(57)【要約】  同等サイズの船舶の液化天然ガス運搬船（ＬＮＧＣ）に比べて高い載貨重量トン数を有する天然ガス液化船が、ＬＮＧＣの貨物収容能力を削減することによって実現される。この差分が、隣接する舷側タンクのサイズを増加させるために貨物タンクの左舷側および右舷側に空所を生み出す。この増加した舷側タンクのサイズは、船舶の貨物タンクサイズの縮小により生じたスペースを占め、より大きな上方トランク甲板を支持し得る。バラスト舷側タンクおよびより小型の貨物タンクにより、利用できる載貨重量が増大する。このアプローチでは、船舶のより大型の上方トランク甲板は、例えばＱ−Ｍａｘ船殻などの標準的な船殻の占有面積内で２．０〜３．０ＭＴＰＡを生産することが可能であるため、ＬＮＧバリューチェーンを改善する効果的な浮体液化プラントを支援することが可能である。
2019500275.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
Ｑ−Ｍａｘクラスの船殻上に新規造船された天然ガス液化船を備える天然ガス液化船であって、前記Ｑ−Ｍａｘクラスの船殻は、
貨物艙と、
前記貨物艙内に設置された複数のメンブレン型低温貨物タンクであって、前記複数の低温貨物タンクのそれぞれが約４１ｍ幅である、複数のメンブレン型低温貨物タンクと、
少なくとも１対のバラスト舷側タンクであって、前記貨物艙の左舷側および右舷側に、かつ前記複数の低温貨物タンクのうちの少なくとも１つの低温貨物タンクに隣接してそれぞれ１つずつ位置し、各バラスト舷側タンクが約７ｍ幅である、少なくとも１対のバラスト舷側タンクと、
前記貨物艙の上方のトランク甲板であって、前記複数の低温貨物タンクの上におよび前記少なくとも１対のバラスト舷側タンクの上に延在する、トランク甲板と、
前記トランク甲板上の天然ガス液化プラントと、
を備え、
前記天然ガス液化プラントは、天然ガス供給源に流体結合された前記天然ガス液化船の船首に位置するガス荷役および受入マニホルドと、アミンモジュールとを備え、前記アミンモジュールは、少なくとも１つの圧縮機および酸性ガス除去事前処理設備を備え、前記アミンモジュールは、脱水モジュールおよび水銀除去設備に流体結合され、前記脱水モジュールおよび前記水銀除去設備は、液化モジュールに流体結合され、前記液化モジュールおよびボイルオフガス（ＢＯＧ）モジュールは共に、前記複数の低温貨物タンクの両方に流体結合され、
前記約４１ｍ幅の低温貨物タンクおよび前記約７ｍ幅のバラスト舷側タンクは、予備載貨重量を形成し、
前記予備載貨重量は、前記トランク甲板および前記天然ガス液化プラントに割り当てられる、天然ガス液化船。
【請求項２】
前記液化モジュールは、低温液化モジュールおよび高温液化モジュールを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項３】
前記液化モジュールは、低温ボックスモジュールを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項４】
海中天然ガス井戸を備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項５】
埠頭上の高圧ハードアームおよびパイプラインを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項６】
前記天然ガス液化船に給電する二元燃料発電機セットを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項７】
前記二元燃料発電機セットは、前記天然ガス液化船を推進する少なくとも１つのプロペラをさらに備える、請求項６に記載の天然ガス液化船。
【請求項８】
前記天然ガス液化船の前記船首にウェザーベーニングターレットを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項９】
前記複数の低温貨物タンクは、１８０，０００ｍ３の収容能力を有する、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項１０】
天然ガス液化船であって
前記天然ガス液化船の船殻内にある貨物艙と、
前記貨物艙内にある複数の低温貨物タンクと、
少なくとも１対のバラスト舷側タンクであって、前記貨物艙の左舷側および右舷側に、かつ前記複数の低温貨物タンクのうちの少なくとも１つの低温貨物タンクに結合されて、それぞれ１つずつ位置する、少なくとも１対のバラスト舷側タンクと、
前記貨物艙の上方のトランク甲板であって、前記複数の低温貨物タンクの上におよび前記少なくとも１対のバラスト舷側タンクの上に延在する、トランク甲板と、
前記トランク甲板上の天然ガス液化プラントと、
を備える、天然ガス液化船。
【請求項１１】
前記天然ガス液化船は、Ｑ−Ｍａｘ船である、請求項１０に記載の天然ガス液化船。
【請求項１２】
前記天然ガス液化船は、Ｑ−Ｆｌｅｘ船である、請求項１０に記載の天然ガス液化船。
【請求項１３】
前記トランク甲板上の液化設備が、天然ガス供給源に流体結合された前記天然ガス液化船の船首に位置するガス荷役および受入マニホルドと、アミンモジュールと、を備え、前記アミンモジュールは、少なくとも１つの圧縮機および酸性ガス除去事前処理設備を備え、前記アミンモジュールは、脱水モジュールおよび水銀除去設備に流体結合され、前記脱水モジュールおよび前記水銀除去設備は、液化モジュールに流体結合され、前記液化モジュールおよびボイルオフガス（ＢＯＧ）モジュールは、前記複数の低温貨物タンクに流体結合される、請求項１０に記載の天然ガス液化船。
【請求項１４】
天然ガス液化船システムであって、
天然ガス液化船を備え、前記天然ガス液化船は、
少なくとも１つの貨物タンクの左舷側および右舷側にあるバラスト舷側タンクと、
前記バラスト舷側タンクの上に延在し、前記バラスト舷側タンクにより支持される上方トランク甲板と、
前記上方トランク甲板上の液化施設と、
天然ガス液化船推進および前記液化施設に給電する二元燃料ディーゼル発電機セットと、
を備える、天然ガス液化船システム。
【請求項１５】
