JP7301853B2 - ガスタンカーのためのガス貯蔵設備においてガスを処理するための方法及びシステム - Google Patents

Description

１．技術分野
発明は、特に液化ガス輸送船などの船に搭載された、ガス貯蔵設備のガス処理方法及びシステムに関し、その設備は、船に貯蔵された貨物から生じるガスによって動力が供給される。

２．技術水準
長距離にわたるそれらの輸送を容易にするために、数種類のガスを液化された形態で、船で輸送することが知られている。液化ガスの例は、液化天然ガス（ＬＮＧ）や液化石油ガス（ＬＰＧ）である。ガスは、それらが大気圧に近い圧力で液体になるようにするために、そしてそれらを専用の容器に装填するために、非常に低温まで、実際には極低温まで冷却される。液化天然ガス及び液化石油ガスは、あらゆる業種の機器の様々なアイテムに関する燃料として利用されている。最近、液化天然ガスは、船舶の、特に液化石油ガス及び液化天然ガスを輸送するものの、動力供給のエネルギーのニーズに使用され、例えば「ＥＣＡ」（排出規制海域）及び「ＳＥＣＡ」（ＳＯｘ排出規制海域）における硫黄酸化物（ＳＯｘ）及び窒素酸化物（ＮＯｘ）の排出を制限する新しい環境規制に適合している。

これらの液化天然ガス及び液化石油ガスは、ガスを液体状態に保つために、船において非常に低温で断熱された容器に貯蔵される。容器はそれらの内部で熱を吸収し、それは容器におけるガスの一部の蒸発に寄与し、それは、（ガスの強制蒸発又はＦＢＯＧ、強制ボイルオフガス（Ｆｏｒｃｅｄ Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ Ｇａｓ）の頭字語、とは対照的に）天然ボイルオフガス（Ｎａｔｕｒａｌ Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ Ｇａｓ）の頭文字ＮＢＯＧで知られている。航行中の海の状態や周囲の状態に起因する容器内のガスの動きなどの他のパラメータも、ガスの蒸発に影響を与える。これらのガス蒸気は、液化ガスの上方のガスのヘッドスペースにおける容器の上部に貯蔵され、容器において圧力を増加させる。この圧力の増加により、容器が破裂することをもたらしうる。

液化天然ガスの蒸気は、上記のエネルギー生産設備への供給に使用される。自然蒸発のケースにおいて、自然に蒸発されたガスの量が設備の燃料ガス需要に対して不十分である場合、強制蒸発後により多くの燃料ガスを供給するために、容器に埋められたポンプなどの手段が作動される。強制蒸発は、特にオイル又はガスバーナーで加熱された温水から行われる。この運転の間、液化天然ガスの冷たさがすべて失われる。設備の需要に対して蒸発されるガスの量が多すぎる場合、過剰なガスは一般にガス燃焼ユニットで焼却され、それは貨物の損失を表す。

現在の技術において、液化天然ガス容器の改善により、液化ガスの自然蒸発率（ＢＯＲ－ボイルオフ率（Ｂｏｉｌ－Ｏｆｆ Ｒａｔｅ）の頭字語）はますます低くなっている。その結果、船のデバイスはますます効率的である。これは、上記の第１及び第２のケースのそれぞれで、蒸発によって自然に生成されるガスの量と船の設備が必要とするガスの量との間で差が非常に大きいという結果をもたらす。

液化石油ガスに関し、ガスの自然蒸発は不可避であり、例えば、それらの貯蔵タンクへの積み込みの運転、船の航海の運転、或いはタンクと外部環境との間の熱交換後のタンクの冷却の運転の間に発生する。ガスの蒸発は、１つ又は複数の再液化システムによって管理され、当該１つ又は複数の再液化システムは、液化ガスの自然蒸発を制限しつつ、それを耐久性のある方法で貯蔵することを可能にする熱力学的状態にそれを保ちつつ、貯蔵容器における圧力を制御することができる。これは、今日、液化石油ガスを輸送する船が液化石油ガスの蒸気を焼却することができないためである。再液化システムは、タンクからガス蒸気を引き出し、それらを再液化して、それらを貯蔵タンクに戻す。これ又はこれらの再液化システムは、船の価格のおおよそ５％～１０％の資本コストを表しうる。

本発明は、容器又はタンクの冷却、容器に対する液化ガスの積み込み、及び航海の運転条件が何であれ、特に船における、貯蔵設備のエネルギーニーズ及び容器やタンクにおけるガスの自然蒸発又は強制蒸発を管理することを可能にするシンプル、効率的、及び経済的な解決を提供することを提案する。

３．発明の開示
第１の態様によれば、発明は、ガス貯蔵設備のガス処理方法を提供し、設備は、第１のガスが貯蔵されるタンクと、第２のガスが貯蔵される容器とを含み、第２のガスは、第１のガスの沸点よりも低い沸点を有し、方法は、タンクから第１の回路において移動する第１のガスの蒸気が、入口温度を有し且つ第２の回路において移動する液体状態の第２のガスとの熱交換によって再液化される再液化段階を含み、第１のガスの再液化蒸気はタンク内に移送され、第２のガスは、再液化後に出口温度で液体状態に維持されて容器に戻され、第１のガスと第２のガスとの間の熱交換は、第１のガスの再液化された蒸気の出口温度が第１の閾値と第２の閾値との間にあるように、実行される。

したがって、発明は、ガス貯蔵設備に供給することが意図された第２のガスの冷たさを使用することによって第１のガスの蒸気を管理することを可能にし、ＮＯｘ及びＳＯｘの放出を低減しながら効率的で経済的なシステムを有することを可能にする。特に、容器に戻すことが意図された液体状態の第２のガスによって第１のガスの蒸気を再液化することにより、第１のガスのタンクで生成されたすべてのガス蒸気を適切な温度で再液化することを可能にする。第１のガス蒸気の再液化は、設備の消費とは無関係である。第２のガスは、この熱交換に続いて加熱されるが、液体に保たれるため、それは容器に戻されることができる。

その方法は、互いに分離して又は互いに組み合わせて、以下の特徴又は段階の１つ以上を含むことができる：
－ 再液化段階前の第２のガスの入口温度と再液化段階後の第２のガスの出口温度との間の温度差は、２０℃～３０℃であり、
－ 第２のガスの出口温度は、容器の最大許容貯蔵圧力値以下の圧力での第２のガスの気化温度よりも低く、
－ 第１のガスの再液化した蒸気は、タンクが耐えなければならない最低温度値以上の温度でタンク内に移送され、
－ 第１のガスの再液化後の第２のガスの出口圧力は８バールであり、
－ 第２のガスの出口温度は、２～２０バールの圧力で－１５５℃～－１０５℃であり、
－ 第１のガスの出口温度の第１の閾値は、大気圧での第１のガスの液化温度に実質的に近く、第２の閾値温度は、第１の閾値よりも大気圧で１０℃～４０℃低く、
－ 第１の閾値はおおよそ－４０℃であり、第２の閾値はおおよそ－５０℃であり、
－ 第１のガスの蒸気は熱交換の前に圧縮され、
－ 第２のガスは容器の底部から引き出され、
－ 再液化段階の間の熱交換は、第１のガスを積み込む運転の間又はタンクを冷却する運転の間に行われ、
－ 第１のガスは液化石油ガスであり、
－ 第２のガスは液化天然ガスである。

発明は、ガス貯蔵設備のガス処理システムにも関し、システムは、以下を含む：
－ 第１のガスが貯蔵されるタンク、
－ 第１のガスの沸点よりも低い沸点を有する第２のガスが貯蔵される容器、
－ タンクからの第１のガスの蒸気の少なくとも一部が移動する第１の回路、
－ 容器からの入口温度で液体状態の第２のガスの少なくとも一部が移動する第２の回路、及び
－ 液体状態の第２のガスとの熱交換によって第１のガスの蒸気の少なくとも一部を再液化するように構成された熱交換器であって、第１のガスの再液化した蒸気はタンク内に移送され、第２のガスは再液化後に出口温度で液体状態に維持されて容器に戻され、第１のガスの蒸気の出口温度が第１の閾値と第２の閾値との間にあるための、熱交換器。

発明による装置は、互いに分離して又は互いに組み合わせて、以下の特徴のうちの１つ又は複数を含むことができる：
－ 熱交換器は、再液化段階前の第２のガスの入口温度と再液化段階後の出口温度との間の温度差が５℃～５５℃になるように構成され、
－ システムは、熱交換の前にタンクから引き出される第１のガスの蒸気を圧縮するように、第１の回路の上流に設置されたコンプレッサーを備え、
－ 第２の回路は、容器及び第２の回路に各々が接続されてパイプとともに、閉回路を形成し、
－ 第１のガスは液化石油ガスであり、
－ 第２のガスは液化天然ガスである。

発明はまた、上記の特徴のいずれか１つを示す少なくとも１つのシステムを含む液化ガス輸送船に関する。

第２の態様によれば、発明は、特に船での、ガス貯蔵設備のガス処理方法を提供し、その方法は以下の段階を含む：
－ 第１のタンク又は第１の容器からの液体状態の第１のガスの引き出し、
－ 引き出された液体状態の第１のガスの第１のサブクール、及び
－ サブクールされた液体状態での、第１又は第２のタンク又は第１又は第２の容器の底部に液体状態の第１のガスの蓄冷層を構成するような、第１のタンク又は第１の容器又は第２のタンク又は第２の容器の下部におけるサブクールされた液体状態の第１のガスの貯蔵。

したがって、タンク又は容器の底部に貯蔵されるサブクールされた第１のガスは、後で使用できる冷却力を作り出すことを可能にし、冷たさの蓄積が耐久性のある方法でタンク又は容器の底部に貯められる。この蓄冷は、例えば、必要なだけ早く、タンクにおける圧力を低下させるために及び／又はタンクにおける第１のガスの蒸気を再液化するために、使用されることができる。この蓄冷は、設備への供給や熱交換器の運転を必要とせずに、使用されることもできる。

