作動流体を加圧するように構成された圧縮機116と、前記作動流体に熱を供給するように構成された熱回収システム112と、前記作動流体を用いて仕事を生成するように構成されたタービン114と、前記作動流体の熱を第1の圧力の第1段液化天然ガスと、第2の圧力の第2段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するように構成された1つ以上の熱交換器118と、を含む液化天然ガスLNG再ガス化装置100を備えた発電設備。前記第1の圧力の前記第1段液化天然ガスを供給する第1段LNGポンプ120と、前記第2の圧力の前記第2段液化天然ガスを供給する第2段LNGポンプ122と、の少なくとも一方を更に含む、請求項1に記載の発電設備。前記作動流体は、アルゴンとヘリウムと二酸化炭素と窒素とのうち少なくとも1つを含む、請求項1に記載の発電設備。第1の熱交換器318と第2の熱交換器320とを含み、前記第1の熱交換器318は加熱された第1段液化天然ガスを供給するように構成され、前記第2の熱交換器320は加熱された第2段液化天然ガスを供給するように構成される、請求項1に記載の発電設備。前記第2段液化天然ガスと前記圧縮作動流体とに熱を伝達するように構成された熱交換器518を含む、請求項1に記載の発電設備。LNG発電設備における液化天然ガスの再ガス化方法であって、前記発電設備のトッピングサイクルによる熱を回収すると共に、前記発電設備のボトミングサイクルの作動流体を加熱して、加熱作動流体を得るステップと、前記加熱作動流体に含まれるエネルギーの少なくとも一部を放出して仕事を生成するステップと、仕事生成後の前記作動流体の熱を、第1の圧力の第1段液化天然ガスと、第2の圧力の第2段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するステップとを含む、方法。前記第1段液化天然ガスは、約-160°C~約-140°Cの温度と約1バール~約50バールの圧力とを有する、請求項6に記載の方法。前記第2段液化天然ガスを約-130°C~約-100°の温度且つ約50バール~約700バールの圧力で熱交換器に導入して、約0°C~約40°Cの温度の加熱された第2段液化天然ガスを得るステップを更に含む、請求項6に記載の方法。前記作動流体の熱を前記第1段液化天然ガスと前記第2段液化天然ガスとに伝達して、加熱された第1段液化天然ガスと加熱された第2段液化天然ガスとを得るステップを含み、前記伝達は第1の熱交換器内で行われ、前記圧縮作動流体は約-30°C~約50°Cの温度且つ約100バール~約200バールの圧力で前記熱交換器に導入される、請求項6に記載の方法。LNG発電設備における液化天然ガスの再ガス化装置の後付け方法であって、作動流体の熱を第1の圧力の第1段液化天然ガスと、第2の圧力の第2段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するように構成された1つ以上の熱交換器118を準備するステップと、前記第1の圧力の前記第1段液化天然ガスを供給するように構成された少なくとも1つの第1段LNGポンプ120を準備するステップと、前記第2の圧力の前記第2段液化天然ガスを供給するように構成された少なくとも1つの第2段LNGポンプ122を準備するステップと、を含み、前記1つ以上の熱交換器118と前記第1段LNGポンプ120と前記第2段LNGポンプ122とが、前記LNG発電設備の改良されたボトミングブレイトンサイクルの一部を構成する、方法。したがって、従来のLNG再ガス化技術に付随する上記の問題の少なくとも幾つかを克服する、改良されたLNG再ガス化方法及び装置への要求がある。本発明の一実施例によると、液化天然ガスLNG再ガス化装置を備えた発電設備は、作動流体を加圧するように構成された圧縮機と、作動流体に熱を供給するように構成された熱回収システムと、作動流体を用いて仕事を生成するように構成されたタービンと、作動流体から熱を伝達するように構成された1つ以上の熱交換器とを含む。熱交換器は、第1の圧力の第1段液化天然ガスと、第2の圧力の第2段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに熱を伝達するように構成される。本発明の別の実施例によると、LNG発電設備における液化天然ガスの再ガス化方法は、発電設備のトッピングサイクルから熱を回収すると共に、発電設備のボトミングサイクルの作動流体を加熱して、加熱作動流体を得るステップを含む。