"船体及び複数のLNG貯蔵タンク4,104を有する改造型LNG運搬船よりなる浮体式LNGプラント1,1,100において、前記浮体式LNGプラント1,1,100は、追加の船体容積を生成するために前記船体の側面に付加された少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103と、前記浮体式LNGプラント1,1,100上に設置されたLNG処理のためのプロセス設備110と、前記LNG処理中に分離された流体を貯蔵するための貯蔵器と、を備え、前記貯蔵器はもとのLNG運搬船のバラストタンクにより形成されている、又は前記バラストタンクのために確保された空間に形成されている、ことを特徴とする浮体式LNGプラント1,1,100。前記浮体式LNGプラント1,1,100の前記スポンソンはダブルハル二重船体構造保護を提供する、請求項1記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記船体の側面に前記スポンソンを付加することによって生成された追加の船体容積内に前記浮体式LNGプラント1,1,100のための新しいバラストタンクを備えている、請求項1又は2記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記浮体式LNGプラント1,1,100上のLNG処理のための前記プロセス設備110が、前記船体の側面に前記少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103を付加することによって生成された追加の甲板スペースに設置されている、請求項1-3のいずれかに記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記スポンソン2,2’,3,3’,102,103はLNGを積み込む又は積み出すためのLNG移送装置111を支持するために使用されている、請求項4記載の浮体式LNGプラント1,1,100。LNGFPSOは前記船体の両側に1つずつ2つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103を備え、第1のスポンソン2,2’,102はLNG移送装置111を支持するために使用され、第2のスポンソン3,3’,103はLNGプロセス設備110を支持するために使用されている、請求項5記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記スポンソン2,2’,3,3’,102,103は浮動積出しホース19の貯蔵のために使用されている、請求項5又は6記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記スポンソン2,2’,3,3’,102,103内に発電ユニットが設置されている、請求項1-7のいずれかに記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記LNGFPSO1,1,100は係留システム及び流体移送システムを更に備え、前記流体移送システムはスイベル及び該スイベルを浮体式LNGプラント上の液化用プロセス設備に連結する配管を含んでいる、請求項1-8のいずれかに記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記浮体式LNGプラント1,1,100を風見鶏のように動けるように海底に係留する外部タレット10を備える、請求項9記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記浮体式LNGプラント1,1,100を風見鶏のように動けるように海底に係留できるようにするために積出しブイを備える、請求項9記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103の外郭に衝突保護手段40が設けられている、請求項1-11のいずれかに記載の浮体式LNGプラント1,1,100。前記少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103の外郭はSPSを用いて衝突損傷から保護されるように構成されている、請求項12記載の浮体式LNGプラント1,1,100。