"天然ガス処理施設であって、電力源と、液化天然ガスを加温し又は天然ガスを液化温度に冷却する主処理ユニットと、熱交換媒体を前記主処理ユニットに送る第1の冷媒入口ラインと、天然ガスを前記主処理ユニットに送る天然ガス入口ラインと、天然ガス出口ラインと、少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントであって、該超伝導電気コンポーネントには、非超伝導電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して該超伝導電気コンポーネントの電気効率を少なくとも1パーセント向上させるよう超伝導物質が用いられた超伝導電気コンポーネントと、前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持するための冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送る流入冷媒ラインと、前記冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントから放出する流出冷媒ラインと、を有する、天然ガス処理施設。前記施設は、天然ガス液化施設であり、前記主処理ユニットは、主冷凍ユニットであり、前記熱交換媒体は、第1の冷媒であり、前記天然ガス出口ラインは、実質的に液化された天然ガスを前記主冷凍ユニットから放出するためのものである、請求項1記載の天然ガス処理施設。前記電力源は、送電網、少なくとも1つのガスタービン発電機、蒸気タービン発電機、ディーゼル又はこれらの組み合わせを含む、請求項1記載の天然ガス処理施設。前記天然ガス入口ラインからの前記天然ガスは、前記主処理ユニット内への導入前に予備冷却される、請求項1記載の天然ガス処理施設。前記主冷凍ユニットは、最終の冷凍ユニットである、請求項2記載の天然ガス処理施設。前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントは、1つ又は2つ以上のモータ、1つ又は2つ以上の発電機、1つ又は2つ以上の変圧器、1つ又は2つ以上の開閉装置、1つ又は2つ以上の変速駆動装置、1つ又は2つ以上の送電導体又はこれらの組み合わせを含む、請求項1記載の天然ガス処理施設。天然ガスの液化又はガス化のための施設を支持するオフショアユニットを更に有し、前記オフショアユニットは、浮船、船舶形容器又は海底に基礎を置く機械的構造体を含む、請求項1記載の天然ガス処理施設。前記超伝導電気コンポーネントは、i同等の非超伝導コンポーネントの重量の少なくとも約1/3以下である重量を有し、ii同等の非超伝導コンポーネントのフットプリントの少なくとも約1/3以下であるフットプリントを有し、或いはiiiこれら両方を有する、請求項1記載の天然ガス処理施設。前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントは、シャフトを回転させるモータを含み、前記シャフトは、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの機械的コンポーネントを回す、請求項6記載の天然ガス処理施設。前記施設は、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する複数個の圧縮機及びポンプを有し、前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントは、シャフトをそれぞれ回す複数個のモータを含み、前記シャフトはそれぞれ、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの対応の機械的コンポーネントを回す、請求項2記載の天然ガス処理施設。前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する前記冷媒は、液化天然ガス、メタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン、ペンタン、窒素又はこれら物質の混合物を含む、請求項2記載の天然ガス処理施設冷媒スリップラインを更に有し、前記冷媒スリップラインは、第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる前記流入冷媒ラインに第1の冷媒の一部分を送り、前記第1の冷媒と前記第2の冷媒は、同一の冷媒である、請求項11記載の天然ガス処理施設。前記施設は、加温された冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する加温冷媒出口ラインと、前記加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を、循環により前記第1の冷媒の一部分として前記主冷凍ユニットに戻す前に、再圧縮する圧縮機とを更に有し、前記加温冷媒出口ラインからの前記加温冷媒は、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントから放出するために用いられる流出冷媒ライン内の第2の冷媒と合流し、前記加温冷媒と前記第2の冷媒は、一緒になって前記圧縮機に通される、請求項12記載の天然ガス処理施設。前記天然ガス処理施設は更に、補助冷凍ユニットと、流入冷媒スリップラインであって、該流入冷媒スリップラインは、前記第1の冷媒入口ラインから前記第1の冷媒の一部分を取り出して前記第1の冷媒の前記一部分を第3の冷媒として前記補助冷凍ユニットに送る、流入冷媒スリップラインと、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる前記流入冷媒ラインに前記第3の冷媒の一部分を送る流出冷媒スリップラインを更に有する、請求項2記載の天然ガス処理施設。前記第3の冷媒と前記第2の冷媒は、同一の冷媒である、請求項14記載の天然ガス処理施設。前記補助冷凍ユニットのデューティは、前記主冷凍ユニットから独立して制御される、請求項14記載の天然ガス処理施設。前記主冷凍ユニットは、加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを有し、前記補助冷凍ユニットは、加温冷媒を前記補助冷凍ユニットから放出する補助加温冷媒出口ラインを有し、前記施設は、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を、循環により前記主冷凍ユニットに戻す前に、再圧縮する第1の圧縮機を有する、請求項14記載の天然ガス処理施設。前記補助加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、前記加温冷媒出口ライン内の前記主加温冷媒が前記第1の圧縮機内で再圧縮される前に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と合流し、前記補助加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、第1の冷媒として前記第1の圧縮機から放出される、請求項17記載の天然ガス処理施設。前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントから放出されるために用いられる前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒は、前記補助冷凍ユニットに差し向けられる、請求項17記載の天然ガス処理施設。前記補助加温冷媒出口ライン内の加温冷媒は、第2の圧縮機に通され、次に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒が前記第1の圧縮機を通過する前に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と合流し、それにより、前記補助冷凍ユニットと前記主冷凍ユニットとの間の独立温度制御が行われる、請求項17記載の天然ガス処理施設。前記施設は、独立した冷媒を前記主冷凍ユニットから前記第2の冷媒として前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに放出する第2の出口ラインを更に有し、前記独立冷媒は、前記第1の冷媒とは異なる組成を有する、請求項2記載の天然ガス処理施設。前記第2の冷媒は、前記臨界温度未満における前記超伝導電気コンポーネントの動作を保証するよう前記第1の冷媒入口ライン内の前記第1の冷媒とは独立して制御される前記流入冷媒ライン内の冷却温度を有する、請求項21記載の天然ガス処理施設。前記施設は、補助冷凍ユニットを更に有し、前記補助冷凍ユニットは、前記主冷凍ユニットとは独立して前記第2の冷媒を生じさせ、前記補助冷凍ユニットは、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントから作動流体として放出するために用いられる前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒の少なくとも一部分を受け入れる、請求項21記載の天然ガス処理施設。前記主冷媒の一部分は、前記補助冷凍ユニットに差し向けられ、主加温冷媒出口ラインが加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出し、主加温冷媒出口ラインが加温冷媒を前記補助冷凍ユニットから放出し、前記主冷凍ユニット及び前記補助冷凍ユニットからの前記主加温冷媒のための前記出口ラインは、組み合わせ加温冷媒出口ラインの状態に合体し、前記組み合わせ加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第1の圧縮機が設けられ、前記組み合わせ加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記第1の冷媒として前記主冷凍ユニット及び前記補助冷凍ユニットに戻され、前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒を再圧縮する第2の圧縮機が設けられ、前記第2の冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、請求項23記載の天然ガス処理施設。前記施設は、加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを更に有し、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第1の圧縮機を更に有し、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は部分的に冷却され、次に循環して前記第2の冷媒として前記主冷凍ユニットに戻され、前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒を再圧縮する第2の圧縮機を更に有し、前記第2の冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、請求項21記載の天然ガス処理施設。前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する前記第2の冷媒は、前記天然ガス出口ラインからの前記液化天然ガスの一部分を含み、前記液化天然ガスの前記一部分は、スリップ流として前記天然ガス出口ラインから取り出され、前記スリップ流は、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送るための前記流入冷媒ラインと流体連絡状態にある、請求項20記載の天然ガス処理施設。前記施設は、加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを更に有し、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第1の圧縮機を更に有し、前記加温冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記第1の冷媒として前記主冷凍ユニット内に戻され、前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒を再圧縮する第2の圧縮機を更に有し、前記第2の冷媒は、i循環して再冷却のために前記主冷凍ユニット内に戻され、ii前記施設のための燃料ガスとして用いられ、或いはiii前記iと前記iiの両方である、請求項26記載の天然ガス処理施設。前記天然ガス出口ライン内の前記液化天然ガスは、重い炭化水素を含み、前記重い炭化水素は、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送る冷却ラインから除去され、前記除去された重い炭化水素は、前記天然ガス入口ライン内に再導入される、請求項27記載の天然ガス処理施設。前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒は、循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、請求項27記載の天然ガス処理施設。前記施設は、i前記天然ガス出口ラインから前記液化天然ガスを受け入れ、ii前記液化天然ガスを一時的に貯蔵し、iii前記液化天然ガスの大部分を渡洋船又は永続的なオンショア貯蔵所に送り、ivエンドフラッシュラインを通ってエンドフラッシュガスを放出するエンドフラッシュシステムを更に有し、前記第2の冷媒は、前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントの冷却後、前記エンドフラッシュシステムに差し向けられる、請求項27記載の天然ガス処理施設。