JP5241707B2 - 蒸気を再液化するための方法と装置 - Google Patents

Description

本発明は、蒸気を再液化するための方法と装置に関し、詳しくは、船舶に搭載されて、天然ガスの蒸気を再液化するよう機能する方法と装置に関する。

天然ガスは、従来より、液化状態で長距離を輸送されている。例えば、液化天然ガスを、天然ガスが液化される第１の場所から、天然ガスが気化されてガス配給システムに送られる第２の場所まで運搬するのに、外洋航行タンカーが使用されている。天然ガスは、低温、即ち−１００℃より低い温度で液化するため、どの様な実用的な貯蔵システムでも、液化天然ガスの継続的なボイルオフが生じる。従って、ボイルオフ蒸気を液化するために装置を用意する必要がある。その様な装置では、複数の圧縮器内で作動流体を圧縮する段階と、圧縮された作動流体を間接的な熱交換によって冷却する段階と、作動流体を膨張させる段階と、膨張した作動流体を圧縮された作動流体との間接的な熱交換で加温する段階と、加温された作動流体を圧縮器の内の１つに戻す段階と、から成る冷凍サイクルが行われる。天然ガス蒸気は、圧縮ステージの下流で、加温される作動流体との間接的な熱交換によって、少なくとも部分的には凝縮される。その様な冷凍方法を行うための装置の一例が、米国特許第３，８５７，２４５号に開示されている。

米国特許第３，８５７，２４５号によれば、作動流体は、天然ガス自体に由来し、従って、開いた冷凍サイクルが作動する。作動流体の膨張は、弁によって行われる。部分的に凝縮した天然ガスが得られる。部分的に凝縮した天然ガスは、貯蔵部に戻される液相と、バーナーに送られ燃焼される天然ガスと混合させる気相とに分離される。作動流体は、同じ熱交換器内で加温と冷却の両方が行われるので、熱交換器は１台しか必要ない。熱交換器は、第１の滑動搭載式プラットフォーム上に設置されており、作動流体圧縮器は、第２の滑動搭載式プラットフォーム上に設置されている。

昨今は、作動流体として非燃焼性ガスを採用するのが好まれている。更に、外部から供給する必要がある圧縮の仕事を減少させるためには、作動流体を膨張させるのに弁ではなくて膨張タービンを採用するのが好ましい。

上記の改良を共に具現化した装置の一例が、ＷＯ−Ａ−９８／４３０２９号に記載されている。この装置では、２台の熱交換器が使用されており、１台は、作動流体を圧縮された天然ガス蒸気との熱交換で加温して蒸気を部分的に凝縮させるため、そしてもう１台は、圧縮された作動流体を冷却するためである。

ＷＯ−Ａ−９８／４３０２９号では、天然ガス蒸気の凝縮が不完全だと、冷凍サイクルで消費される電力が（完全凝縮と比較して）減少することが指摘されており、窒素含有量が相対的に高い残留蒸気は大気中に放出すべきであると提案されている。実際、ＷＯ−Ａ−９８／４３０２９号に開示されている分縮は、凝縮液発生量は、純粋に、凝縮が起きる圧力と温度の関数である、ということを規定している周知の熱力学原理に従っている。

通常、液化天然ガスは、大気圧より僅かに高い圧力で貯蔵され、ボイルオフ蒸気は４バールの圧力で部分的に凝縮される。得られた、部分的に凝縮された混合気は、通常、膨張弁を経由して相分離器に流し込まれ、蒸気を大気圧で放出できるようににする。膨張弁に進入しようとしている液相が、４バールで、多くて１０モルパーセント程度しか窒素を含有していなくても、得られた気相は、１バールで、依然、５０体積％程度のメタンを含有している。その結果、通常運転では、毎日、３０００乃至５０００ｋｇの数倍の量のメタンを相分離器から放出する必要が出てくる。メタンは、温室効果ガスとして認識されていることから、実用化は環境面から容認されえない。

ＷＯ−Ａ−９８／４３０２９号による装置の運転に伴う別の問題は、一方の圧縮された天然ガスの温度とエンタルピー、そして他方の作動流体の温度とエンタルピー、それら両者の間の不一致により相当な熱力学的非効率が生じるということである。