加熱作動流体のエネルギーの少なくとも一部が放出され、仕事が生成される。仕事生成後の作動流体の熱は、第1の圧力の第1段液化天然ガスと、第2の圧力の第2段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達される。本発明のまた別の実施例によると、LNG発電設備において液化天然ガスの再ガス化装置を後付けする方法は、作動流体の熱を第1の圧力の第1段液化天然ガスと第2の圧力の第2段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するように構成された1つ以上の熱交換器を準備するステップを含む。更に、第1の圧力の第1段液化天然ガスを供給するように構成された第1段LNGポンプと第2の圧力の第2段液化天然ガスを供給するように構成された少なくとも1つの第2段LNGポンプとの少なくとも一方も準備する。1つ以上の熱交換器と第1段LNGポンプと第2段LNGポンプとが、LNG発電設備の改良されたボトミングブレイトンサイクルの一部を構成する。全図面を通じて同様の符号で同様の部分を示した添付図面を参照しながら下記の詳細な説明を読むと、本発明のこれら及びその他の特徴、態様、及び利点の理解がより深まるであろう。本明細書において、数詞が明記されていない場合、特に複数のものを除外すると記載しない限り、複数の当該要素又は機能を除外するものではないことを理解されたい。また、特許請求される発明の一実施例は、記載した特徴も組み込んだ更なる実施例の存在を除外するものと解釈されるべきではない。上記のように、一実施例において、本発明は、a作動流体を加圧するように構成された圧縮機と、b作動流体に熱を供給するように構成された熱回収システムと、c作動流体を用いて仕事を生成するように構成されたタービンと、d作動流体の熱を第1の圧力の第1段液化天然ガスと第2の圧力の第2段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するように構成された1つ以上の熱交換器とを含む液化天然ガスLNG再ガス化装置を備えた発電設備を提供する。様々な実施例において、発電設備は、第1の圧力の第1段液化天然ガスの供給に用いられる第1段LNGポンプと、第2の圧力の第2段液化天然ガスの供給に用いられる第2段LNGポンプとを含む。作動流体を用いて、発電設備から生じた熱を取り込み、再ガス化されるLNGにこの熱が段階的に伝達される。様々な実施例において、作動流体は、熱を作動流体に供給するように構成された熱回収システム内で加熱される。一実施例において、作動流体は、熱回収システム内で約300°C~約700°Cの温度に加熱される。一実施例において、熱回収システムは、発電用タービンから発生する高温の排気ガスから熱を抽出するように構成される。別の実施例では、熱回収システムは、外部熱サイクルから熱を抽出するように構成される。一実施例では、外部熱サイクルは、LNG発電設備のトッピングサイクルである。様々な実施例において、作動流体からLNGへの熱伝達は熱交換器内で行われる。一実施例では、熱交換器は約-140°C~約-110°Cの温度の加熱された第1段液化天然ガスを供給するように構成される。一実施例において、熱交換器は、約-130°C~約-100°Cの温度且つ約50バール~約700バールの圧力の第2段液化天然ガスを受け取るように構成される。一実施例において、熱交換器は、約0°C~約40°Cの加熱された第2段液化天然ガスを供給するように構成される。一実施例において、第1の熱交換器と第2の熱交換器との少なくとも2つの熱交換器を準備する。かかる一実施例において、第1の熱交換器は、加熱された第1段液化天然ガスを供給するように構成され、第2の熱交換器は、加熱された第2段液化天然ガスを供給するように構成される。一実施例において、熱交換器は、第2段液化天然ガスと圧縮作動流体とに熱を伝達するように構成される。一実施例において、圧縮作動流体は、約-30°C~約50°Cの温度、約100バール~約200バールの圧力で熱交換器に供給される。このような状況下で、熱交換器は、約-30°C~約50°Cの温度、約100バール~約200バールの圧力の圧縮作動流体を受け取るように構成されていると言える。