少なくとも船体、複数のLNG貯蔵タンク4,104及び少なくとも1つのバラストタンクを備えるLNG運搬船を浮体式LNGプラント1,1,100に改造する方法において、前記方法は、追加の船体容積を生成するために前記船体の側面に少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103を付加するステップと、前記運搬船上にLNG処理のためのプロセス設備110を設置するステップと、前記LNG処理中に分離された流体を貯蔵する貯蔵空間を生成するためにもとのLNG運搬船の前記バラストタンク又は前記バラストタンクために確保された空間を使用するステップと、前記浮体式LNGプラント1,1,100のための新しいバラストタンクを生成するために前記少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103を付加することによって生成された前記追加の船体容積を使用するステップと、を備えることを特徴とする方法。前記方法は、前記LNG処理のためのプロセス設備110を前記船体の側面に少なくとも1のスポンソン2,2’,3,3’,102,103を付加することにより生成された追加の甲板スペースに設置するステップを備える、請求項14記載の方法。前記方法は、前記少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103の外郭に衝突保護手段40を設けるステップを備える、請求項14又は15記載の方法。天然ガスを利用者に供給する天然ガス供給システムであって、前記天然ガスは液化ステーションから近くの沿岸に位置する沿岸ガス受取施設に航行するLNG運搬船50によりLNGとして輸送されるシステムにおいて、本システムは、製品貯蔵及び積出し機能を有するとともに追加の船体容積を生成するために船体の側面に少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103が設けられた少なくとも1つの改造浮体式LNGプラントと、前記沿岸ガス受取施設に位置し、気体状の天然ガスに生成するためにLNGを加熱し、前記気体状の天然ガスを前記施設に移送するために前記施設に連結されているLNGFSRU浮体式貯蔵再ガス化ユニット85と、を備えることを特徴とする、天然ガス供給システム。前記天然ガス供給システムは浮体式LNGプラントを備え、前記浮体式LNGプラントは請求項1-12のいずれかに記載の浮体式LNGプラントである、請求項17記載の天然ガス供給システム。本発明の目的は、従来から知られている浮体式LNGプラントよりも高い安全性を提供する総合設計を有する浮体式LNGプロセスを提供することになる。本発明の第1の態様によれば、本発明は、船体及び複数のLNG貯蔵タンクを有する改造型LNG運搬船よりなる浮体式LNGプラントに関し、前記浮体式LNGプラントは、追加の船体容積を生成するために前記船体の側面に付加された少なくとも1つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103と、前記浮体式LNGプラント1,1,100上に設置されたLNG処理のためのプロセス設備110と、前記LNG処理中に分離された流体のための貯蔵器と、を備え、前記貯蔵器はもとのLNG運搬船のバラストタンクにより形成されている、或いは前記バラストタンクのために確保された空間に形成されている、ことを特徴とする。本明細書において、浮体式LNGプラントという語句を使用するが、この語句はLNGの処理及び貯蔵に使用するように改造された任意のLNG運搬船を指す。もとのLNG運搬船は改造されると、その結果として、例えばFPSO,FSRU又はFPGUとして使用し得る浮体式LNGプラントになる。本明細書において、LNG運搬船という語を使用しているが、これは本来LNG運搬用に建造された船を意味する。本明細書において、もとのLNG運搬船というときは、そのLNG運搬船を浮体式LNGプラントに改造する前のLNG運搬船を指す。本明細書において、スポンソンという語を使用するが、この語は追加の船体容積を提供するための任意の突出船体構造部を指す。スポンソンは通常船の長さに沿って伸びる。必要に応じ、スポンソンの上面は平面にすることができる。この上面は船の主甲板と同一平面になるように構成することができる。しかしながら、スポンソンの上面は平面にしなくても、船の主甲板と同一平面にしなくてもよい点に注意されたい。スポンソンは主甲板の下方で船体に連結できるようにするのが極めてよい。これは実際上、建設可能性のため及び連結部での応力集中を軽減するために好ましい。本発明の第1の技術的効果は、スポンソンの追加により全体としてより多量の積荷を運搬することが可能になることにある。