その方法は、互いに分離して又は互いに組み合わせて、以下の特徴又は段階の１つ以上を含むことができる：
－ 第１のガスは、タンク又は容器が耐えなければならない最低温度値以上の温度にサブクールされ、
－ 蓄冷層は、第１又は第２のタンク又は第１又は第２の容器に、第１のガスの量よりも下回って配置され、液－液界面を形成し、
－ 液体状態のサブクールされた第１のガスは、第１又は第２のタンク又は第１又は第２の容器の底部に現れるパイプラインを介し、第１又は第２のタンク又は第１又は第２の容器内に移送され、
－ 第１又は第２のタンク又は第１又は第２の容器の蓄冷層に貯められる第１のガスは、蒸気状態のガスを冷却するために使用され、
－ 蒸気状態のガスは、液体状態の第１のガスの、タンク又は容器の上部にある蒸気状態の第１のガスであり、
－ 蓄冷層に貯められた第１のガスは、第１又は第２のタンク又は第１又は第２の容器内に及び蒸気状態の第１のガスの層内に、スプレーされ、
－ 蓄冷層に貯められる第１のガスは、タンク又は容器のうちの１つの底部から引き出され、熱交換器を介して蒸気状態の第１のガスを再液化し、
－ タンク又は容器における測定圧力がタンク又は容器の第１の所定の圧力閾値未満の場合、液体状態のサブクールされた第１のガスは蓄冷層に貯められ、
－ 第１の所定の閾値は、例えば、１～１．０５絶対バールであり、
－ 前記下部は、その底部から測定して、タンク又は容器の高さの約３０％未満にわたって延び、前記底部は、タンク又は容器の最下端であり、
－ 液体状態のサブクールされた第１のガスは、大気圧で約５℃未満の第１のガスの液化温度と約１０℃未満の液化温度との間の温度で、蓄冷層に貯められ、第１又は第２のタンク又は第１又は第２の容器に残っている液体状態の第１のガスは、第１のガスの液化温度より高い温度にあり、
－ サブクールされた第１のガスは、液体状態で、－４５℃～－５５℃の温度で蓄冷層に貯められ、第１又は第２のタンク又は第１又は第２の容器に残る液体状態の第１のガスは、－４２℃以上の温度であり、
－ サブクールされた第１のガスは、－１６０℃～－１７０℃の温度で蓄冷層に貯められ、タンク又は容器に残っている液体状態の第１のガスは、－１６０℃以上の温度であり、
－ 第１のガスの第１のサブクールは、容器から引き出された少なくとも液体状態の第２のガスによって実行され、第２のガスは、第１のガスの沸点以下の沸点を有し、
－ その方法は、設備に供給するように、第１のガスの第１のサブクールの間に熱交換によって加熱又は気化される第２のガスの気化又は加熱を含み、
－ 設備は、気化の間に気化又は加熱する必要がある第２のガスの流量を制御し、
－ 第１のガスの第１のサブクールは、膨張して部分的に気化され、容器から引き出される第１のガスによって、実行され、
－ 容器から引き出された第２のガスは、第１のサブクールの間に熱交換の前に膨張し、部分的に気化し、
－ 容器から引き出された第２のガスは、膨張して部分的に気化した第２のガスとの熱交換によって、サブクールされ、
－ 第１のサブクールの後に、第１のガスの第２のサブクールが実行され、
－ 第２のサブクールに使用される第２のガスは、容器の底部から引き出されるか、サブクールされ、
－ 第１及び／又は第２のサブクールは、第１及び第２のタンク及び／又は第１及び第２の容器の外側で行われ、
－ 第１のガスのサブクール温度が第１の閾値と第２の閾値との間になるように、第１のガスと第２のガスとの間における第１のサブクール又は第２のサブクールの間の熱交換が行われ、
－ 第２のサブクール後の第２のガスの出口温度は、２～２０バールの圧力で－１５５℃～－１０５℃であり、
－ 加熱、気化、又は部分的に気化した第２のガスは、設備に供給するために加熱され、
－ その方法は、更に、再液化段階を含み、当該再液化段階では、タンクから第１の回路で移動する第１のガスの蒸気が、入口温度を持ち且つ第２の回路で移動する液体状態の第２のガスとの熱交換によって再液化され、第１のガスの再液化された蒸気がタンク内に移送され、第２のガスが再液化後に出口温度で液体状態に維持されて容器に戻され、第１のガスの再液化された蒸気の出口温度が第１の閾値と第２の閾値との間であるように第１のガスと第２のガスとの間の熱交換が行われ、
－ タンク又は容器で測定された圧力がタンク又は容器の第２の所定の圧力閾値よりも大きい場合、第１のガスの蒸気は再液化され、
－ 第２の閾値は、例えば、１～１．０５絶対バールであり、
－ 加熱された第２のガスは、設備に供給するために圧縮され、
－ 第１のガスは液化天然ガス又は液化石油ガスであり、
－ 第２のガスは液化天然ガスであり、
本発明はまた、特に船における、ガス貯蔵設備のガス処理システムに関し、そのシステムは以下を含む：
－ 液体状態の第１のガスが貯蔵されるタンク又は容器；
－ 液体状態で、タンク又は容器から、第１のパイプラインによって引き出された第１のガスの第１のサブクールを実行するように構成された第１の熱交換器、及び
－ 第１の熱交換器に接続された第２のパイプラインがタンク又は容器又は別のタンク又は容器の下部に現れ、液体状態の第１のガスの蓄冷層を形成するようにタンク又は容器の底部でサブクールされた第１のガスを貯蔵する。

発明による装置は、互いに分離して又は互いに組み合わせて、以下の特徴のうちの１つ又は複数を含むことができる：
－ 第１のガスは、それが引き出されたのと同じタンク又は同じ容器に貯蔵され、
－ その装置は、液体状態の第２のガスが貯蔵される容器を含み、第２のガスは、第１のガスの沸点以下の沸点を有し、
－ 液体状態の第２のガスは、第１のガスの第１のサブクールを実行するために、第１の熱交換器に接続された第２のパイプラインにおいて移動し、
－ その装置は、液体状態の第２のガスによって第１のガスの第２のサブクールを実行するように構成された第２の熱交換器を備え、
－ タンク又は容器の底部は、導管の第１の端部に接続された出口を含み、導管は、タンク又は容器の上部に設置されたスプレーバーにつながれた第２の端部を含み、
－ 第１の熱交換器で加熱、気化、又は部分的に気化した第２のガスが移動する加熱装置、
－ 減圧手段は、第１の熱交換器の上流に取り付けられ、
－ 第２の熱交換器は、２～２０バールの圧力で－１５５℃～－１０５℃の出口温度で第２のガスを提供するように構成され、
－ その装置は、液体状態の第２のガスとの熱交換により第１のガスの蒸気の少なくとも一部を再液化するように構成された第３の熱交換器を備え、第１のガスの再液化された蒸気はタンク内に移送され、第２のガスは、再液化後の出口温度で液体状態に維持されて容器に戻され、第１のガスの蒸気の出口温度が第１の閾値と第２の閾値との間になるようになっており、
－ その装置は、一次回路において移動する第２のガスを部分的に気化させるように、且つ、二次回路において移動する第２のガスをサブクールするように構成された第４の熱交換器を備え、
－ 一次回路は、（熱交換器における流体の移動の方向に）減圧手段の下流であって第１の熱交換器の上流に配置され、
－ 二次回路は、（熱交換器における流体の移動の方向に）第２の熱交換器の上流に配置され、
－ コンプレッサーは、加熱又は気化した第２のガスを圧縮することが意図されており、
－ 第１のガスは液化天然ガス又は液化石油ガスであり、
－ 第２のガスは液化天然ガスである。

発明はまた、上記の特徴のいずれか１つを示す少なくとも１つのシステムを含む液化ガス輸送船に関する。

４．図面のリスト
発明のより良い理解が得られ、本発明の他の詳細、特徴及び利点は、非限定的な例として与えられる以下の説明を読み、添付の図面を参照すると、より明確になるであろう：
図１は、発明によるガス処理システムの実施形態を表し、当該ガス処理システムはこの例において、特に船上に、ガス貯蔵設備を備える。 図２は、発明によるガス処理システムの別の実施形態を表す。 図３は、発明によるガス処理システムの別の実施形態を表す。 図４は、発明によるガス処理システムの別の実施形態を表す。 図５は、図４の実施形態の代替形態である。 図６は、発明によるガス処理システムの別の実施形態を示す。

５．発明の詳細な説明
図１は、発明によるガス貯蔵設備２のガス処理システム１の第１の実施形態を示す。この処理システムは、１以上のガスの冷却及び／又は１以上のガスの蒸気の再液化及び／又は１以上のガスの気化又は加熱を可能にする。

本発明において、「再液化」という用語は、気体の蒸気の凝縮がそれを液体状態に戻すことを可能にすることを意味すると理解される。

本発明において、システム１は、特にＶＬＧＣ（超大型ガス運搬船（Ｖｅｒｙ Ｌａｒｇｅ Ｇａｓ Ｃａｒｒｉｅｒ））タイプの、ガス輸送船などの船に設置される。このタイプの船は、約８００００ｍ^３の容量を持つ。

例えばＬＮＧタンカータイプの、ガス輸送船において、特に船の推進及び／又は搭載機器のアイテムの電力の生産のための、船の運航のエネルギーニーズを供給するような、エネルギー生産設備が提供される。

ガス貯蔵設備２は、エネルギー生産設備でありうる。そのような設備は、船の容器／タンクにおいて輸送されるガス貨物から生じるガスを消費する船のエンジンのような熱エンジン３を一般に含む。

この船では、ガスは液体状態でいくつかのタンク４又は容器５に非常に低い温度で、実際には極低温でも、貯蔵される。タンク４及び容器５はそれぞれ、所定の圧力及び所定の温度で液化された形態又は液体状態のガスを収容することができる。船の１つ又は複数のタンク４及び／又は容器５は、発明によるシステム１によって設備２に接続することができる。この目的のための各タンク及び容器は、それらの貯蔵温度で貯蔵されたガスを外部環境から隔離することが意図されたジャケットを含む。

船には、容器５に貯蔵されている天然ガス（ＮＧ）と、１つ以上のタンク４に貯蔵されている石油ガス（ＰＧ）とが積載されている。各タンク及び／又は容器４、５は、１０００～５００００ｍ^３の容量を持つことができる。タンク４及び容器５の数は限定されない。それは、例えば、１～６である。説明の続きにおいて、「容器」及び「タンク」という用語は、それぞれ「その又は各容器」及び「その又は各タンク」として解釈されるべきである。

