JP2013511004A - Ｌｎｇの再気化用プラント - Google Patents

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Abstract

ＬＮＧ再気化用のプラントは、ＬＮＧの圧力を増圧する少なくとも１つのポンプ（Ａ１、Ａ２）と、前記増圧ポンプから流されるＬＮＧからＮＧを産出するＬＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｂ）と、前記ＬＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｂ）を通じて延在するとともに少なくとも１つの熱交換器（Ｄ、Ｇ１、Ｇ２）を含む冷却剤閉ループであって、前記熱交換器それぞれからの冷却剤は、前記ＬＮＧ熱交換器を気体として通過し、熱交換によってＮＧを産出することに応じて凝集された状態で出る冷却剤閉ループと、気体状の冷却剤を供給することに応じて前記熱交換器（Ｄ、Ｇ１、Ｇ２）それぞれの中で用いられる加熱媒体と、を備える。さらに、ＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｃ）が、前記ＬＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｂ）に連結して配置されるとともに、前記冷却剤閉ループに連結され、これによって、ＬＮＧは前記ＬＮＧ／冷却剤熱交換器内において予熱され、ＮＧは前記ＮＧ／冷却剤熱交換器内において前記少なくとも１つの熱交換器（Ｄ）からの液体状の冷却剤を用いて調整加熱される。

Description

本発明は、液化ガスの再気化、とりわけ、航洋船上の設備を主に、しかし非限定的に意図されている、液化ガス、例えば液化天然ガス（ＬＮＧ）の再気化用プラントに関する。
天然ガスは、世界中のいたるところで地下の貯留層から産出されている。例えばメタンの形態のこのようなガスは、有益な一次産品であり、様々な方法及び装置が、天然ガスの採取、処理及び輸送のために、実際の貯留層から消費者まで存在している。輸送は、パイプラインによって行われることが多く、このパイプラインにおいては、貯留層からの気体状態のガスが陸上において運ばれる。しかしながら、多くの貯留層は、パイプラインの利用が技術的に非常に困難となるか又は経済的に不採算となるかのいずれかである遠く離れた地域、又は接近が制限された地域に位置している。従って、非常に一般的な一技術は、天然ガスを生産場所において、又は生産場所の近くにおいて液化し、ＬＮＧを、航洋船の中に配置されることが多い特別に設計された貯蔵タンク内で、市場に輸送することである。
天然ガスの液化は、極低温度、例えば−１６０℃へのガスの圧縮及び冷却を含む。従って、ＬＮＧキャリアは、非常に大量のＬＮＧを目的地に輸送することができ、この目的地において積み荷は、車又は鉄道によってＬＮＧ運搬車両で輸送されるか、又は再蒸発されて例えばパイプラインによって輸送される前に陸上の専用タンクに荷下ろしされる。
ＬＮＧを、航洋キャリアの中で、例えばガスが陸上のパイプライン内に荷降ろしされる前に再蒸発させることがより有益であることが多い。特許文献１は、再蒸発したガスが陸地に運ばれる前に、キャリア船内においてＬＮＧを再気化するための、このようなシステム及び方法を開示している。ＬＮＧは、船内に配置された１つ以上の蒸発器を通じて流される。キャリア船を取り囲む海水は蒸発器を通じて流されて、ＬＮＧを、陸上の施設に荷降ろしする前に、天然ガスへと加熱し蒸発させる。
