(57)【要約】本発明の対象は、第１の加熱セクション（ＣＯＮＤ１）、第２の加熱セクション（ＣＯＮＤ２）を備える液化ガス用の再ガス化ラインであって、前記第１の加熱セクション（ＣＯＮＤ１）は、第１の有機流体（ＯＦ１）と共に作動する第１のサイクルの一部であり、前記第２の加熱セクション（ＣＯＮＤ２）は、第２の有機流体（ＯＦ２）と共に作動する第２のサイクルの一部であり、前記有機流体（ＯＦ１、ＯＦ２）は互いに異なり、前記第１のサイクルは、前記第２の有機流体（ＯＦ２）と共に作動する前記第１の有機流体（ＯＦ１）の蒸発器（ＥＶＡ１）をさらに備える、液化ガス用の再ガス化ラインである。
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１の加熱セクション（ＣＯＮＤ１）、第２の加熱セクション（ＣＯＮＤ２）を備える液化ガス用の再ガス化ラインであって、前記第１の加熱セクション（ＣＯＮＤ１）は、第１の有機流体（ＯＦ１）と共に作動する第１のサイクルの一部であり、前記第２の加熱セクション（ＣＯＮＤ２）は、第２の有機流体（ＯＦ２）と共に作動する第２のサイクルの一部であり、前記第１の有機流体（ＯＦ１）と前記第２の有機流体（ＯＦ２）とは互いに異なり、前記第１のサイクルは、前記第２の有機流体（ＯＦ２）と共に作動する前記第１の有機流体（ＯＦ１）の第１の蒸発器（ＥＶＡ１）をさらに備える、液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項２】
第３の加熱セクション（ＳＨ１）をさらに備える、請求項１に記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項３】
前記第１のサイクルが、前記第１の有機流体（ＯＦ１）の加熱が実施される第１の熱交換器（ＥＣＯ１）をさらに備える、請求項１又は２に記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項４】
前記第１の熱交換器（ＥＣＯ１）が、エコノマイザである、請求項３に記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項５】
前記第１のサイクルが、前記第１の有機流体（ＯＦ１）を膨張させるためのタービン（ＢＣＴ）をさらに備える、請求項１〜４のいずれか１つに記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項６】
前記第１のサイクルが、タービン（ＢＣＴ）の下流側の燃料電池（ＦＣ１）によって表される熱源をさらに備える、請求項２〜５のいずれか１つに記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項７】
第３の加熱セクション（ＳＨ１）が、低温熱源で表される第３の流体のサイクルで作動する熱交換器を備える、請求項２〜６のいずれか１つに記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項８】
前記第２のサイクルが、第２の熱蒸発器（ＥＶＡ２）をさらに備え、熱交換が、前記第２の有機流体（ＯＦ２）と共に作動されて、低温又は高温の熱源から熱エネルギーを取得する、請求項１〜７のいずれか１つに記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項９】
前記第２のサイクルが、前記第２の有機流体（ＯＦ２）を加熱するための第２の熱交換器（ＥＣＯ２）をさらに備える、請求項１から８のいずれか一項に記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項１０】
前記第２の熱交換器（ＥＣＯ２）が、エコノマイザである、請求項９に記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項１１】
前記第２のサイクルが、前記第２の有機流体（ＯＦ２）の膨張のためのタービン（ＴＣＴ）をさらに備える、請求項１〜１０のいずれか１つに記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項１２】
前記第２のサイクルが、タービン（ＴＣＴ）の下流側の燃料電池（ＦＣ２）によって表される熱源をさらに備える、請求項１〜１１のいずれか１つに記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項１３】
前記第１のサイクルが、前記第１の有機流体（ＯＦ１）の加熱セクション（ＳＨ３）をさらに備え、及び／又は前記第２のサイクルが、前記第２の有機流体（ＯＦ２）の加熱セクション（ＳＨ２）をさらに備える、請求項１〜１２のいずれか１つに記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項１４】
熱交換が、低温熱源によって表わされる第３の流体と共に、前記第１の有機流体（ＯＦ１）の前記加熱セクション（ＳＨ３）内で実施される、請求項１３に記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項１５】
熱交換が、低温又は高温の熱源によって表わされる第４の流体と共に、前記第２の有機流体（ＯＦ２）の前記第２の加熱セクション（ＳＨ２）内で実施される、請求項１３又は１４に記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項１６】
前記液化ガスが、空気、窒素、例えばプロパン及びブタンなどのアルカン、又はエチレン及びプロピレンなどのアルケン、などの炭化水素化合物、水素、を含む群から選択される、請求項１〜１５のいずれか１つに記載の液化ガス用の再ガス化ライン。
【請求項１７】
液化ガスの再ガス化のための方法であって、
１）第１の有機流体（ＯＦ１）との熱交換によって前記液化ガスを加熱する第１のステップを作動させるステップと、
２）前記液化ガスを第２の有機流体（ＯＦ２）で加熱する第２のステップを作動させるステップであって、前記第２の有機流体（ＯＦ２）は、前記第１の有機流体（ＯＦ１）とは異なる、ステップとを含み、
前記第１の有機流体（ＯＦ１）は、ステップ１）の前に、さらに熱交換ステップＩ）にかけられ、それによって前記第２の有機流体（ＯＦ２）から熱エネルギーを取得する、液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項１８】
さらに、
３）前記液化ガスを第３の流体で加熱する第３のステップを作動させるステップを含み、
前記第３の流体は、低温熱源によって表される、請求項１７に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項１９】
前記第２の有機流体（ＯＦ２）は、ステップ２）の前に、
Ｉｂ’）第２の蒸発器（ＥＶＡ２）内で蒸発させるステップにかけられる、請求項１７又は１８に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２０】
前記第２の有機流体（ＯＦ２）が、ステップ２）の前及びステップ１ｂ’）の後に、
