JP7242554B2 - 液化ガス及び／又は液化ガスから生じる自然ボイルオフガスを冷却するための装置及び方法 - Google Patents

Description

本発明は、特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備用の液化ガス及び／又は液化ガスから生じる自然ボイルオフガスを冷却するための装置及び方法に関する。船舶は、例えば、液化ガスを輸送する。又は船舶の機械が液化ガスを使用する。

従来技術には、特に文書ＥＰ‐Ａ１ ２ ６７０ ２７４号が含まれる。

天然ガス等のガスをより簡単に長距離に亘って輸送するために、ガスを、通常、大気圧において極低温まで、例えば－１６３℃まで冷却することで液化させる（ことで液化天然ガス（ＬＮＧ）にする）。その後、液化ガスを専用船に搬入する。

例えば、液化ガスを輸送するためのメタンタンカータイプの船舶には、船舶の運転、特に船舶の推進及び／又は搭載機器用の電気の生産に必要なエネルギーを提供するように、エネルギー生産設備が設けられている。

このタイプの設備には、通常、船舶の単数又は複数のタンクで輸送される液化ガスの積荷から給電されるエバポレータからのガスを消費する熱機械が含まれる。

文書ＦＲ‐Ａ‐２ ８３７ ７８３号は、このタイプのエバポレータ、及び／又は船舶のタンクの底部に浸漬されたポンプを用いた推進に必要な他のシステムへの給電について規定している。

液化ガスの蒸発を制限するために、液化ガスを、当該液化ガスの気液平衡曲線に沿って移動するように加圧して貯蔵することで、その蒸発温度を上昇させることが知られている。したがって、液化ガスをより高い温度で貯蔵することができ、ガスの蒸発を制限する効果が得られる。

ガスの自然蒸発は避けられないものであるが、この現象は、強制ボイルオフ（蒸発）ガス（ＦＢＯＧ）に対して、自然ボイルオフガス（ＮＢＯＧ）として知られている。船舶のタンク内で自然に蒸発するガスは、一般に上述の設備に供給するように使用される。自然に蒸発するガスの量が設備の燃料ガス必要量に対して不十分である場合（第１ケース）、強制蒸発後に、より多くの燃料ガスを供給すべくタンクに沈めたポンプを作動させる。蒸発するガスの量が設備の必要量に対して多すぎる場合（第２ケース）、過剰なガスを一般にガス燃焼ユニットで燃焼させる。これは、燃料ガスの損失を意味する。

最新技術において、タンクの改良により、液化ガスの自然蒸発速度（ＢＯＲ‐ボイルオフ速度）が段々と抑えられている一方、船舶の機器は段々と高性能となっている。この結果、上述の各第１及び第２ケースにおいて、蒸発により自然発生するガスの量と、船舶の設備が必要とするガスの量との間に多大な差が生じる。

したがって、ＷＯ‐Ａ１‐２０１６／０７５３９９号に記載のような、例えば再液化又は冷却ユニット等の、貯蔵タンクに収容された液化ガスを冷却し、タンク内で生成されたＢＯＧを管理する解決策に対する関心が高まっている。本文書の根拠となる考え方は、液化ガスを冷却することで液化ガスの自然ボイルオフ（蒸発）を制限可能としつつ、液化ガスをある熱力学的状態に維持してその長期保存を可能とする装置を提供することである。しかしながら、上記文書に記載の熱交換器技術は、高価である割に効果が薄く、以下に詳細に説明する他の欠点を有している。

更に、液体の動きや周囲状態等、多数のパラメータがＮＢＯＧの生成に影響を与える。船舶において必要なエネルギー量も、実施される操作やその航行速度によって大きく変動する。これにより、ＮＢＯＧの過剰量が大幅に変動し得るため、効果的なＢＯＧ管理に対する解決策を実現することは困難である。

本発明は、単純で効果的且つ経済的な、現行の技術水準に対する改善を提案する。

第１態様によれば、本発明は、特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備用の液化ガスを冷却するための装置であって、
‐メイン液化ガス貯蔵タンクと、
‐第１冷却液化ガス分離ドラムであって、第１冷却液化ガス分離ドラムの入口が、第１パイプの第１端部に接続され、第１パイプの第２端部が、前記メインタンクにおいて好適には前記タンクの底部に収容された液化ガスに浸漬されることが意図され、前記第１パイプは、前記第１ドラムに液化ガスを供給するように適合される、第１冷却液化ガス分離ドラムと、
‐前記第１ドラム内の圧力を前記メインタンクに対して低下させるための手段であって、前記第１ドラムに、前記メインタンク内の圧力より低い動作圧力を適用するように構成される手段と、
‐前記第１パイプ及び／又は前記第１ドラムの前記入口に設けられる蒸発手段であって、これにより、ボイルオフガスと呼ばれる、前記第１ドラムに供給される液化ガスの少なくとも一部を蒸発させるとともに、冷却液化ガスと呼ばれる、液化ガスの少なくとも他の一部（例えば残り）が、前記第１ドラムにおいて前記動作圧力で飽和温度まで冷却され、前記第１ドラムは、前記蒸発ガスと前記冷却液化ガスとを分離させるように構成される、蒸発手段と、
‐前記メインタンクに前記第１ドラムに収容された前記冷却液化ガスを供給し、前記メインタンク内に収容された液化したガス、及び／又は気体状態にあるガスを冷却するための手段と、
を備えることを特徴とする装置を提案する。

ここで、冷却される、又は更に冷却されるのは、液化ガスである。液化ガスは冷却して使用される。メインタンクに収容された液化ガスの温度を制御するように意図される。

第１ドラムは、真空エバポレータとして機能し、真空蒸発コンプレッサとして機能する第１コンプレッサと対応付けられる。ガスの蒸発や減圧が冷却エネルギーを放出することが知られている。したがって、蒸発手段は、冷却手段とみなされ得る。更に、蒸発手段、圧力低下手段、減圧手段という用語は、本発明の文脈において類似の又は同一の意味を有する。本発明によれば、蒸発手段は、第１パイプ及び／又は第１パイプを第１ドラムに接続する入口を備える。以下に説明するように、第１ドラムは、（相補的な）蒸発手段を更に形成し得る。

したがって、本発明は、従来技術の交換器を真空エバポレータに交換することを提案する。これにより、より高い冷却力を得ることができるため、メインタンク内に収容された液化されたガス、及び／又は気体形態にあるガスの冷却効果を向上させることができる。

メインタンクは、本発明による装置の一部を形成する、またはしないと考えられ得る点で任意選択的である。装置は、例えば、メインタンクを有さずに出荷される場合があるので、メインタンクは装置の一部を形成しない。或いは、船舶に装着した後に、装置がメインタンクに対応付けられ、メインタンクは本発明による装置の一部を形成する。

膨張又は蒸発ステップ中に作動可能な熱交換器がないことが有利である（この欠点は、ピンチ効果による冷却損失が発生することである）。従来技術においては、このタイプの熱交換器を使用することにより、特に減圧後も液体のままであるガスの軽質フラクションを蒸発させる交換器によって、全ての軽質フラクションを完全に蒸発させる。しかしながら、重質フラクションを蒸発させるには、減圧及び交換器では不十分である。

本願において、重質フラクション及び軽質フラクションとは、それぞれ、重いガス、すなわち高いモル重量を有するガス、及び軽いガス、すなわち低いモル重量を有するガスを意味する。一実施形態において、液化ガスは液化天然ガスである。この場合、軽いガスはメタンである。液化天然ガスでは、軽質フラクションに少量の窒素が含まれている場合がある。少量の重質フラクションには、例えば、液化ガスの場合、プロパン、ブタン及びエタンが含まれる（したがって、これは、より高い温度、又は例えば動作圧力より低い圧力において蒸発する）。液化ガスにおいて、重質フラクションは、液化ガスの総質量の５．２％乃至４９．８％に相当する。重質フラクションは、例えば、軽質フラクションのモル質量より２５％乃至５００％大きいモル質量を有する。

装置により提供される改良点は数多い。以下に例を記載する。
‐冷却プロセスをメインタンクの完全に外側で実施可能であることによる、よりシンプルな構造、よりシンプルな制御、及びより安全な使用。
‐ＷＯ‐Ａ１‐２０１６‐０７５３９９号に記載のような従来技術の交換器で発生し得るピンチ効果の抑制による効率の改善。動作圧力とこれに伴う温度降下を考えると、１℃乃至２℃のピンチ効果は、およそ１５％の損失に相当する。
‐冷却電力は、必要に応じて供給可能であり使用可能であるとともに、後の使用のために貯蔵も可能である冷却液化ガスの状態で生成される。このことは、この電力が、冷却電力より加熱電力が必要とされるフェーズに対応するＮＢＯＧが不足しているフェーズにおいて、強制ボイルオフガスからエネルギーを回収することで生成可能であるため、特に有利である。
‐反対に、特に船舶におけるメインタンクの典型的な寸法、このタイプのタンクに貯蔵されるガスの量、及び上記の先願に記載される必要な冷却機器のサイズを考慮すると、このような機器により回収される冷却電力は、その貯蔵やその後の使用には不十分である。
‐液化ガスは、ドラム内で相分離されることが意図されている。設備で使用され得るガスのみが、コンプレッサ等の減圧手段により吸引されることが意図されている。したがって、コンプレッサが液滴を吸引してこれを損なうリスクがない。液化ガスの動作圧力範囲、温度及び組成を考慮すると、ほとんどの場合、液化ガスは、上記の先願に記載のような熱交換器において完全には蒸発しない。例えば、１２０ｍｂａｒａでの初期構造の液体の比率は、０．１２％以上３２％以下であり、８００ｍｂａｒａでは（交換器におけるピンチ効果を理由として、先願で提案されたような９５０ｍｂａｒａの圧力は想定できない）、０．８％以上９２％以下である（液化ガスの組成が異なるため変動が大きい）。
‐先願においては、設備に供給するために必要な全てのフロー、すなわち消費ユニットに意図される全てのフローは、コンプレッサを通過する必要がある。これは、本発明において必ずしも必要ではない。本発明では、必要量の強制ボイルオフガスのみが、生成された自然ボイルオフガスの量を補充するように使用される。したがって、コンプレッサの容量が小さいため、初期投資コストや運用コストが抑えられる。更に、装置の各部品に損失が生じるため、装置内を循環するフローを制限することが全体的により効果的である。最後に、提案された装置は、船舶の従来の消費設備に接続するのが容易であるため、既存環境への影響が制限されるとともに、燃料ガスを使用する船舶の機械をより柔軟に設計できる。
‐ドラムは、メインタンクの外側に配置することが好適である。これにより、装置が簡易化されるとともに安全になる。

全体として、ポンプにより熱交換器に液化ガスを供給することで追加のＢＯＧが生成される船舶に設置される通常の装置に比較すると、装置は、蒸発に対する総エネルギー消費を３１％乃至３８％削減する。主たる目的は、船舶において典型的に消費アイテムである蒸発エネルギーを回収することにより冷気を生成することである。船舶の特性、特に航行速度プロファイルやその機器の効率性等にもよるが、装置は、船舶の航海中（商用利用及び水路への進入待機を入れた復路を含む）に生成される熱の最大１７５％までの冷却電力を生成することを可能にする。

静水圧により、メインタンク内の圧力はタンク内の深さに応じて変動し得る。

本発明の文脈において、タンクの「底部」とは、タンクの底壁から１メートル未満にある位置を意味する。底壁とは、動作中に地球の中心の最も近くにあるタンクの壁である。また、可能な限り最も低い充填レベルまで機能するように、各ポンプもできる限り底部付近にあることが好適である（底部に近すぎるポンプは呼び水しにくいため、底部からの距離には制限がある）。