前記エンドフラッシュガスは、循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、請求項30記載の天然ガス処理施設。前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒は、前記エンドフラッシュガスと合流する、請求項20記載の天然ガス処理施設。前記天然ガス出口ライン内の液化天然ガスは、前記主冷凍ユニット内で前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントの臨界温度未満に過冷却され、前記過冷却液化天然ガスの少なくとも一部分は、前記第2の冷媒として用いられ、前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒は、i前記流出冷媒ラインから前記液化天然ガスを受け入れ、ii前記液化天然ガスを一時的に貯蔵し、iii前記液化天然ガスの大部分を渡洋船又は永続的なオンショア貯蔵所に送り、ivエンドフラッシュラインを通ってエンドフラッシュガスを放出するエンドフラッシュシステム中に導入される、請求項20記載の天然ガス処理施設。冷媒源を保持する貯蔵装置と、前記冷媒源を冷却し、前記冷媒源を前記施設の始動の際に前記超伝導電気コンポーネントに放出する膨張装置とを更に有する、請求項1記載の天然ガス処理施設。前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒からガスを放出し、i前記ガスを前記施設のための燃料として送り、ii前記ガスを再液化のために前記主冷凍ユニットに送り戻し、又はiii前記ガスを逃がす出口ラインを更に有する、請求項2記載の天然ガス処理施設。ボイルオフ天然ガスは、LNG貯蔵タンク、積み込みライン、LNG船の積み込み中に押しのけられる蒸気、又はこれらの組み合わせから回収され、そして前記第2の圧縮機への供給前に前記第2の冷媒出口ラインと合流する、請求項27記載の天然ガス処理施設。前記天然ガス出口ラインからの前記液化天然ガスは、LNGエンドフラッシュガスを生じさせ、前記第2の冷媒は、iLNGエンドフラッシュガス、iiLNG貯蔵タンクの沸騰から生じたガス、iii積み込みライン内のボイルオフ天然ガスから生じたガス、ivLNG船の積み込み中に押しのけられたガス又はvこれらの組み合わせとの熱交換の際に冷やされることにより冷却される、請求項2記載の天然ガス処理施設。従来型電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して前記超伝導電気コンポーネントの電気効率を少なくとも1パーセント向上させることは、i単位電力当たりのLNG、ii単位燃料需要当たりのLNG又はiii単位エミッション当たりのLNGの面における天然ガスの液化効率を向上させることから成る、請求項2記載の天然ガス処理施設。したがって、現在利用されているガス処理コンポーネントよりもフットプリントが小さい機器を利用するガス処理プラント、発電プラント、LNG受け入れ及び再ガス化施設が要望されている。さらに、電力の利用効率が高く、その結果として、燃料需要及び温室ガスエミッションが少ないコンポーネントを利用したガス処理プラント、発電プラント、LNG受け入れ及び再ガス化施設が要望されている。本明細書において説明する施設及び方法は、天然ガスの処理において種々の利点を有する。種々の実施形態では、かかる利点は、LNGプラントに用いられている公知の発電機器よりもフットプリントが小さく且つ/或いは重量が軽い電気コンポーネントの使用を含む場合がある。かかる利点は又、電気系統の効率の向上をもたらすために発電、電送、配電及び利用のために超伝導電気コンポーネント例えば、モータ、発電機、変圧器、開閉装置、電送導体、変速駆動装置又は他の機器の組み込みを更に含む。提供される施設は、LNGプラントと関連したタービン及びシャフトを駆動するのにエネルギーを減少させる。提供される施設は、発電効率、配電効率及び機械的動力又は電力の利用を向上させ、それによりLNG液化プロセスに利益をもたらす。効率の向上により、資本費や燃料に関する要件が軽減される。かかる効率の向上は又、可燃性燃料駆動発電と関連した空気エミッションを減少させることができる。さらに、小型処理コンポーネントの使用により、大型ガス駆動機器及び電動的な発電機を船上又はオフショアプラットホーム上に支持することと関連したインフラストラクチャが回避されるのでコストが節約される。提供される天然ガス処理施設は、電力を施設に提供する電力源、天然ガスを冷却し又は加温する主処理ユニット、例えば冷凍ユニット、少なくとも1つの超伝導電気コンポーネント、流入冷媒ライン及び流出冷媒ラインを有する。この施設は、天然ガスを加温/再ガス化し又は天然ガスを液体状態に冷却するよう働く。本発明を良好に理解できるように、或る特定の図解、図表及び/又は流れ図が本明細書に添付されている。しかしながら、図面は、本発明の選択された実施形態のみを示しており、従って、本発明の範囲を限定するものと解されてはならないことは注目されるべきである。というのは、本発明は、他の同様に効果的な実施形態及び用途に利用できる余地があるからである。定義本明細書で用いられる炭化水素という用語は、主として元素としての水素及び炭素これらが全てであるというわけではないを含む有機化合物を意味している。炭化水素は、他の元素、例えば、ハロゲン、金属元素、窒素、酸素及び/又は硫黄を更に含む場合がある。炭化水素は、一般に、2つの種類、即ち、脂肪族又は直鎖炭化水素及び環状テルペンを含む環状又は閉リング炭化水素に分類される。炭化水素含有物質の例としては、任意形式の天然ガス、石油、石炭及び燃料として使用でき又は燃料にアップグレードできるビチューメンが挙げられる。本明細書で用いられる炭化水素流体という用語は、気体又は液体である炭化水素又は炭化水素の混合物を意味している。例えば、炭化水素流体は、地層条件において、処理条件において又は周囲条件15°C及び1気圧において気体又は液体である炭化水素又は炭化水素の混合物を含むのが良い。炭化水素流体としては、例えば、石油、天然ガス、炭層メタン、頁岩油シェールオイル、熱分解油、熱分解ガス、石炭の熱分解生成物及び気体状又は液体状の他の炭化水素が挙げられる。本明細書で用いられる流体という用語は、気体、液体及び気体と液体の組み合わせ並びに気体と固体の組み合わせ及び液体と固体の組み合わせを意味している。本明細書で用いられるガスという用語は、1気圧15°Cで蒸気相にある流体を意味している。本明細書で用いられる凝縮性の炭化水素という用語は、約15°C及び1絶対気圧で凝縮する炭化水素を意味している。凝縮性炭化水素としては、例えば、炭素数が4を超える炭化水素の混合物が挙げられる。本明細書で用いられる非凝縮性という用語は、約15°C且つ1絶対気圧では液体には凝縮しない化学種を意味している。非凝縮性種としては、非凝縮性炭化水素や非凝縮性非炭化水素種、例えば二酸化炭素、水素、一酸化炭素、硫化水素及び窒素が挙げられる。非凝縮性炭化水素としては、炭素の数が5未満の炭化水素が挙げられる。液化天然ガス、即ちLNGという用語は、高い割合のメタンを含むが、オプションとして、他の元素及び/又は化合物エタン、プロパン、ブタン、二酸化炭素、窒素、ヘリウム、硫化水素又はこれらの組み合わせを含むが、これらには限定されないを含むものとして一般に知られており、1種類若しくは2種類以上の成分例えば、ヘリウム又は不純物例えば、水及び/又は重炭化水素を除去するよう処理され、次に、冷却によりほぼ大気圧の状態において液体に凝縮された天然ガスである。本明細書で用いられる油という用語は、主として凝縮性炭化水素の混合物を含む炭化水素流体を意味している。本明細書において本発明を或る特定の実施形態と関連して説明する。しかしながら、以下の詳細な説明が特定の実施形態又は特定の使用に特有である程度まで、かかる説明は、例示であるに過ぎず、本発明の範囲を限定するものと解されてはならない。上述したように、大型の可燃性燃料を動力源とするタービン又は従来型電気駆動装置/発電機を小型の発電機器で置き換えることが望ましい。近年、モータ及び発電機が電力と機械的動力を極めて高い効率で、しかしながら小さなフットプリントで変換することができるようにする技術が開発された。かかる技術は、超伝導と呼ばれる現象を利用している。第1に、天然ガスの再ガス化又は液化施設が提供される。一観点では、この施設は、電力を施設に提供する電力源を有する。電力源は、代表的には、送電網、少なくとも1つのガスタービン発電機又はこれらの組み合わせを有するであろう。施設は、幾つかの実施形態では施設内の唯一の処理ユニットであると理解される主処理ユニット、例えば冷凍ユニットを更に有する。主冷凍ユニットは、天然ガスを少なくとも液化温度まで冷却する。主冷凍ユニット中を第1の冷媒が循環する。第1の冷媒は、好ましくは、主冷凍ユニット内の冷媒循環ラインを通って循環する。施設は、天然ガスを再ガス化し又は天然ガスを液化状態に冷却するよう稼動する。したがって、施設は、天然ガス入口ライン及び天然ガス出口ラインを有する。天然ガス入口ラインは、天然ガスを主冷凍ユニットに送り、天然ガス出口ラインは、液化天然ガスを主冷凍ユニットから放出する。幾つかの場合、天然ガス入口ライン内の天然ガスは、先の冷凍ユニットを通って予備冷却される場合がある。液化のために天然ガスを冷却するため、施設は、第1の冷媒入口ラインを有する。第1の冷媒入口ラインは、第1の冷媒を主冷凍ユニットに送る。第1の冷媒は、次に、冷媒循環ラインに送られる。液化プロセスを容易にするため、施設は、種々の電気コンポーネントを採用している。本発明では、これらコンポーネントのうちの少なくとも幾つかは、超伝導電気コンポーネントである。超伝導電気コンポーネントには、コンポーネントにより提供されるサービスの電気効率を従来型電気コンポーネントの使用によって得られる電気効率よりも少なくとも1パーセントだけ向上させるよう超伝導物質が用いられている。超伝導電気コンポーネントは、1つ又は2つ以上のモータ、1つ又は2つ以上の発電機、1つ又は2つ以上の変圧器、1つ又は2つ以上の送電導体、1つ又は2つ以上の開閉装置、1つ又は2つ以上の可変変速駆動装置又はこれらの組み合わせである場合がある。好ましくは、超伝導電気コンポーネントの重量は、同等の非超伝導コンポーネントの重量の少なくとも約1/3以下である。加うるに、超伝導電気コンポーネントは、好ましくは、同等の非超伝導コンポーネントのフットプリントの少なくとも約1/3以下のフットプリントを有する。超伝導電気コンポーネントは、LNG又は第2の冷媒の循環による冷却を必要とする。具体的に説明すると、超伝導電気コンポーネントは、超伝導性が続くよう臨界温度未満のままであることが必要である。これを行うため、施設は、流入冷媒ライン及び流出冷媒ラインを有する。流入冷媒ラインは、LNG又は第2の冷媒を超伝導電気コンポーネントに送る。これは、超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する。流出冷媒ラインは、冷媒を超伝導電気コンポーネントから放出する。一構成例では、少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントはシャフトを回すためのモータである。シャフトは、LNG又は冷媒流を施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの機械的コンポーネントを回す。より好ましい場合、施設は、ガスや液体流を圧縮し又は圧送する複数個の圧縮機及びポンプを有し、超伝導電気コンポーネントは、シャフトをそれぞれ回す複数個のモータを含む。シャフトはそれぞれ、ガス又は液体流を施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの対応の機械的コンポーネントを回す。一観点では、施設は、オフショアに配置される。この場合、施設は、天然ガスの液化又はガス化のための施設を支持するオフショアユニットを更に有する。オフショアユニットは、浮船、船舶形容器又は海底に基礎を置く機械的構造体を含む。一実施形態では、第1の冷媒と第2の冷媒は、同一の冷媒である。この実施例の一具体化例では、第2の冷媒は、主冷凍ユニットによって少なくとも部分的に冷却される。この具体化のため、施設は、冷媒スリップラインを更に有する。冷媒スリップラインは、第2の冷媒を少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる流入冷媒ラインに第1の冷媒の一部分を送る。この実施例の別の具体化例では、第2の冷媒は、別個の冷凍ユニットによって少なくとも部分的に冷却される。この具体化のため、施設は、補助冷凍ユニット並びに補助冷凍ユニットのための流入冷媒スリップライン及び流出冷媒スリップラインを更に有する。流入冷媒スリップラインは、第1の冷媒入口ラインから第1の冷媒の一部分を取り出して第1の冷媒の一部分を第3の冷媒として補助冷凍ユニットに送る。流出冷媒スリップラインは、第2の冷媒を少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる流入冷媒ラインに第3の冷媒の一部分を送る。一観点では、補助冷凍ユニットのデューティは、主冷凍ユニットとは独立して制御される。別の実施形態では、少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する第2の冷媒は、第1の冷媒とは異なる組成を有すると共に第1の冷媒と流体連絡状態にはない独立の冷媒から成る。