ＩＩ’）タービン（ＴＣＴ）内で膨張するステップにかけられる、請求項１５〜１９のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２１】
前記第１の有機流体（ＯＦ１）が、前記ステップＩＩ’）の前に、燃料電池（ＦＣ１）から来る熱で加熱するステップにかけられる、請求項２０に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２２】
前記第２の有機流体（ＯＦ２）の流れの一部が、ステップＩｂ’）の前に、Ｉａ’）第２の熱交換器（ＥＣＯ２）、好ましくはエコノマイザ内で加熱するステップにかけられる、請求項１８〜２１のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２３】
前記ステップＩ）がさらに、
Ｉａ）前記第１の有機流体（ＯＦ１）を、第１の熱交換器（ＥＣＯ１）、好ましくはエコノマイザ内で加熱するステップにかけるステップと、
Ｉｂ）前記第１の有機流体（ＯＦ１）を第１の蒸発器（ＥＶＡ１）内で蒸発させるステップにかけるステップと、を含み、
前記ステップＩｂ）は、前記第２の有機流体（ＯＦ２）から熱を獲得することによって実施される、請求項１８〜２２のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２４】
前記ステップＩａ）が、前記ステップＩｂ）の後に得られた前記第１の有機流体（ＯＦ１）の一部から熱を取得することによって実施される、請求項２３に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２５】
前記ステップＩａ）及びＩｂ）が、前記第２の有機流体（ＯＦ２）の流れの異なる部分から熱を取得することによって実施される、請求項２３に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２６】
前記ステップ１）の前及び前記ステップＩ）の後、すなわち前記ステップＩａ）及びＩｂ）の後に、前記第１の有機流体（ＯＦ１）が、タービン（ＢＣＴ）内の膨張ステップＩＩにかけられる、請求項１７〜２５のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２７】
前記第２の有機流体（ＯＦ２）が、前記ステップＩＩ）の前に、燃料電池（ＦＣ２）から来る熱で加熱するステップにかけられる、請求項２６に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２８】
ステップ２）及び／又はステップＩｂ）における前記第２の有機流体（ＯＦ２）の流れが、タービン（ＴＣＴ）内で膨張させるステップＩＩ’）後に得られる流れである、請求項１７〜２７のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項２９】
ステップＩｂ’）において、前記第２の有機流体（ＯＦ２）が、低温熱源によって表される第３の流体から熱を取得する、請求項１７〜２８のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３０】
前記ステップＩｂ’）及び前記ステップ３）が、低温熱源によって表される第３の流体の異なる流れによって実施される、請求項１７〜２８のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３１】
前記第１の有機流体（ＯＦ１）をさらに加熱するステップＩｃ）が、ステップＩａ）及びＩｂ）の後に実施される、請求項１７〜３０のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３２】
前記ステップＩｃ）が、低温熱源によって表される第３の流体の流れの一部と熱を交換することによって実施される、請求項３１に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３３】
前記第２の有機流体（ＯＦ２）を加熱するさらなるステップＩｃ’）が、前記ステップＩｂ’）の後に実施される、請求項１７〜３２のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３４】
前記ステップＩｃ’）が
低温源によって表される第３の流体の流れの一部と、
高温源である第４の流体の一部と、
前記熱交換の組み合わせと、
熱を交換することによって実施される、請求項３３に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３５】
ステップＩａ’）の再生を作動させる前記第２の有機流体（ＯＦ２）の流れ部分が、前記加熱するステップＩｃ’）後に得られる前記第２の有機流体（ＯＦ２）の一部である、請求項３３又は３４に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３６】
ステップ１ｃ’）の後の第３の流体の一部又は第４の流体の一部が、（ＥＶＡ２内で）ステップ１ｂ’）の熱交換を作動させる、請求項３４又は３５に記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３７】
前記第３の流体の一部又は前記第４の流体の一部が、ステップＩｃ’）の後に、（ＥＶＡ２内で）ステップＩｂ’）の熱交換を作動させる、請求項３３〜３６のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３８】
前記第４の流体の一部が、ステップＩｃ’）の後、場合によってはステップＩｂ’）の熱交換の後でも、ステップ３）の前記液化ガスとの熱交換を作動させる、請求項３３〜３７のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項３９】
前記液化ガスが、液化天然ガス（ＬＮＧ）である、請求項１７〜３８のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項４０】
低温源によって表される前記第３の流体が、海水である、請求項１７〜３９のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項４１】
前記液化ガスが、空気、窒素、炭化水素化合物、例えば、例えばプロパン及びブタンなどのアルカン、又は例えばエチレン及びプロピレンなどのアルケン、水素を含む群から選択される、請求項１７〜４０のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項４２】
極低温貯蔵を形成するための、請求項１７〜４１のいずれか１つに記載の液化ガスの再ガス化のための方法。
【請求項４３】
請求項１〜１６のいずれか１つに記載の１つ又は複数の液化ガス用の再ガス化ラインを備える、液化ガス用の再ガス化ターミナル。
【請求項４４】
前記再ガス化ラインが、平行である、請求項４３に記載の液化ガス用の再ガス化ターミナル。
【請求項４５】
