JP2008519221A - 液化天然ガスのフローティング式貯蔵再ガス化装置 - Google Patents

Abstract

運搬船から液化天然ガスを受け入れ、貯蔵し、処理することのできるオフショア式の液化天然ガスのフローティング式貯蔵再ガス化装置。フローティング式貯蔵再ガス化装置は運搬船から液化天然ガスをアンロードする移送装置、水域中の所定位置にフローティング式貯蔵再ガス化装置を係留するための第１係留システム、運搬船をフローティング式貯蔵再ガス化装置に係留するための第２係留システム、及びそれらの組み合わせを備えることができる。フローティング式貯蔵再ガス化装置の一部は二重船体閉じ込め構造で構成できる。

Description

関連出願のクロスレファレンス
この出願は米国仮出願第６０／６２６，０４１号（２００４年１１月８日付け出願）の利益を請求する。

発明の分野
一般に本発明は液化天然ガスを貯蔵し天然ガスを分配するよう構成された構造物に関する。特に、本発明は液化天然ガスの処理に関する。

天然ガスは米国や他の国々において発電に最適な燃料になってきている。天然ガスは汚染物質の排出が他の多くの燃料資源よりも少ない効率的な燃料資源である。また、天然ガスを用いる発電における効率の向上、及び天然ガスに基づいた発電設備を建設するための相対的に少ない初期投資コストによって、天然ガスは他の燃料の魅力的な代替物となっている。

天然ガスの十分な供給における分配及び貯蔵は、発電設備の設置には重要である。天然ガスを貯蔵するには大容積が必要なため、天然ガスを貯蔵及び供給する他の方法が使用されてきた。天然ガスを貯蔵する最も一般的な方法は液体状態で行われる。液化天然ガス（「ＬＮＧ」）は天然ガスを−１６０℃（−２５６°Ｆ）の低温の無色液体まで冷却して得られる。ＬＮＧの貯蔵に必要な容積は同じ量の天然ガスに必要な容積よりもずっと少ない。ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクが多数開発されてきた。ＬＮＧをエネルギー源として使用するために、再気化プロセスを用いてＬＮＧを気体状態に変える。それから、この再気化ＬＮＧをパイプラインを通して様々なエンドユーザーに分配できる。

ＬＮＧの利点の一つは、実際にパイプラインで輸送するよりも遠くの市場に船によって輸送できることである。この技術により、ガスの貯蔵地から遠く離れて住んでいるか又は活動している顧客が天然ガスの恩恵を享受できる。船でＬＮＧを輸入するために、ＬＮＧ貯蔵及び再気化設備が航路に近い海岸付近の場所に設立されてきた。ＬＮＧを取り扱う固有の危険性ゆえに、設備の近くに住んでいる住民にはこのような海岸近くの設備はあまり望ましくない。よって、ＬＮＧの貯蔵及び処理のための他の場所を探す必要がある。
米国特許第６，３７８，７２２号

発明の概要
フローティング式貯蔵再ガス化装置内に含まれる液化天然ガス貯蔵タンク；を備え、該フローティング式貯蔵再ガス化装置が水域に浮かぶことを特徴とするフローティング式貯蔵再ガス化装置。

一態様では、ＬＮＧの受入れ、貯蔵及び処理設備がオフショアの場所に配置される。一態様におけるＬＮＧ貯蔵及び処理設備は、「ユニット」とも称されるフローティング式貯蔵再ガス化装置（「ＦＳＲＵ」）である。本発明のＦＳＲＵは水域及び／又は水域面の中又は上に浮かぶ。本発明のＦＳＲＵは水域面の下方に少なくとも部分的に延びることができ、水域面の上方に少なくとも部分的に延びることもできる。本発明のＦＳＲＵは上面と下面を備えることができ、この上面は水域面より上にあり、下面は水域面より下にある。ＦＳＲＵはＬＮＧを受け入れ、貯蔵し、処理するための装置を備える。

一態様では、本発明のＦＳＲＵは水域内に配置される。本発明のＦＳＲＵは１以上のＬＮＧ貯蔵タンクを備える。この１以上のＬＮＧ貯蔵タンクはＦＳＲＵ内に収容できる。ＬＮＧを移送し処理するための装置をＦＳＲＵの上、一般にはＦＳＲＵの上面の上に配置できる。

特定の態様では、本発明のＦＳＲＵはＦＳＲＵを水域内の所定位置に係留するための第１係留システムを備えてもよい。限定するものではないが、適当な第１係留システムの例としては、ヨーク係留システム、タレット係留システム、及びそれらの組み合わせが挙げられる。

特定の態様では、本発明のＦＳＲＵはＬＮＧ運搬船をＦＳＲＵに係留又はドッキングするための第２係留システムを備えてもよい。第２係留システムはドッキング装置をＦＳＲＵ上に備えることができる。第２係留システムはＦＳＲＵの上面上に配置されたドッキング装置を備えることもできる。ドッキング装置はＬＮＧ運搬船をＦＳＲＵに連結するよう構成できる。ＦＳＲＵはまた、ＬＮＧ運搬船がＦＳＲＵの横にドッキングされている間、波から保護することもできる。

ＬＮＧ運搬船をＬＮＧのＦＳＲＵに係留することは、係留綱を用いて行うことができる。一態様では、ドッキング装置は他のＬＮＧ処理装置とは異なる高さに配置できる。ドッキング装置は、ドッキング装置とドッキングされたＬＮＧ運搬船との間の係留綱の角度を最小にする高さに配置できる。ドッキング装置と他のＬＮＧ処理装置の高さが異なるように装置を配置及び／又は改変することにより、ＦＳＲＵはＦＳＲＵの横に直接ＬＮＧ運搬船を泊めることができる。また、ＦＳＲＵをＬＮＧ運搬船との衝突から保護するために防護材をＦＳＲＵの周りの様々な場所に配置してもよい。一態様では、防護材をＦＳＲＵのドッキング側に沿ってＦＳＲＵのコーナーに配置してもよい。係留時に使用できる防護材の例は、Ｙｏｋｏｈａｍａ（空気タイヤ）型で直径が約４．５ｍ〜約９ｍ長である。

バラスト貯蔵領域（バラスト・セル又はタンクともいう）のシステムをＦＳＲＵの全体にわたって配置することもできる。特定の態様では、貯蔵領域を満たすために液体バラスト（例えば水）を使用することもできる。バラスト貯蔵領域のシステムはＬＮＧのロード及びアンロード中にＦＳＲＵを安定にしてその喫水を制御することができる。

気化装置をＦＳＲＵ上に配置してもよい。気化装置はＬＮＧを気化させて天然ガスにするのに用いることができる。一態様では、気化装置は熱交換気化システムを含む。特定の態様では熱交換気化システムは水域からの水を使用してＬＮＧを天然ガスに変換することができる。水域からの水は、様々な取水システムを用いて得ることができる。取水システムは熱交換気化システムに入ってくる海洋生物や破片の量を減らすように構成できる。特定の態様では、熱交換気化システムは気化器を備え、この気化器が、水域以外の供給源、例えばＬＮＧ運搬船、船積み容器、及びそれらの組み合わせから水を供給できる閉鎖式水システムを利用する。例えば、淡水を閉鎖式水システムにおいて海水の代わりに利用できる。特定の態様では、燃焼装置を気化装置から分離することができると共に、水と不凍液との混合物を用いる閉ループ循環システムによって燃焼装置と気化装置との間で熱を移動させることができる。この閉ループ循環システムを拡張して補助機械（例えば空調装置、発電機の原動機、及びそれらの組み合わせ）を加熱又は冷却することができる。よって、別個の取水及び排水システムが不要である。

様々なＬＮＧの移送、貯蔵、及び処理の構成要素をＦＳＲＵの上、一般にはＦＳＲＵの上面上に配置できる。一態様では、１以上のプラットフォームをＦＳＲＵの上面上に建造できる。様々なＬＮＧ貯蔵、移送、及び処理装置を、ＦＳＲＵの上面上に直接配置するのではなく、プラットフォームの上面に配置してもよい。

特定の態様では、居住区、フレア塔、及び輸出管路計量装置をＦＳＲＵ上に配置してもよい。

代表的なＬＮＧ運搬船の正味のＬＮＧ容量は、１２５，０００立方メートル〜約１６５，０００立方メートルの範囲にある。また、最大で約２００，０００立方メートル、場合によっては約２５０，０００立方メートルの正味の貯蔵容量を有するＬＮＧ運搬船が将来的には利用可能になることが期待される。多様なＬＮＧ運搬船に対応できるように、ＦＳＲＵのＬＮＧ容量はいくつかの要因に基づいて最適化できる。最適な貯蔵容量を決める要因のいくつかとして、１以上の所定のＬＮＧ運搬船のＬＮＧ容量、ＬＮＧを天然ガスに変換するためのＦＳＲＵの所望のピーク容量、ＬＮＧをＬＮＧ運搬船から１以上のＬＮＧ貯蔵タンクに移送する速度、及びＦＳＲＵを運転することに関連したコストが挙げられる。

本発明のＦＳＲＵは海岸近くで建造できる。ＦＳＲＵを建造した後、ＦＳＲＵを適当な現場に曳航して水域の所定位置に配置できる。海岸近くで建造するプロセスは、ＦＳＲＵの建造用の穴を掘ること、又は従来の造船所の建造設備を使用することを伴い得る。ＦＳＲＵが完成した後に、ＦＳＲＵをオフショアの現場に曳航できる。

特定の態様では、少なくとも１つの天然ガスのパイプラインをＦＳＲＵに連結してもよい。このパイプラインはＦＳＲＵを海岸近くの天然ガスパイプライン系に連結させることができる。

添付図面を参照すると、実施態様についての以下の詳細な説明から本発明の利点が当業者には明らかになるであろう。

本発明は様々な変更や代替の形式が可能であるが、その特定の態様を例として図面に示し、以下詳細に説明する。図面及びその詳細な説明が開示された特定の形式に本発明を限定するものではなく、本発明は特許請求の範囲に記載の本発明の範囲にあるすべての変更、等価物及び代替物に及ぶことに留意されたい。

