JP2008528882A - 天然ガス供給方法及び装置 - Google Patents

Abstract

液化天然ガス貯蔵容器（２）の目減り空間（６）から取り出した気化天然ガスの主要な流れはコンプレッサ（１２）により圧縮される。貯蔵容器（２）から取り出した液化天然ガスの流れは未蒸発の液化天然ガスを含む天然ガスの補助の流れを形成するように蒸発器（３６）内で部分的に強制的に蒸発される。未蒸発の液化天然ガスは位相セパレータ（４２）において補助の流れから分離される。補助の流れは天然ガス燃料の供給源を形成するように圧縮された主要な流れと混合される。燃料供給源は海洋ＬＮＧタンカーの船内で形成することができ、使用することができる。
【選択図】図１

Description

本発明は加熱及び動力発生の目的で天然ガス燃料を供給する方法及び装置に関する。本発明に係る方法及び装置は船舶のエンジンに燃料を供給する目的で船中において使用するのに特に適する。

ＥＰ１２９１５７６Ａ号明細書はＬＮＧの輸送のための海洋タンカーのボイラを加熱するために天然ガス燃料（その主成分はメタン）を供給する装置に関する。この装置は少なくとも１つのＬＮＧ貯蔵タンクの目減り空間に連通する入口及びコンプレッサからボイラに関係する燃料バーナーに通じる導管に連通する出口を備えたコンプレッサと、タンクの液体貯蔵区域に連通する入口及び導管に関係する燃料バーナーに通じる同じ又は異なる導管に連通する出口を備えた強制ＬＮＧ蒸発器と、を有する。強制ガス蒸発器は液化天然ガスの自然の気化により提供される燃料を補足することができる。
欧州特許第１２９１５７６Ａ号明細書

原理的には、上記ＥＰ１２９１５７６Ａ号明細書に係る装置は船内でのいかなる要求に対しても燃料を供給するのに適することができる。ある近代のＬＮＧタンカーはディーゼル又は天然ガスで運転することのできるエンジンを使用する。しかし、天然ガス内の高級炭化水素の存在がエンジンのノッキングを生じさせることがある。

本発明はこの問題に対処する方法及び装置に関する。

本発明によれば、天然ガス燃料を供給する方法が提供され、この方法は、液化天然ガス貯蔵容器の目減り空間から取り出した気化された天然ガスの主要な流れを圧縮する工程と、未蒸発の液化天然ガスを含む天然ガスの補助の流れを形成するように貯蔵容器から取り出した液化天然ガスの流れを部分的に強制的に蒸発させる工程と、補助の流れから未蒸発の液化天然ガスを分離する工程と、補助の流れを圧縮された主要な流れと混合する工程と、を有する。

本発明はまた天然ガス燃料を供給するための装置を提供し、この装置は少なくとも１つの液化天然ガス貯蔵容器の目減り空間に連通する、天然ガスの主要な流れのための入口、及び、天然ガス供給流れに連通する出口を備えたコンプレッサと、上記の又は異なる液化天然ガス貯蔵容器の液体貯蔵区域に連通する、天然ガスの補助の流れのための入口、及び、天然ガス供給パイプに連通するように配置できる出口を備えた強制液化天然ガス部分蒸発器手段と、を有し、部分蒸発器手段は蒸発した天然ガスから未蒸発の液化天然ガスを分離するための手段に動作的に関係する。

好ましくは、部分的な蒸発は、液化天然ガスの流れの第１の部分を完全に蒸発させ、過熱し、結果としての蒸気を液化天然ガスの流れの第２の部分と混合することにより、行われる。

好ましくは、天然ガスの補助の流れの温度、流量及び組成は制御される。この手段により、天然ガス燃料の供給量及び組成がこれを供給するエンジン（単数又は複数）の要求を満たすことが保証される。

本発明に係る好ましい装置は強制部分蒸発器手段に動作的に関係するプログラム可能な論理コントローラを有する。プログラム可能な論理コントローラは好ましくは強制部分蒸発器手段を作動させる温度を決定するためのアルゴリズムを含む。それ故、未蒸発の天然ガス及び蒸発した天然ガスの組成を決定することができる。