前記天然ガス液化船は、Ｑ−Ｍａｘ船である、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項１６】
前記天然ガス液化船は、Ｑ−Ｆｌｅｘ船である、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項１７】
前記延在する上方トランク甲板は、前記左舷側および前記右舷側の両方で前記天然ガス液化船の全船幅にわたり、かつ前記天然ガス液化船の長さにわたり前記舷側タンクの上に延在する、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項１８】
前記天然ガス液化船の前記全船幅は、１７〜２０メートルの間である、請求項１７に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項１９】
前記延在する上方トランク甲板上の前記液化施設は、
天然ガス供給源に流体結合された前記天然ガス液化船の船首に位置するガス荷役および受入マニホルドと、
アミンモジュールであって、少なくとも１つの圧縮機および酸性ガス除去事前処理設備を備えるアミンモジュールと、
を備え、
前記アミンモジュールは、脱水モジュールおよび水銀除去設備に流体結合され、
前記脱水モジュールおよび前記水銀除去設備は、液化モジュールに流体結合され、
前記液化モジュールは、前記複数の低温貨物タンクに流体結合される、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項２０】
前記少なくとも１つの貨物タンクは、メンブレン型貨物タンクである、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本明細書において説明される本発明の実施形態は、天然ガスの船舶液化の分野に関する。より詳細には、しかし非限定的には、本発明の１つまたは複数の実施形態は、天然ガス液化船について説明する。
【背景技術】
【０００２】
天然ガスは、典型的には生産される場所から消費される場所へとパイプラインにより輸送される。しかし、時として生産量が需要をはるかに上回る地域または国で多量の天然ガスが生産される場合があり、例えば生産される場所と需要のある場所が海洋や熱帯雨林で隔てられていることなどによって、そのガスを商業的需要のある場所にパイプラインによって輸送することが実現可能でない場合がある。商業的需要のある場所に天然ガスを輸送するための効果的な方法が存在しない場合には、ガスを収益化する機会損失が生じ得る。
【０００３】
天然ガスの液化は、天然ガスの貯蔵および輸送を容易化する。液化天然ガス（「ＬＮＧ」）は、同量の天然ガスが気体状態にある場合のわずか約１／６００の体積しか占めない。ＬＮＧは、天然ガスを沸点（大気圧にて−２５９°Ｆ）未満に冷却することによって生産される。ＬＮＧは、大気圧を若干上回る低温容器内で貯蔵され得る。ＬＮＧの温度を上昇させることにより、ＬＮＧは再気化されて気体状態に戻り得る。
【０００４】
天然ガスの需要は、特殊な船舶によるＬＮＧ輸送を促してきた。余剰となる場所で生産される天然ガスは、液化され、それが最も必要とされる場所へこのように海外に発送され得る。典型的には、天然ガスは、陸上型液化施設へと１つまたは複数のパイプラインを通じて集められる。陸上型液化施設および関連する収集パイプラインは、非常に高額であり、広大な面積の土地を占め、認可および建造に数年を要し得る。したがって、陸上型液化設備は、天然ガス供給源の場所の変更に適合させる、または貯蔵された少量のガスもしくはストランデッドガスを液化するのに最適であるとは言えない。さらに、天然ガスは、陸上型施設で液化されると、ＬＮＧは大型の陸上型低温貯蔵タンク内に貯蔵され、末端施設へと特殊低温パイプラインを通じて輸送され、次いで低温コンパートメントを備える船舶上へと荷役されなければならず（かかる船舶はＬＮＧ運搬船または「ＬＮＧＣ」と呼ばれ得る）、これらが組み合わされることによりガスをその最終目的地に輸送する全体費用が増加し得る。
【０００５】
ＬＮＧ事業は、本質的に資本集約型である。液化プラントは、ＬＮＧバリューチェーンの総コストの約５０％に上る最大のコスト要因であり、したがって液化プラントのコスト削減は重要な課題である。液化プラントの資本コストは、プラントの場所、サイズ、位置的条件、および供給ガス品質などの複数の要因に依拠する。液化プロセスの熱力学は、十分に確立されたものである。したがって、業界の改善は、コスト削減をもたらす液化プロセスおよびインフラの改善によりもたらされる。当然ながら、開発コストは、施設寿命にわたって資本還元される。したがって、プロセスおよびインフラの効率化が、液化プラントの耐用寿命にわたってＬＮＧのトン当たり総コストを下げ得る。
【０００６】
天然ガスの液化コスト削減のための１つのアプローチは、浮体ユニットまたは船舶の上でガスを液化することである。供給業者は、船上液化設備を収容するように既存のＬＮＧＣを転換してきた。しかし、転換用に入手可能なＬＮＧＣは、典型的には追加の液化設備に必要な空間および載貨重量を欠いたより旧式の船である。これらのより旧式の船においては、従来的に、船舶設計者は、ＬＮＧＣとしてのその船の元々の機能を理由として貨物タンクサイズを最大化しており、したがって、船殻内の貨物スペースは、船舶の載貨重量の大きな割合を占める。載貨重量トン数は、船が搬送するまたは安全に搬送し得る質量が如何ほどであるかを示す度量であり、船の重量を含まない。船舶の載貨重量は、船上の設備が過度の重量である場合には船が過度の深さにまで水中に沈み込み得るかまたは過度の長手方向応力下で破損し得るため、船舶の使用にとって極めて重要である。張り出しが、さらに大きな貨物スペースを生み出し載貨重量を増大させるために時としてＬＮＧＣの側部に加えられるが、しばしばこれは、複雑な液化設備の追加を可能にするのに十分な載貨重量をもたらすことができない。さらに、旧式のトン級ＬＮＧＣ船は、典型的には蒸気駆動式であり、液化設備に必要な所要の４０〜５０ＭＷの出力を発生させることができない。これらのサイズおよび出力における制約の結果として、旧式のトン級船舶は、天然ガス液化船への転換に多額の費用がかかる改修を必要とする。かかる改修は、ＬＮＧＣが５年以上などの長期間にわたり運用される場合には、より旧式の船舶への給電コストが理由となり特に経済的な面で実現不能となる。
