(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガス（ＬＮＧ）を保持する少なくとも１つの貯蔵容器（４−１２）から発生するボイルオフガスを回収する方法であって、
第１の圧縮段（２６）でボイルオフガスの流れを冷間圧縮することと、
前記冷間圧縮されたボイルオフガスの流れを熱交換（２２）によって温めることと、
前記冷間圧縮されたボイルオフガスの前記温められた流れをさらに圧縮することと、
前記ボイルオフガスの前記さらに圧縮された流れの少なくとも一部を用いて、前記熱交換（２２）において前記冷間圧縮されたボイルオフガスの流れを温め、それによって前記さらに圧縮されたボイルオフガスの前記一部の温度を減少させることと、
前記温度の減少を受けた前記ボイルオフガスの前記さらに圧縮された流れの前記一部の少なくとも一部を再液化（４７）することと、
前記貯蔵容器（４−１２）から取り出されたＬＮＧを圧縮して送るようポンピング（３０４）することと、
前記熱交換（２２）を行った後の液化対象となる圧縮された天然ガスを、予備冷却通路（３０２）又は前記ポンピングにより圧縮されたＬＮＧとの追加的熱交換（４００）により予備冷却することと、を含む、前記方法。
【請求項２】
請求項１に記載の方法において、前記再液化のための冷却がブレイトンサイクル（５０）によって提供される、方法。
【請求項３】
請求項２に記載の方法において、前記ブレイトンサイクル（５０）が、再液化の対象となる前記ボイルオフガスの前記さらに圧縮された流れを予備冷却することも含む、方法。
【請求項４】
請求項２に記載の方法において、前記再液化のための追加の冷却（４００）が、ＬＮＧ貯蔵タンク（２）から得られる天然ガスの高圧ストリームによって提供される、方法。
【請求項５】
請求項１〜４のいずれか１項に記載の方法において、実行される時が船の船上である、方法。
【請求項６】
請求項１〜５のいずれか１項に記載の方法において、前記第１の圧縮段（２６）の出口温度が−５℃未満である、方法。
【請求項７】
液化天然ガスを保持する少なくとも１つの貯蔵容器（４−１２）からのボイルオフガスを回収する装置であって、
前記貯蔵容器（４−１２）と連通する第１の冷間圧縮段（２６）と、
前記冷間圧縮段（２６）の下流側の前記ボイルオフガスをさらに圧縮する直列の複数のさらなる圧縮段（２８−３２）と、
前記さらなる圧縮段（２８−３２）の下流側で前記ボイルオフガスを再液化する液化装置（４７）と、
熱交換器（２２）であって、前記第１の冷間圧縮段（２６）の出口と連通する入口および前記さらなる圧縮段（２８−３２）と連通する出口を有する少なくとも１つの熱交換通路と、前記第１の熱交換通路と熱交換関係にある少なくとも１つの第２の熱交換通路（４２）であって、前記さらなる圧縮段の出口に連通する入口および前記液化装置（４７）と連通する出口を有する第２の熱交換通路（４２）とを有する前記熱交換器（２２）と、
前記貯蔵容器（４−１２）から取り出されるＬＮＧを圧縮して１つまたは複数の予備冷却通路（３０２）へ送り出す少なくとも１つのポンプ（３０４）と、
前記熱交換器（２２）からの液化の対象となる圧縮された天然ガスを、前記予備冷却通路（３０２）のＬＮＧと追加的熱交換して予備冷却するための追加の熱交換器（４００）と、を含む、装置。
【請求項８】
請求項７に記載の装置であって、前記液化装置（４７）がブレイトンサイクル（５０）で動作するように構成される、装置。
【請求項９】
請求項７または８に記載の装置であって、前記装置が、船または他の海上航行船舶の船上にある、装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、天然ガスを再液化するための方法および装置に関する。
【０００２】
具体的には、一般に船または他の海上航行船舶の船上の液化天然ガス（ＬＮＧ）貯蔵タンクからボイルオフする天然ガスを再液化するための方法に関する。
【背景技術】