好ましくは、強制部分蒸発器手段は、熱伝達手段を備えた蒸発室と、液化天然ガスのための、蒸発室への入口と、蒸発室の下流側の混合室と、蒸発室からの出口に連通する、混合室への第１の入口と、液化天然ガスの源に連通する、混合室への第２の入口と、蒸発室及び混合室への液化天然ガスの相対流れを制御するための手段とを有する。

好ましくは、天然ガスを選択した温度へ上昇させるように作動できるガスヒータを天然ガス供給パイプ内に設ける。
本発明に係る方法及び装置は港から港へＬＮＧを輸送する船舶又は海洋タンカー内で作動するのに特に適する。

ここで、本発明に係る方法及び装置を例として添付図面を参照しながら説明する。
図面を参照すると、ＬＮＧ貯蔵容器即ちタンク２は海洋タンカー（図示せず）の船内に位置する。貯蔵タンク２は、その内容物であるＬＮＧが周囲の環境から熱を吸収する量を抑えるように熱絶縁される。貯蔵タンクはＬＮＧの体積４で充填されたものとして図１に示す。貯蔵タンク２内の液体レベルの上方には目減り空間６が当然存在する。ＬＮＧが大気よりも十分低い温度で気化するので、タンク２の熱絶縁にも拘らず、体積４から目減り空間６へのＬＮＧの連続的な蒸発が存在する。この蒸発した天然ガスはタンカーのエンジン８０又は船内で燃料として使用される。この目的のため、蒸発した天然ガスはコンプレッサ１２により導管１０に沿ってタンク２の目減り空間６から連続的に引き出される。コンプレッサ１２は歯車箱（図示せず）を介して例えば電気モータ１４により駆動される。電気モータ１４は典型的には単一の速度を有し、周波数コンバータを使用しない。コンプレッサ１２は直列の２つの圧縮ステージ（段）１６、１８を有する。下流側の圧縮ステージ１８は５ないし６バール程度の出口圧力及び３０℃程度の出口温度を有する。ＬＮＧが０℃よりも十分低い温度で気化するので、コンプレッサ１２への入口は通常、例えば−１４０℃ないし−８０℃の低温で気化した天然ガスを受け取る。この低温にも拘らず、上流側の圧縮ステージ１６と下流側の圧縮ステージ１８との中間で圧縮された天然ガスを冷却するのが望ましい。この冷却は上流側の圧縮ステージ１６からの出口の下流側の入口と、下流側の圧縮ステージ１８への入口の上流側の出口とを有する熱交換器（図示せず）において遂行することができる。優勢な副区域温度での冷却媒体は、圧縮された天然ガス流れに対して直接熱伝達関係にある液化した又は蒸発した天然ガスの低温流れである。熱伝達の下流側では、冷却剤はタンク２に戻されるか又は位相セパレータ容器２２内へ導入される。代わりに、冷却は、上流側の圧縮ステージ１６と下流側の圧縮ステージ１８との中間の区域で液化した又は蒸発した天然ガスの低温流れを圧縮された天然ガスに導入することにより、簡単に遂行することができる。適当な冷却量では、下流側の圧縮ステージ１８からの出口での圧力は通常所望の値に又はその近傍に維持することができる。

