JP6366870B1 - Boil-off gas reliquefaction device and LNG supply system including the same - Google Patents

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Abstract

【課題】新設および既設の液化天然ガスタンクに適用可能であり、非常に投資コストが安価となるボイルオフガス再液化装置を提供する。【解決手段】第一ライン（Ｌ１０）と、ＢＯＧを熱交換するための第一熱交換器（１０）と、第一熱交換器内で第一ライン（Ｌ１０）から分岐し圧縮プロセスラインの中間位置に合流する第一リターンライン（Ｌ１２）と、第一熱交換器（１０）の一部を通過したＢＯＧを膨張するエキスパンダー（１３）と、エキスパンダー（１３）で膨張され第一熱交換器（１０）を通過したＢＯＧを昇圧するブースター（１４）と、第一熱交換器（１０）を通過したＢＯＧを熱交換するための第二熱交換器（１１）と、第二熱交換器（１１）を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するための少なくとも１つの膨張弁（１６）と、膨張弁（１６）で膨張したＢＯＧを、ＢＯＧとＬＮＧとに分離する気液分離器（１２）とを有する。【選択図】図１ＡA boil-off gas reliquefaction apparatus that can be applied to new and existing liquefied natural gas tanks and has a very low investment cost. A first line (L10), a first heat exchanger (10) for exchanging heat of BOG, and a middle of a compression process line branched from the first line (L10) in the first heat exchanger. The first return line (L12) that joins the position, the expander (13) that expands the BOG that has passed through a part of the first heat exchanger (10), and the first heat exchanger (13) that is expanded by the expander (13). 10), a second heat exchanger (11) for exchanging heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger (10), and a second heat exchanger (11). At least one expansion valve (16) for freely expanding and re-liquefying the BOG having passed through the gas), and a gas-liquid separator (12) for separating the BOG expanded by the expansion valve (16) into BOG and LNG And have. [Selection] Figure 1A

Description

本発明は、ＬＮＧタンクから生じたＢＯＧ（Ｂｏｉｌ ｏｆｆ Ｇａｓ）を再液化する装置に関する。   The present invention relates to an apparatus for re-liquefying BOG (Boil off Gas) generated from an LNG tank.

ＬＮＧバリューチェーンにおいては、液化天然ガス（ＬＮＧ）の液化基地、受入基地、あるいはバンカリング基地などあらゆる場面においてＬＮＧタンクが必要である。ＬＮＧタンク内において、環境やポンプによるＬＮＧ移送に由来する入熱によってボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生する。ＢＯＧを大気に放出することは、メタン等炭化水素成分の経済的損失のみならず、その温室効果による大気環境への悪影響が懸念されるため、燃料として使用したり、再液化して回収することが望ましい。   In the LNG value chain, an LNG tank is required in every scene such as a liquefied natural gas (LNG) liquefaction base, a receiving base, or a bunkering base. In the LNG tank, boil-off gas (BOG) is generated by heat input derived from the environment and LNG transfer by a pump. Release of BOG to the atmosphere is not only an economic loss of hydrocarbon components such as methane but also an adverse effect on the atmospheric environment due to its greenhouse effect, so it can be used as fuel or recovered by liquefaction. Is desirable.

非特許文献１において、ＬＮＧ液化基地におけるＢＯＧリサイクルプロセスが開示されている。このＢＯＧリサイクルプロセスは、ＢＯＧを圧縮機で圧縮し、天然ガス精製装置用の燃料ガスとしてＢＯＧを利用する。
特許文献１では、ＬＮＧ受入基地においてＢＯＧを多段の圧縮機で圧縮し、発電用燃料として使用する方法が開示されている。
特許文献２では、窒素を冷媒とした冷凍サイクルによって、圧縮機で圧縮されたＢＯＧを再液化する方法が開示されている。 Non-Patent Document 1 discloses a BOG recycling process in an LNG liquefaction base. In this BOG recycling process, BOG is compressed by a compressor, and BOG is used as a fuel gas for a natural gas refining apparatus.
Patent Document 1 discloses a method of compressing BOG with a multistage compressor at an LNG receiving terminal and using it as a fuel for power generation.
Patent Document 2 discloses a method of reliquefying BOG compressed by a compressor by a refrigeration cycle using nitrogen as a refrigerant.

特許文献３は、エキスパンダー・ブースター、ＢＯＧ圧縮機（コンプレッサー）、熱交換器、セパレーターを備えたＬＮＧ液化サイクルのプロセスを開示している。このプロセスの目的は、圧縮されたＢＯＧを船舶のモータに供給することである。
以上の従来技術におけるＢＯＧの処理は、燃料等で活用するか、再液化してタンクに回収するかのいずれかの方法である。 Patent Document 3 discloses an LNG liquefaction cycle process including an expander booster, a BOG compressor (compressor), a heat exchanger, and a separator. The purpose of this process is to supply the compressed BOG to the ship's motor.
The processing of BOG in the above prior art is either a method of using with fuel or the like, or re-liquefying and collecting in a tank.

上記非特許文献１および特許文献１の従来技術における問題点は、例えば、発電用燃料のような需要が無い場合に、ＢＯＧを圧縮機で圧送することができず、結果的に大気に放出せざるを得なかったことである。
また、特許文献２における問題点は、ＢＯＧ圧縮機や窒素冷凍サイクルのような多数の機器を要することに由来する高コストである。
また、特許文献３における問題点は、船舶のモータに供給するプロセスであって、かつ、圧縮機の最適運転ができず、予備の冷却器もないために低効率なプロセスである。つまり、高圧ＢＯＧを減圧（フラッシュ）して液を製造する際の温度が高いために、減圧時のガス化量が大きくなって、系内をリサイクルするＢＯＧの量が多くなるために圧縮のエネルギーが大量に必要であった。 The problem with the prior arts of Non-Patent Document 1 and Patent Document 1 is that, for example, when there is no demand for fuel for power generation, BOG cannot be pumped by a compressor and consequently released to the atmosphere. It was unavoidable.
Further, the problem in Patent Document 2 is high cost resulting from the necessity of a large number of devices such as a BOG compressor and a nitrogen refrigeration cycle.
Further, the problem in Patent Document 3 is a process for supplying to the motor of the ship, and is an inefficient process because the compressor cannot be optimally operated and there is no spare cooler. In other words, since the temperature at which the high pressure BOG is decompressed (flashed) to produce a liquid is high, the amount of gasification at the time of decompression increases, and the amount of BOG that is recycled inside the system increases, so the compression energy Was needed in large quantities.

国際公開第２０１５／１２８９０３号International Publication No. 2015/128903 特許第３９０８８８１号Japanese Patent No. 3908881 韓国特許第１０１７６７５５７号公報Korean Patent No. 101765575

ＬＮＧ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ、Ｌｉｎｄｅ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ、［ｏｎｌｉｎｅ］、［平成２０１８年１月７日検索］、インターネット＜ＵＲＬ：ｈｔｔｐｓ：／／ｗｗｗ．ｌｉｎｄｅ−ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ．ｃｏｍ／ｉｎｔｅｒｎｅｔ．ｇｌｏｂａｌ．ｌｉｎｄｅｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ．ｇｌｏｂａｌ／ｅｎ／ｉｍａｇｅｓ／ＬＮＧ＿１＿１＿ｅ＿１３＿１５０ｄｐｉ＿ＮＢ１９＿４５７７．ｐｄｆ？ｖ＝８．０＞LNG Technology, Linde Engineering, [online], [January 7, 2018 search], Internet <URL: https: // www. Linde-engineering. com / internet. global. Lindeen engineering. global / en / images / LNG_1_1_e_13_150 dpi_NB19_4577. pdf? v = 8.0>

本発明は、液化天然ガス（ＬＮＧ）タンクから発生するボイルオフガス（ＢＯＧ）を再液化する装置であって、新設および既設の液化天然ガス（ＬＮＧ）タンクに適用可能であり、非常に投資コストが安価となるボイルオフガス再液化装置を提供することを目的とする。また、そのボイルオフガス再液化装置を備えるＬＮＧ供給システムを提供することを目的とする。   The present invention is an apparatus for re-liquefying boil-off gas (BOG) generated from a liquefied natural gas (LNG) tank, and can be applied to new and existing liquefied natural gas (LNG) tanks. An object of the present invention is to provide a boil-off gas reliquefaction apparatus that is inexpensive. Moreover, it aims at providing the LNG supply system provided with the boil off gas reliquefaction apparatus.

