JP2005519239A - 運搬体上におけるｌｎｇの再ガス化装置及びその方法 - Google Patents

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Abstract

ＬＮＧを一つの場所から他の場所へ移送するためのＬＮＧ運搬体は、蒸気状のＬＮＧを気体状態にするためのＬＮＧ運搬体上に配された気化器（２３）と、少なくとも一部が浸水された少なくとも一つの熱交換器（２１）と、気化器（２３）と熱交換器（２１）との間を循環する中間流体と、中間流体を循環させる少なくとも一つのポンプ（２２）とを備えている。また、ＬＮＧ運搬体においてＬＮＧを再ガス化する方法は、中間流体を、ＬＮＧ運搬体の気化器（２３）と少なくとも一部が浸水された浸漬式熱交換器（２１）との間で循環させる工程と、中間流体によって運ばれた熱エネルギーを使用して、気化温度を越える温度にＬＮＧを加熱する工程と、熱交換器（２１）によって供された熱エネルギーを使用して中間流体を加熱する工程とを備えている。

Description

本発明は、天然ガス（ＬＮＧ）の移送及び再ガス化に関する。
天然ガスは、通常、採掘地から消費地までパイプラインで移送される。しかしながら、需要を遥かに越える量を一カ国で産出し得る。消費需要のある場所まで天然ガスを移送するための効果的な方法がない場合には、採掘したガスを燃やしてしまうことになって無駄となってしまう。
天然ガスの液化は天然ガスの貯蔵や移送を容易にする。液化天然ガス（ＬＮＧ）は、気体状態の同じ天然ガス量に比べて略１／６００の体積を占めるにすぎない。ＬＮＧは、沸点（常圧下で−２５９°Ｆ）以下に冷却された天然ガスによって生成される。ＬＮＧは、大気圧と同等又は僅かに高い圧力下で極低温コンテナに貯蔵される。ＬＮＧの温度が上昇するとガス状態に戻る。
天然ガスの需要が高まるにつれて、特別なタンカーによるＬＮＧの運搬が増加してきている。天然ガスは、アルジェリア、ボルネオ又はインドネシアといった遠隔地で採掘され、液化されて、欧州、日本又は米国へこのような方法で運搬される。通常、天然ガスは、一つ又はそれ以上のパイプラインを介して陸上の液化施設へと集められる。そこで、ＬＮＧは極低温のタンク室を備えるタンカー（ＬＮＧ運搬船又はＬＮＧＣと呼ばれるタンカー）へ、比較的短いパイプラインを通して汲み上げられる。ＬＮＧＣが目的港に着岸後、極低温ポンプによって陸上の再ガス化施設に陸揚げされて液体状態又は再ガス化されて貯蔵され得る。ＬＮＧを再ガス化するためには、ＬＮＧの沸点を越えるまで温度上昇させてガス状態に戻す。こうして天然ガスが、パイプラインシステムを通して様々な消費地へと分配される。
安全上、生態学上、又は美観上の観点から、ＬＮＧの再ガス化は洋上で行われる。再ガス化施設は、洋上の固定式プラットフォーム、又は浮遊式台船或いは洋上に係留された船上に設けられる。ＬＮＧＣは、洋上の再ガス化プラットフォーム或いは再ガス化船に着岸又は係留され、貯蔵又は再ガス化に好適な方法で汲み上げられる。再ガス化後は、天然ガスは陸上のパイプライン分配システムで移送され得る。
また、ＬＮＧＣ上での再ガス化についても種々提案されている。このような方法には、ＬＮＧＣとともに再ガス化施設を輸送できるという一定の有利な点がある。これによって、季節又は様々な場所における天然ガス需要に対して、より容易に応じることができる。再ガス化施設がＬＮＧＣと共に移動することから、ＬＮＧが出荷され得る洋上若しくは陸上にてＬＮＧの貯蔵と再ガス化施設とを分離させる必要がない。その代わり、再ガス化施設を備えるＬＮＧＣは、海上で係留され、海上のブイ若しくはプラットフォーム上の接続点を通してパイプライン分配システムと接続される。
