JP5165068B2 - 液化天然ガス（ｌｎｇ）の積込み及び積下しシステムを備えたｌｎｇ運搬船 - Google Patents

Description

本発明は液化天然ガス（ＬＮＧ）の積込み及び積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船に関し、更に詳しくは、メンブレン型貯蔵タンクと独立型貯蔵タンクとを互いに流体連通させて配置し、液化天然ガスの積込み及び積下しを独立型貯蔵タンクを経由して行うことにより、スロッシング（sloshing）の影響を最小化するようにしたＬＮＧ運搬船に関する。

一般に、液化天然ガス（以下、場合によって「ＬＮＧ」と略称する）はメタンを主成分とする天然ガスを摂氏零下１６３℃に冷却して、その体積を約１／６００に減少させた無色透明な超低温液体をいう。

大気圧又は大気圧よりも高い圧力下で超低温状態に液化させたＬＮＧは、貯蔵タンクに貯蔵される。このように保管されたＬＮＧはその後に加熱して再びガス状態に変換させる過程は一般に液化ガスの再ガス化過程という。

従来、液化ガスの再ガス化作業は陸上で行われていた。ＬＮＧ運搬船が目的の港に到着すると、ＬＮＧは極低温ポンプによって陸上の液化ガス再ガス化設備に移送され、液化状態又は気体状態で貯蔵される。

しかしながら、液化ガスの再ガス化設備のような危険設備を陸上に設置することは容易ではない。また、再ガス化設備はテロ攻撃の対象となる危険性が高いため、安全面において深刻な問題を抱えている。

この問題を避けるために、近年は、ＬＮＧ再ガス化船（Regasification Vessel：ＲＶ）または浮体式貯蔵再ガス化設備（Floating storage and Regasification Unit：ＦＳＲＵ）を使用して、海上でＬＮＧの再ガス化を行う傾向にある。

また従来は、海底ガス田から産出された天然ガスは、パイプラインを介して陸上の液化設備に移送し、液化していた。液化された天然ガスは陸上の貯蔵庫に貯蔵されるか、または極低温ポンプによってＬＮＧ運搬船に移送される。

中小ガス田の開発に伴い、液化天然ガスを再ガス化する過程を、浮体式生産貯蔵積出設備（Floating production storage off-loading：ＦＰＳＯ）などの浮体構造体を使用して海上で行うことが増えている。

図１は、従来のＬＮＧ再ガス化船又は浮体式貯蔵再ガス化設備で再ガス化されたガスの積下し（アンローディング）過程を概略的に示し、図２は、従来の浮体式生産貯蔵積出設備で行われるＬＮＧ積込み（ローディング）過程を概略的に示す。図１を参照して、浮体式貯蔵再ガス化設備の各貯蔵タンク１０に貯蔵されている液化天然ガスは再ガス化された後、陸上に積下される。つまり、液化天然ガスは、各貯蔵タンク１０の内部に設置されたポンプ１２によって各タンク１０から排出され、上方に延びる配管１４を介して再ガス化設備１６へ供給される。液化天然ガスは再ガス化設備１６において加熱されて再ガス化され、再ガス化された天然ガスは浮体式貯蔵再ガス化設備の前方部分の下部に設置された半潜水型ターレット荷役（Submerged Turret Loading：ＳＴＬ）システムによって海底パイプラインを介して陸上に安定的に供給される。

図２を参照して、ガス田から産出された天然ガスは、浮体式生産貯蔵積出設備（ＦＰＳＯ）に積込まれる。詳細に説明すると、ガス田から産出された天然ガスはＳＴＬシステムによってＦＰＳＯに導入される。ＦＰＳＯに導入された天然ガスは液化設備２４によって液化され超低温液体に変換された後、極低温ポンプ２１によってパイプライン２２を介して各貯蔵タンク２０に充填される。