【０００３】
米国特許出願第２００７／０２５６４５０Ａ号、同第２００９／０１５８７７３Ａ号、および同第２００９／０１５８７７４号は、全て、冷却を圧縮の上流側のボイルオフガスから回収して、貯蔵タンクからボイルオフする天然ガス（「ボイルオフ」ガス）を液化する方法を開示する。圧縮されたボイルオフガスは、圧縮の下流側で再液化される。圧縮されたボイルオフは、圧縮の上流側で同じガスが通る熱交換器で予備冷却されて、圧縮されたボイルオフガスの温度を周囲温度よりはるかに低い温度まで減少させ、したがって天然ガスを液化するために液化装置に提供する必要がある冷却の量を減少させることができる。
【０００４】
しかしながら、上述の配設は重大な欠点を有する。ボイルオフガスが発生する液化天然ガス貯蔵タンクは、大気圧より僅かに高いアレージ空間圧力で動作するように設計される。ボイルオフガスの圧縮機の上流側に熱交換器を設けることは、圧力が大気圧より下に低下する原因となって、空気が装置内に引き込まれるという重大な危険性をもたらすことになる。そのような空気の存在は、特に全てのボイルオフガスが再液化されて貯蔵タンクに戻される場合に、爆発の危険性の原因となり得る。たとえ熱交換器を大型化しても、システム全体に十分な圧力を維持する動作が困難となる重大な圧力降下が依然として存在することになる。
【発明の概要】
【０００５】
本発明によれば、液化天然ガス（ＬＮＧ）を保持する少なくとも１つの貯蔵容器から発生するボイルオフガスを回収する方法が提供され、この方法は、第１の圧縮段でボイルオフガスの流れを冷間圧縮することと、冷間圧縮されたボイルオフガスの流れを熱交換によって温めることと、冷間圧縮されたボイルオフガスの温められた流れをさらに圧縮することと、ボイルオフガスのさらに圧縮された流れの少なくとも一部を用いて冷間圧縮されたボイルオフガスの流れを熱交換器内で温め、それにより、さらに圧縮されたボイルオフガスのその一部の温度を減少させることと、温度の減少を受けたボイルオフガスのさらに圧縮された流れのその一部の少なくとも一部を再液化することと、を含む。
【０００６】
本発明はまた、液化天然ガスを保持する少なくとも１つの貯蔵容器からのボイルオフガスを回収するための装置を提供し、この装置は、貯蔵容器に連通する第１の冷間圧縮段と、冷間圧縮段の下流側でボイルオフガスをさらに圧縮するための直列の複数のさらなる圧縮段と、さらなる圧縮段の下流側でボイルオフガスを再液化する液化装置と、を備え、第１の冷間圧縮段の出口に連通する入口およびさらなる圧縮段に連通する出口を有する少なくとも１つの熱交換通路と、第１の熱交換通路と熱交換関係にある少なくとも１つの第２の熱交換通路と、を有し、第２の熱交換通路がさらなる圧縮段に連通する入口および液化装置に連通する出口を有する、熱交換器が存在する。
【０００７】
熱交換器の位置は、圧縮段の上流側の圧力降下を回避する。第１の圧縮段の冷間圧縮段としての動作は、液化されるさらに圧縮されたボイルオフガスの全部または一部をその液化の上流側で０℃未満に予備冷却することを可能にする。したがって、ボイルオフした天然ガスを温めるために望ましくない圧力降下の原因となる一切の熱交換器（または他の手段）を第１の圧縮段の上流側に設ける必要がない。
【０００８】
概して、本発明による方法および装置は、天然ガスの供給の複数の様々な要求および広範の様々な供給圧力を満たすように構成することができる。
【０００９】
本発明による方法および装置は、特に、しかし非排他的に、船または他の海上航行船舶の船上で使用することを意図する。海上航行船舶が生産現場から使用現場へのＬＮＧの輸送体である場合、本質的に全てのボイルオフガスを再液化することができる。いくつかの例では、しかしながら、天然ガスの一部は、海上航行船舶の船上で使用されて、例えば海上航行船舶自体の推進に使用される動力を生成する。この例では、さらに圧縮されたボイルオフガスの一部のみを再液化する必要があり、その残りは動力生成の目的のために供給される。