本発明による装置は、以下の特徴のうちの１つ以上を、互いに別個に又は互いに組み合わせて有し得る。
‐前記第１ドラムは、分離及び／又は膨張ドラムである。
‐前記第１ドラムの少なくとも一部、及び／又は前記第１パイプの少なくとも一部、及び／又は前記蒸発手段の少なくとも一部は、前記メインタンクに収容される、又は収容されることが意図されている。
‐前記第１ドラムは、液化ガスのみが供給されるように構成される。
‐前記第１パイプ内の液化ガスの圧力は、好適には、前記メインタンク内の前記第１パイプの水没部分により生成される静水圧より高い。
‐前記減圧手段の前方の前記第１パイプの直径は、好適には、当該パイプ内の液化ガスの冷却を制限するように（冷損制限）、可能な限り小さい。
‐前記第１パイプは、好適には、前記メインタンクに取り込まれた液化ガスが前記減圧手段に至るまで、液体のままであるように構成される。メインタンクにおける浸漬深さが浅いことによる静水圧のため第１パイプ内で圧力は降下するが、全てのガスが液体のままであるように、圧力は十分高いままである。
‐減圧手段の入口での第１パイプ内の圧力は、例えばおよそ１ｂａｒである。第１パイプにおいて液化ガスはわずかに加熱されるが、液化ガスは、およそ１ｂａｒにおいてこれが液体状である温度（例えば、およそ－１６０℃）を保ち続ける。
‐前記蒸発手段は、ＪＴ又はジュール‐トムソンバルブ等のバルブ、及び／又は特にバルブの下流に位置する第１パイプの一部を含む。
‐取り込んだ液化ガスは、好適には、バルブの直後の前記第１パイプ部分において（その大部分又は８０％更には９０％を超えて）蒸発させる。また、「フラッシュ」蒸発効果による圧力低下（自然圧力低下）により、液化ガスはこのパイプ部分において冷却される。
‐ボイルオフガスはより大きな体積を占めるため、特に十分な流量を得るように、このパイプ部分は、バルブの前方に位置する第１パイプ部分の直径より大きな直径を有し得る。
‐或いは、バルブと第１ドラムとの間のパイプ部分が短い又は存在しない場合、蒸発は、前記第１ドラムにおいて大部分又は部分的にのみ（８０％を超えて）実施され得る。この場合、第１ドラムが十分な容量を有さなければ、連続運転ができないことがある。したがって、第１ドラムを空にするように特に後述の二次タンクに移す（「フラッシュ」）減圧後、液化ガスの蒸発及び冷却現象の終了を、新しい圧力での沸点よりわずかに低い温度において待つ必要があるかもしれない。更にこの場合、特に、例えばＪＴバルブであるバルブを、単純な２状態バルブ（オールオアナッシング、すなわち１００％閉鎖／１００％開放）に交換することが可能であり得る。
‐前記減圧手段は、少なくとも第１コンプレッサを含む。第１コンプレッサの入口は、前記第１ドラムの第１ガス出口に接続され、第１コンプレッサの出口は、特に前記設備に燃料ガスを供給可能である。前記第１コンプレッサは、前記第１ドラムで蒸発した前記ガスの少なくとも一部を吸引し、前記動作圧力を前記第１ドラムに適用することが可能である。これに代えて又はこれに加えて、減圧手段は、少なくとも１つのポンプを含む。ポンプの入口は、前記第１ドラムの液体出口に接続される。この変形例において、少なくとも１つのコンプレッサが、前記第１ドラムに収容された蒸発ガスを吸引するように使用され得る。
‐前記供給手段は、第２パイプを含む。第２パイプの第１端部は、前記第１ドラムの第２冷却液化ガス出口に接続され、第２パイプの少なくとも１つの第２端部は、前記メインタンクに注ぐことが意図されている。前記第２パイプは、前記冷却液化ガスの少なくとも一部を、前記第２ドラムから前記メインタンクに注入することが可能である。第２パイプを介した第１ドラムの前記メインタンクへの接続は、直接であっても間接であってもよい。換言すれば、第２パイプは、他の流体連通部品を含むかこれに対応付けられ得る、又は複数セクションに分割され、その間にこのような部品が配置され得る。これは、本発明の文脈において言及される全てのパイプに適用され得る。
‐液体及び／又は気体状態のガスが、特に前記第２パイプにより前記メインタンクに注入され得る。気体と蒸気の混合物がメインタンクに注入され得る。このような混合物がタンクの底部に再注入された場合、混合物の気体部分は、ガスの静水圧及びメインタンク内の液化天然ガスの温度により再凝縮する傾向がある。これにより、メインタンクにおける圧力低下が抑えられ得る。
装置は、
‐第１ポンプを含む。第１ポンプは、前記第１パイプの前記第２端部に接続されるとともに、前記メインタンクに収容された前記液化ガスに、好適にはタンクの底部において浸漬されて、液化ガスを前記第１パイプを介して前記第１ドラムへ強制的に循環させることが意図されている。或いは、装置はこのような第１ポンプを有さない。これは、例えば、第１ドラム及び第１パイプが前記第１タンクの内部にあるような場合である。
‐装置は、第２ポンプを含む。第２ポンプは、前記第２パイプに接続されて、前記冷却液化ガスの少なくとも一部を前記第２パイプを介して前記第１ドラムから前記メインタンクへ強制的に循環させる。或いは、この第２ポンプは必要でないこともある。これは、例えば、第１ドラムに液化ガスが所定の充填レベルまで供給され、次いでその圧力を低下させて液化ガスを冷却して部分的に蒸発させることで、前記第１ドラム内の圧力が、メインタンク内の圧力に実質的に近似する値であって、第２ポンプを任意選択的なものにするのに十分な値まで上昇する非連続運転のような場合である。
‐第１パイプにはオールオアナッシングバルブが装備されて、例えば、前記第１ドラム内で減圧が生じたときに閉鎖するように適合されている。
‐第１又は第２ポンプは、船舶に装備された燃料ポンプ又は乾燥ポンプである。このタイプのポンプは、典型的には、およそ２５‐３０ｔ／ｈの最大流量を提供可能である。或いは、より大きい最大流量を有するポンプを、特に第１ポンプとして使用できる。例えば、このポンプは、３００ｔ／ｈ、又は好適には２５００ｔ／ｈまでの最大流量を提供可能である。
‐第１ドラム、第１コンプレッサ、及び第１ポンプにより形成されるシステムは、真空蒸発手段（又は真空エバポレータ）として機能する。一般的に言えば、本発明の場合、ドラム、コンプレッサ、及びポンプにより形成されるシステムは、真空蒸発手段に類似している。
‐蒸発手段は、好適には、ガスの圧力を、第１ドラムの動作圧力まで低下させるように構成される。
‐前記第１コンプレッサの前記第２出口は、第２コンプレッサの入口に接続される。第２コンプレッサの出口は、前記設備に燃料ガスを供給可能である。
‐冷却液化ガスを前記メインタンクに注入するように、前記第２パイプは、前記メインタンクに収容された液化ガスに浸漬されることが意図された浸漬チューブ、及び／又は前記メインタンクにおける噴霧マニホルドを含む、又は接続される。したがって、冷却液化ガスを、メインタンクに収容されたガス及び／又は液化ガスに注入することができる。
‐前記第１ドラムの前記第２出口は、二次タンクの第１入口に接続され、当該タンクに冷却液化ガスを供給して当該タンクに冷却液化ガスを貯蔵する。
‐二次タンクは、冷却液化ガスを、前記第１ドラム内の前記動作圧力よりも高い圧力で収容するように構成される。したがって、二次タンクは、第１ドラムより高い圧力、例えば大気圧である。このため、二次タンクは、大量のガスを貯蔵するように設計され得るため、コストを抑えることができる。これが当該二次タンクの利点である。したがって、設備の必要量が自然蒸発より多い場合、冷却されたガスは第１ドラムに蓄積する。そして、設備の必要量が自然蒸発より少なくなると、自然ボイルオフを抑えるように、メインタンクに移される。
‐二次タンクに収容された冷却液化ガスは、サブクールされた液化ガスとみなすことができる。「サブクール」とは、ガスが、ガスに受ける圧力において沸点（すなわち飽和温度）より厳密に低い温度にあることを意味する。二次タンクにおいて、液化ガスは、サブクール状態とみなされ得るような圧力にある。
‐二次タンクは、流体、特にＢＯＧを冷却する熱交換器として機能する。
‐前記第２ポンプは、前記第１ドラムの前記第２出口と、前記二次タンクの前記第１入口との間に配置される。
‐前記二次タンクは、前記第２パイプに接続された前記冷却液化ガスの少なくとも一部のための第１出口を含む。前記第２パイプは、前記冷却液化ガスの少なくとも一部を、前記二次タンクから前記メインタンクへ送ることができる。
‐前記装置は、少なくとも１つの熱交換回路を含む。熱交換回路は、当該回路を循環する流体を、前記二次タンクに貯蔵された、又は前記二次タンクから到来する冷却液化ガスの少なくとも一部を使用して冷却するように構成される。この熱交換回路は、二次タンク内に、又は二次タンクに隣接して乃至対応付けて、又は二次タンクから間隔を置いて配置され得る。別の熱交換器の一部を形成し得る冷却液化ガスパイプが、例えば、前記熱交換回路に供給するように使用され得る。或いは、前記熱交換回路を循環する流体を冷却するように使用される冷却液化ガスは、例えばメインタンクや第１ドラム等の他の源から到来してもよい。
‐前記二次タンクと前記熱交換回路とを組み合わせることで、自然ボイルオフガスを非常に高い効率で再処理することができる。なぜならば、特に液化ガスが冷却されるという事実により、自然ボイルオフガス（例えば－１６０℃以上－８０℃以下、より正確には－１４０℃以上－１００℃以下の温度を有する、二次タンクの入口における気相のガス）と液化ガスとの温度差に比較して、交換器に関するピンチ効果が小さいからである。当然ながら、二次タンクが存在しない場合でも、前記第１ドラムからの又は前記メインタンクからの冷却ガスとの交換により同じ利点が得られ得る、換言すれば、冷却液化ガスは、二次タンク、第１ドラム、及び／又はメインタンクに貯蔵され得る。
‐前記熱交換回路は、前記メインタンクの自然ボイルオフガス出口に接続される入口を含む。この文脈において、前記熱交換回路は、メインタンク内の自然ボイルオフガスを非常に高い効率で再処理することができる。なぜならば、特に液化ガスが冷却されるという事実により、自然ボイルオフガスと液化ガスとの温度差に比較して、交換器に関するピンチ効果が小さいからである。
‐前記回路の前記入口は、前記メインタンクの出口から到来する自然ボイルオフガスが供給される前記第１又は第２コンプレッサ等の少なくとも１つのコンプレッサの前記出口に接続される。したがって、自然ボイルオフガスは、冷却液化ガスとともに、交換器又は交換回路に進入する前に圧縮される（温度が上昇する）。
‐前記回路の前記入口は、第１又は第２コンプレッサ等の少なくとも１つのコンプレッサの前記出口に、第１熱交換器の一次回路により接続される。前記第１熱交換器は、二次回路を含む。二次回路の入口は、前記メインタンクの前記自然ボイルオフガス出口に接続され、二次回路の出口は、前記第１又は第２コンプレッサの前記入口に接続される。メインタンク内に取り込まれた自然ボイルオフガスは、二次回路に入る前に加熱され得る。これは、自然ボイルオフガスが設備への供給に使用される際にはいずれにしても加熱する必要があるので問題ではない。一部が設備に供給される全ての自然ボイルオフガスと自然ボイルオフガスの圧縮部分との間での事前の交換が有利に実施され、設備の消費量を超える余剰分は再凝縮される。自然ボイルオフガスは冷却液化ガスより低温でないため、交換は事前に実施されなくてはならない。
‐前記熱交換回路は、第２ドラムの入口に接続される出口を含む。冷却液化ガスを前記メインタンクに注入するように、前記第２ドラムは、前記第２パイプに接続される第１冷却液化ガス入口を含む。或いは、装置は、メインタンクに、例えばタンクの底部において、メインタンク内のガスの静水圧及び液化ガスの温度により再凝縮する傾向のあり得る混合物の気体部分を再注入するように構成され得る。
‐前記第２ドラムは、相分離ドラムである。
‐断熱膨張によりガスの温度を低下させるように、前記回路の前記出口は、前記第２ドラムの前記入口に、ジュール‐トムソン（ＪＴ）効果バルブ等のバルブによって接続される。したがって、自然ボイルオフガスを膨張させ得る。交換器又は熱交換回路のいずれかの側の圧縮／減圧により、自然ボイルオフガスの低い温度を得ることができ、したがって、より多くの自然ボイルオフガスを凝縮させることができる。
‐装置は、第２熱交換器を含む。第２熱交換器の一次回路は、前記メインタンク内の液化ガスに浸漬されることが意図された第３ポンプの出口に接続される入口と、冷却液化ガス出口と、を有する。二次回路は、前記第１パイプに接続される入口と、前記第１ドラムの入口に接続される出口と、を有する。
‐前記第２熱交換器は、前記メインタンク内の液化ガスに浸漬されていない、又は前記メインタンクに装着されていない。
‐前記二次タンクに冷却液化ガスを供給するように、前記第２熱交換器の一次回路の出口は、前記二次タンクの入口に接続される。
‐装置は、前記メインタンクに収容された液化ガスに浸漬されたポンプ及び／又はパイプ以外の部品を有していない。
‐前記液化ガスは、純（ピュア）ガス又は物体を含むいわゆるピュアフラクションを含む。前記冷却液化ガス及び前記ボイルオフガスは、前記少なくとも１つのピュアフラクションを含む。液化ガスが液化天然ガスである場合、このタイプのピュアフラクションはメタンで構成され得る。

本願において、「純／ピュア」とは、複数の物体や種の混合物に対して、単一の物体又は化学種を意味する。前記純ガスは、例えば、軽質ガス又は重質ガスである。

本発明は、更に、上述の少なくとも１つの装置を含む、特に液化ガスを輸送するための船舶に関する。

本発明は、更に、上述の装置により、特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備用の液化ガスを冷却する方法に関し、前記方法は、
‐前記メインタンクに収容された液化ガスを取り込むステップＡであって、前記液化ガスは、前記第１パイプに取込温度において取り込まれるステップＡと、
‐前記取込ガスを、前記取込温度で取り込まれた前記ガスの飽和蒸気圧より低い膨張圧力まで膨張させて、前記取込ガスの一部を膨張効果により蒸発させるとともに、特に前記取込ガスを前記膨張圧力において飽和温度まで冷却させるため、前記取込ガスの残りの部分は液体のまま、前記取込温度より低い温度まで冷却されるステップＢと、
‐前記第１ドラムに液化ガスを充填し、前記ドラムにおいて、特に重力により前記蒸発ガスと前記冷却された液化ガスとを分離するステップＣと、
‐前記設備に、前記第１ドラムに収容された前記蒸発ガスの少なくとも一部を供給するステップＤと、
‐前記メインタンクに収容された液化ガスを、前記第１ドラムに収容された冷却液化ガスにより冷却して、前記メインタンクに収容されたガスを冷却するステップＥと、
を含むことを特徴とする。