実施形態の一具体化例では、第2の独立した冷媒は、主冷凍ユニットで冷却され、第2の冷媒を少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送る流入冷媒ラインと流体連絡状態にある。加温された独立冷媒は、次に、主冷凍圧縮機とは独立した圧縮システムで圧縮される。実施形態の別の具体化例では、少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する第2の冷媒は、天然ガス出口ラインからの液化天然ガスの一部分を含む。液化天然ガスのこの一部分は、スリップ流として天然ガス出口ラインから取り出され、スリップ流は、第2の冷媒を少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送る流入冷媒ラインと流体連絡状態にある。第2の天然ガス出口ラインは、一実施形態では、冷却の中間段階か最終段階かのいずれかで液化天然ガスの一部分を受け取る。冷却の中間又は最終段階は、LNG液化に通常必要であるが、超伝導コンポーネントを臨界温度未満に維持するのに十分な温度未満の過冷却を提供することができる。通常状態の導体の場合、電流は、電子の連続した又は交互の流れの形態で導体を通って流れる。電子は、導体内の重いイオン格子を横切る。電子がイオン格子を通って動いているときに、これら電子は、格子中のイオンと常時衝突する。各衝突の際、電流によって運ばれているエネルギーのうちの何割かがイオン格子によって吸収される。その結果、電子の流れによって運ばれるエネルギーが散逸される。この状態は、電気抵抗と呼ばれている。金属導体の電気抵抗率は、温度が低くなるにつれて次第に減少することが知られている。通常用いられる導体、例えば銅及び銀では、不純物及び欠陥は、下限を定める。銅の典型的な一例は、絶対零度の近くであっても、正の抵抗を示す。しかしながら、超伝導体と呼ばれる幾つかの物質は、欠陥にもかかわらずほぼゼロの抵抗に達する。超伝導性は、極めて低い温度では電流に対する電気抵抗が事実上ゼロの物質のことである。これは、内部磁界が存在していない場合に生じる。超伝導性に達する物質は、超伝導体と呼ばれている。各超伝導体は、抵抗がほぼゼロまで低下するそれ自体の温度を有する。この温度は、臨界温度又はTcと呼ばれている。超伝導性は、オランダのヘイケカメルリングオンスHeikeKamerlinghOnnesにより1911年に発見された。この時点では、オンスは、極低温での固体水銀の電気抵抗を研究していた。オンスは、冷媒として液体ヘリウムを用いた。オンスは、4.2Kの温度では、固体水銀の抵抗が急激にゼロになることを観察した。次の数十年の間に、超伝導性は、幾つかの他の物質で発見された。例えば、1913年、鉛は、7Kで超伝導を示すことが発見された。超伝導性は、今や、種々の物質で生じることが知られている。これら物質としては、錫及びアルミニウムのような単純な元素並びに或る特定の金属合金が挙げられる。超伝導性は、一般に、金や銀のような貴金属では生じず、強磁性金属の純粋な試料でも生じない。高い温度で超伝導性を示す物質を見出すことが望ましい。具体的に言えば、超伝導性が窒素の沸点よりも高い温度で存在するかかる物質を見出すことが望ましい。大気圧では、窒素の沸点は、77Kである。冷媒としての窒素の使用は、商業上重要である。というのは、液体窒素は、空気から現場で容易に得ることができるからである。1986年、ゲオルグベトノルツGeorgBednorz及びカールミュラーKarlMullerは、チューリッヒのIBM実験室で働いているとき、或る特定の半導体酸化物が35Kの温度で超伝導状態になることを発見した。この物質は、ランタンバリウム銅酸化物であり、これは、酸素欠乏ペロブスカイト関連物質である。しかしながら、臨界温度は、窒素の沸点よりもかなり低かった。その後まもなく、エムケイウー他MKWuetalにより、ランタン成分をイットリウムに置き換え、それによりイットリウムバリウム銅酸化物、即ちYBCOが作られるということを発見した。YBCOは、化学式YBa2Cu3O7を持つ結晶性化合物である。YBCOは、窒素の沸点よりも高い温度で超伝導を達成することが分かった。具体的に説明すると。YBCOは、超伝導性の臨界温度を約92Kにまで上昇させた。以来、他の銅酸化物超伝導体が発見された。極めて重要なものとしてビスマスストロンチウムカルシウム銅酸化物、即ちBSCCOが開発された。BSCCOは、一般化された化学式Bi2Sr2CanCun1O2n6dを有する高温超伝導体の系列である。BSCCOは、1988年に発見され、希土類元素を含んでいない最初の高温超伝導体であった。特定の種類のBSCCOは、通常、金属イオンの数のシーケンスを用いて記載される。例えば、BSCCO‐2212は、Bi2Sr2Ca1Cu2O8として示され、BSCCO‐2223は、Bi2Sr2Ca2Cu3O10として示される。これらBSCCO物質の各々は、90Kを超える臨界温度を有し、この温度は、液体窒素の沸点よりもかなり高い。YBCOの発見の重要性は、物質を臨界温度未満に冷却するのに必要な冷媒のコストが極めて低くなったということである。発電用のコンポーネントの構成において超伝導物質が用いられている。これら物質は、電気の流れに対する抵抗が小さい。超伝導物質は、有益には、電力ケーブル、ロータ及びステータ用の磁石等に採用可能である。標準の電気コンポーネントに代えて超伝導電気コンポーネントを用いることにより、発電から最終用途までの配電効率が規模的に同等の機器に関し、約1~3パーセントだけ増大すると考えられる。超伝導コンポーネントの高い電流密度に鑑みて、モータ及び発電機のサイズ及び重量をこれらの従来型対抗品と比較して1/3にすることができる。本明細書において、超伝導電気コンポーネントを使用することが提案される。かかる電気コンポーネントとしては、超伝導モータ、発電機、変圧器及び送電線が挙げられる。超伝導物質は、かかるコンポーネントの抵抗を減少させることができ、それによりLNG生産施設において電気を送ると共にこの施設において電力利用、発電及び消費効率を向上させるのに必要な材料の重量及び体積を減少させることができる。超伝導電気コンポーネントを冷却する方法も又本明細書において提供される。超伝導コンポーネントをLNG施設において必要な大きな電気的負荷のうちの任意のものに利用することができる。かかる負荷は、大抵の場合、入口ガスを取り扱い、LNGボイルオフガスをタンク及び積み込みシステムから回収し、プラントを全体として稼働させるのに必要な電力を発生させる圧縮機を駆動するシャフトと関連している。超伝導電気コンポーネントの使用は、大型冷凍圧縮機を伝統的なガスタービン駆動冷凍圧縮機ではなく、電気モータで駆動することができるよう全電気式LNGシステムを提供する際に特に有利である。電気モータは、ガスタービン駆動圧縮機と比較して向上した信頼性を提供する。電気モータは又、高効率複合サイクル発電プラントの使用を可能にすることによって燃料消費量及びエミッションを減少させることができる。最後に、電気の形態への発電の統合により、代表的には単価が安い大型ガスタービン駆動装置の選択によりコスト削減を得ることができる。かくして、全ての冷媒圧縮機のところにガスタービンを設けるのではなく、電気システムに電力供給する少数の大型ガスタービンを採用することができる。超伝導コンポーネントの欠点は、これらが極低温で動作するということにある。上述したように、物質が通常の伝導と超伝導との間で移行する温度は、臨界温度と呼ばれている。いわゆる高温超伝導HTS物質は、液体窒素の大気圧沸点77Kよりも高い臨界温度を有する物質である。今日まで知られている中で最も高い温度は、138Kである。ビスマスストロンチウムカルシウム銅酸化物BSCCOは、約95K~107Kの臨界温度を有する。有益には、BSCCO物質は、超伝導線材の状態に形成可能である。LNGの大気圧沸点が約105Kであるということに注目する価値がある。超伝導物質を低温状態に保つため、冷却剤又は冷媒を提供しなければならない。代表的には、HTS物質の場合、液体窒素が容易に使えるので用いられる。液体窒素は、外部供給源から得られ又は冷凍機cryocoolerを用いて大気から作られる。窒素は、代表的には、液化のために天然ガス産出物を冷却する上で単独では用いられず、炭化水素ガス、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン、ペンタン又はこれら成分の混合物が用いられる。窒素は、好ましくは、1種類又は2種類以上の炭化水素ガスとの混合物に用いられ、場合によっては、純粋な形態であるが、従来の炭化水素冷凍サービスとの関連で用いられる。天然ガス液化は、商業的に大規模に行われるので、超伝導コンポーネントのために安価な冷却を調達するために有利に使用できる単価が極めて低く且つ低温の冷凍源である。図1は、一実施形態としての液化天然ガス液化プロセスの支援に用いることができる超伝導電気システム100の略図である。システム100では、全ての電気コンポーネントは、効率の最大化及び軽量化のために超伝導性である。しかしながら、理解されるように、システム100は、コンポーネントのサブセットのみ又は1つ又は2つ以上の選択された個々のコンポーネントのみが超伝導性であるように改造されても良い。本明細書で用いられる全て非超伝導電気コンポーネントという表現は、従来型コンポーネントと称される場合がある。システム100では、先ず最初に、機械的エネルギー源110を用意する。機械的エネルギー源110は、ガスタービンであるのが良い。変形例として、機械的エネルギー源110は、ディーゼルエンジン、蒸気タービン又はプロセスガス若しくは液体膨張タービンであっても良い。機械的エネルギー源110は、超伝導発電機120を駆動する。超伝導発電機120は、電力を生じさせる。好ましくは、電力は、超伝導送電線10により伝送される。次に、電力は、超伝導変圧器130により適当な配電電圧に変換され又はステップアップ又はステップダウンされるのが良い。機械的エネルギー源110、発電機120、送電線10及び変圧器130は、LNG生産施設内の多数の電気的負荷のうちの任意のものにエネルギーを提供するよう発電ユニットとして一緒に働く。大型LNG施設は、多数の発電ユニットをまとめて採用するのが良い。図1の構成例では、電気エネルギー又は電力は、超伝導送電線20により電気的負荷に供給される。しかしながら、理解されるように、機械的エネルギー源110、発電機120、送電線10及び変圧器130は、既存の商用送電網との提携で置き換えられても良く又は保管されても良い。この場合、送電網は、ラストマイルlastmile提携として超伝導送電線20を介して電力を送る。LNG生産施設の電気的負荷は、種々の電気コンポーネントを表している。かかる負荷のうちの1つは、圧縮機140である。圧縮機140は、ガス蒸気を圧縮する。蒸気入力ラインが符号142で示されている。この場合、圧縮機140は、ガス蒸気を高圧で吐出する。高圧流が符号144で示されている。圧縮機140は、種々の圧縮機のうちの任意のものであって良い。例えば、圧縮機140は、液化天然ガスから放出されたガスボイルオフガスと呼ばれているを加圧する圧縮機であるのが良い。当業者であれば理解されるように、天然ガスの液化プロセスにより、付随的に、種々の段階で低温メタン又は他の冷媒の蒸発が生じる。圧縮機は、加温冷媒を圧縮するためにも使用できる。圧縮機140は、超伝導モータ145により駆動される。モータ145には、超伝導送電線30と超伝導変圧器150の組み合わせによって所要の電圧を供給することができる。他の重要な電気的負荷は、天然ガス液化プラント内に存在する場合がある。これらは、追加の圧縮機を表す場合がある。図1は、2つの追加の圧縮機160,180を示している。圧縮機160は、例えば、第1の冷媒圧縮機であるのが良く、圧縮機180は、例えば、冷却水ポンプ、第2の冷媒圧縮機又は他の機械的負荷であるのが良い。圧縮機160,180は各々、ガス流を圧縮し又は液体蒸気を圧送する。蒸気入力ラインがそれぞれ、参照符号162,182で示されている。圧縮機160,180は、この場合、ガス流を高圧で吐出する。高圧蒸気は、参照符号164,184で示されている。圧縮機160,180は、それぞれの超伝導モータ165,185によって駆動される。モータ165,185には、超伝導送電線40,50の組み合わせによって所要の電力が供給され、これらモータは、対応の超伝導変圧器170,190を必要とする場合がある。かくして、追加の圧縮機160,180と関連したコンポーネントにも超伝導体が利用されるのが良い。超伝導電気システム100は、追加の圧縮機及びポンプ並びに関連の変圧器、モータ及びガス又は液体流を有するのが良い。これは、点線105で概略的に示されている。加うるに、上述したように、超伝導電気システム100それ自体が、追加の発電ユニット、即ち、電力発生コンポーネント、例えば電気エネルギー源110、発電機120、送電線10及び変圧器130を有するのが良いLNG施設の一部である。超伝導電気コンポーネントの全ては、極低温に維持されなければならない。超伝導コンポーネントは、例えば、発電機120、モータ145,165,185、送電線30,40,50及び変圧器130,150,170,190であるのが良い。これら超伝導コンポーネントは、循環冷媒によって冷却される。以下に説明する図面において、超伝導コンポーネントは、ボックス1000で概略的にまとめて示されている。このように、以下に説明する図面では、コンポーネント1000を冷却する流入冷媒ラインは、符号1010で示され、流出加温冷媒ラインは、符号1020で示されている。図2は、一実施形態としての天然ガス液化施設200のための第1の冷媒プロセスの略図である。超伝導電気コンポーネントは、ボックス1000で示されている。電気コンポーネント1000は、電力を発生させ又は配分するよう施設200又はLNG処理プラントと一体化されている。