如何なる船も、法律の下で、船の重量及び喫水を正常及び損傷シナリオで制御するために所定量のバラスト空間を確保する必要がある。通常のLNG運搬船の場合には、このバラスト空間はダブルハル二重船体構造空間を形成するサイドウィングタンクにより提供される。本発明によれば、スポンソンにより追加された容積は、これまでバラスト水を担持すること又は空洞にすることのみが許可されたバラスト保存空間を浮体式LNGプラントの船上のLNG処理から生じる石油、コンデンセート又は他の廃棄物などの流体を貯蔵するためのタンクに改造することが可能になる。本発明によれば、もとのLNG運搬船のバラストタンクをこれらの流体を貯蔵するために使用することができる。或いはまた、もとのバラストタンクのために使用可能であった空間はこれらの流体のために新たに構成されるタンクを部分的に収容するために使用することができ、これらのタンクは、それらの残部をスポンソンの追加によって密閉される空間内に延在させることができる。本発明による浮体式LNGプラントの構成の第2の利点は、スポンソンの追加によって、LNG運搬船又は供給船などの別の船との起こり得る側面衝突の衝突点を表す船の側面から船のLNG貯蔵区域までの分離距離が増大することにある。従って、この分離距離の増大は追加の衝突安全性をもたらす。浮体式LNGプラントが海底に係留されているとき、スポンソンは係留された船をより安定にする。高いプロセス塔の動作可能時間は船のロール運動により決まり、より安定な船はプロセスの動作可能時間を増大する。スポンソンの存在の更に他の利点は、船体の全体的強度を増大することになる。これによりホッギング及びサッギングなどの船体の変形が制限され、スポンソンを設けた船はより多量の甲板積荷を積載することができる。本発明の好ましい実施形態によれば、前記浮体式LNGプラントの前記スポンソンは、ダブルハル二重船体構造保護を提供する。本発明の好ましい実施形態によれば、前記船は前記船体の側面に前記スポンソンを付加することによって生成された追加の船体容積内に前記浮体式LNGプラントのための新しいバラストタンクを備える。本発明の好ましい実施形態によれば、浮体式LNGプラント上のLNG処理のためのプロセス設備が、船体の側面に少なくとも1つのスポンソンを付加することによって生成された追加の甲板スペースに搭載されている。すべてのLNG処理設備をスポンソンの追加によって生成されたオープンデッキエリア上に搭載可能にするためには、プロセスモジュールの幅をスポンソンの利用可能な幅に調整しなければならないため、プロセスモジュールは引き伸ばす必要がある。その効果は、プロセスモジュールのサイズがLNG処理のための通常のモジュールに比較して全体的に長くなるが幅が小さくなる。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記スポンソンはLNG移送装置を支持するために使用される。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記LNGFPSOは前記船体の両側面に1つずつ、2つのスポンソン2,2’,3,3’,102,103を備え、第1のスポンソン2,2’,102はLNG移送装置111を支持するために使用され、第2のスポンソン3,3’,103はLNGプロセス設備110を支持するために使用される。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記スポンソンは浮動積出しホースの貯蔵のために使用される。この手段の効果は、スポンソンのリンクを浮動LNG積出しホースの貯蔵のために使用でき、例えば2艘のタンデム積出し構成のために、スポンソン上のガターに貯蔵することができる。この場合には、浮体式LNGプラントのハフトhaftでホースリールが不要になる。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記スポンソン内に発電ユニットが設置される。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記浮体式LNGプラントは係留システム及び流体移送システムを更に備え、前記流体移送システムはスイベル及び該スイベルを前記浮体式LNGプラント上の液化用プロセス設備に連結する配管を含む。前記浮体式LNGプラントは、前記浮体式LNGプラントを風見鶏のように動けるように海底に係留できるようにするために外部タレットを備えることができる。