飽和蒸気圧は、閉鎖システム内の所定の温度において、物質の気相が液相又は固相と平衡状態になる圧力である。

本発明によれば、蒸発エンクロージャでの減圧及び冷却や、ドラムにおいて当該蒸発エンクロージャと液化ガスとの間で熱交換することによりメインタンクに移された液化ガスを冷却することに代えて、ドラムにおいてフラッシュ蒸発を利用し、結果として冷却された液体はメインタンクに戻される。この利点は、主に、蒸発エンクロージャとドラムからの液化ガスとの熱交換のピンチ効果が抑制されることである。

一実施形態によれば、取り込まれる液化ガスは、純ガス、例えばメタンからなる。本例において、前記第１パイプ内を循環する液化ガスは、この純ガスを含む混合物、例えばメタンを含む液化天然ガスから構成されてもよい。

本発明による方法は、以下のステップのうちの１つ以上を、又は以下の特徴の１つ以上を、互いに別個に又は互いに組み合わせて含み得る、又は有し得る。
‐ステップＥは、冷却液化ガスを前記第２パイプで循環させることでこれを前記メインタンクに注入し、メインタンクに収容された液化ガスを冷却することを含む。
‐本方法は、前記メインタンクに収容されたガスであって、メインタンクに収容された液化ガスのレベルの上方に位置するガスに、冷却液化ガスの液滴を噴霧するステップを含む。
‐本方法は、前記第１ドラムの第１出口を出たガスを圧縮するステップを含む。
‐前記第１ドラム内の圧力は、１２０ｍｂａｒａ以上９５０ｍｂａｒａ以下である、及び／又は前記メインタンク内の圧力は、特に大気圧でのタンクについて、２０ｍｂａｒｇ以上７００ｍｂａｒｇ以下、２０ｍｂａｒｇ以上３５０ｍｂａｒｇ以下、又は２０ｍｂａｒｇ以上２５０ｍｂａｒｇ以下、加圧タンクについて最大１０ｍｂａｒａの圧力である、及び／又は膨張は、０．９４％以上１５．１８％以下の蒸発率をもたらす、及び／又は第１パイプにおける流量は、１８．０９／ｈ以上３７４．７／ｈ以下である、及び／又は第１ドラムにおける冷却液化ガスの生産率は、１５．３５ｔ／ｈ以上３７１．６ｔ／ｈ以下である、及び／又は二次タンクは、１３１２ｍ^３以上８６０３７ｍ^３以下の内容積又は容量を有する、及び／又は液化ガス又は自然ボイルオフガスを取り込んで当該ガスを冷却した後の冷却ガスの温度は、－１８０．４°以上－１５９°以下である、及び／又は圧縮自然ボイルオフガスの蒸発は、８１．６３％以上１００％以下の蒸発率をもたらす。
‐本方法は、前記メインタンク内で取り込まれた液化ガスを、前記第１ドラムにおいて部分的に又は完全に蒸発させ得る前記液化ガスの膨張後であって注入前に、前記一次回路を循環する流体との熱交換により、予熱するステップを含む。
‐本方法は、前記メインタンク内で取り込まれた液化ガスを、前記二次タンクに注入する前に、前記二次回路を循環する流体との熱交換により、予冷するステップを含む。
‐本方法は、前記第１又は第２コンプレッサを出るガスを、前記二次タンクに収容された冷却液化ガスとの熱交換により、冷却するステップを含む。
‐本方法は、前記第１又は第２コンプレッサを出たガスを、前記二次タンクで冷却する前に、前記メインタンク内に取り込まれた自然ボイルオフガスとの熱交換により、予冷するステップを含む。
‐本方法は、前記メインタンク内で取り込まれた自然ボイルオフガスを、前記第１又は第２コンプレッサにより圧縮する前に、予熱するステップを含む。
‐本方法は、前記第２ドラムの充填前に、前記第２ドラムに供給することが意図されたガスの圧力及び／又は温度を低下させるステップを含む。
‐本方法は、冷却液化ガスを前記メインタンクに前記第２パイプによって注入するステップを含む。この注入により、メインタンクに収容された液化ガスを冷却することに関与してＢＯＧの生成を制限することができる。
‐本方法は、前記第２ドラムから前記第２コンプレッサへガスを送るステップを含む。このガスは、圧縮後に設備で使用され得る。

また、本発明は、上述の装置により、特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備に燃料ガスを供給する方法であって、
‐前記メインタンクに収容された液化ガスを取り込むステップＡであって、前記液化ガスは、前記第１パイプに取込温度において取り込まれるステップＡと、
‐前記取込ガスを、前記取込温度で取り込まれた前記ガスの飽和蒸気圧より低い膨張圧力まで膨張させて、前記取込ガスの一部を膨張効果により蒸発させるとともに、特に前記取込ガスを前記膨張圧力において飽和温度まで冷却させるため、前記取込ガスの残りの部分は液体のまま、前記取込温度より低い温度まで冷却されるステップＢと、
‐前記第１ドラムに液化ガスを充填し、前記第１ドラムにおいて、特に重力により前記液化ガスを前記冷却された液化ガスから分離するステップＣと、
‐二次タンクに前記第１ドラムからの冷却液化ガスを供給し、前記二次タンクに前記冷却液化ガスを貯蔵するステップＦと、
‐前記メインタンクに自然ボイルオフガスを取り込んで、当該ガスを予熱するステップＧと、
‐前記第１ドラムからのボイルオフガス及び予熱した自然ボイルオフガスの両方を圧縮するステップＨと、
‐前記設備に前記圧縮ガスを供給するステップＩと、
を含むことを特徴とする方法に関する。

本発明による方法は、以下のステップのうちの１つ以上を、又は以下の特徴の１つ以上を、互いに別個に又は互いに組み合わせて含み得る、又は有し得る。
‐ステップＡ、Ｂ、Ｃ及びＦは、連続的に実施される。
‐ステップＡ、Ｂ、Ｃ及びＦと同時に、又はステップＧと同時に、又はステップＡ、Ｂ、Ｃ、Ｆ及びＧと同時に、本方法は、前記二次タンクから冷却液化ガスを取り込んで当該ガスを前記メインタンクに注入し、前記メインタンクに収容された液化ガスを冷却するステップを含む。
‐冷却液化ガスは、前記メインタンク内の液化ガス及び／又はボイルオフガスに直接注入される。

第２態様によれば、本発明は、特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備用の自然ボイルオフガスを冷却するための装置であって、
前記装置は、
‐第１自然ボイルオフガス出口を含む、液化ガスを貯蔵するための任意選択的なメインタンクと、
‐前記メインタンク内の液化ガスを取り込んで、当該液化ガスを冷却するための手段と、
‐前記冷却手段により冷却された液化ガスを貯蔵するように構成された、冷却液化ガス用の二次タンクと、
‐第１熱交換回路であって、前記メインタンクの前記第１出口に接続される入口を含み、当該回路で自然ボイルオフガスが循環する、第１熱交換回路と、
を備え、
前記第１回路を通過する前記自然ボイルオフガスが、冷却され前記二次タンクに収容された液化ガス、又は前記二次タンクから到来する液化ガスにより冷却されるように、前記第１回路は前記二次タンクと協働するように構成される、
ことを特徴とする装置を提案する。

メインタンクは、本発明による装置の一部を形成する、又はしないとみなされ得る範囲で任意選択的である。装置は、例えば、メインタンクを有さずに供給され得る。この場合、メインタンクは装置の一部を形成しない。或いは、例えば船舶に装着後の装置は、メインタンクと組み合わされるので、本発明による装置の一部を形成する。

したがって、本解決策は、ＢＯＧを冷却することにより、例えば船舶の要求に適合した装置においてＢＯＧの管理の改善を提案するとともに、以下のことを可能とする。
‐冷却に使用される手段の能力を、ＮＢＯＧ生産ピークの管理に必要な能力ではなく、過剰ＮＢＯＧの管理に必要な能力に限定する。
‐連続的に使用され得る手段、必要に応じて貯蔵可能な冷却液化ガス等の冷熱源の使用率を最適化する。
‐必要時に、生成された冷却電力が正しく使用されることを確実にする。

本解決策は、流体を冷却するあらゆるタイプの手段に適合している。ここで、流体は、タンクから到来し、二次タンクで冷却され、最終的に、タンクに戻ってここで冷却状態とされるであろうＢＯＧである。

本発明による装置は、以下の特徴のうちの１つ以上を、互いに別個に又は互いに組み合わせて有し得る。
‐第１分離ドラムであって、前記第１分離ドラムの入口が、前記第１回路の出口に接続されて、冷却された自然ボイルオフガス、及び再凝縮して冷却液化ガスを形成する自然ボイルオフガスが前記第１ドラムに供給される第１分離ドラム。前記第１ドラムは、第１自然ボイルオフガス出口と第２冷却液化ガス出口とを含む。前記第２冷却液化ガス出口は、冷却液化ガスを前記メインタンクに注入するように前記メインタンクに接続される。
‐前記第２タンクは、前記第１ドラムの動作圧力より高い圧力の冷却液化ガスを収容するように構成される。
‐装置は、少なくとも１つの第１コンプレッサを含む。第１コンプレッサの入口は、前記メインタンクの前記第１自然ボイルオフガス出口、及び／又は前記第１ドラムの前記第１自然ボイルオフガス出口に接続される。
‐前記冷却手段は、前記二次タンク内の液化ガス、又は前記前記二次タンクから到来する液化ガスと熱交換により協働することが意図される第２熱交換回路を含み、前記第２熱交換回路において、前記液化ガスを冷却するように冷却流体が循環して、冷却液化ガスが前記二次タンクに直接生成されることで、冷却液化ガスを生成する。
‐前記冷却手段は、
・第２ドラムであって、前記第２ドラムの入口が、第１パイプの第１端部に接続され、前記第１パイプの第２端部が、前記メインタンクに収容された前記液化ガスに浸漬され、前記第１パイプは、前記第２ドラムに液化ガスを供給するように適合された第２ドラムと、
・第２パイプであって、前記第２パイプの第１端部が、前記第２ドラムの第１冷却液化ガス出口に接続され、前記第２パイプの第２端部が、前記二次タンクに接続されて、前記二次タンクに冷却液化ガスが供給される第２パイプと、
を含む。
‐前記第２ドラムは、分離及び／又は膨張ドラムである。
‐装置は、第１熱交換器を含み、前記第１熱交換器の一次回路が、前記メインタンクの液化ガス出口に接続される入口を有し、
二次回路が、前記第１パイプに接続される入口と、前記第２ドラムの前記入口に接続される出口と、を有する。
‐前記第２熱交換器は、前記メインタンク内の液化ガスに浸漬されていない、又は前記メインタンクに装着されていない。
‐前記第２熱交換器の一次回路の出口は、前記二次タンクの入口に接続されて、冷却液化ガスが前記二次タンクに供給される。
‐装置は、前記メインタンクに収容された液化ガスに浸漬されたポンプ及び／又はパイプ以外の部品を有していない。
‐前記一次回路の前記入口は、前記メインタンク内の液化ガスに浸漬されることが意図された第３ポンプの出口に接続される。
‐装置は、
・前記第１パイプの前記第２端部に接続される第１ポンプであって、前記第１パイプを介して前記メインタンクから前記第２ドラムへ液化ガスを強制的に循環させるように、前記メインタンクに収容された前記液化ガスに浸漬されることが意図された第１ポンプと、
・前記第２ドラムから前記二次タンクへ冷却液化ガスを強制的に循環させるように、前記第２パイプに接続される第２ポンプと、
を含む。
‐前記第１パイプは、前記蒸発手段を含む。
‐装置は、少なくとも１つの第２コンプレッサを含み、前記第２コンプレッサの入口が、前記メインタンクの前記第１自然ボイルオフガス出口に接続される。
‐前記第２コンプレッサは、前記第１回路の前記入口に接続される出口を含む。
‐前記第２コンプレッサの前記入口は、前記第２ドラムの第２ガス出口、及び／又は前記第１ドラムの第２ガス出口に更に接続される。
‐前記第２コンプレッサの前記入口は、前記第１コンプレッサの前記出口に接続される。
‐前記第１又は第２コンプレッサは、特に前記設備に燃料ガスを供給するように適合された出口を含む。
‐前記第１回路の前記入口は、前記第１又は第２コンプレッサの前記出口に、第２熱交換器の一次回路により接続され、前記第２熱交換器は、二次回路を含み、前記二次回路の入口が、前記メインタンクの前記第１自然ボイルオフガス出口に接続され、前記二次回路の出口が、前記第１又は第２コンプレッサの前記入口に接続される。
‐前記二次タンクは、第３冷却液化ガスパイプの第１端部に接続され、第３冷却液化ガスパイプの第２端部は、前記メインタンクに接続されることが意図され、前記第３パイプは、前記冷却液化ガスの少なくとも一部を、前記二次タンクから前記メインタンクへ送るように適合される。
‐前記第３パイプは、前記メインタンクに収容された前記液化ガスに浸漬されることが意図された浸漬チューブ、及び／又は、冷却液化ガスを前記メインタンクに注入するように前記メインタンクに配置された噴霧マニホルドを含む。
‐前記第１回路の前記入口は、前記第１又は第２コンプレッサ等の少なくとも１つのコンプレッサの前記出口に、第２熱交換器の一次回路により接続され、前記第２熱交換器は、二次回路を含み、前記二次回路の入口が、前記メインタンクの前記第１自然ボイルオフガス出口に接続され、前記二次回路の出口が、前記第１又は第２コンプレッサの前記入口に接続される。したがって、全ての自然ボイルオフガス（その一部は設備に向かう）と自然ボイルオフガスの圧縮部分（再凝縮された設備の消費量を超える余剰分）との間での事前の交換があり得る（自然ボイルオフガスは、冷却液化ガスほど低温でないため、交換は事前でなくてはならない）。
‐装置は、前記メインタンクに収容された液化天然ガスに浸漬されたポンプ及び／又はパイプ以外の部品を有していない。