本発明は、ＬＮＧタンクから生じたＢＯＧを再液化するボイルオフガス再液化装置であって、ＬＮＧ供給システムに連結される。
第一のＬＮＧ供給システムは、
ＬＮＧを蓄えるＬＮＧタンクと、
前記ＬＮＧタンクから第一圧ＢＯＧライン（Ｌ１）で送られた第一圧力のＢＯＧを圧縮し第二圧力に昇圧する圧縮機（コンプレッサ）（１）と、
前記圧縮機（１）より下流に配置されており、第二圧ＢＯＧライン（Ｌ２）で送られた前記第二圧力のＢＯＧを冷却する第一クーラー（２）と、
前記第一クーラー（２）より下流に配置されており、第二圧ＢＯＧライン（Ｌ２）で送られたＢＯＧを前記第二圧力よりも高い第三圧力となるように昇圧するＢＯＧブースター（３）と、
前記ＢＯＧブースター（３）より下流に配置されており、第三圧ＢＯＧライン（Ｌ３）で送られた前記第三圧力のＢＯＧを冷却する第二クーラー（４）と、
前記第二圧ＢＯＧライン（Ｌ２）から分岐し、第二圧力のＢＯＧを供給するための第二圧ＢＯＧ供給ライン（Ｌ４）とを有する。
ＬＮＧタンクから送り出されたＢＯＧに少なくとも１つの圧縮処理を行う圧縮プロセスラインは、第一圧ＢＯＧライン（Ｌ１）、第二圧ＢＯＧライン（Ｌ２）、第三圧ＢＯＧライン（Ｌ３）を有していてもよい。 The present invention is a boil-off gas reliquefaction device for reliquefying BOG generated from an LNG tank, and is connected to an LNG supply system.
The first LNG supply system is
An LNG tank for storing LNG;
A compressor (compressor) (1) for compressing the first pressure BOG sent from the LNG tank through the first pressure BOG line (L1) and increasing the pressure to a second pressure;
A first cooler (2) that is disposed downstream of the compressor (1) and that cools the BOG at the second pressure sent by the second pressure BOG line (L2);
A BOG booster (3) which is arranged downstream from the first cooler (2) and boosts the BOG sent through the second pressure BOG line (L2) to a third pressure higher than the second pressure. When,
A second cooler (4) disposed downstream from the BOG booster (3) and for cooling the third pressure BOG sent in the third pressure BOG line (L3);
It has a second pressure BOG supply line (L4) for branching from the second pressure BOG line (L2) and supplying a second pressure BOG.
A compression process line for performing at least one compression process on the BOG delivered from the LNG tank has a first pressure BOG line (L1), a second pressure BOG line (L2), and a third pressure BOG line (L3). May be.

上記第一のボイルオフガス再液化装置は、
ＬＮＧタンクから送り出されたＢＯＧに少なくとも１つの圧縮処理を行う圧縮プロセスライン（Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３）の下流から分岐する第一ライン（Ｌ１０）と、
前記ＢＯＧを熱交換するための第一熱交換器（１０）と、
前記第一熱交換器内で前記第一ライン（Ｌ１０）から分岐し、圧縮プロセスラインの中間位置に合流する第一リターンライン（Ｌ１２）と、
前記第一リターンライン（Ｌ１２）において配置され、かつ前記第一熱交換器（１０）の一部を通過したＢＯＧを膨張するエキスパンダー（１３）と、
前記第一リターンライン（Ｌ１２）において配置され、かつ前記エキスパンダー（１３）で膨張され前記第一熱交換器（１０）を通過したＢＯＧを昇圧する、前記エキスパンダー（１３）によって駆動されるブースター（１４）と、
前記第一ライン（Ｌ１０）において、前記第一熱交換器（１０）を通過したＢＯＧを熱交換するための第二熱交換器（１１）と、
前記第一ライン（Ｌ１０）において、前記第二熱交換器（１１）を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するための少なくとも１つの膨張弁（１６）と、
前記膨張弁（１６）で膨張したＢＯＧを、ＢＯＧとＬＮＧとに分離する気液分離機（１２）と、
前記気液分離機（１２）からＬＮＧタンクまたはユースポイントへＬＮＧを送る再液化ＬＮＧライン（Ｌ１５）と、
前記少なくとも１つの膨張弁（１６）より上流位置で前記第一ライン（Ｌ１０）から分岐し、前記第二熱交換器（１１）を通過し、次いで前記第一熱交換器（１０）の一部または全部を通過し、前記圧縮プロセスラインの上流位置に合流する第二リターンライン（Ｌ１３）と、
前記気液分離機（１２）から前記第二熱交換器（１１）を通過して前記第二リターンライン（Ｌ１３）へ前記ＢＯＧを合流させるＢＯＧライン（Ｌ１７）と、を有する。
上記において、前記第二熱交換器（１１）より上流位置の前記第二リターンライン（Ｌ１３）に、または前記第一ライン（Ｌ１０）において、前記第二リターンライン（Ｌ１３）が前記第一ライン（Ｌ１０）から分岐する分岐点より上流かつ前記第二熱交換器（１１）より下流に、少なくとも１つの膨張弁（１５）をさらに有してもよい。 The first boil-off gas reliquefaction device is
A first line (L10) branched from the downstream of a compression process line (L1, L2, L3) for performing at least one compression process on the BOG delivered from the LNG tank;
A first heat exchanger (10) for heat exchange of the BOG;
A first return line (L12) branched from the first line (L10) in the first heat exchanger and joined to an intermediate position of the compression process line;
An expander (13) for expanding the BOG disposed in the first return line (L12) and passing through a part of the first heat exchanger (10);
A booster (14) driven by the expander (13), which is arranged in the first return line (L12) and boosts the BOG which has been expanded by the expander (13) and passed through the first heat exchanger (10). )When,
In the first line (L10), a second heat exchanger (11) for exchanging heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger (10);
In the first line (L10), at least one expansion valve (16) for freely expanding and re-liquefying the BOG that has passed through the second heat exchanger (11);
The BOG inflated by the expansion valve (16), gas-liquid separator for separating the BOG and LNG (12),
A reliquefaction LNG line (L15) for sending LNG from the gas-liquid separator (12) to an LNG tank or point of use;
Branch from the first line (L10) upstream from the at least one expansion valve (16), pass through the second heat exchanger (11), and then part of the first heat exchanger (10) Or a second return line (L13) that passes through the whole and joins the upstream position of the compression process line;
A BOG line (L17) for passing the BOG from the gas-liquid separator (12) through the second heat exchanger (11) to the second return line (L13).
In the above, in the second return line (L13) located upstream from the second heat exchanger (11) or in the first line (L10), the second return line (L13) is the first line ( You may further have an at least 1 expansion valve (15) upstream from the branch point branched from L10), and downstream from said 2nd heat exchanger (11).

第二のＬＮＧ供給システムは、第一のＬＮＧ供給システムと同様である。
第二のボイルオフガス再液化装置は、
ＬＮＧタンクから送り出されたＢＯＧに少なくとも１つの圧縮処理を行う圧縮プロセスライン（Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３）の下流から分岐する第一ライン（Ｌ１０）と、
前記ＢＯＧを熱交換するための第一熱交換器（１０）と、
前記第一熱交換器内で前記第一ライン（Ｌ１０）から分岐し、前記圧縮プロセスラインの中間位置に合流する第一リターンライン（Ｌ１２）と、
前記第一リターンライン（Ｌ１２）において配置され、かつ前記第一熱交換器（１０）の一部を通過したＢＯＧを膨張する第一エキスパンダー（３３）と、
前記圧縮プロセスラインに合流する前に前記第一リターンライン（Ｌ１２）から分岐し、前記第一熱交換器（１０）よりも上流位置で前記第一ライン（Ｌ１０）に合流する分岐ライン（Ｌ１２１）において配置され、かつ前記第一エキスパンダー（３３）で膨張され前記第一熱交換器（１０）を通過したＢＯＧを昇圧するための、前記第一エキスパンダー（３３）によって駆動される第一ブースター（３４）と、
前記圧縮プロセスラインに合流する前に前記第一リターンライン（Ｌ１２）から分岐し、前記第一熱交換器（１０）を１回または複数回通過し、前記圧縮プロセスラインの上流位置に合流する第二リターンライン（Ｌ１２２）において配置され、かつ前記第一熱交換器（１０）の一部を通過したＢＯＧを膨張する第二エキスパンダー（３６）と、
前記分岐ライン（Ｌ１２１）において配置され、かつ前記ＢＯＧをさらに昇圧するための、前記第二エキスパンダー（３６）によって駆動される第二ブースター（３７）と、
前記第一熱交換器（１０）を通過したＢＯＧを熱交換するための第二熱交換器（１１）と、
前記第二熱交換器（１１）を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するための少なくとも１つの膨張弁（１６）と、
前記膨張弁（１６）で膨張したＢＯＧを、ＢＯＧとＬＮＧとに分離する気液分離機（１２）と、
前記気液分離機（１２）からＬＮＧタンクまたはユースポイントへＬＮＧを送る再液化ＬＮＧライン（Ｌ１５）と、
前記気液分離機（１２）から前記第一熱交換器（１０）の一部または全部を通過し、前記第二リターンライン（Ｌ１２２）へ前記ＢＯＧを合流させるＢＯＧライン（Ｌ１７１）と、を有する。
２段のエキスパンダー・ブースターを有する第二のボイルオフガス再液化装置は、１段のエキスパンダー・ブースターを有する第一のボイルオフガス再液化装置に比べて、それらがすべて同サイズのエキスパンダー・ブースターであることを条件にすれば、大量の液化が可能になる。 The second LNG supply system is the same as the first LNG supply system.
The second boil-off gas reliquefaction device is
A first line (L10) branched from the downstream of a compression process line (L1, L2, L3) for performing at least one compression process on the BOG delivered from the LNG tank;
A first heat exchanger (10) for heat exchange of the BOG;
A first return line (L12) branched from the first line (L10) in the first heat exchanger and joined to an intermediate position of the compression process line;
A first expander (33) that is disposed in the first return line (L12) and expands the BOG that has passed through a part of the first heat exchanger (10);
A branch line (L121) branches from the first return line (L12) before joining the compression process line and joins the first line (L10) at a position upstream of the first heat exchanger (10). And a first booster (34) driven by the first expander (33) for boosting the BOG which has been expanded in the first expander (33) and passed through the first heat exchanger (10). )When,
Before joining the compression process line, the first return line (L12) branches, passes through the first heat exchanger (10) one or more times , and joins the upstream position of the compression process line. A second expander (36) that is arranged in two return lines (L122) and expands the BOG that has passed through a part of the first heat exchanger (10);
A second booster (37) disposed in the branch line (L121) and driven by the second expander (36) for further boosting the BOG;
A second heat exchanger (11) for exchanging heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger (10);
At least one expansion valve (16) for freely expanding and re-liquefying the BOG that has passed through the second heat exchanger (11);
The BOG inflated by the expansion valve (16), gas-liquid separator for separating the BOG and LNG (12),
A reliquefaction LNG line (L15) for sending LNG from the gas-liquid separator (12) to an LNG tank or point of use;
A BOG line (L171) that passes a part or all of the first heat exchanger (10) from the gas-liquid separator (12) and joins the BOG to the second return line (L122). .
The second boil-off gas reliquefaction device with two-stage expander booster is all the same size expander booster as compared to the first boil-off gas reliquefaction device with one-stage expander booster If the condition is satisfied, a large amount of liquefaction becomes possible.