発明の詳細な説明
本発明のオフショア式の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）フローティング式貯蔵再ガス化装置（「ＦＳＲＵ」）（「ユニット」ともいう）は、ＬＮＧ運搬船がＦＳＲＵの横に直接停泊してＬＮＧをアンロードすることを可能にする。ＦＳＲＵはＬＮＧを貯蔵できる１以上のタンクを備えることができる。ＦＳＲＵはＬＮＧをタンクからＦＳＲＵ上に配置されたＬＮＧ気化装置に移送することができる。それから、この気化ＬＮＧを１又は複数の天然ガスパイプラインに分配できる。

図１は本発明のＦＳＲＵの一態様を示す。ＦＳＲＵ１００のレイアウトはＬＮＧタンク１１０を含み得る。タンクの形状は例えば、円筒形、正方形、長方形、部分的に球形、異形、及びそれらの組み合わせとし得る。ＦＳＲＵは気化プロセス装置１２０及びユーティリティと、ドッキング装置と、居住区１３０と、フレア１４０と、ベント１５０と、計量装置１６０と、天然ガスの輸出用のパイプライン１７０と、ＦＳＲＵを水域の所定位置に係留するためのヨーク係留システム１８０を有する第１係留システムとを備えることができる。居住区１３０、気化プロセス装置１２０、及び／又は他のプロセス装置をＦＳＲＵ１００の上面上に配置してもよい。一態様では、ＦＳＲＵのレイアウトは居住区の安全性を最大にするよう設計できる。

特定の態様では、居住区をＦＳＲＵ上に配置できる。居住区はフレア及び／又はベントの反対側近くに配置できる。居住区は熱交換器及び／又は再凝縮器から離して配置できる。特定の態様では、ＦＳＲＵ上の居住区はアンロード中のＬＮＧ運搬船上の居住区に近くなるように配置できる。ＦＳＲＵ上の居住区と運搬船上の居住区を整列させると安全性を最大にすることができる。居住区は実質的に火、爆風、煙などに耐えることができる。居住区は爆発の過剰圧力に実質的に耐えるべく補強し得る。一態様では、居住区はガスや煙の進入を阻止するよう設計できる。本発明のＦＳＲＵの可能な構成では、プロセス領域までの最短距離が約５０ｍである船尾に凹型宿泊設備を備えることができる。宿泊設備を船体中に引っ込ませることにより、火や爆風に対する露出を低減できる。救命ボート（一時避難／集合所と共に）が前方領域に設置されるのに加えて、宿泊設備の一部として取り付けることができる。船外の人間に対応するための救助艇だけでなく、救命いかだもまた、航海規則に従って設置し得る。

例えば、ローディング工程、気化工程、バラスト積み／バラスト降し工程、及びそれらの組み合わせについて集中制御できるように、中央制御室（「ＣＣＲ」）を宿泊設備内に設けてもよい。

クレーンと貯蔵領域とを備えた補給船係留装置を、主甲板の高さにて宿泊設備の後部に設けて作業場と貯蔵室に直接アクセスできる。

主発電機は甲板上又は後部機関室内に取り付けることができる。燃料ガスを発電機、再凝縮器、及びそれらの組み合わせに供給するコンプレッサを、甲板に設けられたコンプレッサ室内に取り付けることができる。主発電機が後部機関室内に取り付けられている場合には、二元燃料（ＤＦ）ディーゼル発電機に供給するために機関室内の燃料ガス管路を、フォース通風トランクの内部、例えばＩＧＣ条件に従うパイプ・イン・パイプ又はトランク内に配置されたパイプに設置できる。

下記のリストは「火とガス」に対して本発明のＦＳＲＵに取り付けられる装置例の概要であり、火及びガス検出システム、（例えば、宿泊設備、集合所のための）受動防火装置、能動防火装置、消化用給水栓（主甲板の下に取り付けられたリング・メイン）、出水装置（例えば、タンクドーム、ＬＮＧマニホールド領域、コンプレッサ室、プロセス領域（増圧ポンプ＆気化器）、スイベル・スタック、集合所のため）、消化能力を有する引き船、フォーム（高温フォーム及びＣＯ_２システム）、乾燥パウダーシステム（主甲板の下に取り付けられたリング・メイン）、携帯式消火器、及びそれらの組み合わせが挙げられる。

本発明のＦＳＲＵは脱出、避難及び救助（「ＥＥ＆Ｒ」）の規定を有してもよい。居住区は一時安全避難所として機能でき、ヘリコプターによって緊急避難できる。

本発明のＦＳＲＵは二重船体閉じ込め構造を有し得る。好ましくは本発明のＦＳＲＵは二重船体閉じ込め構造を有する。本発明のＦＳＲＵの二重船体閉じ込め構造は、ＬＮＧ運搬船（例えば、モス型ＬＮＧ運搬船、メンブレン型ＬＮＧ運搬船、ＳＰＢ型ＬＮＧ運搬船、及びそれらの組み合わせ）の二重船体閉じ込め構造と同様にし得る。本発明のＦＳＲＵの好ましい二重船体閉じ込め構造はメンブレン型ＬＮＧ運搬船と同様である。本発明のＦＳＲＵの二重船体閉じ込め構造の好ましい材料は鋼鉄であるが、本発明のＦＳＲＵの二重船体閉じ込め構造を実現できる他の材料も利用できる。

「二重船体」なる用語は内側船体と外側船体とが存在する２つの船体をいう。本発明のＦＳＲＵの内側船体は、１以上のＬＮＧ貯蔵タンクに最も近い船体である。内側船体は外側船体の内側にある。外側船体は水域に最も近い船体であり、一般には水域と接触する。

「フローティング式貯蔵再ガス化装置」なる用語は、一般にＦＳＲＵが浮かびかつ／又はＬＮＧを貯蔵しかつ／又はＬＮＧを処理（例えば再ガス化）することができることを示すことに留意されたい。換言すれば、ＦＳＲＵは浮かび、ＬＮＧを貯蔵し、ＬＮＧを処理（例えば再ガス化）することを同時に行なえるが、各々を別々に行なうこともできる。よって、上記の用語はすべてを同時に実行しなければならないことに限定されない。例えば、本発明のＦＳＲＵは、ＬＮＧが空のときには単に浮くことができる。また、例えば、ＬＮＧの処理が行われていないときには、ＦＳＲＵは浮くと共にＬＮＧを貯蔵することができる。また、例えば、ＦＳＲＵがＬＮＧを再ガス化しているときには、ＦＳＲＵは浮き、ＬＮＧを貯蔵し、ＬＮＧを処理することができる。

本発明のＦＳＲＵの様々な構成要素は、１つの場所で同時に又は異なる場所で異なる時間に建造した後、１つの場所、例えば造船所又は水域の所定位置にて一体化することができる。例えば、二重船体閉じ込め構造体を１つの造船所で建造し、本発明のＦＳＲＵの様々な構成要素、例えばＬＮＧ貯蔵タンク並びに関連の移送及び気化装置を異なる場所で建造及び／又は準備した後、一体化のために二重船体閉じ込め構造体のある造船所に送ることができる。また、例えば、二重船体閉じ込め構造体と様々な構成要素を、一体化のために別の造船所又は水域の場所に別々に輸送することもできる。

本発明のＦＳＲＵは１以上のＬＮＧ貯蔵タンクを備えることができる。タンク中の断熱材は、１日当たりのＬＮＧの蒸発損をＬＮＧタンクの総容積の約０．１５％までに制限するよう設計できる。タンクの容量は最大でＬＮＧが約５６６，０００ｂｂｌ（９０，０００ｍ^３）にし得る。特定の態様では、ＦＳＲＵは約２５０，０００立方メートルよりも多くの正味のＬＮＧを貯蔵できる。特定の態様では、ＦＳＲＵは約５０,０００立方メートルより少ない正味のＬＮＧを貯蔵できる。本発明のＦＳＲＵのＬＮＧ容量は、１以上のＬＮＧ運搬船のＬＮＧ容量や、ＬＮＧを天然ガスに変換するためのＦＳＲＵの所望のピーク再ガス化容量や、ＬＮＧ運搬船からのＬＮＧを運搬船から１以上のＬＮＧ貯蔵タンクに移送する速度や、追加のバッファ貯蔵の必要性や、ＦＳＲＵを運転することに関連したコストや、それらの組み合わせを含めていくつかの要因に基づいて最適化できる。現在、運搬船の容量は約１２５，０００立方メートル〜約１６５，０００立方メートルである。天然ガスのピーク生産量は１日当たり少なくとも約１０億立方フィート（１，９６０ｍ^３／ｈ ＬＮＧ）とし得る。

特定の態様では、ＦＳＲＵのＬＮＧ貯蔵容量は約２００，０００立方メートル未満である。特定の態様では、ＦＳＲＵは、１日当たり約１２億立方フィート（２，４００ｍ^３／ｈ ＬＮＧ）より大きなピーク容量にて天然ガスを生産するよう構成される。特定の態様では、ＦＳＲＵは貯蔵容量が約２００，０００立方メートルより大きい運搬船からＬＮＧをアンロードするよう構成されている。特定の態様では、ＦＳＲＵの長さは、ＬＮＧ容量が約２００，０００立方メートルより大きいＬＮＧ運搬船に対して十分な係留位置をＦＳＲＵの横に提供するのに必要な長さに少なくとも等しい。

ＬＮＧタンクは実質的に蒸気及び液化天然ガスを貯蔵できる。ＬＮＧタンクは二重閉じ込めシステムとし得る。ＬＮＧ貯蔵タンクはＦＳＲＵの内部に建造された液密及び気密性の主タンクを含み得る。主タンクは、例えばステンレス鋼、アルミニウム、９％ニッケル鋼、及びそれらの組み合わせから形成できる。ＬＮＧ閉じ込めシステムは、例えば、ＳＰＢ（自立プラズマ形ＩＭＯ型「Ｂ」、例えば、石川島播磨重工業（株）（ＩＨＩ）（日本）により設計）長方形タンクシステム、９％ニッケル鋼円筒形タンクシステム、及び／又はメンブレンタンクシステム（例えばＧａｚ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｉｇａｚ（仏国）によりライセンス供与されている）とし得る。ＬＮＧタンクは自立構造タンク及び／又は自立型タンクとし得る。ＬＮＧタンクは円筒形、長方形、部分的に球形、又は異形とし得る。