【０００７】
新規造船される船舶は、天然ガス液化の要件を追加して既存のＬＮＧＣ設計プランを使用して作製され得るが、殆どのＬＮＧＣプランは、高重量の液化設備を追加するために必要な載貨重量を実現していない。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】国際公開第２０１４／１６８８４３号
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
前述の問題から明らかなように、現行の旧式のトン級船舶は、上述の多数の短所を有することから液化可能ＬＮＧＣに転換するにあたり良い候補とはならず、貨物スペースを最大化するように設計された新規造船された船舶は、液化設備に必要な載貨重量を有さない。したがって、改良された天然ガス液化船に対する必要性が存在する。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本明細書において説明される実施形態は、一般的には天然ガス液化船のための装置およびシステムに関する。天然ガス液化船について説明する。天然ガス液化船の例示の一実施形態は、Ｑ−Ｍａｘクラスの船殻上に新規造船された天然ガス液化船を備え、Ｑ−Ｍａｘクラスの船殻は、貨物艙と、貨物艙内に設置された複数のメンブレン型低温貨物タンクであって、複数の低温貨物タンクのそれぞれが約４１ｍ幅である、複数のメンブレン型低温貨物タンクと、少なくとも１対のバラスト舷側タンクであって、貨物艙の左舷側および右舷側に、かつ複数の低温貨物タンクのうちの少なくとも１つの低温貨物タンクに隣接してそれぞれ１つずつ位置し、各バラスト舷側タンクが約７ｍ幅である、少なくとも１対のバラスト舷側タンクと、貨物艙の上方のトランク甲板であって、複数の低温貨物タンクの上におよび少なくとも１対のバラスト舷側タンクの上に延在するトランク甲板と、トランク甲板上の天然ガス液化プラントとを備える。天然ガス液化プラントは、天然ガス供給源に流体結合された天然ガス液化船の船首に位置するガス荷役および受入マニホルドと、アミンモジュールとを備え、アミンモジュールは、少なくとも１つの圧縮機および酸性ガス除去事前処理設備を備え、アミンモジュールは、脱水モジュールおよび水銀除去設備に流体結合され、脱水モジュールおよび水銀除去設備は、液化モジュールに流体結合され、液化モジュールおよびボイルオフガス（ＢＯＧ）モジュールは共に、複数の低温貨物タンクの両方に流体結合される。約４１ｍ幅の低温貨物タンクおよび約７ｍ幅のバラスト舷側タンクは、予備載貨重量を形成し、予備載貨重量は、トランク甲板および天然ガス液化プラントに割り当てられる。
【００１１】
液化天然ガス（ＬＮＧ）船システムの例示の一実施形態は、天然ガス液化船を備える。天然ガス液化船は、天然ガス液化船の船殻内にある貨物艙と、貨物艙内にある複数の低温貨物タンクと、少なくとも１対のバラスト舷側タンクであって、貨物艙の左舷側および右舷側に、かつ複数の低温貨物タンクのうちの少なくとも１つの低温貨物タンクに結合されてそれぞれ１つずつ位置する、少なくとも１対のバラスト舷側タンクと、貨物艙の上方のトランク甲板であって、複数の低温貨物タンクの上におよび少なくとも１対のバラスト舷側タンクの上に延在する、トランク甲板と、トランク甲板上の天然ガス液化プラントとを備える。
【００１２】
液化天然ガス（ＬＮＧ）船システムの例示の一実施形態は、天然ガス液化船を備える。天然ガス液化船は、天然ガス液化船を備える天然ガス液化船システムを備え、天然ガス液化船は、少なくとも１つの貨物タンクの左舷側および右舷側にあるバラスト舷側タンクと、バラスト舷側タンクの上に延在しバラスト舷側タンクにより支持される上方トランク甲板と、延在した上方トランク甲板上の液化施設と、天然ガス液化船推進および液化施設に給電する二元燃料ディーゼル発電機セットとを備える。
【００１３】
さらなる実施形態では、特定の実施形態による特徴が、他の実施形態による特徴と組み合わされ得る。例えば、一実施形態による特徴が、他の実施形態のいずれかによる特徴に組み合わされ得る。さらなる実施形態では、追加の特徴が、本明細書において説明される特定の実施形態に追加され得る。
【００１４】
以下の詳細な説明によりおよび添付の図面を参照とすることにより、本発明の利点が当業者には明らかになろう。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】例示の一実施形態の天然ガス液化船の貨物艙の断面図である。
【図２】例示の一実施形態の天然ガス液化船の船体中央部の断面図である。
【図３】例示の一実施形態の天然ガス液化船の上方トランク甲板の上部平面図である。
【図４】例示の一実施形態の天然ガス液化船の縦断面図である。
【図５】例示の一実施形態の液化船の船上における液化プロセスの流れ図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
本発明は、様々な修正形態および代替形態が可能であるが、その特定の実施形態が、図面に例として示され、本明細書において詳細に説明される場合がある。図面は縮尺通りでない場合がある。しかし、本明細書において説明され図面に示される実施形態は、開示される特定の形態に本発明を限定するようには意図されず、逆に本発明は、添付の特許請求の範囲により定義される本発明の範囲内に含まれる全ての修正、均等物、および代替を範囲に含む点を理解されたい。
【００１７】
天然ガス液化船が説明される。以下の例示の説明では、本発明の実施形態のより完全な理解を促すために多数の具体的詳細が示される。しかし、本発明は、本明細書において説明される具体的詳細の全ての態様を組み込まなくても実施され得る点が当業者には明らかになろう。他の例では、当業者には周知の具体的な特徴、量、または度量は、本発明の曖昧化を避けるために詳細には説明されない。本発明の例が本明細書に示されるが、特許請求の範囲および任意の均等物の全範囲によって本発明の境界および範囲が定義される点に読者は留意されたい。