第三のボイルオフガス再液化装置を有するＬＮＧ供給システムは、
ＬＮＧを蓄えるＬＮＧタンクと、
第二リターンライン（Ｌ１３）から送られたＢＯＧを所定の圧力（Ｐ２）に圧縮する圧縮機（１）と、
前記圧縮機（１）より下流に配置されており、ＢＯＧライン（Ｌ２）で送られたＢＯＧを前記所定の圧力（Ｐ２）よりも高い圧力（Ｐ３）となるように昇圧するＢＯＧブースター（３）と、
前記ＢＯＧブースター（３）より下流位置でＢＯＧライン（Ｌ３）から分岐する第一ライン（Ｌ１０）と、
前記圧力（Ｐ３）のＢＯＧを熱交換するための第一熱交換器（１０）と、
前記第一熱交換器の内で前記第一ライン（Ｌ１０）から分岐し、前記ＢＯＧブースター（３）より上流位置の前記ＢＯＧライン（Ｌ２）に合流する第一リターンライン（Ｌ１２）と、
前記第一リターンライン（Ｌ１２）において配置され、かつ前記第一熱交換器（１０）の一部を通過したＢＯＧを膨張するエキスパンダー（１３）と、
前記第一リターンライン（Ｌ１２）において配置され、かつ前記エキスパンダー（１３）で膨張され前記第一熱交換器（１０）を通過したＢＯＧを昇圧する、前記エキスパンダー（１３）によって駆動されるブースター（１４）と、
前記ＬＮＧタンクからのＢＯＧを熱交換する、かつ前記第一熱交換器（１０）を通過したＢＯＧを熱交換するための第二熱交換器（１１）と、
前記第二熱交換器（１１）を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するための少なくとも１つの膨張弁（１６）と、
前記膨張弁（１６）で膨張したＢＯＧを、ＢＯＧとＬＮＧとに分離する気液分離機（セパレータ）（１２）と、
前記気液分離機（１２）からＬＮＧタンクまたはユースポイントへＬＮＧを送る再液化ＬＮＧライン（Ｌ１５）と、
前記少なくとも１つの膨張弁（１６）より上流位置で前記第一ライン（Ｌ１０）から分岐し、前記第二熱交換器（１１）を通過し、次いで前記第一熱交換器（１０）の一部または全部を通過し、ＢＯＧを前記圧縮機（１）に送り込むための第二リターンライン（Ｌ１３）と、
前記気液分離機（１２）から前記第二熱交換器（１１）を通過して前記第二リターンライン（Ｌ１３）へ前記ＢＯＧを合流させるＢＯＧライン（Ｌ１７）と、を有する。
上記において、前記第二熱交換器（１１）より上流位置の前記第二リターンライン（Ｌ１３）に、または前記第一ライン（Ｌ１０）において、前記第二リターンライン（Ｌ１３）が前記第一ライン（Ｌ１０）から分岐する分岐点より上流かつ前記第二熱交換器（１１）より下流に、少なくとも１つの膨張弁（１５）をさらに有してもよい。 An LNG supply system having a third boil-off gas reliquefaction device is:
An LNG tank for storing LNG;
A compressor (1) for compressing the BOG sent from the second return line (L13) to a predetermined pressure (P2);
A BOG booster (3) which is arranged downstream from the compressor (1) and boosts the BOG sent through the BOG line (L2) to a pressure (P3) higher than the predetermined pressure (P2). When,
A first line (L10) branched from the BOG line (L3) at a position downstream from the BOG booster (3);
A first heat exchanger (10) for exchanging heat of the BOG at the pressure (P3);
A first return line (L12) branched from the first line (L10) in the first heat exchanger and joined to the BOG line (L2) at an upstream position from the BOG booster (3);
An expander (13) for expanding the BOG disposed in the first return line (L12) and passing through a part of the first heat exchanger (10);
A booster (14) driven by the expander (13), which is arranged in the first return line (L12) and boosts the BOG which has been expanded by the expander (13) and passed through the first heat exchanger (10). )When,
A second heat exchanger (11) for exchanging BOG from the LNG tank and exchanging BOG that has passed through the first heat exchanger (10);
At least one expansion valve (16) for freely expanding and re-liquefying the BOG that has passed through the second heat exchanger (11);
The BOG inflated by the expansion valve (16), gas-liquid separator for separating the BOG and LNG and (separator) (12),
A reliquefaction LNG line (L15) for sending LNG from the gas-liquid separator (12) to an LNG tank or point of use;
Branch from the first line (L10) upstream from the at least one expansion valve (16), pass through the second heat exchanger (11), and then part of the first heat exchanger (10) Or a second return line (L13) for passing all through and feeding BOG into the compressor (1);
A BOG line (L17) for passing the BOG from the gas-liquid separator (12) through the second heat exchanger (11) to the second return line (L13).
In the above, in the second return line (L13) located upstream from the second heat exchanger (11) or in the first line (L10), the second return line (L13) is the first line ( You may further have an at least 1 expansion valve (15) upstream from the branch point branched from L10), and downstream from said 2nd heat exchanger (11).

上記本発明は、リサイクル、発電、または天然ガスパイプライン圧送のために圧縮されたＢＯＧを液化サイクルによって直接再液化することができる。換言すれば、ＢＯＧをリサイクル、発電や天然ガスパイプライン供給用に使用されるＢＯＧ圧縮機を、ＢＯＧ再液化サイクルに転用可能とする。即ち、ＢＯＧの供給先が無い場合でも、その圧縮機を利用してＢＯＧの再液化を可能としてＢＯＧの大気への排気をなくし、また簡単な機器構成であるため低コストで装置を導入することが可能である。
また、本発明は、新規のＬＮＧ設備だけでなく、既設のＬＮＧ設備のＢＯＧ圧縮機を利用した改造にも適用可能であり、市場性が非常に高い。
従来技術のＢＯＧをＢＯＧ圧縮機によって圧送し処理していた場合と比較して、本発明は、該ＢＯＧ圧縮機を利用しながら低コストでＢＯＧ再液化することが可能となり、温室効果が高いＢＯＧを大気排出することなくＬＮＧ設備の運用における柔軟性を高めることができる。
また、従来技術のＢＯＧの再液化に窒素冷媒を使用した冷凍サイクルを適用する場合と比較して、簡単な機器構成であるため大幅なコスト低下が可能となる。例えば、３ｔｏｎ／ｈのＢＯＧを処理する設備において、再液化に係る機器コストを約４０％低減することができる。 In the present invention, BOG compressed for recycling, power generation, or natural gas pipeline pumping can be directly liquefied by a liquefaction cycle. In other words, the BOG compressor used for recycling BOG, power generation and natural gas pipeline supply can be diverted to the BOG reliquefaction cycle. That is, even when there is no BOG supply destination, it is possible to reliquefy BOG using the compressor, eliminate the exhaust of BOG to the atmosphere, and introduce a device at a low cost because of the simple equipment configuration. Is possible.
Further, the present invention can be applied not only to a new LNG facility but also to a modification using a BOG compressor of an existing LNG facility, and has a very high marketability.
Compared to the case where the BOG of the prior art is pumped and processed by the BOG compressor, the present invention enables the BOG reliquefaction at low cost while using the BOG compressor, and has a high greenhouse effect. It is possible to increase flexibility in the operation of the LNG facility without discharging the air to the atmosphere.
Further, compared with the case of applying a refrigeration cycle using a nitrogen refrigerant for re-liquefaction of BOG in the prior art, a simple device configuration enables a significant cost reduction. For example, in equipment for processing 3 ton / h BOG, the equipment cost for reliquefaction can be reduced by about 40%.

