度降至-160℃，经氮气压缩机14增压至2.95MPa、-85℃，进入第二换热器15与-153℃、9MPa的LNG换热，冷却至-150℃，再经第一节流阀16减压至0.69MPa、-175℃，流入氮气分离器17分出气液相，经氮气分离器17分离后的液氮进入液氮罐18储存，氮气分离器17分离后的低温氮气与经第一换热器8预冷后的氮气在氮气混合器13汇合进入氮气压缩机14进行氮气压缩循环，连续不断地利用LNG的冷量液化氮气；
步骤3：BOG液化外输及回罐流程：LNG储罐1内的-150～-100℃、115kPa的BOG经BOG压缩机24增压至0.5～0.9MPa，再经BOG分配器25分为两路，一路进入再冷凝器4进行步骤1所述的LNG正常外输流程；另一路进入BOG-液氮换热器20，与液氮罐18流出的-175℃、0.69MPa的液氮换热冷却至-148℃的BOG凝液，同时压力需满足高压泵进口的NPSH(必需汽蚀余量)要求(在此实例中NPSH为0.1MPa)，液氮气化后氮气温度-40℃、0.68MPa进入氮气罐21，BOG凝液经过BOG-液氮换热器20的O2出口20.2分为两路，一路经第五阀门27送入高压泵6进行步骤1所述的LNG正常外输流程，另一路经第二节流阀28减压进入气液分离器29，经气液分离器29分离后的液相流入LNG储罐1中，经气液分离器29分离后的气相进入BOG压缩机24的进口，连续不断地进行BOG的液化外输及回罐，其中消耗液氮与冷凝BOG的质量之比为2.2～2.3(BOG冷凝后外输)：2.6～2.7(BOG冷凝后减压回罐)。
上述技术方案中，所述步骤2中还包括氮气吹扫流程，所述氮气吹扫流程的氮气来源为三部分，第一部分为PSA制氮装置11产生的氮气经第六阀门33进入吹扫管路34；第二部分为液氮罐18中的液氮经过第三阀门22，再经液氮气化器23气化为氮气后进入吹扫管路34；第三部分为氮气罐21中的氮气直接进入吹扫管路34。以上三种氮气来源互为补充，无先后顺序。若所述步骤1和步骤2均无法实现时，LNG储罐1的R1出口1.1将与火炬30的进气口接通，BOG将送入火炬放空燃烧。
本实用新型利用富余LNG携带的“冷能”将PSA(变压吸附分离)制氮装置产生的氮气液化冷凝，存储于液氮罐中备用，氮气经过一级预冷与LNG换热，经氮气压缩机增压，再与LNG进行换热实现二级冷却，并通过节流产生温降，经分离器分出低温液氮进入储罐储存；分离器氮气与一级预冷的氮气汇合进入氮气压缩循环，LNG外输量低或BOG产生量大时，调取液氮罐中的低温液氮用于BOG液化冷凝，并将换热后的气氮储存于氮气储罐中；冷凝BOG再经高压泵增压外输，或是经节流阀减压至LNG储存压力，由分离器分出凝液从储罐底部注入储存，气相BOG返回气相总管进入BOG压缩循环，充分利用了国内LNG站场普遍具备的PSA变压吸附制氮装置，这使得站场工艺改进所需的设备投资得到降低。
以上，仅为本实用新型的具体实施方式，应当指出，任何熟悉本领域的技术人员在本实用新型所揭示的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本实用新型的保护范围之内。