特許文献１によると、「ＴＲＩ−ＥＸ」中間流体タイプのＬＮＧ蒸発器は、海水を主な熱交換媒体として用いることが可能である。また、このようなタイプの蒸発器は、特許文献２によって開示され、原則として、予熱セクション及び最終加熱セクションを有するハウジングを備えている。予熱セクションは、この予熱セクションを通じて延びる複数のパイプを有し、これら複数のパイプは、予熱セクションの両端に配置された２つのマニフォルドを流体連結している。また、最終加熱セクションは、この最終加熱セクションを通じて延びる複数のパイプを有し、これら複数のパイプは、最終加熱セクションの両端における２つの別のマニフォルドを流体連結している。船を取り囲む海水は、予熱セクション内のパイプを通じ、海水が海中に排出されるマニフォルド内に流れる前に、マニフォルド内に圧送されて最終加熱セクション内のパイプを通じ、マニフォルド内に流れる。動作中は、ＬＮＧは増圧ポンプから、蒸発器の予熱セクション内に配置されたループ回路内に流れ、この予熱セクションは、蒸発性の冷却剤、例えばプロパンの「常設の」溶液槽を下部に含有している。パイプを通じて流れる海水は、溶液槽内のプロパンを「加熱」し、予冷セクション内においてプロパンを蒸発させ、上昇させる。プロパンガスがループ回路に接触すると、熱が、回路を通じて流れる極めて冷たいＬＮＧに与えられ、溶液槽内に反落するように再凝集され、これによって、予熱セクション内におけるプロパンの連続的な循環「加熱」サイクルを提供する。
上述された解決策は、所定の条件下で良好な結果を与えるように思われるが、これらの用途及び適用性は、所定の限定及び欠点によって制限される。例えば、既知のシステムにおいては、凝集圧力を制御することは不可能である。さらに、蒸発性の冷却剤、例えばプロパンは予測不能に蒸発及び凝集する場合もあり、これによって、比較的低速の熱伝達プロセスを含み、‐最適なシステム効率を達成するために‐大きな体積とを含むことが必要とされる。この結果は、貴重なデッキスペースを前提とする非常に大きな設備となることが多い。
これら課題を改善するために、特許文献３は、ガスが荷降ろしされる前に、浮かんでいるキャリア船内においてＬＮＧを再気化する方法及びシステムを提案しており、この方法及びシステムは、ＬＮＧを、ＬＮＧを蒸発させるＬＮＧ／冷却剤熱交換器内に増圧して流すステップと、蒸発した天然ガス（ＮＧ）をＮＧ／蒸気熱交換器内に流すステップと、を備え、このＮＧ／蒸気熱交換器内においてＮＧは、過熱状態の蒸気として陸上に輸送される前に加熱される。ＬＮＧ／冷却剤熱交換器内におけるＬＮＧは、気体として熱交換器に入り液化された状態で熱交換器から出る冷却剤に対する熱交換によって蒸発する。さらに、冷却剤は閉回路内において、少なくとも１つの冷却剤／海水熱交換器を通じて流され、この冷却剤／海水熱交換器においては、液化された冷却剤がＬＮＧ／冷却剤熱交換器に入る前に蒸発し、この蒸発した冷却剤における圧力は制御されている。
特許文献３によって示されたプロパンループにおいては、冷却剤／海水熱交換器に入る海水と冷却剤／海水熱交換器から出る海水との間の温度差は、膨大な体積を避けることに応じて、比較的高くなければならない。通常、冷却剤の蒸発温度は、流入する海水を２０〜２５℃下回り、従って、冷却剤／海水熱交換器から出る温度は海水を２５〜３０℃下回るか、さらに低い（予熱）。ＮＧはシェルアンドチューブタイプのＮＧ／蒸気熱交換器内において追加的に加熱される。ＮＧ／蒸気熱交換器は、直接的なＮＧ／海水熱交換器によって置き換えることができ、このＮＧ／海水熱交換器においてＮＧは通常−２０℃から、海水を多少下回るまで、チタンから成るシェルアンドチューブタイプ熱交換器内において加熱される。ＮＧ及び海水は、チューブ側及びシェル側にそれぞれ送られる（調整加熱）。ＮＧ側における高圧は、チタン製のシェルアンドチューブ熱交換器を非常に高価なものとし、費用を削減するためには、シェルアンドチューブ熱交換器は、大幅に削減された径と、Ｕ字状チューブを有する熱交換器と比較して非常に高価なチューブプレートの除去とを理由として、直線状のチューブを有する全溶接型熱交換器（ａｌｌ ｗｅｌｄｅｄ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ）と同様に構成される。
全溶接型熱交換器を用いることは、結果的に、メンテナンス、例えば海水側における付着物を洗浄すること、及び破断の場合にチューブを塞ぐことのために、装置を開くことを不可能とする。全溶接型熱交換器を有するこのような解決策は、例えばメンテナンスに関しては好ましくない。媒体の１つとして海水を用いることは、必要とされるチタン製の熱交換器が、これら熱交換器が高圧に耐えるようにも構成されねばならない場合に、非常に高価にならざるを得ない。