ＥＰ−Ａ−１，１３２，６９８号には、蒸気が、凝縮された天然ガスと共に液化天然ガス（ＬＮＧ）貯蔵タンクに戻されるときに生じる問題を軽減する方法が開示されている。
ＥＰ−Ａ−１，１３２，６９８号による方法では、ボイルオフ蒸気及び／又は天然ガス凝縮液は、貯蔵部から取られた液化天然ガスと混合される。

液化天然ガス内の窒素のモル分率は、ボイルオフ蒸気内の窒素のモル分率より小さく、更には、凝縮されたボイルオフ蒸気を、弁を介して膨張させたときに形成されるフラッシュガス内の分率よりも低いことから、ボイルオフ蒸気を、凝縮器の上流又は下流の何れか又は両方の液化天然ガスで希釈すると、ボイルオフ蒸気又は天然ガス凝縮液が貯蔵部からの液化天然ガスと混合されなかった場合に生じるであろう貯蔵タンク内の気相の組成の変動が弱まる傾向がある。

とはいえ、ＥＰ−Ａ−１，１３２，６９８号による方法では、全体的な熱力学的効率は大幅に向上しない。
米国特許第３，８５７，２４５号明細書 国際公開第９８／４３０２９号パンフレット 欧州特許出願公開第１，１３２，６９８号明細書

本発明によれば、少なくとも１つの貯蔵タンク内に保持されている少なくとも或る量の液化天然ガスからボイルオフした蒸気を再液化する方法が提供されており、同方法は、蒸気を、直列の第１及び第２蒸気圧縮ステージで圧縮する段階と、圧縮された蒸気を、凝縮器内で、主無限作動流体サイクル内を流れている作動流体との熱交換によって凝縮する段階と、得られた凝縮液の少なくとも一部を前記貯蔵タンクに戻す段階と、を含んでおり、主作動流体サイクルでは、作動流体は、順に、少なくとも１つの作動流体圧縮器内で圧縮され、第１熱交換器内で冷却され、天然ガス蒸気の凝縮を行うために凝縮器内に採用されている膨張タービン内で膨張され、前記第１熱交換器内で、冷却される作動流体との熱交換で加温され、前記作動流体圧縮器に戻される、方法において、主作動流体サイクル内の、作動流体が凝縮器を通る通路と第１熱交換器を通る通路の中間で、作動流体は、第２熱交換器内で、第２蒸気圧縮ステージの下流で且つ凝縮器の上流にある圧縮された天然ガス蒸気を予冷却するのに用いられていること、及び、作動流体の流れの一部は、主作動流体サイクル内の、作動流体が凝縮器から第２熱交換器に流れている領域から迂回されて、第１蒸気圧縮ステージと第２蒸気圧縮ステージの中間で天然ガス蒸気を冷却するように少なくとも１つの第３熱交換器を通され、迂回された作動流体は、作動流体が第２熱交換器から第１熱交換器に流れている領域で主作動流体サイクルに戻されること、を特徴とする方法である。

本発明は、更に、天然ガス蒸気を再液化するための装置を提供しており、同装置は、少なくとも或る量の液化天然ガスを保持するための少なくとも１つの貯蔵タンクと、前記貯蔵タンク内の少なくとも１つの蒸気空間と連通していて、ボイルオフした天然ガス蒸気を圧縮するための直列の第１及び第２蒸気圧縮ステージと、第２蒸気圧縮ステージと連通している天然ガス入口と前記貯蔵タンクと連通している出口とを有している、圧縮された蒸気を凝縮するための凝縮器と、を備えており、凝縮器は、使用中、作動流体によって冷却されるように配置されており、凝縮器は、順に、（ａ）作動流体の流れを圧縮するための少なくとも１つの作動流体圧縮器と、（ｂ）作動流体の流れを冷却するための、第１熱交換器を通る冷却経路と、（ｃ）作動流体の流れを膨張させるための膨張タービンと、（ｄ）凝縮器と、（ｅ）作動流体を加温するための、第１熱交換器を通る加温経路と、（ｆ）前記作動流体圧縮器への入口と、を備えている無限主作動流体サイクルの一部を形成している、装置において、主作動流体サイクルは、天然ガスを作動流体との熱交換によって冷却するための第２熱交換器であって、第２蒸気圧縮ステージと凝縮器の中間で、その中を通っている天然ガス蒸気経路と、凝縮器からの作動流体出口と第１熱交換器を通る加温経路への入口の中間で、その中を通っている作動流体経路とを有している、第２熱交換器を備えていることと、第１天然ガス蒸気圧縮ステージと第２天然ガス蒸気圧縮ステージの中間で天然ガス蒸気を、主作動流体サイクルから迂回させた作動流体との熱交換によって冷却するための第３熱交換器であって、入口側は、作動流体サイクル内の、凝縮器からの作動流体出口と第２熱交換器への作動流体入口の中間の領域と連通し、出口側は、作動流体サイクル内の、第２熱交換器からの作動流体出口と第１熱交換器を通る加温経路への入口の中間の領域と連通している、その中を通っている作動流体経路を有している第３熱交換器が設けられていることを特徴とする、装置である。