しかしながら、ＬＮＧ再ガス化船、浮体式貯蔵再ガス化設備、浮体式生産貯蔵再ガス化設備などの従来の浮体構造物は液化天然ガスの積込み及び積下しを海上で行うように設計されているので、貯蔵タンク内の液化天然ガスのスロッシング（液面揺動）に起因して貯蔵タンクが損傷するおそれがあるという深刻な問題点があった。特に、タンク容積を増大させることが容易なメンブレン型の貯蔵タンクは、スロッシングに対して弱い。

浮体構造物は、スロッシング及び外部衝撃に対する対する耐性が高いＩＨＩ−ＳＰＢ方式（Self-supporting Prismatic-shape IMO type B）またはモス方式（Ｍｏｓｓ）の独立型（自己支持型）の貯蔵タンクを用いることもできる。しかしながら、ＩＨＩ−ＳＰＢ方式の貯蔵タンクは高価であるため、全ての貯蔵タンクをＳＰＢ方式の貯蔵タンクにすると高コストになるという問題がある。また、モス方式の貯蔵タンクには、再ガス化設備及び液化設備を設置するための十分な空間がないという問題がある。

本発明は上記事情に鑑みてなされたものであって、その目的は、メンブレン型貯蔵タンクとＳＰＢ型の独立型貯蔵タンクとを互いに連通させて配置し、液化天然ガスの積込み（ローディング）及び積下し（アンローディング）を独立型貯蔵タンクを経由して行うことにより、スロッシングの影響を最小化するようにしたＬＮＧの積込み及び積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船を提供することにある。

本発明の他の目的は、メンブレン型貯蔵タンクと独立型貯蔵タンクとを別途の連結パイプラインを介して互いに流体連通させ、独立型貯蔵タンクを経由して行われる液化天然ガスの積込み及び積下し過程においてメンブレン型貯蔵タンクと独立型貯蔵タンクとの間での液化天然ガスの移送を可能にするように構成することによって、スロッシングの発生原因となるフィリングリミット（filling limit）を回避するようにしたＬＮＧの積込み及び積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船を提供することにある。

本発明の一態様によれば、本発明による液化天然ガス（ＬＮＧ）の積込み及び積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船は、天然ガスを液化して超低温の液化天然ガスを生成するための液化設備と、前記液化天然ガスを再ガス化するための再ガス化設備と、ＬＮＧ積込み時に前記液化設備へ前記天然ガスを導入し、ＬＮＧ積下し時に前記再ガス化設備で再ガス化された天然ガスを搬出するための半潜水型ターレット荷役（ＳＴＬ）システムと、前記液化設備及び前記再ガス化設備に流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つの独立型貯蔵タンクと、前記独立型貯蔵タンクに流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つのメンブレン型貯蔵タンクとを備え、前記ＬＮＧ積込み時は、前記液化設備で生成された前記液化天然ガスを前記独立型貯蔵タンクに充填して貯蔵すると共に、前記独立型貯蔵タンクに充填された前記液化天然ガスを前記メンブレン型貯蔵タンクへ供給して貯蔵し、前記ＬＮＧ積下し時は、前記独立型貯蔵タンクに貯蔵されている前記液化天然ガスを前記再ガス化設備へ供給すると共に、前記メンブレン型貯蔵タンクに貯蔵されている前記液化天然ガスを前記独立型貯蔵タンクを経由して再ガス化設備へ供給するように構成したことを特徴とする。

本発明の他の様態によれば、本発明による液化天然ガス（ＬＮＧ）の積込みシステムを備えたＬＮＧ運搬船は、天然ガスを液化して超低温の液化天然ガスを生成するための液化設備と、ＬＮＧ積込み時に前記液化設備へ天然ガスを導入するための半潜水型ターレット荷役（ＳＴＬ）システムと、積込み用パイプラインを介して前記液化設備に流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つの独立型貯蔵タンクと、貯蔵タンク間パイプラインを介して前記独立型貯蔵タンクに流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つのメンブレン型貯蔵タンクとを備え、前記ＬＮＧ積込み時は、前記液化設備で生成された前記液化天然ガスを前記積込み用パイプラインを介して前記独立型貯蔵タンクに充填して貯蔵すると共に、前記独立型貯蔵タンクに充填された前記液化天然ガスを前記貯蔵タンク間パイプラインを介して前記メンブレン型貯蔵タンクへ供給して貯蔵するように構成したことを特徴とする。