上記において、各ラインに、例えば、自動開閉弁、圧力調整弁、流量調整弁が設けられていてもよい。
上記において、各ラインに、例えば、液送ポンプ、加圧器が設けられていてもよい。
上記において、「熱交換器の全部を通過する」とは、想定される熱交換機能が１００％発揮される状態をいい、「熱交換器の一部を通過する」とは、想定される熱交換機能が０％を超えて１００％未満であることをいう。特に記載されていない限り、「熱交換器を通過する」は、両者を含む構成である。 In the above, each line may be provided with, for example, an automatic opening / closing valve, a pressure adjusting valve, and a flow rate adjusting valve.
In the above, each line may be provided with a liquid feed pump and a pressurizer, for example.
In the above, “passing through all of the heat exchanger” means a state where the assumed heat exchange function is 100%, and “passing through a part of the heat exchanger” means assumed heat. The exchange function is more than 0% and less than 100%. Unless otherwise specified, “passing through a heat exchanger” includes both.

実施形態１のボイルオフガス再液化装置およびＬＮＧ供給システムの構成例を示す図である。It is a figure which shows the structural example of the boil-off-gas reliquefaction apparatus and LNG supply system of Embodiment 1. FIG. 実施形態１の別構成例を示す図である。5 is a diagram illustrating another configuration example of the first embodiment. FIG. 実施形態１の別構成例を示す図である。5 is a diagram illustrating another configuration example of the first embodiment. FIG. 実施形態２のボイルオフガス再液化装置およびＬＮＧ供給システムの構成例を示す図である。It is a figure which shows the structural example of the boil-off gas reliquefaction apparatus of Embodiment 2, and an LNG supply system. 実施形態３のボイルオフガス再液化装置およびＬＮＧ供給システムの構成例を示す図である。It is a figure which shows the structural example of the boil-off gas reliquefaction apparatus of Embodiment 3, and an LNG supply system.

以下に本発明のいくつかの実施形態について説明する。以下に説明する実施形態は、本発明の一例を説明するものである。本発明は以下の実施形態になんら限定されるものではなく、本発明の要旨を変更しない範囲において実施される各種の変形形態も含む。なお、以下で説明される構成の全てが本発明の必須の構成であるとは限らない。   Several embodiments of the present invention will be described below. Embodiment described below demonstrates an example of this invention. The present invention is not limited to the following embodiments, and includes various modified embodiments that are implemented within a range that does not change the gist of the present invention. Note that not all of the configurations described below are essential configurations of the present invention.

（実施形態１）
実施形態１のボイルオフガス再液化装置およびＬＮＧ供給システムについて図１Ａを用いて説明する。
ＬＮＧ供給システムは、ＬＮＧを蓄えるＬＮＧタンクと、ＬＮＧタンクから第一圧ＢＯＧラインＬ１で送られた第一圧力のＢＯＧを圧縮し第二圧力に昇圧する圧縮機１と、圧縮機１より下流に配置されており、第二圧ＢＯＧラインＬ２で送られた第二圧力のＢＯＧを冷却する第一クーラー２と、第一クーラー２より下流に配置されており、第二圧ＢＯＧラインＬ２で送られたＢＯＧを第二圧力よりも高い第三圧力となるように昇圧するＢＯＧブースター３と、ＢＯＧブースター３より下流に配置されており、第三圧ＢＯＧラインＬ３で送られた第三圧力のＢＯＧを冷却する第二クーラー４と、第二圧ＢＯＧラインＬ２から分岐し、第二圧力のＢＯＧを供給するための第二圧ＢＯＧ供給ラインＬ４とを有する。第三圧ＢＯＧラインＬ３は、第三圧力のＢＯＧを供給するラインを兼用している。 (Embodiment 1)
The boil-off gas reliquefaction apparatus and the LNG supply system of Embodiment 1 are demonstrated using FIG. 1A.
The LNG supply system includes an LNG tank that stores LNG, a compressor 1 that compresses the first pressure BOG sent from the LNG tank through the first pressure BOG line L1 to a second pressure, and a downstream of the compressor 1 The first cooler 2 that cools the BOG of the second pressure sent by the second pressure BOG line L2 and the downstream of the first cooler 2, and is sent by the second pressure BOG line L2. The BOG booster 3 for boosting the BOG to a third pressure higher than the second pressure, and the BOG booster 3 disposed downstream of the BOG booster 3, and the third pressure BOG sent through the third pressure BOG line L3 A second cooler 4 for cooling and a second pressure BOG supply line L4 for branching from the second pressure BOG line L2 and supplying a second pressure BOG are provided. The third pressure BOG line L3 also serves as a line for supplying a third pressure BOG.

ボイルオフガス再液化装置は、以下の構成を有する。
第一ラインＬ１０は、第二クーラー４より下流位置で第三圧ＢＯＧラインＬ３から分岐し、第一熱交換器１０、第二熱交換器１１、気液分離機１２まで延びる。
第一熱交換器１０は、コンデンサ機能を有し、第三圧力のＢＯＧを熱交換するために機能する。
第二熱交換器１１は、サブクーラー機能を有し、第一熱交換器１０を通過したＢＯＧを熱交換するために機能する。
第一ラインＬ１０には、第二熱交換器１１より下流に、第一膨張弁１５、第二膨張弁１６が配置される。第一膨張弁１５、第二膨張弁１６は、第二熱交換器１１を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するために機能する。
気液分離機１２は、第一、第二膨張弁１５、１６で膨張したＢＯＧを、第三圧力よりも低い第四圧力のＢＯＧとＬＮＧとに分離する。
再液化ＬＮＧラインＬ１５は、気液分離機１２からＬＮＧタンクまたはユースポイントへＬＮＧを送る。 The boil-off gas reliquefaction device has the following configuration.
The first line L10 is a second cooler 4 downstream position branched from the third pressure BOG line L3, the first heat exchanger 10, second heat exchanger 11, extends to the gas-liquid separator 12.
The first heat exchanger 10 has a condenser function and functions to exchange heat with the third pressure BOG.
The second heat exchanger 11 has a sub-cooler function and functions to exchange heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger 10.
In the first line L10, a first expansion valve 15 and a second expansion valve 16 are disposed downstream of the second heat exchanger 11. The first expansion valve 15 and the second expansion valve 16 function to re-liquefy the BOG that has passed through the second heat exchanger 11 by free expansion.
Gas-liquid separator 12, first, the BOG inflated in the second expansion valve 15, 16 is separated into the BOG and LNG lower than the third pressure fourth pressure.
Re-liquefaction LNG line L15 sends LNG from the gas-liquid separator 12 into the LNG tank or use point.

第一リターンラインＬ１２は、第一熱交換器内で第一ラインＬ１０から分岐し、ＢＯＧブースター３より上流位置の第二圧ＢＯＧラインＬ２に合流する。
第一分岐ラインＬ１１は、第一熱交換器１０より上流位置で第一ラインＬ１０から分岐し、第一熱交換器１０から出た第一リターンラインＬ１２と合流する。
第一リターンラインＬ１２には、エキスパンダー１３とエキスパンダー１３によって駆動されるブースター１４が配置される。エキスパンダー１３は、第一熱交換器１０の一部を通過したＢＯＧを膨張する。ブースター１４は、エキスパンダー１３で膨張され第一熱交換器１０を通過したＢＯＧを昇圧する。次いで、第三クーラー１５は、第一リターンラインＬ１２において配置され、ブースター１４で昇圧されたＢＯＧを冷却する。冷却されたＢＯＧは、ＢＯＧブースター３より上流位置の第二圧ＢＯＧラインＬ２に合流される。 The first return line L12 branches from the first line L10 in the first heat exchanger, and joins the second pressure BOG line L2 upstream of the BOG booster 3.
The first branch line L11 branches from the first line L10 at a position upstream from the first heat exchanger 10 and merges with the first return line L12 exiting from the first heat exchanger 10.
In the first return line L12, an expander 13 and a booster 14 driven by the expander 13 are arranged. The expander 13 expands the BOG that has passed through a part of the first heat exchanger 10. The booster 14 boosts the BOG that has been expanded by the expander 13 and passed through the first heat exchanger 10. Next, the third cooler 15 is disposed in the first return line L12 and cools the BOG that has been boosted by the booster 14. The cooled BOG is joined to the second pressure BOG line L2 upstream of the BOG booster 3.

第二リターンラインＬ１３は、第一膨張弁１５より下流位置かつ第二膨張弁１６より上流位置で、第一ラインＬ１０から分岐し、第二熱交換器１１を通過し、次いで第一熱交換器１０の一部を通過し、圧縮機１より上流位置の第一圧ＢＯＧラインＬ１に合流する。
第二分岐ラインＬ１４は、第一熱交換器１０より上流位置で第二リターンラインＬ１３から分岐し、第一熱交換器１０から出た第二リターンラインＬ１３と合流する。
第三分岐ラインＬ１６は、再液化ＬＮＧラインＬ１５から分岐し、第二熱交換器１１を通過して第二リターンラインＬ１３へＬＮＧの一部を合流させる。
第四圧ＢＯＧラインＬ１７は、気液分離機１２から第二熱交換器１１を通過して第二リターンラインＬ１３へ第四圧力のＢＯＧを合流させる。
第二リターンラインＬ１３において、第二熱交換器１１より下流位置に仕切弁１８を有していてもよい。 The second return line L13 branches from the first line L10 at a position downstream from the first expansion valve 15 and upstream from the second expansion valve 16, passes through the second heat exchanger 11, and then passes through the first heat exchanger. 10 passes through the first pressure BOG line L <b> 1 upstream of the compressor 1.
The second branch line L14 branches from the second return line L13 at a position upstream from the first heat exchanger 10 and merges with the second return line L13 exiting from the first heat exchanger 10.
The third branch line L16 branches from the reliquefaction LNG line L15, passes through the second heat exchanger 11, and joins part of the LNG to the second return line L13.
Fourth pressure BOG line L17 is to merge the second to the return line L13 of the fourth pressure BOG from the gas-liquid separator 12 passes through the second heat exchanger 11.
In the 2nd return line L13, you may have the gate valve 18 in the downstream position from the 2nd heat exchanger 11. FIG.

