CN101406763A - 一种船运液货蒸发气体的再液化方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种船运液货蒸发气体的再液化方法。该方法包括：从液货罐出来的低压蒸发气体在冷箱与第二步中经过压缩并和海水换过热的高压蒸发气体进行换热；经和高压蒸发气体换热升温后的低压蒸发气体经两级压缩，每级压缩后，均经海水换热；最后升压后成为高压蒸发气体，进入冷箱，和从液货罐出来的低压蒸发气体进行换热降温；被低压的蒸发气体预冷的高压蒸发气体，在冷箱中与冷凝剂换热，并被冷凝液化。本发明具有能耗低，设备简单，回收率高的特点。依据本发明方法设计的再液化系统能够再液化不同的液货蒸发气体，从而满足多石化产品的运输，使装备有该液化系统的液化气船更有竞争力。

Description

一种船运液货蒸发气体的再液化方法
技术领域
本发明涉及液体石化产品产生的蒸发气体(BOG)再液化的技术领域，技术领域，具体是指一种船运液货蒸发气体(BOG)的再液化方法。
背景技术
我国能源结构的优化调整要求加速发展天然气一次能源，除了立足于国内的资源以外，同时要从国外进口相关的资源，所以液化天然气接收站的建设在我国迅速发展，目前深圳大鹏接收站已经建成运营2年多，福建莆田接收站即将建成，上海、江苏等地的7处LNG接收终端站也将于2010年前陆续建设，故船运液化天然气(LNG)贸易量会逐年增加。
目前在沿海LNG接收站管输是主要输送途径，除液态LNG槽车运输方式外，藉万吨级小型LNG船通过沿海或内河向下游用户转运，也将是国内LNG市场迅速发展的运输新模式。小型液化天然气船运输是更灵活、投资更少的用户拓展模式，而且运输的经济范围比管网大得多。从已经建设的福建莆田接收站的情况来看，LNG下游市场是以联合循环发电占80％，城市煤气占20％来规划的，而莆田只有在枯水期才使用天然气发电，枯水期外富余的液化天然气就需槽车和小型液化天然气船外输。因此小型液化天然气船有很好的发展前景。
乙烯工业是衡量一个国家石油化工的规模和发展程度的标志，在石化工业乃至国民经济发展中占有重要地位。随着我国石化工业和国民经济的持续快速发展，对乙烯的需求持续增加。2007年我国乙烯消费量为2169万吨，而乙烯产量为1047万吨，自给率仅为48.3％；预计2010年我国乙烯生产能力将达1600万吨，乙烯需求当量将达2735万吨，当量需求满足率为58.5％，如此大的需求缺口，一种有效的做法就是进口低价乙烯来弥补我国乙烯生产的不足，其主要运输方式就是低温槽船商业运输。
然而，船运LNG/LE/LPG的一个最大的问题就是在航运过程中液货的气化。在海运过程中由于受外界环境热量的侵入，或卸货时液货罐内液下泵运行时部分机械能转化为热能，都会使罐内的LNG/LE/LPG有一定程度的升温，由于液货是低压储存，就会有液货不间断的气化产生闪蒸气，也即BOG(boiloff-gas)气体。以LNG液货为例，LNG的主要成份是甲烷，其常压下冷凝温度为-162℃。为使LNG能在低压下长距离运输，LNG运输装备的液罐必须具有极其苛刻的绝热性能，以确保在无损贮存时间内因液罐漏热而汽化的BOG不致超压排放，故LNG液罐必须是“全冷式”，但对于容积达数千立方米的大型船用液罐来说，“全冷式”在工程上几乎难以实现。因蒸发气体的不断产生会导致货舱压力的升高，过高的液货舱压力会破坏液货舱的结构，对其维护系统造成危险。过去由于油气价格低廉，对BOG处理的普遍做法就是放空或燃烧驱动燃机。蒸发气的放空不仅危险，造成能源浪费，而且污染空气，如用来驱动燃机，效率低下。目前随着运输船只的增大，油气资源价格走高，无论是运营商从经济角度考虑还是从全球节约油气资源角度考虑，BOG的回收都有着十分重要的意义。
船运过程中BOG回收的最有效和理想的方法就是将其再液化返回液货罐，BOG的再液化技术将因液罐漏热而汽化的蒸发气重新液化成温度较低的LNG后返回液货罐，这样既控制了液货罐的压力，又降低了液货罐内的LNG温度，从而彻底解决LNG长距离低压运输的技术难题，既可以避免放空污染的问题，也可以最大限度的运输货物。同时BOG的再液化技术亦可应用于其他石化气体，如液化石油气、液化乙烯等其他挥发性气体的运输船上。