再ガス化施設をＬＮＧＣ上に設置した場合、ＬＮＧの再ガス化に使用される熱源は、ＬＮＧＣ内に配されたボイラーによって加熱された中間流体を使用して移送される。加熱された流体はＬＮＧと接する熱交換器に流通され得る。
また、ＬＮＧＣ近傍の海水を熱源とするものも提案されている。海水の温度はＬＮＧの沸点やパイプラインの最小温度よりも高いので、ＬＮＧを加熱して再ガス化するために熱交換器に汲み上げられ得る。しかしながら、ＬＮＧが加熱され、再ガス化され、過熱されるにつれて、二つの液体間における熱伝達によって海水が冷却される。海水が融点を下回らないように注意しなければならない。そのため、加熱されるＬＮＧの流量とＬＮＧを加熱する海水の流量とを注意深く制御する必要がある。流量バランスは、要求されるＬＮＧのガス化率と同様に周囲の海水温度に影響される。周囲の海水温度は、ＬＮＧＣが係留される場所や出荷時期、水深、さらにＬＮＧを加熱して冷却される海水の排出方法によっても影響される。また、冷却された海水の排出方法は環境条件に影響される。つまり、冷却されて排出された海水近傍の海水の低温化の予期せぬ環境上の影響を避ける必要がある。このことが、加熱され得る割合、かつ、それゆえにＬＮＧのＬＮＧＣの再ガス化機器にて所定の時間で再ガス化され得るＬＮＧ体積に影響を及ぼし得る。
一つの側面として本発明は、一つ又はそれ以上の浸漬式熱交換器と、ＬＮＧを気化するための船内の気化器と、気化器と浸漬式熱交換器とを通して循環する中間流体とを備える再ガス化システムを備えるＬＮＧＣに関する。
他の側面として本発明は、ＬＮＧを蒸発させるための船内の気化器とＬＮＧＣが陸揚げ基地に到着後にＬＮＧＣと接続される浸漬式熱交換器とを備えるＬＮＧＣの再ガス化システムに関する。
ＬＮＧＣ船内でのＬＮＧの再ガス化方法について様々な改善がなされ得る。とりわけ、他の熱源や、熱伝達機器、熱源のコンビネーションを有することが、ＬＮＧＣ船内の再ガス化の配設場所や環境への影響にさらなる柔軟性を与えることができる。
「キール冷却器（keel cooler）」と通常呼ばれる装置が、推進機関用冷却器や空調機のような海上機器の冷却源として従来から使用されている。図１に示すように、キール冷却器２は、一般的に船殻１の底部上又は近傍に配され、かつ、冷却を要する（舶用空調機ユニット３のような）船上機器によって生じた熱の「ヒートシンク（heat sink）」として海水を使用している。
キール冷却器２は、船殻１の低部内若しくは外表面に、ポンプ４によって循環する（清水若しくはグリコールのような）中間流体を冷却する熱交換器として配される図示しない一つ又はそれ以上のポッド（pod）によって運用される。この中間流体は、余分な熱を吸収するために船内の一つ又は複数の場所に汲み上げられる。
そのようなシステムの有利な点の一つは、冷却流体として利用するために海水を取り込み、その後排出するシステムと比較した場合、船内の様々な場所に海水を循環させる上での沈没ハザードや腐食ハザードを減らすことができることである。キールクーラポッド２の外表面のみが、閉システムにおける残余分が循環する海水や清水若しくは他の比較的耐腐食性を有する流体に晒される。閉ループシステム内のポンプや配管、バルブ及び他の機器を海水腐食に耐え得る異種材料によって製造する必要がない。また、キールクーラ２は、海水を船内機器に通過させるシステムに要されるであろう海水のフィルタを要しない。
本発明に係る第１の実施形態として図２に示すように、一つ又はそれ以上の浸漬式熱交換器２１は、閉ループ内を循環して次々にＬＮＧを再ガス化するのに使用される流体に、冷却能力を付与する代わりに加熱能力を付与するために利用される。