【００１８】
本明細書および添付の特許請求の範囲において、単数形「１つの（ａ、ａｎ、ｔｈｅ）」は、文脈により別様のことが明示されない限りは複数の指示されたものを含む。したがって、例えば、１つの貨物タンクを示した場合に、これは１つまたは複数の貨物タンクを含む。
【００１９】
本明細書および添付の特許請求の範囲において、「収容能力」は、貨物として貨物タンク内および／または液化船内に収容され得る材料の量を指す。
【００２０】
本明細書および添付の特許請求の範囲において、「結合された」は、１つまたは複数の物体または構成要素の間における直接的な連結または間接的な連結（例えば、少なくとも１つの介在する連結）のいずれかを指す。「直接装着された」という表現は、物体間または構成要素間における直接的な連結を意味する。
【００２１】
本明細書および添付の特許請求の範囲において、「液化設備」、「液化トレイン」、「液化プラント」、および「液化施設」は、天然ガスを液化天然ガス（ＬＮＧ）に転換するために使用される設備の任意のタイプまたは組合せからなる１つまたは複数のピースを指す。したがって、例えば、液化設備、液化施設、液化プラント、または液化トレインは、例えば高温液化モジュール、低温液化モジュール、脱水モジュール、アミンモジュール、ボイルオフガス（ＢＯＧ）モジュール、低温ボックスおよびユーティリティモジュール、または同一目的を達成する種々の名称の任意の同様の設備などの、天然ガス事前処理プロセスおよび液化プロセスで使用される一連のリンクされた設備要素またはモジュールのうちの任意の１つまたは複数を意味する。
【００２２】
本明細書および添付の特許請求の範囲において、「高圧」は、気体天然ガスに関しては約４５ｂａｒｇ〜約１００ｂａｒｇの間の圧力を意味する。気体天然ガスを移送するための導管、パイプ、ホース、および／または移送手段に関して、「高圧」は、約４５ｂａｒｇ〜約１００ｂａｒｇの間の圧力で天然ガスを維持、移送、および／または収容することが可能であることを意味する。
【００２３】
１つまたは複数の実施形態が天然ガス液化船を提供する。例示を目的として、本発明は天然ガスに関連して説明されるが、本明細書の内容はいずれも本発明をその実施形態に限定することは意図されない。本発明は、例えば液化石油ガス、液化プロパン、または液化ブタンなどの液体として輸送され得る他の炭化水素ガスに同様に適用可能であり得る。
【００２４】
同等サイズの船舶の液化天然ガス運搬船（ＬＮＧＣ）に比べて高い載貨重量トン数を有する天然ガス液化船が、ＬＮＧＣの貨物収容能力を削減することによって実現される。この差分が、隣接する舷側タンクのサイズを増加させるために貨物タンクの左舷側および右舷側に空所を生み出す。この増加した舷側タンクのサイズは、船舶の貨物タンクサイズの縮小により生じたスペースを占め、より大きな上方トランク甲板を支持し得る。バラスト舷側タンクおよびより小型の貨物タンクにより、利用できる載貨重量が増大する。このアプローチでは、船舶のより大型の上方トランク甲板は、例えばＱ−Ｍａｘ船殻などの標準的な船殻の占有面積内で２．０〜３．０ＭＴＰＡを生産することが可能であるため、ＬＮＧバリューチェーンを改善する効果的な浮体液化プラントを支援することが可能である。
【００２５】
天然ガス液化船の例示の一実施形態は、Ｑ−Ｍａｘ船殻またはＱ−Ｆｌｅｘ船殻などの従来のＬＮＧ運搬船の船殻上に新設された浮体船の上に液化施設を配置することを可能にし得る、改良された貨物艙サイズおよび甲板構造を備える。造船所および当業者に知られている船殻設計を使用することにより、開発コストの削減と、新規造船された船舶における信頼性の上昇との利点が得られる。天然ガス液化船が新規造船された船である場合には、十分な載貨重量が、拡張された液化トレインおよび改良された電力系統を支持するために拡張された上方甲板に対して割り当てられ得る。天然ガス液化船が既存の船舶の転換によって造られる場合には、例示の実施形態は、複雑な液化プロセス構成のためのスペースのさらなる拡大およびより高い自由度と、推進、船舶への給電、および船舶上における液化プロセスへの給電のための液化船上での電力使用のさらなる効率化とを可能にし得る。また、例示の実施形態では、天然ガス液化船は、液化船に転換された従来の液化浮体ユニットおよび／または従来の液化天然ガス運搬船（ＬＮＧＣ）と比べた場合に、貨物タンクの左舷側および右舷側により幅広のバラスト舷側タンクと、バラスト舷側タンクの上の延在された上方トランク甲板とを備え得る。
【００２６】
例示の実施形態の液化船は、例えば二元燃料ディーゼル発電機セットによりディーゼル発電され得る。二元燃料ディーゼル発電機セットは、船舶推進および液化トレインの両方に電力を供給し得る。いくつかの実施形態では、船舶上の天然ガス液化施設は、ガスエンジンまたはガスタービンにより給電され得る。例示の実施形態は、同様の船殻サイズおよびクラスの従来の液化船および／または従来のＬＮＧＣに比較して、液化施設プロセス構成に追加オプションを与えるために液化船の載貨重量を増加させ得る。
【００２７】
図１および図２は、液化船の例示の一実施形態を示す。液化船１００は、海上でブイに係留されるか、５年以上の間など長期間にわたり突堤に沿って係留され得る。図１に示すように、液化船１００は、１つの非限定的な例では３４５ｍ×５５ｍ×２７ｍのサイズを有する船殻１０５を有する。先行技術におけるこのサイズのＬＮＧＣ船殻は、船舶の載貨重量に基づき最大で２６６，０００ｍ３の貨物収容能力を有する。しかし、図１に示すように、３４５ｍ長の船殻を有する一例のＬＮＧＣでは、液化船１００は、１８０，０００ｍ３のみの低い収容能力の貨物タンク１１０を備え得る。貨物収容能力（タンクサイズ）を削減することにより、追加的な液化設備のために載貨重量を利用することが可能になり得る。また、例えば１４５，０００ｍ３〜２５６，０００ｍ３の間の収容能力を有する貨物タンク１１０を有する船殻などの他のサイズの船殻が、液化船１００のために使用されてもよい。したがって、液化船１００上の貨物タンク１１０の収容能力は、先行の同様の船舶の貨物タンクの最大載貨重量よりも平均で少なくとも１５％低くなり得る。一例の実施形態では、貨物タンク１１０の収容能力は、同様のサイズの先行技術のＬＮＧＣの最大載貨重量よりも約３０％低くなり得る。本発明のいくつかの実施形態では、液化船１００の貨物艙内の全ての貨物タンク１１０が、同様のサイズの従来の船舶よりも容積において低下し、この容積低下は、平均で少なくとも１５％である。貨物タンク１１０は、メンブレン型貨物タンクまたは自立角型貨物タンクであってもよい。いくつかの実施形態では、液化船１００の貨物タンク１１０用のＬＮＧ収容システムは、例えばスロッシングを最小限に抑え、設置された液化設備３５０に対して中央甲板支持を与えるために、２列×１０タンク構成のメンブレン型タンクであってもよい。