一実施例において、本発明は、LNG発電設備における液化天然ガスの再ガス化方法であって、a発電設備のトッピングサイクルから熱を回収すると共に、発電設備のボトミングサイクルの作動流体を加熱して、加熱作動流体を得るステップと、b加熱作動流体に含まれるエネルギーの少なくとも一部を放出して、仕事を生成するステップと、c仕事生成後の作動流体の熱を第1の圧力の第1段液化天然ガスと第2の圧力の第2段液化天然ガス及び圧縮作動流体の少なくとも一方とに伝達するステップと、を含む方法を提供する。一実施例において、この方法は、アルゴンとヘリウムと二酸化炭素と窒素から成る群から選択される作動流体を用いる。別の実施例において、この方法は、アルゴンとヘリウムと二酸化炭素と窒素のうち少なくとも1つを含む作動流体を用いる。一実施例において、この作動流体は窒素である。一実施例において、作動流体は、発電設備のトッピングサイクルに関連する熱回収システム内で、約300°C~約700°Cの範囲内の温度に加熱される。別の実施例において、作動流体は、発電設備のトッピングサイクルに関連する熱回収システム内で、約350°C~約650°Cの範囲内の温度に加熱される。また別の実施例において、作動流体は、発電設備のトッピングサイクルに関連する熱回収システム内で、約400°C~約600°Cの範囲内の温度に加熱される。本発明の方法の一実施例において、第1段液化天然ガスは、温度が約-160°C~約-140°C、圧力が約1バール~約50バールである。別の実施例において、第1段液化天然ガスは、温度が約-160°C~約-140°C、圧力が約2バール~約15バールである。本発明の方法の一実施例において、第1段液化天然ガスが、熱交換器に導入され、そこで作動流体から熱を吸収して、熱交換器から出る時点で約-140°C~約-110°Cの温度を有する加熱された第1段液化天然ガスが得られる。本発明の方法の一実施例において、第2段液化天然ガスは、約-130°C~約-100°Cの温度、約50バール~約700バールの圧力で熱交換器に導入される。第2段液化天然ガスは、熱交換器内に導入された作動流体の熱を吸収して、熱交換器を出る時点で約0°C~約40°Cの温度を有する加熱された第2段液化天然ガスとなる。本発明の方法の一実施例において、熱は、第1の熱交換器内で作動流体から第1段液化天然ガスに伝達され、第2の熱交換器内で作動流体から第2段液化天然ガスに伝達され、これによって、加熱された第1段液化天然ガスと加熱された第2段液化天然ガスとが得られる。本発明の方法の一実施例では、単一の熱交換器を用いて、作動流体の熱を第1段液化天然ガスと第2段液化天然ガスとに伝達する。このように、熱は、第1の熱交換器内で作動流体から第1段液化天然ガスに伝達され、同じ第1の熱交換器内で作動流体から第2段液化天然ガスに伝達され、これによって、加熱された第1段液化天然ガスと加熱された第2段液化天然ガスとが得られる。上記のように、本発明の方法の一実施例において、熱が発電設備のトッピングサイクルから回収され、この熱を用いて、発電設備のボトミングサイクルの作動流体を加熱し、加熱された作動流体を得る。作動流体は、発電設備に一体化された熱回収システム内で加熱される。作動流体は、通常、加熱された作動流体に含まれるエネルギーの一部を用いて仕事を生成するタービン等のエネルギー抽出装置の下流の或る点で熱交換器に導入される。一実施例において、作動流体は、エネルギー抽出装置の下流の或る点で熱交換器に導入され、第1段液化天然ガスに熱を伝達することで、加熱された第1段液化天然ガスを得る。熱交換器を出た作動流体はその後、圧縮ステップにかけられ、圧縮作動流体を得る。この圧縮作動流体を、第1段液化天然ガスと第2段液化天然ガスのいずれか一方又は両方と接触する1つ以上の熱交換器に通すことにより、圧縮作動流体から更に熱を抽出できる。一実施例において、圧縮作動流体の温度は、圧縮作動流体が熱交換器を通ると圧縮作動流体に熱が伝達されるだけの十分な低温である。このような状況下で、熱交換器は、圧縮作動流体に熱を伝達するように構成されていると言える。一実施例において、圧縮作動流体は、約-30°C~約50°Cの温度、約100バール~約200バールの圧力で熱交換器に導入される。図1に、本発明の実施例による液化天然ガスLNGの再ガス化装置を備えた発電設備又はシステム100を示す。システム100は、トッピングサイクル110を含み、トッピングサイクル110では、とりわけ、酸化剤例えば周囲空気と合わせて燃焼させる燃料例えば再ガス化されたLNGを用いて、エネルギーと高温の排気ガスを生成する。本明細書に示す本発明の幾つかの実施例によると、トッピングサイクル110は、開放ブレイトンサイクルである。