特定の態様では、タンクはメンブレンタンクとしてよい。メンブレンタンクは、例えば、Ｇａｚ Ｔｒａｎｓｐｏｒｔ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｉｇａｚ（仏国）から市販されている。

特定の態様では、ＬＮＧ貯蔵タンクを二重閉じ込めタンクとしてもよい。特定の態様では、二重閉じ込め式メンブレンタンクは第一障壁と第二障壁を備える。第二障壁は第一障壁で漏れが生じた場合にＬＮＧの閉じ込めを保証する。第一障壁と第二障壁との間の断熱材空間を連続的に監視してもよい。本発明のＦＳＲＵの二重船体閉じ込め構造の内側船体の温度を監視してもよい。

鋼製の船体壁を通って水が進入することにより、流入水が凍結してしまうかもしれない。タンクの近くで凍結した水が閉じ込めシステムを損傷するかもしれない。水の進入により、ポリウレタンフォーム（ＰＵＦ）断熱材パネルを損傷するかもしれない。水検出システムと排水ポンプを設けることにより、タンクの近くでの水の凍結の可能性を小さくできる。船体表面の温度を調節して実質的に船体表面の着氷を防止できる。加熱システムを壁や底に設けて温度を約５℃以上に維持できる。特定の態様では、加熱システムは船体壁の温度を約５℃以上に維持するよう構成される。

特定の態様では、監督機関がタンクの検査を要求するかもしれない。タンクをオフラインにし、ＦＳＲＵを運転中のままにしておくために、１以上の予備のタンクを設けてもよい。

ＬＮＧ貯蔵タンクの建造についての更なる詳細が、Ｄｈｅｌｌｅｍｍｅｓの米国特許第６，３７８，７２２号、「Watertight and Thermally Insulating Tank with Improved Longitudinal Solid Angles of Intersection」に記載されている。

特定の態様では、ＬＮＧ貯蔵タンクはＦＳＲＵの運転寿命中に検査する必要がない。閉じ込めタンクはＦＳＲＵの運転寿命中にメンテナンスする必要がないか又はほとんど必要ない。

一態様では、ＬＮＧタンクは、フローティング式貯蔵再ガス化装置の運転寿命中はあらゆる標準状態下で使用できる。バックアップ用の貯蔵タンクを設けなくてもよい。特定の態様では、運搬船がバックアップ用貯蔵室として機能できる。ＬＮＧ貯蔵タンクがさらにＬＮＧを受け入れることができない場合（例えば、タンクが満杯、タンクの故障、アンロード用アームの故障など）、タンクがさらにＬＮＧを受け入れることができるようになるまでＬＮＧ運搬船がＬＮＧを貯蔵できる。一態様では、２つの運搬船がほぼ同時にＦＳＲＵに着いた場合には、ＦＳＲＵが運搬船からさらにＬＮＧを受け入れることができるようになるまで、一方の運搬船にＬＮＧを貯蔵できる。

特定の態様では、排水システム、圧力モニター及び圧力調節器、窒素パージシステム、及び／又は温度監視システムをタンク構成要素の間に配置してもよい。ＦＳＲＵは温度及び／又は圧力についてのバックアップ用のモニター及び調節器を備えることもできる。漏れを検出するために計測及び監視システムを設けることもできる。

特定の態様では、ＬＮＧタンクは自動連続式のタンク液位測定器、密度監視器、及び密度測定器を備えることができる。各々の液位測定器は上限警報と下限警報を有し、必要に応じてインタンク・ポンプ又はアンロード作業を自動的に停止できる。温度測定システムをＬＮＧタンク内の種々のレベルに設置できる。タンク壁の温度を調節して内側船体上に氷が形成するのを実質的に防ぐことができる。蒸発ガス・コンプレッサ、ベントシステム、警報を制御し、緊急停止システムを起動するために、圧力伝送器を各タンク中に設けることができる。各タンクは安全弁により過剰圧力から保護できる。タンク圧力リリーフ弁がベントシステムを介して大気に開放し得る。圧力リリーフ弁からの天然ガスはフレア塔に送られる。

タンク内の低温水中ポンプが、ＬＮＧを貯蔵タンクから再凝縮器を介してＬＮＧ高圧送出しポンプの吸込管に送ることができる。ＬＮＧインタンク・ポンプは大容量、低圧ポンプとすることができ、甲板に取り付けられた高圧ＬＮＧポンプに対して十分な有効吸込ヘッド（ＮＰＳＨ）を与えることができる。

二重船体閉じ込め構造の内側船体と二重船体閉じ込め構造の外側船体との間に、バラストのためにバラスト貯蔵領域の格子を用いることができる。特定の態様では、バラスト貯蔵領域（バラストタンクともいう）をＦＳＲＵ全体にわたって配置することもできる。特定の態様では、バラスト貯蔵領域が１以上のＬＮＧ貯蔵タンクを包囲してもよい。特定の態様では、バラスト貯蔵領域を本発明のＦＳＲＵの前方及び後方領域に配置できる。例えば、本発明のＦＳＲＵがＬＮＧをＬＮＧ運搬船から受け入れるとき、バラストを１以上のバラスト貯蔵領域から排出できる。また、例えば本発明のＦＳＲＵがＬＮＧを再ガス化するとき、液体を１以上のバラスト貯蔵領域に加えることができる。ＬＮＧの積込み、貯蔵及び処理の間、現場への輸送を容易にすると共に水域の所望の場所にてＦＳＲＵを安定化させるために、バラスト貯蔵領域を使用できる。１以上のバラスト貯蔵領域をＦＳＲＵに組み入れることができる。

特定の態様では、余裕水深がＦＳＲＵの設計に影響を与え得る。ＦＳＲＵは所定のチャンネル中に特定の余裕水深を維持するように設計できる。チャンネルの深さはＦＳＲＵの喫水にも影響を与え得る。

ＬＮＧ貯蔵タンクは蒸気及び液化天然ガスを含むことができる。天然ガスの蒸気は貯蔵タンクへの熱の進入により形成し得る。船のアンロード中に熱がタンクに取り込まれ得る。ＬＮＧが貯蔵タンク中にアンロードされるとき、流体組成の変化によってＬＮＧ再循環管路から熱が貯蔵タンクに入り得る。この気化したＬＮＧは一般に蒸発ガス（「ＢＯＧ」）という。標準的なＢＯＧ率は全貯蔵容量の約０．１５％／日であり得る。

特定の態様では、アンロード中にＬＮＧ運搬船内の圧力を調節するためにＢＯＧを使用できる。ＬＮＧタンク内の圧力を調節するのにＢＯＧを使用してもよい。特定の態様では、ＢＯＧをＢＯＧコンプレッサで圧縮して再凝縮器（凝縮器ともいう）に送ることができ、この再凝縮器がＢＯＧを再凝縮する。適当なコンプレッサ、例えばＢＯＧコンプレッサの例として、遠心コンプレッサ、往復コンプレッサ、スクリューコンプレッサ、及びそれらの組み合わせが挙げられる。再凝縮したＢＯＧは再凝縮器内でＬＮＧと混合できる。混合物はガス化機器列に送ることができる。再凝縮器はＦＳＲＵ内で生成されたすべてのＢＯＧを処理するように設計できる。再凝縮器はアンロードしている運搬船からの蒸気を処理するように設計できる。特定の態様では、１以上の再凝縮器を１以上のＬＮＧ貯蔵タンクに連結できる。再凝縮器は天然ガスをＬＮＧに変換するように構成できる。本発明のＦＳＲＵは、ＢＯＧコンプレッサからのＢＯＧが再凝縮器を迂回して天然ガスパイプラインに直接送られるように、バイパスを有してもよい。

天然ガスの生産中、高圧ポンプがＬＮＧをタンクから１以上の熱交換器（加熱器又は気化器ともいう）に送ることができる。熱交換器において高圧でＬＮＧを気化できる。特定の態様では、ＬＮＧは図２に略示されたように気化することができる。貯蔵タンク１１０内に設け得る低圧ポンプ（図示せず）を利用してＬＮＧを再凝縮器２５０に送り、次にポンプ２５５、好ましくは高圧ポンプを利用してＬＮＧを熱交換器２６０に送ることができる。適切な熱交換器２６０の例としては、オープンラック気化器（ＯＲＶ）、水中燃焼気化器（ＳＣＶ）、シェル・アンド・チューブ気化器（ＳＴＶ）、中間流体気化器（ＩＦＶ）、エア気化器、及びそれらの組み合わせが挙げられる。熱交換器２６０は熱交換器２６０の加熱要件に適合する加熱媒体入口２６２及び加熱媒体出口２６４を有することができる。ＬＮＧはアルミニウム管を通して供給してもよい。図２は２つの貯蔵タンク１１０を記載しているが、本発明のＦＳＲＵは１以上の貯蔵タンクを有してもよいことが分かる。貯蔵タンクの数は、本発明のＦＳＲＵに含まれ得る任意のタンク数とし得る。例えば、本発明のＦＳＲＵは４個の貯蔵タンクを備えることができる。また、例えば本発明のＦＳＲＵは５個の貯蔵タンクを備えてもよい。また、例えば、本発明のＦＳＲＵは８個の貯蔵タンクを備えてもよい。

１以上の熱交換器のための加熱媒体として、海水、淡水、及びそれらの組み合わせを使用できる。貫流構成においてＬＮＧを気化するために、熱交換器はＦＳＲＵが位置する水域からの水を使用してもよい。水汲上げポンプで取水システムから水を熱交換器に送ることができる。海洋生物の巻き込みや衝突を最小限にするように、取水口スクリーン、速度、場所、及び／又は方向を選択できる。取水システム内での海洋増殖物を最小限に抑えるために水を処理することもできる。必要な容量の水を水域からフローティング式貯蔵再ガス化装置の甲板上の設備を介して再び水域に戻して循環させるために、取水及び出口システムを設けることもできる。

特定の態様では、熱交換器は、ＬＮＧをピーク送出速度及び最小伝熱率にて再ガス化することに基づいて設計できる。熱交換器は水の温度の所定の変化を防止できるにすぎない。熱交換器における水の温度低下は、適用可能な法律により少なくとも部分的に規制されるかもしれない。環境に関する法律が、水を海洋環境中に放出するときの温度を規制し得る。

