高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒であって、前記燃料供給システムは、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを前記貯蔵タンクから供給されて圧縮するボイルオフガス圧縮部、前記ボイルオフガス圧縮部で圧縮されたボイルオフガスが供給されて液化される再液化装置、前記再液化装置で液化されたボイルオフガスを圧縮させる高圧ポンプ、及び前記高圧ポンプで圧縮された液化ボイルオフガスを気化させて前記高圧天然ガス噴射エンジンに供給するための高圧気化器を含み、前記再液化装置でボイルオフガスとの熱交換を介してボイルオフガスを冷却させる非爆発性混合冷媒は沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。前記非爆発性混合冷媒は、系列IはArからなり、系列IIはR14からなり、系列IIIはR23、R116、及びR41からなり、系列IVはR32、R410A、R410B、R125、R143a、R507、R407B、R404A、R407A、R407C、R407E、R407D、R161、R218、R134a、R152a、及びR227eaからなり、系列VはR236fa及びR245faからなるとき、それぞれの系列から1つ以上の冷媒を選択して混合してなることを特徴とする請求項1に記載の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。複数の前記非爆発性冷媒の組成比は、前記非爆発性混合冷媒とボイルオフガスとの間の熱交換が行われる熱交換器での高温流体と低温流体との間の温度差が一定に維持されるように定められることを特徴とする請求項1に記載の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。前記非爆発性混合冷媒は、Ar、R14、R23、R410a、及びR245faを混合してなることを特徴とする請求項1に記載の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。前記非爆発性混合冷媒は、前記貯蔵タンクで発生して排出された後、前記非爆発性混合冷媒と熱交換される前に前記ボイルオフガス圧縮部で12乃至45bara絶対圧に圧縮されたボイルオフガスと熱交換されるとき、ボイルオフガスが再液化されても凍結しない温度の氷点を有することを特徴とする請求項1に記載の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒。天然ガスの液化に使用される非爆発性混合冷媒であって、前記非爆発性混合冷媒は、LNGを貯蔵する貯蔵タンクで発生して排出されるボイルオフガスとの熱交換を介して前記ボイルオフガスを再液化し、前記非爆発性混合冷媒の氷点は、前記貯蔵タンクで発生して排出された後、前記非爆発性混合冷媒と熱交換される前に圧縮手段によって12乃至45bara絶対圧に圧縮されたボイルオフガスと熱交換されるとき、ボイルオフガスが再液化されても凍結しない温度を有することを特徴とする非爆発性混合冷媒。天然ガスの液化に使用される非爆発性混合冷媒であって、熱交換器での熱交換を介して天然ガスを液化させる非爆発性混合冷媒は、沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする非爆発性混合冷媒。本発明は、上記の従来の問題点を解決するためのもので、液化天然ガス貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを中圧に圧縮して再液化した後、高圧に圧縮して気化させて高圧天然ガス噴射エンジンに供給できる燃料供給システムにおいて、再液化装置の再液化効率を向上させることができる非爆発性混合冷媒を提供することを目的とする。上記目的を達成するための本発明の一側面によれば、高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒であって、前記燃料供給システムは、液化ガスを貯蔵する貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを前記貯蔵タンクから供給されて圧縮するボイルオフガス圧縮部、前記ボイルオフガス圧縮部で圧縮されたボイルオフガスが供給されて液化される再液化装置、前記再液化装置で液化されたボイルオフガスを圧縮させる高圧ポンプ、及び前記高圧ポンプで圧縮された液化ボイルオフガスを気化させて前記高圧天然ガス噴射エンジンに供給するための高圧気化器を含み、前記再液化装置でボイルオフガスとの熱交換を介してボイルオフガスを冷却させる非爆発性混合冷媒は沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムの再液化装置に使用される非爆発性混合冷媒が提供される。