一つ又はそれ以上の浸漬式熱交換器ユニット２１は、船殻１の喫水線よりも下側の好適な場所に配されるのがよい。これらは、ＬＮＧＣの船殻１内に直接配されてもよく、又は、離間して好適な配管によってＬＮＧＣと接続された一つ或いはそれ以上の構造体に配されても構わない。例えば、浸漬式熱交換システムは、ＬＮＧＣが係留するのに使用されるブイに接続されていてもよい。或いは、熱交換器はその全体よりもむしろ部分的に浸水されていてもよい。
グリコールや清水のような中間流体は、ポンプ２２によって気化器２３や浸漬式熱交換器２１を通して循環している。許容可能な加熱能力や沸点といった適切な特性を有する他の中間流体を使用することも可能であり、かつ工業的に周知である。ＬＮＧは、配管２４を介して再ガス化する気化器２３を流通して配管２５から排出される。
浸漬式熱交換器２１は、上述したようにＬＮＧＣに海水を取水又は吸込むことなく周囲の海水から中間流体に伝熱させることができる。熱交換器２１の大きさ及び表面積は様々であって、再ガス化に供されるＬＮＧの積載体積やＬＮＧＣが天然ガスを供給する際の海水温度範囲に依存する。
例えば、循環する中間流体の浸漬式熱交換器２１に戻る際の温度が略４５°Ｆ、かつ、海水温度が略５９°Ｆの場合、二者間の温度差は略１４°Ｆである。これは比較的適度な温度差であって、かつ、従って、１時間に２００万〜３００万ＢＴＵを排熱可能とされた上述の典型的なキール冷却器と比較した際に、本発明に必要な熱伝達量を調整するためには大きな表面を要することになる。一つの好ましい形態としては、略６２００万ＢＴＵ毎時の熱量を吸収可能に設計された浸漬式熱交換器２１が使用されるものとされ、かつ、この熱交換器の表面積が略４５０、０００平方フィートとされている。この表面積は、好適な実施形態として従来のキール冷却器に類似して２本の配管を束ねたものを好適な実施形態を有する様々な実施形態によって調整されても構わない。本発明に係る熱交換器２１は、また、管状の熱交換器であってもよく、曲がり管と板材とを固着した熱交換器、螺旋配管状熱交換器、流下膜式熱交換器、板状熱交換器又はＬＮＧの再ガス化に関して温度、体積、吸収熱量要求を満たすような当業者が既知の他の熱交換器であっても構わない。
さらに、熱交換器２１は、船内に搭載される代わりに、ＬＮＧ船が海上の荷揚げ施設に到着後水中に離間して配されるものでもよい。又は海上の荷揚げ施設に恒常的に沈められて架設されていても構わない。浸漬式熱交換器２１を通して中間流体を循環させるために、これらの熱交換器２１の形態の何れかのものがＬＮＧＣと接続される。
気化器２３は、図２に示される気化器２３のような管状の気化器が好ましい。気化器２３のようなタイプは工業的に周知のものであって、かつ、陸上の再ガス化施設に提供される多くの管状気化器に類するものとされる。海水が加熱媒体の一つとなり得て、又は、機器に接触可能とされるような舶用の形態において、気化器２３の海水に接触する面はスーパーステンレス鋼（ＡＳＴＭＢ６８８）のＡＬ−６ＸＮ（登録商標）とし、かつ、他の面はステンレス鋼３１６Ｌとされるのが好ましい。チタン合金やチタン化合物に限定されないがこれらを含む多様な材料が気化器に使用されても構わない。