代案として、前記浮体式LNGプラントは、前記浮体式LNGプラントを風見鶏のように動けるように海底に係留できるようにするために、積出しブイを備えることもできる。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記少なくとも1つのスポンソンの外郭に衝突保護手段が設けられる。前記少なくとも1つのスポンソンの外郭はSPSサンドイッチプレートシステムを用いて衝突損傷から保護されるように構成することができる。前記船は海底に係留されているとき、スポンソンは係留された船をより安定にする。高いプロセス塔の動作可能時間は船のロール運動により決まり、より安定な船はプロセスの動作可能時間を増大する。こういう訳でスポンソンの代わりにサイドデッキだけを延長しても好ましい解決は得られない。本発明の第2の態様によれば、本発明は、少なくとも船体、複数のLNG貯蔵タンク及び少なくとも1つのバラストタンクを備えるLNG運搬船を浮体式LNGプラントに改造する方法において、前記方法は、追加の船体容積を生成するために前記船体の側面に少なくとも1つのスポンソンを付加するステップと、前記運搬船上にLNG処理のためのプロセス設備を設置するステップと、前記LNG処理中に分離された流体を貯蔵する貯蔵空間を生成するためにもとのLNG運搬船の前記バラストタンク又は該バラストタンクために確保された空間を使用するステップと、前記浮体式LNGプラントのための新しいバラストタンクを生成するために前記少なくとも1つのスポンソンを付加することによって生成された前記追加の船体容積を使用するステップと、を備えることを特徴とする。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、本方法は、前記LNG処理のためのプロセス設備を前記船体の側面に少なくとも1のスポンソンを付加することにより生成された前記追加の甲板スペースに設置するステップを備える。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、本方法は、前記少なくとも1つのスポンソンの外郭に衝突保護手段を設けるステップを備える。本発明の他の態様によれば、本発明は、天然ガスを利用者に供給する天然ガス供給システムに関し、ここで、前記天然ガスは液化ステーションから近くの沿岸に位置する沿岸ガス受取施設に航行するLNG運搬船によりLNGとして輸送され、本システムは、製品貯蔵及び積出し機能を有するとともに追加の船体容積を生成するために船体の側面に少なくとも1つのスポンソンが設けられた少なくとも1つの改造浮体式プラントと、前記沿岸ガス受取施設に位置し、気体状の天然ガスに生成するためにLNGを加熱し、前記気体状の天然ガスを前記施設に移送するために前記施設に連結されているLNGFSRU浮体式貯蔵再ガス化ユニット85と、を備えることを特徴とする。本発明の一つの好ましい実施形態によれば、前記天然ガス供給システムは浮体式LNGプラントを備え、前記浮体式LNGプラントは本発明による浮体式LNGプラントである。本発明及びその利点は図面に関する以下の説明からよりよく理解される。図1は本発明による浮体式LNGプラント1の可能な一実施形態の側面図及び上面図を示す。図1-6において、LNGFPSOの形態の浮体式LNGプラントについて記載する。本発明の長所は既存のLNG運搬船をFSRU又はFPGUなどの別の浮体式LNGプラントに改造する際にも利用することができる。FPGU及びFSRUは図に示されていない。典型的には、FPGUは、発電ユニット、ガス処理設備及びケーブルなどの電力輸送設備を有する。必要に応じ、FPGUは液体輸送設備も備えることができる。典型的には、FSRUは、LNGをガスに変換するための設備を有する。浮体式LNGプラント1は、本発明によれば、外部タレット10により係留される。浮体式LNGプラント1はタレット10の周りを風見鶏のように動くことができる。浮体式LNGプラント1は、既存のLNG運搬船を改造することによって得られる。もとのLNG運搬船は、例えば蒸気ボイラー推進システムを有するモス型タンカーである。高いコンデンセート生産速度を有する設備を比較的濃いガス田で使用する場合、それが生み出す追加の収益でその近傍に置かれる個別のコンデンセートFSO図示せずに資金を出すことは容易である。このアプローチは、稀薄ガス田及び濃厚ガス田の両方のために比較的安価な標準LNGFPSO1を建造し、再配置の潜在的な機会を増大させることができることを意味する。