【００２８】
甲板スペースおよび載貨重量の増加
以下の説明および図では、Ｑ−Ｍａｘクラスの船殻が一例として示されるが、本発明はそれに限定されない。また、本発明は、適切なスケーリングがなされたＱ−Ｆｌｅｘにも当てはまり得る。図１および図２に示すように、貨物タンク１１０の幅αは、液化船１００において従来のＱ−Ｍａｘ船殻における貨物タンクから切頭され得る。一実施形態では、幅αは、約４１ｍであってもよい。貨物タンク１１０の高さおよび長さを変更せずに貨物タンク１１０の幅αを約４１ｍに短縮することにより、船舶の全体構造の変更を伴わずに貨物タンク１１０の収容能力が削減される。既存の造船所による既存の船殻形態を使用することにより、信頼性が上昇し開発コストが削減される。ＬＮＧバリューチェーンの最大のコスト要因は、液化プラントである。例えば、Ｑ−Ｍａｘ船殻形態は、周知のおよび信頼性の高い船殻形態である。ここで、「Ｑ」はカタールを表し、「Ｍａｘ」はカタール国内のＬＮＧターミナルに入渠可能な船の最大サイズである。既存の造船所は、Ｑ−Ｍａｘ船殻の製造方法に関する知識を有する。本発明の１つまたは複数の実施形態の修正により、貨物タンク１１０の収容能力を削減することによって追加的な載貨重量が得られる。例えば、３４５メートル船殻では、貨物タンク１１０は、より幅狭の貨物タンク１１０を使用することにより２６６，０００ｍ３から１８０，０００ｍ３へと収容能力が削減され、それによって液化設備３５０などの他の目的のために４０，０００トンの載貨重量を使用することが可能となる。したがって、余剰スペース１３０が、貨物タンク１１０に隣接する液化船１００の左舷側１２０および右舷側１２５に生み出される。
【００２９】
例えばＱ−Ｍａｘ船などの従来のＬＮＧＣ船では、バラスト舷側タンクサイズは、タンク容積要件および損傷要件に基づいたものであり得る。例示の実施形態では、バラスト舷側タンク１１５は、余剰スペース１３０を占めるように設置および／または延在され得る。例えばそれぞれ約７ｍへとサイズ拡張されたバラスト舷側タンク１１５は、従来の船舶におけるものよりも大きい。バラスト舷側タンク１１５は、液化船１００による上方トランク甲板１３５および／または延在部分１４０の支持を可能にする改良された安定性および構造的支持をもたらし得る。Ｑ−Ｍａｘクラスの一実施形態では、上方トランク甲板１３５は約２７ｍであり、延在部分１４０は約１４ｍである。
【００３０】
いくつかの実施形態では、上方トランク甲板１３５は、延在部分１４０により示されるように船舶の左舷側１２０および右舷側１２５において延在され得る。上方トランク甲板１３５は、液化船１００の全長にわたり延在してもよく、１つまたは複数の例示の実施形態では上方甲板１４５の上方に持ち上げられ得る。ＬＮＧＣが再気化船である場合には、上方甲板１４５は、従来的には再気化設備のために使用される。かかる従来の構成では、再気化設備は、上方甲板１４５上の船首側に位置し得る。上方甲板１４５は、従来の浮体液化ユニットで液化設備が位置する場所でもある。上方甲板１４５と上方トランク甲板１３５の延在部分１４０との間の船側外板１５０は、非気密であり風雨にさらされ得る。上方トランク甲板１３５の延在部分１４０は、長さが３４５ｍである船殻の場合には液化船１００の左舷側１２０および右舷側１２５の両方において１７ｍ〜２０ｍの間であってもよい。いくつかの実施形態では、上方トランク甲板１３５は、各側において１４ｍであってもよく、図３および図４に示すように液化船１００の長さにわたって延在し得る。
【００３１】
液化設備
例示のみを目的として、図３は、３．０ＭＴＰＡ（百万トン／年）またはそれ以上の送出が可能であり得る二系列混合冷媒（ＤＭＲ）を有するＱ−Ｍａｘクラス船舶を示す。いくつかの実施形態では、液化船１００は、２．０ＭＴＰＡ未満の送出量を有するより小型構成向けの一系列混合冷媒（ＳＭＲ）を有するＱ−Ｆｌｅｘクラス船舶であってもよい。図３は、上方トランク甲板１３５の平面図であり、この上方トランク甲板１３５は、液化設備３５０のためのスペースを与え、液化設備３５０を支持し得る。
【００３２】
一実施形態では、液化設備３５０は、上方トランク甲板１３５上に載置され得る。上方トランク甲板１３５は、左舷側１２０および右舷側１２５の両方において船舶の長さにわたり延在し得る。一連の交換機が共に、単一のＬＮＧトレインを構成する。液化設備３５０は、単一のＤＭＲトレインまたは複数のＳＭＲトレインであってもよい。
【００３３】
液化設備３５０は、天然ガスがその沸点未満になるまで天然ガスから熱を除去することによって、液化天然ガス（ＬＮＧ）へと気体天然ガスを転換し得る。図３に示すように、液化設備３５０は、同様サイズの従来の船舶において位置するように上方甲板１４５上ではなく、上方トランク甲板１３５の延在部分１４０上に配置され得る。いくつかの実施形態では、液化設備３５０は、上方甲板１４５上（上方甲板１４５への補足としての上方トランク甲板１３５上）および／または延在部分１４０上に配置されてもよい。
【００３４】
図３に示すように、高温液化モジュール３００、低温液化モジュール３０５、脱水モジュール３１０、アミンモジュール３１５、ボイルオフガス（ＢＯＧ）モジュール３３０、低温ボックス３２５、およびユーティリティモジュール３２０はいずれも、上方トランク甲板１３５上に、具体的には上方トランク甲板１３５の延在部分１４０上に載置され、バラスト舷側タンク１１５により支持され得る。図３に示すように、上方トランク甲板１３５は、左舷側１２０および右舷側１２５の両方において液化船１００の長さに実質的にわたって延在する。上方トランク甲板１３５の延在部分１４０は、左舷側１２０および右舷側１２５の両方で天然ガス液化船１００の全船幅（１７ｍ〜２０ｍの間）にわたり、かつ天然ガス液化船１００の長さにわたりバラスト舷側タンク１１５の上に延在し得る。