コンプレッサ１２への入口での温度をほぼ一定に保つことが望ましい。しかし、気化した天然ガスの温度は、任意の特定の時間におけるタンク内に貯蔵されたＬＮＧの量に応じて及び外部温度に応じて、変動することがあるか又は変動する。このような自然の温度変動を補償するため、導管１０を通る天然ガスの流れの一部又は全部は流れ制御弁（図示せず）を介して静的混合室２０へ転換され、この混合室では、天然ガスの流れは（後述するように、貯蔵タンク２内のＬＮＧの体積４から取り出される）選択された量のＬＮＧと混合される。典型的には、混合室２０の出口での温度は、すべてのＬＮＧが蒸発しないようなものである。液化天然ガスの液滴を含む冷えた天然ガスの出来上がった混合物は位相セパレータ容器２２に至り、そこで、液体はガスから分離する。液体は導管２４を介して好ましくは液体表面の下方の貯蔵タンク２の区域へ戻される。液体表面の下方へ戻す代わりとして、導管２４は適当なサイフォン（図示せず）を具備することができる。天然ガスは容器２２の頂部で出口２６を通って流れ、導管１０において、静的ミキサー２０をバイパスする気化した天然ガスのいかなる流れとも再混合され、この混合は、そこから静的混合室２０への送りが行われる箇所の下流側の位置で遂行される。所望なら、位相セパレータ２２は、その頂部の近傍の区域で、位相セパレータ２２内のガスからＬＮＧのいかなる在留液滴をも吸収できる吸収材料又はワイヤメッシュのパッド２５を取り付けることができる。

ある遷移的な作動状態中、蒸発した天然ガスの流れ内にサージが生じる傾向がある。このようなサージを提供するため、抗サージ導管１７が圧縮ステージ１８の出口と静的ミキサー２０の入口との間を延びる。弁１９は導管１７内に位置する。サージの場合には、弁１９が開き、ガスはそこを通って流れ、コンプレッサ１２をバイパスする。ミキサー２０及び位相セパレータ２２は遷移的な作動状態中に作動することができ、蒸発した天然ガスの流れ内にサージがある場合に、圧縮の熱を除去し、コンプレッサ１２の吸入圧力を一定に維持する。

通常、エンジン８０が燃料を要求する割合は、貯蔵タンク２内のＬＮＧの自然の蒸発により満たすことのできる割合よりも大きい。不足分は貯蔵タンク２から又は別の同様のタンクから取り出されたＬＮＧの強制蒸発により埋め合わされる。水中のＬＮＧ燃料ポンプ３０は一定の割合で貯蔵タンク２内の体積４からＬＮＧを連続的に引き出す。ＬＮＧのその結果の流れは４つの補助の流れに分割することができる。１つは導管３２を介して貯蔵タンク２へ戻る。第２の流れは導管３４を介して静的混合室２２へ流れ、従ってその室のためのＬＮＧの源として作用する。ＬＮＧの主要な流れである第３の流れは強制蒸発器３６へ流れる。強制蒸発器３６は典型的には、その蒸発室３７を通って流れる流体の温度を上昇させ、それによって、燃料ポンプ３０により供給されたＬＮＧを蒸発させるために蒸気加熱を使用する形式のものである。一組の熱交換チューブ３９は流れからＬＮＧへの熱伝達を生じさせるために使用される。

強制蒸発器３６はバイパスライン３８を具備し、このラインは蒸発器３６の上流から強制蒸発器３６の下流側の静的混合室４０へ延びる。従って、未蒸発のＬＮＧは混合室４０内で蒸発した天然ガスと混合される。それ故、蒸発した天然ガスの温度は蒸発器３６をバイパスするＬＮＧの量に従って制御することができる。この温度は、静的混合室４０を出る天然ガスの流れが霧の形又は他の微細に分割された形として未蒸発のＬＮＧを運ぶように、選択される。このＬＮＧは下流側の位置でキャリヤガスから分離される。従って、液体と蒸気との混合物は室４０から位相セパレータ４２内へ流れ、そこで、液体は蒸気から分離される。位相セパレータ４２は典型的には、そこから液体のいかなる残留粒子をも吸収するように、吸収剤又は多孔性金属部材等のパッド４３を具備する。液体は底部の出口４４を通して容器４２から連続的に又は規則的な間隔で引き出すことができ、出口４４内の弁（図示せず）の適当な作動及び制御によりタンク２へ戻ることができる。液体粒子の存在しないその結果としての天然ガスは位相セパレータ４２の頂部から流出し、低い温度即ち低温で、ガスヒータ５０の上流側の区域において、コンプレッサ１２からの天然ガスと混合される。