図1の上面図に示されるように、浮体式LNGプラント1は船体の左舷に比較的広いスポンソン2を有する。浮体式LNGプラント1は右舷に左舷のスポンソン2より小さいスポンソン3が設けられる。浮体式LNGプラント1は船1の両側に同じサイズのスポンソンを備えることもできる。図1によれば、もとのモス型タンカー、従って浮体式LNGプラント1は5つ又は4つLNGタンクを備える。モス型タンカーの使用は、球形モス型のLNG貯蔵タンクはLNG及びLPGの理想的な耐スロッシング液面揺動貯蔵をもたらす利点を有する。図1によれば、浮体式LNGプラント1は外部タレット10を備える。代替実施形態図示せずでは、浮体式LNGプラント1は代替係留システム、例えば切離し可能な水中積出しブイのような内部タレット係留システム図示せずを備えることができる。このような切離し可能な積出しブイの構造は当該技術分野において周知であり、詳細な説明は省略する。別の代替係留システム図示せずは風見鶏型でない周知のスプレッド型係留装置である。図1に示す実施形態では、外部タレット10によって、浮体式LNGプラント1を、例えば低気圧エリアでの操業のために、又はガス貨幣化のためのキャンペーンアプローチにおけるいくつかの極めて小さいガス田でのクイック連結及び/又は容易な再配置のために、切り離すことができるように設計することができる。クイック係留策切り離しは、主な修理又はメインテナンスをより簡単にヤード内で実行でき、迅速にサービスに復帰させることができることも意味する。スポンソン2及び3の可能な実施形態が図2及び図3に示されている。図2及び図3につき説明されるように、追加のスポンソン2及び3が船体5,5’に固定され、LNG運搬船をLNGFPSOとして動作させるために必要とされる追加の設備を設けるために必要とされるすべての追加の容積及び空間を甲板の上及び下に提供する。船の蒸気駆動は搭載されたボイラーにより供給され、すべての電力需要は新しい蒸気タービン発電機図示せずにより供給することができ、この発電機はスポンソン2,3内に配置することができる。スポンソン2,3は、船の幅が世界中の乾ドッグの大部分に入ることができる最大幅まで拡がるように設計される。このことは、全幅は約59mに制限されることを意味する。図2によれば、浮体式LNGプラント1,1’の右舷側のスポンソン3に、バラストタンクとして作用する空間が設けられる。このことは、番号11で示す内部船体空間内に存在するもとのバラストタンクは新しい機能を取得することができ、バラスト機能はスポンソン3内の空間で引き受けることができることを意味する。空間11を使用するもとのバラストタンクは今やコンデンセート又はLNG液化プロセスで生成される他の残留流体を貯蔵するために使用することができる。浮体式LNGプラント1の右舷側はスポンソン3の存在により向上した衝突保護を有する。衝突保護は2重壁スポンソン3を使用することによって向上させることができる。衝突保護は、SPSサンドイッチプレートシステムのようなポリマベース板構造を使用することによって衝突損傷に対して更に向上させることができる。図2によれば、浮体式LNGプラント1の左舷側のスポンソン2に、バラストタンクとして作用する空間21が設けられる。コンデンセート又はLNG液化プロセスで生成される他の残留流体を貯蔵する新しい貯蔵空間22を生成するために、もともとバラストタンクのために確保された空間右舷側参照を含むスポンソン2の残部の内部空間を使用する。このことは、浮体式LNGプラント1の左舷側に比較的大きな貯蔵空間を生成するために、左舷側のもとのバラストタンクは除去されるか拡大されることを意味する。図3において、スポンソン2’及び3’の代替構成が示されている。図3によれば、右舷側のスポンソン3’は、もとのバラストタンク11のための空間をコンデンセート又はLNG液化プロセスで生成される他の残留流体を貯蔵するために使用にすることを可能にするために、図2によるスポンソン3と同様の構造を有する。空間31’はバラストタンクとして使用することができる。図3による浮体式LNGプラント1’の右舷側のスポンソン2’は、コンデンセート又はLNG液化プロセスで生成される他の残留流体を貯蔵する比較的大きな貯蔵空間22’を生成するために、もともとバラストタンクのために確保された空間右舷側参照とともにスポンソン2’の内部空間22’を含む。図3による浮体式LNGプラント1’の衝突保護を向上させるために、スポンソン2’の外部に外付け衝突保護体40が設けられる。