【００３５】
液化設備３５０は、Ｂｌａｃｋ  ＆  Ｖｅａｔｃｈ  Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ（Ｏｖｅｒｌａｎｄ  Ｐａｒｋ、Ｋａｎｓａｓ、Ｕｎｉｔｅｄ  Ｓｔａｔｅｓ）、Ａｉｒ  Ｐｒｏｄｕｃｔｓ  ａｎｄ  Ｃｈｅｍｉｃａｌｓ、Ｉｎｃ．（Ａｌｌｅｎｔｏｗｎ、Ｐｅｎｎｓｙｌｖａｎｉａ）、Ｌｉｎｄｅ  ＡＧ（Ｐｕｌｌａｃｈ、Ｇｅｒｍａｎｙ）、Ａｘｅｎｓ−ＩＦＰ（Ｒｕｅｉｌ、Ｆｒａｎｃｅ）、Ｒｏｙａｌ  Ｄｕｔｃｈ  Ｓｈｅｌｌ  ｐｌｃ（Ｔｈｅ  Ｈａｇｕｅ、ｔｈｅ  Ｎｅｔｈｅｒｌａｎｄｓ）、またはＬＮＧ  Ｌｔｄ．（Ｐｅｒｔｈ、Ａｕｓｔｒａｌｉａ）によって提供され得る。一例では、液化設備３５０は、Ｂｌａｃｋ  ＆  Ｖｅａｔｃｈの一系列混合冷媒（ＳＭＲ）、二系列混合冷媒（ＤＭＲ）、または当業者には既知の別の液化技術であってもよい。
【００３６】
浮体液化ユニットに関して従来的に必要であるように、陸上型液化よりも少ない設備数またはより小型でよりコンパクトな占有面積を有する液化設備３５０を選択するのとは対照的に、１つまたは複数の実施形態における液化設備３５０は、より複雑であってもよい。液化設備３５０は、例示の実施形態の利用可能な追加的な載貨重量およびスペースにより、ガスの事前処理および／または処理設備の改良が可能となり得る。従来のシステムでは、例えば、特許文献１に記載されるように船上液化船のスペースが限定されているため陸上に天然ガス事前処理システムを移動することが以前は望ましかった。本発明の例示の実施形態は、先行の構成におけるものよりも大きな甲板スペースおよび／または載貨重量が液化船１００の船上で利用可能となるため、陸上事前処理施設または生産プラットフォーム上における事前処理の必要性を防ぎ得る。
【００３７】
船舶上における液化プロセス
天然ガスの液化プロセスは当技術において周知である。しかし、プロセスおよび液化プラントにおける多数の変形が展開されてきた。プロパン予冷混合冷媒プロセスおよび純粋成分カスケードサイクルプロセスは、過去において市場を支配してきた。液化船１００の１つまたは複数の実施形態は、ＤＭＲプロセスまたはＳＭＲプロセスを利用し得る。本発明は、本発明の１つまたは複数の実施形態の利点により支援されその利点に匹敵し得る、当業者には既知であるあらゆる他のプロセスに匹敵し得る。
【００３８】
図５は、液化船１００上で実施され得る例示のプロセスの流れ図である。液化船１００は、海中の坑口装置からまたは埠頭上の高圧ハードアームおよびパイプラインを通じて天然ガスを受け得る。図５は、海中坑口装置５００からの天然ガスがフローラインおよび立ち上がり管５０５を経由して液化船１００に供給され得る一例を示すが、本発明はそれに限定されない。いずれの場合でも、図５に示すような液化プロセスは、天然ガスが液化船１００に到達した後は同一であり得る。図４に示すように、液化船１００は、液化船１００の船首に半潜水型ターレット荷役ブイなどの一体型ターレットまたは外部ターレット４００のいずれかを使用し得る。いくつかの実施形態では、外部ターレット４００は、液化船１００のウェザーベーニングを可能にし得る。
【００３９】
天然ガスは、その供給源からパイプを通りガス荷役および受入５１０から管理流量測定５１５に移動し、次いで圧縮５２０および酸性ガス除去５２５のためのアミンモジュール３１５に進み得る。脱水および水銀（Ｈｇ）除去５３０が、脱水モジュール３１０内で実施され得る。脱水モジュール３１０は、パイプにより低温ボックス／重質モジュール３２５に結合され、そこで液化および重質除去５３５のステップが行われ得る。上記で参照したＢｌａｃｋ  ａｎｄ  Ｖｅａｔｃｈなどの二系列混合冷媒（ＤＭＲ）プロセスを利用するいくつかの実施形態では、液化は、高温液化モジュール３００および低温液化モジュール３０５を使用して行われ得る。このアプローチでは、高温液化モジュール３００は、初めに雰囲気温度（高温）からガスを冷却し、次いで低温液化モジュール３０５が、ガスを約１６０℃にて液化する。これらの液化モジュールから結果的に得られるＬＮＧは、エンドフラッシュプロセス５４０に進み、そこでＬＮＧのさらなる過冷却が膨張器（圧縮機の逆方向動作）を通過することにより達成され得る。エンドフラッシュプロセス５４０は、液化が完了したときにＬＮＧが依然として比較的高圧にある場合があるため、必要とされ得る。しかし、ＬＮＧは、大気圧よりも若干高い圧力にて液化船１００上に貯蔵されてもよい。したがって、ＬＮＧが貯蔵向けに調整され得る、およびさらに膨張器に連結された発電機を介して幾分かの追加の電力を生成し得るように、膨張器を介して圧力を低下させることは有利である。このステップで圧力が降下することにより、ＬＮＧの一部は、蒸気に気化し燃料ガスとして使用され得る。次いで、ＬＮＧは、ＬＮＧ貯蔵５４５に移送され得る。エンドフラッシュプロセス５４０およびＬＮＧ貯蔵５４５は共に、ボイルオフガスを発生させ得る。ボイルオフガス（ＢＯＧ）は、燃料ガスに使用され得るか、または液化されて戻され得る。ボイルオフガス／燃料ガスハンドリング５５５がＢＯＧモジュール３３０で行われ得る。フレア塔４１５が、液化船１００の船首に配置されてもよく、それがＬＮＧを燃焼除去し、液化船１００からＬＮＧを安全に燃やし去ってもよい。低温荷役アームまたはホース（図示せず）が、液化船１００からＬＮＧ積出５５０を行い得る。
【００４０】