天然ガス（ＮＧ）は、例えば、メタン又はメタンを含むガス混合物である。天然ガスは、例えば大気圧で約－１６０℃の極低温で、容器に液体状態５ａで貯蔵される。液体状態の天然ガス又は液化天然ガス５ａは、略語「ＬＮＧ」を有する。容器５はまた、容器におけるＬＮＧの、特に自然の、蒸発から生じるガス蒸気５ｂを含む。蒸発又は蒸気５ｂは、強制蒸発に関する「ＦＢＯＧ」とは異なり、自然蒸発に関する「ＢＯＧ」又は「ＮＢＯＧ」の記号で示される。ＬＮＧ５ａは、当然ながら、容器５の底部に貯留される一方で、ＬＮＧ ＢＯＧ５ｂは、ガスヘッドスペースとして知られる、容器におけるＬＮＧ５ａのレベルＮ１の上方に位置する。容器におけるＬＮＧ ＢＯＧ５ｂは、外部環境から容器５内への熱入力及び例えば海の動きによる容器５内のＬＮＧ５ａの動きによるものである。

石油ガス（ＰＧ）は、プロパン、ブタン、プロピレン、アンモニア、エタン、エチレン、又はこれらの成分を含むガス混合物を含む。石油ガスは、大気圧で約－４２℃の温度でタンク４に液体状態４ａで貯蔵される。液体状態の石油ガス４ａ又は液化石油ガスは、略語「ＬＰＧ」を有する。タンク４はまた、タンクにおけるＬＰＧの、特に自然の、蒸発から生じるガス蒸気４ｂを含む。同様に、ＬＰＧ４ａが、当然ながら、タンク４の底部に貯蔵される一方で、ＬＰＧガス蒸気は、ガスヘッドスペースにおいて、タンクにおけるＬＰＧ４ａのレベルＮ２の上方に位置する。ＬＮＧについて上記で説明したように、タンク４でのＬＰＧ（ＢＯＧ又はＮＢＯＧ）の蒸発はまた、タンクの温度を平衡温度に戻すため、航海中（海、ＬＰＧ）、タンク４内へのＬＰＧの積載中、及びタンクの冷却の間の流体の動きによるものであったり、外部環境からタンク内への入熱によるものであったりする。

冷却中、タンク４のこの例では、それはタンクのジャケットの周囲温度を平衡温度に戻すことからなり、液化ガスが実質的に空のタンクの壁にスプレーされる。ガスの蒸発により、ジャケットの冷却に必要な冷たさが発生する。約１０時間続くこの運転の間、タンクが実質的に空であるため、自然蒸発（ＮＢＯＧ）によって生成されるＬＰＧ蒸気はほとんどない。他方、壁を冷却するような壁へのＬＰＧのスプレーは、約１０９００ｋｇ／ｈの大量のＬＰＧ蒸気を生成する。ＬＰＧタンクを冷却するこの運転は、ＬＮＧ容器の冷却にも応用できる。

ＬＰＧの積み込み中、タンクは、タンクの冷却に由来し且つタンクにおいて熱くなるＬＰＧにより発生されるＮＢＯＧにも由来するＢＯＧを、かなりの量含む。冷却による蒸気は、タンク内に積み込まれたＬＰＧによって再液化されない。積み込み運転は約１８時間続く。タンクでは約１３９００ｋｇ／ｈのＢＯＧが発生する。タンクの積み込み中、タンクにおける圧力は大気圧を上回って維持される。

図１に示される実施形態において、示されるシステム１は、４つのＬＰＧタンク４及び１つのＬＮＧ容器５を備える。システム１はまた熱交換器６を備え、当該熱交換器６は、ＬＮＧ蒸気５ｂ、ＬＰＧ蒸気４ｂ、液体ＬＰＧ４ａ及び液体ＬＮＧ５ａの間の熱交換を可能にする。本例において、熱交換器６はいくつかの回路又はパイプを含み、この例では、少なくとも１つの第１の回路６ａ、１つの第２の回路６ｂ、１つの第１のパイプ６ｃ及び１つの第２のパイプ６ｄを含み、それにおいてＮＧ又はＰＧが液体又は蒸気の状態で移動する。

熱交換器６は、第１の回路６ａが第２の回路６ｂと熱交換して、容器から来るＬＮＧを液体状態に維持し、同時に、タンク４から来るＬＰＧ蒸気４ｂを再液化するように構成される。熱交換器６の、特に第２の回路６ｂの、出口でのＬＮＧは、容器５に送られ、再液化されたＬＰＧ蒸気はタンク４に送られる。

このため、タンク４は、第１のパイプライン７の第１の端部に接続された出口を備え、当該第１のパイプライン７ではＬＰＧ蒸気４ｂが移動する。タンク４の出口は、ＬＰＧ蒸気４ｂ（ＮＢＯＧ）を伴うガスヘッドスペースが配置されるタンク４の上部に配置される。第１のパイプライン７は、コンプレッサー８の入口に接続され、それはＬＰＧ蒸気４ｂの第１のパイプライン７での移動を確実にする。後者は、第１の回路６ａの入口に接続された第２の端部を含む。ＬＰＧ蒸気は、ＬＮＧの冷たさとの熱交換によって再液化され、ＬＮＧを液体状態に保つことが意図されている。第１の回路６ａの出口は、第２のパイプライン９の第１の端部に接続されており、当該第２のパイプライン９では再液化されたＬＰＧ蒸気が移動する。第２のパイプライン９は第２の端部を備え、当該第２の端部はＬＰＧに浸漬されるか又はタンクに浸漬されるディップパイプ９ａに接続される。あるいは、第２のパイプライン９は、ＬＰＧスプレーバー１０に接続される。バー１０は、図１の平面の垂直軸に沿って、タンク４において及びその上部において配置され、再液化されたＬＰＧ蒸気をＬＰＧのガスヘッドスペースにスプレーする。これにより、タンクにおけるＮＢＯＧの再凝縮を強制することができる。

システム１はポンプを含み、当該ポンプは、容器５において、それからＬＮＧを引き出すために設置される。特に、第１のポンプ１１ａ及び第２のポンプ１１ｂは、ＬＮＧに浸されており、それらがＬＮＧのみが供給されることを確実にするために、好ましくは容器５の底部に配置される。第１ポンプ１１ａは、第３のパイプライン１２の第１の端部に接続されている。第１のポンプ１１ａは、第３のパイプライン１２におけるＬＮＧの循環を強制することを可能にする。この第１のポンプ１１ａのＬＮＧの体積による流量は、約１３０ｍ^３／時である。この第３のパイプライン１２の第２の端部は第２の回路６ｂの入口に接続されており、当該第２の回路６ｂにおいて容器５から来るＬＮＧ５ａが移動する。第２の回路６ｂは、第４のパイプライン１３の第１の端部に接続された出口を備え、当該第４のパイプライン１３ではまたＬＮＧ５ａが移動する。第４のパイプライン１３は、容器５に接続された第２の端部を含む。第３及び第４のパイプライン１２、１３は、熱交換器６を介した容器から容器へのＬＮＧの再循環を可能にする。より正確には、第２の回路６ｂと第３及び第４のパイプライン１２、１３は閉回路を形成する。ＬＮＧは、－１６０℃の温度で容器から引き出される。ＬＮＧの出口温度及び／又はＬＮＧの出口圧力は、ＬＰＧ蒸気との熱交換の間にＬＮＧが蒸発しないように、制御される。このため、容器に戻されるＬＮＧの温度を制御するように、例えば第４のパイプライン１３上に、温度センサが設けられる。有利には、ＬＮＧの所定の出口温度は、例えば約８バールの、容器の許可された貯蔵圧力値でのＬＮＧの蒸発温度よりも、例えば５℃だけ、低い。ＬＮＧを収容するための容器５の貯蔵圧力は、２～２０バールである。熱交換器６からのＬＮＧの出口圧力は、容器の最大貯蔵圧力よりも低くなければならない。これにより、ＬＮＧは気化することなく加熱される。再液化したＬＰＧ蒸気の出口温度は、第１の閾値と第２の閾値との間にある。ＬＰＧガスの出口温度に関する第１の閾値は、大気圧でのその液化温度に実質的に近く、第２の閾値温度は、第１の閾値よりも大気圧で１０～４０℃低くなる。本例では、第１の閾値は－４０℃であるが、第２の閾値は約－５５℃である。有利には、再液化されたガス蒸気の出口温度は、約－４２℃である。この熱交換により、ＬＰＧ蒸気は、あまり冷たくない、特にタンク４が耐えなければならない最低温度値以上の適切な温度で、再液化されることが可能である。この例及び説明の続きにおけるＬＰＧに関する上記の温度値は、プロパンに関連する温度の例である。ＬＰＧの他の化合物の温度値が発明に適用されることが理解される。