この衝突保護体40は、LNG液化プロセス用設備又はガスもしくはLNG液化プロセスで生成されるコンデンセート又は他の残留流体のための貯蔵空間のいずれかを備える浮体式LNGプラント1の部分への損傷を回避もしくは制限するために衝突時のエネルギーを吸収するように構成される。図1、2及び3に示されるように、スポンソン2’及び3’はいくつかの用途のために大容量の追加の甲板空間を提供する。これは、既存のLNGタンク4’のいずれも除去することなく本発明の概念を実現可能にする。スポンソン2,2’、3、3’の長さは浮体式LNG積出しホースの長さ方向収納に使用することができる。これは、例えばスプーン甲板上又はスポンソン2,2’、3、3’内のガターとすることができる。LNG積出しホースは既知の2艘タンデム積出し構成に使用することができる。浮体式LNG積出しホースがこのように格納される場合には、LNGプラント1のハフトhaft上にホースリールを必要としない。ホースリールは通常大きな甲板スペースを占める点に注意されたい。標準LNGモス型運搬船は4つ又は5つのタンク4を有する。図1-4によるタンカーは5つのタンクを有する。すべてのタンク4を維持することは、検査又は整備のために1つのタンクが一時的に操業停止にされる場合、残りのタンク4を効果的な継続操業に使用することができ、1つのタンクをLPGのために、2つ又は3つのタンクをLNGのために使用することができる。例えば4-5m未満の幅のスポンソン2,2’、3、3’を有する浮体式LNGプラント1は、これまでバラストとして使用していたタンクに石油/コンデンセートを格納することが想定される。もっと幅の広いスポンソン2,2’、3、3’は炭化水素の貯蔵タンクと動的バラストシステムのタンクを新構造内に併合することができる。スポンソン2,2’、3、3’の上面は平面にする必要はなく、タンカーの主甲板と同一平面にする必要もない。スポンソン2,2’、3、3’は主甲板の下方にその上部が水平に連結することができ、これは構築可能性のため及び連結部への応力集中の低減のために好ましい。モジュール重量の相当部分が既存の船体によりスポンソン2,2’、3、3’に連結された船外モジュール支持部脚部で支持される。スポンソン2,2’、3、3’の上部は主甲板より低くできるので、船外モジュール脚部は既存の甲板に連結された船内支持部より長くなる。液化プロセスの可能な構成は、数ある要素の中で特に、蒸気タービン発電機STG及び関連真空凝縮器、熱交換器、海水吸上ポンプ、多量の安定化されたコンデンセートのための貯蔵スペース、コンデンセート送出ポンプ、ケーソン内に装着された海水吸上深井戸電気ポンプ、上甲板設備の冷却に使用される海水、海水吸上ポンプの電力要求を低減するために海面下に位置する主プロセス冷却用の冷却媒体/海水CM/SWプレート熱交換器、追加のバラストアクティブ海水又はパッシブ永久抑制水、電気/モータ開閉器及びいくつかの局部制御機器を含むローカル機器室LER長く薄い形に構成し、2つの室電気室と機器室に分割することができる、任意の潜在的なシングル混合冷媒の貯蔵が該当する場合に冷媒を補給する典型的にはエタノール、プロパン及びブタン、空気圧縮機、乾燥器、窒素発生器、淡水生成器これらの一部又は全部をタンカー設計に応じてエンジン室内に収容することができる、船首から船尾へのエスケープトンネルこれは甲板上に設置することができ、また全く設置しないこともできる、船首から船尾へのケーブル通路及び消火パイプヘッダこれらの甲板上に設けることができるLNG液化システム用のガスタービン駆動圧縮機モジュール、エンドフラッシュ用及びボイルオフ用圧縮機必要に応じサイドバイサイド積出しのためのLNG輸送システム設備ホース又は剛性アームシステム可能、入口コンディデョニング分離、加熱及び/又は冷却設備、コンデンセート安定化設備、モルシーブ脱水設備、アミンCO2除去設備、水銀除去設備、LPG抽出蒸留設備、燃料ガスシステム、フレアドラム及びスタック/ベントマスト、レイダウンモジュール及びクレーン、を備える。LNGFPSOは液化設備も備え、直接機械ドライブにより駆動される主LNG液化プラントを含む。理想的には、このようなLNG液化プラントは2つの50ガスタービンを使用し、スポンソン2,2’、3、3’の上に配置される。本概念に最適な最も簡単な液化システムはデュアル冷媒ループ窒素及びメタンベースシステムの一つである。その理由は冷媒を生成又は貯蔵する必要がないためである。僅かに高い生産能力をもたらす代替方法同じドライバが搭載されるものと仮定するはシングル混合冷媒を使用する。この場合には、補給冷媒は冷却設備に極めて近接して取り付けられた4つまでの極薄のC型タンクに貯蔵される。