水中燃焼気化器（ＳＣＶ）又はオープンラック気化器型の気化セクションをさらに備える、請求項４２又は４４に記載の液化ガス用の再ガス化ターミナル。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、エネルギー分野において、特に天然ガスなどの液化ガスの再ガス化、及び低温又は極低温で貯蔵された工業用ガスの再ガス化／気化のための用途を見出す。
【背景技術】
【０００２】
液化天然ガス（ＬＮＧ）などの液化ガスの再ガス化のための既知の技術が存在している。
【０００３】
液化天然ガスは、主に、メタンと、より少ない程度ではあるがエタン、プロパン、イソブタン、ｎ‐ブタン、ペンタン、及び窒素などの他の軽質炭化水素とを含む天然ガスの混合物であり、室温において見出されるガス状態から、約−１６０℃において液体状態に変換されてその輸送が可能になる。
【０００４】
液化プラントは、天然ガス製造場所の近くに位置する一方、再ガス化プラント（又は「再ガス化ターミナル」）は、ユーザの近くに位置する。
【０００５】
ほとんどのプラント（約８５％）は陸上に位置し、残り（約１５％）はプラットホームや又は船上の洋上にある。
【０００６】
各再ガス化ターミナルは、液化天然ガスの負荷又は要求を満たすために、並びに柔軟性又は技術的要件の理由から（例えば、ラインの維持のために）、より多くの再ガス化ラインを備えることが一般的である。
【０００７】
通常、再ガス化技術は、タンク内に−１６０℃の温度で大気圧で貯蔵された液化天然ガスを含み、最大約７０〜８０バールの流体圧縮のステップと、最大約３℃の気化及び過熱のステップとを含む。
【０００８】
１３９ｔ／ｈの再ガス化に必要な火力は、約２７ＭＷｔ（メガワット）であり、電力は約２．２５ＭＷｅ（メガワット）である（プラントの他の補助負荷を考慮する場合４．８５ＭＷｅであり、４つの再ガス化ライン上のプラントの最大電気負荷は１９．４ＭＷｅである）。
【０００９】
最も使用されているものの中で、個々に又は互いに組み合わせて、再ガス化ターミナルの約７０％で使用されているオープンラック気化器（ＯＲＶ）技術、及び水中燃焼気化器（ＳＣＶ）が存在する。
【００１０】
オープンラック気化器（ＯＲＶ）
この技術は、液体状態（約７０〜８０バール及び１６０℃の温度）の天然ガスが、パネルを形成するために側面を接するアルミニウム管内で底部から上方向に流れるようにされることを必要とする。気化は、流体が進むにつれて漸進的に起こる。
【００１１】
熱媒体は海水であり、管の外面を上部から下方向に流れることにより、温度差によって気化に必要な熱が提供される。
【００１２】
特に、熱交換は、パネル上の海水の薄膜の均一な分布を実行する、管の外形及び表面粗さの設計によって最適化される。
【００１３】
水中燃焼気化器（ＳＣＶ）
そのような技術は、熱媒体として水中火炎バーナーによって加熱された脱塩水浴を使用する。特に、燃料ガス（ＦＧ）が燃焼セクション内で燃焼され、生成された蒸発気は、燃焼ガスの気泡がそこから出てくる穿孔された管のコイルを通過し、水浴を加熱して凝縮熱も伝達する。
【００１４】
液化天然ガス（ＬＮＧ）は、同じ脱塩及び加熱された水浴中に沈められたステンレス鋼管の別のコイル中で気化する。
【００１５】
均一な温度分布を保証するために、同じ水浴が循環状態で保たれる。
【００１６】
一方、排出された蒸発気は、ＳＣＶのベントスタックによって排出される。
【００１７】
有機ランキンサイクル
有機流体ランキンサイクル（ＯＲＣ）は、地熱分野及びバイオマス用途又は工業プロセスからの廃熱回収に広く使用されている。
【００１８】
そのようなサイクルは、数十の流体候補から作動流体を選択する可能性を提供し、そして熱源が低温であり、熱利用可能性が僅かであっても、効率的な熱力学的サイクルを実行することを可能にする。
【００１９】
さらに、低い沸点流体の選択は、凍結問題又は過度の真空度を招くことなく、極低温で凝縮したサイクルを実行することを可能にする。
【００２０】
米国特許出願公開第２０１３／０１６０４８６号明細書（オーマット社）は、単一の流体と共に作動する単一レベル又は２レベルの圧力サイクルを説明しており、これは両レベルにおけるサイクル内での熱交換（再生）の有無にかかわらない。一実施形態では、２つの異なる流体を伴うカスケード式の２つのサイクルが作動され、第１のサイクルの熱は、第２の流体を蒸発せるためにのみ使用され、液化天然ガスは、第２の流体のサイクルによって放出される熱のみで気化される。
【００２１】
しかしながら、そのような特許出願によって提供される技術は、効率を妨げる。
【００２２】
実際、第１の流体のサイクルの熱は、第２のサイクルの有機流体を気化させるためにのみ使用され、第２の流体のサイクルにおける再生はもたらされない。
【００２３】
さらに、液化天然ガスは、第２の流体のサイクルの熱のみで気化され、第２の流体のサイクルの有機流体の凝縮の温度より低い温度に相当する、液化天然ガスの利用可能な冷凍ユニットの一部分を用いてのみ凝縮する。
【００２４】
一次動力サイクル（ガスタービン又は内燃機関）又は複合サイクルによって提供される熱が使用される構成では、電気的負荷と熱的負荷とのバランスをとる問題が依然として存在する可能性があり、これは、電気生成に全体的増加を与える。換言すれば、閉サイクル（ＯＲＣ）の電力に追加された一次動力サイクルの電力は、プラント又は再ガス化ラインによって必要とされる電力を超える可能性がある。
【００２５】
水中燃焼気化器（ＳＣＶ）を特に参照すると、そのような技術は、生成されたガスの約１．５％に等しい燃料ガス消費を意味し、苛性ソーダによる処理を必要とする水浴のｐＨを低下させる二酸化炭素を生成し、１３９トン／時を再ガス化するために約５０，０００トン／年のＣＯ２の生成量を決定する。
【００２６】
しかしながら、オープンラック気化器に関しては、そのような技術は、特にＬＮＧが最も低温であるセクションにおいて、管の外側部分において海水の凍結を部分的に引き起こし得る。さらに、ｉ）これは、地理的地域及び／又は海水温度が主に亜熱帯によって表される少なくとも５〜９℃である季節に使用されることがあり、ｉｉ）海水は、管の亜鉛コーティングを腐食させ得る重金属の含有量を無くすか、又は低減するために事前に処理されなければならず、ｉｉｉ）この技術は、ＯＲＶの高さの展開に等しいレベルの測地差を克服しなければならない、海水ポンプを作動させるための電気エネルギー消費を意味し、これはＳＣＶ技術に比べて再ガス化ライン当たり１．２ＭＷｅの追加の消費（総プラント電力は２４．２ＭＷｅに等しい）を伴い、ｉｖ）最後に、この技術は非常に複雑であり、限られた数の供給業者及びサイズで利用可能である。
【００２７】
したがって、一般に、従来技術は、プラントに必要な電気エネルギーを生成することを可能にせず、冷凍ユニットの形態で大量のエネルギーの損失を招く。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００２８】
本発明者らは、驚くべきことに、少なくとも１サイクルの有機ランキン（ＯＲＣ）型、好ましくは、２つの異なる流体と共に作動する、カスケード式の２サイクルの有機ランキン型を従来の液化ガス用の再ガス化ラインに導入することが可能であり、ここで、流体のサイクルの凝縮熱が、第２の流体を蒸発させ、液化天然ガスを気化させるために使用されることを見出した。