好ましい形態としては、管状気化器２３は、分子量１６．９のＬＮＧを略１０億標準立方フィート毎日（１００ｍｍｓｃｆ／ｄ）の生産設備に使用される。例えば、海水温度が略５９°Ｆ、中間流体温度が略４５°ＦにてＬＮＧＣを運用する場合、気化器２３は、略２０００立方メートル毎時の水量の処理が要求されるだろう。４０フィート長で好ましくは３／４インチ径の単管を束ねたものを使用して、略６２００万ＢＴＵ毎時の熱伝達が行われるのが好ましい。配管にＬＮＧを均一に分配することを保証し、かつ、配管と外被との間の熱収縮率の違い調整し、かつ、加熱用水媒体が凍るのを防止し、かつ、船の加速力から追加の荷物を調整できるように気化器２３が構成されている。最も好ましい形態は、再ガス化容器に要される全体排出容量を確保するために１００ｍｍｓｃｆ／ｄの能力を有する気化器２３が平行に配されたものとされる。米国におけるこのような気化器のタイプの供給業者としては、Chicago Power and Process、Manning and Lewis, Inc. がある。
本発明に係る好ましい形態としては、中間流体の循環用ポンプ２２は、電動モータの速さに同期して駆動される従来の単段遠心ポンプ２２とされている。単段遠心ポンプ２２は、海運用や工業用として水／流体の汲み上げ用に煩雑に使用され、当業者にはよく知られている。循環ポンプ２２の容量は、気化器２３の容量や要求される冗長性の程度に基づいて選定される。
例えば、５億標準立方フィート毎日（５００ｍｍｓｃｆ／ｄ）の設計能力に調整するために、それぞれ１００ｍｍｓｃｆ／ｄの能力を有する気化器２３を６個装着する。このシステムで要求される加熱水の循環量は、設計値が略１０、０００立方メートル毎時とされ、かつ、ピーク値が１２、０００立方メートル毎時とされる。船内のスペースを考慮すると、それぞれ５、０００立方メートル毎時の能力を有する３つのポンプ２２が使用され、かつ、設計値で１０、０００立方メートル毎時の循環量を最大冗長量として供給する。３つのポンプ２２は、全体の速度水頭が略３０メートルとされ、各ポンプ２２の要求能力が９５０ｋｗ（kilowatts）とされる。各ポンプ２２の吸引及び排出配管は６５０ｍｍ径が好ましいが、他の大きさも許容される。
ポンプ２２とこれに付随する配管の材料は、海水に対して耐腐食性を有することが好ましく、様々な材料が適用される。好ましい形態としては、ポンプケーシングは、ニッケルアルミニウム銅合金からなり、インペラはモネルポンプシャフト（Monel Pump shaft）からなるのが好ましい。このモネルは、高耐腐食性ニッケルをベースするもので、略６０％〜７０％のニッケル、２２％〜３５％銅及び少量の鉄、マンガン、シリコン、炭素を有する。
本発明に係る好適な実施形態として単段遠心ポンプ２２としているが、流量要求を満足できるポンプ２２の多くのタイプが使用可能、かつ、ポンプ供給業者から調達可能とされている。選択的な実施形態として、ポンプ２２は、一様流及び脈流ポンプ、速度ヘッドすなわち容量移送式ポンプ、スクリューポンプ、ロータリーポンプ、ベーンポンプ、ギアポンプ、ラジアルプランジャポンプ、斜板ポンプ、プランジャポンプ或いは中間流体の流量要求を満たす他のポンプであっても構わない。
浸水した又は一部が浸水した熱交換システム２１は、ＬＮＧの再ガス化のための唯一の熱源として使用され、又は、図３に示すような選択的な実施形態におけるように一つ或いはそれ以上の第２の熱源と組み合わせて使用されても良い。浸水した又は一部が浸水した熱交換システム２１の能力即ち局所的な海水温度が再ガス化操作の要求レベルを満たす熱量を十分に供給できない場合には、このような実施形態が有利である。