トッピングサイクル110の高温の排気ガスは、この高温排気ガスから熱を吸収して、その熱をボトミングブレイトンサイクル132の作動流体に供給するように構成された熱回収システム112を介して導かれる。システム100では、発電と、2つの圧力レベルにおける液化天然ガスの効率的な再ガス化との両方が可能である。システム100は、2つのカスケード型ブレイトンサイクル、つまりトッピングブレイトンサイクル110とボトミング密閉ブレイトンサイクル132とを含む。当業者には、トッピングサイクル100は、限定目的ではなくあくまでも例証目的で、ブレイトンサイクルとして示されていることが理解できよう。図1に示す本発明の実施例において、トッピングブレイトンサイクル110は、開放型の単純ガスタービンサイクルがベースで、ボトミングサイクル132は、適宜の作動流体を用いる密閉型の単純ブレイトンサイクルがベースである。図1に示す実施例において、ボトミングブレイトンサイクル132は、2段LNG再ガス化を行う。ボトミングサイクル132は、作動流体から仕事を生成するタービン114と、作動流体からLNGに再ガス化のための熱を伝達する熱交換器118と、作動流体を加圧する圧縮機116とを含む。図示の実施例において、ボトミングサイクルの作動流体は、通常の状況下で比較的不活性の任意の適当な流体であり、火炎、爆発、又はその他の安全上の問題が緩和されるように選択される。適当な作動流体には、とりわけ、アルゴン、ヘリウム、窒素、二酸化炭素等の、概して不活性なガスが含まれるが、これらに制限されるわけではない。本明細書に記載の実施例では、窒素を作動流体とすることを意図しているが、当業者には明らかなように、本発明の範囲内及び概念の範疇で、当該技術分野で周知の代替の作動流体も使用できる。システム100は更に、熱交換器118に第1段液化天然ガスを供給する第1段LNGポンプと、熱交換器118に第2段液化天然ガスを供給する第2段LNGポンプとを含む。図1に示すように、熱交換器118は、作動流体と第1及び第2段液化天然ガスとの間で熱交換を行うように構成された3流路式の熱交換器である。3流路式熱交換器118は、加熱作動流体流140と第1段LNG流142と第2段LNG流144とを含む。引き続き図1に示した実施例を参照すると、動作時、熱回収システム112は、作動流体がタービン114に流入する前に、作動流体を加熱するか又は作動流体にエネルギーを付与する。タービン114は、例えば発電用の仕事を生成し、少なくとも一部のエネルギーをこのタービンで失った作動流体を放出する。次に、この作動流体が、加熱作動流体流140として熱交換器118に流入する。熱交換器118は、液化天然ガスを2段階で再ガス化する。図示の実施例において、システム100は、例えば、トッピングガスタービンサイクル110と、作動流体から2つの圧力レベルのLNGに熱を伝達することによりLNGを再ガス化するボトミング窒素ブレイトンサイクル132とを含む。この例では、液化天然ガスは再ガス化され、再ガス化された天然ガスが、パイプライン又は気体状の天然ガスを必要とするまた別の設備に供給される。一実施例において、再ガス化された天然ガスは、約80バール~約250バールの圧力で供給される。別の実施例において、再ガス化された天然ガスは、約50バール~約700バールの圧力で供給される。一実施例において、再ガス化された天然ガスは、約10°C~約30°Cの温度で供給される。第1の再ガス化段において、第1段LNGポンプ120は、第1段液化天然ガスを約-160°C~約-140°Cの温度、約1バール~約50バールの圧力に加圧する。加圧されたLNGは熱交換器118に流入するが、これは、図1に第1段LNG流142として図示されている。第1段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収し、約-140°C~-110°Cの温度の液状になって熱交換器118を出る。その後、第2段階において、第2段LNGポンプ122が、第2段液化天然ガスを約-130°C~約-100°Cの温度で所望の送出圧力に応じた約50バール~約700バールの気化圧力に加圧する。第2段液化天然ガスは、熱交換器118に流入するが、これは、図1に第2段LNG流144として図示されている。この第2段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収し、通常は約50バール~約700バールの圧力、約0°C~約40°Cの温度でほぼ完全に気化した状態で熱交換器118を出る。