【課題を解決するための手段】
【００２９】
第１の目的は、液化ガス用の再ガス化ラインを説明することにある。
【００３０】
本発明の別の目的は、液化ガスの複数の再ガス化ラインを備えるプラントを説明することにある。
【００３１】
更なる目的は、液化ガスの再ガス化のための方法を説明することにある。
【図面の簡単な説明】
【００３２】
【図１】低温熱エネルギー源が使用される、本発明による再ガス化ラインの第１の実施形態を示す図である。
【図２】本発明による再ガス化ラインの代替実施形態を示す図である。
【図３】本発明による再ガス化ラインの実施形態を示す図である。
【図３Ａ】本発明による再ガス化ラインの別の実施形態を示す図である。
【図４】本発明による再ガス化ラインの第３の実施形態を示す図である。
【図５Ａ】本発明の再ガス化ラインのタービン及び発電機の構成の代替例を示す図である。
【図５Ｂ】本発明の再ガス化ラインのタービン及び発電機の構成の代替例を示す図である。
【図６】本発明によるプラントを示す図である。
【図７】再凝縮器を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００３３】
本発明は、特に液化天然ガス（ＬＮＧ）の再ガス化に関して説明されているが、以下に説明する再ガス化ライン、再ガス化ターミナル及び再ガス化方法は、低温（約０℃未満）又は極低温（−４５℃未満）で貯蔵された他の液化流体の再ガス化又は気化にも同様に適用できる。
【００３４】
例えば、本発明は、例えば、空気、窒素、炭化水素化合物、例えば、プロパン及びブタンなどのアルカン、又はエチレン及びプロピレンなどのアルケン、水素を含む群から選択された液化ガスの再ガス化に適用を見出すであろう。
【００３５】
好ましい態様では、本発明は、液化天然ガスの再ガス化に関する。
【００３６】
説明を簡単にするために、以下の説明及び図面では、液化天然ガス（ＬＮＧ）を参照するものとする。
【００３７】
以下の説明では、用語「蒸発」及び「気化」は同義語として、ならびに用語「再ガス化」として意味される。
【００３８】
本発明の目的のために、以下の説明では、「エコノマイザ」を参照し、そのような用語を用いて、圧力容器によって実現される熱交換器を意味する。ここでは、（飽和又は過熱）有機蒸気流入口と、これもまた入口である過冷却液体状態の有機流体流との間で混合された熱交換が（すなわち直接接触によって）実施されて、飽和有機液体の出口流を得る。そのような流れは、その後気化させる準備ができている蒸発器に送られる。
【００３９】
「再凝縮器」という用語は、圧力容器によって実現される熱交換器を意味することを意図しており、そこでは充填材料（例えば金属グリット又はプラスチック材料チップ）がその一部に挿入され、これは、接触面、したがって混合されなければならない流体間の熱交換を増大させる機能を有する。（円筒形の形状でもある）容器の底部では、混合物は、熱交換後に、レベル、温度及び他の方法パラメータを調整する制御弁によって蓄積する。
【００４０】
さらに、本明細書では、「液化ガス」は、主に液体成分の流体を意味することを意図している。
【００４１】
本説明では、「再生」は、例えば、混合熱交換器を用いて行われる、同じ熱力学的サイクルから来る流体との直接接触によって熱交換が起こるときの熱力学的サイクル内の熱交換器を意味し、これによって不可逆性を減らしてその効率を上げる（実際には、熱力学的サイクルを再生する）。
【００４２】
本発明の目的のために、エコノマイザ又は再凝縮器も再生を実行することを可能にする。
【００４３】
さらに、本説明では、用語「低温熱源」は、例えば、周囲空気、海水、低温太陽熱加熱、低温熱力学サイクルの排熱、プロセス熱回収及び／又は低温機械を意味することを意図している。
【００４４】
低温源は、一般に１８０℃より低い、好ましくは１２０℃より低い温度で作動する。
【００４５】
「高温熱源」という用語は、代わりに、例えば、高温太陽熱加熱、高温熱力学的サイクルの排熱、ガスタービン又は内燃機関の排出ガス、プロセス熱回収及び／又は高温機械を意味することを意図している。
【００４６】
高温源は、一般に１８０℃より高い、好ましくは３００℃より高い、さらにより好ましくは４００℃より高い温度で作動する。
【００４７】
以下の説明では、「海水」という用語は、圧送された海水だけでなく、堆積物を除去するために適切に処理されるものを参照し、より一般的には河川、運河、井戸、湖などの天然盆地及び人工流域から得られた真水を参照する。
【００４８】
本発明の第１の対象によれば、液化天然ガス（ＬＮＧ）のための再ガス化ラインが説明される。
【００４９】
「再ガス化ライン」という用語は、液化天然ガス（ＬＮＧ）の再ガス化のための構造、設備、機械及びシステムを備えるプラント部分を意味することを意図している。
【００５０】
そのような構造、設備、機械及びシステムは、特に、ＬＮＧが貯蔵され、ガス自体の分配ネットワーク内の再ガス化されたＬＮＧの入口点で終わっているタンクに由来する。
【００５１】
より詳細には、タンク内では、液化天然ガス（ＬＮＧ）は、大気圧で約−１６０℃の温度で貯蔵される。
【００５２】
特に、液化ガスタンクは、例えば陸上又は洋上であり得る、再ガス化プラントとは異なる場所又は構造内に位置することができる。
【００５３】
実際、本発明は陸上に適用され、海水が利用できるため、洋上プラント及びフロータ上にも適用される。
【００５４】
従来の再ガス化ラインは、気化浴を含み、それは水中燃焼気化器型（ＳＣＶ）のものであってよい。
【００５５】
ＳＣＶ型の気化浴は、その圧縮機（図６のＣＭＰ１）を有するそれ自体の空気供給回路をさらに備える。
【００５６】
気化浴に入る前に、ＬＮＧは、予備圧縮ステップにかけられて約７０〜８０バールの圧力にすることができる。
【００５７】
圧縮は、直列で作動する低圧ポンプ（約４００ｋＷｅを消費する）及び高圧ポンプ（約１３００ｋＷｅを消費する）によって作動される。
【００５８】
図６では、ＢＯＧは、再ガス化ラインのボイルオフガス圧縮機（ＢＯＧ）を表す。
【００５９】
気化セクションの浴の入口では、液化ガスは、超臨界状態にあり得る。
【００６０】
ＳＣＶ浴内では、液化天然ガスは、気化され、約３℃の温度まで過熱される。
【００６１】
一旦気化すると、天然ガスは、天然ガス分配ネットワークに導入され得る。
【００６２】
本発明の第１の対象によれば、上記で説明した従来の再ガス化ライン（「ベース」回路）は、例えば液化天然ガス（ＬＮＧ）によって表される液化ガスの再ガス化のためのエネルギーバイパス回路を備えるように変更される。
【００６３】
特に、２つの回路間の統合は、ベース回路からの液化天然ガスの引き込み連結部と、分配ネットワークに向かうベース回路内の再ガス化された液化天然ガスの再導入連結部とにある。
【００６４】
好ましくは、引き込み連結部は、極低温ポンプの下流及び気化浴（ＳＣＶ）の上流にある。
【００６５】
したがって、本発明の目的のために、以下が説明される。
−液化天然ガス再ガス化バイパス回路を統合するように変更された、既存の再ガス化ライン（改造）、
−例えば新プラントを作るための主ラインとする、バイパス回路からなる再ガス化ライン。