特定の態様では、熱交換器でのより大きな温度低下により、水出口システム中に氷が形成されるかもしれない。熱交換器での水の温度低下をより小さくすることもできる。特定の態様では、海の温度がより温かければ、熱交換器での温度低下をより大きくでき、水の流速を低減できる。

取水システムからの水は熱交換器気化システムに流すことができる。水を本発明のＦＳＲＵに取り込んで、熱交換器気化システムに流すことができる。ＬＮＧ運搬船から受け入れたＬＮＧを気化するために熱交換器を使用できる。特定の態様では、ＬＮＧが１以上の貯蔵タンクから１以上の熱交換器（加熱器又は気化器ともいう）に流れることができる。気化した天然ガスは、ＦＳＲＵに連結された１以上の市販パイプラインに与えることができる。

特定の態様では、図２に略示したようにＬＮＧを気化することができる。熱交換器２６０としては、オープンラック気化器（ＯＲＶ）、水中燃焼気化器（ＳＣＶ）、シェル・アンド・チューブ気化器（ＳＴＶ）、中間流体気化器（ＩＦＶ）、エア気化器、及びそれらの組み合わせが挙げられる。水中燃焼気化器を使用する場合には、燃料ガスと燃焼用空気（図示していない燃焼用送風機から与えられる）との混合物を加熱媒体入口２６２を介して熱交換器２６０に送ってＬＮＧを気化できる。次に排気ガスを加熱媒体出口２６４から排出できる。加熱媒体入口２６２及び加熱媒体出口２６４を全体として示してあるが、個別の水中燃焼気化器が各々、それ自身の混合物の加熱媒体入口と排気ガスの加熱媒体出口とを別々に有することができることも分かる。

オープンラック気化器を利用する場合には、水を水入口から加熱媒体入口２６２を介して熱交換器２６０に送ってＬＮＧを気化することができる。それから、水を加熱媒体出口２６４を介して放出して水出口を介して水域に戻すことができる。ＬＮＧを運搬船２２０からアンロード用アーム２３０を介して１以上の貯蔵タンク１１０に送ることができる。いくらかのＬＮＧは運搬船２２０からのアンロード中に気化し得る。いくらかのＬＮＧは貯蔵タンク１１０内で気化し得る。貯蔵タンクから気化したＬＮＧは蒸発ガス（「ＢＯＧ」）という。

シェル・アンド・チューブ気化器（ＳＴＶ）を利用する場合、加熱媒体は水、水蒸気、及びそれらの組み合わせとし得る。水システムの場合、閉ループの水及び不凍液のシステムを使用することで、水と不凍液とを含んだ加熱された混合物が加熱媒体入口２６２を通過し、熱交換器管を循環し、加熱媒体出口２６４を通過することができる。ＬＮＧは熱交換器管を通って供給できる。図２に示すように１以上のシェル・アンド・チューブ気化器を並列に配置し、各シェル・アンド・チューブ気化器には高圧ＬＮＧポンプ、例えばポンプ２５５により供給できる。シェル・アンド・チューブ気化器において、熱がＬＮＧに伝えられ、ＬＮＧを天然ガスに気化し、同時に水と不凍液とからなる混合物を冷却する。この混合物は、１以上の過熱器においてガスをさらに加熱するためにも使用できる。次に、水と不凍液とからなる冷却された混合物は、ガスタービンの排気管と補助のガス焚き温水器によって機械類の冷却及び再加熱をするために機関室に戻される。ガスタービンと補助の温水器の排気管にはまた、１以上の選択接触還元剤（ＳＣＲ）を取り付けて環境排出を抑えることもできる。加熱媒体として水蒸気を利用する場合、水蒸気は遠隔のボイラーによって気化器（例えば、シェル・アンド・チューブ気化器）と過熱器とに供給できる。熱がＬＮＧに伝わるので、再加熱のために復水をボイラーに戻すことができる。

いくらかのＢＯＧを１以上のアンロード用アーム２３０を介して運搬船２２０に戻すことができる。ＢＯＧを運搬船２２０に戻すことは、蒸気バランスシステムの一部とし得る。ＢＯＧを運搬船２２０に送ることに加えて、又はその代わりに、ＢＯＧをＢＯＧコンプレッサ２４０で圧縮することもできる。ＢＯＧは、ＢＯＧコンプレッサ２４０に送る前にＢＯＧコンプレッサ・スクラバー２３５を通過させることもできる。ＢＯＧは、ＢＯＧコンプレッサ・スクラバー２３５に入れる前にＢＯＧ過熱低減器（図示せず）を通過させることもできる。圧縮したＢＯＧは、再凝縮器２５０において再凝縮させて、貯蔵タンク１１０に戻し（図示せず）かつ／又は熱交換器２６０に送ることもできる。図示していないが、特定の態様では、圧縮したＢＯＧ及び／又は再凝縮したＢＯＧを、ＢＯＧ過熱低減器、ＢＯＧコンプレッサ・スクラバー２３５、ＢＯＧコンプレッサ２４０及び／又は再凝縮器２５０から、別々のドレン管路を介して及び／又は既存の管路のバルブ操作と流量制御により貯蔵タンク１１０に戻すことができる。

ＬＮＧを貯蔵タンク１１０から熱交換器２６０にポンプで送って気化することができる。特定の態様では、貯蔵タンク１１０内に設け得る低圧ポンプ（図示せず）を利用してＬＮＧを再凝縮器２５０に送り、ポンプ２５５、好ましくは高圧ポンプを利用してそのＬＮＧを熱交換器２６０に送ることができる。

水和物の形成を防ぐために、気化したＬＮＧを加熱器２７０において暖めることができる。加熱器２７０は廃熱２７２を使用して天然ガスを暖めることができ、出て行く廃熱２７４も示す。天然ガスは輸出計量管路２８０に入る。天然ガスは、輸出計量管路２８０から、ＦＳＲＵに連結された市販パイプライン２８５に分配できる。いくらかの天然ガスをＦＳＲＵの燃料２９０として使用できる。特定の態様では、気化装置をＦＳＲＵ、好ましくはＦＳＲＵの上面に連結できる。気化装置は、使用中にＬＮＧを天然ガスに気化するように構成できる。水中燃焼気化器は水槽システムを利用するが、取水システムは、水域から水を汲み上げて気化装置に水を供給するように構成できる。

再凝縮器２５０は、窒素生成源（図示せず）からの窒素、例えば、メンブレン、低温蒸留、圧力スイング吸着、及びそれらの組み合わせによって生成される窒素を凝縮することができ、これはＬＮＧの発熱量を調節するために利用できる。また、例えば、窒素を送出される高圧天然ガスに注入できる。

特定の態様では、図３に略示されている閉ループシステムにおいて本明細書に記載のような水と不凍液との混合物を含んだ加熱媒体を用いることによってＬＮＧを気化できる。低圧ポンプ３１０及び３１２を用いて加熱媒体を閉ループシステムを通って循環させることができる。ユーティリティ機械類３３６、例えば、空調装置、廃熱回収装置３１４（発電用ガスタービン（図示せず）からの排熱を使用できる）、及びそれらの組み合わせから排出された熱によって加熱媒体を加熱できる。加熱媒体を必要な温度まで更に加熱する熱は、補助プロセスの温水器３１６（ガス焚きでもよい）により供給できる。

次に、ＬＮＧの過熱及び気化のために、加熱媒体を過熱器３２０及び気化器３２４、例えばシェル・アンド・チューブ気化器に送ることができる。加熱器３２２を温水ループの一部として用いて水を過熱することができる。システムの温度制御は、補助プロセスの温水器３１６の負荷制御により達成でき、また、バルブ３２６を介したトリムクーラー３２８によって支援できる。トリムクーラー３２８は空冷式の熱交換器とし得る。例えば排熱を廃熱回収装置３１４に供給できるガスタービンが使用されていないとき、バイパス３３０を用いてシステムの所定部分を迂回できる。

システムにおける膨張に対応し、加熱媒体を清浄にするために、サージタンク３３２とフィルター３３４を設けることができる。閉ループシステムを使用することで、ＦＳＲＵの冷却目的、加熱目的、及びそれらの組み合わせのために海水を使用する必要性が低減、好ましくは排除できる。

水と不凍液との混合物中の不凍液の容量パーセントは、本発明のＦＳＲＵの閉ループ循環システムにおいて使用できる混合物を適切に提供できるものならばどんな容量パーセントでもよい。一般に、水と不凍液との混合物の全容量に基づいた不凍液の容量パーセントは、約０容量パーセント（例えば、不凍液がなく水が利用される場合）から約１００容量パーセント（例えば水がなく不凍液が利用される場合）までの範囲にある。好ましくは、水と不凍液との混合物の全容量に基づいた不凍液の容量パーセントは、約３０容量パーセント〜約７０容量パーセントの範囲、好ましくは約３６容量パーセント〜約６０容量パーセントの範囲にある。

本発明のＦＳＲＵの閉ループ循環システムにおいて使用できる混合物を提供するどんな不凍液でも使用できる。使用できる適切な不凍液の例としては、エチレングリコール、ジエチレングリコール、トリエチレングリコール、及びそれらの組み合わせが挙げられる。

特定の態様では、流量調節器が熱交換器からの天然ガスの送出流量を調節できる。流量調節器は熱交換器出口に流量伝送器を、気化器入口に制御弁を備えることができる。ガスの出口温度又は海水の出口温度が過剰に下がると、流量調節器をオーバーライドできる。再ガス化及び送出装置は天然ガスの平均処理量に合わせて設計できる。一態様では、再ガス化及び送出装置は約７７０万トン／年（ｍｔｐａ）の平均処理量及び約１２億立方フィート／日（２，４００ｍ^３／ｈ ＬＮＧ）のピークファクターに合わせて設計できる。

ＬＮＧ用のＦＳＲＵは熱交換器の迅速な始動ができるように設計できる。待機中に熱交換器を通るＬＮＧの流量を低く維持することにより、迅速な始動を可能にできる。ＬＮＧ入口管路を迅速に冷却できる熱膨張継手を使用することにより、迅速な始動を可能にできる。一態様では、他の熱交換器のメンテナンス及び／又は修理の間に予備の熱交換器を使用できるように、ＦＳＲＵは１以上の予備の熱交換器を有してもよい。