図2の施設200では、先ず最初に、大型冷凍ユニット1030が見える。適当な冷凍ユニットの例としては、ろう付けアルミニウムプレートフィン型熱交換器、1組の平行多管式熱交換器又は螺旋巻き形熱交換器が挙げられる。天然ガスは、ガス供給ライン1032を通って冷凍ユニット1030に入る。オプションとして、供給ライン1032内の天然ガスは、1つ又は2つ以上の冷却用交換器内で周囲媒体図示せずにより既に予備冷却されている。加うるに、供給ライン1032内の天然ガスの追加の予備冷却は、1つ又は2つ以上の早期段冷凍ユニット図示せずにより行われるのが良い。かくして、冷凍ユニット1030は、施設200のための液化プロセスにおける最後の又は最も低温の熱交換器であるのが良い。幾つかの場合、冷凍ユニット1030は、唯一の冷凍ユニットであっても良い。冷却された天然ガスは、低温液化天然ガス又はLNGとして冷凍ユニット1030から出る。LNGは、LNGライン1034を通って液化施設200から出る。一実施形態では、ライン1034内のLNGは、約-260°F-126.2°Cの状態にある。LNGは、代表的には、冷凍ユニット1030の最も低温の箇所から出る。変形例として、LNGは、冷凍ユニット1030の中程度の温度の箇所のところを出ても良い。LNGは、最終的には、天然ガス市場への輸送のために渡航船上に設置された貯蔵タンク又は断熱タンカートラックに移される。しかしながら、当業者であれば理解されるように、LNGは、幾つかの場合、更に処理を必要とする。例えば、圧力ドラム例えば、図6に示されているドラム652を最終の冷却のため及び供給ガス又は燃料として使用できるエンドフラッシュガスを発生させるために用いられるのが良い。冷媒は、冷凍ユニット1030内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒としては、成分炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、プロピレン、ブタン、ペンタン又はこれら成分の混合物が挙げられる。代替的に又は追加的に、冷媒は、窒素を含む場合がある。冷媒は、ライン210を通って冷凍ユニット1030内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約120°F48.9°Cの周囲温度まで冷却される。しかしながら、プロパンを用いたそれ以上の予備冷却が適用される場合がある。その目的は、ライン210内の冷媒をこれよりも低い温度、例えば約-40°F-40°Cまで予備冷却することにある。ライン210からの冷媒は、冷凍ユニット1030を通って循環して送られる。冷媒循環ラインは、符号220で示されている。循環ライン220が冷凍ユニット1030の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン220は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット1030の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン220内の作動流体は、冷凍ユニット1030中の循環により、一実施形態では、約-150°F-101.1°Cまで冷却される。循環ライン220内の作動流体の大部分は、膨張弁222中に通されるのが良い。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。変形例として、膨張弁222に代えて水車又はガスエキスパンダを用いても良い。いずれの場合においても、一段と冷却された作動流体は、ライン224を通って移動する。ライン224内の一段と冷却された作動流体は、一実施形態では、約-270°F-167.8°Cである。ライン224内の一段と冷却された作動流体は、循環して冷凍ユニット1030内に戻されてライン1032からの天然ガス及びライン210からの温かい冷媒と更に熱交換する。ライン224を通って作動流体を再利用することにより、液化プロセスのための冷却エネルギーの保存が可能である。温かい低圧冷媒が冷凍ユニット1030から出る。これは、温かい冷媒流226で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン210からの初期冷媒が予備冷却されない場合、冷媒は、約100°F37.8°Cの温度状態にある。冷媒がプロパンで予備冷却される場合、ライン226内の加温冷媒の温度は、約-60°F-51.1°Cであるのが良い。次に、冷媒は、再圧縮のために圧縮機230に通される。当業者であれば理解されるように、変形例としての冷凍プロセスでは、冷凍ユニット1030は、数個の熱交換部門に分解されても良く、この場合、ライン1032からの到来天然ガスと別個の直列又は並列熱交換部門内の予備冷却冷媒210との間で熱が交換される。ライン226内の冷媒は、好ましくは、圧縮機230への途中で、ライン1020を通って超伝導電気コンポーネント1000を出た冷媒と合流する。図2の構成例では、ライン1020内の冷媒は、ライン210内の冷媒と同一である。一実施形態では、ライン1020内の冷媒の温度は、約-320°F-195.6°Cから最高約-240°F-151.1°Cまでである。当業者であれば理解されるように、ほぼ同じ温度を有する流体ラインを互いに結合することがより効率的である。ライン1020内の冷媒は、ライン226内の加温冷媒よりも極めて温度が低い。したがって、ライン1020内の冷媒は、実際には、冷凍ユニット1030を通って戻され、その後ライン226内の加温冷媒と合流することが好ましい。例えば、ライン1020内の冷媒をライン224のところの冷却作動流体と合流させるのが良い。これにより、システム100は、ライン1020内の冷媒から得られる冷却エネルギーを利用することができる。変形例として、ライン1020内の冷媒を超伝導コンポーネントのための低い温度に達する必要性により、ライン226内の冷媒よりも低い圧力まで減圧されるのが良い。したがって、ライン1020は、ライン226内の加温冷媒との合流に先立って、圧縮機図示せずに冷媒を供給して圧力を等しくするのが良い。上述したように、ライン226からの加温冷媒は、圧縮機230に送られる。圧縮機230は、電気モータによって駆動されるのが良い。モータ図示せずは、圧縮機230内のシャフト又は他の機械的部分を回すシャフトを有する。モータ図示せずは、ボックス1000の超伝導電気コンポーネントのうちの1つであるのが良い。冷媒は、圧縮機230を出ると、ライン232を通って流れ、そして冷却のために熱交換器240aに送られる。熱交換器240aは、冷却のために周囲媒体を用いることができる。上述したように、冷媒は、代表的には、約120°Fの温度まで冷却される。好ましくは、冷媒は、更に、第2の熱交換器240bに通される。上述したように、別の冷媒系による一段の予備冷却により、冷媒が冷却される。プロパン冷媒系の場合、ライン232からの冷媒は、これよりも低い温度、例えば約-40°Fまで冷却されるのが良い。かくして、低温冷媒流210が再び作られる。ライン220内の冷媒に戻ってこれを参照すると、部分的に伝達された冷媒の一部分は、スリップ流225として保存される。スリップ流225中の冷媒の温度は、ライン220内の冷媒の温度と同じであり、即ち、約-150°Fである。スリップ流225は、膨張弁228に通され、冷媒が一段と冷却される。変形例として、水車又はガスエキスパンダを膨張弁228内に代えて用いても良い。いずれの場合においても、一層冷却された冷媒は、超伝導電気コンポーネント1000を冷却するために用いられる流入冷媒ライン1010になる。ライン1010内の冷媒は、超伝導コンポーネントに関する臨界温度未満に冷却されなければならない。一実施形態では、膨張弁228又は他の冷却装置は、流入冷媒ライン1010の冷媒を約-320°F-195.6°Cに冷やす。液化施設200では、ライン1032からの天然ガスを冷やすために用いられる冷媒は、超伝導コンポーネント1000を冷却するための流入冷媒ライン1010内で用いられる冷媒でもあることが理解できる。これは又、超伝導電気コンポーネント1000のためのすぐに利用できる且つ安価な冷却剤源となる。理解されるように、図2に示されている冷却プロセスでは、超伝導コンポーネント1000がLNG冷媒流225の膨張により達成可能な温度よりも高い臨界温度を有することが必要である。したがって、窒素系の冷媒が図2の施設200において最も適当な冷媒であると言える。一実施形態では、施設200は、分離器、例えば重力分離器又はハイドロサイクロン図示せずを有する。分離器は、冷媒が物質の混合物である場合に用いられる。分離器は、軽い成分、例えば窒素やメタンを他の冷媒成分、例えばエタン又は重炭化水素から分離するためにライン224に沿って配置される。次に、軽い成分は、超伝導電気コンポーネント1000の専用冷媒の一部又は全てとしてライン225を通って送られるのが良い。始動の際、超伝導コンポーネント1000の幾分かの初期冷却が必要な場合がある。これにより、電気システム100は、LNG冷凍システム200を始動させる前に完全に機能することができる。この課題は、冷媒源を保持する貯蔵タンク1040を提供することにより解決できる。タンク1040からの冷媒は、外部冷却流としてライン1042を通って電気コンポーネント1000に送られる。タンク1040からの冷媒として用いられる初期作動流体は、超伝導コンポーネントの連続冷却のための通常の作業中に用いられる冷媒と同一種類のものであるのが良い。変形例として、異なる組成物を用いても良い。液体窒素は、この目的にとって好ましい冷媒である。初期作動流体は、施設200から出口ライン1044を通って適当な処理に回されなければならない場合がある。この処理としては、燃料ガスオンサイトとしての使用が挙げられる。窒素又はヘリウムの場合、これら物質は、単に逃がしても良い。軽い炭化水素の場合、この物質を燃やしても良い。一観点では、ライン1042を通って運ばれる初期作動流体の温度は、後のLNGスリップ流225の温度よりも温かい。それにもかかわらず、初期作動流体の温かい温度は、電気コンポーネント1000を予備冷却してこれらの電気抵抗を実質的に減少させるのに十分低く、その後、低温のLNGによる連続冷却が行われる。例えば、ライン1042を通って運ばれる初期作動流体の温度は、約-100°F-73.3°Cであるのが良い。図3は、図2のガス処理施設の変形例を記載している。図3は、天然ガス液化施設300のための冷凍プロセスの別の略図である。施設300は、施設200のコンポーネントの多くを用いている。例えば、超伝導電気コンポーネントは、この場合も又、ボックス1000で示されている。電気コンポーネント1000は、動作電力を提供するよう施設300と一体化されている。この場合も又、大型冷凍ユニット1030が見える。天然ガスは、ガス供給ライン1032を通って冷凍ユニット1030に入る。好ましくは、供給ライン1032内の天然ガスは、1つ若しくは2つ以上の冷却塔内で又は1つ若しくは2つ以上の早期段冷凍ユニット図示せずを通って既に予備冷却されている。かくして、冷凍ユニット1030は、液化プロセスにおける最後の又は最も温度の低い熱交換器であるのが良い。冷やされた天然ガスは、低温液化天然ガス又はLNGとして冷凍ユニット1030から出る。LNGは、LNGライン1034を通って液化施設300から出る。一実施形態では、ライン1034内のLNGは、約-260°F-126.2°Cの状態にある。LNGは、最終的には、天然ガス市場への輸送のために渡航船上に設置された断熱貯蔵タンクに移される。しかしながら、この場合も又、LNGは、LNGのエンドフラッシュのために圧力降下ドラム図示せずを通って更に処理されるのが良い。冷媒は、冷凍ユニット1030内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒としては、成分炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ペンタン又はこれら成分の混合物が挙げられる。施設300の場合、窒素が好ましくは、混合物の大部分として用いられる。冷媒は、ライン310を通って冷凍ユニット1030内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約120°F48.9°Cの周囲温度まで冷却される。しかしながら、ライン310内の冷媒をあらかじめ冷やすために更に予備冷却が利用される場合がある。プロパン冷媒系の場合、ライン310からの冷媒を約-40°F-40°Cまで冷やすのが良い。ライン310からの冷媒は、冷凍ユニット1030を通って循環して送られる。その目的は、ライン1030からの予備冷却天然ガスとの熱交換を行うことにある。冷媒循環ラインが符号330で示されている。循環ライン330は、冷凍ユニット1030の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン330は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット1030の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン330内の作動流体は、冷凍ユニット1030中の循環により、一実施形態では、約-150°F-101.1°Cまで冷やされる。図2の場合と同様、ライン1032内の天然ガス及びライン310からの温かい冷媒の冷却は、直列又は並列熱交換部門で達成可能である。図3の施設300では、ライン330内の作動流体は、全て膨張弁332に通される。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。