目前为止，液化气船领域科技含量最高的LNG船鲜有安装航运过程或卸货中产生的BOG再液化系统。关于LNG的BOG再液化技术，国内还没有相关报道，国外的相关技术有：
1、文献《再液化装置在LNG船舶上的应用》(仉大志，张余庆.船舶，2007(4))中提到的挪威HamworthyKSE公司的MOSSRST-MLNG Reliquefaction System为部分BOG再液化装置，该技术是将LNG液货罐产生的BOG直接用压缩机增压，然后与循环制冷剂N2在冷箱换热，吸收低温N2的冷量后被冷凝，经分离罐除去BOG中的N2后返回LNG罐。该技术基于从货物蒸发气中吸取热量的氮气循环，比较独到的地方就是LNG蒸发气中不可冷凝气体成分的分离和移除使得这个系统紧凑，功率消耗低。但是，该技术没有充分回收从罐里出来的低温BOG的冷量，这从能量的角度讲是不可取的。
2、韩国专利KR2006123675-A是在上述技术上的改进，LNG液货罐产生的低温BOG先和后续流程中压缩产生的高压BOG换热，再进行三级压缩，并配有机间冷却设备，被LNG罐产生的BOG预冷过的高压BOG接着与循环制冷剂在冷箱换热，吸收低温N2的冷量后被冷凝。该技术充分回收利用了低温BOG的冷量来预冷高压BOG，大大减少了低温N2的使用量，从而减少N2循环系统的功耗。
3、专利WO2007117148-A1也是对挪威HamworthyKSE公司的技术的改进，LNG罐产生的低温BOG先预冷被压缩的N2，然后进压缩机压缩，并机间冷却，然后进冷箱和N2换热冷凝，而制冷循环中经压缩的N2先被LNG罐出来的低温BOG预冷，然后进冷箱进一步冷却，而后经膨胀机降温后返回冷箱冷凝BOG，并冷却经预冷的N2，温度升高，返回压缩机，完成制冷剂闭式循环。该专利利用低温BOG预冷N2也充分回收了BOG的冷量。
上述专利技术虽然都有各自的特点，但是都只是单一的用于LNG产生的BOG的再液化技术，而没有用于多种气体，比如既能再液化天然气，又能再液化乙烯和丙烷等从而满足多石化产品的运输，而使装备有BOG再液化系统的液化气船更有竞争力。
发明内容
为解决现有技术存在的问题与不足，本发明本着多用途设计思想，在已有专利的基础上设计了一种能耗低，设备简单，回收率高的多用途船运液态石化气体的BOG再液化方法，将船运过程中产生的BOG气体再液化回收。本方法尤适用于液化天然气(LNG)、乙烯(LE)或丙烷(LPG)的BOG的再液化。该方法是用压缩机加压BOG，利用海水在高温段和BOG换热，通过冷热BOG换热，降低压缩后的BOG温度，减少制冷剂的用量，同时达到节能的效果，利用循环制冷剂N2在低温段和BOG换热并将其液化。
本发明通过下述技术方案实现：一种船运液货BOG的再液化方法，其具体工艺步骤如下：
第一步高低压BOG换热
从液货罐出来的低压BOG气体进入冷箱与后续第二步中经过压缩并和海水换过热的高压BOG进行换热，来降低高压BOG的温度；然后进入BOG压缩装置。
第二步BOG的两级压缩
经和高压BOG换热升温后的低压BOG进入一级压缩机进行压缩，温度升高后进入海水换热器进行机间冷却，之后再进入二级压缩机继续升压，然后再进入另一台海水换热器与海水换热；最后升压后成为高压BOG，进入冷箱，和从液货罐出来的低压BOG进行换热降温。
第三步BOG再液化
被低压BOG预冷的高压BOG，在冷箱中与从制冷剂循环制冷系统出来的低温低压制冷剂换热，并被冷凝液化。
所述第一步中，为防止从液货罐出来的低压BOG到达冷箱时的温度过高，可在进入冷箱之前设置降温器。
所述第一步中，进冷箱的低温BOG温度范围为-125℃～-75℃，压力范围为：0.101MPa～0.114MPa。此步可以充分回收BOG低温冷量，大大降低后续制冷系统的能耗。由于海水温度较高的原因，在第二步经海水换热之后，BOG的温度不能降的太低。由于乙烯中不含N2，所以在第三步乙烯可以不经过除N2闪蒸罐直接返回液货罐。