一態様では、ＦＳＲＵはピーク再ガス化速度を拡張できるように設計できる。ＦＳＲＵは様々な大きさのＬＮＧ運搬船からアンロードすることを可能にする。運搬船はその積荷をＦＳＲＵ内に含まれる貯蔵タンクに極低温にてアンロードすることができる。ＦＳＲＵはリッチからリーンまでの範囲の様々な組成のＬＮＧを処理するよう設計できる。パイプライン網に輸出する前にＦＳＲＵ上で保管移転計量を行なってもよい。

熱交換器を出て行く天然ガスを計量して１以上のパイプラインに提供して海岸近くの１以上のパイプライン取合い場所まで流れるようにできる。パイプラインに沿っての圧力低下により冷却効果を生じ得る。この冷却効果は周囲の海水からの熱の進入によって部分的に相殺できるのみである。移送パイプライン中での水和物の形成の可能性を下げるために、送出ガスを加熱してもよい。予備の販売ガス加熱器を設置して送出ガスを加熱してもよい。一態様では、脱塩した温水で送出ガスを加熱してもよい。天然ガス流はＦＳＲＵに連結されたパイプライン間で分配できる。一態様では、輸出流量を供給するために、各パイプラインは自身の減圧ステーションと保管移転計量器、例えば、超音波式の保管移転計量器とを備えてもよい。すべての熱交換器からのガスは、１以上の共通の販売ガスヘッダー内で混合できる。

特定の態様では、販売ガスヘッダーから１以上の過熱器にガスを送ることができる。予備の過熱器をＦＳＲＵに設けてもよい。一態様では、過熱器をプリント回路型（ＰＣＨＥ）にしてもよい。ＰＣＨＥ過熱器は必要に応じてコンパクト型及び／又は積層型にできる。過熱器は廃熱回収装置からの調節水を使用して天然ガスを暖めることができる。過熱器は温かい天然ガスを１以上の共通送出ヘッダーに送ることができる。次に、暖めた送出ガスを計量して海中の輸出パイプラインに送ることができる。送出ガスは計量管路において圧力低下を経験し得る。

特定の態様では、天然ガスは調節水システムにより加熱できる。ＦＳＲＵ上のガスタービン発電装置からの廃熱を調節水システムのための第一加熱源として利用できる。廃熱回収システムは、作業窓内でさらに加熱するだけでなく、廃熱の余りを放出できてもよい。制御された煙道ガス・バイパス・システムを備えた廃熱回収装置付きのガスタービンを用いる構成により、廃熱回収システムがその出力条件を満たすのを支援できる。このシステムにより、調節水システムに加えられる熱は、スタックに直接つながるガスタービン煙道ガスの部分バイパスによって制御できる。一態様では、調節水システムは、発電装置の廃熱容量が不十分な場合にシステムに熱を加えるためにガス焚き式の補助の温水器を備えることもできる。

天然ガスは販売及び／又はさらなる処理のためにＦＳＲＵから市場に輸出できる。この輸出ガスは種々の量にて１又は複数のパイプライン中に分配できる。本発明のＦＳＲＵは追加のパイプラインを後日ＦＳＲＵに連結できるように構成することができる。流量調節器は各々の送出パイプラインに作用できる。各パイプラインは計量路を備えた計量ステーションに連結できる。計量装置の一例は超音波保管移転型である。一態様では、共通の予備の計量装置１個を校正のために利用可能にしてもよい。

各ステーションに必要な計量路の数は、最大必要輸出運賃と計量路を通る最大許容流速とによって決めることができる。輸出されるガスのオンライン分析を販売ガスヘッダーにて行なうことができる。

特定の態様では、ＦＳＲＵは電気分解により海水から次亜塩素酸ナトリウムを現地生産するための設備を備えてもよい。この装置は次亜塩素酸ナトリウムをシステムに加えることによって連続的な投与が可能なように設計できる。ＦＳＲＵは水素脱ガスタンク、水素ガスを安全な場所に逃がすための送風機、貯蔵設備、及び／又は次亜塩素酸ナトリウム注入ポンプを備えることができる。一態様では、ＦＳＲＵは機上で窒素を生成できる。

淡水がＦＳＲＵで必要とされるかもしれない。ＦＳＲＵは海水を淡水及び飲料水システムに供給する水吸入用吸上げポンプを備えることもできる。海水は取水システムを通って吸上げポンプに入ることができる。自浄式濾過器により海水を濾過してもよい。ポンプは電気塩素処理装置及び脱塩装置に供給できる。脱塩装置は海水から淡水を製造するために逆浸透装置を備えることができる。淡水貯蔵タンクに淡水を貯蔵できる。脱鉱物装置により淡水から飲料水を作ることができる。飲料水タンクに飲料水を貯蔵できる。飲料水は要求に応じて分配できる。飲料水システムは世界保健機関の飲料水の基準を少なくとも満たすことができる。システムは、未殺菌源から飲料水システムを汚染するのを防ぐべくブレーク・タンクを用いることによって飲料水システムの汚染を防止するように設計できる。連結部及び／又は配管の長路をフラッシングすることによって、新たに殺菌した水を管路中の水に補充することができる。

特定の態様では、ＦＳＲＵはリリーフシステムを備えることができる。リリーフシステムはリリーフヘッダー、点火フレア・ヘッダー、及び／又は緊急ベントヘッダー（低圧及び高圧ベント）を備えることができる。タンクの冷却中に過剰圧力が生じた場合には、タンク蒸気空間に連結されたフレア・ヘッダー、バランス管路、及び／又は減圧管路を作動させることができる。一態様では、緊急に放出される炭化水素を安全に処分するために自己点火フレアを設けることもできる。プロセス・リリーフ弁の大部分はフレアに経路を向けることができる。フレアシステムは放出物の放出を検出して、必要なときに自己点火することができる。点火可能なフレアの概念により、フレアによる大気への温室効果ガスの全排出を最小にすることができる。一態様では、通常の運転条件下では、フレアシステムはめったに燃え上がらない。ＢＯＧを再凝縮してＬＮＧにし、高圧ＬＮＧポンプに送ることができる。ベント・スタックをＦＳＲＵ上に配置してもよい。ベントを大気に連結してもよい。緊急ベントヘッダーはタンク圧力リリーフ弁を備えることができる。ベント・スタックは、タンクからのすべてのリリーフ負荷に対応するように設計でき且つ／又はフレアのメンテナンス中に使用できる。

特定の態様では、タンク内の圧力を制限するためにフレアシステムを使用できる。過渡の圧力を開放するために圧力制御弁を介して低圧ＢＯＧヘッダーをフレアシステムに連結できる。フレア・ヘッダーは高圧システムを介してプロセス装置リリーフ弁及び減圧バルブのほとんどから蒸気を集めることができる。フレアは格納式にできる。格納式フレアにより、フレア先端のメンテナンスのためにスタックを分解できる。フレアのメンテナンスの間、危険なタンクの転覆の間、及び／又はフレアがオフラインであるときには、炭化水素の放出を一時的にベント・スタックに直接連結することができる。一態様では、逃がす炭化水素は通常は自己点火フレアに与えるために閉鎖リリーフシステムに送られる。ベント及びフレアスタックを互いに近接させて配置してもよい。フレアをＦＳＲＵのコーナーの近くに配置してもよい。一態様では、偶発的な点火による損傷を防ぐために、ベント及びフレアスタックの高さを同じくらいにしてもよい。

特定の態様では、ベントシステムは貯蔵タンク圧力感知バルブに対する放出として使用できる。ＦＳＲＵの特性及び限定的な環境ゆえに、タンク圧力感知バルブは、予測される様々な貯蔵タンクからのリリーフ負荷（例えば、転覆）に適応するような大きさを有し得る。分散させるために圧力感知バルブはベントヘッダー中に放出できる。

ＦＳＲＵからの逸散排出を最小にするために熱安全弁は蒸気バランスヘッダーに流すことができる。熱安全弁の流量は貯蔵タンク及びＢＯＧコンプレッサシステムが受け入れるのに十分なだけ小さくできる。

長期の停止の場合、貯蔵タンク内の圧力が増大するかもしれず、ＢＯＧを燃やす必要があるかもしれない。タンク過剰圧力リリーフ弁をベント・スタックに直接放出してもよい。ベント・スタックは、予想されるすべての貯蔵タンクからのリリーフ負荷（転覆を含む）に対応できるように設計できる。

リリーフシステムにさらに送るために、熱交換器からのリリーフ弁を共通高圧リリーフヘッダー中に集めることができる。熱リリーフ弁は開放して蒸気バランス管路に戻すことができる。圧力安全弁をフレア・リリーフ・ヘッダーに連結してもよい。気化器圧力リリーフ弁は大気中に直接放出できる。

本発明のオフショアＦＳＲＵはＬＮＧ貯蔵タンクを収容でき、ＬＮＧ気化装置並びにその他のプロセス装置及びユーティリティをＦＳＲＵの上面上に配置可能にし、ＬＮＧ運搬船を安全にＦＳＲＵの横に直接係留できるようにする。ＦＳＲＵの一態様を図４に示す。ＦＳＲＵ１００はＬＮＧ移送装置４２０を備えた上面４１０を有することができる。係留装置４３０を含む第２係留システムが、液化天然ガス運搬船４４０をＦＳＲＵ１００に連結できる。ＦＳＲＵ１００はＦＳＲＵの１以上の側面に運搬船４４０をドッキング可能にし得る。一態様では、係留装置４３０を含んだ第２係留システムを、ＦＳＲＵ１００の両側の側面に配置してもよい。ＦＳＲＵの周囲に「バッファ帯」を設けて運搬船の衝撃から保護してもよい。