変形例として、膨張弁332に代えて水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、一段と冷却された作動流体は、ライン334を通って運ばれ、そして全て冷凍ユニット1030内に戻されてガスライン1032からの天然ガス及びライン210からの天然ガスとの別途熱交換が行われる。図2のスリップ流225は、用いられない。温かい低圧冷媒が冷凍ユニット1030から出る。これは、温かい冷媒流336で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン310からの初期冷媒が予備冷却されない場合、冷媒は、約100°Fの温度状態にある。冷媒がプロパンで予備冷却される場合、ライン336内の加温冷媒の温度は、約-60°Fであるのが良い。次に、冷媒は、再圧縮のために圧縮機230に通される。ライン336内の冷媒は、好ましくは、圧縮機230への途中で、ライン326を通って超伝導電気コンポーネント1000を出た冷媒と合流する。一実施形態では、ライン326内の冷媒の温度は、ライン226内の冷媒の温度とほぼ同じである。超伝導電気コンポーネント1000を冷却するため、ライン310から冷媒の一部分が取り出される。ライン312は、ライン310から取り出されたLNGスリップ流を示している。LNGスリップ流312は、第2の冷凍ユニット1050内に差し向けられる。ライン312からの冷媒は、冷却のために循環して第2の冷凍ユニット1050に通される。ライン312からの冷媒は第2の冷凍ユニット1050を循環させられる。冷媒は、ライン320を通って送られる。ライン320内の作動流体は、膨張弁328に通されるのが良い。変形例として、膨張弁328に代えて水車又はガスエキスパンダを用いても良い。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。一段と冷却された作動流体は、超伝導電気コンポーネント1000を冷却するため、ライン1010に通される。ライン328中の一段と冷却された作動流体は、一実施形態では、約-320°Fの状態にある。この冷媒は、ライン1020を通って超伝導コンポーネントから出る。ライン1020内の冷媒は、作動流体に冷却作用を与えるよう第2の冷凍ユニット1050に再導入される。すると、温かい低圧冷媒が第2の冷凍ユニット1050から出る。これは、温かい冷媒流326で示されている。次に、温かい冷媒は、再圧縮のために圧縮機230中に通される。ライン326内の冷媒は、圧縮機230への途中で、好ましくは、ライン1020を通って超伝導電気コンポーネント1000から出た冷媒と合流する。加うるに、ライン326内の温かい冷媒は、ライン336からの温かい冷媒と合流する。当業者であれば理解されるように、ほぼ同じ温度を有する流体ラインを結合することが一層効率的である。ライン326,336内の冷媒は、必ずしも同一ではないが、ほぼ同じ温度の状態にあり、約-60°Fから最高約100°Fまでである。幾つかの場合、ライン326内の冷媒は、ライン336内の冷媒よりも低い圧力のものであろう。したがって、ライン326内の流体は、ライン336との合流前に、ブースタ圧縮機図示せずにより圧縮を必要とする場合がある。上述したように、ライン326,336からの加温冷媒は、圧縮機230に送られる。圧縮機230は、電気モータによって駆動されるのが良い。モータ図示せずは、圧縮機230内のシャフト又は他の機械的部分を回すシャフトを有する。モータ図示せずは、ボックス1000の超伝導電気コンポーネントのうちの1つであるのが良い。ライン326,336からの合流状態の冷媒は、圧縮機230を出ると、ライン232を通って流れて冷却のために熱交換器340aに送られる。熱交換器240aは、冷却のために周囲媒体を用いるのが良い。好ましくは、冷媒は、更に、第2の熱交換器340bに通され、ここで、冷媒は、別の冷凍ユニットによって例えば約-40°Fまで冷却される。かくして、低温冷媒流310及びスリップ流312が再び作られる。理解できるように、液化施設300では、LNGを冷やすために用いられる冷媒は、この場合も又、超伝導電気コンポーネント1000を冷やすために用いられる。しかしながら、システム300では、天然ガス液化のための熱交換器1030は、超伝導コンポーネントの冷却のために用いられる熱交換器1050とは別体である。かかる構成は、2つの機能相互に必要な冷凍デューティの大きな差に起因して有利である。2つの冷凍ユニット1030,1050の使用により、設計、制御及び作動が容易になる。図4は、更に別の実施形態としての天然ガス液化施設400のための冷凍プロセスの略図である。施設400は、施設200のコンポーネントのうちの多くを用いている。例えば、超伝導電気コンポーネントは、この場合も又、ボックス1000で示されている。電気コンポーネント1000は、動作電力を提供するよう施設400と一体化されている。この場合も又、大型冷凍ユニット1030が見える。天然ガスは、ガス供給ライン1032を通って冷凍ユニット1030に入る。好ましくは、供給ライン1032内の天然ガスは、1つ若しくは2つ以上の冷却塔内で又は1つ若しくは2つ以上の早期段冷凍ユニット図示せずを通って既に予備冷却されている。かくして、冷凍ユニット1030は、液化プロセスにおける最後の又は最も温度の低い熱交換器であるのが良い。冷やされた天然ガスは、低温液化天然ガス又はLNGとして冷凍ユニット1030から出る。LNGは、LNGライン1034を通って液化施設400から出る。一実施形態では、ライン1034内のLNGは、約-260°Fの状態にある。LNGは、最終的には、天然ガス市場への輸送のために渡航船上に設置された断熱貯蔵タンクに移される。変形例として、断熱路上タンカーを積み込んでも良い。更なる変形例として、LNGをLNGのエンドフラッシュ及び追加の冷却のために圧力降下タンク図示せず中で一段と処理されても良い。冷媒は、冷凍ユニット1030内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒としては、純粋窒素であっても良く、或いは純粋若しくは混合炭化水素冷媒又はヘリウムや他の低沸点ガス出会っても良い。冷媒は、ライン442を通って冷凍ユニット1030内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約120°Fの周囲温度まで冷却される。しかしながら、ライン442内の冷媒をあらかじめ冷やすために更に予備冷却が利用される場合がある。プロパン冷媒系の場合、ライン442からの冷媒を約-40°Fまで冷やすのが良い。ライン442からの冷媒は、冷凍ユニット1030を通って循環して送られる。その目的は、ライン1032からの予備冷却天然ガスとの熱交換を行うことにある。冷媒循環ラインが符号420で示されている。循環ライン420は、冷凍ユニット1030の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン420は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット1030の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン420内の作動流体は、冷凍ユニット1030中の循環により、一実施形態では、約-150°Fまで冷やされる。図4の施設400では、ライン420内の作動流体は、全て膨張弁422に通される。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。変形例として、膨張弁422に代えて水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、一段と冷却された作動流体は、ライン424を通って運ばれ、そして全て冷凍ユニット1030内に戻されてガスライン1032からの天然ガス及びライン442からの元の冷媒との熱交換が別途行われる。図2の場合と同様、ライン1032内の天然ガス及びライン442からの温かい冷媒の冷却は、直列又は並列熱交換部門で達成できる。温かい低圧冷媒が冷凍ユニット1030から出る。これは、温かい冷媒流426で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン410からの初期冷媒が予備冷却されない場合、冷媒流426の冷媒は、約100°Fの温度状態にある。ライン410からの冷媒がプロパンで予備冷却される場合、冷媒流426の加温冷媒の温度は、約-60°F-51.1°Cであるのが良い。次に、冷媒流426の冷媒は、再圧縮のために圧縮機430に通される。図4の施設400では、温かい冷媒流426は、施設200,300の場合のようにライン1020を通って超伝導電気コンポーネント1000から出た冷媒と合流されることはない。温かい冷媒流426は、ライン432を通って圧縮機430から出る。ライン432内の作動流体をこれが熱交換器440を通過することにより一段と冷却することができる。熱交換器440内の冷却回路から好ましくは周囲媒体に熱が奪われる。次に、冷却された作動流体は、ライン442を通って冷凍ユニット1030に流入する。上述したように、ライン410から初期冷媒は、例えばプロパンによる冷凍により-40°Fまで一段と予備冷却されるのが良い。超伝導電気コンポーネント1000を冷却するため、独立した冷媒流が用いられる。これは、ライン425で示されている。これは、冷媒のスリップ流が施設200,300の場合のように用いられることがないということを意味している。独立冷媒の組成は、ライン442内の作動流体の組成とは異なっている。ライン425内の独立冷媒は、膨張弁428に通されてライン425内の冷媒が一段と冷却される。膨張弁428に代えて水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、冷却された独立冷媒は、超伝導電気コンポーネント1000を冷却するために用いられる流入冷媒ライン1010になる。流入冷媒ライン1010内の冷媒の温度は、約-30°Fである。この到来冷媒は、オプションとして、液相と気相の混合状態であっても良い。独立冷媒は、ライン1020として電力システム1000から出る。独立冷媒は、今や、加温されると共に蒸発した条件にあり、超伝導電気コンポーネント1000との熱交換が済んでいる。独立冷媒は、約-320°Fから最高約-240°Fの温度状態にある。ライン1020内の独立冷媒は、圧縮機230に通される。圧縮された冷媒又は作動流体は、ライン232のところで圧縮機230から出る。幾つかの実施形態では、独立冷媒は、冷凍ユニット1030に戻って通されて追加の冷却が行われ、その後、圧縮機230内に送り込まれる。次に、作動流体は、熱交換器450を通ることにより冷却される。熱が熱交換器450内の冷却回路から奪われる。作動流体は、LNG液化プロセスに応じて、周囲媒体又は中位の温度の冷媒によって冷却されるのが良い。かくして、低温冷媒流410が再び作られる。幾つかの場合、ライン232内の作動流体の温度がライン442内の冷媒の温度よりも低い場合、熱交換器440を完全にバイパスするのが良い。理解できるように、液化施設400では、超伝導電気コンポーネント1000のための冷却流1010は、LNG流1034から物理的に分離されている。換言すると、ライン1032からの過冷却天然ガスを冷却するために用いられる冷媒は、超伝導電気コンポーネント1000を冷却するために用いられる冷媒とは独立したループ内に存在する。超伝導電気コンポーネント1000を冷却するために用いられる冷却流1010は、ガス供給ライン1032内の予備冷却天然ガスを冷却するために用いられる冷媒410と同一の組成を有しても良く又はそうでなくても良い。しかしながら、冷却流1010は、冷凍ユニット1030からのLNG冷媒を用いる。独立冷媒及び圧縮機により、独立冷媒の組成及び圧力及びかくして温度を設定する際の融通性の実現が可能である。これにより、独立冷媒の温度を制御してこれを独立冷媒の要件とは無関係に、超伝導コンポーネントの臨界温度未満に維持することができる。図4の施設400は、超伝導コンポーネント1000が臨界温度未満の冷却を行うための液体窒素温度を必要とするが、選択されたLNGプロセスが大きな窒素冷媒ループを備えていない場合に特に有益である。図3の場合と同様、冷媒ユニット1030をLNGの良好な設計、制御及び作動並びに超伝導コンポーネントの冷却のための別個独立の並列熱交換器に分離されても良い。かかる実施形態では、ライン442内の流体は、分割され、次に並列熱交換器に差し向けられる。並列熱交換器からの温かい冷媒流は、次に互いに合流して圧縮機430に至る前に加温冷媒流426を形成する。超伝導電気コンポーネントをLNG処理プラント中に組み込む更に別の構成例が図5に提供されている。図5は、変形実施形態としてのガス処理施設500の略図である。施設500は、施設200のコンポーネントの多くを用いている。例えば、超伝導電気コンポーネントは、この場合も又、ボックス1000で示されている。電気コンポーネント1000は、動作電力を提供するよう施設500と一体化されている。この場合も又、大型冷凍ユニット1030が見える。天然ガスは、ガス供給ライン1032を通って冷凍ユニット1030に入る。好ましくは、供給ライン1032内の天然ガスは、1つ若しくは2つ以上の冷却塔内で又は1つ若しくは2つ以上の早期段冷凍ユニット図示せずを通って既に予備冷却されている。かくして、冷凍ユニット1030は、液化プロセスにおける最後の又は最も温度の低い熱交換器であるのが良い。冷却された天然ガスは、低温液化天然ガス又はLNGとして冷凍ユニット1030から出る。LNGは、LNGライン1034を通って液化施設500から出る。