第三步中，所述高压BOG被制冷剂冷凝后，增加去除制冷剂的步骤。
第三步中，所述冷凝剂是通过制冷循环得到，所述制冷循环包括以下步骤：
(1)制冷剂压缩
从制冷剂罐出来的低压制冷剂经过三级压缩，在每级压缩之后都用海水做机间冷却；
(2)制冷剂冷却和膨胀降温
经压缩的高压制冷剂进入冷箱，回收第三步中与高压BOG换热后的低压制冷剂的冷量，预冷高压制冷剂使其进一步降温，换热后低压制冷剂温度升高返回制冷剂罐，高压制冷剂则进入膨胀机进行绝热膨胀，温度进一步降低为深冷制冷剂，从而为冷凝BOG提供高品位冷量。
(3)制冷剂和BOG换热
从膨胀机出来的深冷制冷剂在冷箱中和与高压BOG换热后的高压BOG换热并将其冷凝，提供冷量后的制冷剂温度依然很低，称其为低温低压制冷剂，进入另一冷箱和压缩后的高压制冷剂进行换热，然后返回制冷剂罐，进压缩机，构成封闭式的制冷剂循环体系。
所述制冷剂优选N2。
上述船运液货BOG的再液化方法尤其适用于LNG或者LE的再液化。
本发明的实施例1中提供了实现上述方法的一种船运液货BOG的再液化系统。使用上述船运液货BOG的再液化系统部分设备可适用于液化丙烷BOG的再液化，如实施例2所示。
与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：
1、基于本发明方法的一套再液化系统可以再液化不同的液货BOG气体，这样可以根据需要运载不同的液货，并达到更好的回收效果，降低运输成本，提高效益。根据本发明方法设计的系统可单独运输LNG、乙烯和丙烷，亦可同时运输LNG/LPG或LE/LPG。
2、本发明进行了工艺流程的热集成优化，在高低压BOG之间换热，经压缩的高压高温BOG和从液货罐出来的低压低温BOG在冷箱进行换热，来降低高温高压BOG的温度，这样可以充分回收利用低温BOG的冷量，减少能量损失。同时用来冷凝BOG的N2用量也会相应减少，从而减少N2压缩机的功耗。
3、高压N2降压时用了膨胀机，这样不仅可以充分地降温来为BOG的再液化提供冷量，而且通过膨胀机可以发电，为压缩机提供动力，降低系统能耗。
附图说明
图1是液货天然气或乙烯航运时BOG的再液化系统示意图。
图2是液货丙烷航运时BOG的再液化系统示意图。
具体实施方式
下面结合实施例及附图对本发明作进一步详细的描述，但本发明的实施方式不限于此。
实施例一：LNG的BOG再液化
本实施例描述的是一6400M3容量的LNG运输船采用本发明方法进行BOG再液化的方法。LNG的摩尔组成为：甲烷90.69％、乙烷5.21％、丙烷2.94％、异丁烷0.56％、正丁烷0.45％、氮气0.15％。根据其组分，该LNG的储存条件为0.101MPa，-160.6℃；同时根据液货灌的设计要求，液货灌的最高设计压力为0.38MPa，该运输船的LNG液货罐每天的BOG蒸发率大约为液货总量的0.2～0.38％，同时还要包括管线、其他设备入热、LNG装载或卸料等产生的BOG量；船载再液化系统要有足够的能力在24小时内把所有液货降低0.5℃，即液货温度在-160.6℃～-161.1℃之间变化。经过核算，该运输船的BOG再液化系统要具备每小时能处理1531kg的BOG总量，以维持6,400M3容量的船上液货罐压力不变的能力。
为此，本发明提供如图1所示的再液化系统。该系统包括BOG再液化系统和制冷循环系统两个部分。该系统单元设备包括海水泵、BOG及制冷剂压缩机、换热器、膨胀机、制冷剂储罐及分离器。各系统具体工作步骤和工艺条件如下：
BOG再液化系统：
第一步高低压BOG换热
从液货罐1出来的1531kg/h、0.101MPa、-160.6℃的BOG经管路进入冷箱2时温度为-125℃，与后续流程中经压缩并和海水换过热的高压BOG换热，高压BOG的压力为0.719MPa，温度为38℃，换热之后，液货罐出来的低压BOG温度为30.7℃，压力为0.101MPa，高压BOG温度为-112℃，压力为0.690MPa。升温后的低压BOG进压缩机进行压缩，降温后的高压BOG进入另一个冷箱8继续降温冷凝。