本発明の更に他の様態によれば、本発明による液化天然ガス（ＬＮＧ）の積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船は、液化天然ガスを再ガス化するための再ガス化設備と、ＬＮＧ積下し時に前記再ガス化設備で再ガス化された天然ガスを搬出するための半潜水型ターレット荷役（ＳＴＬ）システムと、積下し用パイプラインを介して前記再ガス化設備に流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つの独立型貯蔵タンクと、貯蔵タンク間パイプラインを介して前記独立型貯蔵タンクに流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つのメンブレン型貯蔵タンクとを備え、前記ＬＮＧ積下し時は、前記独立型貯蔵タンクに貯蔵されている前記液化天然ガスを前記積下し用パイプラインを介して前記再ガス化設備へ供給すると共に、前記メンブレン型貯蔵タンクに貯蔵されている前記液化天然ガスを前記貯蔵タンク間パイプラインを介して前記独立型貯蔵タンクへ移送し前記独立型貯蔵タンクを経由して前記再ガス化設備へ供給するように構成したことを特徴とする。

本発明のＬＮＧの積込み及び積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船によれば、メンブレン型貯蔵タンクと独立型貯蔵タンクとを互いに連通させて配置し、液化天然ガスの積込み及び積下しを独立型貯蔵タンクを経由して行うことにより、スロッシングの影響を最小化することができ、それにより、事故が発生する危険を未然に防止することができるという効果を奏する。特に、構造的強度に優れた独立型貯蔵タンクをＬＮＧ運搬船の船首側に配置すれば、極地方でＬＮＧ貨物船の運航条件も満足させることができる。

また、メンブレン型貯蔵タンクと独立型貯蔵タンクとを別途の連結パイプラインを介して互いに流体連通させ、独立型貯蔵タンクを経由して行われる液化天然ガスの積込み及び積下し過程においてメンブレン型貯蔵タンクと独立型貯蔵タンクとの間での液化天然ガスの移送を可能にするように構成することによって、スロッシングの発生原因となるフィリングリミットを回避することができ、それにより、常に安全な液化天然ガスの積込み及び積下しが保障される。

本発明の目的及び特徴は以下のような添付図面とともに与えられた後述する好ましい実施形態の説明から明白になる。

従来のＬＮＧ再ガス化船又は浮体式貯蔵再ガス化設備（ＦＳＲＵ）で再ガス化されたガスの積下し過程を概略的に示す図である。 従来の浮体式生産貯蔵積出設備（ＦＰＳＯ）で行われる積込み過程を概略的に示す図である。 本発明の一実施形態によるＬＮＧ積込みシステムを備えたＬＮＧ運搬船の構成図である。 本発明の一実施形態によるＬＮＧ積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船の構成図である。

以下、本発明によるＬＮＧ運搬船の好ましい実施形態を、添付の図面を参照して詳細に説明する。

図３は、本発明によるＬＮＧ積込み（ローディング）システムを備えるＬＮＧ運搬船の構成図であり、図４は、本発明によるＬＮＧ積下し（アンローディング）システムを備えるＬＮＧ運搬船の構成図である。

図３を参照して、ＬＮＧ積込みシステムを備えるＬＮＧ運搬船１００は、海面に浮かんでおり天然ガスが直接的に供給される浮体式生産貯蔵出荷設備（floating production storage off-loading unit：ＦＰＳＯ）または同様のものなどの浮体構造物であってもよい。ＬＮＧ運搬船１００は、少なくとも１つの独立型貯蔵タンク（自己支持型貯蔵タンク：self-supporting storage tank）１１０と、少なくとも１つのメンブレン型貯蔵タンク（membrane type storage tank）１２０とを備えており、独立型貯蔵タンク１１０とメンブレン型貯蔵タンク１２０とは互いに流体連通されている。独立型貯蔵タンク１１０及びメンブレン型貯蔵タンク１２０の各個数は、ＬＮＧ運搬船１００の船体サイズによって異なる。