（実施形態１の別実施形態）
実施形態１の別実施形態の一例を図１Ｂに示す。図１Ａと異なる点は、第二リターンラインＬ１３が第一熱交換器１０の全部を通過していることである。
また、他の別実施形態の一例を図１Ｃに示す。図１Ａと異なる点は、第一ラインＬ１０に第二膨張弁１６のみが配置され、第二リターンラインＬ１３に第一膨張弁１５が配置されていることである。
また、別実施形態として以下が例示される。
第二リターンラインＬ１３において、第二熱交換器１１より下流位置に仕切弁１８はなくても良い。
第一クーラー２および／または第二クーラー４は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、機能停止あるいはバイパスラインを通じて後段処理を実行させる構成であってもよい。
第一分岐ラインＬ１１は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第二分岐ラインＬ１４は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第三分岐ラインＬ１６は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第二リターンラインＬ１３が第一熱交換器１０の一部または全部を通過する構成は、プロセス仕様に応じて選択可能である。
ＢＯＧの第一圧力、第二圧力、第三圧力、第四圧力は、プロセス仕様に応じて設計されてもよい。 (Another embodiment of Embodiment 1)
An example of another embodiment of Embodiment 1 is shown in FIG. 1B. The difference from FIG. 1A is that the second return line L13 passes through the entire first heat exchanger 10.
An example of another embodiment is shown in FIG. 1C. The difference from FIG. 1A is that only the second expansion valve 16 is arranged in the first line L10, and the first expansion valve 15 is arranged in the second return line L13.
Moreover, the following is illustrated as another embodiment.
In the second return line L13, the gate valve 18 may not be provided downstream of the second heat exchanger 11.
The 1st cooler 2 and / or the 2nd cooler 4 are not essential, and the structure which performs a back | latter stage process through a function stop or a bypass line according to a process specification may be sufficient.
The first branch line L11 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The second branch line L14 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The third branch line L16 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The configuration in which the second return line L13 passes through part or all of the first heat exchanger 10 can be selected according to the process specifications.
The BOG first pressure, second pressure, third pressure, and fourth pressure may be designed according to process specifications.

（実施形態２）
実施形態２のボイルオフガス再液化装置およびＬＮＧ供給システムについて図２を用いて説明する。実施形態２はエキスパンダー・ブースターが２段の構成である。ＬＮＧ供給システムは、実施形態１と同じ構成であるため説明を省略する。 (Embodiment 2)
The boil-off gas reliquefaction apparatus and LNG supply system of Embodiment 2 will be described with reference to FIG. In the second embodiment, the expander booster has a two-stage configuration. Since the LNG supply system has the same configuration as that of the first embodiment, the description thereof is omitted.

実施形態２のボイルオフガス再液化装置は、以下の構成を有する。
第一ラインＬ１０は、第二クーラー４より下流位置で第三圧ＢＯＧラインＬ３から分岐し、第一熱交換器１０、第二熱交換器１１、気液分離機１２まで延びる。
第一熱交換器１０は、コンデンサ機能を有し、第三圧力のＢＯＧを熱交換するために機能する。
第二熱交換器１１は、サブクーラー機能を有し、第一熱交換器１０を通過したＢＯＧを熱交換するために機能する。
第一ラインＬ１０には、第二熱交換器１１より下流に、膨張弁１６が配置される。膨張弁１６は、第二熱交換器１１を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するために機能する。
気液分離機（セパレータ）１２は、膨張弁１６で膨張したＢＯＧを、第三圧力よりも低い第四圧力のＢＯＧとＬＮＧとに分離する。 The boil-off gas reliquefaction apparatus of Embodiment 2 has the following configuration.
The first line L10 is a second cooler 4 downstream position branched from the third pressure BOG line L3, the first heat exchanger 10, second heat exchanger 11, extends to the gas-liquid separator 12.
The first heat exchanger 10 has a condenser function and functions to exchange heat with the third pressure BOG.
The second heat exchanger 11 has a sub-cooler function and functions to exchange heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger 10.
An expansion valve 16 is disposed in the first line L10 downstream from the second heat exchanger 11. The expansion valve 16 functions to re-liquefy the BOG that has passed through the second heat exchanger 11 by free expansion.
Gas-liquid separator (separator) 12, a BOG inflated by the expansion valve 16, is separated into a BOG and LNG lower than the third pressure fourth pressure.

第一リターンラインＬ１２は、第一熱交換器内で第一ラインＬ１０から分岐し、ＢＯＧブースター３より上流位置の第二圧ＢＯＧラインＬ２に合流する。
第一分岐ラインＬ１１は、第一熱交換器１０より上流位置で第一ラインＬ１０から分岐し、第一熱交換器１０から出た第一リターンラインＬ１２と合流する。
第一エキスパンダー３３は、第一リターンラインＬ１２に配置され、第一熱交換器１０の一部を通過したＢＯＧを膨張する。第一リターンラインＬ１２は、第一熱交換器１０を通過し、第一ヒーター２より下流位置の第二圧ＢＯＧラインＬ２に合流する。第一エキスパンダー３３で膨張したＢＯＧは第一熱交換器１０で再び熱交換される。
第四分岐ラインＬ１２１は、第二圧ＢＯＧラインＬ２に合流する前に第一リターンラインＬ１２から分岐し、第一熱交換器１０よりも上流位置で第一ラインＬ１０に合流する。第一ブースター３４は、第四分岐ラインＬ１２１において配置される。第一ブースター３４は、第一エキスパンダー（３３）で膨張され第一熱交換器１０を通過したＢＯＧを昇圧する。第一ブースター３４は、第一エキスパンダー（３３）によって駆動される。
第三クーラー３５は、第四分岐ラインＬ１２１において配置され、第一ブースター３４で昇圧されたＢＯＧを冷却する。
第二リターンラインＬ１２２は、第二圧ＢＯＧラインＬ２に合流する前に第一リターンラインＬ１２から分岐し、第一熱交換器１０を２回通過し、圧縮機１より上流位置の第一圧ＢＯＧラインＬ１に合流する。第二エキスパンダー３６は、第二リターンラインＬ１２２において配置される。第二エキスパンダー３６は、第一熱交換器１０の一部を通過したＢＯＧを膨張する。第二リターンラインＬ１２２は、第一熱交換器１０の一部（または全部）を通過し圧縮機１より上流位置の第一圧ＢＯＧラインＬ１に合流する。第二エキスパンダー３６で膨張したＢＯＧは第一熱交換器１０で再び熱交換される。
第二ブースター３７は、第四分岐ラインＬ１２１において配置される。第二ブースター３７は、第三クーラー３５を通過したＢＯＧをさらに昇圧する。第二ブースター３７は、第二エキスパンダー３６によって駆動される。
第四クーラー３８は、第四分岐ラインＬ１２１において配置され、第二ブースター３７で昇圧されたＢＯＧを冷却する。 The first return line L12 branches from the first line L10 in the first heat exchanger, and joins the second pressure BOG line L2 upstream of the BOG booster 3.
The first branch line L11 branches from the first line L10 at a position upstream from the first heat exchanger 10 and merges with the first return line L12 exiting from the first heat exchanger 10.
The first expander 33 is disposed in the first return line L12 and expands the BOG that has passed through a part of the first heat exchanger 10. The first return line L12 passes through the first heat exchanger 10 and joins the second pressure BOG line L2 at a position downstream from the first heater 2. The BOG expanded by the first expander 33 is again heat-exchanged by the first heat exchanger 10.
The fourth branch line L121 branches from the first return line L12 before joining the second pressure BOG line L2, and joins the first line L10 at a position upstream from the first heat exchanger 10. The first booster 34 is disposed in the fourth branch line L121. The first booster 34 boosts the BOG that has been expanded by the first expander (33) and passed through the first heat exchanger 10. The first booster 34 is driven by the first expander (33).
The 3rd cooler 35 is arrange | positioned in the 4th branch line L121, and cools BOG pressurized by the 1st booster 34. As shown in FIG.
The second return line L122 branches from the first return line L12 before joining the second pressure BOG line L2, passes through the first heat exchanger 10 twice, and the first pressure BOG at a position upstream from the compressor 1. Merge onto line L1. The second expander 36 is disposed in the second return line L122. The second expander 36 expands the BOG that has passed a part of the first heat exchanger 10. The second return line L122 passes through a part (or all) of the first heat exchanger 10 and merges with the first pressure BOG line L1 upstream of the compressor 1. The BOG expanded by the second expander 36 is again heat-exchanged by the first heat exchanger 10.
The second booster 37 is disposed in the fourth branch line L121. The second booster 37 further boosts the BOG that has passed through the third cooler 35. The second booster 37 is driven by the second expander 36.
The fourth cooler 38 is disposed in the fourth branch line L <b> 121 and cools the BOG boosted by the second booster 37.