【００６６】
液化天然ガス（ＬＮＧ）の再ガス化のためのエネルギーバイパス回路
本発明の目的のために、実際には再ガス化ラインであるそのような回路は、以下を備える。
−第１の加熱セクション（ＣＯＮＤ１）、
−第２の加熱セクション（ＣＯＮＤ２）。
【００６７】
本発明の一態様によれば、第３加熱セクション（ＳＨ１）が、さらに設けられてもよい。
【００６８】
特に、第１の加熱セクション（ＣＯＮＤ１）は、第１の有機流体（ＯＦ１）と共に作動する第１のサイクルの一部であり、第２の加熱セクション（ＣＯＮＤ２）は、第２の有機流体（ＯＦ２）と共に作動する第２のサイクルの一部である。
【００６９】
第３の加熱セクション（ＳＨ１）は、代わりに第３流体（ＳＷ）と共に作動する。
【００７０】
本発明の目的のために、前記有機流体は、互いに異なる。
【００７１】
特に、前記第１の有機流体（ＯＦ１）は、例えばエタン及びプロパンなどのアルカン、例えばエチレンなどのアルケン及び例えばＲ４１、Ｒ１４３ａ、Ｒ１２５によって表される冷凍流体を含む群から選択される。
【００７２】
本発明の好ましい態様では、第１の有機流体は、エタンである。
【００７３】
特に、前記第２の有機流体（ＯＦ２）は、例えばエタン及びプロパンなどのアルカン、例えばエチレンなどのアルケン、及び例えばＲ１４３、Ｒ３２、Ｒ１４３ａ、Ｒ１２５によって表される冷凍流体を含む群から選択される。
【００７４】
本発明の好ましい態様では、第２の有機流体は、プロパンである。
【００７５】
第３の加熱セクション（ＳＨ１）に関しては、これは、第３流体のサイクルで作動する。
【００７６】
本発明の目的のために、前記第３の流体は、低温源によって表され、好ましい態様では、海水によって表される。
【００７７】
第１のサイクル（又は「第１の有機流体のサイクル」）に関して、図１に示す本発明の第１の実施形態では、これは、加熱セクション（ＨＥＡＴ１）をさらに備え、ここで前記第１の有機流体（ＯＦ１）を加熱するステップが、実施される。
【００７８】
図１に示す好ましい態様では、そのような加熱は、熱交換器によって実施され、ここで前記第１の有機流体（ＯＦ１）は、第２の有機流体（ＯＦ２）から熱を取得する。
【００７９】
より具体的には、加熱セクション（ＨＥＡＴ１）は、さらに、以下を備える：
−第１の蒸発器（ＥＶＡ１）、及び
−第１の熱交換器（ＥＣＯ１）。
ここで、熱交換は、前記第２の有機流体（ＯＦ２）を用いて実施される。
【００８０】
好ましい態様では、そのような実施形態では、第１の熱交換器ＥＣＯ１は、例えば管束型の従来の熱交換器である。
【００８１】
より好ましい態様では、第１の熱交換器ＥＣＯ１は、エコノマイザである。
【００８２】
例えば図２に示す代替の態様では、第１の有機流体（ＯＦ１）の加熱は、熱交換器によって実施され、前記第１の有機流体（ＯＦ１）はここでもまた、第２の有機流体（ＯＦ２）から熱を取得する。
【００８３】
より具体的には、２つの独立した加熱セクションが設けられる：
−第２の有機流体（ＯＦ２）との熱交換のための第１の蒸発器（ＥＶＡ１）、及び
−第１の有機流体（ＯＦ１）を加熱するための第１の熱交換器（ＥＣＯ１）。
【００８４】
好ましい態様では、そのような実施形態では、第１の熱交換器ＥＣＯ１は、第１の有機流体ＯＦ１の熱力学的サイクルの再生を実行することを可能にするエコノマイザ（再凝縮器型）である。
【００８５】
本発明の目的のために、両方の実施形態において、第１の有機流体のサイクル（第１のサイクル）は、タービン（ＢＣＴ）をさらに備え、ここで第１の有機流体（ＯＦ１）は膨張する。
【００８６】
本発明の特定の態様では、タービンは、発電機（これに連結された、図中のＧ）によって電気エネルギーを発生させる。
【００８７】
さらに、ポンプ（ＰＭＰ４）が、加熱セクションＣＯＮＤ１の下流側及び第１の熱交換器ＥＣＯ１への入口に置かれて設けられる。
【００８８】
本発明の好ましい態様によれば、第２のサイクル（又は第２の有機流体のサイクル）は、第２の蒸発器（ＥＶＡ２）をさらに備え、ここで熱交換が実施され、これによって第２の有機流体（ＯＦ２）は、第３の流体（ＳＷ）から熱エネルギーを取得する。
【００８９】
本発明の目的のために、第２の有機流体（ＯＦ２）のサイクルは、第２の熱交換器（ＥＣＯ２）をさらに備える。
【００９０】
本発明の目的のために、第２の熱交換器（ＥＣＯ２）は、管束型の従来の熱交換器によって表される。
【００９１】
より好ましくは、第２の熱交換器ＥＣＯ２は、エコノマイザである。
【００９２】
第２のサイクルは、第２の有機流体（ＯＦ２）を膨張させるためのタービン（ＴＣＴ）をさらに備える。
【００９３】
さらに、以下が設けられる：
−加熱セクションＣＯＮＤ２の下流側及び第２の熱交換器ＥＣＯ２の入口にあるポンプ（ＰＭＰ３）、及び
−第２の熱交換器ＥＣＯ２の下流側及び蒸発器（ＥＶＡ２）の上流側のポンプ（ＰＭＰ２）。
【００９４】
図示する代替の実施形態によれば、第１及び第２の蒸発器（ＥＶＡ１及びＥＶＡ２）ならびにそれぞれ第１及び第２の熱交換器（ＥＣＯ１及びＥＣＯ２）は、単一の設備に置かれ得る。
【００９５】
本発明の目的のために、第３の流体は、上記で述べた定義によれば、低温又は高温の熱源によって表される。
【００９６】
本発明の好ましい態様では、そのような熱源は、好ましくは、海水（図中のＳＷ）で表される。
【００９７】
第３の流体の回路は、海水を圧送するためのポンプ（ＰＭＰ１）をさらに備える。
【００９８】
本発明の好ましい態様では、そのような第３の流体は、蒸発器ＥＶＡ２内で第２の有機流体（ＯＦ２）と熱交換が起こるのと同じ流体である。
【００９９】
図３及び図４に示す本発明の代替実施形態では、説明する再ガス化ラインは、以下をさらに備えることができる。
−第１のサイクルにおける、第１の有機流体（ＯＦ１）を過熱するための過熱セクション（ＳＨ３）、及び／又は
−第２のサイクルにおける、第２の有機流体（ＯＦ２）を過熱するための過熱セクション（ＳＨ２）、及び任意選択により、
−第１のサイクル及び／又は第２のサイクルにおける、燃料電池（図３ＡのＦＣ１、ＦＣ２）によって得られた熱源。
【０１００】
本発明の好ましい態様によれば、一方又は両方の過熱する（ＳＨ３、ＳＨ２）ステップにおいて、熱交換は低温源を用いて実施され得る。
【０１０１】
本発明のさらにより好ましい態様では、そのような低温源は、第３の流体（ＳＷ）によって表される。したがって、そのような流体は、海水（図中のＳＷ）であってよい。
【０１０２】
本発明の代替の態様によれば、第２の有機流体（ＯＦ２）の過熱セクション（ＳＨ２）において、以下と共に熱交換が実施される：
−前記第３の流体（ＳＷ）の流れの一部（低温源）、
−ガスタービン又は内燃機関又は蒸気サイクルもしくはプロセス熱回収によって生成されるガス（高温源）、又は
前記交換の組み合わせ。
【０１０３】
図３Ａの実施形態に関して、これは、特にタービン（ＴＣＴ、ＢＣＴ）の下流、好ましくはセクションＳＨ２及びＳＨ３の後に熱を導入することをもたらす。
【０１０４】