前記非爆発性混合冷媒は、系列IはArからなり、系列IIはR14からなり、系列IIIはR23、R116、及びR41からなり、系列IVはR32、R410A、R410B、R125、R143a、R507、R407B、R404A、R407A、R407C、R407E、R407D、R161、R218、R134a、R152a、及びR227eaからなり、系列VはR236fa及びR245faからなるとき、それぞれの系列から1つ以上の冷媒を選択して混合してなることが好ましい。複数の前記非爆発性冷媒の組成比は、前記非爆発性混合冷媒とボイルオフガスとの間の熱交換が行われる熱交換器での高温流体と低温流体との間の温度差が一定に維持されるように定められることが好ましい。前記非爆発性混合冷媒は、Ar、R14、R23、R410a、及びR245faを混合してなることが好ましい。前記非爆発性混合冷媒は、前記貯蔵タンクで発生して排出された後、前記非爆発性混合冷媒と熱交換される前に前記ボイルオフガス圧縮部で12乃至45bara絶対圧に圧縮されたボイルオフガスと熱交換されるとき、ボイルオフガスが再液化されても凍結しない温度の氷点を有することが好ましい。また、本発明の他の側面によれば、天然ガスの液化に使用される非爆発性混合冷媒であって、前記非爆発性混合冷媒は、LNGを貯蔵する貯蔵タンクで発生して排出されるボイルオフガスとの熱交換を介して前記ボイルオフガスを再液化し、前記非爆発性混合冷媒の氷点は、前記貯蔵タンクで発生して排出された後、前記非爆発性混合冷媒と熱交換される前に圧縮手段によって12乃至45bara絶対圧に圧縮されたボイルオフガスと熱交換されるとき、ボイルオフガスが再液化されても凍結しない温度を有することを特徴とする非爆発性混合冷媒が提供される。また、本発明のさらに他の側面によれば、天然ガスの液化に使用される非爆発性混合冷媒であって、熱交換器での熱交換を介して天然ガスを液化させる非爆発性混合冷媒は、沸騰点が互いに異なる複数の非爆発性冷媒を混合してなり、それぞれの非爆発性冷媒の沸騰点は天然ガスの液化温度と常温との間にわたって存在することを特徴とする非爆発性混合冷媒が提供される。本発明によれば、液化天然ガス貯蔵タンクで発生したボイルオフガスを中圧に圧縮して再液化した後、高圧に圧縮して気化させて高圧天然ガス噴射エンジンに供給できる燃料供給システムにおいて、再液化装置の再液化効率を向上させることができる非爆発性混合冷媒が提供され得る。本発明の非爆発性混合冷媒を使用する燃料供給システムによれば、ボイルオフガスを従来の4乃至8bara程度の低圧に圧縮させる代わりに12乃至45bara程度の中圧に圧縮させた後、再液化させることができ、ボイルオフガスの圧力が上がると液化エネルギが減少するので、再液化時に要する液化エネルギを低減できるようになる。また、本発明によれば、ボイルオフガスの再液化のための再液化装置に非爆発性混合冷媒を利用することで、従来の窒素サイクルより効率的で、従来の混合冷媒サイクルより安全に再液化が可能になる。また、非爆発性混合冷媒を使用する燃料供給システムによれば、再液化時のボイルオフガスの圧力が従来より高い中圧状態であるため、ボイルオフガスの液化点が上昇して再液化のための熱交換器で受ける熱応力が減少し高圧気化器の熱負荷heatdutyが減少するので、装備の大きさを減らすことができる。以下、添付図面を参照して、本発明の好ましい実施形態に対する構成及び作用を詳細に説明すれば次のとおりである。なお、下記の実施形態は様々な他の形態に変形が可能で、本発明の範囲が下記の実施形態に限定されるものではない。一般に、船舶から排出される排気ガスのうち、国際海事機関InternationalMaritimeOrganizationの規制を受けているものは、窒素酸化物NOx及び硫黄酸化物SOxであり、二酸化炭素CO2の排出も規制しようとする動きがある。特に、窒素酸化物NOx及び硫黄酸化物SOxの場合、1997年の海洋汚染防止協約MARPOL;ThePreventionofMarinePollutionfromShips議定書によって提起され、8年もの長期間を費やした後、2005年5月に発効要件を満たし、現在、強制規定として履行されている。よって、このような規定を満たすために、窒素酸化物NOxの排出量を低減するための様々な方法が紹介されているが、このような方法のうち、LNG運搬船のために、高圧天然ガス噴射エンジン、例えばME-GIエンジンが開発されて使用されている。