LNGは、最終的には、天然ガス市場への輸送のために渡航船上に設置された断熱貯蔵タンクに移される。しかしながら、この場合も又、LNGは、LNGのエンドフラッシュのために圧力降下ドラム図示せずを通って更に処理されるのが良い。冷媒は、冷凍ユニット1030内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒は、純粋成分炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン又はこれら成分の混合物が挙げられる。窒素も又、混合物中に用いられる場合がある。冷媒は、ライン510を通って冷凍ユニット1030内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約120°Fの周囲温度まで冷却される。しかしながら、ライン510内の冷媒をあらかじめ冷やすために更に予備冷却が利用される場合がある。プロパン冷媒系の場合、ライン310からの冷媒を約-40°Fまであらかじめ冷やすのが良い。ライン510からの冷媒は、冷凍ユニット1030を通って循環して送られる。その目的は、ライン1030からの予備冷却天然ガスとの熱交換を行うこと及びライン510内の冷媒を一段と冷却することにある。冷媒循環ラインが符号520で示されている。循環ライン520は、冷凍ユニット1030の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン520は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット1030の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン520内の作動流体は、冷凍ユニット1030中の循環により、一実施形態では、約-150°Fまで冷やされる。図5の施設500では、ライン520内の作動流体は、全て膨張弁522に通される。これは、作動流体を一段と冷却するのに役立つ。変形例として、膨張弁522に代えて水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、一段と冷却された作動流体は、ライン524を通って運ばれ、そして全て冷凍ユニット1030内に戻されてガスライン1032からの天然ガス及びライン510からの冷媒との別途熱交換が行われる。図2のスリップ流225は、用いられない。図2の場合と同様、ライン1032からの天然ガスをLNGへ冷却したり、及びライン410からの温かい冷媒を冷却することは、別々の熱交換部門で実施可能である。温かい低圧冷媒が冷凍ユニット1030から出る。これは、温かい冷媒流526で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン510からの初期冷媒が予備冷却されない場合、約100°Fの温度状態にある。冷媒がプロパンで予備冷却される場合、ライン526内の加温冷媒の温度は、約-60°Fであるのが良い。次に、温かい冷媒流526の冷媒は、再圧縮のために圧縮機230に通される。冷媒は、圧縮機230を出ると、ライン232を通って流れて冷却のために熱交換器540aに送られる。熱交換器540aは、冷却のために周囲媒体を用いることができる。好ましくは、冷媒は、更に第2の熱交換器540bに通される。かくして、低温冷媒流510が再び作られる。超伝導電気コンポーネント1000を冷却するため、液化天然ガスのスリップ流がLNGライン1034から取り出される。スリップ流は、ライン1036で示されている。ライン1036内のスリップ流は、実質的に液相の状態にあるが、代表的には、混合気相も有する。一実施形態では、スリップ流1036中のLNGは、-260°Fの状態にある。ライン1036内のスリップ流は、好ましくは、膨張弁528に通される。変形例として、膨張弁528に代えて水車又はガスエキスパンダを用いても良い。その結果として、ライン1036内のLNGスリップ流が一段と冷却される。冷却されたLNGは、流入冷媒ライン1010に差し向けられ、超伝導電気コンポーネント1000を冷却するために用いられる。図5の施設500では、流入冷媒ライン1010内の冷媒は、超伝導コンポーネント1000を冷却し、次に、流出加温冷媒ライン1020として出る。加温冷媒は、この場合も又蒸発天然ガスを構成し、約-250°Fの状態にある。加温冷媒は、ライン534のところで到来する他の低圧極低温天然ガス流と合流する。合流した流れは、圧縮機530中に差し向けられ、ここで、加圧され、その後冷媒は、ライン532を通って放出される。低圧極低温天然ガス流は、例えば、LNGタンカーの積荷せきか中、タンクから押しのけられたエンドフラッシュガス又はLNG貯蔵タンクから気化したガスであるのが良い。ライン1040内の天然ガスは、オプションとして、主LNG冷凍ユニット1030に戻される。加うるに、ライン532内の加温ガスの一部分は、ライン536を通って差し向けられて天然ガス液化施設500のところで燃料ガスとして用いられるのが良い。図5の施設構成例500では、天然ガスからの重い炭化水素成分は、超伝導コンポーネント1000が冷却されると、液体の形態で蓄積する場合がある。もしそうでなければ、重炭化水素により、超伝導コンポーネントの臨界温度を超える冷媒温度の上昇が生じる。これら重い炭化水素成分は、液体として重力分離されてライン1002内に集められて沈着物が除去されるのが良い。次に、ライン1002内の蓄積した重い炭化水素液体をポンプ1044で加圧し、ライン1004と天然ガス流1032との合流によって熱交換器1030に再導入するのが良い。図5で理解できるように、施設500では、LNGライン1034からのLNG製品の一部分は、超伝導電気コンポーネント1000のための冷却用流体1010として用いられる。冷却用流体を循環させて圧縮機230をすぐに通って冷凍ユニット1030に戻すのではなく、ライン1020内の冷却用流体を別個の圧縮機530に送り、そしてライン534内の種々の低圧極低温ガス流と合流させる。ライン1020内の加温冷媒これは、今や蒸発した天然ガス産出物であると低圧極低温ガスは、合流してライン536になる。合流状態の天然ガスは、例えば図1の大型発電タービン110を点火する際の燃料に使用できる。幾つかの場合、過剰の天然ガスは、ライン536を通って送られるのが良い。このことは、LNG液化プラントがライン536により提供される燃料ガスの全てを必要としているわけではないということを意味している。この状況では、過剰天然ガスは、冷凍ユニット1030に戻されるのが良い。これは、ライン1040で示されている。幾つかの場合、ライン1040は、熱交換器1030を通り、その後、例えば図6ではライン654で示されたライン1032と合流する。施設500は、超伝導電気コンポーネント1000を冷却するために液化天然ガスを利用している。これは、LNGが超伝導物質の臨界温度以下に冷えるほど十分低温である場合に特に有益である。超伝導電気コンポーネントをLNG処理プラント中に組み込む更に別の構成例が図6に提供されている。図6は、変形実施形態としてのガス処理施設600の略図である。施設600は、施設500のコンポーネントの多くを用いている。例えば、超伝導電気コンポーネントは、この場合も又、ボックス1000で示されている。電気コンポーネント1000は、動作電力を提供するよう施設600と一体化されている。この場合も又、大型冷凍ユニット1030が見える。天然ガスは、ガス供給ライン1032を通って冷凍ユニット1030に入る。好ましくは、供給ライン1032内の天然ガスは、1つ若しくは2つ以上の冷却塔内で又は1つ若しくは2つ以上の早期段冷凍ユニット図示せずを通って既に予備冷却されている。かくして、冷凍ユニット1030は、液化プロセスにおける最後の又は最も温度の低い熱交換器であるのが良い。冷やされた天然ガスは、低温液化天然ガス又はLNGとして冷凍ユニット1030から出る。LNGは、LNGライン1034を通って液化施設600から出る。図6の施設600では、製品ライン1034内の液化天然ガスは、エンドフラッシュシステム650に差し向けられる。エンドフラッシュシステム650は、LNG製造プロセスにとって型破りなものではない。ライン1034内のLNG製品は、エンドフラッシュシステム650の一部として、好ましくは、先ず最初に、膨張装置618に通される。膨張装置618は、例えば、弁又は水車であるのが良い。膨張装置618は、LNG製品を例えば-260°Fまで一段と冷却する。次に、一段と冷却されたLNG製品は、ライン612を通って放出される。ライン612内の一段と冷却されたLNG製品は、フラッシュドラム652に送られる。理解されるように、図6に示されているフラッシュドラム652は、概略的であるに過ぎない。実際には、フラッシュドラム652は、複数個の互いにほぼ同じ容器であるのが良い。ライン638は、一段と冷却されたLNG製品をフラッシュドラム652から送り出すものとして示されている。フラッシュドラム652は、LNG製品をLNG移送容器又は恐らくはより永続的な貯蔵施設への送り出しまでLNG製品を液化状態に保つ。フラッシュドラム652は、LNG貯蔵圧力よりも僅かに高い圧力、即ち、渡洋船上で維持され又はより永続的な貯蔵施設内に維持される圧力に維持される。フラッシュドラム652は、LNG製品をライン638中に放出する。LNG製品は、約-260°Fの状態にある。LNG製品は、ライン638を通って渡洋船又はより永続的な貯蔵施設に送られる。幾分かの天然ガス蒸気がフラッシュドラム652内における保持中に圧力の降下に起因して放出される。天然ガス蒸気は、エンドフラッシュガスと呼ばれる。エンドフラッシュガスは、ライン654を通って放出される。ライン654内のエンドフラッシュガスは、追加の冷却を行うために冷凍ユニット1030に送り戻される。一実施形態では、フラッシュガスは、冷凍ユニット1030内での冷却のための専用ライン630内で循環し、次に、LNG施設600のための燃料ガスとして用いられる。別の実施形態では、ライン1030内のガスの幾分か又は全ては、圧縮されて再液化のためにライン1032に戻されるのが良い。超伝導電気コンポーネント1000を冷却するため、液化天然ガスのスリップ流がLNGライン1034から取り出される。スリップ流は、ライン1036で示され、このスリップ流は、これがフラッシュドラム652を通って施設600を出る前に抜き取られたライン1034からのLNGの一部である。ライン1036内のスリップ流は、実質的に液相の状態にあるが、代表的には、混合気相をも有する。一実施形態では、ライン1036内のLNGスリップ流は、約-250°Fの状態にある。ライン1036内のスリップ流は、好ましくは、膨張弁628に通される。変形例として、膨張弁628に代えて水車又はガスエキスパンダを用いても良い。その結果、ライン1036内のLNGスリップ流が一段と冷却される。一実施形態では、ライン1036からのスリップ流は、約-260°Fに冷却される。冷却されたLNG冷媒は、流入冷媒ライン1010に差し向けられ、超伝導電気コンポーネント1000を冷却するために用いられる。流入冷媒ライン1010内のLNG冷媒は、超伝導電気コンポーネント1000を通って循環して超伝導物質を臨界温度未満に維持する。次に、この冷媒は、流出冷媒ライン1020を通って超伝導コンポーネント1000から出る。好ましくは、流出冷媒ライン1020内の冷媒は、ライン612と合流してフラッシュドラム652に入る。液体炭化水素と気体炭化水素の両方をライン1020を通じてパージし、冷媒温度を上昇させる場合のある重炭化水素の蓄積を回避することが重要である。冷媒は、冷凍ユニット1030内において過冷却天然ガスを冷却するために用いられる。冷媒は、純粋成分炭化水素、例えばメタン、エタン、エチレン、プロパン、ペンタン又はこれら成分の混合物が挙げられる。窒素も又、混合物中に用いられる場合がある。冷媒は、窒素を含む場合がある。冷媒は、ライン610を通って冷凍ユニット1030内に導入される。この段階では、冷媒は、代表的には、約120°Fの周囲温度まで冷却される。しかしながら、ライン610内の冷媒をあらかじめ冷やすために更に予備冷却が利用される場合がある。プロパン冷媒系の場合、冷媒を例えば約-40°Fまであらかじめ冷やすのが良い。ライン630からのフラッシュガスの一部分は、冷媒補充のためにライン626内の冷媒と合流するのが良い。これは、ライン632で示されている。ライン632は、施設600内での他の冷媒補充ガスの利用性に応じて、これがオプションであることを示すために破線で示されている。ライン610からの冷媒は、冷凍ユニット1030を通って循環して送られる。その目的は、ライン1030からの予備冷却天然ガスとの熱交換を行うことにある。冷媒循環ラインが符号620で示されている。循環ライン620は、冷凍ユニット1030の外部に位置した状態で示されているが、理解されるように、ライン620は、冷媒を作動流体として循環させるために冷凍ユニット1030の内部又はすぐ隣りに位置しても良い。ライン620内の作動流体は、冷凍ユニット1030中の循環により、一実施形態では、約-150°Fまで冷やされる。図6の施設600では、ライン620内の作動流体は、全て膨張弁622に通される。変形例として、水車又はガスエキスパンダを用いることができる。いずれの場合においても、膨張により、ライン620からの作動流体は一段と冷却される。一段と冷却された作動流体は、ライン624を通って運ばれ、そして全て冷凍ユニット1030内に戻されてガスライン1032からの天然ガス及びライン610からの元の冷媒との熱交換が行われる。温かい低圧冷媒が冷凍ユニット1030から出る。これは、温かい冷媒流626で示されている。これは、完全に熱交換された冷媒を表している。