本発明の目的のために図５（ここで、ＴＲ＝第２のサイクルのタービン減速機、ＢＲ＝第１のサイクルのタービン減速機及びＧ＝発電機）を参照すると、第１の流体のサイクルのタービン（ＢＣＴ）及び第２の流体のサイクルのタービン（ＴＣＴ）は、同じシャフトに直接キー止めされている。さらに、これらは、同じ回転速度を有し、機械エネルギーを同じ発電機に伝達することができる（図５Ａ）。
【０１０５】
好ましい態様では、２つのタービン（ＢＣＴとＴＣＴ）は、異なる速度を有し、異なるシャフト上にキー止めされており、ギアにより、機械的エネルギーを同じ発電機に伝達する（図５Ａ）。
【０１０６】
他方で、別の態様によれば、２つのタービンは、同じシャフトにキー止めされておらず、機械的エネルギーを異なる発電機に伝達する（図５Ｂ）。
【０１０７】
第２の目的では、本発明は、さらに、上記の説明による１つ又は複数の再ガス化ラインを備える液化ガスの再ガス化ターミナルを説明する。
【０１０８】
特に、各再ガス化ラインは、本発明によって上記で説明したラインである。
【０１０９】
再ガス化ターミナルは、プラントとして意味され、通常、以下によって表される共通の構造を備える：
−液化ガス貯蔵タンク、
−極低温ポンプを備える圧縮セクション：通常、これは、低圧ポンプ（約４００ｋＷｅを消費する）及び高圧ポンプ（約１３００ｋＷｅを消費する）である
−ボイルオフガス圧縮機（ＢＯＧ圧縮機）、
−利用可能であれば電気エネルギー供給装置、又は例えばガスタービンもしくは内燃機関などの発電ユニットのための外部ネットワークへの連結、
−液化ガスの気化セクション、例えば、その空気供給回路及びのその圧縮機を備えた水中燃焼気化技術又はオープンラック気化器によるもの、
−異なる要件を満たし、プラントの良好な柔軟性を可能にするための、１つ又は複数の従来の再ガス化ライン及び上記で説明したバイパス構成による少なくとも１つの再ガス化ライン。
【０１１０】
本発明の一態様では、ターミナルは、２、３、４、５、又は６つのライン、好ましくは４つのラインを備える。
【０１１１】
異なる再ガス化ラインは、平行に作動する。
【０１１２】
したがって、そのような構造は、本発明によって提案された技術を既存のプラントに適応することを可能にする（改造）。
【０１１３】
本発明の目的のために、新たに構築された再ガス化ターミナルは、上記で説明したバイパス構成による１つ又は複数の再ガス化ラインを備えることができ、したがって、例えばＳＣＶ型の「従来の」気化セクションを含まない。
【０１１４】
プラントの技術的要件に対して、単一回路のいくつかの要素がより多くの再ガス化ラインに共通であることを排除することはできない。
【０１１５】
したがって、異なる再ガス化ラインを備えるプラントを実現する可能性により、柔軟性の点で明らかな利点を伴って、各再ガス化ラインにおいて、同時に又は別々に独立した方法で本発明の方法を実施することが可能になる。
【０１１６】
第３の目的では、本発明は、液化ガスの再ガス化のための方法を説明する。
【０１１７】
特に、そのような方法は、熱エネルギー及び電気エネルギーの生成をさらに含む。
【０１１８】
特に、本発明の方法は、以下のステップを含む：
１）第１の有機流体（ＯＦ１）との熱交換によって液化ガスを加熱する第１のステップを作動させるステップ、及び
２）液化ガスを第２の有機流体（ＯＦ２）で加熱する第２のステップを作動させるステップ。
【０１１９】
本発明の目的のために、前記第１の有機流体（ＯＦ１）及び前記第２の有機流体（ＯＦ２）は、互いに異なる。
【０１２０】
特に、前記第１の有機流体（図中のＯＦ１）は、例えばエタン及びプロパンなどのアルカン、例えばエチレンなどのアルケン、及び例えばＲ４１、Ｒ１４３ａ、Ｒ１２５によって表される冷凍流体を含む群から選択される。
【０１２１】
本発明の好ましい態様では、第１の有機流体は、エタンである。
【０１２２】
特に、前記第２の有機流体（図中のＯＦ２）は、例えばエタン及びプロパンなどのアルカン、例えばエチレンなどのアルケン、及び例えばＲ１４３、Ｒ３２、Ｒ１４３ａ、Ｒ１２５によって表される冷凍流体を含む群から選択される。
【０１２３】
本発明の好ましい態様では、第２の有機流体は、プロパンである。
【０１２４】
本発明の一態様によれば、本方法は、以下のさらなるステップを含む：
３）第３の流体でガスを過熱／加熱するステップ。
【０１２５】
特に好ましい態様では、そのような第３の流体は、海水によって表される。
【０１２６】
より具体的には、図１に示す本発明の方法の第１の実施形態によれば、第１の有機流体（ＯＦ１）は、ステップ１）の前に、さらに、熱交換（ＨＥＡＴ１）のステップＩ）にかけられ、それによってこれは、第２の有機流体（ＯＦ２）から熱エネルギーを取得する。
【０１２７】
そのような態様によれば、ステップＩ）（ＨＥＡＴ１）は、さらに、以下のステップを含む：
Ｉａ）前記第１の有機流体を第１の熱交換器（ＥＣＯ１）内で加熱するステップにかけるステップ、及び
Ｉｂ）前記第１の有機流体を第１の蒸発器（ＥＶＡ１）内で蒸発させるステップにかけるステップ。
【０１２８】
さらにより好ましくは、両方のステップは、第２の有機流体（ＯＦ２）から熱を取得することによって実施される。
【０１２９】
特に、ステップＩａ）及びＩｂ）は、前記第２の有機流体（ＯＦ２）の流れの異なる部分から熱を取得することによって実施される。
【０１３０】
さらに特に、ステップＩａ）で作動する第２の有機流体（ＯＦ２）の一部はまた、ステップ１ｂ）では作動せず、逆もまた同様である。
【０１３１】
例えば図２に示す本発明の代替の態様によれば、ステップＩ）において、第１の有機流体（ＯＦ１）は熱交換ステップにかけられ、これによってここでも、第２の有機流体（ＯＦ２）から熱を取得する。
【０１３２】
より具体的には、そのような態様は、以下のステップを提供する：
Ｉａ）第１の熱交換器（ＥＣＯ１）、この場合はエコノマイザ内で前記第１の有機流体（ＯＦ１）を再生するステップ
１ｂ）前記第１の有機流体（ＯＦ１）を第１の蒸発器（ＥＶＡ１）内で蒸発させるステップにかけるステップ。
【０１３３】
したがって、上記で述べたステップは、ステップＩｂ）において第２の有機流体（ＯＦ２）から熱を取得し、ステップＩｂ）において第１の蒸発器（ＥＶＡ１）から第１の有機流体（ＯＦ１）出口の一部によって熱を取得することによって実施される。
【０１３４】
より具体的には、そのような実施形態は、第１の熱交換器ＥＣＯ１がエコノマイザによって表されることを提供する。
【０１３５】
本発明の目的のために、前記ステップ１）の前及び前記ステップＩ）の後、すなわち前記ステップＩａ）及びＩｂ）の後に、第１の有機流体（ＯＦ１）は、タービン（ＢＣＴ）内で膨張させるステップＩＩ）にかけられ、ここでは、機械的動力及び電気エネルギーが取り出される。
【０１３６】
図３Ａに示す本発明の実施形態では、タービン（ＢＣＴ）内で膨張させるステップＩＩ）の前に、第１の有機流体（ＯＦ１）は、燃料電池（ＦＣ１）から来る熱によって加熱するステップにかけられ得る。
【０１３７】
第２の有機流体（ＯＦ２）に関しては、ステップ２）の前に、これは、第２の蒸発器（ＥＶＡ２）内で蒸発させるステップＩｂ’）にかけられる。
【０１３８】