【００１０】
さらに別の実施例では、動力生成に使用される天然ガスは、貯蔵容器から取り出され、適切な圧力にポンピングされる。このような実施例では、全てのボイルオフガスが再液化され、その一部が、貯蔵容器に戻される代わりに、動力生成のために採取することができる。さらに、これらの実施例では、冷却は、ポンピングされた天然ガスから回収され、液化の対象となるさらに圧縮されたボイルオフガスの流れの温度をさらに減少させるために用いることができる。
【００１１】
温度の減少を受けた天然ガスのさらに圧縮された流れの一部（またはこの部分の選択された部分）の再液化は、好ましくはブレイトンサイクルによって達成される。ブレイトンサイクルの作動流体は、好ましくは窒素である。
【００１２】
本発明による方法および装置を、添付の図面を参照して実施例として説明する。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】単に全般的に示される液化装置の冷却サイクルを使用する本発明による様々な天然ガス供給プラントの一般化された概略的フロー図である。
【図２】単に全般的に示される液化装置の冷却サイクルを使用する本発明による様々な天然ガス供給プラントの一般化された概略的フロー図である。
【図３】単に全般的に示される液化装置の冷却サイクルを使用する本発明による様々な天然ガス供給プラントの一般化された概略的フロー図である。
【図４】単に全般的に示される液化装置の冷却サイクルを使用する本発明による様々な天然ガス供給プラントの一般化された概略的フロー図である。
【図５】冷却サイクルがより詳細に示されたそのようなプラントの概略的フロー図である。
【図６】冷却サイクルがより詳細に示されたそのようなプラントの概略的フロー図である。
【００１４】
図中の同様の部品は、同じ符号によって示される。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
図１を参照すると、ＬＮＧ貯蔵タンクまたは容器の集合体２が示されている。貯蔵タンクは、海上航行ＬＮＧ運送船の船上に位置する。５つの本質的に同一の貯蔵タンク４、６、８、１０、および１２が図１に示されている。５つの貯蔵タンクが示されているが、集合体２は任意の数のそのようなタンクを含むことができる。ＬＮＧ貯蔵タンク４、６、８、１０、および１２のそれぞれは、断熱され、その中身のＬＮＧが周囲の環境から熱を吸収する割合を低くする。貯蔵タンク４、６、８、１０、および１２のそれぞれは、量１４のＬＮＧを含むものとして図１に示される。内部の液体のレベルより上のこれらのタンクのそれぞれの中には、普通、アレージ空間１６が存在する。天然ガスは、−１００℃よりずっと低い温度で沸騰するので、それぞれの量１４からその上のアレージ空間１６にＬＮＧが連続して蒸発する。本発明によれば、蒸発したＬＮＧは、タンク４、６、８、１０、および１２から取り出され、通常動作で少なくとも部分的に液化される。したがって、タンク４、６、８、１０、および１２のそれぞれは、ボイルオフした蒸気のための出口１８を有する。出口１８は、全てボイルオフした蒸気のためのパイプライン２０に連通する。
【００１６】
パイプライン２０は、多段圧縮機２４と連通する。図１に示すように、圧縮機２４は、天然ガスを漸進的に増々高い圧力にしていく４つの圧縮段２６、２８、３０、および３２を有する。ちょうど４つのそのような圧縮段を使用することは本質的ではない。圧縮段の最適な数は、圧縮機２４が天然ガスを供給するために必要となる圧力と、動作中に圧縮機２４が受ける入口温度の変動と、に依存する。一般に、必要な供給圧力が高くなるほど、より多くの圧縮段が必要となる場合がある。同様に、最大入口温度が高くなるほど、より多くの圧縮段が必要となる場合がある。
【００１７】