一つの選択的な好ましい形態では、中間流体が、蒸気ヒータ２６と、気化器２３と、一つ又はそれ以上の浸水した又は一部が浸水した熱交換器２１を挿通してポンプ２２によって循環される。本発明に係る最良の実施形態では、熱交換器２１が浸水されている。ボイラー或いは他の蒸気源からの蒸気は、配管３１を介してスチームヒータ２６に入り、配管３２を介して凝縮されて排出される。バルブ４１、４２及び４３は、スチームヒータ２６を孤立させた状態でバイパス配管５１に流通させることを可能としており、循環経路から切り離された状態のスチームヒータ２６とともに気化器２３を操作することができる。一方、バルブ４４、４５、４６は、浸漬式熱交換器２１を孤立させた状態でバイパス配管５２に流通させることを可能としており、循環経路から切り離された状態の浸漬式熱交換器２１とともに気化器２３を操作することができる。
スチームヒータ２６は、ドレンクーラーが装着されて循環する水を加熱可能な従来の管状の熱交換器であって、かつ、ＬＮＧの再ガス化に要求される全部又は一部の熱を供給可能とされている。スチームヒータ２６は、略１０バールの圧力で略４５０°Ｆの温度の過熱蒸気が供給されるのが好ましい。蒸気はスチームヒータ２６及びドレンクーラーにて凝縮及び過冷却され、略１６０°Ｆで船内の蒸気プラントに戻る。
他の実施形態では、スチームヒータ２６及びドレンクーラー内の加熱水媒体が海水とされている。加熱水媒体と接触する全ての表面にはＡ９０−１０銅ニッケル合金が使用されるのが好ましい。蒸気や凝縮水と接触する側は炭素鋼が好ましい。
上述したものを船に搭載するために、それぞれが要求能力の５０％程度を供給可能とされたドレンクーラーを備える３つのスチームヒータ２６が使用される。ドレンクーラーを備える各スチームヒータ２６は、略５、０００立方メートル毎時の加熱水量と略３０、０００キログラム毎時の蒸気量を供給可能とされている。好適なスチームヒータ２６は、多くの船や工業的用途に使用される蒸気コンデンサーに類似しており、世界中の熱交換器メーカーから調達可能とされている。
海水取入口６１と海水排出口６２とを海水システムの流通構成に付加することによって、海水が気化器２３の直接的な加熱源として、或いは、浸漬式熱交換器２１の代わりにスチームヒータ２６とともに使用される追加熱源として使用され得る。この状態を図３の破線にて示す。
また、浸水した又は一部が浸水した熱交換システム２１は、他の熱源が再ガス化操作の第１の熱源として使用される一方で第２の熱源として使用されるものでもよい。他の熱源の場合もボイラーからの蒸気、或いは、海水が洋上（又はＬＮＧＣが置かれた他の水域）から熱源として取り込み、かつ、ＬＮＧ或いはＬＮＧの加熱に実質的に使用される中間流体を加熱後に海洋に戻される海水流通システムを導入している。他のそのような熱源として、浸漬式燃焼気化器（submerged combustion vaporizer）を備え又は太陽エネルギーでもよい。第１の熱源に加えて第２の又は選択的な熱源を備えることが、熱源が浸漬式熱交換システムか否かにかかわらず有効なものとされる。
少なくとも一つの第２の熱源とともに第１の熱源を使用することによって、再ガス化の目的のためにＬＮＧの加熱を柔軟に行うことができる。第１の熱源は、再ガス化が行われる全ての周囲環境に調整できるように熱源能力を上げることなく使用され得る。その代わり、第２の熱源は、追加熱源が要求される状況下に限って使用され得る。
第１の熱源とは根本的に異なる作動原理に基づく第２の熱源の利用性は、第１の熱源の不具合時における少なくともいくつかのエネルギーの利用性を保証する。第１の熱源の不具合によって再ガス化能力が低下しても、第１の熱源が修理され又は他の不具合が修理されている間に第２の熱源が再ガス化能力の少なくとも一部を提供可能とされる。