さらに、ステップ２）の前及びステップ１ｂ’）の後に、第２の有機流体（ＯＦ２）は、さらに、タービン（ＴＣＴ）内で膨張させるステップＩＩ’）にかけられる。
【０１３９】
図３Ａに示す本発明の実施形態では、タービン内で膨張させるステップＩＩ’）の前に、第２の有機流体（ＯＦ２）は、燃料電池（ＦＣ２）によって表される熱源から来る熱で加熱するステップにかけられ得る。
【０１４０】
より詳細には、ステップ２）における第２の有機流体（ＯＦ２）の流れは、タービン（ＴＣＴ）内で膨張させるそのようなステップＩＩ’）の後に得られる流れの一部であることに留意されたい。
【０１４１】
本発明の目的のために、実際には、膨張するステップＩＩ’）の後のタービン（ＴＣＴ）からの第２の有機流体（ＯＦ２）出口の流れの第２の部分は、第１の蒸発器（ＥＶＡ１）内で第１の有機流体（ＯＦ１）を蒸発させるステップＩｂ）を実施する流れであり、ここで加熱は、第１の熱交換器（ＥＣＯ１内）でも提供されるＩａ）。
【０１４２】
本発明の好ましい態様では、第２の蒸発器（ＥＶＡ２）からの、すなわちステップＩｂ’）の後の第２の有機流体（ＯＦ２）出口の流れの一部は、第２の熱交換器（ＥＣＯ２）内で、好ましくはエコノマイザ内で予熱する（再生する）ステップＩａ’）を作動させることを提供することができ、これは、（液体状態で見られる）第２の有機流体（ＯＦ２）自体に有利である。
【０１４３】
本発明のさらなる実施形態によれば、ステップＩｂ’）の後及びステップＩａ’）の前に、第２の有機流体（ＯＦ２）は、熱交換ステップＩｃ’）にかけられ、それによってこれは、第４の流体から熱を取得し、したがってそれ自体を過熱する（ＳＨ２）。
【０１４４】
好ましい実施形態によれば、そのような第４の流体は、低温熱源によって、又は高温熱源によって、あるいは２つの型の熱源の組み合わせによって得られる。
【０１４５】
そのような態様によれば、ステップＩａ’）の再生を作動させる第２の有機流体（ＯＦ２）の流れ部分は、過熱ステップＩｃ’）の後に得られる前記第２の有機流体（ＯＦ２）の一部である。
【０１４６】
特に、ステップＩａ’）のそのような加熱は、管束型の第１の熱交換器（ＥＣＯ１）内で実施される。
【０１４７】
さらに、図３及び図４に示すように、ステップ１ｃ’）の後の第４の流体の一部がステップ１ｂ’）において（ＥＶＡ２内で）熱交換器を作動させることが、もたらされ得る。
【０１４８】
さらに別の実施形態では、ステップＩｃ’）の後、任意選択でステップＩｂ’）の熱交換の後の第４の流体の一部が、（ＳＨ１内で）ステップ３）の熱交換を作動させる（従って第３の流体及び第４の流体が一致する）ことが、もたらされ得る。
【０１４９】
図示していない本発明のさらに代替の実施形態によれば、ステップ３）の後、ガスは、約２００℃の温度まで過熱し、続いてタービン内で膨張させ、それによって機械的及び電気的エネルギーを生成し、ネットワーク内の再配に必要な温度（約３℃）まで冷却するステップにかけられ得る。
【０１５０】
第１の有機流体（ＯＦ１）に関して、本発明の代替の実施形態では、これはまた、ステップＩｂ）の後に、過熱のステップＩｃ）にかけられてもよい。
【０１５１】
そのようなステップＩｃ）は、好ましくは、第３の流体の流れの一部との熱交換によって実施される。
【０１５２】
この目的のために、第３の流体は、好ましい実施形態では海水である低温熱源によって表される。
【０１５３】
さらなる態様によれば、本発明は、（ボイルオフガスの凝縮などのガスの過冷却のその一般的な機能とは反対に）有機流体を液体状態で予熱するために、エコノマイザ機能を備えたランキンサイクルにおける再凝縮器の使用を説明する。
【０１５４】
図１の図を特に参照すると、本発明の好ましい実施形態によれば、本発明の方法は、以下のサイクル及び回路を含むことができる。
【０１５５】
第１の有機流体（ＯＦ１）のサイクル
５６ｔ／ｈの流量を有する第１の有機流体ＯＦ１（エタン）は、第２の有機流体のサイクルからの熱（６．７ＭＷｔ）を導入しながら、−４７．４℃の温度及び６．０４バールの圧力で第１の蒸発器ＥＶＡ１内で蒸発する（２１）。
【０１５６】
流れは、タービン（図中のＢＣＴ）内で０．８５バール及び９１．８℃まで膨張し（２２）、その後凝縮器ＣＯＮＤ１（７．３ＭＷｔ、ＬＮＧ蒸発器側）内で０．８バール−９２．８℃に凝縮する（２３）。
【０１５７】
ポンプＰＭＰ４は、圧力を６．７６バールに上昇させる（２４）。
【０１５８】
第１の熱交換器ＥＣＯ１において、流れは、−４２．４℃の温度及び６．２５バール（２５）の圧力を達成し、こうして第１の有機流体のサイクルを終了する。
【０１５９】
第２の有機流体（ＯＦ２）のサイクル
２０４ｔ／ｈの流量を有する有機流体ＯＦ２（プロパン）は、海水から熱（２１．３ＭＷｔ）を導入しながら、０℃の温度及び４．７５ｂａｒの圧力で第２の蒸発器ＥＶＡ２内で蒸発する（１）。
【０１６０】
約４３ｔ／ｈの流れ（１６）の一部は、第２の流体の熱力学的サイクルの再生機能も有する混合熱交換器（構造的再凝縮器型、ＥＣＯ２）に送られる。
【０１６１】
約１６０ｔ／ｈの流れ（２）が、タービンＴＣＴに入り、最大１バール及び４２．４°Ｃ（３）まで膨張する。
【０１６２】
約９０ｔ／ｈのタービン（ＴＣＴ）からの出口流の一部（４）は、０．９６バール及び４３．４℃で凝縮器ＣＯＮＤ２（１０．５ＭＷｔ、ＬＮＧ蒸発器側）内で凝縮する（８）。
【０１６３】
７２ｔ／ｈのタービン（ＴＣＴ）から抜き出された出口の別の一部は、２つの流れに分けられる：１つは５７ｔ／ｈ（６）であり、１つは１５ｔ／ｈであり、これらは、第１の蒸発器ＥＶＡ１（６．７ＭＷｔ）及び第１の有機流体（ＯＦ１）のサイクルの管束型（１．８ＭＷｔ）の第１の熱交換器（ＥＣＯ１）それぞれに向かう。
【０１６４】
第１の蒸発器ＥＶＡ（１０）及び第１の熱交換器ＥＣＯ１（１１）からの流れ出口は、約０．９５バール及び４３．４℃の条件にあり、７２ｔ／ｈの単一の流れに再結合する（９）。これは、次いで、流れ（８）に加わり、約１６２ｔ／ｈの単一の流れを形成する（１２）。
【０１６５】
ポンプＰＭＰ３は、流れ（１２）を６．６５バール（１３）の圧力にする。
【０１６６】
流れ（１３）は、第２の熱交換器ＥＣＯ２、例えばエコノマイザ（したがって再生も実行する）内で、流れ（１６）と混合し、したがって約２０４ｔ／ｈの流れ１４を形成し、これは続いてポンプＰＭＰ２によって、圧力を最大４．８９バールまでわずかに増加させて−０．６℃の温度で圧送され、こうして第二の有機流体（ＯＦ２）のサイクルを終了する。
【０１６７】
ＬＮＧ（エネルギーバイパス）回路
液化天然ガス（ＬＮＧ）は、約−１５５℃の温度及び大気圧で引き出され、そして最大８０バールに上げられる（１００）。
【０１６８】
その後、これは、−９４℃の温度に到達した熱をＣＯＮＤ１内で受け取り（１０１）、この熱は、続いてＣＯＮＤ２内で最大−４５℃に加熱される（１０２）。これは、過熱器（ＳＨ１）内での蒸発過熱を終了させ、こうして最大３℃の第３の流体（海水）からの熱を受け取る（１０３）。
【０１６９】
第３の流体のサイクル
海水出口で９℃の温度で５４００ｔ／ｈの流量の海水が引き出され（２００）、ここはでグリッド及びろ過システム（図示せず）が、有機物（藻類、軟体動物など）、砂及び粒子状物質全般を引き留める。