貯蔵タンク４、６、８、１０、および１２の集合体２からのボイルオフした天然ガスの割合は周囲温度および海上航行条件の変動とともに変動するので、そのような変動を補償するための手段が図１に示される装置内に設けられる。補償手段は、各圧縮段または一部の圧縮段に入口ガイドベーン（図示せず）または可変ディフューザベーン（図示せず）を提供することを含む。さらに、最終の圧縮段３２の下流側のリサイクルライン３６と、このリサイクルライン３６内に位置する流量制御弁３８が存在する。リサイクルライン３６は、必要に応じて、弁３８の開度を使用して圧縮機２４のアンチサージ制御を提供する。あるいは、各段または各段対は、別々のアンチサージシステムを有してもよい。
【００１８】
本発明によれば、第１の圧縮段２６は、入口温度が周囲温度よりもはるかに低い冷間圧縮段として動作する。一方、残りの圧縮段２８、３０、および３２の圧縮の熱は、内部の温度を周囲よりもはるかに高く上昇させるのに十分である。したがって、圧縮段２８、３０、および３２の下流側には、それぞれクーラー２５、２７、および２９が設けられる。クーラー２５、２７、２９のそれぞれは、一般に水流を用いて冷却を達成し、任意の従来の種類の熱交換器の形態をとることができる。クーラー２５および２７は、共に段間クーラーであり、すなわち、クーラー２５は圧縮段２８と圧縮段３０との中間に位置し、クーラー２７は圧縮段３０と圧縮段３２との中間に位置する。クーラー２９は、アフタクーラーであり、圧縮段３２からの出口と、圧縮機２４が圧縮された天然ガスを供給するメイン天然ガス供給パイプライン４０にリサイクルライン３６が結合する箇所と、の中間の位置である最終の圧縮段３２の下流側に位置する。圧縮機２４は、必要に応じて、段間クーラーを備えた追加の段を含むことができる。
【００１９】
図１に示されるように、天然ガスの一部は、一般に仕事をするエンジンまたは他の機械（図示せず）に供給するためにパイプライン４０の端部に流れ、天然ガスの残りは、アフタクーラー２９と、メイン供給パイプライン４０にリサイクルライン３６が結合する箇所と、の中間に入口が位置するパイプライン４２に流れる。
【００２０】
パイプライン４２に供給される圧縮された天然ガスの少なくとも一部は、液化装置４７に送られる。本発明によれば、パイプライン４２を介して流れる天然ガスは、その液化の上流側で予備冷却される。予備冷却は、圧縮機２４の第１の（冷間圧縮）段２６からその第２の圧縮段２８に流れる天然ガスとの向流の熱交換によって熱交換器２２内で達成される。パイプライン４２に沿って熱交換器２２から流出する熱交換後の天然ガスのストリームは、液化装置４７に送られて液化される。導管６４は、パイプライン４２から分岐し、メインガス供給パイプライン４０で終端する。流量制御弁４４は、導管６４との結合箇所の上流側のパイプライン４０内に配置される。同様の流量制御弁６２は、導管６４内に位置する。
【００２１】
通常動作時、天然ガスを海上航行船舶の推進システム（図示せず）（デュアルフューエルエンジンを備えてもよい）に一定に近い割合で供給することが望ましい。この割合は、デュアルフューエルエンジン（図示せず）の前のガス弁ユニット（図示せず）の動作によって設定または調整することができる。パイプライン４０内の弁４４および導管６４内の弁６２は、熱交換器２２を通過する加圧された天然ガスの比率を変えることによってボイルオフした蒸気の温度を調整してそこを流れるストリームの温度を調整するために使用される。液化装置４７は、好ましくはブレイトンサイクルである冷却サイクル５０を流れる作動流体との直接の熱交換によって、それが凝縮される第２の熱交換器（または熱交換４８のアレイ）を含むことができる。得られた凝縮液は、一般に、液化の対象となるボイルオフしたガスの割合を調整する流量制御弁５４が位置するパイプライン５２を介して貯蔵タンク４、６、８、１０、および１２に戻される。
【００２２】
流量制御弁４４および６２の設定に依存するので、メイン供給パイプライン４０内の圧縮された天然ガスの流れは、サブゼロ温度を有することができ、ヒーター６０は、好ましくはパイプライン４０内に設けられる。ヒーター６０は、スチームまたは他の加熱媒体との熱交換によって天然ガスを温めることができる。