本発明の第１態様の装置の特徴について上述した効果及び利点は、当然ながら、第２態様の装置の同一の特徴に適用可能であり、逆もまた同様である。

更に、本発明は、上述の少なくとも１つの装置を含む、特に液化ガスを輸送するための船舶に関する。

本発明による方法は、以下のステップのうちの１つ以上を、又は以下の特徴の１つ以上を、互いに別個に又は互いに組み合わせて含み得る、又は有し得る。
‐本方法は、
・前記メインタンクの前記第１出口からのガスを圧縮するステップ、及び／又は、
・前記第１ドラムの前記第２出口からのガスを圧縮するステップ、及び／又は、
・前記第２ドラムの前記第２出口からのガスを圧縮するステップ、
を含む。
‐本方法は、圧縮ガスを前記二次タンクにおいて冷却する前に、この圧縮ガスを、前記メインタンク内に取り込まれて前記第２交換器の前記二次回路を循環する自然ボイルオフガスとの熱交換により、予冷するステップを含む。
‐本方法は、前記メインタンク内で取り込まれた自然ボイルオフガスを、当該ガスの圧縮前に、前記第２交換器の前記一次回路を循環する流体との熱交換により、予熱するステップを含む。
‐本方法は、前記二次タンクに収容された液化ガスを冷却するステップを含む。
‐本方法は、液化ガスを膨張させて、前記ガスの一部を膨張効果により蒸発させるとともに、前記ガスの残りは液体のまま冷却されるステップを含む。
‐本方法は、前記第２ドラムを充填し、特に重力により、前記第１ドラムにおいて、前記冷却液化ガスに対して前記蒸発ガスを分離するステップを含む。
‐本方法は、前記二次タンクに冷却液化ガスを供給するステップを含む。
‐本方法は、前記メインタンク内で取り込まれた液化ガスを、前記液化ガスの膨張後であって前記第２ドラムに注入する前に、前記第１交換器の前記一次回路を循環する流体との熱交換により、予熱するステップを含む。
‐本方法は、前記メインタンク内で取り込まれた液化ガスを、前記二次タンクに注入する前に、前記第１交換器の前記二次回路を循環する流体との熱交換により、冷却するステップを含む。

本発明の第１態様の方法の特徴及びステップについて上述した効果及び利点は、当然ながら、第２態様の方法の同一の特徴及びステップに適用可能であり、逆もまた同様である。

本発明は、更に、上述の装置により、特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備用の液化ガス及び／又は液化ガスの蒸発から生じるガスを冷却する方法であって、
‐前記二次タンク内で冷却液化ガスを調製するステップＡと、
‐前記二次タンク内の冷却液化ガスを取り込むステップＢと、
‐前記冷却液化ガスを、メインタンクに収容された前記ボイルオフガス及び／又は前記液化ガスに注入するステップＣと、
を含むことを特徴とする方法に関する。

本発明は、更に、上述の装置により、特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備に燃料ガスを供給する方法であって、前記方法は、前記設備によるガス消費の少なくとも１つのパラメータの監視と、
‐前記パラメータの値が所定の閾値を超える場合、冷却液化ガスを調製して、例えば前記二次タンクに貯蔵するステップと、
‐前記パラメータの値が所定の閾値未満である場合、前記メインタンクにおいて過剰に生成された自然ボイルオフガスを再凝縮させるステップと、
を含むことを特徴とする方法に関する。

本方法は、自然ボイルオフガスの生成を制限するように、前記冷却液化ガスを使用して、前記メインタンクに収容されたガスを冷却するステップを含み得る。

所定の閾値は、例えば、船舶の航海中に変動し得る。機能的には、この閾値は、メインタンク内の圧力を監視する必要をなくすように、メインタンクから引き出されるＮＢＯＧのフローに対応し得る。

有利には、自然ボイルオフガスの生成が前記設備のガス消費を満たすのに不十分である場合、冷却液化ガスが調製される。

好適には、前記メインタンク内に収容された液化ガス相を取り込み、膨張させ、分離することにより、液化ガスが冷却される。

自然ボイルオフは、多くの方法で抑えることができる。例えば、（例えば、冷却液化ガスをタンクに噴霧するマニホルドを介して、又はメインタンクへの単純な出口によって）冷却液化ガスをタンクに移すことにより、又は自然ボイルオフガスと、自然ボイルオフガスの再凝縮（場合によりタンクに戻される）を可能にする冷却ガスとの間で冷気を交換する（すなわち、交換器による）ことにより、自然ボイルオフは抑えられる。

自然ボイルオフの抑制が望まれる場合、液化ガスがサブクールであるという事実により、ボイルオフガスが生成され得ない。貯蔵により、非常に高価な液化ユニットであって、コストがその容量に依存する液化ユニットを使用しなくても、容量の限られた二次タンクでの再凝縮に対する高度な要求に対処することが可能になる。

或いは、特にメインタンク内の自然ボイルオフガスの利用可能な量が設備の必要量より多い場合、メインタンク内に冷却ガスを貯蔵して、メインタンク内の自然ボイルオフガスを凝縮させる。冷却ガスはメインタンク内の残りのガスより高い濃度を有するため、メインタンクの底部の、例えば液体出口より下方の液化ガスから生じる自然ボイルオフガスを、例えば、冷却／再凝縮する必要がある。交換器を、例えばこの位置に設けてもよいし、この位置に貯蔵された冷却ガスを自然ボイルオフガスとともに（例えばタンクの外部に配置された）熱交換器に供給するパイプを設けてもよい。

以下に記載の場合、有利である。
‐前記自然ボイルオフガスは、前記冷却液化ガスとの熱交換により凝縮される、及び／又は、
‐前記自然ボイルオフガスは、前記熱交換の前に圧縮される、及び／又は、
‐前記自然ボイルオフガスは、前記熱交換の後に減圧される、及び／又は、
‐前記自然ボイルオフガスは、前記減圧後に相分離される。

本発明の第１態様の装置及び方法の特徴やステップは、第２態様の装置及び方法の特徴やステップと組み合わせることができ、逆もまた同様である。

本発明は、非限定的な例として、添付図面を参照してなされる以下の説明を読むことで、より良く理解されるとともに、本発明の他の詳細、特徴及び利点がより明らかになるであろう。

本発明の第１実施形態による、船舶に装備される装置の概略図。 図１に対応する、本発明による方法のステップを示す概略図。 図１に対応する、本発明による方法のステップを示す概略図。 図１に対応する、本発明による方法のステップを示す概略図。 図１に対応する、本発明による方法のステップを示す概略図。 図１に対応する、本発明による方法のステップを示す概略図。 本発明の第２実施形態による、船舶に装備される装置の概略図。 本発明の第３実施形態による、船舶に装備される装置の概略図。 本発明の第４実施形態による、船舶に装備される装置の概略図であって、本発明によるステップを示す概略図。 本発明の第４実施形態による、船舶に装備される装置の概略図であって、本発明によるステップを示す概略図。 本発明の第５実施形態による、船舶に装備される装置の概略図。 本発明の第６実施形態による、船舶に装備される装置の概略図。 本発明の第７実施形態による、船舶に装備される装置の概略図。

図１は、液化ガスの冷却、及び／又は液化ガスから生じる自然ボイルオフガスの冷却を可能にすると考えられる、本発明の第１実施形態による装置１０を示す。

装置１０は、液化ガスを輸送する船舶等の船舶に燃料ガスを供給するのに特に適しているが、これに限定されない。したがって、装置１０は、特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備１２に燃料ガスを供給するように使用され得る。

船舶は、液化ガスを貯蔵するための単数のタンク１４又は複数のタンク１４を含む。ガスは、例えば、メタン、又はメタンを含むガス混合物である。タンク１４又は各タンク１４は、所定の圧力及び所定の温度、例えば大気圧及び－１６０℃の温度の液化状態のガスを収容し得る。船舶の単数又は複数のタンク１４は、本発明による装置１０により設備１２に接続され得る。したがって、タンクの基数は、本発明を限定せず、例えば、１基乃至６基である。各タンク１４は、１０００ｍ^３乃至５００００ｍ^３の容量を有し得る。

以下、「タンク」という表現は、「タンク又は各タンク」を意味するものとして解釈されたい。

タンク１４は、液化ガス１４ａと、タンク１４内の液化ガス１４ａのボイルオフ（蒸発）、特に自然ボイルオフから生じるガス１４ｂと、を収容する。液化ガス１４ａは、タンク１４の底部に自然に貯蔵されるのに対し、ボイルオフガス１４ｂは、文字Ｎで概略的に表されるタンク内の液化ガスのレベル（高さ）より上方に位置する。

以下では、「ＬＮＧ」は、液化ガスすなわち液体状態のガスを意味し、「ＢＯＧ」はボイルオフガスを意味し、「ＮＢＯＧ」は自然ボイルオフガスを表し、「ＦＢＯＧ」は強制ボイルオフガスを意味するものとする。これらの略語は、該当する英単語の最初の文字に対応しており、当業者に公知である。

図１に示す実施形態において、ポンプ１６ａ、１６ｂが、タンク１４内のＬＮＧに浸漬されている。好適には、ＬＮＧのみが供給されることを保証するように、ポンプ１６ａ、１６ｂはタンクの底部に配置される。

ここでは２つのポンプ１６ａ、１６ｂが存在する。ポンプ１６ａは、パイプ１８の一端部、ここでは下端部に接続される。ポンプ１６ｂは、パイプの２０の一端部、ここでは下端部に接続される。或いは、ポンプ１６ａ、１６ｂの冗長性を確保するように、又は船舶に既に存在する噴霧ポンプ等の既存のポンプを使用するように（この場合、ポンプ１６ｂの機能は、４つの別個のタンクのそれぞれに存在する４つの噴霧ポンプにより提供され得る）、各タイプの更なるポンプが存在し得る。

パイプ２０は上端部を有し、この上端部は、タンク１４の上部においてレベルＮより上方に位置する、ＬＮＧの液滴を噴霧するマニホルド２２に接続される。したがって、マニホルド２２は、ＬＮＧの液滴をＮＢＯＧに噴霧するように構成される。これにより、タンク１４内のＮＢＯＧを強制的に再凝縮させることができる。ポンプ１６ｂは、ＬＮＧをパイプ２０においてタンク１４の底部からマニホルド２２へ強制的に循環させるとともに、ＬＮＧが液滴の形態で噴霧されることを保証するように構成される。実際に、ＮＢＯＧがパイプ内で循環し得る間に、メインタンクにはガス環境が存在し得る。

ポンプ１６ａは、ＬＮＧを、パイプ１８においてタンク１４の底部からパイプ１８の一端部、例えば上端部に接続されたドラム２４へ強制的に循環させるように構成される。パイプ１８は、パイプ１８内を循環するＬＮＧをドラム２４に到達する前に減圧するＪＴバルブ等の減圧手段１９を含む。有利には、手段１９は、パイプ１８内を循環するＬＮＧの圧力を、ドラム２４の動作圧力まで低下させるように構成される。手段１９は、例えば、ＪＴバルブ（後述）を含む。

したがって、パイプ１８内及び減圧手段１９を通るＬＮＧの循環により、ドラム２４への供給前にＬＮＧは少なくとも部分的に蒸発する。

したがって、ドラム２４には、タンク１４から到来する、一部が蒸発したＬＮＧが供給されることが意図されている。ドラム２４内部の動作圧力は、ＬＮＧがタンク１４の内部に貯蔵される圧力より低い。ドラム２４にＬＮＧを供給することにより、ＬＮＧの相補的な蒸発がもたらされる。これにより、ドラム２４内でＦＢＯＧが生成される一方で、ドラム内に残っているＬＮＧが冷却され、「冷却液化ガス」と呼ばれる。ドラム２４は、所定の圧力及び所定の温度における液化状態のガスを収容する。