こうして、液化天然ガスは、2段式のポンピングを用いることにより、例えば単段式の再ガス化を用いた2カスケード型ブレイトンサイクルよりも高い効率で再ガス化される。要するに、3流路式熱交換器118は、第1段液化天然ガスが中間圧有利には可能な限り低圧にポンピングされ、非常に低温で第1段LNG流142に送られることによって機能する。第1段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収し、液状になって第1段LNG流142を出る。熱交換器から出たこの液化天然ガスは、その後、より高圧にポンピングされ第2段階、第2段LNG流144として熱交換器118に再び導入され、処理される液化天然ガスよりも比較的高温作動流体がタービンから出る時点で50~250°C程度の作動流体との2度目の熱的接触により完全に気化する。しかし、当業者には、様々な実例に関して本明細書に説明する概念は、118のような3流路式熱交換器に限定されることなく、当業者が容易に想到可能なその他の変形態様を含むことが理解できよう。例えば、図3に関して更に説明する一実施例によると、2つの別個の熱交換器を用いて、本発明が提供する方法によりLNGを再ガス化できる。使用する作動流体の最低温度を下げることで、LNG液化工程の全体的な効率に有益な効果がもたらされ、ボトミングサイクルの発電効率が高まることがわかっている。図1に示すように構成された本発明の実施例では、熱交換器118に流入する第1段液化天然ガスの温度が、可能な限り低温に保たれ、単段式の再ガス化システム固有の特徴であるLNG圧力及び温度の急激な上昇を防いでいる。有利には、液化天然ガスを、1段階ではなく2段階で再ガス化及びポンピングする。液化天然ガスを複数の段でポンピングしたがって加圧することで、複数の段を介して熱交換器118に送られる液化天然ガスの温度をより良好に可能な限り低温に制御でき、有利には、ボトミングサイクルと液化工程の全体的な効率が概ね高まる。図2は、図1に示すシステム100の場合のように、LNG再ガス化が2つの圧力段にわたって行われる、シミュレーションされたカスケード型窒素ブレイトンサイクルの温度とエントロピーとの関係を示したグラフ200である。グラフ200に示すシミュレーション結果においては、シミュレーションにあたり様々な仮定を行った。即ち、トッピングサイクルの効率を42と仮定し、排気ガス温度を460°C、LNG温度を-162°C、再ガス化されたLNGを10~15°C、200バールと仮定した。シミュレーションの結果、本発明の方法を用いると、例えば全体的な効率が53.8~55向上し、正味発電量の増加が約2となることが判明したが、このことは、グラフ200から推測できる。得られたこの効率は、少なくとも部分的には窒素作動流体から液化天然ガスへの効率的な熱伝達によるものである。一例によると、トッピングサイクルの排気ガスが保持する利用可能な熱量は変化せず、熱回収システム112に流入及び流出する作動流体の特徴は、LNGを1つの圧力レベルで再ガス化する従来の構成の場合と同じに保たれるので、ボトミングサイクルの作動流体の質量流量は、熱回収システム112の設計及び特徴と同様、変化せずそのままである。したがって、本発明の様々な実施例を既存の発電設備に容易に構成又は後付けして、これによって、発電設備の関連する効率を向上させることができる。図3に、本発明の別の実施例による、システム100と同様の液化天然ガスLNG再ガス化装置を含む発電設備又はシステム300を示す。システム300は、トッピングサイクル310と、トッピングサイクル310から熱を回収してこの熱をボトミングサイクル332の作動流体に供給する熱回収システム312と、タービン314と、圧縮機316と、加熱作動流体流340と第1段LNG流342とを有する第1の熱交換器318と、加熱作動流体流341と第2段LNG流344とを有する第2の熱交換器320と、第1段LNGポンプ322と、第2段LNGポンプ324とを含む。第1及び第2の熱交換器318、320の各々は、2流路式熱交換器である。第1段の液化天然ガスは、第1段LNGポンプ322を用いて、第1段LNG流342に約1バール~約50バールの圧力、約-160°C~約-140°Cの温度で圧送される。第1段液化天然ガスは、約-140°C~約-110°Cの温度で第1の熱交換器318を出る。