本発明による方法と装置は、上で言及した先行文献に開示されている対応する方法と装置に比べ、運転の熱力学的効率の改善を実現することができる。我々は、この熱力学的効率の改善は、凝縮器内のみならず第２及び第３熱交換器内においても、作動流体サイクルと天然ガス凝縮を一体化させたことに帰するものと考えている。熱力学的効率の改善は、より少ない電力消費量を用いても、十分にその効果が発揮される。

主作動流体サイクルから第３熱交換器へ迂回させる作動流体の比率は、第２蒸気圧縮ステージへの入口の温度に応じて制御されるのが望ましい。
前記貯蔵タンクが液化天然ガスを満積している時は、凝縮器は、過冷却された液化天然ガスがそこから出ていくように運転されるのが望ましい。但し、時として、前記貯蔵タンクに比較的少ない量の液化天然ガスしか入っていない時に、凝縮液を貯蔵タンクへ戻すことには、ボイルオフ蒸気の窒素含有率を上昇させる効果がある。その結果、凝縮させるために凝縮器に提供された蒸気は、過剰に窒素を含有することになるので、必然的に、凝縮液は過冷却されないのみならず、完全に凝縮されることすら危ぶまれる。その様な状況では、或いは、貯蔵タンクに、高窒素濃度を有する液化天然ガス、例えば、２０乃至４０体積％の窒素を含有するボイルオフガスを出す濃度の液化天然ガス、が入っている場合は、未凝縮蒸気を含んでいる凝縮液は相分離器に流し込まれ、得られた液相は貯蔵タンクに戻され、また、得られた気相は船舶のエンジンに送られる（エンジンが天然ガスによって駆動されている場合の船上使用の事例）か、又は燃焼されて大気中に放出される。

第１及び第２蒸気圧縮ステージは、単一の多段速モーターで駆動されるのが望ましい。
第１蒸気圧縮ステージの上流の蒸気は、凝縮器から取られた、凝縮された天然ガス流と混合させることによって予冷却されるのが望ましい。凝縮された天然ガス蒸気流の流量は、第１圧縮ステージへの入口の温度に応じて制御されるのが望ましい。

本発明による方法と装置を、以下、添付図面を参照しながら例を挙げて説明してゆく。
図は縮尺を合わせていない。
図を参照すると、５基の断熱貯蔵タンク２、４、６、８、１０が、船舶又は他の外洋航行船の船体（図示せず）に設けられている。貯蔵タンク２、４、６、８、１０の内の２基又はそれ以上には、その底領域に位置して没液オリフィス管１２が設けられており、この管を通して、ＬＮＧが導入される。例示説明を分かり易くするために、タンク２、４、６のオリフィス管は、図に示していない。貯蔵タンクの内、数基にしか没液オリフィス管が設けられていない場合、設けられていないタンクに戻されるＬＮＧの再配給は、液体ポンプ（図示せず）の運転によって行われる。オリフィス管１２は、通常運転時には、或る量のＬＮＧ１６中に没液している。タンク２、４、６、８、１０のそれぞれには、その中の上記量のＬＮＧ１６の上方に蒸気空間１８が存在している。