第三分岐ラインＬ１６は、再液化ＬＮＧラインＬ１５から分岐し、第二熱交換器１１を通過し、次いで第一熱交換器１０の一部または全部を通過し、第二リターンラインＬ１２２へＬＮＧの一部を合流させる。
第四圧ＢＯＧラインＬ１７１は、気液分離機１２から第一熱交換器１０の一部または全部を通過し、第二リターンラインＬ１２２へＢＯＧを合流させる。
第五分岐ラインＬ１７２は、第四圧ＢＯＧラインＬ１７１から分岐し、第二熱交換器１１を通過し、次いで第一熱交換器１０の一部または全部を通過し、第二リターンラインＬ１２２へ合流させる。 The third branch line L16 branches from the reliquefaction LNG line L15, passes through the second heat exchanger 11, then passes through part or all of the first heat exchanger 10, and passes through the second return line L122 to the LNG. Merge some.
Fourth pressure BOG line L171 passes through some or all of the first heat exchanger 10 from the gas-liquid separator 12, to merge the BOG to a second return line L122.
The fifth branch line L172 branches from the fourth pressure BOG line L171, passes through the second heat exchanger 11, then passes through part or all of the first heat exchanger 10, and joins the second return line L122. Let

（実施形態２の別実施形態）
第四圧ＢＯＧラインＬ１７１、第五分岐ラインＬ１７２および第三分岐ラインＬ１６は、第一熱交換器１０より上流で、同一ラインとして構成されていてもよく、別ラインで構成されていてもよい。
第四圧ＢＯＧラインＬ１７１、第五分岐ラインＬ１７２および第三分岐ラインＬ１６と、第二リターンラインＬ１２２との合流は、第一熱交換器１０より上流位置で行われてもよく、第一熱交換器１０の内部で行われてもよく、第一熱交換器１０を出た後で行われても良い。 (Another embodiment of Embodiment 2)
The fourth pressure BOG line L171, the fifth branch line L172, and the third branch line L16 may be configured as the same line upstream of the first heat exchanger 10 or may be configured as separate lines.
The fourth pressure BOG line L171, the fifth branch line L172, the third branch line L16, and the second return line L122 may be merged at a position upstream from the first heat exchanger 10, and the first heat exchange may be performed. It may be carried out inside the vessel 10 or after leaving the first heat exchanger 10.

第一クーラー２および／または第二クーラー４は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、機能停止あるいはバイパスラインを通じて後段処理を実行させる構成であってもよい。
第一分岐ラインＬ１１は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第五分岐ラインＬ１７２は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第三分岐ラインＬ１６は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第二リターンラインＬ１２２が第一熱交換器１０の一部または全部を通過する構成は、プロセス仕様に応じて選択可能である。
第四圧ＢＯＧラインＬ１７１、第五分岐ラインＬ１７２および第三分岐ラインＬ１６が第一熱交換器１０の一部または全部を通過する構成は、プロセス仕様に応じて選択可能である。
ＢＯＧの第一圧力、第二圧力、第三圧力、第四圧力は、プロセス仕様に応じて設計される。 The 1st cooler 2 and / or the 2nd cooler 4 are not essential, and the structure which performs a back | latter stage process through a function stop or a bypass line according to a process specification may be sufficient.
The first branch line L11 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The fifth branch line L172 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The third branch line L16 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The configuration in which the second return line L122 passes through part or all of the first heat exchanger 10 can be selected according to the process specifications.
The configuration in which the fourth pressure BOG line L171, the fifth branch line L172, and the third branch line L16 pass through part or all of the first heat exchanger 10 can be selected according to the process specifications.
The BOG first pressure, second pressure, third pressure, and fourth pressure are designed according to process specifications.

（実施形態３）
実施形態３のボイルオフガス再液化装置を備えるＬＮＧ供給システムについて図３を用いて説明する。
ＬＮＧ供給システムは、ＬＮＧを蓄えるＬＮＧタンクと、第二リターンラインＬ１３から送られたＢＯＧを圧縮し第二圧力（Ｐ２）に昇圧する圧縮機１と、圧縮機１より下流に配置されており、第二圧ＢＯＧラインＬ２で送られた第二圧力（Ｐ２）のＢＯＧを冷却する第一クーラー２と、第一クーラー２より下流に配置されており、第二圧ＢＯＧラインＬ２で送られたＢＯＧを第二圧力（Ｐ２）よりも高い第三圧力（Ｐ３）となるように昇圧するＢＯＧブースター３と、ＢＯＧブースター３より下流に配置されており、第三圧ＢＯＧラインＬ３で送られた第三圧力（Ｐ３）のＢＯＧを冷却する第二クーラー４と、第二圧ＢＯＧラインＬ２から分岐し、第二圧力（Ｐ２）のＢＯＧを供給するための第二圧ＢＯＧ供給ラインＬ４とを有する。第三圧ＢＯＧラインＬ３は、第三圧力のＢＯＧを供給するラインを兼用している。 (Embodiment 3)
The LNG supply system provided with the boil-off gas reliquefaction apparatus of Embodiment 3 is demonstrated using FIG.
The LNG supply system is disposed downstream of the compressor 1, the LNG tank that stores LNG, the compressor 1 that compresses the BOG sent from the second return line L13 and raises the pressure to the second pressure (P2), The first cooler 2 that cools the BOG of the second pressure (P2) sent by the second pressure BOG line L2, and the BOG that is arranged downstream from the first cooler 2 and sent by the second pressure BOG line L2 BOG booster 3 for boosting the pressure to a third pressure (P3) higher than the second pressure (P2), and a third pressure sent from the third pressure BOG line L3. It has the 2nd cooler 4 which cools BOG of pressure (P3), and the 2nd pressure BOG supply line L4 branched from the 2nd pressure BOG line L2, and supplies BOG of 2nd pressure (P2). The third pressure BOG line L3 also serves as a line for supplying a third pressure BOG.

ボイルオフガス再液化装置は、以下の構成を有する。
第一ラインＬ１０は、第二クーラー４より下流位置で第三圧ＢＯＧラインＬ３から分岐し、第一熱交換器１０、第二熱交換器１１、気液分離機１２まで延びる。
第一熱交換器１０は、コンデンサ機能を有し、第三圧力のＢＯＧを熱交換するために機能する。
第二熱交換器１１は、サブクーラー機能を有し、第一熱交換器１０を通過したＢＯＧを熱交換するために機能する。また、第二熱交換器１１は、ＬＮＧタンクから供給されたＢＯＧを熱交換する。
第一ラインＬ１０には、第二熱交換器１１より下流に、第一膨張弁１５、第二膨張弁１６が配置される。第一膨張弁１５、第二膨張弁１６は、第二熱交換器１１を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するために機能する。
気液分離機（セパレータ）１２は、第一、第二膨張弁１５、１６で膨張したＢＯＧを、第三圧力よりも低い第四圧力のＢＯＧとＬＮＧとに分離する。
再液化ＬＮＧラインＬ１５は、気液分離機１２からＬＮＧタンクまたはユースポイントへＬＮＧを送る。 The boil-off gas reliquefaction device has the following configuration.
The first line L10 is a second cooler 4 downstream position branched from the third pressure BOG line L3, the first heat exchanger 10, second heat exchanger 11, extends to the gas-liquid separator 12.
The first heat exchanger 10 has a condenser function and functions to exchange heat with the third pressure BOG.
The second heat exchanger 11 has a sub-cooler function and functions to exchange heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger 10. Moreover, the 2nd heat exchanger 11 heat-exchanges BOG supplied from the LNG tank.
In the first line L10, a first expansion valve 15 and a second expansion valve 16 are disposed downstream of the second heat exchanger 11. The first expansion valve 15 and the second expansion valve 16 function to re-liquefy the BOG that has passed through the second heat exchanger 11 by free expansion.
Gas-liquid separator (separator) 12, first, the BOG inflated in the second expansion valve 15, 16 is separated into the BOG and LNG lower than the third pressure fourth pressure.
Re-liquefaction LNG line L15 sends LNG from the gas-liquid separator 12 into the LNG tank or use point.

第一リターンラインＬ１２は、第一熱交換器内で第一ラインＬ１０から分岐し、ＢＯＧブースター３より上流位置の第二圧ＢＯＧラインＬ２に合流する。
第一分岐ラインＬ１１は、第一熱交換器１０より上流位置で第一ラインＬ１０から分岐し、第一熱交換器１０から出た第一リターンラインＬ１２と合流する。
第一リターンラインＬ１２には、エキスパンダー１３とエキスパンダー１３によって駆動されるブースター１４が配置される。エキスパンダー１３は、第一熱交換器１０の一部を通過したＢＯＧを膨張する。ブースター１４は、エキスパンダー１３で膨張され第一熱交換器１０を通過したＢＯＧを昇圧する。次いで、第三クーラー１５は、第一リターンラインＬ１２において配置され、ブースター１４で昇圧されたＢＯＧを冷却する。冷却されたＢＯＧは、ＢＯＧブースター３より上流位置の第二圧ＢＯＧラインＬ２に合流される。 The first return line L12 branches from the first line L10 in the first heat exchanger, and joins the second pressure BOG line L2 upstream of the BOG booster 3.
The first branch line L11 branches from the first line L10 at a position upstream from the first heat exchanger 10 and merges with the first return line L12 exiting from the first heat exchanger 10.
In the first return line L12, an expander 13 and a booster 14 driven by the expander 13 are arranged. The expander 13 expands the BOG that has passed through a part of the first heat exchanger 10. The booster 14 boosts the BOG that has been expanded by the expander 13 and passed through the first heat exchanger 10. Next, the third cooler 15 is disposed in the first return line L12 and cools the BOG that has been boosted by the booster 14. The cooled BOG is joined to the second pressure BOG line L2 upstream of the BOG booster 3.