この点に関して、独立型貯蔵タンク１１０は、製造コストは高いがスロッシングに強いモス（Ｍｏｓｓ）方式またはＩＨＩ−ＳＰＢ方式の貯蔵タンクであり得る。独立型貯蔵タンク１１０は、荒天時にスロッシングが激しくなるＬＮＧ運搬船１００の船首部分及び／又は船尾部分に配置される。

メンブレン型貯蔵タンク１２０は、例えばＧＴＴマークＩＩＩ方式の貯蔵タンクであり得、独立型貯蔵タンク１１０がＬＮＧ運搬船の船首部分及び船尾部分のいずれか一方に設置される場合は、独立型貯蔵タンク１１０に隣接して配置される。独立型貯蔵タンク１１０がＬＮＧ運搬船１００の船首部分及び船尾部分の両方に配置される場合は、メンブレン型貯蔵タンク１２０は２つの独立型貯蔵タンク１１０の間に配置される。つまり、事故の可能性を排除すべくスロッシングの影響を回避するために、メンブレン型貯蔵タンク１２０は船首部分及び船尾部分以外の位置に配置される。

メンブレン型貯蔵タンク１２０と独立型貯蔵タンク１１０とが互いに流体連通されているＬＮＧ運搬船１００は、その船首部分に、ガス田から産出された天然ガスをＬＮＧ運搬船１００へ安定的に導入するための半潜水型ターレット荷役（submerged turret loading：ＳＴＬ）システム１３０を備えている。ＬＮＧ運搬船１００は、ＳＴＬシステム１３０を介して導入された天然ガスを液化して超低温液体へ変換するための液化設備１４０を更に備えている。

液化設備１４０は、第１のパイプライン１５０によって独立型貯蔵タンク１１０に流体連通されている。第１のパイプライン１５０の先端は独立型貯蔵タンク１１０の内部に位置し、前記先端には、液化設備１４０で液化した液化天然ガスを貯蔵タンクへ移送するためのポンプ１７０が配設されている。

独立型貯蔵タンク１１０とメンブレン型貯蔵タンク１２０は、第２のパイプライン１６０によって流体連通されている。第１のパイプライン１５０を介して独立型貯蔵タンク１１０へ導入された液化天然ガスは、第２のパイプライン１６０を介してメンブレン型貯蔵タンク１２０へ分配される。第２のパイプライン１６０は、メンブレン型貯蔵タンク１２０の内部へ延びる一対のパイプラインを有する。第２のパイプライン１６０の各端部にはポンプ１７０が配設されている。

図４を参照して、本発明によるＬＮＧ積下しシステムを備えるＬＮＧ運搬船が示されている。ＬＮＧ運搬船２００のＬＮＧ積下しシステムは、ＬＮＧ運搬船２００が海上に浮かんでいる状態で液化天然ガスを再ガス化した後、再ガス化した天然ガスを海底パイプを介して陸上設備に供給するように設計されている。ＬＮＧ運搬船２００は、ＬＮＧ再ガス化船、浮体式貯蔵再ガス化設備（floating storage and regasfication unit：ＦＳＲＵ）または同様のものなどの浮体構造物であってもよい。ＬＮＧ運搬船２００は、少なくとも１つの独立型貯蔵タンク２１０と、少なくとも１つのメンブレン型貯蔵タンク２２０とを備えており、独立型貯蔵タンク２１０とメンブレン型貯蔵タンク２２０とは互いに流体連通されている。メンブレン型貯蔵タンク２２０及び独立型貯蔵タンク２１０の各個数は、ＬＮＧ運搬船２００の船体サイズによって異なる。

前述した図３の浮体式生産貯蔵積出設備（ＦＰＳＯ）と同様に、独立型貯蔵タンク２１０はモス（Ｍｏｓｓ）方式やＩＨＩ−ＳＰＢ方式の貯蔵タンクであり得、ＬＮＧ運搬船２００の船首部分及び／又は船尾部分に配置される。