したがって、ドラム２４は、冷却液化ガス２４ａと、タンク１４から到来した液化ガス１４ａの蒸発による、ここでは強制蒸発によるガス２４ｂと、を収容する。冷却液化ガス（ＬＮＧｓ）２４ａは、ドラム２４の底部に貯蔵されるのに対し、ボイルオフガス（すなわちＦＢＯＧ）２４ｂは、文字Ｌで概略的に表されるドラム２４内の液化ガスレベルの下方に位置する。

ドラム２４は、３つの流体連通ポート、すなわち、パイプ１８に接続されたＬＮＧ入口と、ＦＢＯＧ出口と、ＬＮＧｓ出口と、を有する。

ＦＢＯＧ出口は、コンプレッサ２６の入口に接続される。コンプレッサ２６の出口は、コンプレッサ２８に接続される。コンプレッサ２６、２８は、２つの独立したコンプレッサであっても、同一のコンプレッサの２つの圧縮段であってもよい。したがって、コンプレッサ２６、２８は共通化され得る。

ここで、コンプレッサ２６は、ドラム２４内に動作圧力を適用するように使用される。したがって、コンプレッサ２６は、タンク１４に対してドラム２４内の圧力を低下させるように構成される。これらの間の圧力差は、タンクからドラム２４へＬＮＧを強制的に循環させるのに十分であり得る。したがって、この場合、ポンプ１６ａは明らかに任意選択的である。コンプレッサ２６がドラム２４に課す条件は、膨張ドラムにおいてＬＮＧｓが生成されるように決定される。

ドラム２４内のＬＮＧｓの量が多すぎて閾値レベルに達する危険性があるような場合、ＬＮＧｓは、ドラム２４のＬＮＧｓ出口から二次タンク３０のＬＮＧｓ入口に移送され得る。

ここで、ドラム２４と二次タンク３０は、例えばバルブ３３及びポンプ３５を含むパイプ３１によって接続される。ポンプ３５は、ＬＮＧｓをドラム２４から二次タンク３０へ強制的に循環させるように構成される。ポンプ３５は、タンク３０がドラム２４より高い圧力にある場合に、特に有用である。二次タンク３０は、所定の圧力及び所定の温度でＬＮＧを収容する。

二次タンク３０は、ドラム２４で生成された過剰なＬＮＧを貯蔵するように構成される。したがって、タンク３０は、冷却液化ガス３０ａと、タンク１４から到来した液化ガス１４の蒸発、特に自然蒸発から生じたガス３０ｂと、を収容する。冷却液化ガス（すなわちＬＮＧｓ）３０ａは、二次タンク３０の底部に貯蔵される一方、ボイルオフガス３０ｂは、文字Ｍで概略的に表される当該タンクの液化ガスレベルの上方に位置する。

二次タンク３０は、ＬＮＧｓ出口を含む。図示例において、この出口は、パイプ３２によって、一方でタンク１４又は各タンク１４の噴霧マニホルド２２に接続されるとともに、他方でタンク内のＬＮＧに浸漬される又は浸されることが意図された浸漬チューブ３４に接続される。したがって、ＬＮＧｓを噴霧マニホルド２２に供給することでタンク１４内のＢＯＧにＬＮＧｓの液滴を噴霧することが可能であるとともに、ＬＮＧｓを浸漬チューブ３４に供給することでＬＮＧｓをタンク１４内のＬＮＧに直接注入することが可能であることが明らかである。

パイプ３２は、バルブ３６により二次タンク３０のＬＮＧｓ出口に接続され得る。パイプは、浸漬チューブ３４及びマニホルド２２に、３ポートバルブ３８により接続され得る。

ここで、二次タンク３０は、気体又は液体等の流体、ここではメインタンク１４からのＢＯＧを冷却するために使用される。ここで、熱交換回路４０が、二次タンク３０に対応付けられている。ここで、「対応付ける」という用語は、広義に理解されるべきである。よって、回路４０は、例えば、二次タンク３０に収容されたＬＮＧｓに浸漬された蛇行パイプであり得る。或いは、回路４０は、タンク３０の外側に配置され得る。回路４０は、回路４０を循環する流体と二次タンク３０に収容されたＬＮＧｓとの間で熱交換が行われるように構成される。回路４０を循環する流体は、一般にＬＮＧｓより高温であるため、回路４０を循環していないときに、ＬＮＧｓは流体を冷却する。回路は、入口及び出口を有する。

回路４０の入口は、メインタンク１４のＢＯＧ出口４５に接続される。ＢＯＧ出口４５は、タンクの上端部に位置している。タンク１４のＢＯＧ出口４５は、熱交換器４２の二次回路４２ａの入口に接続されており、熱交換器４２の出口は、コンプレッサ２８の入口に接続される。

コンプレッサ２８の出口は、一般に設備１２に燃料ガスを供給するようにこれに接続される。コンプレッサ２８を出る燃料ガスの一部は、３ポートバルブ４６によりコンプレッサ２８の出口に接続され得るパイプ４４を介して取り込まれ再び送られ得る。

コンプレッサ２８は、ガス（例えば、タンクからのＮＢＯＧ）を設備１２での使用に適した使用圧力に圧縮するように構成される。

パイプ４４は、交換器４２の一次回路４２ｂの入口に接続されており、交換器４２の出口は、回路４０の入口に接続される。

回路４０の出口は、パイプ４８により、ドラム２４とは別個のドラム５０に接続される。パイプ４８は、断熱膨張によりガスの温度を低下させるように、好適にはジュール‐トムソン効果バルブであるバルブ５２を含む。

ジュール‐トムソン膨張は、ガス流をプラグ（一般に綿束又は生糸）を通して断熱水平パイプに流すことによりもたらされるゆっくりとした定常層膨張であり、プラグの左右への圧力が異なる。実際のガスに対して、ジュール‐トムソン膨張は、一般に、ジュール‐トムソン効果である温度変化を伴う。交換器４２、回路４０、及びバルブ５２は、ＢＯＧを冷却して部分的に（再）凝縮させる。

ドラム５０は、タンク１４に（再）凝縮したＢＯＧが供給される前に、（再）凝縮したＢＯＧ５０ａから、気体状態のままであるＢＯＧ５０ｂを分離することが意図されている。再凝縮したＢＯＧ５０ａは、ドラム５０の底部に自然に貯蔵される一方、ボイルオフガス（ＢＯＧ）５０ｂは、文字Ｏで概略的に表されるドラム５０内の液化ガスレベルの上方に位置する。

ドラム５０は、３つの流体連通ポート、すなわち、パイプ４８に接続されたＢＯＧ入口と、気体ＢＯＧ出口と、（再）凝縮ＢＯＧ出口と、を含む。ここで、気体ＢＯＧ出口は、コンプレッサ２８の入口に接続される。ここで、（再）凝縮ＢＯＧ出口は、（再）凝縮ＢＯＧをタンク１４に注入するように、浸漬チューブ３４、パイプ３２、及び／又は噴霧マニホルド２２に接続される。

ポンプ１６ａ、減圧手段１９、ドラム２４、及びコンプレッサ２６によって形成される真空蒸発手段により、従来技術のエバポレータでは通常消費されて蒸発潜熱を回収し、ＦＢＯＧ及び特にメインタンク１４に収容されているＬＮＧを冷却するように利用される冷却電力を生成することが可能となる。

ＬＮＧｓは、必要とされないとき、例えば、生成されるＮＢＯＧの量が需要量を満たすのに不十分であるフェーズにおいて、二次タンク３０に貯蔵可能な冷却電力を形成する。

蒸発潜熱は、上述の装置１０、特にドラム２４によって回収される。ドラム２４の動作圧力は、タンク１４の動作圧力より小さく、例えば－２０ｍｂａｒｇ（ゲージｍｂａｒ（ゲージ圧））以上２５０ｍｂａｒｇ以下（又は－２０ｍｂａｒｇ以上３５０ｍｂａｒｇ以下、又は－２０ｍｂａｒｇ以上７００ｍｂａｒｇ以下）である。ドラム２４の動作圧力は、好適には、３００ｍｂａｒａ（ｍｂａｒａ絶対（絶対圧））以上８００ｍｂａｒａ以下である。

ＬＮＧがタンク１４に貯蔵される圧力に相当する飽和平衡でタンク１４から到来するＬＮＧは、タンク１４より低い圧力にあるドラム２４に送られる。したがって、このＬＮＧは、手段１９による減圧時には過熱状態にあり、飽和平衡に至るように、ＬＮＧはその過剰な熱を蒸発により放出する。次いで、ＬＮＧは、ドラム２４内でＬＮＧとＦＢＯＧとに分離される。この割合は、特にドラム２４の動作圧力によって決まる。

例えば、３００ｍｂａｒａの動作圧力では、ドラム２４に供給されるＬＮＧの蒸発量は、９．５％以上１０％以下である。８００ｍｂａｒａでは、その量は２．３％以上３％以下である。残りの部分は、ドラム２４の動作圧力における飽和平衡に対応する温度まで冷却された液体である。例えば、３００ｍｂａｒａの動作圧力では、ＬＮＧは－１７２℃乃至－１７５℃の温度まで冷却され（－１２℃乃至－１５℃の温度低下）、８００ｍｂａｒａでは、ＬＮＧは－１６３℃乃至１６４℃の温度まで冷却される（－３℃乃至－４℃の温度低下）。

次いで、ＬＮＧｓはポンプ３５により排出されて、好適には二次タンク３０に送られ得る。ポンプ３５は、ＬＮＧｓの圧力を上昇させるように使用され得る。ＬＮＧｓを二次タンク３０に貯蔵することにより、発熱量を保持することが可能になる。

動作において、ドラム２４に供給されたＬＮＧのうちの蒸発部分は、当該ドラムに蓄積する。ドラム２４内の圧力を所定値（例えば、３００ｍｂａｒａ乃至８００ｍｂａｒａ）に設定するように、ドラム２４で生成されたＦＢＯＧは、好適には連続的に抽出される。これは、コンプレッサ２６が実施する。コンプレッサ２６は、ドラム２４の動作圧力に対応する入口圧力と、例えばＬＮＧがタンク１４に貯蔵される圧力と同様の出口圧力とにおいて、ドラム２４に収容されたガスを吸引するように構成される。このようにして処理されたガスは、使用しやすい。なぜならば、このガスは、タンク１４で生成されたＮＢＯＧの圧力と同様の圧力であり、このＮＢＯＧと共に同一のコンプレッサ２８に供給可能であるからである。このコンプレッサ２８は、設備１２において直接使用可能な燃料ガスを生成して例えば船舶の推進機器に供給するように構成される。

上述の装置１０では、設備１２によるガス消費に対処するように、タンク１４で生成されたＮＢＯＧはコンプレッサ２８に送られ、コンプレッサ２８はこのＮＢＯＧを使用圧力まで圧縮する。需要を満たすために必要な補充ＢＯＧは、ドラム２４に供給されるとともに次いでコンプレッサ２６及び２８に連続的に供給されるＬＮＧの強制蒸発により生成される。特にタンクの高さ又はレベルＮが１０ｍ以上５０ｍ以下である場合、ドラム２４にタンク１４からのＬＮＧを供給するようにポンプ１６ａが必要であるとされている。このような場合には、ドラム２４の減圧だけでは、ＬＮＧをパイプ内１８で受動的に循環させるには不十分であるかもしれない。

したがって、ドラム２４には、設備１２の燃料ガス消費需要量を満たすために、ＮＢＯＧとともに十分な流量のＬＮＧを供給する必要がある。例えば、ドラム２４で生成されるＦＢＯＧの補充流量は、０ｋｇ／ｈ以上４０００ｋｇ／ｈ以下であり得る。したがって、ＬＮＧの組成及びドラム２４の動作圧力に応じて、タンク１４からドラム２４への流量は、０ｔ／ｈ以上１７．５ｔ／ｈ以下であり得る。

ドラム２４で生成されたＬＮＧｓは、二次タンク３０に貯蔵される。タンク３０は、ＬＮＧｓを貯蔵及び保存するように構成され、したがって有利には断熱されている。二次タンク３０内の圧力は、圧力を柔軟に管理し得るように、例えば、０．３ｂａｒａ以上１０ｂａｒａ以下である。タンク３０のＬＮＧｓの温度は、ドラム２４内のＬＮＧｓの温度に近似しており、例えば、－１７５℃以上－１６１℃以下である。必要であれば、例えばＮＢＯＧが過剰なフェーズにおいて、二次タンク３０に収容されたＬＮＧｓをパイプ３２において噴霧ランプ２２に送り、ＬＮＧｓの液滴をタンク１４に収容されたＢＯＧに噴霧してこのＢＯＧを冷却してもよい。また、ＬＮＧを直接冷却するように、ＬＮＧｓを浸漬チューブ３４を介してタンク内のＬＮＧに再注入してもよい。