貯蔵タンク２、４、６、８、１０は断熱されているが、ＬＮＧは、沸点が、通常の圧力では大気温度より実質的に低いので、貯蔵タンク２、４、６、８、１０のそれぞれでは、ＬＮＧの継続的蒸発が起こっている。タンクのそれぞれは、ボイルオフガス用管寄せ２４と連通している、蒸気用の頂部出口２２を有している。管寄せ２４からは、ボイルオフガスのための主パイプライン２６が延びている。パイプライン２６には、混合器２８が設けられており、そこで、運転時、蒸気が、設備の下流部分からの凝縮されたＬＮＧと混合される。運転時、凝縮されたＬＮＧは、ボイルオフガスとなって蒸発し、これにより、このガスの温度が下がる。混合器の下流にはセンサー２７が設けられており、第１圧縮ステージ４０への入口の温度を表す信号を生成し、この信号が弁制御部３０に中継され、この制御部によって、混合器２８内の噴霧ノズル３６で終わっているＬＮＧ凝縮液パイプライン３４の流量制御弁３２の設定が制御される。混合器２８は、このように運転され、天然ガスを、例えば、マイナス１００℃より低い、選定された基本的に一定の低温で、第１圧縮ステージ４０に提供する。

ボイルオフガスは、混合器２８から第１圧縮ステージに流入する。第１圧縮ステージ４０の出口は、第２圧縮ステージ４２の入口と、間接的に連通している。圧縮ステージ４０と４２は、通常、単一の電気モーター４４によって、必要に応じて一体型のギヤボックス４５を介して駆動される。

モーター４４は、通常、２つの異なる速度で運転することができる。
得られた、圧縮されたガスは、第２圧縮ステージ４２から、一般的には板状フィン又は渦巻き型の熱交換器の形態をした凝縮器４６に供給され、そこで凝縮され、一旦凝縮された後に過冷却を受ける。得られた、過冷却された凝縮液は、凝縮器４６からパイプライン４８に沿って凝縮液戻り用管寄せ５０に流れ、そこからタンク８と１０の底領域のオリフィス管１２に給送され、又は各タンクにオリフィス管１２が装備されている場合は、タンク２、４、６、８、１０に送給される。

凝縮器４６の冷却は、ブレイトンサイクルの様な基本的に閉じた冷凍サイクル６０内を第１圧力で流れている窒素の様な作動流体又は熱交換流体によって行われる。
ブレイトンサイクル６０内では、凝縮器４６を通って出てきた窒素は、気体対気体熱交換器６２内で、第１圧力よりも高い第２圧力の戻って来た圧縮窒素との熱交換で加温される。得られた、加温された窒素は、圧縮器６４に流れるが、この圧縮器６４は、通常、３つの圧縮ステージ６６、６８、７０を備えていて、それら全てのステージが、ギヤボックス７５を介してモーター７４によって駆動される一体型ギヤボックス（図示せず）又は同じシャフト７２上に搭載されたローター（図示せず）を有している。第１圧縮ステージ６６からの出口の下流で、第２圧縮ステージ６８への入口の上流に、第１中間冷却器７８が設置されている。第２圧縮ステージ６８からの出口の下流で、第３圧縮ステージ７０への入口の上流に、第２中間冷却器８０が設置されている。第３圧縮ステージ７０からの出口の下流に、後段冷却器８２が設置されている。中間冷却器７８と８０並びに後段冷却器８２は、通常、全て水によって冷却され、ブレイトンサイクルの運転中に循環している窒素から圧縮熱を奪う働きをする。得られた、後段冷却された圧縮窒素の流れは、先に説明した戻りの冷窒素流として、熱交換器６３を通過して流れる。圧縮された窒素流は、こうして、熱交換器６２内で、より低い温度に冷却される。圧縮され冷却された窒素の流れは、膨張タービン８４に通され、ここで、膨張して、追加の仕事を行う。膨張タービン８４は、通常は、圧縮ステージ６６、６８、７０と同じ一体型ギヤボックス（図示せず）又は同じシャフト上に搭載されている。膨張タービン８４は、この様に、圧縮ステージ６６、６８、７０の駆動を支援している。タービン８４内の窒素の膨張により、凝縮器４６内の天然ガス蒸気の凝縮に必要な冷凍作用が生まれる。窒素は、こうして、継続的に無限回路を通る。