【００２３】
本発明は、限定されないが、機械的なスチームまたは電力生成のために使用される２ストロークまたは４ストロークのデュアルまたはトリフューエルエンジン、ガスタービン、またはボイラーを含む他の消費装置に供給することも想定される。一般的な圧力範囲は、スチームプラントでは０〜３バール、デュアルフューエル４ストロークエンジンでは０〜７バール、デュアルフューエル２ストロークエンジンでは１３０〜３２０バール、ガスタービンプラントでは２０〜５０バール、であり得る。
【００２４】
図１に示されるプラントには多数の代替のオプションがあるが、すべてにおいて、第１の圧縮段２６におけるボイルオフした天然ガスの冷間圧縮を利用して液化の対象となる圧縮された天然ガスを冷却し、冷却は熱交換器２２で行われる。
【００２５】
図２は、船または他の海上航行船舶の動力生成または推進のための天然ガスの需要がないときの使用に適するプラントを示す。そのような例では、船のエンジンは、燃料油（例えば、ＨＦＯ、ＭＤＯ、ＭＧＯ）を燃料として排他的に使用することができる。したがって、図１と比較すると、メインガス供給ライン４０が存在せず、ライン３６のアンチサージ流れから分離しないので、圧縮機２４からの全ての天然ガスは、熱交換器２２を介して送られ、液化装置４７で液化される。
【００２６】
図３に示されるプラントでは、天然ガスは、船の推進の目的のために取り出されるが、この場合は、タンク４、６、８、１０、および１２から液体状態で取り出される。したがって、タンクの少なくとも２つは、サーブマージド低圧ポンプ３００を備える。ポンプ３００のそれぞれは、高圧ＬＮＧポンプ３０４が位置するメインＬＮＧパイプライン３０２に接続される。高い燃料ガス検査圧が動力生成手段（すなわち、船のエンジン）によって必要とされる場合、ポンプ３０４は、取付け可能なポンピング段を含むことができ、圧力を一般に２０〜５０バールまたは２００〜３００バールの範囲内の値まで上昇させることができる。船の推進の目的のための天然ガスは集合体２から取り出されるので、パイプライン４０の必要がなく、図２で示される配設と同様であり、本質的に圧縮機２４で圧縮される全ての天然ガスは、熱交換器２２を介して戻され、液化装置４７で液化される。必要に応じて、この液体の一部または全部は、タンク４、６、８、１０、および１２に戻されず、代わりに流量制御弁３０６を介して高圧ポンプ３０４の上流側のパイプライン３０２に送られる。
【００２７】
図４は、図３に示されるプラントへの改造を示し、船舶の動力生成に使用されるＬＮＧの冷却の一部を利用して、液化装置４７の液化の上流側で圧縮された天然ガスをさらに冷却することを可能にする。したがって、熱交換器２２からの天然ガスは、液化装置４７の上流側のパイプライン４２に位置する１つまたは複数のさらなる予備冷却交換器４００に送られる。パイプライン３０２は、高圧ポンプ３０４の下流側で、熱交換器４００を通って延在する。予備冷却熱交換器４００は、冷却サイクル５０（または追加の冷却サイクルによって）およびポンプ３０４からの高圧ＬＮＧの両方によって冷却される。その結果、ポンプ３０４からの高圧ＬＮＧは、熱交換器２２からの天然ガスをさらに予備冷却する。
【００２８】
ヒーター５００は、熱交換器４００の下流側のパイプライン３０２内に設けられる。さらに、導管５１０が設けられ、ポンプ３０４からの高圧天然ガスの一部が、導管５１０および３０２内に位置する流量制御値５１２の位置に従って熱交換器４００をバイパスすることを可能にする。ヒーター５００からの高圧の天然ガスは、船の船内のエンジン（図示せず）またはガスタービン（図示せず）に供給するために使用することができる。
【００２９】