このようなME-GIエンジンは、LNGLiquefiedNaturalGasを極低温に耐える貯蔵タンクに貯蔵して運搬させるLNG運搬船等のような海上構造物本明細書における海上構造物とは、LNG運搬船、LNGRV等の船舶をはじめとして、LNGFPSO、LNGFSRU等の海上プラントまで全てを含む概念である。に設置されることができ、この場合、天然ガスを燃料として使用するようになり、その負荷に応じて約150~400bara絶対圧程度の高圧のガス供給圧力が要求される。ME-GIエンジンは、必要時、再液化Reliquefaction装置が追加的に設置される場合、ボイルオフガスを再液化して貯蔵タンクに送りガスと燃料油の価格変化及び排出ガスの規制程度に応じてボイルオフガスを燃料として使用するか、それとも重油HeavyFuelOil;HFOを使用するかを選択できる長所があり、特に、特定の規制を受ける海域を通過する際に簡便にLNGを気化させて燃料として使用できるという長所があり、次世代の環境にやさしいエンジンとして効率が50に迫り、今後はLNG運搬船のメインエンジンとして使用され得る。図1は、本発明の第1実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン、例えばME-GIエンジンを有する海上構造物、特に液化天然ガス運搬船の燃料供給システムを示した構成図である。図1には、天然ガスを燃料として使用できるME-GIエンジンを設置したLNG運搬船に本発明の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムが適用された例が図示されているが、本発明の高圧天然ガス噴射エンジン用燃料供給システムは、液化ガス貯蔵タンクが設置された全ての種類の海上構造物、すなわちLNG運搬船、LNGRVのような船舶をはじめとして、LNGFPSO、LNGFSRUのような海上プラントに適用され得る。本発明の第1実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、液化ガス貯蔵タンク11で発生して排出されたボイルオフガスNBOGは、ボイルオフガス圧縮部13で約12乃至45bara絶対圧程度の中圧に圧縮された後、再液化装置20に供給される。再液化装置20で液化エネルギ、すなわち冷熱が供給されて再液化された液化ボイルオフガスLBOGは高圧ポンプ33によって約150乃至400bara程度の高圧に圧縮された後、高圧気化器37に供給される。高圧気化器37で気化されたボイルオフガスは、引き続き高圧天然ガス噴射エンジン、例えばME-GIエンジンに燃料として供給される。本明細書において、高圧が意味する圧力範囲は、高圧天然ガス噴射エンジンで要求される燃料供給圧力である約150乃至400bara程度の圧力で、中圧が意味する圧力範囲は、ボイルオフガス圧縮部13でボイルオフガスを圧縮する約12乃至45bara程度の圧力で、低圧が意味する圧力範囲は、従来の技術でボイルオフガスを再液化装置に供給するために圧縮する約4乃至8bara程度の圧力である。貯蔵タンクは、LNG等の液化ガスを極低温状態に貯蔵できるように密封壁及び断熱壁を備えているが、外部から伝達される熱を完壁に遮断することはできない。そのため、貯蔵タンク11内では液化ガスの蒸発が持続的に行われ、ボイルオフガスの圧力を適正な水準に維持するために、ボイルオフガス排出ラインL1を介して貯蔵タンク11内部のボイルオフガスを排出させる。排出されたボイルオフガスは、ボイルオフガス排出ラインL1を介してボイルオフガス圧縮部13に供給される。ボイルオフガス圧縮部13は、1つ以上のボイルオフガス圧縮機14、及び該ボイルオフガス圧縮機14で圧縮されるとともに温度が上昇したボイルオフガスを冷却するための1つ以上の中間冷却器15を含む。図1では、5つのボイルオフガス圧縮機14及び5つの中間冷却器15を含む5段圧縮のボイルオフガス圧縮部13が例示されている。ボイルオフガス圧縮部13で圧縮されたボイルオフガスは、ボイルオフガス供給ラインL2を介して再液化装置20に供給される。再液化装置20に供給されたボイルオフガスは、再液化装置20のコールドボックス21を通過しながら冷媒によって冷却されて再液化される。再液化装置20としては、LNG等の液化ガスから発生するボイルオフガス等を液化させることができるものであれば、いかなる構成のものでも使用され得る。