【０１７０】
水が約２バール（２０１）の圧力に上げられ、流れは２つの流れに分けられ、１つは約３７８０ｔ／ｈで第２の蒸発器ＥＶＡ２に向かい（２０２）、１つは約１６２０ｔ／ｈで過熱器ＳＨ１に向かう（２０３）。
【０１７１】
その後、２つの流れ（２０４、２０６）は、５℃に冷却され、再結合して、４℃の温度で海に放出される。
【０１７２】
一方で、図３の図を参照すると、海水から熱を受け取る過熱器（ＳＨ２、ＳＨ３）が、第２及び第１の蒸発器（それぞれＥＶＡ２及びＥＶＡ１）からの第１の流体のサイクル及び第２の流体出口のサイクルの両方に挿入される。これらの過熱器は、タービンに入る前に有機流体ＯＦ１及びＯＦ２のエンタルピーを上昇させ、より大きな動力を引き出し、及び／又はタービン内の膨張後に、タービン自体のタイター出口をタービンベーンの腐食／損傷を回避するために許容される値を上回るように（＞約０．９）保持する機能を有する。
【０１７３】
図４の図を参照すると、第２の有機流体（ＯＦ２）のサイクルの過熱器ＳＨ２は、ガスタービン、代替の内燃機関、蒸気サイクル、プロセス熱回収、再生可能な熱源（例えば：太陽熱加熱）及び／又はそのような熱源の組み合わせ（比較的高温：１８０℃超、好ましくは３００℃超、より好ましくは４００℃超）の排出ガスから熱を受け取る。
【０１７４】
上記の説明から、当業者は、本発明によって提供される多数の利点を理解することができる。
【０１７５】
第一に、−４０℃から−９０℃の間に含まれる温度を有する有機流体の選択は、エネルギー最適化を可能にし、液化天然ガスを超臨界形態で蒸発させる間、利用可能な冷凍ユニットの最大７０％を使用することを可能にする。
【０１７６】
第１の有機流体（ＯＦ１）（図２の実施形態）及び第２の有機流体（ＯＦ２）のサイクルにおいて再凝縮器型の熱交換器を使用することにより、従来の混合交換機よりも全体の寸法及び重量を減らして熱交換を最大にすることが可能になる。
【０１７７】
上記で述べた上述のオーマット社の特許出願によって提供される技術に関して、第１の有機流体（ＯＦ１）の凝縮温度よりも高い温度のものを含む、より大きな値の利用可能な冷凍ユニットの使用により、より高い効率が得られる。事実、第２の有機流体（ＯＦ２）のサイクルによって排出された熱の一部は、利用可能な冷凍ユニットを用いてより高い温度で液化天然ガス（ＬＮＧ）を蒸発させ、一方、別の一部分は、第２の有機流体のサイクルの有機流体を蒸発させる。残りの部分は、第１の有機液体のサイクル内で予熱するステップを実行することを可能にし、ランキンサイクルの効率を全体的に改善する。
【０１７８】
説明した技術はまた、技術的又はメンテナンス上の問題によって有機ランキンサイクルがどのように連結解除されても、エネルギーバイパス構成において作用することを可能にする。
【０１７９】
条件を調節するにあたって、また一次動力サイクル（例えばガスタービン又は内燃機関）によって提供される熱が使用される構成において、又はサイクルの組合わせによって、これは、全体的に電気生成量の増加（一次出力サイクル電力＋ＯＲＣサイクル電力）を有し、この増加は、電気的及び熱的な負荷バランスの問題を有するプラント／再ガス化ラインによって必要とされるものを超える可能性がある。この状態において、エネルギーバイパス構成は、生成を停止させることなく再ガス化プラントの電気的及び熱的負荷を調節することを可能にし、したがって従来技術による再ガス化を継続することができ、革新的な技術によってネットワークもしくはプラントの電気生成ユニットからエネルギーを取り出し、又は再ガス化し、外部ネットワークとの連結が存在する場合に上乗せして電気エネルギーを出力する。
【０１８０】
モジュラーソリューションを考慮して、エネルギーバイパスはいくつかのライン上で使用され、外部ネットワークを使用することなく、全体的な電気的負荷と熱的負荷のバランスを取りながら、電気エネルギーの余剰を有する他のラインから電気エネルギーを引き出す。
【０１８１】
有機ランキンサイクル技術の使用は、プラント全体又は再ガス化プラント全体の電力の一部の、再ガス化ラインの電気的バランスを完全に成立させることを可能にする。
【０１８２】
一方で、オープンラック気化器と比較して、本発明は、ＯＲＶの使用を妨げるであろう条件であっても海水の使用を可能にする。さらに、海水を化学的に処理し、パネルの高さによるレベルの差を克服するために海水を圧送する必要はなく、使用する設備の供給元を広く利用することができ、見つけることが容易である。
【０１８３】
当業者は、上記で説明する技術がどのようにして新しい再ガス化ライン又はプラントの建設だけでなく既存のプラントの変更（改造）にも適用され得るかをさらに容易に理解することができる。
【０１８４】
本発明によって説明される再ガス化ターミナルは、プラントの流れを再ガス化され又は貯蔵されたＬＮＧのニーズに適応させるニーズ、それとは対照的にプラントの作動をＬＮＧの流れのあらゆる低減に適合させるニーズ、たとえば明白な管理の柔軟性による、１つ又は複数のラインの日常的なメンテナンス及び特別なメンテナンスに関連付けられる技術的要件のニーズなどの多様なニーズを満たすことを可能にする。
【０１８５】
上記で説明した発明は、液体水素の再ガス化に特に限定されることなく適用することができる。
【０１８６】
さらに、本発明の基礎となる原理は、コールドウェルなどの液体極低温貯蔵（再ガス化されるべきガスによって必ずしも表されない）の使用も可能にする。
【０１８７】
さらなる用途として、本発明は、極低温貯蔵を形成するために使用され得る。
【０１８８】
特に、流体の観点から以下の極低温の定義を参照することができる。
−−９０°Ｃ／−１００°Ｃより低い：極低温流体
−−９０°Ｃ／−１００°Ｃより高い：冷凍流体。
一方、固体材料では、−４５℃の温度が、極低温材料と非極低温材料の間の限界として考えられる。
【０１８９】
最後に、例えば金属グリット、プラスチック材料チップによって表される適切な材料で部分的に充填された熱交換器は、熱交換及び内部再生を最適化することを可能にし、これはシステムの効率に有利である。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図３Ａ】
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【図４】
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【図５Ａ】
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【図５Ｂ】
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【図６】
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【図７】
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【国際調査報告】
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