メンブレン型貯蔵タンク２２０は、例えばＧＴＴマークＩＩＩ方式の貯蔵タンクであり得、独立型貯蔵タンク２１０がＬＮＧ運搬船の船首部分及び船尾部分のいずれか一方に設置される場合は、独立型貯蔵タンク２１０に隣接して配置される。独立型貯蔵タンク２１０がＬＮＧ運搬船２００の船首部分及び船尾部分の両方に配置される場合は、メンブレン型貯蔵タンク２２０は２つの独立型貯蔵タンク２１０の間に配置される。

独立型貯蔵タンク２１０の内部にポンプ２７０が配設されている。ポンプ２７０は第１のパイプライン２５０を介してＬＮＧ運搬船２００の再ガス化設備２４０に流体連通されている。再ガス化設備２４０は、超低温の液化天熱ガスを加熱して再ガス化するように設計されている。

再ガス化設備２４０で再ガス化された天然ガスは、ＬＮＧ運搬船２００の船首部分に設置された、再ガス化された天然ガスを海底パイプを介して送出する過程を安定させるためのＳＴＬシステム２３０によって陸上に積下される。

独立型貯蔵タンク２１０とメンブレン型貯蔵タンク２２０は、第２のパイプライン２６０を介して互いに流体連通されている。第２のパイプライン２６０は、第１のパイプライン２５０を介して独立型貯蔵タンク２１０から再ガス化設備２４０へ液化天然ガスが排出されたとき、メンブレン型貯蔵タンク２２０に貯蔵されている液化天然ガスを独立型貯蔵タンク２１０へ移送するのに用いられる。第２のパイプライン２６０は、メンブレン型貯蔵タンク２２０の内部へ延びる一対のパイプラインを有する。第２のパイプライン２６０の各端部にはポンプ２７０が配設されている。

本発明は、浮体式生産貯蔵再ガス化設備（ＦＰＳＯ）、ＬＮＧ再ガス化船及び浮体式貯蔵再ガス化設備（ＦＳＲＵ）以外のＬＮＧ運搬船に適用することもできる。更に、独立型貯蔵タンク及びメンブレン型貯蔵タンクの両方を備えた一隻のＬＮＧ運搬船に、液化設備１４０及び再ガス化設備２４０を設置し、液化ガスの積込み及び積下しを行うようにすることもできる。

次に、上述のように構成されたＬＮＧ積込みシステム及びＬＮＧ積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船の作用について説明する。

まず、図３を参照して、浮体式生産貯蔵再ガス化設備（ＦＰＳＯ）において行われる天然ガスの積込み過程を説明する。海底ガス田から産出された天然ガスはＳＴＬシステム１３０によってＬＮＧ運搬船１００内に安定的に導入され、液化設備１４０の通過時に超低温の液化天然ガスに変換される。

液化設備１４０で生成された液化天然ガスは、第１のパイプライン１５０を介して独立型貯蔵タンク１１０に導入される。独立型貯蔵タンク１１０内に或る一定量の液化天然ガスが充填されると、独立型貯蔵タンク１１０内に充填された液化天然ガスはポンプ１７０によって吸い出され、第２のパイプライン１６０を介してメンブレン型貯蔵タンク１２０に分配される。

スロッシングが激しく発生する位置に独立型貯蔵タンク１１０を配置したとしても、メンブレン型貯蔵タンク１２０にまでスロッシングの影響が及ぶ可能性がある。メンブレン型貯蔵タンク１２０は、液化天然ガスの充填率が１０％〜７０％の場合に、スロッシングに対して非常に弱い。従って、第２のパイプライン１６０を介して行われるメンブレン型貯蔵タンク１２０への液化天然ガスの分配は、海上の波の状況に応じて適切に行うことが好ましい。更に、メンブレン型貯蔵タンク１２０への液化天然ガスの分配は、貯蔵タンク１２０内の液化天然ガスの充填率が１０％〜７０％となる期間が短くなるように行うことが好ましい。