また、液化船１００は、船舶上での液化プロセスの副生成物を処理することが必要であり得る。脱水は、水を発生させ得る。生成された水の処理５７５が、生成された水の貯蔵５８０にて貯蔵され得るが、生成された水の処分５８５にて最終的には廃棄され、そこで船殻内に放出される。また、ＭＥＧ（モノエチレングリコール）の回収および再生５９０が、ガス荷役および受入５１０から天然ガスを受けとり坑口装置５００に天然ガスを戻す場合に、生成された水の処理５７５のための水を生成し得る。また、液化船１００は、坑口装置５００に化学物質注入５９５を行い得る。最終的に、ガス荷役および受入５１０ならびに液化／重質除去５３５が、凝縮液を発生させ、この凝縮液は、凝縮液安定化５６０により処理され次いで凝縮液貯蔵５６５へと移送され最終的に凝縮液積出５７０で積み出され得る。
【００４１】
電力系統
液化船１００の電力系統４１０は、１つまたは２つのいずれかのプロペラ４０５を有する二元燃料発電機セットにより給電され得る。液化船１００および液化プロセス設備に給電するための電気は、この二元燃料発電機セットを使用して発電されてもよく、二元燃料発電機セットは、例えばディーゼル電力を供給する１つまたは複数の二元燃料ディーゼル発電機セットであってもよい。いくつかの実施形態では、液化船１００および液化設備３５０への電力は、ガスエンジンまたはガスタービンにより供給されてもよい。液化船１００は、生産場所へのおよび／または生産場所からの移動の最中に、および／または悪天候の最中など安全な場所に移動するために、自動推進を利用してもよい。
【００４２】
本明細書において説明される貨物タンク、貨物収容能力、トランク甲板延在、および舷側タンク寸法は、液化船１００で使用される船殻のサイズに基づき比例して修正されてもよい点が当業者には理解されよう。
【００４３】
天然ガス液化船に関して説明した。例示の実施形態は、浮体液化ユニットまたは液化船のための改良された貨物収容および甲板構造を実現し得る。例示の実施形態は、極めて限定された貯蔵スペースを犠牲にしつつ、船舶の載貨重量をより効率的に使用し得る。例示の実施形態は、船舶上におけるより効率的な電力系統のためのスペースをもたらし、船舶推進のために二元燃料ディーゼル電力利用しつつ、船舶および液化プロセスに給電し得る。例示の実施形態の液化船は、さらなる液化プロセス構成および長期間チャータ向けのより経済的なオプションを提供し得る。例示の実施形態は、例えばＱ−Ｍａｘ船殻などの標準的な船殻の占有面積内で２．０〜３．０ＭＴＰＡを生成することが可能であり得る。
【００４４】
本説明に照らして、本発明の様々な態様のさらなる修正および代替的な実施形態が当業者には明らかであろう。したがって、本説明は、専ら例示として見なされるべきであり当業者に対して本発明の一般的な実施態様を教示することを目的とする。本明細書において示され説明された本発明の形態は、現時点において好ましい実施形態として認識されるべきである点を理解されたい。いずれも本発明の本説明の利点の教授後に当業者には明らかになるであろうが、要素および材料が、本明細書において示され説明されたものに対して置き換えられてもよく、パーツおよびプロセスが逆転されてもよく、本発明のいくつかの特徴が個別に使用されてもよい。添付の特許請求の範囲において説明されるような均等物の範囲から逸脱することなく、本明細書において説明される要素が変更されてもよい。さらに、本明細書において個別に説明される特徴が、いくつかの実施形態においては組み合わされてもよい点を理解されたい。
【符号の説明】
【００４５】
１００  天然ガス液化船
１０５  船殻
１１０  貨物タンク
１１５  バラスト舷側タンク
１２０  左舷側
１２５  右舷側
１３０  余剰スペース
１３５  上方トランク甲板
１４０  延在部分
１４５  上方甲板
１５０  船側外板
３００  高温液化モジュール
３０５  低温液化モジュール
３１０  脱水モジュール
３１５  アミンモジュール
３２０  ユーティリティモジュール
３２５  低温ボックス／重質モジュール
３３０  ボイルオフガスＢＯＧモジュール
３５０  液化設備
４００  外部ターレット
４０５  プロペラ
４１０  電力系統
４１５  フレア塔
５００  坑口装置、海中坑口装置
５０５  フローラインおよび立ち上がり管
５１０  ガス荷役および受入
５１５  管理流量測定
５２０  圧縮
５２５  酸性ガス除去
５３０  脱水および水銀（Ｈｇ）除去
５３５  液化／重質除去
５４０  エンドフラッシュプロセス
５４５  ＬＮＧ貯蔵
５５０  ＬＮＧ積出
５５５  ボイルオフガス／燃料ガスハンドリング
５６０  凝縮液安定化
５６５  凝縮液貯蔵
５７０  凝縮液積出
５７５  生成された水の処理
５８０  生成された水の貯蔵
５８５  生成された水の処分
５９０  ＭＥＧ（モノエチレングリコール）の回収および再生
５９５  化学物質注入
【図１】
2019500275.tif 000003
【図２】
2019500275.tif 000004
【図３】
2019500275.tif 000005
【図４】
2019500275.tif 000006
【図５】
2019500275.tif 000007
【手続補正書】
【提出日】平成29年11月9日(2017.11.9)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
Ｑ−Ｍａｘクラスの船殻上に新規造船された天然ガス液化船を備える天然ガス液化船であって、前記Ｑ−Ｍａｘクラスの船殻は、
貨物艙と、
前記貨物艙内に設置された複数のメンブレン型低温貨物タンクであって、前記複数のメンブレン型低温貨物タンクのそれぞれが約４１ｍ幅である、複数のメンブレン型低温貨物タンクと、
少なくとも１対のバラスト舷側タンクであって、前記貨物艙の左舷側および右舷側に、かつ前記複数の低温貨物タンクのうちの少なくとも１つの低温貨物タンクに隣接してそれぞれ１つずつ位置し、各バラスト舷側タンクが約７ｍ幅である、少なくとも１対のバラスト舷側タンクと、
前記貨物艙の上方のトランク甲板であって、前記複数の低温貨物タンクの上におよび前記少なくとも１対のバラスト舷側タンクの上に延在する、トランク甲板と、
前記トランク甲板上の天然ガス液化プラントと、
を備え、