エンジン８０に供給される燃料の組成がこのようなエンジンのノッキングを常に生じさせないことを保証する必要がある。本質的に、この要求は燃料内での高級炭化水素の量を制限する必要性を与える。天然ガスは窒素とメタンと高級炭化水素との可変の混合物である。通常、メタンは主成分であり、一般に、全体の組成の８０以上のモル百分率を提供する。メタンはまた天然ガスの最も揮発性の成分である。従って、ＬＮＧが自然に蒸発したとき、その結果の（気化した）蒸気は本質的にメタンと、ＬＮＧ内の窒素の比率に応じたある量の窒素とから完全に構成される。しかし、ＬＮＧの流れの強制蒸発は組成のいかなる変化をも生じさせない。それ故、強制蒸発の産物はＬＮＧと同じ比率でＣ_２及び高級炭化水素を含む。従って、燃料の総合流量をエンジン８０により要求されるものにするための強制蒸発の必要性が大きいほど、天然の気化ガスと強制がストの混合物から形成されるべき高級炭化水素の比率を高過ぎるようにする燃料の傾向が大きくなる。本発明によれば、この傾向は、位相セパレータ４２により受け取られる流体が部分的にのみ蒸発され、それ故液体の粒子を含むように、強制蒸発を有効に行うことにより、抑制される。メタンが他の炭化水素よりも一層揮発性なので、液体粒子は蒸気相におけるよりも一層大きなモル百分率のＣ_２及び高級炭化水素を含む。位相セパレータ４２内の蒸気相及び液体相のそれぞれの組成即ち成分は燃料の温度に依存する。この温度が低いほど、位相セパレータ４２から供給されるガス内のＣ_２及び高級炭化水素の比率が低くなる。１つの例においては、ＬＮＧの百分率が３．８５モル百分率のＣ_３ないしＣ_５の炭化水素を含む場合、−９０℃での（即ち、−９０℃での位相セパレータ４２への入口での温度による）強制蒸発は０．５モル百分率よりも少ないＣ_３ないしＣ_５の炭化水素を含む蒸気百分率を生じさせる。従って、高級炭化水素の大部分は液体相において除去される。

望ましくは、強制蒸発器３６はこれに関係するプログラム可能な論理コントローラ５２を有する。コントローラ５２はプロセス制御分野で一般に使用される形式のものとすることができる。典型的には、コントローラは、位相セパレータ４２へ送給すべきガスの流量及び温度を決定するアルゴリズムによりプログラムされる。この構成は好ましくは、オペレータが所望の量の天然ガス燃料をエンジン５０に簡単に入れることができ、コントローラが強制蒸発器３６を通る流量及び温度を自動的に設定するようなものである。１つの例においては、プログラム可能なコントローラはこれに関係する流れ制御弁５４、５６、５８を有する。弁５４はポンプにより強制蒸発器３６の内部へ供給するＬＮＧの量を設定する。弁５６は蒸発器３６のまわりでのＬＮＧのバイパス量を決定し、それ故結果としてのガスの温度を決定する。燃料ポンプが所望の量を越えた過剰な量で作動する場合、コントローラ５２は流れ制御弁５８の位置を適当に設定することによりパイプ３２を介してのタンク２への液体の戻りを制御する。典型的には、自然気化したガスの必要な冷却の実行を可能にするように静的混合室２０に動作的に関係する第４の流れ制御弁６０を設ける。この弁６０は、典型的にはコンプレッサ１２への入口又はその近傍に位置する温度センサ（図示せず）から信号を受け取る弁コントローラ６２により制御することができる。従って、弁６０の位置は、一定の所望の温度がコンプレッサ１２への入口において得られるのを保証するように、調整することができる。

プログラム可能な論理コントローラ５２はまたタンク２からの自然気化したガスのリアルタイムの流量についての情報を受け取る。この情報を使用して、コントローラ５２は、強制蒸発により供給するのにどの程度の量の天然ガスが必要なのかを計算でき、次いで、エンジン８０に供給されるガスの分子量が常に許容最大値以下となり、それによってエンジンのノッキングを回避するのを保証するように混合室４０を作動させることのできる温度を計算できる。このようにして、エンジンに供給される天然ガスのメタン数を調整できる。