次に、図４を参照して、ＬＮＧ再ガス化船又は浮体式貯蔵再ガス化設備（ＦＳＲＵ）において行われる液化ガスの積下し過程を説明する。ＬＮＧ運搬船２００の船首部分又は船尾部分に設置された独立型貯蔵タンク２１０に貯蔵されている液化天然ガスはポンプ２７０によって吸い出され、第１のパイプライン２５０を介して再ガス化設備２４０へ排出（供給）される。それと同時に、メンブレン型貯蔵タンク２２０に貯蔵されている液化天然ガスはメンブレン型貯蔵タンク２２０内に配設されたポンプ２７０によって吸い出され、第２のパイプライン２６０を介して独立型貯蔵タンク２１０に移送される。つまり、液化ガスの積下し過程中は、メンブレン型貯蔵タンク２２０に貯蔵されている液化天然ガスも独立型貯蔵タンク２１０を介して再ガス化設備２４０へ排出（供給）される。また、メンブレン型貯蔵タンク２２０同士の間でも液化天然ガスの移送が行われる。このことにより、メンブレン型貯蔵タンク２２０の液体天然ガスの充填率が１０％〜７０％の場合におけるスロッシングの影響を最小化することができる。

第１のパイプライン２５０を介して供給された液化天然ガスは再ガス化設備２４０によって再ガス化される。再ガス化された液化天然ガスはその後、ＳＴＬシステム２３０によって海底パイプを介して陸上側に積下される。

上述した本発明では、ＬＮＧ再ガス化船、浮体式貯蔵再ガス化設備（ＦＳＲＵ）、浮体式生産貯蔵再ガス化設備（ＦＰＳＯ）などの浮体構造物に、独立型貯蔵タンク及びメンブレン型貯蔵タンクが互いに流体連通されている。液化天然ガスの積込み及び積下しは、スロッシングに対する耐性が強い独立型貯蔵タンクを介して行われる。このことにより、スロッシングの影響を排除することが可能となる。更に、構造的強度に優れた独立型貯蔵タンクをＬＮＧ運搬船の船首部分に配置すれば、ＬＮＧ運搬船が極地域で航行することが可能となる。

本発明は前記実施形態について示され説明されたが、当該発明の属する分野において通常の知識を有する者であれば、以下の特許請求の範囲で規定する通り、本発明の範疇から逸脱することなく、誰でも多様な変更と変動を実施することもできることはもちろんである。

Claims (13)