設備１２の需要量に対して過剰に生成したＮＢＯＧは、取り出されてコンプレッサ２８に送られる。次いで、このＮＢＯＧは、バルブ４６を介して二次タンク３０の回路４０に再び導かれ、ここで、上述のように既に貯蔵されているＬＮＧｓとの熱交換によって冷却される。続いて、過剰ＮＢＯＧはバルブ５２に導かれ、当該バルブ５２を通過してタンク１４内の貯蔵圧力に近似する圧力まで減圧され得る。例えば、タンクが大気圧のタンクである場合、過剰ＮＢＯＧは０ｂａｒ乃至１ｂａｒに減圧され得る。次いで、過剰ＮＢＯＧは、ドラム５０に供給され、ここで（再）凝縮ＢＯＧと気体ＢＯＧとに相分離される。気体ＢＯＧは、タンク１４内で生成され得るＮＢＯＧと同一条件でパイプ５１によりコンプレッサ２８に送られる。一方、（再）凝縮ＢＯＧは、ＬＮＧを貯蔵するようにタンク１４に注入される。

図２乃至図６は、図１の装置の動作フェーズを示す。これらの動作フェーズは、当該装置を装備した船舶の動作フェーズに対応し得る。

液化ガス冷却方法を、３つのフェーズにおいて説明する。
１．ＦＢＯＧフェーズとも称される、ＮＢＯＧの量が不十分なフェーズ（図２及び図３）。例えば、単数又は複数のタンク１４で生成されたＮＢＯＧにＢＯＧを追加する必要がある速度で船舶が航行している場合。追加のＢＯＧ又はＦＢＯＧが、装置１０により供給されて冷却電力が生成される。
２．過剰ＮＢＯＧが生成されるフェーズ（図４及び図５）。例えば、船舶が低速で航行する又は停泊中の場合。過剰ＮＢＯＧを、安全且つ環境に優しい方法で管理する必要がある。
３．船舶のメインタンク１４が冷却されるフェーズ（図６）。例えば、（単数又は複数のタンク１４が事実上空であるため、ＢＯＧ管理は一般的に不要である）帰航後の積み込み前。

１．ＦＢＯＧフェーズとも称される、ＮＢＯＧの量が不十分なフェーズ（図２及び図３）。

図２は、ＦＢＯＧ及びＬＮＧｓが装置によってともに生成される第１フェーズにおけるステップを示す。

タンク１４内の圧力を制御するように、ＮＢＯＧは、当該タンクから出口４５を介して取り込まれ、コンプレッサ２８に供給される。コンプレッサ２８は、設備１２が許容可能な圧力、例えばおよそ６‐７ｂａｒ、１５‐１７ｂａｒ、又は３００‐３１５ｂａｒの燃料ガスを生成し得る。ガス量を補充し、且つ設備１２の消費必要量に対処するように、タンク１４からのＬＮＧは、ポンプ１６ａ及びパイプ１８により減圧手段１９に送られ、ここでＬＮＧの圧力をドラム２４の動作圧力まで低下させる。ＬＮＧは当該ドラムの動作圧力においてドラム２４に到達する。ドラム２４とタンク１４との圧力差によって引き起こされる飽和平衡オフセットを原因として、減圧手段１９とドラムとの間でＬＮＧの一部が蒸発する（これがフラッシュ現象である）。そして、残りの部分が、ドラムの動作圧力においてＬＮＧの飽和温度まで冷却される。上述のように、タンク１４から十分なフローを取り込むことが必要である。次いで、ドラム２４に収容されたＦＢＯＧを排出し、コンプレッサ２６によって、ＬＮＧがタンク１４に貯蔵される圧力まで圧縮する。次いで、ＦＢＯＧを、コンプレッサ２８により設備１２に必要な圧力まで再び圧縮する。特にドラムのＬＮＧの充填レベルが特定の閾値レベル、例えば５０％に達した場合、ドラム２４を過剰に充填しないように、当該ドラムからのＬＮＧを二次タンク３０に送る。

図３は、ＬＮＧｓが二次タンク３０に貯蔵される第１フェーズにおける他のステップを示す。

二次タンク３０の容量が、生成されたＬＮＧを貯蔵するのに十分でない場合、タンク３０に収容されたＬＮＧｓをタンク１４の底部にパイプ３２及び浸漬チューブ３４を介して移送し、タンク１４内のＬＮＧを、タンク１４の貯蔵圧力におけるＬＮＧの飽和温度未満に冷却するようにすることができる。

２．過剰ＮＢＯＧが生成されるフェーズ（図４及び図５）。

図４は、過剰ＮＢＯＧを再凝縮させる第２フェーズのステップを示す。

タンク１４内で生成されたＮＢＯＧは、設備１２の必要量を満たすのに十分又はそれ以上の量である。タンク１４内の圧力を制御するように、ＢＯＧをタンクから取り込んでコンプレッサ２８に供給し、設備１２に必要な圧力にする。設備で消費できない過剰ＢＯＧは、コンプレッサ２８の出口から交換器４２に送られ、そこで、タンク１４から出口４５を介して直接取り込まれた低温のＮＢＯＧとの熱交換によって冷却される。次いで、過剰ＢＯＧは、二次タンク３０の回路４０に送られ、そこで上述のようにタンクに貯蔵されたＬＮＧｓと熱交換することにより再び冷却される。次いで、過剰ＢＯＧは、バルブ５２により減圧され、ドラム５０に供給されて、そこで、交換器４２、回路４０及びバルブ５２により（再）凝縮させたＢＯＧが、気体ＢＯＧから分離される。残りの気体ＢＯＧは、コンプレッサ２８に戻されて設備１２に供給される。

図５は、ＬＮＧｓが噴霧される第２フェーズのステップを示す。

専用ラインを介して過剰ＮＢＯＧを再凝縮させることに代えて、二次タンク３０に収容されたＬＮＧｓをパイプ３２に、そして噴霧マニホルド２２に移送し、タンク１４に収容されたＢＯＧを直接再凝縮させることが可能である。

３．船舶のメインタンクが冷却されるフェーズ（図６）。

図６は、最終フェーズのステップを示す。

典型的には、船舶に貨物を積み込む再液化ターミナルでは、瞬間的に蒸発する（フラッシュ蒸発）ＬＮＧの量を制限するように、積み込み前にタンク１４が低温であることが必要である。これは、一般に、マニホルド２２及び対応するポンプ１６ｂを使用して既にタンク１４に収容されているＬＮＧを噴霧して当該タンク内のＢＯＧを冷却することにより達成される。装置１０により、本操作は、マニホルド２２に二次タンク３０からのＬＮＧｓ、したがってタンク１４に収容されているＬＮＧより低温のＬＮＧを供給することで実施される。同様に、タンク１４に収容されたＢＯＧが設備１２に供給するのに十分でない場合、二次タンク３０に収容されるＬＮＧｓが、第１フェーズと同じ方法で生成され得る。

図７は、装置の変形実施形態を示す。この変形実施形態は、更なる熱交換器６０を含むという点で図１と異なる。熱交換器６０は、２つの回路、すなわち、一次回路６０ａ及び二次回路６０ｂを含む。

二次回路６０ｂは、ここでは減圧手段１９の下流においてパイプ１８に接続される入口を有する。二次回路６０ｂは、ドラム２４のＬＮＧ入口に接続される出口を有する。

一次回路６０ａは、３ポートバルブ６２によりタンク１４のポンプ１６ｂ及び噴霧マニホルド２２にそれぞれ接続される入口を有する。一次回路６０ａは、二次タンク３０のＬＮＧ入口に接続される出口を有する。

二次回路６０ｂは低温回路であり、この回路を循環する流体、本例において減圧されたＬＮＧは、当該回路での循環により加熱されて蒸発する（ＦＢＯＧになる）ことが意図されている。一次回路６０ａは、高温回路であり、この回路を循環する流体、本例においてタンク１４からのＬＮＧは、本回路での循環により冷却されることが意図されている。しかしながら、回路６０ａは、より重い成分（エタン、プロパン等）を蒸発させることができない場合がある。二次回路６０ｂの上流での減圧により、蒸発温度が低下し、これにより、タンク内で取り込まれて一次回路を循環するＬＮＧとの熱交換からＦＢＯＧを生成可能であることが明らかである。ＦＢＯＧをもたらす蒸発は、一次回路を循環するＬＮＧにより提供される熱の入力を必要とするため、これは一次回路を循環するＬＮＧを冷却するための低温源である。

したがって、タンク１４からのＬＮＧは、ポンプ１６ａによって減圧手段１９に送られ、その後交換器６０の二次回路すなわち低温回路を循環する。この間、タンクからのＬＮＧは、ポンプ１６ｂにより交換器６０の一次回路すなわち高温回路に送られる。この結果、これらの回路同士の熱交換により以下がもたらされる。
‐減圧され一部が蒸発したＬＮＧが加熱されてその蒸発が継続する。その後、ＬＮＧはドラムに送られて相分離される。
‐二次タンク３０に供給されたＬＮＧが冷却され、その後の使用のためにそこに貯蔵される。

その後、装置は、図１乃至図６を参照して最初に説明したように機能する。交換器６０による効果を以下に記載する。
‐ＮＢＯＧに加えて設備１２の必要量を満たすのに十分なＦＢＯＧを形成するように、ポンプ１６ａが所定の最大量のＬＮＧのみを循環させるようなサイズとされ得る。このタスクは、一般的に船舶に設置される燃料ポンプにより達成され得る。
‐ＬＮＧの供給流量がより小さいため、ドラム２４の容量が減少され得る（ＦＢＯＧの補充フローのみが、設備１２の燃料ガス需要量を満たすように使用され得る）。
‐熱交換器の温度ピンチ効果により、冷却電力の生産量が減少する（５００ｍｂａｒａの動作圧力に基づいておよそ１５％のロス）。
‐本解決策では、循環するＬＮＧ及びＬＮＧｓの流量が小さい。このため、ポンプのエネルギー消費が削減されることにより、システムのエネルギー消費を削減することができる。

図８は、液化ガスの冷却、及び／又は液化ガスから生じる自然ボイルオフガスの冷却を可能にし得ると考えられる、本発明による装置１１０の別の実施形態を示す。

装置１１０は、液化ガスを輸送する船舶等の船舶に燃料ガスを供給するのに特に適合しているが、これに限定されない。したがって、装置は、船舶に搭載されたエネルギー生産設備１１２に燃料ガスを供給するように使用され得る。

船舶は、液化ガスを貯蔵するための単数のタンク１１４又は複数のタンク１１４を含む。ガスは、例えば、メタン、又はメタンを含むガス混合物、例えば液化天然ガスである。タンク１１４又は各タンク１１４は、所定の圧力及び所定の温度、例えば大気圧及び－１６０℃の温度の液化状態のガスを収容し得る。船舶の単数又は複数のタンク１１４は、本発明による装置１１０により設備１１２に接続され得る。したがって、タンクの基数は、本発明を限定せず、例えば、１基以上６基以下である。各タンク１１４は、１０００ｍ^３以上５００００ｍ^３以下の容量を有し得る。

以後、「タンク」という表現は、「タンク又は各タンク」を意味するものとして解釈されたい。

タンク１１４は、液化ガス１１４ａと、タンク１１４内の液化ガス１１４ａの蒸発、特に自然ボイルオフから生じるガス１１４ｂと、を収容する。液化ガス１１４ａは、タンク１１４の底部に自然に貯蔵されるのに対し、ボイルオフガス１１４ｂは、文字Ｎで概略的に表されるタンク内の液化ガスのレベルより上方に位置する。

以下では、「ＬＮＧ」は、液化ガスすなわち液状のガスを意味し、「ＢＯＧ」はボイルオフガスを意味し、「ＮＢＯＧ」は自然ボイルオフガスを意味し、「ＦＢＯＧ」は強制ボイルオフガスを意味するものとする。これらの略語は、該当する英単語の最初の文字に対応しており、当業者に公知である。

図８に示す実施形態において、タンク１１４は、タンクの上部においてレベルＮより上方に位置する、ＬＮＧの液滴を噴霧するマニホルド１２２を含む。したがって、マニホルド１２２は、ＬＮＧの液滴をＢＯＧに噴霧するように構成される。これにより、タンク１４内のＢＯＧを強制的に再凝縮させることができる。

ここで、装置１１０は、ＬＮＧｓを貯蔵するための二次タンク１３０に対応付けられた冷却手段１７０を含む。

冷却手段１７０は、例えば、タンク１３０に対応付けられた熱交換回路１７２を含む。二次タンク１３０は、所定圧力及び所定温度のＬＮＧｓを収容する。

二次タンク１３０は、ＬＮＧｓを貯蔵するように構成される。したがって、タンク１３０は、冷却液化ガス１３０ａと、液化ガス１３０ａの蒸発から生じるガス１３０ｂと、を収容する。冷却液化ガス（ＬＮＧｓ）１３０ａは、二次タンク１３０の底部に自然に貯蔵される一方、ボイルオフガス１３０ｂは、文字Ｍで概略的に表される液化ガスレベルの上方に位置する。

二次タンク１３０は、ＬＮＧｓ出口を含む。図示例において、この出口は、パイプ１３２によって、一方でタンク１１４又は各タンク１１４の噴霧マニホルド１２２に接続されるとともに、他方でタンク１１４内のＬＮＧに浸漬される又は浸されることが意図された浸漬チューブ１３４に接続される。したがって、ＬＮＧｓを噴霧マニホルド１２２に供給することでタンク１１４内のＢＯＧにＬＮＧｓの液滴を噴霧することが可能であるとともに、ＬＮＧｓを浸漬チューブ１３４に供給することでＬＮＧｓをタンク１１４内のＬＮＧに直接注入することが可能であることが明らかである。