また、熱交換器６は、容器から来るＬＮＧの強制蒸発とタンク４から来るＬＰＧのサブクールとを同時に行うように、第１のパイプ６ｃが第２のパイプ６ｄと熱交換するように構成されている。本発明において、サブクールという用語は、液化ガスの温度がその液化温度よりも低くなることを意味すると理解される。液化ガスは、例えば、その液化温度より約５℃～２０℃低くサブクールされる。本発明において、サブクールされた液化ガスの貯蔵は、液化ガスの貯蔵圧力に依存することが理解される。気化されたＬＮＧ（ＦＢＯＧ）は、設備２に、特にこの例では船のエンジンに、供給することを意図されている。サブクールされたＬＰＧ（液体状態）はタンク４に送られる。特に、第１のパイプ６ｃは、石油ガスを、特にＬＰＧ４ｂを、熱交換器６において移動させるように構成されている。第１のパイプ６ｃは、第５のパイプライン１４の端部の１つに接続された入口を含み、当該第５のパイプライン１４において、タンクから引き出されたＬＰＧが移動する。第５のパイプライン１４の他端は、ＬＰＧに浸漬された第３のポンプ１５に接続される。この第３のポンプ１５はまた、ＬＰＧのみを引き出してＬＰＧをこのパイプライン１４において移動させるように、タンク４の底部に設置されている。第１のパイプ６ｃは出口を備え、当該出口は第６のパイプライン１６に接続され、当該第６のパイプライン１６は（液体状態の）サブクールされたＬＰＧをタンク４に戻すことが意図されている。第６のパイプライン１６は、スプレーバー１０に又は第２のパイプライン９に、或いはＬＰＧをタンクに戻すためにディップパイプ９ａにさえも接続されることができる。好ましくは、サブクールされたＬＰＧは、タンク４の底部で、タンクの内部空間に及びタンクの下部に位置する蓄冷層４ｃに貯蔵される。この層４ｃは後で使用されることができる。非限定的に、好ましくは、パイプライン９の第２の端部又はディップパイプの第２の端部は、図１の平面の垂直軸に沿って、タンク４の下部に位置し、サブクールされたＬＰＧをそこに貯蔵するようになっている。サブクールは、タンクの又はその他のタンクや容器の外で、行われる。例えば、サブクールは液化ガスに浸されない。さらに、蓄冷層４ｃは、タンクの底部の、タンクの内部スペースに配置される。蓄冷層は、図１に関する垂直軸に沿って、タンクのＬＰＧの下方にあり、液－液界面を形成する。言い換えると、タンクに残っている／すでにあるＬＰＧとこの蓄層に貯蔵されているサブクールされたＬＰＧとを分離するタンクにおけるパーティション、サブタンク、又はコンパートメントはない。

第２のパイプ６ｄは、容器５から来るＬＮＧ５ａの蒸発を可能にする。このために、ＬＮＧに浸漬されている第２のポンプ１１ｂは、第７のパイプライン１７の第１の端部に接続されており、当該第７のパイプライン１７において、ＬＮＧが設備２に、この例では船のエンジンに、移動する。第２のポンプ１１ｂは、第１のポンプ１１ａの体積流量よりも低い体積流量での第７のパイプライン１７におけるＬＮＧの移動を、可能にする。本例において、第７のパイプライン１７におけるＬＮＧの体積流量は、約４ｍ^３／時である。第７のパイプライン１７の第２の端部は、第２のパイプ６ｄの入口に接続されている。後者は出口を備え、当該出口は第８のパイプライン１８に接続され、当該第８のパイプライン１８において、例えば船のエンジンに、供給するために、ＬＰＧとの熱交換によって形成されたＬＮＧ蒸気５ａが移動する。この気化－サブクール熱交換の間に、ＬＮＧの温度が上昇する。つまり、その温度は大気圧でその液化温度を上回っている。ＬＮＧの温度は、エンジンの仕様に応じて、ここには示されていない加熱装置によって正される。例えば船のエンジンが必要とするＬＮＧの出口圧力は約１７バールである。ＬＰＧに関し、回路６ｃにおけるその入口温度は約１バールである。サブクールされたＬＰＧの出口温度は、タンク又は容器が耐えなければならない最低温度値以上である。この例において、出口温度は（タンクにおける貯蔵圧力で）約－５２℃である。

図１において、ＬＰＧ蒸気はタンクから引き出され、再液化されたＬＰＧ蒸気は別の隣り合うタンクに送られる。同様に、タンクから引き出されてサブクールされたＬＰＧは同じタンクに戻される。もちろん、他の配置も可能である。

図１において、熱交換器６は、タンク又は容器から分離されている。熱交換器６は、タンク及び容器の外側に位置付けられている。熱交換器は、液化ガスが貯蔵されている別のタンク又は別の容器に配置されていない。

有利には、熱交換器は、チューブ型、プレート型又はコイル型の交換器である。

図２に示す実施形態において、システム１は、ＬＮＧ蒸気、ＬＰＧ蒸気、ＬＮＧ及び／又はＬＰＧとの間の熱交換を可能にするいくつかの熱交換器を備える。このシステムは、特に第１の実施形態とは熱交換器の数が異なる。特に、本例において、システムは、以下で蒸発熱交換器２０及びメイン熱交換器２１と呼ばれる少なくとも２つの熱交換器を備える。図２において、単一の容器５及び単一のタンク４が示されている。もちろん、システムは他の容器及びタンクを含むことができる。システム１はまた、容器５及びタンク４に設置されたポンプ１１ａ、１１ｂ及び１５を含む。特に、第１のポンプ及び第２のポンプはＬＮＧに浸漬され、それらがＬＮＧのみを供給することを確実にするために、好ましくは容器の底部に配置される。また第１のポンプの流量は約１３０ｍ^３／ｈであり、第２のポンプの流量は約４ｍ^３／ｈである。

メイン熱交換器２１は、ＬＮＧ５ａの冷たさとの熱交換によりＬＰＧ蒸気４ｂを再液化し、同時にＬＮＧを液体状態に維持するように構成されている。ＬＮＧは気化されることなく容器５に戻され、再液化されたＬＰＧ蒸気はタンク４に戻される。メイン熱交換器２１は、第１の回路６ａ及び第２の回路６ｂを備える。第１の回路６ａは、一方では、タンク４につながれた第１のパイプライン７に接続され、他方では、またタンク４につながれた第２のパイプライン９に接続されている。パイプラインにおけるＬＰＧ蒸気４ｂの熱交換器２１への移動を確実にするために、第１のコンプレッサー８も第１のパイプライン７に設けられている。

熱交換器２０は、容器から来るＬＮＧを気化するように、そして同時にタンク４から来るＬＰＧをサブクールするように構成される。ＬＮＧは、例えばＬＮＧ蒸気が供給されなければならない船のエンジンのために、必要な温度までＬＮＧの温度を上げるために、強制蒸発を受けなければならない。熱交換器２０は、第１のパイプ６ｃと第２のパイプ６ｄとを備える。第２のパイプ６ｄは、一方では、容器に接続された第７のパイプライン１７に接続され、他方では、ＬＮＧを船のエンジンに移送する第８のパイプライン１８に接続される。第１のパイプ６ｃは、一方では、タンク４につながれた第１のパイプライン１４に接続され、他方では、タンク４に、特にタンク４の底部で、つながれた第６のパイプライン１６に接続される。

図２において、システム１は、補助熱交換器２２と呼ばれる第３の熱交換器も備える。後者は、ＬＮＧの冷たさによるＬＰＧの第２のサブクールを可能にし、ＬＮＧを液体状態に維持することを可能にする。液体状態のＬＮＧは容器に戻され、サブクールされたＬＰＧはタンクに戻される。

有利には、しかし非限定的に、熱交換器２０、２１、２２は、タンク及び容器から分離されている。

有利には、しかし非限定的に、熱交換器２０、２１、２２は、管タイプ、プレートタイプ又はコイルタイプの交換器である。

補助熱交換器２２は第３の回路６ｅ及び第４の回路６ｆを備え、第３の回路６ｅではＬＮＧが移動し、第４の回路６ｆではＬＰＧが、特にサブクールされたＬＰＧが、移動する。第３の回路６ｅは、第９のパイプライン２３につながれた入口を含み、当該第９のパイプライン２３は容器５に接続される。図２から分かるように、第９のパイプライン２３は、ポンプ１１ｂによって容器５の底部からＬＮＧを引き出す第７のパイプライン１７のバイパス部分である。第３の回路６ｅは、第１０のパイプライン２４に接続された出口を備え、当該第１０のパイプライン２４は液体状態に維持されたＬＮＧを容器５に戻す。この実施例では、第１０のパイプライン２４は、例えば三方弁などの弁によって、ＬＮＧを容器５に戻す第４のパイプライン１３の一部につながれる。第４の回路６ｆは、第１１のパイプライン２５につながれた入口を備え、当該第１１のパイプライン２５においてタンクの底部から引き出されたＬＰＧが移動する。第１１のパイプラインは、この例では、サブクールされたＬＰＧが移動するパイプライン１６に、三方弁などの弁２９によって、つながれている。第４の回路６ｆは、第１２のパイプライン２６につながれた出口を備え、当該第１２のパイプライン２６はタンクに接続されている。この実施例によれば、第１２のパイプライン２６は、第１０のパイプラインの一部に又はパイプライン９につながれている。ＬＮＧとの熱交換によってサブクールされたＬＰＧは、ガスヘッドスペース内にスプレーされるか、タンク４の底部で蓄冷層４ｃにおいて貯蔵される。第１２のパイプライン２６は、バルブ２７によってパイプライン１６に接続されることができる。同様に、パイプライン２６は、バルブ２８によってパイプライン９に接続されることができる。好ましくは、しかし非限定的に、バルブ２７、２８は三方弁である。パイプライン１６は、ＬＰＧ滴をタンク４のガスヘッドスペース内にスプレーするように及びタンク４におけるＮＢＯＧの再凝縮を強制するように、ＬＰＧスプレーバー１０に接続されている。第３のポンプ１５は、タンクの底部からスプレーバー１０まで、パイプライン１４、１６、２５におけるＬＰＧの移動を強制するように構成されている。この構成により、サブクールされたＬＰＧは、タンク又はバー１０に直接的に移送されるか、ＬＮＧによる第２のサブクールのための補助熱交換器２２に移送される。

図２において、システムはさらに、容器５の圧力を制御するために及び設備２に燃料ガスを供給するために、容器５のＬＮＧ蒸気５ｂを引き出すためのパイプ３０を備える。このパイプ３０には、エンジンへのＬＮＧ蒸気５ａの移動を確実にするように、そして容器において圧力を維持するように、第２のコンプレッサー３１が取り付けられている。このパイプ３０は、加熱又は気化されたＬＮＧが船のエンジンに移動するパイプライン１８の一部に接続される。

有利には、しかし非限定的に、加熱装置３２は、ＬＮＧの温度を必要な温度に調整するように、そしてすべてのＬＮＧが気化されることを確実にするように、設備の上流に配置される。この例において、加熱装置３２はヒーターである。

図３に示される発明の第３の実施形態において、システム１はまた、いくつかの熱交換器を備える。特に、システム１は以下を含む：
－ ＬＮＧ５ａの冷たさとの熱交換によりＬＰＧ蒸気４ｂを再液化するように、そしてＬＮＧを液体状態に維持するように構成されたメイン熱交換器２１、
－ 容器５から来るＬＮＧを気化するように、そしてタンク４から来るＬＰＧをサブクールするように構成された蒸発熱交換器２０、及び
－ ＬＰＧをサブクールするように、そしてＬＮＧを液体状態に維持するように構成されている補助熱交換器２２’。