ＦＳＲＵ１００の上端の高さは、構造上の剛性要求とＬＮＧタンク１１０の大きさを考慮して決めることができる。ＦＳＲＵを水域中に位置させる前に乾ドックにおいてＦＳＲＵ１００の上甲板４５０を建造し且つ／又は一体化することができる。一態様では、ＦＳＲＵの上甲板４５０は高さが約５ｍの鋼製モジュール支持フレーム４６０の上に上げることができる。ＦＳＲＵの上甲板４５０は建造を容易にするために高くできる。ＦＳＲＵ１００の上甲板４５０を高くすることにより、上甲板上の装置（例えば熱交換器２６０及びＬＮＧ移送装置４２０）を実質的に水中に沈めることなく、厳しい天気条件下でデッキ４１０上を水が流れるようにすることもできる。

３０ｍより深い一般的な水の深さの場合には、外部タレットシステムを有する第１係留システムが好ましい選択であり得る。外部タレットはヨーク係留システムに対しては好ましいかもしれないが、水の深さに依存し得、概念選択の一部として完全なライザー設計を要求し得る。ダブル・ハンプ・ライザーの構成は実現可能な構成である。

本発明のＦＳＲＵの第１係留システムは、ＬＮＧ運搬船の係留作業に対して十分に高い連結限界を得るために、風の方向に向く構成にし得る。第１係留システム及び高圧ガス輸出管路を本発明のＦＳＲＵの前端に配置させてもよい。

本発明のＦＳＲＵの場所を選択した後、例えば、外部タレットシステム、内部タレットシステム、ヨーク係留システム（ＹＭＳ）、及びそれらの組み合わせを有する第１係留システムの技術的な実現可能性についての評価を行わなければならない。ＹＭＳの例では、例えば、ジャケット（ジャケットは４脚の管状構造とすることができ、この管状構造はコーナーの管により駆動される１以上、一般に４個のパイルを介して海底に固定できる）、係留ヘッド（係留ヘッドはジャケットの上部に配置して自由に回転できる。係留ヘッドは配管とスイベル・スタックを含めた装置とを支持できる）、ヨーク（ヨークは管状の三角形フレームにすることができ、この管状三角形フレームは、ロール及びピッチ関節を介して係留ヘッドに連結し得る。常設バラストタンクは係留脚部に必要なプレテンションを与えるべくヨーク構造の一部とし得る）、係留脚部（係留脚部は単継手を介して隣接構造体に連結された管状スチール部材から成り得る。また軸方向スラストベアリングを包含して自由に回転できるようにしてもよい。下にヨーク重りを吊り下げた係留脚部が係留システムの振り子機構を与え得る）、ＦＳＲＵ上の係留構造体（ＦＳＲＵ上の係留構造体はＦＳＲＵの船首に取り付けられた管状フレームから成り得る。この構造体はヨークのクリアランスを与えるために船の船首の上に張り出すことができる。１以上のジャンパーホースを扱うために巻上げ手段を備え得る）を備え、ガスの移送は１以上、一般に２個の１６インチ・フレキシブル・ジャンパーホース（２ｘ１００％容量を与え得る）を介して実行できる。

ＹＭＳを備えた第１係留システムは、風の方向に向くＦＳＲＵから送出ガスを固定パイプラインライザーに送るためにガス旋回装置を備えることができる。インライン旋回装置は十分な信頼性を与えることが期待できるが（一般的なＭＴＴＦが２０年）、追加のトロイダル旋回モジュールによって、流体移送システムの「Ｎ＋１」構成を得ることができる。インライン旋回装置を運転に使用してもよく、トロイダルモジュールがバックアップを与え得る。故障の場合、トロイダル旋回経路を介して送出ガスを送る間に、インライン旋回装置を交換できる。

本発明のＦＳＲＵは厳しい天候条件、例えばハリケーン、熱帯低気圧、津波、高波、及び／又は雷雨に対応できるように設計できる。厳しい天候条件の間、大波がＦＳＲＵに激突するかもしれず、青波がＦＳＲＵの甲板上を流れるかもしれない。ＦＳＲＵの水平表面上における約１ｍ以上の水を「青波」として分類できる。ＦＳＲＵはまた甲板の高さより上に上甲板の装置を上げるスチールモジュールを備えることもできる。大波及び／又は青波からの損傷を低減するために甲板より高い高さにモジュールを配置できる。

特定の態様では、水域の表面より上方に係留装置、例えば、クイック・リリース・フック（ＱＲＨ）を配置した上面の高さは、係留装置から本体に連結された液化天然ガス運搬船まで延びる係留綱の角度が約３０°未満となるようにできる。

係留綱は運搬船フェアリードからＦＳＲＵ上の係留フックまで直接通っていてもよい。一態様では、係留綱の負荷力は最小破断荷重の約５５％未満に保つことができる。綱をＦＳＲＵ上のフェアリードを介して遠隔のクイック・リリース・フック（ＱＲＨ）まで導くことによって係留綱の長さを延ばすことで擦り切れが生じ得る。特定の態様では、係留綱の柔軟性はナイロン・テール・ペナントにある。

最も外側の圧縮防護材ラインとＱＲＨとの間の約１５ｍ以上の係留綱の長さにより、ナイロン・ペナントと連結用シャックルとが船のフェアリードから離れており、擦り切れないことが保証される。一態様では、各係留フックの最小安全使用荷重は、予想される最強の係留綱の最小破壊荷重より大きくできる。特定の態様では、作業用の係留綱は、ウインチブレーキ保持容量又は２５００ＫＮの２．５倍以下とし得る。最大の係留負荷は最小破断荷重綱又は３１２５ＫＮの２．５倍以下であり得る。キャプスタン胴はメッセンジャー・ラインを安全に取り扱える適切な高さにできる。ＱＲＨアセンブリはプラットフォーム甲板から電気的に絶縁できる。この絶縁は約１メガオーム以上の電気抵抗を与え得る。

ＱＲＨをＦＳＲＵ上に配置してもよい。係留綱を船のフェアリードからＦＳＲＵ上のＱＲＨまで直接導くこともできる。係留綱の擦り切れを防ぐために、甲板は係留フックの前で丸い縁を有してもよい。

特定の態様では、ＦＳＲＵ上で使用する防護材の数は、運搬船とＦＳＲＵとの間での接触を実質的に避けるのに十分な数とし得る。特定の態様では、１以上の防護材を本体の周囲に配置できる。特定の態様では、１以上の防護材は、防護材に衝突する運搬船からの荷重のかなりの部分を吸収するよう構成できる。

近づく運搬船の船速度を検出するために、係留場所の所定位置に監視システムをおくこともでき、係留綱の負荷による歪みゲージをＱＲＨ上に配置することもでき、且つ／又は圧力監視システムを空気ブロック防護材中に配置することもできる。監視システムからのデータは、中央に集めて制御室に表示してもよい。

アンロード用アームの中心線は、一般的なＬＮＧ運搬船のすべての種類を最大限度保護するように配置できる。

ＦＳＲＵ１００は図４に示されたアンロード用プラットフォーム４７０を備えてもよい。アンロード用プラットフォーム４７０の高さは水域の上面から所定の高さできる。プラットフォームの縁はＦＳＲＵの側面上に突き出してもよい。アンロード用プラットフォーム４７０はＬＮＧ移送装置４２０を支持できる。ＬＮＧ移送装置４２０はＬＮＧ運搬船４４０からＬＮＧをアンロードできる。

ＬＮＧ移送装置４２０はアンロード用アーム４８０（ロード用アームともいう）を備え得る。アンロード用アームは、ＦＭＣ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｙｓｔｅｍｓから市販されているＣｈｉｋｓａｎアンロード用アームとし得る。ＬＮＧ移送装置は、パワーパック、制御機器、配管及び配管マニホールド、機械的な損傷から配管を守る保護具、運転キュービクルを有する船／海岸のアクセス用ガングウエー、ガス検出、火災検知、電気通信の能力、メンテナンス用の空間、緊急リリースシステム（ＥＲＳ）、クイック連結／切断カップラー（ＱＣＤＣ）、監視システム、及び／又は排水システムを備えることができる。

特定の態様では、１以上のアンロード用アーム、例えば、旋回継手アンロード用アームによってＬＮＧ運搬船からＬＮＧ貯蔵タンクにＬＮＧを移すことができる。ＬＮＧをアンロードするためにアンロード用アームを使用できる。貯蔵タンク内にある蒸気をＬＮＧ運搬船に戻すために１以上のアンロード用アームを使用することもできる。一態様では、アンロード用アームを使用して必要に応じて液体又は蒸気を供給してどんなアンロード用アームもメンテナンスできる。アンロード作業の間、少量のＬＮＧを再循環させることによりアンロード用システムを冷却保持できる。

図４に示されたＬＮＧアンロード用アーム４８０は、固定垂直ライザー４８２と２個の移動セクション（船内アーム４８４と船外アーム４８６）を備えることができる。運搬船４４０への連結用フランジ４８８を船外アーム４８６の端部近くに配置してもよい。旋回継手により、これらのアームと連結用フランジがあらゆる方向に自由に動くことができる。アンロード用アームの長さは、様々なＬＮＧ運搬船の大きさに対応できるように設計できる。アンロード用アームの長さは、満杯のＬＮＧ運搬船と空のＬＮＧ運搬船との間での高さの変化、潮汐や縦方向の漂流による船の移動、ＦＳＲＵの高さ、及びそれらの組み合わせに対応できる。アンロード用アームをＦＳＲＵの中心の近くに配置してもよい。特定の態様では、ＬＮＧアンロード用アームの数に依存して１以上の固定垂直ライザー及び移動セクションを設けてもよい。

アンロード用アームは緊急リリースシステムを備えることができる。連結用フランジがその動作エンベロープの限界に達したならば、警報が鳴り、カーゴポンプが停止し、アンロード用アームバルブが閉じ得る。次に、アンロード用アームを船マニホールドから自動的に外され得る。通常、これらのアームはＦＳＲＵ上にて該アームの近くに配置されたキャビネット又は制御室（図４の４９０参照）内の制御パネルから操作する。