典型的には、ヒータ５０へ入るガスの温度は０℃よりも十分に低い。ヒータはガスの温度をほぼ大気温度即ち２５℃に上昇させるように作動する。ガスはその温度を所望の値に上昇させるように蒸気（又は例えば高温水のような他の加熱媒体）との直接熱交換によりヒータ５０内で加熱される。典型的には、ヒータ５０は加熱流体の一定の流量及びヒータ５０のまわりでの選択された量の冷たいガスのバイパスにより達成される所望の温度で作動する。この目的のため、バイパス導管７２を設ける。更に、ヒータ５０への入口５０における流れ制御弁７４及びバイパス導管７２内における流れ制御弁７６を設ける。弁コントローラ７８は、ヒータ５０により提供されたガスの温度が所望の値即ち２５℃に維持されるように、弁７４、７６の位置を制御するために設けられる。

ヒータ５０により生じるガス混合物は、エンジン８０へ直接供給できるような温度及び圧力にある。緊急時には、弁８２は開くことができ、ガスはガス燃焼ユニット８４へ通気することができる。

船上での通常の配列は、位相セパレータ２２、４２、コンプレッサ１２、強制蒸発器３６及びガスヒータ５０がすべて船舶の貨物機械室（図示せず）内に位置し、一方、エンジン８０及び弁８２がエンジン室（図示せず）内に位置するようなものである。モータ１４はモータ室（図示せず）の隔壁（図示せず）の背後に配置することができる。ガス燃焼ユニット８４は典型的には、貨物機械室８２及びエンジン室８４の双方から離れて、船舶の煙突（図示せず）内に配置される。

図に示す装置の作動の２つの典型的な例を以下に示し、一方の例は積載時の作動中（すべてのタンク２がほぼ満杯のとき）のものであり、他方の例はバラスト作動中（すべてのタンクがほぼ空のとき）のものである。
例１（積載時の航行）
タンク２は（目減り空間６内に）１０６ｋＰａの圧力での液化ガスの体積を貯蔵している。自然気化量はエンジン８０の燃料供給に必要な量のほぼ７０％である。この例においては、ＬＮＧは次の組成を有する：
窒素 ０．３５モル百分率
メタン ８８．００モル百分率
Ｃ_２炭化水素 ７．８０モル百分率
Ｃ_３炭化水素 ２．８０モル百分率
Ｃ_４炭化水素 １．００モル百分率
Ｃ_５炭化水素 ０．０５モル百分率
それ故、ＬＮＧの平均分子量は１８．４１である。３４８９ｋｇ／ｈの天然ガスの自然気化量が生じる。気化はメタンの体積にして９０％及び窒素の体積にして１０％の組成を有するものと仮定され、１０６ｋＰａの圧力の下で−１４０℃の温度で導管１０内へ流れる。この低い温度では、流れは静的混合室２０を介して位相セパレータ２２を通過する必要はない。流れは導管１０からコンプレッサ１２へ流れ、５３５ｋＰａの圧力及び−９℃の温度でコンプレッサ１２を去る。圧縮ステージ１６、１８間でのステージ間冷却は必要でない。その理由は、コンプレッサからの放出温度が十分に低いからである。圧縮されたガスは強制蒸発器からのガスと混合される。１９２３ｋｇ／ｈのＬＮＧは８００ｋＰａの圧力で強制蒸発器３６に供給され、一部は弁５４、５６の設定に従ってこの蒸発器をバイパスする。蒸発器３６への入口でのＬＮＧの温度は−１６３℃である。位相セパレータ４２に提供されるガスの温度は−１００℃である。その圧力は５３０ｋＰａである。３２２ｋｇ／ｈの一層重い炭化水素は位相セパレータ４２において分離される。位相分離の下流側の残留する強制的に蒸発されたガスは次の組成を有する：
窒素 ０．３８モル百分率
メタン ９４．７４モル百分率
Ｃ_２炭化水素 ４．６６モル百分率
Ｃ_３炭化水素 ０．２１モル百分率
Ｃ_４炭化水素 ０．０１モル百分率
Ｃ_５炭化水素 ０．００モル百分率
平均分子量 １６．８０
コンプレッサ１２から供給されたガスとの混合時に、５０９０ｋｇ／ｈの流量、５３０ｋＰａの圧力及び−３９℃の温度での天然ガスの流れが形成される。この天然ガス混合物は次の組成を有する：
窒素 ７．００モル百分率
メタン ９１．４３モル百分率
Ｃ_２炭化水素 １．５０モル百分率
Ｃ_３炭化水素 ０．０７モル百分率
Ｃ_４炭化水素 ０．００モル百分率
Ｃ_５炭化水素 ０．００モル百分率
平均分子量 １７．１１
この組成はエンジン８０に使用するのに適する。その理由は、この組成が十分に大きなメタン数を有するからである。