このようなシステムの一実施形態として、第１の熱源がボイラーからの蒸気とされ、かつ、第２の熱源が浸漬式熱交換システムとされてもよい。また、第１の熱源がボイラーからの蒸気とされ、第２の熱源が、開口流水式海水システムとされてもよい。他の熱源の組み合わせが、可用性、経済性又は他の条件の下に使用され得る。他の潜在的な熱源として、それぞれ商業的に適用可能とされる、ボイラーで加熱された温水、中間流体熱交換器、又は、浸漬式燃焼熱交換器の利用が想定される。
システムの他の形態として、ＬＮＧＣが第１の熱源を備えるとともに、追加の第２の熱源を準備してもよい。この場合、配管と第２の熱源を装着するために実質的に船の改良を要する他の機器とが備えられる。例えば、ＬＮＧＣは、第１の熱源としてボイラーからの蒸気を利用するだけでなく、好適な配管の装着や、ポンプ又は船自身の主要な構造的改修を行うことなく浸漬式熱交換システム或いは流水式海水システムの装着を促進するための他の機器が配設されていても構わない。これによって、ＬＮＧＣの建造の初期コストが増加し、又は、僅かにＬＮＧＣの能力が低下する一方、後日の主な改修をより経済的に行い得る。
この発明のより好ましい方法では、ＬＮＧ運搬体上におけるＬＮＧの再ガス化プロセスを改善するものである。上述した再ガス化施設を備えたＬＮＧＣは、洋上で係留され、例えば、ブイ又はプラットフォームに配された接続部を通してパイプライン分配システムと接続され得る。一度接続されると、グリコールや清水といった中間流体はポンプ２２によって浸水した又は一部が浸水した熱交換器２１及び気化器２３を循環する。許容可能な熱容量や沸点といった適当な特性を有する他の中間流体もまた、上述のように使用され得る。熱交換器２１は浸水された状態が好ましく、周囲の海水から循環する中間流体へと両者の温度差に起因する熱伝達が可能とされている。中間流体は、好ましくは配管式気化器とされる気化器２３を循環する。より好ましい形態としては、中間流体はＬＮＧＣの生産能力を向上させるために平行に配された気化器内を流通される。ＬＮＧは配管２４を通して気化器２３を通過し、そこで気化されて配管２５から排出する。ＬＮＧは、配管２５からＬＮＧＣが係留されているプラットフォーム又はブイに接続されたパイプライン分配システムを通過する。
本発明に係る他の方法では、中間流体が適切な配管によってＬＮＧＣに接続された一つ又はそれ以上の構造体に接続された浸漬式熱交換器２１内を通過して循環されている。別の選択的な本発明に係る方法では、浸漬式熱交換器２１が、ＬＮＧＣが係留されるブイ又は他の洋上構造体に配設され、かつ、船が着岸後に接続されるものとされる。
本発明に係る他の好ましい方法では、一つ又はそれ以上の第２の熱源がＬＮＧの再ガス化に提供される。一実施形態としては、中間流体がポンプ２２によってスチームヒータ２６、気化器２３、及び、一つ又はそれ以上の浸水した若しくは一部が浸水した熱交換器２１を流通して循環する。ボイラ又は他の蒸気源からの蒸気は、配管３１を介してスチームヒータ２６に導入され、配管３２を介して凝縮された状態で排出される。バルブ４１、４２及び４３は、スチームヒータ２６とともに又は切り離した状態で気化器２３を操作する。さらに、気化器２３は、スチームヒータ２６のような第２の熱源を使用して単独で運用され得る。バルブ４４、４５及び４６は、浸漬式熱交換器２１を分離可能とされ、浸漬式熱交換器２１がない状態で気化器２３が運用可能とされている。
本発明に係る他の方法では、取入口６１と排出口６２を備える海水システムを流通する流れによって、浸漬式熱交換器２１の代わりに、気化器２３への直接的な熱源として、又は、スチームヒータ２６と連動して使用される追加熱源として海水を使用させることができる。もちろん、浸水した又は一部が浸水した熱交換器２１が第２の熱源として使用され、上述した他の熱源が第１の熱源として使用されても構わない。この例については上述のとおりである。