パイプ１３２は、バルブ１３６により二次タンク１３０のＬＮＧｓ出口に接続され得る。パイプは、浸漬チューブ１３４及びマニホルド１２２に、３ポートバルブ１３８により接続され得る。

ここで、二次タンク１３０は、気体又は液体等の流体、ここではメインタンク１１４からのＢＯＧを冷却するために使用される。ここで、更なる熱交換回路１４０が、二次タンク１３０に対応付けられている。ここで、各回路１４０、１７２を二次タンク１３０に対応付けるとは広義に理解されるべきである。そして、回路１７２及び１４０は、例えば、二次タンク１３０に収容されたＬＮＧｓに浸漬された蛇行パイプであり得る。代替的に、これらの回路は、タンク１３０の外部に配置され得る。回路１４０は、当該回路を循環する流体と二次タンク１３０に収容されたＬＮＧｓとの間で熱交換が行われるように構成される。回路１４０を循環する流体は、一般にＬＮＧｓより高温であるため、ＬＮＧｓは、流体を、これが回路１４０を循環する際に冷却する。回路は、入口及び出口を有する。

回路１４０の入口は、メインタンク１１４のＢＯＧ出口１４５に接続される。ここでは、ＢＯＧ出口１４５は、タンクの上端に位置している。タンク１４０のＢＯＧ出口１４５は、熱交換器１４２の二次回路１４２ａの入口に接続されており、熱交換器１４２の出口は、コンプレッサ１２８の入口に接続される。

コンプレッサ１２８の出口は、一般に設備１１２に燃料ガスを供給するようにこれに接続される。コンプレッサ１２８を出る燃料ガスの一部は、３ポートバルブ１４６によりコンプレッサ１２８の出口に接続され得るパイプ１４４によって取り込まれ送られ得る。

コンプレッサ１２８は、ガスを設備１１２での使用に適した使用圧力に圧縮するように構成される。

パイプ１４０は、交換器１４２の一次回路１４２ｂの入口に接続されており、交換器１４２の出口は、回路１４０の入口に接続される。

回路１４０の出口は、パイプ１４８によりドラム１５０に接続される。パイプ１４８は、断熱膨張によりガスの温度を低下させるように、ジュール‐トムソン効果バルブ等のバルブ１５２を含む。

交換器１４２、回路１４０、及びバルブ１５２は、ＢＯＧの一部を凝縮させる（換言すれば、（再）液化させる）。

ドラム１５０は、（再）凝縮させたＢＯＧを気体状態のままであるＢＯＧから分離することが意図されている。

したがって、ドラム１５０は、（例えば、交換器１４２、回路１４０及びバルブ１５２を含む凝縮ラインによって）（再）凝縮させたＢＯＧ１５０ａと、気体ＢＯＧ１５０ｂと、を収容する。凝縮ＢＯＧ１５０ａは、ドラム１５０の底部に貯蔵され、気体ＢＯＧ１５０は、文字Ｏで概略的に表されるドラム１５０内の液化ガスレベルの上方に位置する。

ドラム１５０は、３つの流体連通ポート、すなわち、パイプ１４８に接続されたＢＯＧ入口と、気体ＢＯＧ出口と、液体ＢＯＧ出口と、を含む。ここで、凝縮ＢＯＧ出口は、コンプレッサ１２６の入口に、パイプ１５１によって接続される。ここで、液体ＢＯＧ出口は、ＬＮＧをタンク１１４に貯蔵するように、浸漬チューブ１３４、パイプ１３２、及び／又は噴霧マニホルド１２２に接続される。

図９は、装置１１０の変形実施形態を示す。この変形実施形態は、冷却手段１７０において図８の装置と異なる

したがって、冷却手段１７０は、タンク１１４内のＬＮＧに浸漬されるポンプ１１６ａであって、好適にはＬＮＧのみを供給されることが保証されるようにタンクの底部に配置されるポンプ１１６ａを含む。

ポンプ１１６ａは、パイプ１１８の一端部、ここでは下端部に接続される。パイプ１１８は、ＬＮＧｓをタンクに供給するように二次タンク１３０のＬＮＧｓ入口に接続された上端部を有する。パイプ１１８は、真空エバポレータ等の低温発生器を通過するか、又はこれを含む。先の実施形態に示すように、低温発生器は、コンプレッサに対応付けられたドラムを含み得る。

ポンプ１１６ａは、ＬＮＧｓを二次タンク１３０に供給してＬＮＧｓが二次タンク１３０に貯蔵されるように、ＬＮＧをパイプ１１８においてタンク１１４の底部から二次タンク１３０に強制的に循環させるように構成される。

図８及び図９に示す装置において、本発明の解決策は、冷却手段１７０を船舶の環境に組み込むことで、当該機器を最大限に活用して船舶の要請に応えるものである。冷却手段１７０は、使用において以下のようなものとされる。
‐図９に示すタイプの場合、ＬＮＧは、タンク１１４からポンプ１１６ａにより冷却手段１７０に送られ、そこで冷却されてから二次タンク１３０に注入され貯蔵される。タンク１３０の容量がＬＮＧｓを貯蔵するのに十分でない場合、ＬＮＧｓはパイプ１３２に送られ、次いで浸漬チューブ１３４を介してタンク１１４に入り得る。これにより、タンク１１４内のＬＮＧが冷却され得る。
‐図８に示す第２タイプの場合、冷却手段１７０は、ＬＮＧと直接接触することにより、二次タンク１３０に貯蔵されたＬＮＧを直接冷却してＬＮＧｓを生成する。

いずれの場合においても、結果としてＬＮＧｓが二次タンク１３０に貯蔵される。ＬＮＧｓの温度は、好適には－１８０℃以上－１６０℃以下であり、これは、典型的には、－０．５℃乃至－２０℃のＬＮＧの温度低下に相当する。二次タンク１３０に熱が進入することにより、一部のＬＮＧは蒸発してＢＯＧ１３０ｂに変換され得る。二次タンク１３０内の圧力が所定の閾値に達した場合、圧力はコンプレッサ１２６を使用してＢＯＧの一部を除去することで制御され得る。二次タンク１３０はその使用に応じて設計され、例えば海上でＢＯＧを管理するには５０ｍ^３乃至５００ｍ^３の容量、又は停泊地でＢＯＧを管理（２日乃至５日）するには１５００ｍ^３乃至１００００ｍ^３の容量を有する。二次タンク１３０内の圧力は、圧力及びボイルオフガス１３０ｂを柔軟に管理するために、例えば、０．３ｂａｒａ以上１０ｂａｒａ以下である。

冷却手段１７０は、本発明の解決策及びその環境から独立して使用され得る。冷却手段１７０は、冷却電力が今必要であるかどうかにかかわらず、連続的に動作することが好適である。

冷却電力が今必要であれば、例えばタンク１１４に、パイプ１３２又は浸漬チューブ１３４によってＬＮＧｓを送り、タンク１１４に収容されたＬＮＧの圧力又は温度を制御すればよい。

典型的には、タンク１１４内の圧力は、ＮＢＯＧをコンプレッサ１２６によりタンク１１４のＮＢＯＧ出口１４５を介して吸引することで、ＮＢＯＧをタンク１１４から取り込むことにより制御される。次いで、コンプレッサ１２６から到来したＮＢＯＧは、設備１１２に供給されるように使用される。設備１１２の負荷が全てのＮＢＯＧを消費するのに十分でない場合、管理の必要な過剰ＮＢＯＧが存在することになる。この場合、上述のように、タンク１１４に収容されたＬＮＧや全てのＮＢＯＧではなく、過剰ＮＢＯＧのみに働きかけることが好適である。このような解決策により、設備１１２の動作圧力で（船舶の設備タイプに応じて、例えば、６‐７ｂａｒ又は１５‐１７ｂａｒ又は３００‐３１５ｂａｒ）コンプレッサ１２６から到来した過剰ＮＢＯＧは、熱交換器１４２に送られ、これを通過することでタンク１１４のＮＢＯＧ出口１４５を介して取り出されたＮＢＯＧと熱交換して冷却されるであろう。次いで、過剰ＮＢＯＧは、タンク１３０の熱交換回路１４０に送られ、これを通過することでタンク１３０に収容されたＬＮＧｓと熱交換して冷却されるであろう。次いで、過剰ＮＢＯＧは、ドラム１５０に供給される前に、ＪＴバルブ１５２によりドラム１５０の動作圧力まで減圧される。ドラム１５０は、タンク１１４での貯蔵圧力に近似した圧力を有するように調整されている。（熱交換器１４２、回路１４０、ＪＴバルブ１５２及びドラム１５０を含む）ＢＯＧ凝縮ラインが設けられていることにより、過剰ＮＢＯＧの一部が凝縮される。最後に、ドラム１５０に回収された凝縮ＮＢＯＧは、浸漬チューブ１３４を介してタンク１１４に再び注入される。このようにＮＢＯＧを（再）凝縮することにより、タンク１１４内のＮＢＯＧの圧力を低下させることができる。

上述の装置は、多くの利点を有する。例を以下に記載する。
‐冷却手段１７０は、全ての過剰ＮＢＯＧを処理し、中容量で連続的に動作することができる。冷却手段１７０は、典型的には、最大過剰ＮＢＯＧを管理し、過剰ＮＢＯＧの実際の変動を管理するように低容量で、又はその容量を超える過剰ＮＢＯＧが失われるバランス容量で動作するように寸法決めされる。装置１１０により、冷却手段１７０は、全ての過剰ＮＢＯＧを管理可能でありつつ、過剰ＮＢＯＧの平均容量に応じてサイズ決めされ得る。標準的な船舶の場合、平均的な過剰ＮＢＯＧは、最大過剰ＮＢＯＧの２５％乃至５０％の範囲にある。一方では冷却電力の生成における変動を受容し、他方では冷却電力の需要量を受容するこのような柔軟性は、タンク１１４に貯蔵されたＬＮＧよりも低温のＬＮＧｓを貯蔵可能である二次タンク１３０により提供される。このようにして、冷却電力をＬＮＧｓに集結させて必要な時にすぐ使用できる。これに対し、従来技術では、冷却電力は大容量のタンク１１４内で希薄である。
‐冷却電力は、典型的には、タンク１１４にＬＮＧｓを噴霧するために使用される。タンク１１４内の気相を冷却し、その一部を凝縮させる。エネルギー面から、これは理想的ではない。なぜならば、過剰ＮＢＯＧの一部が設備１１２に供給するように使用され得るからである。装置１１０により、ＮＢＯＧの一部が設備１１２に供給するように使用され、冷却電力は過剰ＮＢＯＧに対してのみ使用される。典型的な船舶の場合、停泊時のガス消費量は、ＮＢＯＧの１５％乃至３０％の範囲である。
‐船舶に装備されたコンプレッサ１２６により、過剰ＮＢＯＧは、設備１１２の入口圧力（典型的には、６‐７ｂａｒ又は１５‐１７ｂａｒ又は３００‐３１５ｂａｒ）まで圧縮され、その後ＬＮＧｓにより冷却され、相分離されてから、メインタンク１１４に戻る。これは、メインタンク１１４の気相にＬＮＧｓを噴霧するより効率的である。これは、過剰ＮＢＯＧをより強力に冷却できるため、圧力差によってより多くの過剰ＮＢＯＧを凝縮させることができるためである。
‐特定の条件下において、何らかの冷却手段が使用され得る。例えば、上述の真空エバポレータは、設備１１２に供給するＮＢＯＧに加えて必要な補充ＦＢＯＧから単に冷気を生成し得る。生成された冷却電力は、装置１１０によって必要な時に必要に応じて使用され得る。

図９及び図１０は、図９の装置の動作フェーズを示す。これらは、図８の装置に当然に適用可能であるとともに、装置を装備した船舶の動作フェーズに対応し得る。
１．タンク状態（圧力及び温度）の制御‐図９
２．過剰ＮＢＯＧの管理‐図１０

１．タンク状態（圧力及び温度）の制御‐図９

二次タンク１３０にタンク１１４からＬＮＧを供給する必要がなく（例えば、必要なエネルギーが他のエネルギー源から供給される）、且つタンク１１４の状態（例えば、積み込み前の湿潤圧力又は温度）を制御する必要がある場合、二次タンク１３０に収容されたＬＮＧｓは、これをパイプ１３２及び浸漬チューブ１３４を介して送ることで、タンク１１４に収容されたＬＮＧを冷却するように使用され得る。

２．過剰ＮＢＯＧの管理‐図１０

上述のように、過剰ＮＢＯＧは、交換器１４２、熱交換回路１４０、ＪＴバルブ１５２及びドラム１５０によって形成された凝縮ラインを循環させることで管理され得る。

図１１は、代替例を示す。

典型的には、タンク１１４内での貯蔵圧力よりも大きい入口圧力で設備にガスを供給する必要があるため、コンプレッサ１２６は、ＮＢＯＧを設備１１２において許容可能な圧力を有した状態で送ることができるようにする。ＮＢＯＧは、この圧縮中に加熱される。好適には交換器１４２は、タンク１１４から到来する冷気の一部を回収するように使用される。この構成は、性能向上のために想定可能であるが、根本的でなく必須ではない。したがって、図１１の実施形態において、この構成は省略される。このため、３ポートバルブ１４６の出口は回路１４０の入口に直接接続され、タンクのＮＢＯＧ出口１４５はコンプレッサ１２６の入口に直接接続される。