図１〜４に示されたプラントの熱交換アレイ４８を冷却するために使用される冷却サイクルについて、複数の様々な選択が可能である。これらの選択のうちの１つは、図５に示され、ボイルオフガスを補うために加圧されたＬＮＧが貯蔵容器から取り出されないプラントに基づく。したがって、このプラントは、図１に示されたものと複数の類似点を有する。
【００３０】
図５を参照すると、熱交換器４８を冷却するために、ブレイトンサイクルが使用される。サイクル内の最低圧の、好ましくは窒素である作動流体は、３つの直列の圧縮段７２、７４、および７６と、圧縮段７６の下流側の単一のターボエキスパンダ７８と、を有する圧縮／膨張機械７０（時には「コンパンダ」と呼ばれる）の第１の圧縮段７２への入口で受け取られる。圧縮段７２、７４、および７６は、全て同じ駆動機構（図示せず）に連係可能に関連付けられる。動作時、窒素の作動流体は、圧縮−膨張機械７０の圧縮段７２、７４、および７６を通って順番に流れる。段７２と段７４との中間で、作動流体は第１の段間クーラー７４でほぼ周囲温度まで冷却され、段７４と段７６との中間で、圧縮された窒素は第２の段間クーラー８６で冷却される。最終の圧縮段７６を出る圧縮された窒素は、アフタクーラー８８で冷却される。クーラー８４、８６、および８８のための水は、海上航行船舶自体の上水回路（図示せず）から提供することができる。
【００３１】
アフタクーラー８８の下流側では、圧縮された窒素は、熱交換器９０を通って流れ、その中で戻りの窒素ストリームとの直接の熱交換によってさらに冷却される。圧縮され、冷却されて得られた窒素ストリームは、ターボエキスパンダ７８に流れ、外部に仕事を行って膨張する。外部への仕事は、圧縮段７２、７４、および７６内の窒素を圧縮するために必要とされる有用なエネルギーの一部を提供することができる。窒素の作動流体の膨張は、その温度をさらに減少させる効果を有する。その結果、間接の向流の熱交換による凝縮熱交換器における天然ガスの凝縮に適する温度になる。凝縮する天然ガス蒸気との熱交換によって加熱された窒素の作動流体は、予備冷却熱交換器９２（熱交換器２２に追加される）を通って流れ、その中で凝縮熱交換器４８内への流入に対して上流側の天然ガスを予備冷却する。この結果、窒素の作動流体は、さらに温められる。この窒素ストリームは、戻り窒素ストリームを形成し、熱交換器９０で圧縮された窒素をさらに冷却する。得られた窒素ストリームは、最終的に圧縮‐膨張機械７０の第１の圧縮段７２で受け取られて、回路を完成する。
【００３２】
ここで図６を参照すると、ボイルオフガスがＬＮＧ貯蔵容器から引き出される加圧されたＬＮＧで補われる図４に示されたプラントのための冷却回路が示される。図６に示されるプラントの実施例では、ポンプ３０４で生成される高圧のＬＮＧは、冷却サイクルの窒素から分離して保持される。もし高圧のＬＮＧを熱交換器４００内の窒素と熱交換されることがある場合は、２つの燃料ストリーム間の通常の圧力差（１５バール未満の最大圧にある窒素、２０バール以上から３００バールまでの圧力にあるＬＮＧ）によって、天然ガスが窒素内に入る危険性が存在することになる。圧縮された天然ガスを使用して高圧のＬＮＧの冷却を独立して回収することにより、両方の流体の組成が主にメタンであるので、関連する安全性または環境汚染のリスクが存在しない。
【００３３】
図１〜５に示されるプラントの通常動作時、ボイルオフした天然ガスの圧縮機２４は、一般に６〜８バールの範囲内の出口圧力を有する。例えば、天然ガスの抽出の現場からＬＮＧの配給の現場への往航で、例えばＬＮＧが貯蔵タンク４、６、８、１０、および１２の集合体２に積まれると、圧縮されたボイルオフした天然ガスは、低圧エンジンの場合、パイプライン４０に沿って海上航行船舶の推進システムに供給される。しかしながら、ボイルオフの割合は、一般に、圧縮された天然ガスの要求の割合を超える。過剰の天然ガスは、したがって熱交換器５０で液化され、貯蔵タンク４、６、８、１０、および１２の集合体２に戻される。このように、過剰の天然ガスをガス燃焼ユニット（ＧＣＵ）で無駄に燃焼する一切の必要性が回避される。必要に応じて、帰航時、冷却サイクルを動作させなくてよく、ボイルオフした天然ガスの一切が再液化されない。さらに、帰航時、パイプライン２０内の天然ガスの温度は、ＬＮＧがタンク４、６、８、１０、および１２に完全に積まれたときよりもかなり高くなる傾向にある。入口温度は、一般にこれらの状況で共通しており、−５０℃以上である。流量制御弁４４および６２を適切に設定することにより、圧縮機２４に入る天然ガスの温度は、積荷航行時と同じ事前選択された値に設定することができる。