米国特許第６０８９０２２号明細書 米国特許第６３６７４２９号明細書 米国特許第６９４５０４９号明細書
従って、例えばコストを削減すること、及びメンテナンスを容易化することは、明らかに、特許文献３によって示された技術のさらなる改良に対して必要である。
本発明によると、
・ＬＮＧの圧力を増圧する少なくとも１つのポンプと、
・増圧ポンプから流されたＬＮＧからＮＧを産出するＬＮＧ／冷却剤熱交換器と、
・ＬＮＧ／冷却剤熱交換器を通じて延在するとともに、少なくとも１つの熱交換器を含む冷却剤閉ループであって、熱交換器それぞれからの冷却剤は、気体としてＬＮＧ熱交換器を通過し、凝集された状態で出て、熱交換によってＮＧを産出する、冷却剤閉ループと、
・気体状態の冷却剤の産出に応じて熱交換器それぞれの中で使用される加熱媒体と、
を備える、ＬＮＧの再気化のためのプラントであって、ＮＧ／冷却剤熱交換器は、ＬＮＧ／冷却剤熱交換器と連結して配置されるとともに冷却剤閉ループに連結され、これによってＬＮＧはＬＮＧ／冷却剤熱交換器内において予熱され、ＮＧはＮＧ／冷却剤熱交換器内において、少なくとも１つの熱交換器からの液状冷却剤を用いて調整加熱されるプラントが提案される。
ＮＧ／冷却剤熱交換器、及びプラントの熱交換器を経由した圧力を、海水温度における沸騰圧力より高く維持するために、制御バルブが冷却剤閉ループ内に配置される。
ＬＮＧ／冷却剤熱交換器及びＮＧ／冷却剤熱交換器は、小型のプリント回路熱交換器として好ましくは構成することができる。２つの熱交換器は、１つのＬＮＧ／ＮＧ通路と、予熱領域及び調整加熱領域の冷却剤用の少なくとも１つの別々の通路とを有する単一の熱交換器に結合することができる。
さらに、冷却剤閉ループ内に含まれている熱交換器は、好ましくは半溶接型プレート熱交換器（ｓｅｍｉ ｗｅｌｄｅｄ ｐｌａｔｅ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ）である。
ＬＮＧ／冷却剤熱交換器内に流されるＬＮＧを増圧するために、少なくとも１つの多段渦巻ポンプが好ましくは用いられるが、一方では、冷却剤は例えば渦巻ポンプによって循環される。
好ましくは、冷却剤はプロパンであり、加熱媒体は海水である。
外部ヒーターを配置することができ、これにより、ＮＧ／冷却剤熱交換器に連結された熱交換器内に供給される水を予熱し、或いは、冷却剤閉ループ内における全ての熱交換器内に供給される海水を予熱することができる。
本発明による実施形態は、ここでさらに詳細に記載され、これにより本発明の原理、動作及び利点が例示される。記載は、必ずしも正確な縮尺ではない、以下の図面を参照し、これら図面において同様の部分には同様の参照符号が与えられている。
本発明の様々な実施形態による再気化プラントの、単純化された概略フローダイヤグラムである。 本発明の様々な実施形態による再気化プラントの、単純化された概略フローダイヤグラムである。 本発明の様々な実施形態による再気化プラントの、単純化された概略フローダイヤグラムである。 本発明の様々な実施形態による再気化プラントの、単純化された概略フローダイヤグラムである。 本発明の一実施形態の単純化されたフローダイヤグラムである。
本再気化プラントは、基本的には２つの回路、即ち冷却剤回路とＮＧ回路とを備える。プロパンが、熱力学的特性及び凝固点に起因して、冷却剤として好ましいことが多いが、圧力２００〜２５００ｋＰａにおいて約０℃の蒸発温度を有する任意の適切な流体が、適切であり得る。