一般に入手可能な従来の堅固なアンロード用アームを使用できる。アンロード用アームの振動及びキャビテーションに関する最大許容圧力低下及び液体速度制限により、アンロード用アームの最小径を決めることができる。ＦＳＲＵ上に配置されるアンロード用アームの数は、所望の液体ローディング最大速度を与えるのに必要な数とし得る。アンロード中にＢＯＧを運搬船に戻すために蒸気返却アンロード用アームを使用できる。アンロード用アームとして使用するため、又はメンテナンス及び／若しくは修理を容易にすべく蒸気を戻すために、余分のアンロード用アームをＦＳＲＵ上に配置してもよい。一態様では、アンローディング速度は、１以上のアンロード用アームが修理又は交換されているとき設計容量の約５０％〜６０％に低減できる。特定の態様では、アンロード用アームが運転中でないとき温度を調節するためにアンロード用アームを通してＬＮＧを再循環させてもよい。アンロードが実質的に完了したら、強制的にＬＮＧをアンロード用アームから運搬船に戻すと共にドレン管路を介して貯蔵タンクに戻すために窒素ガスを使用できる。一態様では、ドレインドラムを使用することなくＬＮＧが貯蔵タンクに流れ込むことができるように配管レイアウトを傾斜させてもよい。

３アンロード用アームの概念は技術的に許容できるが、４アンロード用アームの概念はもっと冗長性を有し得る。冗長性は完全性及び／又は信頼性のレベルを高め得る。予備のアンロード用アームを日々使用してもよい。このことは装置の適切な機能を保護し得る。１以上の予備のアンロード用アームを設置することにより、通常のＬＮＧローディング総容量を増すことができる。

ＦＳＲＵの設計では厳しい天候条件を考慮できる。細く柔軟なアンロード用アームへの環境からの衝撃を抑えるために、ハリケーンの状況が予想される場合には「ハリケーン休止位置」にアンロード用アームを置くことができる。ハリケーン休止位置では、アンロード用アームライザーは垂直なままであるが、内側及び外側アームは水平に拘束される。特定の態様では、余分な固定ポイントによりアンロード用アームの水平部分を固定するために、アンロード用アームの背後に支持フレームを配置できる。特定の態様では、アンロード用アームの保管中、アンロード用アームの少なくとも一部をほぼ水平位置に配置できる。

ＬＮＧ運搬船から本発明のＦＳＲＵにＬＮＧを移送するには、船と海岸の間でＬＮＧを移送するために海岸ターミナルにて現在使用されている従来の剛性アームを用いてもよい。海路が揺れ動いている中で船から船へのローディングのために安全かつ確実に連結及び連結解除できるようにするために、ガイド・ワイヤ・システムを用いてロード用アームを船のマニホールドに案内してもよい。

アンロード作業中のタンクの動作圧力は、熱の進入による蒸気の生成を最小限にすべく上昇し得る。アンロードプロセス中に置き換えられた蒸気は、貯蔵タンクと運搬船との間での圧力差を用いてＬＮＧ運搬船に戻すことができる。特定の態様では、タンクから運搬船までの距離は短いので返送ガスブロワーは必要とされない。

アンロード用管はタンクまで下に連続的に傾斜していてもよい。一態様では、アンロード用配管システムは少なくとも１つのタンクまで下に連続的に傾斜し得る。タンクに向けてパイプラインを傾斜させることにより、「突堤（Jetty）」ドレインドラムと関連の管路とが不要にできる。一態様では、突堤ドレインドラムを利用できる。圧力下でＬＮＧアンロード用管路を維持し、アンロード流を制御するために、圧力制御機器を使用してもよい。タンク過剰圧力及び／又はアンロード用管路内での振動を防止するために圧力の調節が必要となるかもしれない。

特定の態様では、ＦＳＲＵの上甲板上の有意なＬＮＧ残留量を、再凝縮器の容器及びポンプ吸引ヘッダー内に保持できる。再凝縮器及びＨＰポンプ吸引ヘッダーは通常の装置運転中、液体が満ちたままにし得る。ＦＳＲＵからの送出が無い場合（例えばハリケーンの場合）、再凝縮器の容器とヘッダーとは、管路を極低温のままにできるように液体が満ちたままにし得る。緊急の場合、（例えばＦＳＲＵにハリケーンが直接襲うか又はＦＳＲＵ上で火災の場合）、再凝縮器及び吸引管路の排液を行う緊急機能を設けることができる。システムの排液は重力によって再凝縮器の下のタンクに流し戻すことができる。システム内の残留圧力は、重力によりタンクに流し戻すことを少なくとも部分的に支援し得る。排液の後、プロセス装置内の残りのＬＮＧ残留量は有意でないかもしれない。

ＦＳＲＵは１以上の緊急安全システムを備えることができる。一態様では、緊急安全システムは許容可能な産業規制に従って設計できる。緊急システムの作動中、いくつかのＦＳＲＵ作業が停止され得る。アンロード及びタンク充填用の管路上にて遮断弁を閉じると共にＬＮＧ運搬船のカーゴポンプを停止することによって、素早く、安全に、制御された仕方でＬＮＧアンロード作業を止めることができる。緊急運転はＬＮＧ運搬船上で又は船とＦＳＲＵとのインターフェースを介してＦＳＲＵから制御できる。緊急制御機器は手動（例えば、戦略上の場所にあるボタン）、自動（移送設備から受信した適当な警報信号による）、又は船と海岸とのリンクの破断により操作できる。緊急システムは、修正動作が行われた後にＬＮＧの転送を最小遅延で再開できるように設計し得る。

第２段階緊急停止システムはアンロード用アーム緊急リリース・システム（ＥＲＳ）を起動して、アンロード用アームを船から連結解除させることができる。２つの遮断弁、すなわち開放動作の前での緊急リリース・カップラーのすぐ上流のものとすぐ下流のものの閉鎖を保証することによって、「ドライ・ブレーク」開放を実現できる。特定の態様では、アンロード用アームの開放ができるだけ速く行われ得る。ＬＮＧ運搬船及びＦＳＲＵの配管システムは相対的に短いので、ロード用アームＥＲＳバルブ閉鎖時間は５秒であり、配管システムの設計圧力を超えるサージ圧力を生じないかもしれない。

手動による始動により輸出停止を起動できる。緊急システムはすべてのポンプとコンプレッサを停止し分離し、熱交換器と過熱器を分離し、及び／又は種々のバルブを閉鎖できる。輸出停止の起動、ＥＲＳはガス輸出装置を安全で逐次的に停止し分離できる。甲板レベルより上のＬＮＧの残留量を最小にするために、緊急システムはＬＰポンプ送出ヘッダー、再凝縮器、及びＨＰポンプ吸引ヘッダーの排液を貯蔵タンクに戻すことを開始できる。

ＦＳＲＵをほぼその最終場所に保持しつつ、ＦＳＲＵを第１係留システム（例えば、ヨーク係留システム、外部タレットシステム、内部タレットシステム、及びそれらの組み合わせ）に係留できる。一態様では、液体、例えば水をバラストとして載せてＦＳＲＵを安定化させる。特定の態様では、液体、例えば水によるバラスト作業を安定になるまで続けることができる。特定の態様では、液体、例えば水によるバラスティング後にはＦＳＲＵは設計ハリケーンに対して「暴風雨に耐える」と考えることができる。

特定の態様では、本発明のＦＳＲＵを解体するのが望まれるかもしれない。一態様では、本発明のＦＳＲＵを再使用してもよい。本発明のＦＳＲＵの寿命の終わりには、再使用又は完全に解体すべき現場からＦＳＲＵを除去してもよい。ＦＳＲＵを除去する前にＦＳＲＵ上の装置を解体してもよい。解体の際には、所望の海岸近くの場所にＦＳＲＵを曳航できる。一態様では、ＦＳＲＵを異なるオフショア場所に浮かばせてもよい。

特定の態様では、解体は逆に海洋設置を実行することを含み得る。ＦＳＲＵを現場から曳航した後に水域を調査してもよい。ＦＳＲＵを現場から除去した後、水域を浄化してもよい。

図５は本発明のＦＳＲＵの別の態様を示す。水域５００上のＦＳＲＵ１００はＬＮＧタンク５１０を含んだレイアウトにできる。ＦＳＲＵ１００はガスタービン発電機５２２、ＦＳＲＵ１００の位置決めを支援できる補助エンジン５３４、及び宿泊施設領域５７０を含んだユーティリティ装置を備えることができる。ＦＳＲＵ１００は、ロード用アーム５３０と、蒸発ガス・コンプレッサ５２６と、ＦＳＲＵ１００の船体内に配置できるプロセス加熱器５２０と、再凝縮器５４０と、高圧ポンプ及び気化器５４２と、過熱器５４４と、フレア５４６とを含んだＬＮＧ取扱い及び気化プロセス装置を備えることができる。送出ガスの発熱量を調節するために、窒素生成装置５２４を設けてもよい。ＦＳＲＵ１００はヨーク係留システム５６０に連結でき、それにより送出ガスを柔軟なジャンパー５５０により海中のパイプライン（図示せず）に輸送できる。

本発明のＦＳＲＵの長さは、明細書中に記載のようにＬＮＧを貯蔵し且つ／又は処理するＦＳＲＵを提供できるどんな長さでもよく、一般に約１００ｍ以上、特に約２００ｍ以上、さらに特に約３００ｍ以上、一般には約１０００ｍ以下、特に約７５０ｍ以下、さらに特に約５００ｍ以下である。

本発明のＦＳＲＵの幅は、明細書中に記載のようにＬＮＧを貯蔵し且つ／又は処理するＦＳＲＵを提供できるどんな幅でもよく、一般に約２０ｍ以上、特に約３０ｍ以上、さらに特に約４０ｍ以上、一般に約３００ｍ以下、特に約２００ｍ以下、さらに特に約１００ｍ以下である。

本発明のＦＳＲＵの喫水は、明細書中に記載のようにＬＮＧを貯蔵し且つ／又は処理するＦＳＲＵを提供できるどんな喫水でもよく、一般に約５ｍ以上、特に約７ｍ以上、さらに特に約１０ｍ以上、一般に約２５ｍ以下、特に約２０ｍ以下、さらに特に約１５ｍ以下である。

本発明のＦＳＲＵ長さ：深さの比は、明細書中に記載のようにＬＮＧを貯蔵し且つ／又は処理するＦＳＲＵを提供できるどんな長さ：深さの比でもよく、一般に約５以上、特に約７以上、さらに特に約１０以上、一般に約２０以下、特に約１８以下、さらに特に約１５以下である。