この実施形態のシステム１は、それが熱交換器２０の上流に配置された第４の熱交換器４０を備える点で、図２に示される実施形態とは異なる。熱交換器４０は、好ましくは、非限定的に、冷たさを発生させることが意図された真空蒸発器（ＶＥ）である。真空蒸発器４０は、入口及び出口を含む一次回路４２を含む。その入口は第７パイプライン１７に接続され、当該第７パイプライン１７において、容器から来るＬＮＧが移動する。一次回路４２の出口は、パイプライン４４の第１の端部に接続されている。後者は、熱交換器２０の回路６ｄの入口に接続される第２の端部を含む。減圧手段４１は、パイプライン１７において且つ真空蒸発器４０の上流に設けられる。減圧手段４１は、ガスの圧力及び温度を下げることにより、気液二相状態のガスを得ることを可能にする。この例において、減圧手段４１は、ジュール・トムソン弁などの膨張弁を含む。減圧手段４１に入るＬＮＧは、約－１３４℃の温度及び約８バールの圧力である。膨張弁の出口で、ＬＮＧは約１バールの圧力で約－１６０℃の温度に冷却される。二相ＬＮＧは真空蒸発器４０に入り、当該真空蒸発器４０において、容器から引き出されたＬＮＧとの熱交換が行われる。より具体的には、真空蒸発器４０は二次回路４３を備え、当該二次回路４３は入口及び出口を含む。二次回路４３の入口はバイパスパイプライン４５に接続され、バイパスパイプライン４５において容器５から来るＬＮＧが移動する。このバイパスパイプライン４５は、ポンプ１１ｂにつながれた第７のパイプライン１７から来る。もちろん、パイプライン４５は、容器の底に沈められた別のポンプに接続されてもよい。二次回路の出口は、ＬＮＧを容器５の底部に戻すパイプライン２３に接続されている。この実施形態において、パイプライン２３は、熱交換器２２’の回路６ｅの入口につながれている。この真空蒸発器４０において、回路４２において移動する二相ＬＮＧの潜熱を回収することにより、二次回路４３において移動するＬＮＧがサブクールされる。サブクールされたＬＮＧ（液体状態）が容器内に移送される。一次回路４２において移動する二相ＬＮＧは、加熱又は気化され、次いで蒸発交換器２０に移送される。一次回路４２の出口におけるＬＮＧの出口温度は、約１バールの圧力で－１６０℃～－１３４℃である。サブクールされたＬＮＧの出口温度は、２～２０バールの圧力で約－１６０℃であり、サブクールされたＬＮＧが熱交換器２２’を通る際、後者は、真空蒸発器４０から来るＬＮＧを液体状態に維持するように構成される。これは、回路４３から来るＬＮＧが、以下に説明するシステムの動作モードに従って、熱交換器２０から来るサブクールされたＬＰＧと熱を交換できるからである。この場合、回路６ｅを通過するＬＮＧは加熱されるが気化されない。

図３において、システム１は、加熱装置３２の下流に設置されたコンプレッサー４６をさらに含む。このコンプレッサー４６は、気化したＬＮＧを、設備２によって必要とされる圧力まで圧縮することを可能にする。

この実施例において、サブクールはタンク及び容器の外側で行われる。言い換えれば、熱交換器はタンク及び容器から分離されている。

エネルギー生産設備２のためのガスの処理のためのシステム１の第１の動作モード（冷却）では、図２に示すように、ＬＮＧが使用されて、ＬＰＧ蒸気４ｂを再液化する。またＬＮＧは、設備２への、特に船のエンジン及びエネルギー生産ニーズのための他の加熱エンジンへの、供給にも使用される。この第１の動作モードは、ＬＰＧタンクの冷却中に作動される。これは、上で説明したように、この動作の間に非常に大量のＬＰＧ蒸気４ｂが生成されるためである（約１０９００ｋｇ／ｈ）。この生成される蒸気４ｂの量は、ＬＰＧを輸送するために船の航海中に生成される蒸気４ｂ（ＮＢＯＧ）の量よりも多い。タンクの壁を冷却する状況では、燃料ガスを伴うエンジンのエネルギー要求は非常に低い。設備２の消費は、ＬＮＧ蒸気で約５００ｋｇ／ｈである。このシステムは、メイン熱交換器２１を使用して、冷却中に生成されるＬＰＧ蒸気４ｂを管理する。ＬＰＧ蒸気４ｂは、コンプレッサー８によってタンク４から引き出され、当該コンプレッサー８は、それらを第１のパイプライン７において移動させる。第１の回路６ａにおいて移動するＬＰＧ蒸気４ｂは、容器５の底部から第３のパイプライン１２を介して第２の回路６ｂにおいて移動するＬＮＧの冷たさによって、再液化される。容器の底にあるＬＮＧは、表面Ｎ１に近いＬＮＧよりも、すなわちＬＮＧとガスヘッドスペースとの間の界面でのＬＮＧよりも、低温であることが理解される。再液化に続いて、再液化されたＬＰＧ蒸気はタンク４内に移送され、ＬＮＧは液体状態に維持され、そして容器５に戻される。ＬＰＧ蒸気４ｂは、約０℃の温度及び大気圧に近い圧力でメイン熱交換器２１に入る。メイン熱交換２１は、再液化されたＬＰＧ蒸気の出口温度が第１の閾値と第２の閾値との間になるように、行われる。第１の閾値及び第２の閾値は、大気圧以上の圧力で考慮される。これらの温度閾値は、タンク４が耐える最低温度値以上である。有利には、ＬＰＧ蒸気４ｂの出口温度の第１の閾値は、大気圧以上の圧力で－４０℃であり、再液化されたＬＰＧ蒸気の出口温度の第２の閾値は、大気圧以上の圧力で約－５０℃である。好ましくは、非限定的に、再液化されたＬＰＧ蒸気の出口温度は、大気圧以上の圧力で－４２℃である。このようにして、再液化したＬＰＧ蒸気が冷たすぎないように熱交換が制御される。

同様に、熱交換は、再液化後のＬＮＧの出口温度が、６バール～２０バールの圧力で第１の温度閾値と第２の温度閾値の間にあるように行われる。図１に関連して第１の実施形態中に見られたように、ＬＮＧは加熱されなければならないが、気化されてはならない。メイン熱交換器２１は、再液化前のＬＮＧの入口温度と再液化後のＬＮＧの出口温度との間の温度差が５℃～５５℃であるように、構成されている。好ましくは、しかし非限定的に、この温度差は２６℃である。この例において、ＬＮＧは、再液化の前に、約－１６０℃の入口温度で及び２～２０バールの圧力で、メイン熱交換器２１に入る。第１の閾値は約－１５５℃であり、第２の閾値は約－１０５℃である。好ましくは、しかし非限定的に、ＬＮＧの出口温度は、容器の最大許容貯蔵圧力よりも低い圧力で、その気化温度よりも低い。その温度は約－１３４℃である。そのような値は、最大のＬＮＧ冷たさを再液化のためにＬＰＧ蒸気に移すことを可能にしつつ、容器に戻るＬＮＧが熱くなりすぎるのを防いで、再液化したＬＰＧ蒸気が冷たくなりすぎるのを防ぐ。過度に高温のＬＮＧは、容器におけるＬＮＧ圧力の増大をもたらしうるものであり、承認された限界を超えるかもしれない。したがって、メイン熱交換器２１は、ＬＮＧ及び再液化されたＬＰＧ蒸気がそれぞれ容器又はタンクにおいて必要とされる温度で出るように、調整される。熱交換の間、ＬＮＧ流量及びＬＰＧ蒸気流量はそれぞれ一定である。

ＬＮＧ及びＬＰＧの入口温度及び出口温度は既知であり及び／又は予め決められているので、ＬＮＧ及びＬＰＧの重量による流量などのパラメータは、熱交換のための熱交換器２１を構成することを可能にする。

システムは、タンクで測定された圧力がタンクにおける所定の圧力値よりも大きい場合に、ＬＰＧ蒸気の再液化が実行されるように、作動することができる。

この第１の動作モードにおいて、システム１はまた蒸発交換器２０を使用し、当該蒸発交換器２０において、タンク４から来るＬＰＧ及び容器５から来るＬＮＧが設備２に供給するように移動する。ＬＰＧとＬＮＧとの間の熱交換は、ＬＰＧのサブクールと、設備２への供給を意図したＬＮＧの気化又は加熱とを可能にする。サブクールされたＬＰＧ（液体状態）は、タンクの下部に貯留されて、後続の蓄冷層４ｃを構成する。これにより、より大きな利用可能な冷却力を得ることが可能になり、したがって、タンクに収容される、液化された及び／又はガスの形態のガスの冷却の効率を向上させることを可能にする。本発明において、タンク４の下部は、その底部１９から測定して、タンク４の高さの約３０％未満にわたって延びる。底部１９はタンクの最下端であり、例えばタンクがＬＮＧタンカーで輸送される場合に船のハルに近い。特に、ポンプによってタンクの底部から引き出されたＬＰＧは、その入口温度が約－４２℃である熱交換器２０を、通過する。容器から引き出されたＬＮＧの入口温度は、約１７バールの圧力で約－１６０℃である。気化したＬＮＧの潜熱をＬＰＧが回収する熱交換後に、ＬＰＧの出口温度は－４５℃～－５５℃である。サブクールされたＬＰＧはタンクの底部に移され、そこでそれは－４５℃～－５５℃の温度で層４ｃに貯留される。有利には、サブクールされたＬＰＧは、約－５２℃（タンクでの貯蔵圧力）である。熱交換後、気化又は加熱されたＬＮＧは約０℃の出口温度にあり、そこでそれは加熱装置３２によってさらに加熱されることができる。

あるいは、サブクールされたＬＰＧの貯蔵は、タンクにおける圧力に応じている。特に、タンクでの圧力が、例えば１～１．０５絶対バール未満である、第１の所定の圧力値よりも小さい場合、システムは、蓄冷層におけるサブクールされたＬＰＧの貯蔵を制御する。このために、圧力検出手段３３は、タンク４内の圧力を検出することを可能にする。圧力検出手段３３は、この例において、タンク４において又はタンク４の近くに設置された圧力センサを含む。