図に示しているブレイトンサイクル６０の特別な特徴は、窒素が、凝縮器４６から直接熱交換器６２に送られるわけではない、ということである。そうではなく、窒素は、第２の気体対気体逆流熱交換器８６を通過する。この熱交換器の目的は、天然ガスを、凝縮器４６に進入する上流で、その凝縮温度に近い温度まで予冷却することである。通常運転条件時、タンク２、４、６、８、１０にＬＮＧが満積されている場合、天然ガスは、必然的に、凝縮器４６内で液化されるのみならず過冷却される。液化天然ガスの過冷却は、ＬＮＧが各タンクに戻されるときのフラッシュガスの形成を抑制する。

図に示しているブレイトンサイクル６の特別な形態の更なる特徴は、窒素の一部が、ブレイトンサイクル内の、凝縮器４６からの出口の下流で且つ第２熱交換器８６への入口の上流の領域で引き出され、第１天然ガス圧縮ステージ４０の下流で且つ第２天然ガス圧縮ステージ４２の上流に設置されていて、而して第１圧縮ステージ４０の働きによって天然ガス中に発生する圧縮熱を奪う役目を果たす第３熱交換器８８を通って流れる、ということである。その結果、第３熱交換器８８を通過する窒素は加温される。加温された窒素の流れは、第２熱交換器８６からの出口の下流で且つ第１熱交換器６２を通っている加温通路への入口の上流の領域で、ブレイトンサイクル６０に戻される。通常、制御弁９０が、第２天然ガス圧縮ステージ４２への入口の温度センサー（図示せず）に応えて、第３熱交換器を通る窒素作動流体の流量を制御する。代表的な配置では、制御弁９０は、第２天然ガス圧縮ステージ４２への入口で一定温度を維持するように働く。

凝縮器４６内で液化された天然ガスの全てが、パイプライン５０を経由してタンク２、４、６、８、１０に戻されるわけではない。凝縮液の一部は、パイプライン３４を経由して混合器２８に送られ、第１圧縮ステージ４０の上流で天然ガスを予冷却する。

運転時、図に示している装置の運転には、タンク２、４、６、８、１０にＬＮＧがどれほど積まれているかによって、様々な運転方法がある。それらタンクが満載であるとき、第１天然ガス圧縮ステージ４０への入口の温度は、通常、マイナス１００℃程度又はそれ以下になっている。入口の圧力は、通常、１バールより僅かに高い。天然ガスは、通常、第１圧縮ステージを、マイナス６５℃程度の温度、２バール程度の圧力で出て行く。ガスは、通常、熱交換器内でマイナス１３０℃程度まで冷却され、この温度で第２天然ガス圧縮ステージに入って行く。天然ガスは、通常、第２圧縮ステージ４２を、５バール程度の圧力、約マイナス７５℃の温度で出て行く。天然ガスは、第２熱交換器内で、凝縮を開始する温度にまで冷却される。この温度の厳密な値は、天然ガスの組成によって異なる。天然ガス中の窒素のモル分率が大きいほど、凝縮を開始する温度は低くなる。凝縮器４６は、通常運転時には、天然ガスを過熱戻しする必要がないので、対応する凝縮器が天然ガスの過熱戻しと凝縮の両方を行う必要があるこれまでの既知のサイクルの場合より、効率的な熱交換が可能になる。中間冷却と、過熱戻しと、過冷却による分離凝縮の成果として、冷凍サイクルの電力消費量は減少する。

先に説明したように、天然ガスは、過冷却された液体として凝縮器４６を出て行く。通常、その出口温度は、天然ガスの組成にもよるが、マイナス１６５℃程度である。その様な低い出口温度の利点の一つは、ＬＮＧがオリフィス管１２を通してタンク２、４、６、８、１０に再導入される際に、仮にフラッシュガスが形成されたとしても比較的少量しか形成されない、ということである。更に、各タンクが満載である場合、仮にフラッシュガスが形成されても、フラッシュガスは表面に達する前に液体中に溶けるか凝縮される。