この場合には、重量要件、混雑要件及び人員要件を最小にし、よってCAPEXを最小にするために、冷媒は理想的には運び込むべきであり、船上で生成しない。浮体式LNGプラント1は浮体式LNGプラント1とLNG運搬船との間でLNG移送を可能にするように構成されている。このLNG移送は図4に図式的に示されている。ガスはライザーからタレット10を介して浮体式LNGプラント1の船上のプロセス装置に移送され、ここでガスはLNGに液化される。その後、LNGはLNG貯蔵タンク4内に貯蔵される。LNGを積み出すために、LNGタンカー50が浮体式LNGプラント1に連結される。次いで、貯蔵LNGが任意のタイプ浮動、空中、水中とし得るLNG移送ホースでLNG運搬船50に積み出される。図4において、浮体式LNGプラント1とLNG運搬船50との間の図示の積出し構成はタンデム積出し構成であり、この構成ではLNG運搬船をLNGFPSOに連結するために大索18が使用され、LNG移送ホースは例えば可撓性浮動極低温ホース19である。図4は本発明による浮体式LNGプラント1を使用するガス供給システム60の平面図を示す。図4に示すガス供給システム60は、離れたLNG源61から抽出されたガスから生成された多量少なくとも5000立方フィートのLNGを貯蔵する浮体式LNGプラント1を含む。多量のLNGが浮体式LNGプラント1からホース19を経てLNGバージ又はシャトルタンカー50に積み出され、タンカー50は絶縁タンク51を備え、極低温のLNGを貯蔵する。シャトルタンカー50はLNGを浮体式LNGプラント1から、例えば、天然ガスを消費する直接消費するか、或いは天然ガスを燃料として用いて発生された電気を消費するコミュニティの近くの沿岸に又は海岸近くに位置する少なくとも1つのローカル沿岸ステーション70に運ぶ。周期的に、シャトルタンカー50は浮体式LNGプラント1に向けて航行し、そこでシャトルタンカーの絶縁タンク51が浮体式LNGプラント1に一時的に貯蔵されているLNGを受け取る。次いで、シャトルタンカー50は70のような1つのローカル沿岸ステーションに向けて航行する。ローカル沿岸ステーション70において、LNGは導管80を経て沿岸ステーション70の陸上再ガス化貯蔵施設82に移送されパイプラインのネットワークを備えることができる、そこで加熱されてガス状の炭化水素に戻され、ガス供給グリッドに送り出される。図5に示す代替浮体式積出システムによれば、ローカル沿岸ステーションはFSRU又は改造FSRUのような浮体構造85を含み、この浮体構造は風見鶏のように動くことができるようにカテナリーラインで係留されたガス陸揚げブイ又は任意のタイプの受取り施設25により海底に係留され、或いはまたスプレッド係留される。図5に示す浮体式LNGプラント1を使用するガス供給システムの本実施形態では、シャトルタンカー50がLNGを浮体式LNGプラント1から積出し地域に運び、この積出し地域に向けLNGFSRU85も航行する。この地域で、FSRU85はLNG運搬船50からLNGをはしけ運びにより、即ちガス陸揚げブイ25から離れた平穏水域の安全な場所で一緒に航行しながら船から船へ低温液体を移送することにより受け取る。LNGの移送後に、FSRUは沿岸受取施設に向け航行し、シャトルタンカー50は浮体式LNGプラント1に戻る。図6はサイドバイサイド積出し構成に適合す別の替浮体式LNGプラントを示す。浮体式LNGプラント100はスポンソン102及び103を備え、各スポンソンは空洞又はバラスト空間を提供する内部空間121及び131を設けることによってダブルハル二重船体構造保護をもたらす。これらの空間121及び131は典型的には2メートル程度の幅とする。図6によれば、スポンソン103の上面は典型的には図6に示すサイドバイサイド構成のプロセス設備110の一部分を支持するために使用される。LNG運搬船をサイドバイサイド積出し状態で使用されないスポンソン103は最も危険なプロセスモジュールの支持に使用することができる。船50は任意の既知のLNGタンカー又はLNG運搬船とすることができる。図6による積出しは、スポンソン102の上甲板に取り付けられた剛性積出しアームを備える装置により、もしくは短い移送ホース又は剛性アームとLNGホースの組合せ両方とも図示されていないにより可能である。図6による構成の安全性を高めるために、スポンソン103上の潜在的に危険なプロセスモジュールと球形LNG貯蔵タンク104又はLNGFPSO100との間に防爆壁115を配置することができる。"