前記天然ガス液化プラントは、天然ガス供給源に流体結合された前記天然ガス液化船の船首に位置するガス荷役および受入マニホルドと、アミンモジュールとを備え、前記アミンモジュールは、少なくとも１つの圧縮機および酸性ガス除去事前処理設備を備え、前記アミンモジュールは、脱水モジュールおよび水銀除去設備に流体結合され、前記脱水モジュールおよび前記水銀除去設備は、液化モジュールに流体結合され、前記液化モジュールおよびボイルオフガス（ＢＯＧ）モジュールは共に、前記複数の低温貨物タンクの両方に流体結合され、
前記約４１ｍ幅の低温貨物タンクおよび前記約７ｍ幅のバラスト舷側タンクは、予備載貨重量を形成し、
前記予備載貨重量は、前記トランク甲板および前記天然ガス液化プラントに割り当てられる、天然ガス液化船。
【請求項２】
前記液化モジュールは、低温液化モジュールおよび高温液化モジュールを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項３】
前記液化モジュールは、低温ボックスモジュールを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項４】
海中天然ガス井戸を備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項５】
埠頭上の高圧ハードアームおよびパイプラインを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項６】
前記天然ガス液化船に給電する二元燃料発電機セットを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項７】
前記二元燃料発電機セットは、前記天然ガス液化船を推進する少なくとも１つのプロペラをさらに備える、請求項６に記載の天然ガス液化船。
【請求項８】
前記天然ガス液化船の前記船首にウェザーベーニングターレットを備える、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項９】
前記複数の低温貨物タンクは、１８０，０００ｍ３の収容能力を有する、請求項１に記載の天然ガス液化船。
【請求項１０】
天然ガス液化船であって
前記天然ガス液化船の船殻内にある貨物艙と、
前記貨物艙内にある複数の低温貨物タンクと、
少なくとも１対のバラスト舷側タンクであって、前記貨物艙の左舷側および右舷側に、かつ前記複数の低温貨物タンクのうちの少なくとも１つの低温貨物タンクに結合されて、それぞれ１つずつ位置する、少なくとも１対のバラスト舷側タンクと、
船側外板により前記天然ガス液化船の上方甲板の上方に持ち上げられた１対のトランク甲板延在部であって、前記１対のトランク甲板延在部は、前記少なくとも１対のバラスト舷側タンクの上に延在し、前記船側外板は非気密であり風雨にさらされる、１対のトランク甲板延在部と、
前記１対のトランク甲板延在部上の天然ガス液化プラントと、
を備える、天然ガス液化船。
【請求項１１】
前記天然ガス液化船は、Ｑ−Ｍａｘ船である、請求項１０に記載の天然ガス液化船。
【請求項１２】
前記天然ガス液化船は、Ｑ−Ｆｌｅｘ船である、請求項１０に記載の天然ガス液化船。
【請求項１３】
前記１対のトランク甲板延在部上の前記天然ガス液化プラントが、天然ガス供給源に流体結合された前記天然ガス液化船の船首に位置するガス荷役および受入マニホルドと、アミンモジュールと、を備え、前記アミンモジュールは、少なくとも１つの圧縮機および酸性ガス除去事前処理設備を備え、前記アミンモジュールは、脱水モジュールおよび水銀除去設備に流体結合され、前記脱水モジュールおよび前記水銀除去設備は、液化モジュールに流体結合され、前記液化モジュールおよびボイルオフガス（ＢＯＧ）モジュールは、前記複数の低温貨物タンクに流体結合される、請求項１０に記載の天然ガス液化船。
【請求項１４】
天然ガス液化船システムであって、
天然ガス液化船を備え、前記天然ガス液化船は、
少なくとも１つの貨物タンクの左舷側および右舷側にあるバラスト舷側タンクと、
トランク甲板から上方甲板の上に延在する１対のトランク甲板延在部であって、前記１対のトランク甲板延在部は、船側外板により前記上方甲板の上に持ち上げられ、前記バラスト舷側タンクにより支持される、１対のトランク甲板延在部と、
前記１対のトランク甲板延在部上の液化施設と、
前記天然ガス液化船の推進および前記液化施設に給電する二元燃料ディーゼル発電機セットと、
を備える、天然ガス液化船システム。
【請求項１５】
前記天然ガス液化船は、Ｑ−Ｍａｘ船である、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項１６】
前記天然ガス液化船は、Ｑ−Ｆｌｅｘ船である、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項１７】
前記１対のトランク甲板延在部は、前記左舷側および前記右舷側の両方で前記天然ガス液化船の全船幅にわたり、かつ前記天然ガス液化船の長さにわたり前記バラスト舷側タンクの上に延在する、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項１８】
前記天然ガス液化船の前記全船幅は、１７〜２０メートルの間である、請求項１７に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項１９】
前記１対のトランク甲板延在部上の前記液化施設は、
天然ガス供給源に流体結合された前記天然ガス液化船の船首に位置するガス荷役および受入マニホルドと、
アミンモジュールであって、少なくとも１つの圧縮機および酸性ガス除去事前処理設備を備えるアミンモジュールと、
を備え、
前記アミンモジュールは、脱水モジュールおよび水銀除去設備に流体結合され、
前記脱水モジュールおよび前記水銀除去設備は、液化モジュールに流体結合され、
前記液化モジュールは、複数の低温貨物タンクに流体結合される、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【請求項２０】
前記少なくとも１つの貨物タンクは、メンブレン型貨物タンクである、請求項１４に記載の天然ガス液化船システム。
【国際調査報告】
2019500275.tif 000008
2019500275.tif 000009
2019500275.tif 000010