一実施形態では、例えば、ライン610からの初期冷媒が予備冷却されない場合、ライン626内の冷媒は、約100°Fの温度状態にある。冷媒がプロパンで予備冷却される場合、ライン626内の加温冷媒の温度は、約-60°Fであるのが良い。次に、加温冷媒は、再圧縮のために圧縮機230に通される。図6の施設600では、温かい冷媒流626は、施設200,300で行われているようにライン1020を通って超伝導電気コンポーネント1000を出た冷媒と合流するということがない。これとは異なり、温かい冷媒流626は、再圧縮のために圧縮機230中に差し向けられる。冷媒は、圧縮機230を出ると、ライン232を通って流れ、冷却のために熱交換器640aに送られる。熱交換器640aは、冷却のために周囲媒体を用いることができる。好ましくは、冷媒は、更に、第2の熱交換器640bに通されて別の冷媒、例えばプロパンにより約-40°Fまで予備冷却されるのが良い。かくして、低温冷媒流610が再び作られる。理解できるように、図6の施設600は、LNGそれ自体が超伝導コンポーネント1000の冷却用流体として用いられる別の実施形態を示している。冷却用流体を循環させて圧縮機230をすぐに通って冷凍ユニット1030に戻すのではなく、冷却用流体をシステム650内のエンドフラッシュガスと合流させてライン654を通って冷凍ユニット1030に直接戻す。これも又、LNG製品ライン1034内のLNGが超伝導コンポーネント1000を臨界温度以下に冷やすほど充分に低温である場合に有利である。図6の施設構成例600を改造することができる。一観点では、LNG製品流1034は、LNGを生産するのに通常必要な温度、例えば-270°F未満に過冷却されるのが良い。次に、LNG製品流1034全体は、ライン1010を通って冷却のために超伝導コンポーネント1000に差し向けられるのが良い。次に、加温LNG出口流1020は、膨張装置618に差し向けられ、次にフラッシュドラム652に送られるのが良い。本発明の一観点では、蒸発したLNGは、超伝導コンポーネントの冷却の際に用いられるのが良い。図7は、これが行われる一実施形態としての天然ガス液化施設700の略図である。施設700では、補助冷凍ユニット770が超伝導コンポーネントを冷却するために用いられる。補助冷凍ユニット770は、液化施設700でフラッシュし又は押し退けられた低温メタンガスを利用する。第1に、図7は、貯蔵タンク750を示している。貯蔵タンク750は、液化天然ガスをLNG船に積荷する前に液化天然ガスの一時的貯蔵手段となる。LNG船は、参照符号760で示されている。ジャンパライン753が貯蔵タンク750から液化天然ガスを送り出すものとして示されている。LNGは、積荷ポンプ754を通り、次に、積荷ライン756を通り、その後LNG船760に入る。液化天然ガスがLNG船760に設けられているLNGコンパートメントを満たすと、これは、残留蒸気をLNGコンパートメントから押しのける。残留蒸気は、主として、メタンで構成されており、少量の窒素を含む。残留蒸気は、揚荷ライン762を通ってLNG船から放出される。揚荷ライン762からの残留蒸気は、次に、補助冷凍ユニット770に通される。また、別個の蒸気流が貯蔵タンク750から得られる。これは、オーバーヘッドフラッシュライン758として示されている。ボイルオフガスが貯蔵タンク750からオーバーヘッドフラッシュライン758を通って流れる。次に、ボイルオフガスは、LNG船760からの残留蒸気と一緒に補助冷凍ユニット770に運ばれる。ボイルオフガスが揚荷ライン762内の残留蒸気と合流するのを助けるために圧縮機図示せずがオプションとしてオーバーヘッドフラッシュライン758に沿って設けられるのが良い。貯蔵タンク750からのボイルオフガス及びLNG船760から残留蒸気は、補助冷凍ユニット770内への供給のための低圧極低温天然ガス流の2つの源を表している。極低温天然ガス流は、補助冷凍ユニット770を通過する冷媒のための冷却エネルギーを提供する。補助冷凍ユニット770のための冷却エネルギーの更に第3の源は、ドラム752からフラッシュすることができるエンドフラッシュガスである。ドラム752は、LNGライン1034からLNGを受け取る。ライン1034内のLNGは、主冷凍ユニット図7には示されていないによって配分される。フラッシュドラム752により、システムは、主冷凍ユニットの高い作動圧力例えば、1000psigから貯蔵圧力までステップダウンすることができる。図7は、フラッシュドラム752からのLNG出口ライン757を示している。出口ライン757には、液化天然ガスが入っている。図7は又、オーバーヘッドフラッシュライン759を示している。圧力降下がフラッシュドラム752内で起こると、LNGの一部が蒸発し、オーバーヘッドフラッシュライン759を通って捕捉される。低温蒸気の一部は、オプションとして、再液化のためにライン710′を通って主冷凍ユニットに運ばれる。しかしながら、低温蒸気の少なくとも何割かは、ライン764に通される。ライン764は、ライン762,758と合流し、補助冷凍ユニット770内に導入される。低圧極低温天然ガス流ライン762,758,764が補助冷凍ユニット770を通過すると、これらは加温される。天然ガス流は、ライン772を通って単一流として補助冷凍ユニット770から出る。次に、ライン772からの加温天然ガス流は、LNG施設全体のための燃料ガスとして用いられ又は再液化のために再利用される。最後に、冷凍ループが図7に示されている。冷凍ループは、超伝導電気コンポーネント1000を冷却するために用いられる冷媒の冷却を行う。理解できるように、流入冷媒ライン1010がコンポーネント1000を冷却するために提供され、流出加温冷媒ラインが参照符号1020で示されている。流入冷媒ライン1010内の冷媒を一段と冷却するために膨張弁728が設けられている。冷媒は、ライン1020を通ってループをなして補助冷凍ユニット770内に戻される。加温冷媒は、補助冷凍ユニット770を通って戻り、それにより最後の僅かな低温エネルギーを取り出す。次に、冷媒は、一段と加温された冷媒としてライン744を通って出る。ライン744内の一段と加温された冷媒は、圧縮機730に通され、次にライン732を通って出る。冷媒は、熱交換器740により予備冷却され、次に、補助冷凍ユニット770に送り戻される。図7の実施形態の一利点を挙げると、このシステムは、小型であり且つ超伝導コンポーネントをこれらの臨界温度未満に維持するよう冷却負荷に良好にマッチする。加うるに、このシステムは、主液化システムとは独立して制御可能であり、超伝導コンポーネントのための冷凍システムに何らかの異常があっても、主液化プロセスを乱すことなく燃料システム内でこれを管理することができる。LNG液化プロセスのための電力効率を向上させる種々の施設を本明細書において開示した。効率は、超伝導電気コンポーネントをLNGプラントのための発電に組み込むことにより向上する。超伝導コンポーネントは、LNGプラントで既に利用可能な流れ及び圧縮部門を利用することができる。また、発電への超伝導電気コンポーネントの使用により、LNGプラントの建造又は拡張のための資本費が減少する。また、発電への超伝導電気コンポーネントの使用により、LNG生産に必要な機器のスペース及び重量が減少する。これは、オフショア用途では特に有益である。任意の用途において、本明細書において開示した本発明は、LNG生産と関連した単価の安い冷凍を活用して超伝導コンポーネントに安価な冷却を提供する。本発明は、或る特定の実施形態では、ガス駆動タービン又は複合サイクルタービンを超伝導電気モータ、発電機、変圧器、送電導体又はこれらの組み合わせで置き換えることにより効率を一段と向上させると共に温室ガスエミッションを一段と減少させる。超伝導電気コンポーネントの使用により、LNG処理施設の電気コンポーネントの電気効率を従来型電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して少なくとも1パーセント向上させることができると考えられる。効率の向上は、単位電力当たりのLNG又は単位燃料需要当たりのLNG若しくは単位エミッション当たりのLNG中の天然ガスの液化効率の向上の点において表すことができる。これら測定値の各々を超伝導電気コンポーネントの使用により増大させることができ、電気コンポーネントは、従来型電気コンポーネントと比較して少なくとも1パーセント、好ましくは少なくとも3パーセント向上する。以下の実施態様A~LLは、本明細書において提供される施設を更に説明している。実施態様項A:天然ガス処理施設であって、電力源を有し、液化天然ガスを加温し又は天然ガスを液化温度に冷却する主ユニットを有し、熱交換媒体を前記主処理ユニットに送る第1の冷媒入口ラインを有し、天然ガスを前記主処理ユニットに送る天然ガス入口ライン有し、天然ガス出口ラインを有し、少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを有し、前記超伝導電気コンポーネントには、非超伝導電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して前記超伝導電気コンポーネントの電気効率を少なくとも1パーセント向上させるよう超伝導物質が用いられ、前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持するための冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送る流入冷媒ラインを有し、前記冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントから放出する流出冷媒ラインを有する、天然ガス処理施設。実施態様項B:前記施設は、天然ガス液化施設であり、前記主処理ユニットは、主冷凍ユニットであり、前記熱交換媒体は、第1の冷媒であり、前記天然ガス出口ラインは、実質的に液化された天然ガスを前記主冷凍ユニットから放出するためのものである、実施態様項A記載の天然ガス処理施設。実施態様項C:前記電力源は、送電網、少なくとも1つのガスタービン発電機、蒸気タービン発電機、ディーゼル又はこれらの組み合わせを含む、実施態様項A又はB記載の天然ガス処理施設。実施態様項D:前記天然ガス入口ラインからの前記天然ガスは、前記主処理ユニット内への導入前に予備冷却される、実施態様項A~Cのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項E:前記主冷凍ユニットは、最終の冷凍ユニットである、実施態様項B記載の天然ガス処理施設。実施態様項F:前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントは、1つ又は2つ以上のモータ、1つ又は2つ以上の発電機、1つ又は2つ以上の変圧器、1つ又は2つ以上の開閉装置、1つ又は2つ以上の変速駆動装置、1つ又は2つ以上の送電導体又はこれらの組み合わせを含む、実施態様項A~Eのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項G:天然ガスの液化又はガス化のための施設を支持するオフショアユニットを更に有し、前記オフショアユニットは、浮船、船舶形容器又は海底に基礎を置く機械的構造体を含む、実施態様項A~Fのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項H:前記超伝導電気コンポーネントは、i同等の非超伝導コンポーネントの重量の少なくとも約1/3以下である重量を有し、ii同等の非超伝導コンポーネントのフットプリントの少なくとも約1/3以下であるフットプリントを有し、或いはiiiこれら両方を有する、実施態様項A~Gのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項I:前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントは、シャフトを回転させるモータを含み、前記シャフトは、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの機械的コンポーネントを回す、実施態様項A~Hのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項J:前記施設は、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する複数個の圧縮機及びポンプを有し、前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントは、シャフトをそれぞれ回す複数個のモータを含み、前記シャフトはそれぞれ、冷媒流又は他の流体流を前記施設内で圧縮し又は圧送する圧縮機又はポンプの対応の機械的コンポーネントを回す、実施態様項B~Iのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項K:前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する前記冷媒は、液化天然ガス、メタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン、ペンタン、窒素又はこれら物質の混合物を含む、実施態様項A~J記載の天然ガス処理施設実施態様項L:冷媒スリップラインを更に有し、前記冷媒スリップラインは、第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる前記流入冷媒ラインに第1の冷媒の一部分を送り、前記第1の冷媒と前記第2の冷媒は、同一の冷媒である、実施態様項B~Kのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項M:前記施設は、加温された冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する加温冷媒出口ラインと、前記加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を、循環により前記第1の冷媒の一部分として前記主冷凍ユニットに戻す前に、再圧縮する圧縮機とを更に有し、前記加温冷媒出口ラインからの前記加温冷媒は、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントから放出するために用いられる流出冷媒ライン内の第2の冷媒と合流し、前記加温冷媒と前記第2の冷媒は、一緒になって前記圧縮機に通される、実施態様項B~Lのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項N:補助冷凍ユニットを更に有し、流入冷媒スリップラインを更に有し、前記流入冷媒スリップラインは、前記第1の冷媒入口ラインから前記第1の冷媒の一部分を取り出して前記第1の冷媒の前記一部分を第3の冷媒として前記補助冷凍ユニットに送り、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送るために用いられる流入冷媒ラインに前記第3の冷媒の一部分を送る流出冷媒スリップラインを更に有する、実施態様項B~Mのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項O:前記第3の冷媒と前記第2の冷媒は、同一の冷媒である、実施態様項N記載の天然ガス処理施設。