第二步BOG压缩
从冷箱2出来的低压BOG先进入压缩机3，压缩到0.283MPa，温度升高到131.8℃，之后进入海水换热器4与海水换热，温度降到38℃，压力为0.264MPa，所用海水经加压泵5增压后压力为0.495MPa，进口温度为32.1℃，出口压力为0.297MPa(下文所用海水进出口条件与此相同)，出口温度为37.8℃，海水用量为13206kg/h。之后，BOG进入压缩机6，压缩到0.739Mpa，温度为142.7℃，然后进入海水换热器7与海水换热，温度降到38℃，压力为0.719MPa，海水用量为15332kg/h，海水出口温度为37.7℃。低压BOG经压缩和换热变成高压BOG，进入冷箱2与从液货罐出来的低压BOG换热。
第三步BOG再液化
被低温低压BOG预冷的高压BOG进入冷箱8与从制冷剂N2制冷循环系统的膨胀机9出来的N2进行换热，出口时BOG已经冷凝成液体，其温度为-156℃，压力为0.621MPa，然后进入除N2罐10，进行闪蒸除N2，顶部出来的气体用来燃烧，从底部出来的液体流率为1466kg/h，温度为-156.39℃，最后返回液货罐1，整个流程完成。
制冷循环系统：
第一步制冷剂N2压缩
从制冷剂罐11出来的22300kg/h，32.8℃，1.011MPa的制冷剂N2进入一级压缩机12压缩，出口压力为1.721MPa，温度为99.7℃，之后进入海水换热器13与海水换热，出口温度为38℃，压力为1.701MPa，海水用量为57726kg/h，海水出口温度为38.2℃。制冷剂接着进入二级压缩机14，出口压力为2.821MPa，温度为102.1℃，之后进入海水换热器15换热，出口温度为38℃，压力为2.801MPa，海水用量为63270kg/h，海水出口温度37.9℃。制冷剂接着进入三级压缩机16进行压缩，出口压力为4.531MPa，温度为99.2℃，之后进入海水换热器17换热，出口温度为38℃，压力为4.51133MPa，海水用量为63695kg/h，海水出口温度37.7℃。此时的N2称为高压N2。
第二步制冷剂冷却和膨胀降温
从海水换热器17出来的高压N2进入冷箱18与后续流程中和高压BOG换过热的低压N2换热，回收低压N2的冷量，预冷高压N2，高压N2出口温度为-110℃，压力4.451MPa，低压N2的进口温度为-135℃，压力为1.071MPa，从冷箱18出来的高压N2接着进入膨胀机9进行膨胀降温，出口温度为-163℃，压力为1.121MPa。
第三步制冷剂和BOG换热
从膨胀机9出来的N2接着进入冷箱8和从冷箱2出来的高压BOG换热，并将其冷凝，N2出口温度为-135℃，压力为1.071MPa，然后再进入冷箱18和从压缩机16出来的高压N2进行换热，将其预冷，出口温度为32.8℃，压力为1.011MPa，之后返回制冷剂罐11，构成封闭式制冷循环。
实施例二：液货乙烯BOG再液化系统
本实施例描述的仍是实例一中所描述的液货运输船，仍然采用如图1所示的再液化系统，所不同的是本实施例运输的是6400M3的LE，储存条件为0.114MPa，-102℃。同时根据液货灌的设计要求，液货灌的最高设计压力为0.38MPa，该运输船的LE液货罐每天的BOG蒸发率大约为液货总量的0.2～0.38％，同时还要包括管线、其他设备入热、LE装载或卸料等产生的BOG量；船载再液化系统要有足够的能力在90小时内把所有液货从-98℃降到-102℃，即90小时内液货温度在-98℃～-102℃之间变化。按最严格条件计算，即气化率按最大值0.38w％/d计算，管线和设备漏热按液货罐漏热的20％计算。经过核算，再液化系统要具备每小时处理1498kg的BOG，以维持液货罐压力恒定的能力；其设备与实施例一中的一样，其工艺步骤和LNG产生的BOG再液化一样，不同的是，由于乙烯中不含N2，BOG冷凝之后不经过除N2罐，直接返回液货罐。具体工艺步骤和条件如下：
BOG再液化系统：