図1に例示された再液化装置20は、冷媒とボイルオフガスとの熱交換によってボイルオフガスを再液化させるためのコールドボックス21と、該コールドボックス21で加熱されて部分的に気化された冷媒を気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離するための1つ以上の冷媒気液分離器22と、該冷媒気液分離器22で分離された気体状態の冷媒を圧縮させるための1つ以上の冷媒圧縮機23と、冷媒圧縮機23で圧縮された冷媒を冷却させるための冷媒冷却器24と、冷媒圧縮機23で圧縮された後、冷媒冷却器24で冷却された冷媒を膨張させて温度を下げる冷媒膨張バルブ25と、冷媒気液分離器22で分離された液体状態の冷媒を冷媒膨張バルブ25に供給するための冷媒ポンプ26と、を含む。冷媒ポンプ26を介して冷媒膨張バルブ25に供給される冷媒は、冷媒膨張バルブ25の上流側で冷媒冷却器24を通過した後、冷媒膨張バルブ25に供給される冷媒と混合されることが好ましい。一方、冷媒膨張バルブ25に供給される冷媒は、膨張の前にコールドボックス21を通過しながら膨張後の極低温状態の冷媒と熱交換され得るように構成されても良い。また、冷媒冷却器24で冷却された冷媒は、他の冷媒気液分離器に供給されて気体状態の冷媒と液体状態の冷媒とに分離されて処理され得る。そのために、図1の再液化装置20は、それぞれ2つずつの冷媒気液分離器22、冷媒圧縮機23、冷媒冷却器24、及び冷媒ポンプ26を含むものが例示されているが、これは本発明を限定するものではなく、設計時の必要に応じて設置個数は加減され得る。本発明によれば、再液化装置20内で循環する冷媒としては、従来とは異なって、R14を含む非爆発性混合冷媒が使用され得る。複数の非爆発性冷媒を混合してなる非爆発性混合冷媒は、中圧に圧縮されたボイルオフガスを再液化するときの液化温度でも凝結しない特性を有するようにする混合組成比を有する。混合冷媒の相変化を利用した冷凍サイクルは、窒素のみを冷媒とする窒素ガス冷凍サイクルより効率が高い。従来の混合冷媒は、爆発性冷媒が混合されるため、安全性に問題があったが、本発明の非爆発性混合冷媒は、非爆発性冷媒を混合した冷媒であるため、安全性が高い。本発明の非爆発性混合冷媒によって、混合冷媒ジュール=トムソン冷凍サイクルを、海上用LNG再液化装置に適用することを可能にすることができる。一方、従来の陸上用LNG液化プラントでは、混合冷媒を使用することが知られていたが、その混合冷媒は、炭化水素HydroCarbon;以下、HCと称する混合冷媒であって、爆発性を有するため取り扱いが難しかった。本発明の非爆発性混合冷媒は、アルゴン、ハイドロフルオロカーボンHydroFluoroCarbon;以下、HFCと称する冷媒、及びフルオロカーボンFluoroCarbon;以下、FCと称する冷媒からなるため、爆発性がない。HFC/FC冷媒としては、下記表1のようなものが使用され得る。表1にはアルゴンをともに表示した。表1に示す冷媒の他にも、かかる冷媒を2つ以上混合して別途の冷媒番号R400及びR500系列を付して使用する場合もある。このようなHFC/FC混合冷媒は表2に表示した。ただし、図2A及び図2Bに示すように、HFC/FC冷媒の場合、氷点がLNGの通常の温度-163°Cより高くLNGの再液化時の冷媒として使用することができない。しかし、本発明者らは、図2Cに示すように、天然ガス又はボイルオフガスの圧力が高くなるほど液化又は再液化温度が上昇する点に着目し、効率が高く安全なHFC/FC混合冷媒すなわち、非爆発性混合冷媒で、ジュール=トムソン冷凍サイクルによって海上構造物におけるLNG貯蔵タンクから発生するボイルオフガスを再液化できる再液化装置を開発した。言い換えれば、本発明によれば、ボイルオフガスを再液化する前に12乃至45baraの中圧に加圧することによって、常圧でのボイルオフガス再液化温度より高い温度、すなわち非爆発性混合冷媒の氷点より高い温度でボイルオフガスの再液化を可能にする。本発明の非爆発性混合冷媒は、沸点が天然ガス液化温度又はボイルオフガス再液化温度と常温の間に均等に分布して広い相変化区間を利用できるように様々な成分の冷媒を混合して作られる。沸点が互いに類似した冷媒を5つの系列に分類し、それぞれの系列から1つ以上の成分を選択して本発明の非爆発性混合冷媒を構成することが好ましい。すなわち、本発明の非爆発性混合冷媒は、5つの系列からそれぞれ少なくとも1つの成分を選択して混合することによって作られる。図3に示すように、系列Iには、冷媒のうち沸点が最も低いArが含まれ、系列IIにはR14が含まれ、系列IIIにはR23、R116、及びR41が含まれ、系列IVにはR32、R410A、R410B、R125、R143a、R507、R407B、R404A、R407A、R407C、R407E、R407D、R161、R218、R134a、R152a、及びR227eaが含まれ、系列VにはR236fa及びR245faが含まれる。