実施態様項P:前記補助冷凍ユニットのデューティは、前記主冷凍ユニットから独立して制御される、実施態様項N又はO記載の天然ガス処理施設。実施態様項Q:前記主冷凍ユニットは、加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを有し、前記補助冷凍ユニットは、加温冷媒を前記補助冷凍ユニットから放出する補助加温冷媒出口ラインを有し、前記施設は、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を、循環により前記主冷凍ユニットに戻す前に、再圧縮する第1の圧縮機を有する、実施態様項B~Pのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項R:前記補助加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、前記加温冷媒出口ライン内の前記主加温冷媒が前記第1の圧縮機内で再圧縮される前に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と合流し、前記補助加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、第1の冷媒として前記第1の圧縮機から放出される、実施態様項Q記載の天然ガス処理施設。実施態様項S:前記第2の冷媒は、前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントから放出されるために用いられる前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒は、前記補助冷凍ユニットに差し向けられる、実施態様項Q記載の天然ガス処理施設。実施態様項T:前記補助加温冷媒出口ライン内の出口加温冷媒は、第2の圧縮機に通され、次に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒が前記第1の圧縮機を通過する前に、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒と合流し、それにより、前記補助冷凍ユニットと前記主冷凍ユニットとの間の独立温度制御が行われる、実施態様項Q記載の天然ガス処理施設。実施態様項U:前記施設は、独立した冷媒を前記主冷凍ユニットから前記第2の冷媒として前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに放出する第2の出口ラインを更に有し、前記独立冷媒は、前記第1の冷媒とは異なる組成を有する、実施態様項B~Tのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項V:前記第2の冷媒は、前記臨界温度未満における前記超伝導電気コンポーネントの動作を保証するよう前記第1の冷媒入口ライン内の前記第1の冷媒とは独立して制御される前記流入冷媒ライン内の冷却温度を有する、実施態様項U記載の天然ガス処理施設。実施態様項W:前記施設は、補助冷凍ユニットを更に有し、前記補助冷凍ユニットは、前記主冷凍ユニットとは独立して前記第2の冷媒を生じさせ、前記補助冷凍ユニットは、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントから作動流体として放出するために用いられる前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒の少なくとも一部分を受け入れる、実施態様項B~Vのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項X:前記主冷媒の一部分は、前記補助冷凍ユニットに差し向けられ、主加温冷媒出口ラインが加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出し、主加温冷媒出口ラインが加温冷媒を前記補助冷凍ユニットから放出し、前記主冷凍ユニット及び前記補助冷凍ユニットからの前記主加温冷媒のための前記出口ラインは、組み合わせ加温冷媒出口ラインの状態に合体し、前記組み合わせ加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第1の圧縮機が設けられ、前記組み合わせ加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記第1の冷媒として前記主冷凍ユニット及び前記補助冷凍ユニットに戻され、前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒を再圧縮する第2の圧縮機が設けられ、前記第2の冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、実施態様項W記載の天然ガス処理施設。実施態様項Y:前記施設は、加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを更に有し、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第1の圧縮機を更に有し、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒は部分的に冷却され、次に循環して前記第2の冷媒として前記主冷凍ユニットに戻され、前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒を再圧縮する第2の圧縮機を更に有し、前記第2の冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、実施態様項U~Xのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項Z:前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントを臨界温度未満に維持する前記第2の冷媒は、前記天然ガス出口ラインからの前記液化天然ガスの一部分を含み、前記液化天然ガスの前記一部分は、スリップ流として前記天然ガス出口ラインから取り出され、前記スリップ流は、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送るための前記流入冷媒ラインと流体連絡状態にある、実施態様項B~Yのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項AA:前記施設は、加温冷媒を前記主冷凍ユニットから放出する主加温冷媒出口ラインを更に有し、前記主加温冷媒出口ライン内の前記加温冷媒を再圧縮する第1の圧縮機を更に有し、前記加温冷媒は、部分的に冷却され、次に循環して前記第1の冷媒として前記主冷凍ユニット内に戻され、前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒を再圧縮する第2の圧縮機を更に有し、前記第2の冷媒は、i循環して再冷却のために前記主冷凍ユニット内に戻され、ii前記施設のための燃料ガスとして用いられ、或いはiii前記iと前記iiの両方である、実施態様項Z記載の天然ガス処理施設。実施態様項BB:前記天然ガス出口ライン内の前記液化天然ガスは、重い炭化水素を含み、前記重い炭化水素は、前記第2の冷媒を前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントに送る冷却ラインから除去され、前記除去された重い炭化水素は、前記天然ガス入口ライン内に再導入される、実施態様項AA記載の天然ガス処理施設。実施態様項CC:前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒は、循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、実施態様項AA記載の天然ガス処理施設。実施態様項DD:前記施設は、i前記天然ガス出口ラインから前記液化天然ガスを受け入れ、ii前記液化天然ガスを一時的に貯蔵し、iii前記液化天然ガスの大部分を渡洋船又は永続的なオンショア貯蔵所に送り、ivエンドフラッシュラインを通ってエンドフラッシュガスを放出するエンドフラッシュシステムを更に有し、前記第2の冷媒は、前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントの冷却後、前記エンドフラッシュシステムに差し向けられる、実施態様項A~CCのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項EE:前記エンドフラッシュガスは、循環して前記主冷凍ユニット内に戻される、実施態様項DD記載の天然ガス処理施設。実施態様項FF:前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒は、前記エンドフラッシュガスと合流する、実施態様項Z記載の天然ガス処理施設。実施態様項GG:前記天然ガス出口ライン内の液化天然ガスは、前記主冷凍ユニット内で前記少なくとも1つの超伝導電気コンポーネントの臨界温度未満に過冷却され、前記過冷却液化天然ガスの少なくとも一部分は、前記第2の冷媒として用いられ、前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒は、i前記天然ガス出口ラインから前記液化天然ガスを受け入れ、ii前記液化天然ガスを一時的に貯蔵し、iii前記液化天然ガスの大部分を渡洋船又は永続的なオンショア貯蔵所に送り、ivエンドフラッシュラインを通ってエンドフラッシュガスを放出するエンドフラッシュシステム中に導入される、実施態様項B~FFのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項HH:冷媒源を保持する貯蔵装置と、前記冷媒源を冷却し、前記冷媒源を前記施設の始動の際に前記超伝導電気コンポーネントに放出する膨張装置とを更に有する、実施態様項A~GGのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項II:前記流出冷媒ライン内の前記第2の冷媒からガスを放出し、i前記ガスを前記施設のための燃料として送り、ii前記ガスを再液化のために前記主冷凍ユニットに送り戻し、又はiii前記ガスを逃がす出口ラインを更に有する、実施態様項A~HHのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項JJ:ボイルオフ天然ガスは、LNG貯蔵タンク、積み込みライン、LNG船の積み込み中に押しのけられる蒸気、又はこれらの組み合わせから回収され、そして前記第2の圧縮機への供給前に前記第2の冷媒出口ラインと合流する、実施態様項AA記載の天然ガス処理施設。実施態様項KK:前記天然ガス出口ラインからの前記液化天然ガスは、LNGエンドフラッシュガスを生じさせ、前記第2の冷媒は、iLNGエンドフラッシュガス、iiLNG貯蔵タンクの沸騰から生じたガス、iii積み込みライン内のボイルオフ天然ガスから生じたガス、ivLNG船の積み込み中に押しのけられたガス又はvこれらの組み合わせとの熱交換の際に冷やされることにより冷却される、実施態様項A~JJのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。実施態様項LL:従来型電気コンポーネントの使用により得られる電気効率と比較して前記超伝導電気コンポーネントの電気効率を少なくとも1パーセント向上させることは、i単位電力当たりのLNG、ii単位燃料需要当たりのLNG又はiii単位エミッション当たりのLNGの面における天然ガスの液化効率を向上させることから成る、実施態様項A~KKのうちいずれか一に記載の天然ガス処理施設。本明細書において説明した本発明は、上述の利益及び利点を達成するよう十分に計算されていることは明らかであるが、本発明は、その精神から逸脱することなく、改造、変形及び変更が可能であることは理解されよう。"