混合されたガスはヒータ５０内で２５℃の温度に加熱され、この温度（及び５０９０ｋｇ／ｈの流量及び４７０ｋＰａの圧力）でエンジン８０に供給される。
プログラム可能な論理コントローラ５２はエンジン８０へのガスの所望の流量を維持するように、及び、このガスの組成が許容できるものであることを保証するように、作動する。
例２（バラスト航行）
ほぼ空のタンク２は（目減り空間６内に）１０６ｋＰａの圧力での液化ガスの残留体積を貯蔵している。自然気化量はエンジン８０の燃料供給に必要な量のほぼ３０％である。この例においては、タンク２内の残留ＬＮＧは、積載時の航行後に、次の組成を有する：
窒素 ０．１６モル百分率
メタン ８７．８６モル百分率
Ｃ_２炭化水素 ８．０２モル百分率
Ｃ_３炭化水素 ２．８８モル百分率
Ｃ_４炭化水素 １．０３モル百分率
Ｃ_５炭化水素 ０．０５モル百分率
それ故、ＬＮＧの平均分子量は１８．４６である。１５７０ｋｇ／ｈの天然ガスの自然気化量が生じる。気化は９５％のメタン及び５％の窒素の組成を有するものと仮定され、１０６ｋＰａの圧力の下で−１００℃の温度で導管１０内へ流れる。この流れのすべては静的混合室２０を介して位相セパレータ２２を通過し、その温度を一層低いレベルに調整する。流れは燃料ポンプ３０の作動により流れ制御弁６０を介してタンク２から供給される７８ｋｇ／ｈのＬＮＧと混合される。−１１５℃の温度及び１６４６ｋｇ／ｈ（２ｋｇ／ｈはセパレータ２２で分離される）の流量での結果としての天然ガス流れはコンプレッサ１２の入口において得られ、５３１ｋＰａの圧力及び６９℃の温度でコンプレッサを去る。所望なら、この温度を低下させるために、圧縮ステージ１６、１８間でのステージ間冷却を適用することができる。圧縮されたガスは強制蒸発器３６からのガスと混合される。４１６８ｋｇ／ｈのＬＮＧは８００ｋＰａの圧力で強制蒸発器３６に供給され、一部は弁５４、５６の設定に従ってこの蒸発器３６をバイパスする。蒸発器３６への入口でのＬＮＧの温度は−１６３℃である。位相セパレータ４２に提供されるガスの温度は−１００℃である。その圧力は５３０ｋＰａである。７２４ｋｇ／ｈの一層重い炭化水素は位相セパレータ４２において分離される。位相分離の下流側の強制的に蒸発されたガスは３４４４ｋｇ／ｈの流量を有し、次の組成を有する：
窒素 ０．１７モル百分率
メタン ９４．９１モル百分率
Ｃ_２炭化水素 ４．７１モル百分率
Ｃ_３炭化水素 ０．２１モル百分率
Ｃ_４炭化水素 ０．０１モル百分率
Ｃ_５炭化水素 ０．００モル百分率
平均分子量 １６．７８
コンプレッサ１２から供給されたガスとの混合時に、５０９０ｋｇ／ｈの流量、５３０ｋＰａの圧力及び−４４℃の温度での天然ガスの流れが形成される。この天然ガス混合物は次の組成を有する：
窒素 １．５７モル百分率
メタン ９４．９４モル百分率
Ｃ_２炭化水素 ３．３０モル百分率
Ｃ_３炭化水素 ０．１８モル百分率
Ｃ_４炭化水素 ０．０１モル百分率
Ｃ_５炭化水素 ０．００モル百分率
平均分子量 １６．７５
この組成はエンジン８０に使用するのに適する。その理由は、この組成が十分に大きなメタン数を有するからである。