これらの5つの系列からそれぞれ1つ以上の冷媒を選択してなる本発明の非爆発性混合冷媒は、冷媒需給の容易さ、費用等を考慮したとき、下記表1のような構成成分及び組成を有することが好ましい。非爆発性混合冷媒の組成比は、ボイルオフガスとの熱交換が行われる熱交換器、すなわちコールドボックス21での高温流体すなわち、ボイルオフガスと低温流体すなわち、非爆発性混合冷媒との間の温度差ができるだけ一定に維持されるように定められることが効率面で好ましい。非爆発性混合冷媒を使用する場合、従来技術のように、窒素ガス冷媒を使用してボイルオフガスを再液化するときに比べ、消耗される動力、すなわち電力kWを低減することができ、再液化効率を向上させることができる。さらに詳しくは、本発明は、従来の再液化装置で使用される再液化時のボイルオフガス圧力に比べて相対的に高い圧力である12乃至45bara程度の中圧にボイルオフガスを圧縮させて再液化しているため、再液化時に要する動力を低減することができる。ここで、本発明による圧力範囲すなわち、12乃至45baraは、再液化装置で冷媒として使用する前記組成の非爆発性混合冷媒の特性によって決められたものである。すなわち、前記組成の非爆発性混合冷媒を使用する場合、ボイルオフガスが好ましくは12乃至45bara程度の圧力を有するとき、再液化装置での再液化効率を最も良好に維持できるようになる。また、ボイルオフガスの圧力が12baraのときの再液化温度は約-130°Cで、この温度までボイルオフガスを冷却させるために非爆発性混合冷媒の温度は約-155°Cまで低くなる。前記組成の非爆発性混合冷媒は、-155°C以下で凍結が発生する恐れがあるので、ボイルオフガスの圧力が12baraより低い場合は、非爆発性混合冷媒を使用する冷凍サイクルを構成することが困難となる。また、主成分がメタンであるボイルオフガスの臨界圧力が約46bara程度で、この臨界圧力以上では相が存在せず液化の意味がなくなるので、ボイルオフガス圧力の上限は45bara程度に設定することが好ましい。図4のaを参照すると、本発明は、中圧、すなわち12乃至45baraの圧力範囲ボイルオフガス4.3ton/h基準において、窒素ガス冷媒を使用する再液化装置に比べ、本発明の上記組成を有する非爆発性混合冷媒を使用する再液化装置の電力が約10乃至20程度さらに低減されることがわかる。図4のbには、従来技術による再液化装置の条件すなわち、再液化装置で使用される冷媒は窒素ガスN2で、再液化装置に供給されるボイルオフガスの圧力は8baraの場合における電力必要量と、本発明による非爆発性混合冷媒NFMRを使用する再液化装置の条件すなわち、再液化装置で使用される冷媒は非爆発性混合冷媒NFMRで、再液化装置に供給されるボイルオフガスの圧力は12乃至45baraの場合における電力必要量とを比較したグラフが図示されている。図4のbを参照すると、窒素冷媒を使用する従来の再液化装置冷凍サイクルで消費される電力に比べ、本発明の再液化装置は、約50乃至80程度の電力だけで運転可能であることがわかる。このように、本発明は、従来に比べて相当低い電力で運転可能であるため、発電機の容量を減少させることができ、発電機の小型化が可能になる。一方、本発明の再液化装置は、冷媒の膨張手段としてジュール=トムソンバルブJouleThomsonvalveを使用するので、エクスパンダexpanderを使用する従来の窒素コンパンダN2companderより全体システムが単純になり経済的であるという長所を得ることができる。なお、表1には記載していないが、本発明の非爆発性混合冷媒は、表1に記載の成分以外の非爆発性冷媒成分を微少量含有できる。コールドボックス21での熱交換を介して再液化されたボイルオフガスは、バッファタンク31で気体と液体状態とに分離され、液体状態の液化ボイルオフガスのみが燃料供給ラインL3を介して高圧ポンプ33に供給される。高圧ポンプ33は、複数個、例えば2つが並列に設置され得る。高圧ポンプ33では、液化ボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジン例えばME-GIエンジンで要求する燃料供給圧力まで加圧して送出する。高圧ポンプ33から送出される液化ボイルオフガスは、約150~400bara絶対圧程度の高圧を有する。図5は、本発明の第2実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン、例えばME-GIエンジンを有する海上構造物、特に液化天然ガス運搬船の燃料供給システムを示した構成図である。