各タンクが満載である場合の正常運転時、膨張タービン８４は、通常、マイナス１０４℃程度の入口温度と、マイナス１６８℃程度の出口温度と、１０バール程度の出口圧力を有している。天然ガスの組成が、例えば、窒素８．５体積％、メタン９１．５体積％である場合、上記温度は、凝縮器４６内で作り出される凝縮液を所望の過冷却度にすることができるほど十分に低い。但し、時には、タンク２、４、６、８、１０が設置されている船舶は、タンク内の液頭として、オリフィス管１２を通して戻される凝縮液のフラッシングを防ぐためには、或いは当該量のＬＮＧ１６内に形成されるフラッシュガスの微小気泡を確実に完全に溶かすためには不十分な、最大ＬＮＧ量より相当に少ない量のＬＮＧを輸送することを求められることもある。その結果、タンク２、４、６、８、１０から第１圧縮ステージ４０に流れる蒸気は、窒素含有量が高くなる。必然的に、第２天然ガス蒸気圧縮ステージ４２の出口圧力での当該蒸気の凝縮温度は低下する。実際に、各タンクが比較的少量のＬＮＧを積んでいる場合は、窒素含有率の度合いは非常に高くなるので、凝縮器４６はもはや蒸気を完全に凝縮することはできなくなる。この場合、導管５０に通される代わりに、凝縮液と未凝縮蒸気の混合気は、選択的に、弁１００を通して相分離器１０２に向けられる。液体は、相分離器１０２の底部から引き出され、導管５０に送られる。蒸気は、相分離器１０２から、放出ライン１０４に送られ、このラインは、ヒーター１０６を経由してガス燃焼ユニット１０８に続いているので、蒸気の天然ガス成分は燃焼され、生じた燃焼ガスは大気中に放出される。

図に示した装置の運転時の天然ガス蒸気の最小及び最大の流れは、広範囲に変化する。従って、通常は、二組の第１及び第２天然ガス圧縮ステージ４０と４２を互いに並列に配置して採用するのが好ましい。その場合、通常は、２台の第３熱交換器８８が互いに並列に配置される。一組を使用するか両方の組を使用するかは、タンク２、４、６、８、１０内の天然ガスの気化速度によって変わる。同様に、二組又はそれ以上の窒素圧縮ステージ６６、６８、７０を並列に設け、２つ又はそれ以上の膨張タービン８４を並列に設けてもよい。

液化天然ガス（ＬＮＧ）を貯蔵するための船上設備の概略フロー線図である。

Claims (11)