その後、第2段階において、液化天然ガスは、第2段LNGポンプ324を用いて、第2段LNG流344に所望の送出圧力に応じて約50バール~約700バールの圧力、約-130°C~約-100°Cの温度で圧送され、第2の熱交換器320に至る。第2段液化天然ガスは、約50バール~約700バール、一実施例では約80バール~約250バールの圧力で、第2の熱交換器320を出る。第2の熱交換器320を出る天然ガスの温度は、通常は約0°C~約40°Cである。図4に、本発明の別の実施例による、液化天然ガスLNG再ガス化装置を備えた発電設備又はシステム400を示す。システム400は、トッピングサイクル410と、トッピングサイクルから熱を回収してこの熱をボトミングサイクル432の作動流体に供給する熱回収システム412と、タービン414と、圧縮機416と、3流路式熱交換器418と、第1段LNGポンプ420を含む。3流路式熱交換器418は、加熱作動流体流440と第1段LNG流442と作動流体再生流444とを含む。システム400は、例えば図1のシステム100と同様に動作し、システム400は更に、単段式のLNG再ガス化機能を有し、圧縮機416から出た作動流体が、ボトミングブレイトンサイクル432の再生のために熱交換器418に送られる。したがって、ボトミングブレイトンサイクル432は、単段式のLNG再ガス化機能と作動流体を再生する段階とを含む。作動流体は、約100~約200バールの圧力、約-50°C~約50°Cの温度の作動流体再生流444となって熱交換器418に流入し、加熱作動流体流440から熱を吸収して、ほぼ同じ圧力、約50°C~約200°Cの温度で熱交換器418を出る。第1段の液化天然ガスは、第1段LNGポンプ420を用いて、約1~約50バールの圧力、約-160°C~約-140°Cの温度で第1段LNG流442に圧送される。図4に示す実施例において、第1段液化天然ガスは、約0°C~約40°Cの温度で第1の熱交換器418を出る。図5に、本発明の別の実施例による、液化天然ガスLNG再ガス化装置を備えた発電設備又はシステム500を示す。システム500は、トッピングサイクル510と、トッピングサイクル510から熱を回収してこの熱をボトミングサイクル532の作動流体に供給する熱回収システム512と、タービン514と、圧縮機516と、4流路式熱交換器518と、第1段LNGポンプ520と、第2段LNGポンプ522とを含む。4流路式熱交換器518は、加熱作動流体流540と第1段LNG流542と第2段LNG流544と作動流体再生流546とを含む。システム500は、例えば図1のシステム100と同様に動作し、更に、圧縮機516から出る作動流体が、ボトミングブレイトンサイクル532の再生のために熱交換器518に送られる。したがって、ボトミングブレイトンサイクル532は、2段式のLNG再ガス化機能と作動流体を再生する段階とを含む。作動流体は、約100バール~約200バールの圧力、約-50°C~約50°Cの温度の作動流体再生流546となって熱交換器518に流入し、約50°C~約200°Cの温度で熱交換器518を出る。更に、第1の再生段において、第1段LNGポンプ520は、第1段液化天然ガスを加圧して、約1バール~約50バール、約-160°C~約-140°Cの温度にする。第1段液化天然ガスはその後、熱交換器518に第1段LNG流542として流入する。第1段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収して、約-140°C~約-110°Cの温度で依然として液状のまま、熱交換器518を出る。その後、第2段において、第2段LNGポンプ522が第2段液化天然ガスを加圧して、所望の送出圧力に応じて約50バール~約700バール、一実施例では約80バール~約250バールの気化圧力、約-130°C~約-100°Cの温度にする。第2段液化天然ガスはその後、第2段LNG流544として熱交換器518に流入する。第2段液化天然ガスは、作動流体から熱を吸収して、約50バール~約700バールの圧力、約0°C~約40°Cの温度でほぼ完全に気化した状態で熱交換器518を出る。再生ブレイトンサイクルにおいて、加熱作動流体は、熱回収システムを通過した後にタービンを通って膨張し、その後、複数の段で液化天然ガスを再ガス化すると同時に復熱装置として機能して圧縮機516から流出する高圧作動流体を予熱する、4流路式熱交換器518に送られる。窒素が予熱されるので、圧縮機出口においてより低温が得られ、したがって、圧縮機は非再生ブレイトンサイクルよりも低い圧力比で動作する。