例えば図１に図示されているように、ＬＮＧは船上のタンク（図示されていない）からＬＮＧの圧力を増圧する少なくとも１つの高圧ポンプＡ１、Ａ２内に供給され、この少なくとも１つの高圧ポンプＡ１、Ａ２から、増圧されたＬＮＧはＬＮＧ／冷却剤熱交換器Ｂに流入する。ポンプそれぞれは、例えば多段渦巻ポンプであり、沈められた容器に取り付けられている。ＬＮＧ／冷却剤熱交換器に入る際のＬＮＧ温度は、通常−１６０℃であり、このＬＮＧは、出る前に−２０℃以上に予熱される。予熱は、特許文献３と同様に、液化した冷却剤に関する相転移によって達成される。ＬＮＧ／冷却剤熱交換器は、ステンレス鋼又は任意の適切な材料から成る小型のプリント回路熱交換器（ｐｒｉｎｔｅｄ ｃｉｒｃｕｉｔ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ）ＰＣＨＥとすることができる
ＮＧはＬＮＧ／冷却剤熱交換器Ｂを蒸発した状態で出て、ＮＧ／冷却剤熱交換器Ｃに入り、このＮＧ／冷却剤熱交換器ＣにおいてＮＧは、過熱された蒸気として陸上に運ばれる前に、調整加熱される。調整加熱は、液化した冷却剤に関する温度勾配によって行われる。蒸気温度は通常、海水入口温度を５〜１０℃下回る。
冷却剤回路は、冷却剤供給部Ｈ、例えばタンクから供給され、ポンプＥによって、半溶接型プレート熱交換器（ｓｅｍｉ ｗｅｌｄｅｄ ｐｌａｔｅ ｈｅａｔ ｅｘｃｈａｎｇｅｒ）Ｄ内に移動させられる。冷却剤供給部の外側に取り付けられるように説明されているが、ポンプ、例えば渦巻ポンプは、上述されたポンプＡ１、Ａ２と同様の、沈められた容器に取り付けられるタイプとすることもできる。冷却剤は、プレート熱交換器を冷却剤に対向して通過する海水によって、通常は、入ってくる海水の温度を最大２〜５℃下回る温度に加熱される。次いで、加熱された冷却剤は、ＮＧ／冷却剤熱交換器Ｃ内に供給されて、ＮＧの調整加熱を提供する。
ＮＧ／冷却剤熱交換器Ｃを出た冷却された冷却剤は、制御バルブＦによって、この冷却剤が少なくとも１つの半溶接型プレート熱交換器Ｇ１、Ｇ２に入る前に圧力解放される。制御バルブは、任意の適切な手段、例えば固定された絞りによって置き換えることができる。制御バルブの目的は、ポンプＥからの、２つの熱交換器Ｄ、Ｃを経由した圧力を、海水温度における冷却剤の沸騰圧力より高く維持することである。プレート熱交換器Ｇ１、Ｇ２それぞれの中では、冷却剤は海水を用いて蒸発せられ、それぞれは、これら熱交換器を通じて反対側に通り過ぎる。
次いで、ＬＮＧを予熱する際に、蒸発した冷却剤はＬＮＧ／冷却剤熱交換器Ｂを通過して凝集され、LNGが熱交換器内のそれぞれの側において蒸発する。熱交換器からの凝集された冷却剤は、最終的にタンクＨ内に戻される。
多くの任意の変形形態が可能であり、これら変形形態は、図面において非網羅的に説明されている。図２及び図４に示されているように、予熱熱交換器Ｂ及び調整加熱熱交換器Ｃは結合して、１つの共通の熱交換器とすることができる。このような共通の熱交換器は、１つのＬＮＧ／ＮＧ通路と、予熱領域及び調整加熱領域に、冷却剤のための少なくとも１つの別々の通路とを有している。熱交換器Ｄ内に入る海水は、適切なタイプの外部ヒーターＫを用いて予熱することができ、このことは図３及び図４を参照されたい。また、これはスキッド（ｓｋｉｄ）内への海水に対しても行うことができ、適切なタイプの外部ヒーターを用いて予熱され、このことは図３及び図４を参照されたい。海水以外の任意の適切な冷却剤が適用可能である。多くが、単一の熱交換器であるように図面に示されているが、熱交換器それぞれには、能力及び入手可能な装置に応じて追加の熱交換器を補うことができることが理解される。
再気化プラントは、往復再気化船（Ｓｈｕｔｔｌｅ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｖｅｓｓｅｌ）（ＳＲＶ）、又は浮体式貯蔵再気化ユニット（Ｆｌｏａｔｉｎｇ Ｓｔｏｒａｇｅ Ｒｅｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔｓ）（ＦＳＲＵ）に設置することができる。再気化プラント及びこの再気化プラントの熱交換器は、海洋設備のために、及び低温動作条件のために特別に設計されている。プラントは、幅広い基準による実績ある装置に基づいている。従来技術と比較して、半溶接型プレート熱交換器はプロパンと海水との間において用いられ、少なくとも１つのより小型のプロパン循環ポンプが用いられてもよい。