例えばタンクに残っている、この蓄冷層４ｃの上方でのタンク４におけるＬＰＧは、－４２℃よりも大きな温度である。ＬＰＧタンクは、ＬＰＧが異なる温度にあるいくつかの層を備え、最も冷たい層がタンクの底部にあると考えられる。

エネルギー生産設備２のためのガスの処理のためのシステムの第２の動作モード（航海）では、図２に示すように、ＬＮＧは、船のエンジンなどの設備２に供給するように用いられ、タンクにおいてＬＰＧ蒸気を冷却するようにその後使われるＬＰＧ蓄冷を形成するように、ＬＰＧはサブクールされる。この動作モードは船の航海中に作動され、そこではより少ない量のＬＰＧ蒸気が管理される必要がある。これは、生成されたＬＰＧガス蒸気（ＮＢＯＧ）が約２７００ｋｇ／ｈであるのに対し、例えば、船のエンジンは約２０００ｋｇ／ｈの少量の燃料ガスを消費するためである。この動作モードにおいて、システムは、少なくとも、船のエンジンに供給する必要があるＬＮＧの強制蒸発を実行するように蒸発熱交換器２０を使用し、蓄冷を構成するように補助熱交換器２２を使用し、蒸発熱交換器２０ではタンクから来るＬＰＧ及び容器から来るＬＮＧが移動する。ＬＮＧは、第２のポンプ１１ｂを介して容器から引き出される。第２のパイプ６ｄにおけるＬＮＧの入口温度は、約－１６０℃である。ＬＰＧは、ポンプ１５によって、ＬＰＧを含むタンクから引き出される。ＬＰＧは第２のパイプラインにおいて蒸発交換器に移動し、約－４２℃の温度で後者に入る。ＬＰＧは、交換器２０における熱交換により気化するＬＮＧから冷たさを回収することにより、ＬＰＧの第１のサブクールを受ける。ＬＰＧとＬＮＧとの間の熱交換は、ＬＰＧのサブクール温度が大気圧において第１の閾値と第２の閾値との間になるように行われる。蒸発交換器２０は、最大量の熱を伝達するように構成されているが、ＬＮＧとＬＰＧとの間の温度差によって制限される。有利には、しかし非限定的に、第１の閾値は約－４０℃であり、第２の閾値は約－５５℃である。サブクールされたＬＰＧは、タンクの下部に貯留され、ＬＰＧ蓄冷層を構成し又はバー１０によってガスヘッドスペース内にスプレーされる。航海中、熱交換器２０のＬＰＧの出口温度は、約－５２℃である。

もちろん、第１の動作モードで見られたように、タンクでの圧力が第１の所定の圧力閾値未満、例えば１～１．０５絶対バール、である場合、サブクールされたＬＰＧは、蓄冷層に貯蔵される。

例えば、タンクの冷却中に、蓄冷層が既に形成されていると考えられる。そして、このサブクールされたＬＰＧは、タンクにおけるＬＰＧ蒸気を冷却又は凝縮するために使用される。このために、サブクールされたＬＰＧは蓄冷層４ｃから引き出され、バー１０を介してガスヘッドスペース内にスプレーされる。あるいは、蓄冷層４ｃからのＬＰＧは、導管につながれているタンクの出口から引き出され、当該導管は、ＬＰＧ蒸気が通過する熱交換器に又はバーに接続される。したがって、蓄冷を作り出すために補助熱交換器を起動する必要はない。

交換器２０の出口でのＬＮＧは、ＬＰＧとＬＮＧとの間の熱交換によって気化又は加熱される。この気化又は加熱されたＬＮＧは、その供給のためにエンジンに移される。容器から引き出されるＬＮＧ蒸気も、エンジンへの供給を可能にする。気化又は加熱されたＬＮＧ及びＬＮＧ蒸気は、エンジンに供給する前にすべてのＬＮＧが気化されるように加熱される。

エネルギー生産設備のためのガスの処理のためのシステムの第３の動作モード（積み込み）では、図２に示すように、エネルギー生産ニーズのためとＬＰＧ蒸気を再液化するために、ＬＮＧが使用されて船のエンジンに供給する。この動作モードは、特にタンク内へのＬＰＧの積み込みの間に作動され、当該タンクでは、例えば約１３９００ｋｇ／ｈの、大量のＬＰＧ蒸気が生成される。設備２のエネルギー需要は低く、約５００ｋｇ／ｈである。この動作モードにおいて、すべてのＬＰＧ蒸気を処理するために、少なくとも２つの熱交換器が要請される。特に、システムは、メイン熱交換器２１を使用して、ＬＰＧの積み込み中に生成されたＬＰＧ蒸気を管理し、蒸発熱交換器２０を使用して、設備２に供給することが意図されているＬＮＧを気化又は加熱する。したがって、熱交換器２０、２１は、タンクの冷却の場合、第１の動作モードと同様の方法で動作する。

この動作モードにおいて、メイン熱交換器２１が、生成された大量のＬＰＧ蒸気のために、タンク４における圧力を管理することを可能にしないかもしれない。このシナリオにおいて、タンク内で（圧力３３を検出する手段によって）測定された圧力が、第２の所定の閾値圧力値に到達するか又は第２の所定の閾値圧力値よりも大きい場合、補助熱交換器２２が作動する。したがって、補助熱交換器２２の目的は、タンク４内の圧力を管理することである。ＬＮＧは、サブクールされたＬＰＧと交換するように、容器から取り出される。第１のサブクール後のサブクールされたＬＰＧは、約－４２℃の温度である。この－４２℃の温度は、少量のＬＮＧが熱交換器２０において、特に第２のパイプ６ｄにおいて、移動するという事実によるものである。これは、それが、第２のパイプ６ｄで気化されなければならないＬＮＧの流量を検出するエンジン又は設備２であるからである。設備２のニーズが低いと仮定すると、非常に少量のＬＮＧが、ＬＰＧのサブクールを実行するために利用可能である。設備は、気化中に気化又は加熱される必要のある第２のガスの流量を制御する。これは、ＬＮＧからの熱量がＬＰＧの温度を大幅に下げるのには不十分であることを暗示する。熱交換器２０の出口におけるＬＰＧの温度が十分に低温ではないので、熱交換器２２は、ＬＰＧの第２のサブクールを実行する。ＬＮＧは、約－１６０℃の温度で容器から引き出され、この例では熱交換器２０において、第１のサブクールを受けたＬＰＧと熱を交換する。サブクールされたＬＰＧの入口温度は約－４２℃である。２回目にサブクールされたＬＰＧの出口温度は、タンク４が耐えなければならない閾値温度値以下である。ＬＰＧの出口温度は約－５２℃である。このＬＰＧは、その後の使用のために蓄冷層に貯蔵されるか、又は、タンクにおけるＬＰＧ蒸気４ｂを凝縮又は冷却するためにタンクのガスヘッドスペース内にスプレーされる。ＬＮＧの出口温度は、約８バールの圧力で約－１３４℃である。したがって、ＬＮＧは高温だが、気化しない。

第４の動作モード（容器における高温ＬＮＧ）において、図２に示すように、エネルギー生産設備のためのガスの処理のためのシステム１、システムは、（タンクにおけるＬＰＧの積み込みの間又はタンクの冷却の間）メイン熱交換器２１が作動する場合に、容器におけるＬＮＧの加熱のリスクを管理することを可能にする。これは、メイン熱交換器の出口及び又は補助熱交換器の出口でのＬＮＧが高温であるため、つまり約－１３４℃の出口温度であるためである。この動作モードは、主に航海モードで、容器におけるＬＮＧをその極低温にまで冷却するように、図３に示されるようなシステムを採用する。システム１は、少なくとも熱交換器４０を使用し、当該熱交換器４０では、部分的に気化したＬＮＧが、容器に移送されるＬＮＧをサブクールすることを可能にする。そして、容器に貯蔵されているＬＮＧは、約８バールの圧力で約－１３４℃の温度であると考えられる。ＬＮＧは、第２のポンプ１１ｂによって容器から引き出される。ＬＮＧは回路４２において移動し、当該回路４２においてそれは減圧され、そして部分的に気化される。熱交換器４０において部分的に気化したＬＮＧの入口温度は、大気圧で約－１６０℃である。気化したＬＮＧの出口温度は、大気圧で－１３４℃～－１６０℃である。第２のパイプ４３において、熱交換器におけるＬＮＧの入口温度は、約－１３４℃であり、その出口温度は、約－１６０℃である。サブクールされたＬＮＧは、容器５の下部における蓄冷層４ｃ内に移される。熱交換器２０は、ＬＰＧをサブクールし、熱交換器４０の出口でＬＮＧを気化させる。

タンク４で測定された圧力が閾値圧力値以上である場合、熱交換器２２’は、交換器２０で冷却されたＬＰＧを２回目にサブクールするように作動される。ＬＰＧは、熱交換器でサブクールされて熱交換器２２’を通過するＬＮＧによって、サブクールされる。交換器２２’での熱交換後のＬＮＧの出口温度は、大気圧で約－１３４℃である。