1. 液化天然ガス（ＬＮＧ）の積込み及び積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船であって、
   天然ガスを液化して超低温の液化天然ガスを生成するための液化設備と、
   前記液化天然ガスを再ガス化するための再ガス化設備と、
   ＬＮＧ積込み時に前記液化設備へ前記天然ガスを導入し、ＬＮＧ積下し時に前記再ガス化設備で再ガス化された天然ガスを搬出するための半潜水型ターレット荷役（ＳＴＬ）システムと、
   前記液化設備及び前記再ガス化設備に流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つの独立型貯蔵タンクと、
   前記独立型貯蔵タンクに流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つのメンブレン型貯蔵タンクとを備え、
   前記ＬＮＧ積込み時は、前記液化設備で生成された前記液化天然ガスを前記独立型貯蔵タンクに充填して貯蔵すると共に、前記独立型貯蔵タンクに充填された前記液化天然ガスを前記メンブレン型貯蔵タンクへ供給して貯蔵し、
   前記ＬＮＧ積下し時は、前記独立型貯蔵タンクに貯蔵されている前記液化天然ガスを前記再ガス化設備へ供給すると共に、前記メンブレン型貯蔵タンクに貯蔵されている前記液化天然ガスを前記独立型貯蔵タンクを経由して再ガス化設備へ供給するように構成したことを特徴とするＬＮＧ運搬船。
2. 前記独立型貯蔵タンクが、前記ＬＮＧ運搬船の船首部分及び／又は船尾部分に設置されることを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ運搬船。
3. 前記液化設備と前記独立型貯蔵タンクとが積込み用パイプラインを介して互いに流体連通されることを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ運搬船。
4. 前記再ガス化設備と前記独立型貯蔵タンクとが積下し用パイプラインを介して互いに流体連通されることを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ運搬船。
5. 前記独立型貯蔵タンクと前記メンブレン型貯蔵タンクとが貯蔵タンク間パイプラインを介して互いに流体連通されることを特徴とする請求項１に記載のＬＮＧ運搬船。
6. 液化天然ガス（ＬＮＧ）の積込みシステムを備えたＬＮＧ運搬船であって、
   天然ガスを液化して超低温の液化天然ガスを生成するための液化設備と、
   ＬＮＧ積込み時に前記液化設備へ天然ガスを導入するための半潜水型ターレット荷役（ＳＴＬ）システムと、
   積込み用パイプラインを介して前記液化設備に流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つの独立型貯蔵タンクと、
   貯蔵タンク間パイプラインを介して前記独立型貯蔵タンクに流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つのメンブレン型貯蔵タンクとを備え、
   前記ＬＮＧ積込み時は、前記液化設備で生成された前記液化天然ガスを前記積込み用パイプラインを介して前記独立型貯蔵タンクに充填して貯蔵すると共に、前記独立型貯蔵タンクに充填された前記液化天然ガスを前記貯蔵タンク間パイプラインを介して前記メンブレン型貯蔵タンクへ供給して貯蔵するように構成したことを特徴とするＬＮＧ運搬船
7. 前記ＬＮＧ運搬船が、浮体式生産貯蔵積出設備（ＦＰＳＯ）であることを特徴とする請求項６に記載のＬＮＧ運搬船。
8. 前記独立型貯蔵タンクが、前記ＬＮＧ運搬船の船首部分及び／又は船尾部分に設置されることを特徴とする請求項６に記載のＬＮＧ運搬船。
9. 前記貯蔵タンク間パイプラインが、前記メンブレン型貯蔵タンク内へ延びる２以上のパイプラインからなることを特徴とする請求項６に記載のＬＮＧ運搬船。
10. 液化天然ガス（ＬＮＧ）の積下しシステムを備えたＬＮＧ運搬船であって、
    液化天然ガスを再ガス化するための再ガス化設備と、
    ＬＮＧ積下し時に前記再ガス化設備で再ガス化された天然ガスを搬出するための半潜水型ターレット荷役（ＳＴＬ）システムと、
    積下し用パイプラインを介して前記再ガス化設備に流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つの独立型貯蔵タンクと、
    貯蔵タンク間パイプラインを介して前記独立型貯蔵タンクに流体連通された前記液化天然ガスを貯蔵するための少なくとも１つのメンブレン型貯蔵タンクとを備え、
    前記ＬＮＧ積下し時は、前記独立型貯蔵タンクに貯蔵されている前記液化天然ガスを前記積下し用パイプラインを介して前記再ガス化設備へ供給すると共に、前記メンブレン型貯蔵タンクに貯蔵されている前記液化天然ガスを前記貯蔵タンク間パイプラインを介して前記独立型貯蔵タンクへ移送し前記独立型貯蔵タンクを経由して前記再ガス化設備へ供給するように構成したことを特徴とするＬＮＧ運搬船。
11. 前記ＬＮＧ運搬船が、ＬＮＧ再ガス化船（ＬＮＧ ＲＶ）又は浮体式貯蔵再ガス化設備（ＦＳＲＵ）であることを特徴とする請求項１０に記載のＬＮＧ運搬船。
12. 前記独立型貯蔵タンクが、前記ＬＮＧ貨物船の船首部分及び／又は船尾部分に設置されることを特徴とする請求項１０に記載のＬＮＧ運搬船。
13. 前記貯蔵タンク間パイプラインが、前記メンブレン型貯蔵タンクの内部に延びる２以上のパイプラインからなることを特徴とする請求項１０に記載のＬＮＧ運搬船。

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