混合されたガスはヒータ５０内で２５℃の温度に加熱され、この温度（及び５０９０ｋｇ／ｈの流量及び４７０ｋＰａの圧力）でエンジン８０に供給される。
プログラム可能な論理コントローラ５２はエンジン８０へのガスの所望の流量を維持するように、及び、このガスの組成が許容できるものであることを保証するように、作動する。

ＬＮＧ貯蔵タンク及びタンクからの天然ガスの供給のための関係する設備の概略流れ線図である。

Claims (8)

1. 天然ガスを供給する方法において、
   液化天然ガス貯蔵容器の目減り空間から取り出した気化した天然ガスの主要な流れを圧縮する工程と；
   未蒸発の液化天然ガスを含む天然ガスの補助の流れを形成するように貯蔵容器から取り出した液化天然ガスの流れを部分的に強制的に蒸発させる工程と；
   上記補助の流れから上記未蒸発の液化天然ガスを分離する工程と；
   上記補助の流れを圧縮された主要な流れと混合する工程と；
   を有することを特徴とする方法。
2. 部分的な蒸発が、液化天然ガスの上記流れの第１の部分を完全に蒸発させ、過熱し、結果としての蒸気を液化天然ガスの当該流れの第２の部分と混合することにより、行われることを特徴とする請求項１に記載の方法。
3. 天然ガスの上記補助の流れの温度、流量及び組成が制御されることを特徴とする請求項１または２に記載の方法。
4. 天然ガスを供給するための装置において、
   少なくとも１つの液化天然ガス貯蔵容器の目減り空間に連通する、天然ガスの主要な流れのための入口と、天然ガス供給パイプに連通する出口とを備えたコンプレッサ；及び
   上記の又は異なる液化天然ガス貯蔵容器の液体貯蔵区域に連通する、天然ガスの補助の流れのための入口と、上記天然ガス供給パイプに連通するように配置できる出口とを備えた強制液化天然ガス部分蒸発器手段；
   を有し、
   上記部分蒸発器手段が蒸発した天然ガスから未蒸発の液化天然ガスを分離するための手段に動作的に関係することを特徴とする装置。
5. 上記装置が上記強制部分蒸発器手段に動作的に関係するプログラム可能な論理コントローラを有することを特徴とする請求項４に記載の装置。
6. 上記プログラム可能な論理コントローラが、上記強制部分蒸発器手段を作動させる温度、それ故、上記未蒸発の液化天然ガス及び上記蒸発した液化ガスの組成を決定するためのアルゴリズムを含むことを特徴とする請求項５に記載の装置。
7. 上記強制部分蒸発器が、熱伝達手段を備えた蒸発室と、上記液化天然ガスのための、上記蒸発室への入口と、当該蒸発室の下流側の混合室と、該蒸発室からの出口に連通する、上記混合室への第１の入口と、液化天然ガスの源に連通する、当該混合室への第２の入口と、該蒸発室及び該混合室への液化天然ガスの相対流れを制御するための手段とを有することを特徴とする請求項４ないし６のいずれかに記載の装置。
8. 上記天然ガスを選択した温度へ上昇させるように作動できるガスヒータを上記天然ガス供給パイプ内に設けたことを特徴とする請求項４ないし７のいずれかに記載の装置。

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