図5に示す第2実施形態の燃料供給システムは、上記の第1実施形態の燃料供給システムに比べてボイルオフガスを圧縮させる前に予熱するという点においてのみ異なるので、以下の説明では第1実施形態との相違点を中心に説明する。本発明の第2実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、液化ガス貯蔵タンク11で発生して排出されたボイルオフガスNBOGは、ボイルオフガス圧縮部13で約12乃至45bara絶対圧程度の中圧に圧縮された後、再液化装置20に供給される前にボイルオフガス圧縮部13の上流側に設置されたボイルオフガス予熱器41に供給される。ボイルオフガス圧縮部13で約12乃至45baraに圧縮されて中間冷却器15を介して約40°C程度に冷却されたボイルオフガスは、ボイルオフガス予熱器41で液化ガス貯蔵タンク11から排出された極低温のボイルオフガスと熱交換されることによって冷却された後、再液化装置20に供給される。第2実施形態によれば、再液化装置20に供給されるボイルオフガスの温度をボイルオフガス予熱器41によって下降することができ、コールドボックス21での熱負荷を減少させることができる。また、ボイルオフガス圧縮部13に供給される極低温状態のボイルオフガスと、ボイルオフガス圧縮部13で圧縮された相対的に温度の高いボイルオフガスとを、ボイルオフガス圧縮部13の上流側に位置したボイルオフガス予熱器41で熱交換することで、ボイルオフガス圧縮部に供給されるボイルオフガスの温度を上昇させ、ボイルオフガス圧縮部すなわち、ボイルオフガス圧縮機の入口温度を一定に維持できるようになる。ボイルオフガス圧縮部13で圧縮された後、ボイルオフガス予熱器41を通過したボイルオフガスは、上記の第1実施形態の燃料供給システムのように再液化装置20に供給される。さらに、再液化装置20で液化エネルギ、すなわち冷熱が供給されて再液化された液化ボイルオフガスLBOGは、高圧ポンプ33によって約150乃至400bara程度の高圧に圧縮された後、高圧気化器37に供給される。高圧気化器37で気化されたボイルオフガスは、引き続き高圧天然ガス噴射エンジン、例えばME-GIエンジンに燃料として供給される。図6は、本発明の第3実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン、例えばME-GIエンジンを有する海上構造物、特に液化天然ガス運搬船の燃料供給システムを示した構成図である。図6に示す第3実施形態の燃料供給システムは、上記の第2実施形態の燃料供給システムに比べて過剰ボイルオフガスを処理するための過剰ボイルオフガス消費手段、すなわち二元燃料ディーゼル機関DFDEと、安定した燃料供給のための手段、すなわちLNG供給ラインと、が追加されたという点において異なるので、以下の説明では第2実施形態との相違点を中心に説明する。本発明の第3実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、高圧天然ガス噴射エンジンの負荷が減るか、又は発生したボイルオフガスの量が多い場合、過剰液化ボイルオフガスLBOGは、バッファタンク31の下流で燃料供給ラインL3から分岐するLBOG復路ラインL4に設置されるLBOG膨張バルブ51を介して減圧され、減圧過程で発生するフラッシュガスを含むLBOGは、気液分離器を介して液体成分LBOGと気体成分フラッシュガスとに分離された後、液体成分のみがLBOG復路ラインL4を介して貯蔵タンク11に戻される。さらに詳しくは、LBOG膨張バルブ51で減圧されてフラッシュガスを含むLBOGは、LBOG気液分離器53に供給されて液体成分と気体成分とに分離され、LBOG気液分離器53で分離された気体成分すなわち、フラッシュガスは、燃料ガス供給ラインL6を介して、発電等のために海上構造物内に設置され得る過剰ボイルオフガス消費手段例えば、二元燃料ディーゼル機関/DFDEに燃料として供給される。二元燃料ディーゼル機関に供給される燃料ガスの圧力は、燃料ガス供給ラインL6の途中におけるLBOG気液分離器53の下流側に設置される圧力調節バルブによって調節されることができ、燃料ガス供給ラインL6の途中に設置される燃料ガスヒータ55で燃料ガスの温度は二元燃料ディーゼル機関で要求する温度まで加熱され得る。また、LBOG気液分離器53で分離された液体成分は、LBOG復路ラインL4を介して貯蔵タンクに戻される。このとき、二元燃料ディーゼル機関に対する燃料ガス供給圧力は、一般に5乃至8bara程度であるため、LBOG気液分離器53で分離された液体成分の圧力が依然として常圧より高い場合がある。