これらの上記の動作モードは、図２に基づいて説明されている。もちろん、図１をこれらの動作モードに適用することは可能である。

図４は、発明によるガス処理システム１の別の実施形態を示す。そのシステムはＬＮＧ容器を備え、各ＬＮＧ容器がＬＮＧ蒸気５ｂ及びＬＮＧを含む。この例において、２つのＬＮＧ容器が示されている。また複数のポンプがメイン容器のＬＮＧに浸漬され、１台のポンプが隣り合う容器のＬＮＧに浸漬される。各ポンプは、好ましくは、容器の底部に設置される。システム１は熱交換器５０を備え、当該熱交換器５０は、容器５００Ａの底部に蓄冷層５００ｃを構成するように同じ第１容器５００Ａの底部１９０に貯蔵されることが意図された、ＬＮＧ容器から来る、この例では第１のタンク５００Ａから来る、ＬＮＧをサブクールするように構成される。層５００ｃは、容器の内部空間に配置されている。熱交換器は、少なくとも１つの第１のパイプ５０ａ及び１つの第２のパイプ５０ｂを備える。第１のパイプ５０ａは、パイプライン５４の第１の端部につながれる入口を備える。パイプライン５４の第２の端部は、第１の容器５００Ａの底部に取り付けられた第１のポンプ５１に接続されている。このパイプライン５４はまた、三方弁６７を介し、容器５００Ａに取り付けられたスプレーバー６０に接続されている。バー６０は、容器の上部に、好ましくはＬＮＧガスヘッドスペースに、配置される。第１のパイプ５０ａは、パイプライン５６につながれた出口を含み、当該パイプライン５６は、容器５００Ａの底部に接続されている。パイプライン５６はまた、三方弁７５ａによってスプレーバー６０に接続されている。図４に示されているように、パイプライン５６は、三方弁７５ｂによって隣り合う容器、第２の容器５００Ｂ、の底部において現れるとともに、三方弁７５ｃによってこの第２の容器５００Ｂの別のバー６０に現れる。第２のパイプ５０ｂは、パイプライン５７によって容器５００Ａに接続される入口を含む。パイプライン５７の端部の一方は、容器５００Ａの底部に取り付けられた第２のポンプ５２に接続されている。この例において、第２のパイプ５０ｂの出口は、パイプライン５８を介してドラム７０の入口に接続される。ドラム７０の出口は、パイプ７１を介して、第１の出口によってパイプライン５６に接続されている。パイプ７１は、例えば、バルブ７２及びポンプ７３を備える。減圧手段５３は、熱交換器５０の上流で、パイプライン５７に取り付けられている。この交換器は、図３に示されている実施形態におけるように、真空蒸発器である。減圧手段５３は、例えば、膨張弁（ジュール・トムソンバルブ）を備える。

第２のパイプ５０ｂは低温回路であり、減圧されたＬＮＧは、（ＦＢＯＧ付与するように）強制蒸発を実行するように、この回路における動きによって加熱されることが意図されている。第１のパイプ５０ａは高温回路であり、容器５００Ａから来るＬＮＧは、この回路における動きによって冷却されることが意図されている。しかしながら、第１のパイプ５０ａは、最も重い成分（エタン、プロパンなど）を蒸発させることを可能にしないかもしれない。第２のパイプ５０ｂの上流での減圧は蒸発温度を下げることを可能にし、それは、容器５００Ａから引き出されて第１のパイプ５０ａにおいて移動するＬＮＧとの熱交換からＦＢＯＧを発生することを可能にする、ことが理解される。ＦＢＯＧを与えるための気化は、第１のパイプ５０ａにおいて移動するＬＮＧによって供給される熱の寄与を必要とする；したがって、それは、第１のパイプ５０ａにおいて移動するＬＮＧのサブクールの目的のための冷凍源である。

したがって、容器５００Ａから発生するＬＮＧは、ポンプ５２によって減圧手段５３まで運ばれ、そして交換器５０の第２のパイプすなわちコールドパイプ５０ｂにおいて移動する。減圧手段の下流のＬＮＧは、－１６８℃の温度であり、４００ｍｂａｒの絶対圧力である。一方、容器５００ＡのＬＮＧは、ポンプ５１によって、交換器５０の第１のパイプすなわちホットパイプ５０ａまで運ばれる。その結果、これらの回路間の熱交換は以下をもたらす：
－ 減圧され部分的に気化されたＬＮＧであって、本例ではドラム７０までその後に運ばれるＬＮＧの、その気化を継続することを目的とした加熱、及び
－ 第１の容器の及び又は第２の容器の底部に供給するＬＮＧであって後続の使用の目的のためにそこに貯蔵されるためのＬＮＧ、又は、バー６０を介してＬＮＧガスヘッドスペース内にスプレーされるＬＮＧのサブクール。

パイプ５０ａでの熱交換後のＬＮＧの出口温度は約－１６８℃である。

蓄冷層でのＬＮＧの貯蔵は、容器内の圧力に応じたものであることができる。例えば、（圧力センサ３３０によって）容器で測定された圧力が容器での所定の圧力閾値未満である場合、（液体状態の）サブクールされたＬＮＧは、この蓄冷層５００ｃに貯蔵される。

したがって、ドラム７０は、容器５００Ａから熱交換器５０を介して生じる２相気液状態のＬＮＧが供給されるように意図されている。ドラム７０内の動作圧力は、容器５００Ａ内のＬＮＧの貯蔵圧力よりも低い。ドラム７０にＬＮＧを供給することは、一方では、ドラム７０でのＦＢＯＧの生成によって及びドラムに残っているＬＮＧのサブクールによって反映されるＬＮＧの追加の気化をもたらすことができる。ドラムは、ドラムの下部に貯蔵されているＬＮＧとその上部におけるＬＮＧ蒸気とを伴う相を分離することを可能にする。ドラムの出口でのサブクールされたＬＮＧは、約－１６８℃の出口温度である。ドラム７０は第２の出口を備え、当該第２の出口はその上部に配置され、そこではＬＮＧガス蒸気（ＦＢＯＧ）が自然に貯蔵される。ドラム７０の出口は、この例では、２つのコンプレッサー６１、６２を介し、設備２に接続されている。

熱交換器５０はまた第３のパイプ５０ｃを含み、当該第３のパイプ５０ｃは入口及び出口を含む。第３のパイプ５０ｃの入口は、再液化されたＬＮＧガス蒸気が移動するパイプライン６３の第１の端部に接続されている。特に、コンプレッサー６２の出口は、燃料ガスをそれに供給するために設備２に接続されている。コンプレッサー６２から出る燃料ガスの一部は、パイプライン６４によって引き出されることができ、再経路指定されることができ、当該パイプライン６４は、三方弁６５によってコンプレッサー６２の出口に接続されることができる。コンプレッサー６２は、（第１の容器及び／又は第２の容器から生じるＮＢＯＧなどの）ガスを、設備２でのその使用に適した作動圧力に圧縮するように、構成されている。パイプライン６４は、熱交換器６６の一次回路６６ａの入口に接続されている。一次回路は、パイプライン６３の第２の端部に接続された出口を含む。各容器５００Ａ、５００Ｂは、熱交換器６６の二次回路６６ｂの入口に接続されたＬＮＧ蒸気５ｂのための出口６８を含む。二次回路６６ｂは、コンプレッサー６２の入口に又は入口のうちの１つに接続される出口を備える。第３のパイプ５０ｃは、別のパイプライン６９によってパイプライン５６に接続される出口を備える。このパイプライン６９には、断熱膨張によってガスの温度を下げるための膨張弁７４が設置されている。

容器５００Ａ、５００Ｂから来るＬＮＧ蒸気は、設備２に供給するように二次回路６６ｂにおいて加熱され、コンプレッサー６２の出口でのＬＮＧ蒸気は、熱交換器５０に運ばれるために再液化される。この熱交換器５０において、再液化されたガス蒸気は、容器５００Ａ、５００Ｂの底部又はスプレーバー６０に供給するために、パイプ５０ａにおいて移動するＬＮＧの冷たさによってサブクールされる。容器５００Ａ、５００Ｂから来るＬＮＧ蒸気は、ＦＢＯＧが過剰に生成される場合、液化するために、パイプライン６４において経路変更されることができる。

この実施例において、サブクールは容器の外側で行われる。言い換えれば、熱交換器５０は、容器から分離されている。

図５は、図４に示されるガス処理システム１の代替の実施形態を表す。このシステム１は、それが（図５の右側にある）第１のメインの容器に隣り合う第２の容器５００Ｂに設置された第２のポンプ５２を備える点で、図４のシステムとは異なる。この第２のポンプ５２はパイプライン８０の第１の端部にあり、当該パイプライン８０では、第２の容器５００Ｂの底部から引き出されたＬＮＧが移動する。パイプラインの第２の端部は、第２のパイプ５０ｂの入口に接続されたパイプライン５７につながっている。言い換えれば、ＬＮＧは、２つの容器５００Ａ、５００Ｂから、２つのポンプ５２で引き出される。この第２のポンプ５２は、圧力及び温度を増大させることにより、減圧手段の下流での減圧のレベルを低減することを可能にする。例えば、２つの第２のポンプによって、減圧手段の下流の絶対圧力は６００ｍｂａｒであり、ＬＮＧの温度は－１６４℃である。

図６は、発明によるガス処理システムの発明の別の実施形態を表す。このシステムは、図５に示される実施形態と同様である。それは、それが単一の熱交換器５０の代わりに２つの熱交換器１５０、１５０’を備えるという点で、それとは異なる。第１の交換器１５０は、第１の容器５００Ａから来るＬＮＧを気化させるように、及び、第１の容器５００Ａから来るＬＮＧを同時にサブクールするように構成される。第１の交換器１５０は、図４の実施形態で説明したように配置される第１のパイプ１５０ａ及び第２のパイプ１５０ｂを備える。

第２の熱交換器１５０’は、ＬＮＧ蒸気を再液化するために、この例では第１の容器５００Ａから来る蓄冷層５００ｃに貯蔵された（液体状態の）サブクールされたＬＮＧを使用するように、構成される。これらのＬＮＧ蒸気は、エネルギー生産設備２で使用されていないＬＮＧの自然蒸発（ＮＢＯＧ）から、つまり過剰なＢＯＧから、生じる。第２の熱交換器１５０’は、第３のパイプ１５０ｃ及び第２の補助パイプ１５０ｂ’を備える。第３のパイプ１５０ｃは、パイプライン１６３に接続された入口を含み、過剰に生成されたＬＮＧ蒸気は当該パイプライン１６３を通って搬送される。特に、ＮＢＯＧは、熱交換器１６６におけるコンプレッサー６２を介して及びパイプライン１６４を介して、再循環する。第３のパイプ１５０ｃは、パイプライン１６９に接続される出口を備え、当該パイプライン１６９は、三方弁１７５ｂによって容器の底部に又は各容器５００Ａ、５００Ｂの底部に現れる。パイプライン１６９はまた、三方弁１７５ａ、１７５ｃを介してスプレーバー１６０に接続される。