そのため、再生ブレイトンサイクルでは、非再生型の実施例よりも高い発電効率が得られる。本明細書で検討したように、本発明の多くの変形態様が可能である。例えば、図1のシステム100で示した本発明の実施例の様々な変形態様を、本明細書で詳細に検討した。一実施例において、ボトミングブレイトンサイクルに用いられる復熱装置は、4流路式熱交換器図5のシステム500で示した実施例で説明した、又は3流路式熱交換器と別個の復熱装置図示せず、又は2つの別個のLNG熱交換器と復熱装置のいずれかを含み得る。代替実施例において、第1及び第2段LNGポンピングは、2つの圧力段を有する単一のポンプにより行われる。一実施形態において、各々の圧力段は、2段式ポンプの共通の駆動軸上に取り付けられる。当業者や本開示を手にした人には、本明細書に記載の実施例のこれら及びその他の変形態様、変更、及び組合せが想到されよう。本明細書に記載の実施例のかかる変形態様、変更、及び組合せは、本発明の技術的及び概念的範囲に含まれる。更に、本明細書では、窒素をボトミングブレイトンサイクルの作動流体とする様々な実施例を例証しているが、窒素以外の作動流体を用いてもよいことは明らかである。上記のように、本発明の実施にあたり、いかなる適切な作動流体を用いてもよい。作動流体は、通常は発電設備の環境に対して不活性又は非反応性のいずれかである。適当な作動流体には、例えばアルゴン、ヘリウム、二酸化炭素、及びこれらの混合物が含まれる。当業者や本開示を手にした人には容易に想到されるように、使用する特定の作動流体に応じて、この様々な温度及び圧力範囲は変動する。本発明の実施例は、周知の実施例よりも多くの利点を提供する。例えば、LNGを2つの異なる圧力レベルで圧送することにより、第1の圧縮段において、これに伴うLNG温度の上昇を非常に小さくできる。更に、作動流体の最低有効温度を下げることができる。更に、1つの圧力レベルでLNGを再ガス化する構成に比べて、ボトミングサイクルの発電効率が大幅に上昇する。様々な実施例において、非常に高いLNG気化圧力が得られるので、再ガス化されたLNGの送出/保管要件を満たす上でのシステムの柔軟性が高まる。しかも、複数の圧力段を有する単一のポンプを用いてポンピングを行うことができる。有利には、本明細書に開示の様々な実施例を、既存の発電設備に容易に後付けできる。既存の発電設備の特定の構成要素を適宜改変又は交換して、本明細書に記載の様々な実施例に適合する発電設備を得ることができる。その上、一部の実施例では、追加の設備が不要なので、単純なカスケード構成の場合と同じか又はそれよりも高い信頼性で、LNGを液状から気体状に変換できる。また、3流路式熱交換器の体積は、同等の2流路式熱交換器よりも大きく、したがって、単位体積あたりの比出力が高くなる。本発明の実施例を用いると、同等の周知のシステムと比較して発電効率を向上させ、出力を増大させることができるので、消費される単位燃料量あたりに生成される電力の単位あたりのCO2排出量を削減できる。別途定義しない限り、本明細書で使用する技術的用語及び科学的用語は、当該発明が属する技術分野の当業者に周知の意味と同じ意味を有する。第1第2等の用語は、本明細書で用いられる場合、順序、数量、重要性を示すことはなく、或る要素を他の要素と区別するために用いられている。また、aanといった表現は、数量を限定するのではなく、言及している事項が少なくとも1つ存在することを示しており、前後下及び/又は上といった表現は、別途定義しない限り、説明の便宜上用いられているにすぎず、単一の位置又は空間的方向に限定されることはない。範囲が開示されている場合、同一の部品又は特性に関する全ての範囲の端点は、包括的であり、別個に組合せ可能である例えば、約25重量以下、特に約5重量から約20重量の範囲は、約5重量から約25重量の範囲の端点とその間の値全てを含む。更に例を挙げると、約-130°Cから約-100°Cの間という表現が示す温度は、列挙された温度である約-130°Cと約-100°Cの両方を含むものと解釈されるべきである。数量と一緒に用いられる約という修飾語は、提示されている値も含み、文脈的に明らかな意味も含む例えば、特定の数量の計測に付随する誤差も含む。本明細書では、本発明の一部の特徴のみを図示及び記述したが、当業者には多数の修正及び改変が想到されよう。したがって、添付の特許請求の範囲は、こうした修正及び改変も全て、本発明の範囲内にあるものとして意図していることを理解されたい。