この場合、LBOG気液分離器53で分離された液体成分すなわち、LBOGは、他のLBOG膨張バルブ52を介して追加的に減圧され、引き続き他のLBOG気液分離器54に供給されて液体成分LBOGと気体成分フラッシュガスとに分離された後、常圧の液体成分のみが、LBOG復路ラインL4を介して貯蔵タンク11に戻される。他のLBOG気液分離器54で分離された気体成分は、ガス燃焼装置GCU;GasCombustionUnitに供給されて燃焼されることによって消費され得る。一方、二元燃料ディーゼル機関に供給される燃料が不足した場合、高圧天然ガス噴射エンジンすなわち、ME-GIに燃料を供給する燃料供給ラインL3から分岐されて二元燃料ディーゼル機関すなわち、DFDEに燃料を供給する燃料ガス供給ラインL6に連結される分岐ラインL5を介して二元燃料ディーゼル機関に燃料が追加的に供給され得る。分岐ラインL5には圧力降下のためにバルブが設置される。また、ボイルオフガス再液化装置が作動しない、又は貯蔵タンク11で発生するボイルオフガスの量が少ない場合、貯蔵タンク11内に設置されたLNG供給ポンプ57及びLNG供給ラインL7を介して貯蔵タンク11に収容されたLNGをバッファタンク31に供給することによって燃料を供給できる。このように、二元燃料ディーゼル機関は、圧力差によって貯蔵タンク11に戻される途中のLBOGから発生し得るフラッシュガスを処理できるフラッシュガス処理手段として機能するようになる。一方、図7には示していないが、LBOG気液分離器53で分離された気体成分は、二元燃料ディーゼル機関の代わりにガスタービンや、ボイラー等のような消費先に供給されて燃料として使用され得る。また、この気体成分は、大気中に天然ガスを放出するガス放出装置や、大気中で燃焼させるガス燃焼装置例えばフレアタワー等に供給されて処理され得る。このとき、二元燃料ディーゼル機関、ガスタービン、ボイラー、ガス放出装置やフレアタワー等はフラッシュガス処理手段に含まれ、このようなフラッシュガス処理手段に供給される気体成分は、燃料ガスヒータ55で加熱され得る。ボイルオフガス圧縮部13で12乃至45bara程度の中圧に圧縮された後、再液化装置20で液化されたボイルオフガスをME-GIエンジンのような高圧天然ガス噴射エンジンで全て消費できない場合は、中圧状態の液化されたボイルオフガスを貯蔵タンク11に戻す必要がある。例えば、貯蔵タンク11の圧力は常圧状態であるため、液化されたボイルオフガスを貯蔵タンクに供給する前に圧力を下げる必要があるが、本発明者らは、圧力を下げる過程でフラッシュガスが発生するという点を認識してフラッシュガスを処理できる手段を備えた燃料供給システムを発明した。このように、本発明によれば、上記のようなフラッシュガス処理手段が具備されているため、再液化装置に供給されるボイルオフガスを12乃至45bara程度の中圧に圧縮して供給でき、それにより再液化時のエネルギ消費量を低減できるようになる。図7は、本発明の第4実施形態による高圧天然ガス噴射エンジン、例えばME-GIエンジンを有する海上構造物、特に液化天然ガス運搬船の燃料供給システムを示した構成図である。図7に示す第4実施形態の燃料供給システムは、上記の第2実施形態の燃料供給システムに比べて過剰ボイルオフガスを処理するための手段、すなわちガス燃焼装置GCU;GasCombustionUnitと、安定した燃料供給のための手段、すなわちLNG供給ラインと、が追加されたという点、及び過剰ボイルオフガスが発生しないようにボイルオフガスのうち一部を再液化前に分岐させて消費するための手段、すなわち二元燃料ディーゼル機関DFDE又はガスタービン等を有するという点において異なるので、以下の説明では第2実施形態との相違点を中心に説明する。本発明の第4実施形態による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムによれば、高圧天然ガス噴射エンジンの負荷が減るか、又は発生したボイルオフガスの量が多くて過剰液化ボイルオフガスLBOGが発生することが予想される場合は、ボイルオフガス圧縮部13で圧縮された又は圧縮されている途中のボイルオフガスを分岐ラインを介して分岐させてボイルオフガス消費手段で使用する。すなわち、過剰ボイルオフガスをボイルオフガス圧縮部13の途中で分岐する第2分岐ラインL8を介して二元燃料ディーゼル機関DFDEに供給するように構成できる。このとき、ボイルオフガス圧縮部13に含まれた中間冷却器15でボイルオフガスの温度を約40°Cに冷却させるため、二元燃料ディーゼル機関に供給されるボイルオフガスの温度を調節するための別途のヒータ等の装置は省略され得る。又は、過剰ボイルオフガスをボイルオフガス圧縮部13の下流で分岐する第3分岐ラインL9を介してガスタービンに供給するように構成できる。