図１２は、装置の変形実施形態を示す。この変形実施形態は、更なる熱交換器１８０を含むという点で図９の装置と異なる。熱交換器１８０は、２つの回路、すなわち一次回路１８０ａ及び二次回路１８０ｂを含む。

二次回路１８０は、二次タンク１３０に収容されたＬＮＧｓに浸漬されたポンプ１８２に接続された入力部と、タンク１３０のＬＮＧｓ入口に接続された出口と、を有する。この目的は、ＬＮＧｓが交換器１８０の一次回路を循環する流体と熱交換した後に、これを熱交換タンクに再注入することである。一次回路１８０は、上述の熱交換回路１４０に類似している。

一次回路１８０ａは高温回路であり、この回路内を循環する流体、本例において圧縮ＢＯＧは、当該回路内での循環により冷却されることが意図されている。二次回路１８０ｂは冷却回路であり、この回路内を循環する流体、本例においてタンク３３０から到来するＬＮＧｓは、当該回路内での循環により冷却されることが意図されている。

図１３は、装置１０の変形実施形態を示す。この変形実施形態は、ドラム２４及び二次タンク３０がプールされて、タンク１４からのＬＮＧの強制ボイルオフ及びこのようにして生成されたＬＮＧｓの貯蔵のための単一のタンク９０を形成且つ規定するという点で図１の装置と異なる。

以下の表１は、種々の範囲（幅、中央値、最適値）に対する本発明による装置の種々の動作パラメータの例を示す。

表２は、同一種類のパラメータを示すが、より一般的な液化ガス組成、特にメタン又はメタンを含むガス混合物等の液化天然ガスを対象としている。

パイプ１８の下端部（ポンプは一般に安定した深さにある）の静水圧は、メインタンクの充填レベルに応じて変動する。

ドラム２４内の液化ガスの温度は、「回路４０により冷却されるＢＯＧの温度（℃）」から例えば２℃を引いたものに等しく、これは、交換器の「ピンチ効果」に対応する。

減圧後に蒸発するガスの割合は、以下の式で得られる。
Ｘ＝（Ｈｌ、ｕ－Ｈｌ、ｄ）／（Ｈｖ、ｄ－Ｈｌ、ｄ）
ここで、
Ｘは、蒸発した液体の質量割合、
Ｈｌ、ｄ（Ｊ／ｋｇ）は、上流の液体の上流温度及び圧力でのエンタルピー、
Ｈｖ、ｄ（Ｊ／ｋｇ）は、下流圧力での飽和温度に対応する蒸発ガスのエンタルピー、
Ｈｌ、ｄ（Ｊ／ｋｇ）は、下流圧力での飽和温度に対応する残留液体のエンタルピー、である。

Claims (20)

1. 特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備（１２、１１２）用の自然ボイルオフガスを冷却するための装置（１０、１１０）であって、
   前記装置（１０、１１０）は、
   ‐第１自然ボイルオフガス出口（４５、１４５）を含む、液化ガスを貯蔵するためのメインタンク（１４、１１４）と、
   ‐前記メインタンク内の液化ガスを取り込み、当該液化ガスを冷却するための冷却手段（１７０）と、
   ‐前記冷却手段により冷却された液化ガスを貯蔵するように構成された、冷却液化ガス用の二次タンク（３０、１３０）と、
   ‐第１熱交換回路（４０、１４０）であって、前記メインタンクの前記第１自然ボイルオフガス出口に接続される入口を含むことにより当該第１熱交換回路で自然ボイルオフガスが循環する、第１熱交換回路（４０、１４０）と、
   を備え、
   前記第１熱交換回路を通過する前記自然ボイルオフガスが、前記二次タンクに貯蔵された冷却液化ガス、又は前記二次タンクから到来する冷却液化ガスにより冷却されるように、前記第１熱交換回路は前記二次タンクと協働するように構成される、
   ことを特徴とする装置（１０、１００）。
2. 前記装置（１０、１１０）は、第１分離ドラム（５０、１５０）を更に含み、
   前記第１分離ドラム（５０、１５０）の入口が、前記第１熱交換回路（４０、１４０）の出口に接続されて、前記第１分離ドラムに冷却された自然ボイルオフガス、及び再凝縮して冷却液化ガスを形成する自然ボイルオフガスが供給され、
   前記第１分離ドラムは、第１自然ボイルオフガス出口と、第２冷却液化ガス出口と、を含み、
   前記第２冷却液化ガス出口は、冷却液化ガスを前記メインタンクに注入するように前記メインタンクに接続される、
   請求項１に記載の装置（１０、１１０）。
3. 前記装置（１０、１１０）は、第１分離ドラム（５０、１５０）と、少なくとも１つの第１コンプレッサ（２６、１２６）と、を含み、
   前記第１コンプレッサ（２６、１２６）の入口が、前記メインタンク（１４、１１４）の前記第１自然ボイルオフガス出口、及び／又は前記第１分離ドラム（５０、１５０）の前記第１自然ボイルオフガス出口に接続される、
   請求項１または２に記載の装置（１０、１１０）。
4. 前記冷却手段は、前記二次タンク（３０、１３０）内の液化ガス、又は前記二次タンク（３０、１３０）から到来する液化ガスと熱交換により協働することが意図される第２熱交換回路（１７２）を含み、
   前記第２熱交換回路において、前記液化ガスを冷却して冷却液化ガスを生成するように冷却流体が循環する、
   請求項１乃至３のいずれか一項に記載の装置（１０、１１０）。
5. 前記冷却手段は、
   ‐第２ドラム（２４）であって、前記第２ドラム（２４）の入口が、第１パイプ（１８、１１８）の第１端部に接続され、前記第１パイプ（１８、１１８）の第２端部が、前記メインタンク（１４、１１４）に収容された前記液化ガスに浸漬されることが意図され、前記第１パイプは、前記第２ドラムに液化ガスを供給するように適合された第２ドラム（２４）と、
   ‐第２パイプ（３１）であって、前記第２パイプ（３１）の第１端部が、前記第２ドラムの第１冷却液化ガス出口に接続され、前記第２パイプ（３１）の第２端部が、前記二次タンクに接続されて、前記二次タンク（３０、１３０）に冷却液化ガスが供給される第２パイプ（３１）と、
   を含む、
   請求項１乃至３のいずれか一項に記載の装置（１０、１１０）。
6. 前記装置（１０、１００）は、第１熱交換器（６０）を含み、
   前記第１熱交換器（６０）の一次回路（６０ａ）が、前記メインタンク（１４）の液化ガス出口に接続される入口と、前記二次タンクに液化ガスを供給するように前記二次タンク（３０）の入口に接続される出口と、を有し、
   二次回路（６０ｂ）が、前記第１パイプ（１８）に接続される入口と、前記第２ドラム（２４）の前記入口に接続される出口と、を有する、
   請求項５に記載の装置（１０、１１０）。
7. ‐前記第１パイプ（１８、１１８）の前記第２端部に接続される第１ポンプ（１６ａ、１１６ａ）であって、液化ガスを前記第１パイプを介して前記メインタンクから前記第２ドラム（２４）へ強制的に循環させるように、前記メインタンク（１４、１１４）に収容された前記液化ガスに浸漬されることが意図された第１ポンプ（１６ａ、１１６ａ）と、
   ‐冷却液化ガスを前記第２ドラム（２４）から前記二次タンク（３０、１３０）へ強制的に循環させるように、前記第２パイプ（３１）に接続される第２ポンプ（３５）と、
   を含む、請求項５又は６に記載の装置（１０、１１０）。
8. 前記第１パイプ（１８、１１８）は、蒸発手段（１９）を含む、
   請求項５乃至７のいずれか一項に記載の装置（１０、１１０）。
9. 前記装置（１０、１１０）は、少なくとも１つの第２コンプレッサ（２８、１２８）を含み、
   前記第２コンプレッサ（２８、１２８）の入口が、前記メインタンク（１４、１１４）の前記第１自然ボイルオフガス出口（４５、１４５）に接続され、
   前記第２コンプレッサは、前記第１熱交換回路（４０、１４０）の前記入口に接続される出口を含む、
   請求項１乃至８のいずれか一項に記載の装置（１０、１１０）。
10. 前記装置（１０、１１０）は、第１分離ドラム（５０、１５０）と、少なくとも１つの第２コンプレッサ（２８、１２８）と、を含み、
    前記第２コンプレッサ（２８、１２８）の入口が、前記メインタンク（１４、１１４）の前記第１自然ボイルオフガス出口（４５、１４５）に接続され、
    前記第２コンプレッサは、前記第１熱交換回路（４０、１４０）の前記入口に接続される出口を含み、
    前記第２コンプレッサ（２８、１２８）の前記入口は、前記第２ドラム（２４）の第２ガス出口、及び／又は前記第１分離ドラム（５０、１５０）の第２ガス出口に更に接続される、
    請求項５乃至８のいずれか一項に記載の装置（１０、１１０）。
11. 前記装置（１０、１１０）は、第１分離ドラム（５０、１５０）と、少なくとも１つの第１コンプレッサ（２６、１２６）と、を含み、
    前記第１コンプレッサ（２６、１２６）の入口が、前記メインタンク（１４、１１４）の前記第１自然ボイルオフガス出口、及び／又は前記第１分離ドラム（５０、１５０）の前記第１自然ボイルオフガス出口に接続され、
    前記第２コンプレッサ（２８）の前記入口は、前記第１コンプレッサ（２６）の前記出口に接続される、
    請求項９又は１０に記載の装置（１０、１１０）。
12. 前記装置（１０、１１０）は、少なくとも１つの第１コンプレッサ（２６、１２６）を含み、
    前記第１又は第２コンプレッサ（２６、２８、１２６）は、特に前記エネルギー生産設備（１２、１１２）に燃料ガスを供給するように適応された出口を含む、
    請求項９乃至１１のいずれか一項に記載の装置（１０、１１０）。
13. 前記装置（１０、１１０）は、少なくとも１つの第１コンプレッサ（２６、１２６）を含み、
    前記第１熱交換回路（４０、１４０）の前記入口は、前記第１又は第２コンプレッサ（２６、２８、１２６）の前記出口に、第２熱交換器（４２、１４２）の一次回路（４２ｂ、１４２ｂ）により接続され、
    前記第２熱交換器は、二次回路（４２ａ、１４２ａ）を含み、
    前記二次回路（４２ａ、１４２ａ）の入口が、前記メインタンク（１４、１１４）の前記第１自然ボイルオフガス出口（４５、１４５）に接続され、
    前記二次回路（４２ａ、１４２ａ）の出口が、前記第１又は第２コンプレッサの前記入口に接続される、
    請求項９乃至１２のいずれか一項に記載の装置（１０、１１０）。
14. 前記二次タンク（３０、１３０）は、第３冷却液化ガスパイプ（３２、１３２）の第１端部に接続され、
    前記第３冷却液化ガスパイプ（３２、１３２）の第２端部は、前記メインタンク（１４、１１４）に接続され、
    前記第３冷却液化ガスパイプは、前記冷却液化ガスの少なくとも一部を、前記二次タンクから前記メインタンクへ送るように適合される、
    請求項１乃至１３のいずれか一項に記載の装置（１０、１１０）。
15. 前記第３冷却液化ガスパイプは、前記メインタンク（１４、１１４）に収容された前記液化ガスに浸漬されることが意図された浸漬チューブ（３４、１３４）、及び／又は、冷却液化ガスを前記メインタンクに注入するように前記メインタンクに配置された噴霧マニホルド（２２、１２２）を含む、
    請求項１４に記載の装置（１０、１１０）。
16. 請求項１乃至１５のいずれか一項に記載の少なくとも１つの装置（１０、１１０）を含む、特に液化ガスを輸送するための船舶。
17. 特に船舶に搭載されたエネルギー生産設備（１２、１１２）に、請求項１乃至１５のいずれか一項に記載の装置（１０、１００）によって燃料ガスを供給するための方法であって、前記方法は、前記エネルギー生産設備によるガス消費の少なくとも１つのパラメータの監視と、
    ‐前記パラメータの値が所定の閾値を超える場合、冷却液化ガスを調製して、前記二次タンクに貯蔵するステップと、
    ‐前記パラメータの値が所定の閾値未満である場合、前記メインタンクにおいて過剰に生成された自然ボイルオフガスを再凝縮させるステップと、
    を含むことを特徴とする方法。
18. 自然ボイルオフガスの生成が前記エネルギー生産設備のガス消費を満たすのに不十分である場合、冷却液化ガスが調製される、
    請求項１７に記載の方法。
19. 前記メインタンクに収容された液化ガス相を取り込み、膨張させ、分離することにより、液化ガスが冷却される、
    請求項１８に記載の方法。
20. 特に前記二次タンク内の自然ボイルオフガスの利用可能な量が前記エネルギー生産設備の必要量より多い場合に、前記冷却液化ガスを前記メインタンク内に貯蔵して、前記二次タンク内の自然ボイルオフガスを凝縮させる、
    請求項１７乃至１９のいずれか一項に記載の方法。

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