【００３４】
通常の積荷動作時、熱交換器２２内の圧縮された天然ガスの冷却は、天然ガスを液化する際に冷却サイクル５０によって行う必要がある仕事量を減少させる。本発明による方法および装置は、したがって図面に示される圧縮−液化システムの動力消費全体を抑えることを可能にする。以下は、出願当初の本発明の各種形態である。
(形態１)  液化天然ガス（ＬＮＧ）を保持する少なくとも１つの貯蔵容器から発生するボイルオフガスを回収する方法であって、第１の圧縮段でボイルオフガスの流れを冷間圧縮することと、前記冷間圧縮されたボイルオフガスの流れを熱交換によって温めることと、前記冷間圧縮されたボイルオフガスの前記温められた流れをさらに圧縮することと、前記ボイルオフガスの前記さらに圧縮された流れの少なくとも一部を用いて、前記熱交換において前記冷間圧縮されたボイルオフガスの流れを温め、それによって前記さらに圧縮されたボイルオフガスの前記一部の温度を減少させることと、前記温度の減少を受けた前記ボイルオフガスの前記さらに圧縮された流れの前記一部の少なくとも一部を再液化することと、を含む、前記方法。
(形態２)  前記再液化のための冷却がブレイトンサイクルによって提供される、形態１に記載の方法。
(形態３)  前記ブレイトンサイクルが、再液化の対象となる前記ボイルオフガスの前記さらに圧縮された流れを予備冷却することも含む、形態２に記載の方法。
(形態４)  前記再液化のための追加の冷却が、ＬＮＧ貯蔵タンクから得られる天然ガスの高圧ストリームによって提供される、形態２に記載の方法。
(形態５)  実行される時が船の船上である、形態１〜４のいずれか１項に記載の方法。
(形態６)  前記第１の圧縮段の出口温度が−５℃未満である、形態１〜５のいずれか１項に記載の方法。
(形態７)  液化天然ガスを保持する少なくとも１つの貯蔵容器からのボイルオフガスを回収する装置であって、前記貯蔵容器と連通する第１の冷間圧縮段と、前記冷間圧縮段の下流側の前記ボイルオフガスをさらに圧縮する直列の複数のさらなる圧縮段と、前記さらなる圧縮段の下流側で前記ボイルオフガスを再液化する液化装置と、を含み、前記第１の冷間圧縮段の出口と連通する入口および前記さらなる圧縮段と連通する出口を有する少なくとも１つの熱交換通路と、前記第１の熱交換通路と熱交換関係にある少なくとも１つの第２の熱交換通路であって、前記さらなる圧縮段に連通する入口および前記液化装置と連通する出口を有する第２の熱交換通路と、を有する熱交換器が存在する、前記装置。
(形態８)  前記液化装置がブレイトンサイクルで動作するように構成される、形態７に記載の装置。
(形態９)  前記装置が、船または他の海上航行船舶の船上にある、形態７または形態８に記載の装置。
(形態１０)  前記貯蔵容器から取り出されるＬＮＧを圧縮するための少なくとも１つのポンプと、液化の対象となる圧縮された天然ガスを予備冷却するための追加の熱交換器と、をさらに含み、前記追加の熱交換器が前記ポンプと連通する１つまたは複数の予備冷却通路を有する、形態７〜９のいずれか１項に記載の装置。
【図１】
0006371305.tif 000002
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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