同様に、この場合もガスタービンに供給されるボイルオフガスの温度を調節するための別途の装置は省略され得る。一方、上記のように、再液化装置20に供給されるボイルオフガスの量を減少させたにも関わらず、高圧天然ガス噴射エンジンで要求するボイルオフガスの量よりも、燃料として供給されるボイルオフガスの量が多い場合は、過剰ボイルオフガスを、上記の第3実施形態と同様に処理する。すなわち、過剰ボイルオフガスは、バッファタンク31の下流で燃料供給ラインL3から分岐するLBOG復路ラインL4に設置されるLBOG膨張バルブ51を介して減圧され、減圧過程で発生するフラッシュガスを含むLBOGは、LBOG気液分離器53を介して液体成分LBOGと気体成分フラッシュガスとに分離された後、液体成分のみがLBOG復路ラインL4を介して貯蔵タンク11に戻される。LBOG気液分離器53で分離された気体成分すなわち、フラッシュガスは、燃料ガス供給ラインL6を介して、ガス燃焼装置GCUに燃料として供給される。一方、高圧天然ガス噴射エンジンすなわち、ME-GIに燃料を供給する燃料供給ラインL3から分岐されて燃料ガス供給ラインL6に連結される分岐ラインL5を介して過剰ボイルオフガスがGCUに追加的に供給され得る。分岐ラインL5には圧力降下のためにバルブが設置される。また、上記の第3実施形態と同様に、ボイルオフガス再液化装置が作動しない、又は貯蔵タンク11で発生するボイルオフガスの量が少ない場合、貯蔵タンク11内に設置されたLNG供給ポンプ57及びLNG供給ラインL7を介して貯蔵タンク11に収容されたLNGをバッファタンク31に供給することによって燃料を供給できる。これまで説明した第3及び第4実施形態において、発生したフラッシュガスを処理するための手段として説明されたDFDE第3実施形態、GCU第4実施形態等の装置と、フラッシュガスが発生しないように過剰ボイルオフガスを再液化する前に予め消費する手段として説明されたDFDE第4実施形態、ガスタービン第4実施形態等の装置は、全てフラッシュガスの発生を抑制できるものであるから、フラッシュガス抑制手段と指称することができる。上記のような本発明の第1乃至第4実施形態及びその変形例による高圧天然ガス噴射エンジンを有する海上構造物の燃料供給システムは、従来に比べて次のような長所を有する。一般に、ボイルオフガスの再液化効率を上げるためには、ボイルオフガスを高い圧力に圧縮させることが好ましい。しかし、従来は、ボイルオフガスを再液化装置によって再液化して貯蔵タンクに戻し、貯蔵タンクに貯蔵されたLNGは常圧状態を維持していたため、再液化された液化ボイルオフガスの圧力が過度に高い場合、貯蔵タンクに戻す際にフラッシュガスflashgasが発生する可能性がある。従って、再液化効率は低いが、4乃至8bara程度の低圧にボイルオフガスを圧縮せざるを得なかった。それに比べ、本発明によれば、貯蔵タンクから排出されたボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジンで燃料として使用するため、フラッシュガス発生の心配なくボイルオフガスを従来に比べて高い圧力に圧縮させて再液化させることによって再液化効率を上げることができる。このように、本発明によれば、再液化されたボイルオフガスを高圧天然ガス噴射エンジン、例えばME-GIエンジンに燃料として供給するため、再液化されたボイルオフガスを貯蔵タンクに再貯蔵のために戻す必要がなく、貯蔵タンクへの復路時に発生し得るフラッシュガスの発生を防止でき、フラッシュガスの発生が抑制されることによって、再液化前にボイルオフガスの圧力を従来に比べて高い圧力、すなわち12乃至45bara程度の中圧に圧縮させて再液化できる。このような中圧にボイルオフガスを圧縮させて再液化することによって、非爆発性混合冷媒を使用する場合の再液化効率を、従来の窒素ガス冷媒を使用する場合に比べて大幅に増大させることができる。すなわち、従来の窒素ガス冷媒を使用する場合に比べて非爆発性混合冷媒を使用する本発明の再液化装置は、相当少ないエネルギを使用するだけでボイルオフガスを再液化してエンジンに燃料として供給することが可能になる。以上では、本発明の燃料供給システム及び方法がLNG運搬船等の海上構造物に適用された場合を例に挙げて説明されたが、本発明の燃料供給システム及び方法は、陸上での高圧天然ガス噴射エンジンに対する燃料供給に適用されることができることは勿論である。本発明は、前記実施形態に限定されず本発明の技術的要旨から逸脱しない範囲内で様々に修正又は変形して実施できることは、本発明の属する技術分野における通常の知識を有する者にとって自明なものである。