第一步高低压BOG换热
从液货罐1出来的1498kg/h，0.114MPa、-102℃的BOG经过管路进入冷箱2的时温度为-75℃，压力为0.113MPa，和后继流程中经压缩并和海水换过热的高压BOG换热，高压BOG的压力为0.719MPa，温度为38℃，换热之后，液货罐出来的低压BOG温度为30.0℃，压力为0.102MPa，高压BOG温度降低到-60℃，压力为0.690MPa。换热后，低压BOG进压缩机进行压缩，高压BOG进入另一个冷箱8继续降温冷凝。
第二步BOG压缩
经冷箱2换热升温的低压BOG进入压缩机3，压缩到0.283MPa，温度为110.2℃，然后进入海水换热器4与海水换热，温度降到38℃，压力为0.264MPa，所用海水经加压泵5增压后压力为0.495MPa，进口温度为32.1℃，出口压力为0.297MPa(下文所用海水进出口条件与此相同)，出口温度为37.8℃，海水用量为7798kg/h。之后，BOG进入压缩机6，压缩到0.739MPa，温度为119.6℃，而后进入海水换热器7与海水换热，温度降到38℃，压力为0.719MPa，海水用量为8800kg/h，出口温度为38℃。低压BOG经压缩和换热变成高压BOG，进入冷箱2与从液货罐出来的低压BOG换热。
第三步BOG再液化
在冷箱2被预冷过的高压BOG进入冷箱8和从膨胀机9出来的N2换热，出口时BOG已经冷凝成液体，其温度为-97℃，压力为0.621MPa，经过节流阀返回液货罐(不需要经过除N2设备10)，整个流程完成。
制冷循环系统：
第一步制冷剂N2压缩
从制冷剂罐11出来的13000kg/h，30℃，1.011MPa的制冷剂N2进压缩机12，其压缩过程和实施例一中的压缩过程一样，所不同的是机间冷却的海水换热器的海水用量不同，三个海水换热器海水用量分别是：换热器13，33183kg/h，出口温度37.8℃，换热器15，36817kg/h，出口温度37.9℃，换热器17，36781kg/h，出口温度37.9℃。
第二步制冷剂冷却和膨胀降温
从海水换热器17出来的高压N2进入冷箱18与后续流程中和高压BOG换过热的低压N2换热，高压N2出口温度为-52.5℃，压力4.451MPa，低压N2的进口温度为-66.2℃，压力为1.071MPa，从冷箱18出来的高压N2接着进入膨胀机9进行膨胀降温，出口温度为-117.8℃，压力为1.121MPa。
第三步制冷剂和BOG换热
经膨胀降温的N2进入冷箱8与冷箱2出来的高压BOG换热，出口温度为-66.2℃，压力为1.071MPa，然后进入冷箱18与压缩机16出来的高压N2进行换热，出口温度为30℃，压力为1.011MPa，返回制冷剂罐11，构成封闭式制冷循环。
实施例三：液货丙烷BOG再液化系统
本实例描述的还是实施例一中所描述的液货运输船，仍然采用同一套再液化系统，但对一些设备的进行了如图2所示的取舍。本实施例运输的是6400M3的丙烷，储存条件为0.101MPa，-42.2℃，根据液货罐设计要求，液货灌的最高设计压力为0.38MPa，该运输船的丙烷液货罐每天的BOG蒸发率大约为液货总量的0.2～0.38％，同时还要包括管线、其他设备入热、丙烷装载或卸料等产生的BOG量；船载再液化系统要有足够的能力在24小时内把所有液货降低0.5℃，即液货在-42.2℃～-42.7℃之间变化。按最严格条件计算，即气化率按最大值0.38w％/d计算，管线和设备漏热按液货罐漏热的20％计算。经过核算，再液化系统要具备每小时处理1231kg的丙烷BOG，以维持液货罐压力恒定的能力。图2所示的丙烷再液化是在图1所示的天然气再液化系统里实施的，只用到部分设备，具体工艺步骤和工艺条件如下：
BOG再液化系统
第一步BOG压缩
从液货罐1出来的1231kg/h，0.101MPa、-42.2℃的丙烷BOG经管路进入压缩机3时的温度为-30℃，进行压缩，出口压力为0.309MPa，温度为19.3℃，然后进入换热器4，但不与海水换热，接着进入压缩机6，压缩，出口压力为0.739MPa，温度为62.8℃，之后进入换热器7与海水换热，出口温度为38℃，压力0.719MPa，海水用量为2421kg/h，出口温度为37.7℃。