発明に係る種々の実施形態を上述のように示している。しかしながら、発明は上述のものに限定されない。むしろ、発明は添付した特許請求の範囲にのみ制限されるものである。
従来のキール冷却システムを示す構造図である。 本発明に係る蒸発器における熱源として使用される浸漬式熱交換器を示す構成図である。 本発明に係る選択的な２重熱源システムを示す構成図
符号の説明
１ 船殻（殻体）
２１ 熱交換器
２２ ポンプ
２３ 気化器

Claims (13)

  1. ＬＮＧを一の場所から他の場所へ移送するためのＬＮＧ運搬体であって、
    （ａ）ＬＮＧを気体状態に気化するための、ＬＮＧ運搬体上に配された気化器と；
    （ｂ）少なくとも一部が浸水された少なくとも一つの熱交換器と；
    （ｃ）前記気化器と前記熱交換器との間を循環する中間流体と；
    （ｄ）前記中間流体を循環させる少なくとも一つのポンプと；
    を備えていることを特徴とするＬＮＧ運搬体。
  2. 請求項１に記載の運搬体であって、
    前記熱交換器が外表面に装着されていることを特徴とするＬＮＧ運搬体。
  3. 請求項１に記載の運搬体であって、
    前記熱交換器が殻体に装着されていることを特徴とするＬＮＧ運搬体。
  4. 請求項１に記載の運搬体であって、
    前記熱交換器の全体が浸水されていることを特徴とするＬＮＧ運搬体。
  5. 請求項２に記載の運搬体であって、
    前記熱交換器が、使用時に搭載状態から水中に移動されることを特徴とするＬＮＧ運搬体。
  6. 請求項５に記載の運搬体であって、
    前記熱交換器が、移動可能に配され、使用時に機械的手段によって水中に下方移動されることを特徴とするＬＮＧ運搬体。
  7. 請求項５に記載の運搬体であって、
    前記熱交換器が、水中に下方移動された後に剛に固定されることを特徴とするＬＮＧ運搬体。
  8. 請求項５に記載の運搬体であって、
    前記熱交換器が、水中に下方移動された後に移動可能に装着されることを特徴とするＬＮＧ運搬体。
  9. ＬＮＧ運搬体状においてＬＮＧを再ガス化する方法であって、
    （ａ）中間流体を、ＬＮＧ運搬体上の気化器と少なくとも一部が浸水された浸漬式熱交換器との間で循環させる工程と；
    （ｂ）前記中間流体によって運ばれた熱エネルギーを使用して、気化温度を越える温度にＬＮＧを加熱する工程と；
    （ｃ）前記熱交換器によって供された熱エネルギーを使用して前記中間流体を加熱する工程と；
    を備えていることを特徴とするＬＮＧの再ガス化方法。
  10. 請求項９に記載の方法であって、
    前記熱交換器が、ＬＮＧ運搬体の殻体に装着されていることを特徴とする方法。
  11. 請求項９に記載の方法であって、
    前記熱交換器が、ＬＮＧ運搬体と一体とされていることを特徴とする方法。
  12. 請求項９に記載の方法であって、
    （ａ）ＬＮＧ運搬体が目的地に到着後、ＬＮＧ運搬体を浸漬式熱交換器に接続する工程と；
    （ｂ）ＬＮＧ運搬体が目的地から離れる前に、ＬＮＧ運搬体を浸漬式熱交換器から取り外す工程と；
    をさらに備えていることを特徴とする方法。
  13. 請求項９に記載の方法であって、
    前記熱交換器が全て浸水されていることを特徴とする方法。
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