必須であると考える必要はないが、本プラントに対して適切な熱交換器は、以下の典型的組成を有するＬＮＧを処理するために設計される。
さらに、基本的なデータ入力用データは、表２の通りとすることができる。
本発明の一実施形態の単純化されたフローダイヤグラムを示す図５によると、５００ｋＰａの圧力及び−１６０℃の温度において、ＬＮＧはＬＮＧ／プロパンＰＣＨＥ熱交換器に入る。このＬＮＧは−２０℃の温度で１．１２０×１０４ｋＰａの圧力を有して出て、ＮＧ／冷却剤熱交換器に入り、このＮＧ／冷却剤熱交換器から、過熱された蒸気が２℃の温度及び１．１０５×１０４ｋＰａの圧力を有して出る。
ＬＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥ及びＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥにおいて、熱が、閉ループ内のプロパン循環に対して交換される。プロパンはＬＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥに、約−５．４℃及び４００ｋＰａで気体として入り、このＬＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥにおいてプロパンは凝集され、ＰＣＨＥを−１９℃及び約２５３．０ｋＰａで、液化状態で出る。ＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥにおいて、プロパンは７℃及び８００ｋＰａで気体として入り、液体として約−１１．９℃及び６５０ｋＰａに凝集された後に出る。閉ループ内のプロパンは、まずポンプＥによって圧送され、プレート熱交換器Ｄ内の海水に対して加熱され、このプレート熱交換器Ｄにおいては、海水が１１℃の温度で２５０ｋＰａの圧力を有して入り、３℃及び１００ｋＰａで出る。プロパンは約−１８．４℃の温度及び９００ｋＰａで入り、上に規定された条件でＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥに入るために出る。海水はプレート熱交換器Ｇ１、Ｇ２に、３℃及び１００ｋＰａで出る前に、１１℃の温度及び２５０ｋＰａで入る。プロパンは約−１１．９℃及び５００ｋＰａで入り、上に規定された条件でＬＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥに入るために出る。
本発明に関する上述の検討は、本発明による原理の単なる例示と解釈され、本発明の真の趣旨及び技術的範囲は特許請求の範囲によって規定される。ＬＮＧ及びＮＧが、本発明の検討の際に、そしてさらに特許請求の範囲における単純化の目的のために、特に言及されたが、この事実は実際には、エタン、プロパン、Ｎ２、ＣＯ２、のような任意の適切なタイプの液化ガスが適用可能であることを除外するものではない。また、代替例として、本プラントは陸上に設置できることが理解される。
Ａ１、Ａ２ 高圧ポンプ
Ｂ ＬＮＧ／冷却剤熱交換器
Ｃ ＮＧ／冷却剤熱交換器
Ｄ 熱交換器
Ｅ ポンプ
Ｆ 制御バルブ
Ｇ１、Ｇ２ 半溶接型プレート熱交換器
Ｈ 冷却剤供給部
Ｋ 外部ヒーター
ＬＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥ及びＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥにおいて、熱が、閉ループ内のプロパン循環に対して交換される。プロパンはＬＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥに、約−５．４℃及び４００ｋＰａで気体として入り、このＬＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥにおいてプロパンは凝集され、ＰＣＨＥを−１９℃及び約２５３．０ｋＰａで、液化状態で出る。ＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥにおいて、プロパンは７℃及び８００ｋＰａで液体として入り、約−１１．