1. 少なくとも１つの貯蔵タンク内に保持されている少なくとも或る量の液化天然ガスからボイルオフした蒸気を再液化する方法であって、
   蒸気を、直列の第１及び第２蒸気圧縮ステージで圧縮する段階と、
   前記圧縮された蒸気を、凝縮器内で、主無限冷凍サイクル内を流れている作動流体との熱交換によって凝縮する段階と、
   得られた凝縮液の少なくとも一部を、前記貯蔵タンクに戻す段階と、を有し、
   前記主作動流体サイクルでは、前記作動流体は、順に、少なくとも１つの作動流体圧縮器内で圧縮され、第１熱交換器内で冷却され、天然ガス蒸気の凝縮を行うために前記凝縮器内に採用されている膨張タービン内で膨張され、前記第１熱交換器内で、冷却される作動流との熱交換で加温され、前記作動流体圧縮器に戻される、方法において、
   前記主作動流体サイクル内の、前記作動流体が前記凝縮器を通る通路と前記第１熱交換器を通る通路の中間で、前記作動流体は、第２熱交換器内で、前記第２蒸気圧縮ステージの下流で且つ前記凝縮器の上流にある前記圧縮された天然ガス蒸気を予冷却するのに用いられていること、及び、前記作動流体の流れの一部は、前記主作動流体サイクル内の、前記作動流体が前記凝縮器から前記第２熱交換器に流れている領域から迂回されて、前記第１蒸気圧縮ステージと前記第２蒸気圧縮ステージの中間で前記天然ガス蒸気を冷却するように少なくとも１つの第３熱交換器を通され、前記迂回された作動流体は、前記作動流体が前記第２熱交換器から前記第１熱交換器に流れている領域で前記主作動流体サイクルに戻されること、を特徴とする方法。
2. 前記主作動流体サイクルから前記第３熱交換機に迂回される前記作動流体の比率は、前記第２蒸気圧縮ステージへの入口の温度に応じて制御される、請求項１に記載の方法。
3. 前記貯蔵タンクが液化天然ガスを満載している時、前記凝縮器は、過冷却された液化天然ガスがそこから出て行くように運転される、請求項１又は２に記載の方法。
4. 前記第１蒸気圧縮ステージの上流の前記蒸気は、前記凝縮器から取られた、凝縮された天然ガス流と混合させることにより予冷却される、請求項１乃至３の何れか１項に記載の方法。
5. 前記凝縮された蒸気流の流量は、前記第１圧縮ステージへの入口の温度に応じて制御される、請求項４に記載の方法。
6. 天然ガス蒸気を再液化するための装置であって、
   少なくとも或る量の液化天然ガスを保持するための少なくとも１つの貯蔵タンクと、
   前記貯蔵タンク内の少なくとも１つの蒸気空間と連通していて、ボイルオフした天然ガス蒸気を圧縮するための直列の第１及び第２蒸気圧縮ステージと、
   前記第２蒸気圧縮ステージと連通している天然ガス入口と前記貯蔵タンクと連通している出口とを有している、圧縮された前記蒸気を凝縮するための凝縮器と、を備えており、
   前記凝縮器は、使用中、前記作動流体によって冷却されるように配置されており、前記凝縮器は、順に、（ａ）前記作動流体の流れを圧縮するための少なくとも１つの作動流体圧縮器と、（ｂ）前記作動流体の流れを冷却するための、第１熱交換器を通る冷却経路と、（ｃ）前記作動流体の流れを膨張させるための膨張タービンと、（ｄ）前記凝縮器と、（ｅ）前記作動流体を加温するための、前記第１熱交換器を通る加温経路と、（ｆ）前記作動流体圧縮器への入口と、を備えている無限の主作動流体サイクルの一部を形成している、装置において、
   前記主作動流体サイクルは、前記天然ガスを前記作動流体との熱交換によって冷却するための第２熱交換器であって、前記第２蒸気圧縮ステージと前記凝縮器の中間で、その中を通っている天然ガス蒸気経路と、前記凝縮器からの作動流体出口と前記第１熱交換器を通る前記加温経路への入口の中間で、その中を通っている作動流体経路とを有している、第２熱交換器を備えていることと、
   前記第１天然ガス蒸気圧縮ステージと前記第２天然ガス蒸気圧縮ステージの中間で前記天然ガス蒸気を、前記主作動流体サイクルから迂回させた作動流体との熱交換によって冷却するための第３熱交換器であって、入口側は、前記作動流体サイクル内の、前記凝縮器からの作動流体出口と前記第２熱交換器への作動流体入口の中間の領域と連通し、出口側は、前記作動流体サイクル内の、前記第２熱交換器からの作動流体出口と前記第１熱交換器を通る加温経路への入口の中間の領域と連通している、その中を通っている作動流体経路を有している第３熱交換器が設けられていること、を特徴とする装置。
7. 前記主作動流体サイクルから前記第３熱交換器へ迂回される前記作動流体の比率を、前記第２蒸気圧縮ステージへの入り口の温度に応じて制御するための弁が設けられている、請求項６に記載の装置。
8. 前記第１及び第２蒸気圧縮ステージは、単一の多段速モーターで駆動されている、請求項６又は７に記載の装置。
9. 前記第１蒸気圧縮ステージの上流に、前記天然ガス蒸気を冷却することができる混合器を追加的に含んでおり、前記混合器は、前記凝縮器と連通している、凝縮された天然ガス用の入口を有している、請求項６から８の何れか１項に記載の装置。
10. 前記混合器への凝縮液の流れを制御するための弁であって、前記第１圧縮ステージへの入口の温度を一定に維持する働きをする弁を含んでいる、請求項９に記載の装置。
11. 前記凝縮器からの凝縮液用出口は、液体を前記貯蔵タンクに戻すための出口と蒸気を燃焼ユニットに送るための出口を有する相分離器と連通している膨張弁を経由させて設置することが選択的に可能である、請求項６から１０の何れか１項に記載の装置。

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