第２のパイプ１５０ｂ’は、三方弁を介してパイプ１５４に接続される入口を備える。第２のパイプ１５０ｂ’は、三方弁１８０を介してパイプ１５６に合流する出口を備える。過剰なＮＢＯＧと容器から来るサブクールされたＬＮＧとの間で、熱交換が行われる。再液化されたＮＢＯＧは、第１及び／又は第２の容器の底部に移される。第２のパイプ１５０ｂ’の出口でのＬＮＧは、加熱されるが気化されず、第１及び／又は第２の容器の底部に戻される。

この実施例において、サブクールは容器の外側で行われる。言い換えれば、熱交換器は容器から分離されている。

Claims (36)

1. ガス貯蔵設備（２）の、特に船上での、ガス処理方法であって、当該方法は、以下の段階を含む：
   － 第１のタンク（４）又は第１の容器（５；５００）からの液体状態の第１のガス（４ａ、４ｂ、５ａ、５ｂ）の引き出し、
   － 液体状態の第１のガスの第１のサブクール、及び
   － 第１のタンク又は第２のタンク（４）又は第１の容器又は第２の容器（５；５００）の底部において液体状態の第１のガスの蓄冷層（４ｃ、５ｃ、５００ｃ）を構成するような、第１のタンク（４）又は第１の容器（５；５００）又は第２のタンク又は第２の容器の下部における液体状態のサブクールされた第１のガスの貯蔵、
   方法。
2. 第１のガスは、第１のタンク又は第２のタンク（４）又は第１の容器又は第２の容器（５、５００）の底部（１９；１９０）に出現するパイプライン（１６、５６、１５６）を介し、第１のタンク又は第２のタンク（４）又は第１の容器又は第２の容器（５、５００）内に移送されることを特徴とする請求項１に記載の方法。
3. 第１のタンク又は第２のタンク（４）又は第１の容器又は第２の容器（５、５００）の蓄冷層（４ｃ、５ｃ、５００ｃ）に貯蔵される第１のガスは、蒸気状態のガスを冷却するのに使われることを特徴とする請求項１又は２に記載の方法。
4. 前記蒸気状態のガスは、タンク（４）又は容器（５；５００）のうちの１つの上部に位置する蒸気状態の第１のガスであることを特徴とする請求項３に記載の方法。
5. 蓄冷層（４ｃ、５ｃ、５００ｃ）に貯蔵される第１のガスは、第１のタンク又は第２のタンク（４）又は第１の容器又は第２の容器（５、５００）内に、及び、蒸気状態の第１のガスの層内に、スプレーされることを特徴とする請求項１～４のいずれか一項に記載の方法。
6. 蓄冷層（４ｃ、５ｃ、５００ｃ）に貯蔵される第１のガスは、前記タンク（４、５、５００）のうちの１つのタンク又は容器の底部から引き出され、熱交換器を介して蒸気状態の第１のガスを再液化することを特徴とする請求項１～４のいずれか一項に記載の方法。
7. タンク又は容器における測定された圧力がタンク又は容器の第１の所定の圧力閾値よりも低い場合、サブクールされた第１のガスは、蓄冷層（４ｃ、５ｃ、５００ｃ）に貯蔵されることを特徴とする請求項１～６のいずれか一項に記載の方法。
8. 前記下部は、タンク又は容器の高さの、その底部（１９、１９０）から測定して、約３０％未満にわたって延び、前記底部（１９、１９０）はタンク又は容器の最下端部であることを特徴とする請求項１～７のいずれか一項に記載の方法。
9. サブクールされた第１のガスは、大気圧で約５℃未満の第１のガスの液化温度と約１０℃未満の液化温度との間の温度で、蓄冷層（４ｃ、５ｃ、５００ｃ）に貯蔵され、タンク又は容器に残っている液体状態の第１のガスは、第１のガスの液化温度よりも高い温度であることを特徴とする請求項１～８のいずれか一項に記載の方法。
10. サブクールされた第１のガスは、－４５℃～－５５℃又は－１６０℃～－１７０℃の温度で蓄冷層に貯蔵され、タンク又は容器のうちの１つに残っている液体状態の第１のガスは、それぞれ－４２℃又は－１６０℃以上の温度であることを特徴とする請求項１～９のいずれか一項に記載の方法。
11. 第１のガス（４ａ、４ｂ）の第１のサブクールは、少なくとも容器（５）から引き出される液体状態の第２のガス（５ａ、５ｂ）によって実行され、第２のガスは第１のガスの沸点以下の沸点を有することを特徴とする請求項１～１０のいずれか一項に記載の方法。
12. 設備（２）に供給するように、第１のガスの第１のサブクールの間に熱交換によって加熱又は気化される第２のガスの気化又は加熱を含むことを特徴とする請求項１１に記載の方法。
13. 設備（２）は、気化の間に気化又は加熱されなければならない第２のガスの流量を制御することを特徴とする請求項１２に記載の方法。
14. 容器（５）から引き出される第２のガスは、第１のサブクールの間の熱交換の前に、膨張されて部分的に気化されることを特徴とする請求項１１～１３のいずれか一項に記載の方法。
15. 容器から引き出される第２のガスは、膨張し部分的に気化した第２のガスとの熱交換によって、サブクールされることを特徴とする請求項１１～１４のいずれか一項に記載の方法。
16. 第１のサブクール後の第１のガスの第２のサブクールを含むことを特徴とする請求項１～１５のいずれか一項に記載の方法。
17. 第２のサブクールのために使用される第２のガスは、容器の底から引き出されるか又はサブクールされることを特徴とする請求項１６に記載の方法。
18. 第１のサブクール及び／又は第２のサブクールは、第１のタンク及び第２のタンク及び／又は第１の容器及び第２の容器の外側で実行されることを特徴とする請求項１～１７のいずれか一項に記載の方法。
19. 第１のサブクール又は第２のサブクールの間の第１のガスと第２のガスとの間の熱交換は、第１のガスのサブクール出口温度が第１の閾値と第２の閾値との間であるように、実行されることを特徴とする請求項１～１８のいずれか一項に記載の方法。
20. 第２のサブクール後の第２のガスの出口温度は、２～２０バールの圧力で－１５５℃～－１０５℃であることを特徴とする請求項１６～１９のいずれか一項に記載の方法。
21. 加熱され、気化され又は部分的に気化された第２のガスは、加熱されて設備（２）に供給することを特徴とする請求項１１～２０のいずれか一項に記載の方法。
22. 入口温度を有し且つ第２の回路（６ｂ）において移動する液体状態の第２のガスとの熱交換によって、タンク（４）から第１の回路（６ａ）において移動する第１のガスの蒸気（４ｂ）が再液化される再液化段階を含み、第１のガスの再液化された蒸気はタンク（４）内に移送され、第２のガスは、再液化後に出口温度で液体状態を維持されて容器（５）に戻され、第１のガス（４ｂ）と第２のガス（５ａ）との間の熱交換は、第１のガスの再液化された蒸気（４ｂ）の出口温度が第１の閾値と第２の閾値との間にあるように行われることを特徴とする請求項１１～２１のいずれか一項に記載の方法。
23. タンク又は容器で測定された圧力がタンク又は容器の第２の所定の圧力閾値より大きい場合、第１のガスの蒸気は再液化されることを特徴とする請求項２２に記載の方法。
24. 第１のガスは、液化天然ガス又は液化石油ガスであることを特徴とする請求項１～２３のいずれか一項に記載の方法。
25. 第２のガスは液化天然ガスであることを特徴とする請求項１～２４のいずれか一項に記載の方法。
26. 特に船上での、ガス貯蔵設備のガス処理システム（１）であって、
    － 液体状態の第１のガスが貯蔵されるタンク又は容器（４、５、５００）と、
    － 第１のパイプラインによって、タンク又は容器（４、５、５００）から引き出される第１のガスの第１のサブクールを実行するように構成される第１の熱交換器（６、２０、４０、５０、１５０）と、
    － 第１の熱交換器に接続される第２のパイプライン（１６、５６、１５６）であって、液体状態の第１のガスの蓄冷層を形成するために、サブクールされた第１のガスを前記タンク又は容器の又は他のタンク又は容器の底部において貯蔵するように、前記タンク又は容器（４、５、５００）又は他のタンク又は容器の下部に現れる第２のパイプライン（１６、５６、１５６）と、を備えるシステム（１）。
27. 液体状態の第２のガスが貯蔵される容器（５）を備え、第２のガスは第１のガスの沸点以下の沸点を有することを特徴とする請求項２６に記載のシステム。
28. 液体状態の第２のガスは、第１のガスの第１のサブクールを実行するように、第１の熱交換器（６；２０）に接続される第２のパイプラインにおいて移動することを特徴とする請求項２７に記載のシステム（１）。
29. 液体状態の第２のガスによって第１のガスの第２のサブクールを実行するように構成される第２の熱交換器（２２）を備えることを特徴とする請求項２６～２８のいずれか一項に記載のシステム（１）。
30. タンク又は容器の底部は、導管の第１の端部に接続される出口を備え、当該導管は、タンク（４）又は容器（５、５００）の上部に設置されるスプレーバーにつながれた第２の端部を備えることを特徴とする請求項２６～２９のいずれか一項に記載のシステム（１）。
31. 加熱装置（３２）を備え、当該加熱装置（３２）において、第１の熱交換器（２０）で加熱、気化又は部分的に気化した第２のガスが移動することを特徴とする請求項２６～３０のいずれか一項に記載のシステム（１）。
32. 第１の熱交換器（２０；５０；１５０）の上流に設けられる減圧手段（４１、５３、１５３）を備えることを特徴とする請求項２６～３１のいずれか一項に記載のシステム（１）。
33. 第２の熱交換器（２２）は、２～２０バールの圧力で－１５５℃～－１０５℃の出口温度で第２のガスを提供するように構成されることを特徴とする請求項２６～３２のいずれか一項に記載のシステム。
34. 第１のガスは、液化天然ガス又は液化石油ガスであることを特徴とする請求項２６～３３のいずれか一項に記載のシステム（１）。
35. 第２のガスは液化天然ガスであることを特徴とする請求項２６～３４のいずれか一項に記載のシステム（１）。
36. 請求項２６～３５のいずれか一項に記載の少なくとも１つのシステムを備える船、特に液化ガス輸送船。

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