第二リターンラインＬ１３は、第一膨張弁１５より下流位置かつ第二膨張弁１６より上流位置で、第一ラインＬ１０から分岐し、第二熱交換器１１を通過し、次いで第一熱交換器１０の一部または全部を通過し、圧縮機１より上流位置の第一圧ＢＯＧラインＬ１に合流する。
ＬＮＧタンクから供給されるＢＯＧは、第二熱交換器１１を通過し、第二リターンラインＬ１３に合流する。
第二分岐ラインＬ１４は、第一熱交換器１０より上流位置で第二リターンラインＬ１３から分岐し、第一熱交換器１０から出た第二リターンラインＬ１３と合流する。
第三分岐ラインＬ１６は、再液化ＬＮＧラインＬ１５から分岐し、第二熱交換器１１を通過して第二リターンラインＬ１３へＬＮＧの一部を合流させる。
第四圧ＢＯＧラインＬ１７は、気液分離機１２から第二熱交換器１１を通過して第二リターンラインＬ１３へ第四圧力のＢＯＧを合流させる。
第二リターンラインＬ１３において、第二熱交換器１１より下流位置に仕切弁１８を有していてもよい。 The second return line L13 branches from the first line L10 at a position downstream from the first expansion valve 15 and upstream from the second expansion valve 16, passes through the second heat exchanger 11, and then passes through the first heat exchanger. 10 passes through a part or all of the gas and joins the first pressure BOG line L1 upstream of the compressor 1.
BOG supplied from the LNG tank passes through the second heat exchanger 11 and joins the second return line L13.
The second branch line L14 branches from the second return line L13 at a position upstream from the first heat exchanger 10 and merges with the second return line L13 exiting from the first heat exchanger 10.
The third branch line L16 branches from the reliquefaction LNG line L15, passes through the second heat exchanger 11, and joins part of the LNG to the second return line L13.
Fourth pressure BOG line L17 is to merge the second to the return line L13 of the fourth pressure BOG from the gas-liquid separator 12 passes through the second heat exchanger 11.
In the 2nd return line L13, you may have the gate valve 18 in the downstream position from the 2nd heat exchanger 11. FIG.

（実施形態３の別実施形態）
実施形態３の別実施形態として、第二リターンラインＬ１３が第一熱交換器１０の一部を通過してもよい。
また、図１Ｃと同様に、第一ラインＬ１０に第二膨張弁１６のみが配置され、第二リターンラインＬ１３に第一膨張弁１５が配置されていてもよい。
また、第二リターンラインＬ１３において、第二熱交換器１１より下流位置に仕切弁１８はなくても良い。
第一クーラー２および／または第二クーラー４は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、機能停止あるいはバイパスラインを通じて後段処理を実行させる構成であってもよい。
第一分岐ラインＬ１１は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第二分岐ラインＬ１４は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第三分岐ラインＬ１６は、必須ではなく、プロセス仕様に応じて、無くてもよく、あるいはライン上に仕切弁を設けて必要に応じて機能させる構成であってもよい。
第二リターンラインＬ１３が第一熱交換器１０の一部または全部を通過する構成は、プロセス仕様に応じて選択可能である。
ＢＯＧの第一圧力、第二圧力、第三圧力、第四圧力は、プロセス仕様に応じて設計されてもよい。 (Another embodiment of Embodiment 3)
As another embodiment of the third embodiment, the second return line L13 may pass through a part of the first heat exchanger 10.
Similarly to FIG. 1C, only the second expansion valve 16 may be disposed in the first line L10, and the first expansion valve 15 may be disposed in the second return line L13.
Further, in the second return line L13, the gate valve 18 may not be provided downstream of the second heat exchanger 11.
The 1st cooler 2 and / or the 2nd cooler 4 are not essential, and the structure which performs a back | latter stage process through a function stop or a bypass line according to a process specification may be sufficient.
The first branch line L11 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The second branch line L14 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The third branch line L16 is not essential, and may be omitted depending on the process specifications, or may be configured to function as necessary by providing a gate valve on the line.
The configuration in which the second return line L13 passes through part or all of the first heat exchanger 10 can be selected according to the process specifications.
The BOG first pressure, second pressure, third pressure, and fourth pressure may be designed according to process specifications.

（実施例）
実施形態１から３の構成を実施例とし、特許文献３の構成を比較例として、シミュレーションを行った。その結果を以下の表１に示す。特許文献３に対する実施形態１〜３の定量評価をＳＰＣ（Ｓｐｅｃｉｆｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ、液化原単位であり、ＢＯＧ１ｔｏｎ当りの消費電力量を示す）の比率で示す。 (Example)
Simulations were performed using the configurations of Embodiments 1 to 3 as examples and the configuration of Patent Document 3 as a comparative example. The results are shown in Table 1 below. Quantitative evaluation of Embodiments 1 to 3 with respect to Patent Document 3 is shown as a ratio of SPC (Specific Power Consumption, liquefaction basic unit, indicating power consumption per 1 BOG).

Figure 0006366870
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表１の結果を考察すれば定性的には、比較例では、高圧ＢＯＧを減圧（フラッシュ）して液を製造する際の温度が高いために、減圧時のガス化量が大きくなって、系内をリサイクルするＢＯＧの量が多くなるために圧縮のエネルギーが大量に必要であることが分かる。一方、実施形態１および２では、効率的なブースターエキスパンダーの配置およびサブクーラー機能の適用によって高圧ＢＯＧをより低温にすることが可能となり、減圧時のガス化量を減らし、リサイクルするＢＯＧの量を低減できることが確かめられた。実施形態３では、高圧ＢＯＧの減圧時のガス化量をさらに低減するために、ＬＮＧタンクから発生するＢＯＧ（例えば−１６０℃）をサブクーラー機能に通じることによって高圧ＢＯＧの温度を低減させ、リサイクルするＢＯＧ量を低減できることが確かめられた。   Considering the results in Table 1, qualitatively, in the comparative example, the high pressure BOG is decompressed (flashed), and the temperature when producing the liquid is high. It can be seen that a large amount of compression energy is required because the amount of BOG to be recycled is increased. On the other hand, in Embodiments 1 and 2, it is possible to lower the high-pressure BOG by efficiently arranging the booster expander and applying the subcooler function, reducing the amount of gasification during decompression, and reducing the amount of BOG to be recycled. It was confirmed that it could be reduced. In the third embodiment, in order to further reduce the amount of gasification when the high pressure BOG is depressurized, the temperature of the high pressure BOG is reduced by passing the BOG generated from the LNG tank (for example, −160 ° C.) to the subcooler function. It was confirmed that the amount of BOG to be reduced can be reduced.

１ 圧縮機
２ 第一クーラー
３ ＢＯＧブースター
４ 第二クーラー
１０ 第一熱交換器
１１ 第二熱交換器
１２ 気液分離機
１５ 第一膨張弁
１６ 第二膨張弁
Ｌ１０ 第一ライン
Ｌ１２ 第一リターンライン
Ｌ１３ 第二リターンライン
2 first cooler 1 compressor 3 BOG booster 4 second cooler 10 first heat exchanger 11 first line L12 second heat exchanger 12 the gas-liquid separator 15 the first expansion valve 16 second expansion valve L10 first return line L13 Second return line

Claims (6)