本発明のＦＳＲＵの一般的な構成では、例えば、ＦＳＲＵ第１係留システムと、再ガス化装置（例えば、気化器と増圧ポンプに分けられる）と、ＢＯＧコンプレッサ及び再凝縮器と、フレアスタックと、窒素注入装置と、発電機と、ユーティリティと、ＬＮＧ貯蔵設備と、ＬＮＧ運搬船の係留システム及び第２係留システムの設備と、宿泊施設／ヘリコプター用デッキ／補給船係留設備と、それらの組み合わせとを収容できる。

ＬＮＧ運搬船はいっぱいに積み込んだ状態か又は空に近い状態で運転できる。ＬＮＧは小分けして受け取って絶えず気化していくことができるので、本発明のＦＳＲＵは満杯から空までのすべてのレベルにて可能性としては動作する。部分的に積み込んだ状態での船の動きは、「スロッシング」といわれる現象を生じる。スロッシングは「メンブレン」型タンクで問題となり、「ＳＰＢ」型タンクでは問題になり得ない。液体の動きが制水隔壁の設置によって抑制されるからである。

本発明のＦＳＲＵの第１係留システムの例は、ヨーク係留システム（「ＹＭＳ」）である。というのは、海岸に近い場所での水の深さは約１５ｍ〜約３０ｍの範囲にあり得、外部タレットシステムのカテナリーは許されないからである。使用される第１係留システムが最大海況に確実に対応できるように、最大海況を知る必要がある。

適切な発電手段の例では、ガスタービン、二元燃料ディーゼルエンジン（ＢＯＧと約１％ディーゼル燃料とで動く）、及びそれらの組み合わせ、好ましくはガスタービンを含む。ガスタービンが用いられるならば、ガスタービンの少なくとも１つは二元燃料能力を有することができる。

本発明のＦＳＲＵの機能的な要件は、窒素注入システムにより実行できる発熱量の調節を含み得る。気化器出口の上流又は下流に窒素を注入できる。例えば、タンク障壁空間、ガス管路、ＬＮＧ転送管路、積荷、及びそれらの組み合わせを不活性化するために、窒素注入システムを使用することもできる。

本発明のＦＳＲＵはまた、緊急ディーゼル発電機、蒸留した家庭用淡水、機械類の冷却用淡水、冷却用海水、潤滑油システム、燃料システム、機械類ビルジ・システム、機器及び装置空気、及びそれらの組み合わせを含む。主装置についての予備の考え方は、個々の装置を検査／メンテナンスできるように「Ｎ＋１」個を有することである。

本発明のＦＳＲＵはオフショア装置であると考えることができ、沿岸国の領海内で運転できる。本発明のＦＳＲＵの設計、建造及び運転は、一般にＦＳＲＵやその場所に適用できる基準や法律、例えば、沿岸国当局の基準を満たす必要がある。このような基準の適用は沿岸国により船級協会に委任され得る。例えば、本発明のＦＳＲＵは連邦エネルギー規制委員会（「ＦＥＲＣ」）、米国沿岸警備隊、及びそれらの組み合わせの要求に従う必要がある。例えば、本発明のＦＳＲＵは船級協会により分類される必要があり、関連の法律及び規則に従う必要もあり得る。

例えば、本発明のＦＳＲＵは、その船体、機械類、装置、装備、及びそれらの組み合わせを含めて、船級協会の検査官の特別な検査の下で船舶のロイズ登録（Lloyds Register）（「ＬＲ」）の規定及び規則に従って建造できる。別法として、ＬＮＧ及びオフショアについての同様の経験と沿岸国の要求についての知識をもった別の国際船級協会連合（ＩＡＣＳ）のメンバーを提案することもできる。

適切な場合には海岸近くのＬＮＧターミナルに関する法律を含めることもできる。
本発明のＦＳＲＵのヨーク係留システム（「ＹＭＳ」）は、固定場所での浮遊オフショア設置の分類の法規及び規則に従って本発明のＦＳＲＵの分類プロセスの一部として分類できる。

可能な熱交換器構成は、冬に使用するＳＣＶと夏に使用するＯＲＶとの組み合わせを含み得る。オプションの例としては、オプション１（すべてのＳＣＶを使用）、オプション２（冬季数ヶ月間は海水予熱システムと共にＯＲＶを使用）、オプション３（夏は１００％送出を与えるためにＯＲＶを使用、冬はピーク時のエネルギーの備蓄のためＳＣＶを使用）が挙げられる。保管移転の要件を満たすために追加のオンショア加熱が必要とされ得る。

本発明のＦＳＲＵへのＬＮＧ運搬船のアプローチ手順の例は次の通りである。到着予定時刻（「ＥＴＡ」）の約１２時間前に、現在の天候条件とＦＳＲＵ及びＬＮＧ運搬船の両方の状況を情報交換する。例えばＬＮＧアーム、係留装置、防護材の検査やＬＮＧ運搬船アプローチの選択などの準備を行い、ＥＴＡの約１時間前に、ＬＮＧ運搬船がＦＳＲＵからおよそ２〜３海里の合意エントリーポイントに一般的に４ノットの前進速度にて到着する。係留作業者が乗船し、引き船が連結される状態にあり、ＬＮＧ運搬船がＦＳＲＵの右舷から離れた位置に進み、約１００ｍ離れてＦＳＲＵにほぼ平行に完全に停止するよう狙い、ＬＮＧ運搬船は適用される補助エンジン／引き船の力をモニターすると共にアプローチ速度にてＦＳＲＵに向かいつつ、横向きに移動する。ＬＮＧ運搬船の位置や向きについての制御が難しくなると、アプローチ中止しなければならず、ニューマチック装置を使用してＦＳＲＵからメッセンジャー・ラインを横切って発射できる。防護材に接触した後に係留綱が通されることが期待される。

現在のところ、本発明のＦＳＲＵの横にＬＮＧ運搬船を係留する場合には有意な波高制限（Ｈｓ）は、約１．８〜約２．０ｍの範囲にあり、本発明のＦＳＲＵの横に係留される場合には約２．０〜約２．５ｍの範囲にある。

出発操作の例は、まったくアプローチプロセスの例の鏡像である。実際の出発の開始時には、安全な出発に必要な統合システムを維持する無線リンクによってＥＳＤリンクシステムが連結解除される。ＬＮＧ運搬船は出発操作を始める準備をする。次に係留綱が連結解除されるが、これは現在の天候条件及び最後の動作手順に依存して１つずつ実行される。

出発操作の例では、風／波／現在の状況と共に引き船又は運搬船の船首の補助エンジンを用いてＬＮＧ運搬船が船首を動かしてＦＳＲＵから離すことが参照できる。船体が互いに離れているときには、ＬＮＧ運搬船はその主推進システムを使用して移動して離れ、引き船が切り離される。

最も前方の位置及び後部の位置にてＬＮＧ運搬船を係留できる。配備した係留ワイヤに十分な長さを与えると共に、ブレストライン、スプリングライン、及びそれらの組み合わせを有するターミナル構成を得るために、係留フックを機内に配置してもよい。

クイック・リリース・フック（「ＱＲＨ」）はロープを取り扱うためのキャプスタン（ドリー（dolly）ウインチ）と、係留綱の負荷を監視するために中央制御室に接続された負荷監視システムとを備えてもよい。特定の係留構成を検証できるようにＣＣＲ内に係留分析プログラムをインストールすることもできる。

本発明のＦＳＲＵのオフショア設置作業は、係留プラットフォームの設置、ＦＳＲＵを係留プラットフォームに留めること、及びジャンパーホースの設置を含むことができる。これらの活動は別々の活動として実行することもできるし、１つの連続した活動に結合することもできる。スケジュールの偶発的な出来事を考慮して、本発明のＦＳＲＵが水域の所定位置に到着する前に係留プラットフォームを設置するのが好ましい。

他のオフショア設置工事は、１以上の海中の取合いを介した１以上のガス輸出パイプラインとの１以上の取合いに関係するかもしれない。パイプライン作業は、設置船の移動に関するコストの削減をなし得るＦＳＲＵ設置作業に関連付けることができ、様々な設置活動を実行することに関して柔軟性を与えることもできる。

本発明のＦＳＲＵの一態様の平面図を示す。 本発明のＦＳＲＵの気化プロセスの一態様を示す。 本発明のＦＳＲＵの閉ループシステムを示す。 本発明のＦＳＲＵの一態様の横断面図を示す。 本発明のＦＳＲＵの側面図を示す。

符号の説明

１００ フローティング式貯蔵再ガス化装置
１１０ ＬＮＧタンク
１２０ 気化プロセス装置
１３０ 居住区
１４０ フレア塔
１５０ ベント
１６０ 計量装置
１７０ パイプライン
１８０ ヨーク係留システム

Claims (10)

1. フローティング式貯蔵再ガス化装置内に含まれる液化天然ガス貯蔵タンク；
   を備え、該フローティング式貯蔵再ガス化装置が水域に浮かぶことを特徴とするフローティング式貯蔵再ガス化装置。
2. フローティング式貯蔵再ガス化装置を水域の所定位置に係留するよう構成された第１係留システムをさらに備えることを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。
3. 液化天然ガスを液化天然ガス運搬船から前記液化天然ガス貯蔵タンクに移送するよう構成された液化天然ガス移送装置をさらに含むことを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。
4. 液化天然ガスを気化して天然ガスにするよう構成された気化装置をさらに備えたことを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。
5. 液化天然ガス運搬船をフローティング式貯蔵再ガス化装置に係留するように構成された第２係留システムをさらに備えることを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。
6. フローティング式貯蔵再ガス化装置を水域の所定位置に係留するよう構成された第１係留システムをさらに備え、前記第１係留システムが外部タレット係留システム、内部タレット係留システム、ヨーク係留システム、及びそれらの組み合わせからなる群から選択されることを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。
7. 閉ループシステムをさらに備えることを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。
8. シェル・アンド・チューブ気化器を有する閉ループシステムをさらに備えることを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。
9. シェル・アンド・チューブ気化器を有する閉ループシステムをさらに備え、前記シェル・アンド・チューブ気化器が水と不凍液との混合物からなる加熱媒体を含むことを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。
10. 防護材をさらに備えることを特徴とする請求項１に記載のフローティング式貯蔵再ガス化装置。