第二步BOG再液化
从换热器7出来的BOG进入冷箱8与制冷循环系统的膨胀机9出来的N2换热，冷凝成液体，其出口温度为-38℃，压力为0.651MPa，通过节流阀20返回液货罐1，整个流程完成。
再液化制冷循环系统：
第一步制冷剂N2压缩
本实施例中，N2压缩过程和实施例一中的N2压缩过程基本相似，所不同的只是N2和海水用量，在丙烷BOG再液化中，N2用量为7000kg/h，海水换热器海水流量分别为：换热器13，17677kg/h，出口温度38.2℃，换热器15，19729kg/h，出口温度37.9℃，换热器17，20251k/h，出口温度37.8℃。从海水换热器17出来的N2温度为38℃，压力为4.51MPa。
第二步制冷剂膨胀降温
从海水换热器17出来的N2直接进入膨胀机9进行膨胀，其出口温度为-54.5℃，压力为1.060MPa。
第三步制冷剂和BOG换热
从膨胀机9出来的N2进入冷箱8与海水换热器7出来的BOG进行换热，N2出口温度31.6℃，压力1.011MPa，返回制冷剂罐11，构成封闭式制冷循环。
上述具体实施方式为本发明的优选实施例，并不能对本发明的权利要求进行限定，其他的任何未背离本发明的技术方案而所做的改变或其它等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1、一种船运液货蒸发气体的再液化方法，其特征在于包括如下具体步骤：
第一步高低压蒸发气体换热
从液货罐出来的低压蒸发气体进入冷箱与第二步中经过压缩并和海水换过热的高压蒸发气体进行换热，来降低高压蒸发气体的温度；
第二步蒸发气体的两级压缩
经和高压蒸发气体换热升温后的低压蒸发气体进入一级压缩机进行压缩，温度升高后进入海水换热器进行机间冷却，之后再进入二级压缩机继续升压，然后再进入另一台海水换热器与海水换热；最后升压后成为高压蒸发气体，进入冷箱，和从液货罐出来的低压蒸发气体进行换热降温；
第三步蒸发气体再液化
被低压蒸发气体预冷的高压蒸发气体，在冷箱中与制冷剂换热，并被冷凝液化。
2、根据权利要求1所述的船运液货蒸发气体的再液化方法，其特征在于：所述第一步中，所述低压蒸发气体进入冷箱之前，先通过降温器。
3、根据权利要求1所述的船运液货蒸发气体的再液化方法，其特征在于：所述第一步中，所述低压蒸发气体在进冷箱前的温度范围为-125℃～-75℃，压力范围为0.101MPa～0.114MPa。
4、根据权利要求1所述的船运液货蒸发气体的再液化方法，其特征在于：所述第三步中，所述制冷剂是通过制冷循环得到，所述制冷循环包括以下步骤：
(1)制冷剂压缩
从制冷剂罐出来的低压制冷剂经过三级压缩，在每级压缩之后都用海水做机间冷却，得到经压缩的高压制冷剂；
(2)制冷剂冷却和膨胀降温
经压缩的高压制冷剂进入冷箱，回收第三步中与高压蒸发气体换热后的低压制冷剂的冷量，预冷高压制冷剂使其进一步降温，换热后低压制冷剂温度升高返回制冷剂罐，高压制冷剂则进入膨胀机进行绝热膨胀，温度进一步降低为深冷制冷剂；
(3)制冷剂和蒸发气体换热
从膨胀机出来的深冷制冷剂在冷箱中和与高压蒸发气体换热后的高压蒸发气体换热并将其冷凝，提供冷量后的制冷剂即低温低压制冷剂进入另一冷箱和压缩后的高压制冷剂进行换热，然后返回制冷剂罐，进压缩机，构成封闭式的制冷剂循环体系。
5、根据权利要求1或4所述的船运液货蒸发气体的再液化方法，其特征在于：所述制冷剂是N2。
6、根据权利要求5所述的船运液货蒸发气体的再液化方法，其特征在于：所述第三步中，所述被低压蒸发气体预冷的高压蒸发气体，在冷箱中与制冷剂换热，并被冷凝液化后，增加去除N2的步骤：进入除N2闪蒸罐降压闪蒸，从顶部出来的气体用来燃烧，从底部出来的液体经泵增压返回液货罐。
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