ＬＮＧタンクから送り出されたＢＯＧに少なくとも１つの圧縮処理を行う圧縮プロセスラインの下流から分岐する第一ラインと、
前記ＢＯＧを熱交換するための第一熱交換器と、
前記第一熱交換器内で前記第一ラインから分岐し、前記圧縮プロセスラインの中間位置に合流する第一リターンラインと、
前記第一リターンラインにおいて配置され、かつ前記第一熱交換器の一部を通過したＢＯＧを膨張するエキスパンダーと、
前記第一リターンラインにおいて配置され、かつ前記エキスパンダーで膨張され前記第一熱交換器を通過したＢＯＧを昇圧する、前記エキスパンダーによって駆動されるブースターと、
前記第一ラインにおいて、前記第一熱交換器を通過したＢＯＧを熱交換するための第二熱交換器と、
前記第一ラインにおいて、前記第二熱交換器を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するための少なくとも１つの膨張弁と、
前記膨張弁で膨張したＢＯＧを、ＢＯＧとＬＮＧとに分離する気液分離機と、
前記気液分離機からＬＮＧタンクまたはユースポイントへＬＮＧを送る再液化ＬＮＧラインと、
前記少なくとも１つの膨張弁より上流位置で前記第一ラインから分岐し、前記第二熱交換器を通過し、次いで前記第一熱交換器の一部または全部を通過し、前記圧縮プロセスラインの上流位置に合流する第二リターンラインと、
前記気液分離機から前記第二熱交換器を通過して前記第二リターンラインへ前記ＢＯＧを合流させるＢＯＧラインと、を有する、ボイルオフガス再液化装置。 A first line that branches from downstream of a compression process line that performs at least one compression process on the BOG delivered from the LNG tank;
A first heat exchanger for exchanging heat of the BOG;
A first return line branched from the first line in the first heat exchanger and joined to an intermediate position of the compression process line;
An expander that is disposed in the first return line and expands the BOG that has passed through a portion of the first heat exchanger;
A booster driven by the expander that is arranged in the first return line and boosts the BOG expanded by the expander and passed through the first heat exchanger;
A second heat exchanger for exchanging heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger in the first line;
In the first line, at least one expansion valve for freely expanding and re-liquefying the BOG that has passed through the second heat exchanger;
A gas-liquid separator for separating the BOG inflated by the expansion valve, to the BOG and LNG,
A reliquefaction LNG line for sending LNG from the gas-liquid separator to an LNG tank or point of use;
Branch from the first line upstream from the at least one expansion valve, pass through the second heat exchanger, then pass through some or all of the first heat exchanger, upstream of the compression process line A second return line joining the position;
A boil-off gas reliquefaction device comprising: a BOG line for passing the BOG from the gas-liquid separator through the second heat exchanger to the second return line. 前記第二熱交換器より上流位置の前記第二リターンラインに、または前記第一ラインにおいて、前記第二リターンラインが前記第一ラインから分岐する分岐点より上流かつ前記第二熱交換器より下流に、少なくとも１つの膨張弁をさらに有する、請求項１に記載のボイルオフガス再液化装置。   In the first return line upstream of the second heat exchanger, or in the first line, the second return line is upstream from a branch point where the second return line branches from the first line and downstream from the second heat exchanger. The boil-off gas reliquefaction device according to claim 1, further comprising at least one expansion valve. ＬＮＧタンクから送り出されたＢＯＧに少なくとも１つの圧縮処理を行う圧縮プロセスラインの下流から分岐する第一ラインと、
前記ＢＯＧを熱交換するための第一熱交換器と、
前記第一熱交換器内で前記第一ラインから分岐し、前記圧縮プロセスラインの中間位置に合流する第一リターンラインと、
前記第一リターンラインにおいて配置され、かつ前記第一熱交換器の一部を通過したＢＯＧを膨張する第一エキスパンダーと、
前記圧縮プロセスラインに合流する前に前記第一リターンラインから分岐し、前記第一熱交換器よりも上流位置で前記第一ラインに合流する分岐ラインにおいて配置され、かつ前記第一エキスパンダーで膨張され前記第一熱交換器を通過したＢＯＧを昇圧するための、前記第一エキスパンダーによって駆動される第一ブースターと、
前記圧縮プロセスラインに合流する前に前記第一リターンラインから分岐し、前記第一熱交換器を１回または複数回通過し、前記圧縮プロセスラインの上流位置に合流する第二リターンラインにおいて配置され、かつ前記第一熱交換器の一部を通過したＢＯＧを膨張する第二エキスパンダーと、
前記分岐ラインにおいて配置され、かつ前記ＢＯＧをさらに昇圧するための、前記第二エキスパンダーによって駆動される第二ブースターと、
前記第一熱交換器を通過したＢＯＧを熱交換するための第二熱交換器と、
前記第二熱交換器を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するための少なくとも１つの膨張弁と、
前記膨張弁で膨張したＢＯＧを、ＢＯＧとＬＮＧとに分離する気液分離機と、
前記気液分離機からＬＮＧタンクまたはユースポイントへＬＮＧを送る再液化ＬＮＧラインと、
前記気液分離機から前記第一熱交換器の一部または全部を通過し、前記第二リターンラインへ前記ＢＯＧを合流させるＢＯＧラインと、を有する、ボイルオフガス再液化装置。 A first line that branches from downstream of a compression process line that performs at least one compression process on the BOG delivered from the LNG tank;
A first heat exchanger for exchanging heat of the BOG;
A first return line branched from the first line in the first heat exchanger and joined to an intermediate position of the compression process line;
A first expander that is disposed in the first return line and expands a BOG that has passed through a portion of the first heat exchanger;
Branched from the first return line before joining the compression process line, arranged in a branch line joining the first line at a position upstream from the first heat exchanger, and expanded by the first expander. A first booster driven by the first expander for boosting the BOG that has passed through the first heat exchanger;
Before joining the compression process line, it branches from the first return line, passes through the first heat exchanger one or more times , and is arranged in a second return line that joins the upstream position of the compression process line. And a second expander for expanding the BOG that has passed through a part of the first heat exchanger,
A second booster arranged in the branch line and driven by the second expander for further boosting the BOG;
A second heat exchanger for exchanging heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger;
At least one expansion valve for freely expanding and re-liquefying the BOG that has passed through the second heat exchanger;
A gas-liquid separator for separating the BOG inflated by the expansion valve, to the BOG and LNG,
A reliquefaction LNG line for sending LNG from the gas-liquid separator to an LNG tank or point of use;
A boil-off gas reliquefaction device comprising: a BOG line that passes a part or all of the first heat exchanger from the gas-liquid separator and joins the BOG to the second return line. ＬＮＧターミナルタンクと、
請求項１から３のいずれか１項に記載のボイルオフガス再液化装置と、を備えるＬＮＧ供給システム。 LNG terminal tank,
An LNG supply system comprising: the boil-off gas reliquefaction device according to any one of claims 1 to 3. ＬＮＧを蓄えるＬＮＧタンクと、
第二リターンラインから送られたＢＯＧを所定の圧力（Ｐ２）に圧縮する圧縮機と、
前記圧縮機より下流に配置されており、ＢＯＧライン（Ｌ２）で送られたＢＯＧを前記所定の圧力（Ｐ２）よりも高い圧力（Ｐ３）となるように昇圧するＢＯＧブースターと、
前記ＢＯＧブースターより下流位置でＢＯＧラインから分岐する第一ラインと、
前記圧力（Ｐ３）のＢＯＧを熱交換するための第一熱交換器と、
前記第一熱交換器の内で前記第一ラインから分岐し、前記ＢＯＧブースターより上流位置の前記ＢＯＧライン（Ｌ２）に合流する第一リターンラインと、
前記第一リターンラインにおいて配置され、かつ前記第一熱交換器の一部を通過したＢＯＧを膨張するエキスパンダーと、
前記第一リターンラインにおいて配置され、かつ前記エキスパンダーで膨張され前記第一熱交換器を通過したＢＯＧを昇圧する、前記エキスパンダーによって駆動されるブースターと、
前記ＬＮＧタンクからのＢＯＧを熱交換する、かつ前記第一熱交換器を通過したＢＯＧを熱交換するための第二熱交換器と、
前記第二熱交換器を通過したＢＯＧを自由膨張させて再液化するための少なくとも１つの膨張弁と、
前記膨張弁で膨張したＢＯＧを、ＢＯＧとＬＮＧとに分離する気液分離機と、
前記気液分離機からＬＮＧタンクまたはユースポイントへＬＮＧを送る再液化ＬＮＧラインと、
前記少なくとも１つの膨張弁より上流位置で前記第一ラインから分岐し、前記第二熱交換器を通過し、次いで前記第一熱交換器の一部または全部を通過し、ＢＯＧを前記圧縮機に送り込むための第二リターンラインと、
前記気液分離機から前記第二熱交換器を通過して前記第二リターンラインへ前記ＢＯＧを合流させるＢＯＧライン（Ｌ１７）と、を有する、ＬＮＧ供給システム。 An LNG tank for storing LNG;
A compressor for compressing the BOG sent from the second return line to a predetermined pressure (P2) ;
A BOG booster that is arranged downstream of the compressor and boosts the BOG sent through the BOG line (L2) to a pressure (P3) higher than the predetermined pressure (P2) ;
A first line branched from the BOG line at a position downstream from the BOG booster;
A first heat exchanger for exchanging BOG at the pressure (P3) ;
A first return line branched from the first line in the first heat exchanger and joined to the BOG line (L2) at a position upstream from the BOG booster;
An expander that is disposed in the first return line and expands the BOG that has passed through a portion of the first heat exchanger;
A booster driven by the expander that is arranged in the first return line and boosts the BOG expanded by the expander and passed through the first heat exchanger;
A second heat exchanger for exchanging heat of the BOG from the LNG tank and for exchanging heat of the BOG that has passed through the first heat exchanger;
At least one expansion valve for freely expanding and re-liquefying the BOG that has passed through the second heat exchanger;
A gas-liquid separator for separating the BOG inflated by the expansion valve, to the BOG and LNG,
A reliquefaction LNG line for sending LNG from the gas-liquid separator to an LNG tank or point of use;
Branch from the first line upstream from the at least one expansion valve, pass through the second heat exchanger, then pass through part or all of the first heat exchanger, and pass BOG to the compressor A second return line to send in,
A LNG supply system comprising: a BOG line (L17) for passing the BOG from the gas-liquid separator through the second heat exchanger to the second return line. 前記第二熱交換器より上流位置の前記第二リターンラインに、または前記第一ラインにおいて、前記第二リターンラインが前記第一ラインから分岐する分岐点より上流かつ前記第二熱交換器より下流に、少なくとも１つの膨張弁をさらに有する、請求項５に記載のＬＮＧ供給システム。   In the first return line upstream of the second heat exchanger, or in the first line, the second return line is upstream from a branch point where the second return line branches from the first line and downstream from the second heat exchanger. The LNG supply system according to claim 5, further comprising at least one expansion valve.
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