９℃及び６５０ｋＰａに冷却された後に液体として出る。閉ループ内のプロパンは、まずポンプＥによって圧送され、プレート熱交換器Ｄ内の海水に対して加熱され、このプレート熱交換器Ｄにおいては、海水が１１℃の温度で２５０ｋＰａの圧力を有して入り、３℃及び１００ｋＰａで出る。プロパンは約−１８．４℃の温度及び９００ｋＰａで入り、上に規定された条件でＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥに入るために出る。海水はプレート熱交換器Ｇ１、Ｇ２に、３℃及び１００ｋＰａで出る前に、１１℃の温度及び２５０ｋＰａで入る。プロパンは約−１１．９℃及び５００ｋＰａで入り、上に規定された条件でＬＮＧ／冷却剤ＰＣＨＥに入るために出る。

Claims (12)

  1. ＬＮＧの圧力を増圧する少なくとも１つのポンプ（Ａ１、Ａ２）と、
    ＮＧを、前記増圧ポンプから流されるＬＮＧから産出するＬＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｂ）と、
    前記ＬＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｂ）を通じて延在するとともに、少なくとも１つの熱交換器（Ｄ、Ｇ１、Ｇ２）を含む冷却剤閉ループであって、前記熱交換器それぞれからの冷却剤は、前記ＬＮＧ熱交換器を気体として通過し、凝集された状態で出て、熱交換によってＮＧを産出する、冷却剤閉ループと、
    前記熱交換器（Ｄ、Ｇ１、Ｇ２）それぞれの中で使用されて、気体状の冷却剤を供給する加熱媒体と、
    を備えるＬＮＧ再気化用のプラントであって、
    ＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｃ）が、前記ＬＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｂ）に連結して配置されるとともに、前記冷却剤閉ループに連結され、これによって、ＬＮＧは前記ＬＮＧ／冷却剤熱交換器内において予熱され、ＮＧは、少なくとも１つの熱交換器（Ｄ）からの液体状の冷却剤を用いる前記ＮＧ／冷却剤熱交換器内において調整加熱されることを特徴とするプラント。
  2. 前記冷却剤閉ループは、蒸発した冷却剤の圧力を制御するバルブ（Ｆ）を備えることを特徴とする請求項２に記載のプラント。
  3. 前記熱交換器（Ｄ）及びＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｃ）を経由した圧力は、海水温度における沸騰圧力より高く維持されることを特徴とする請求項１に記載のプラント。
  4. 前記ＬＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｂ）及びＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｃ）はプリント回路熱交換器であることを特徴とする請求項１〜３のいずれか一項に記載のプラント。
  5. 前記ＬＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｂ）及びＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｃ）は、１つのＬＮＧ／ＮＧ通路と、予熱領域及び調整加熱領域の冷却剤のための少なくとも１つの別々の通路と、を有している単一の熱交換器に結合されていることを特徴とする請求項１〜４のいずれか一項に記載のプラント。
  6. 前記冷却剤閉ループ内に含まれている前記熱交換器（Ｄ、Ｇ１、Ｇ２）は、半溶接型プレート熱交換器であることを特徴とする請求項１〜５のいずれか一項に記載のプラント。
  7. 前記増圧ポンプ（Ａ１、Ａ２）は多段渦巻ポンプであることを特徴とする請求項１〜６のいずれか一項に記載のプラント。
  8. 前記冷却剤ポンプ（Ｅ）は優先的に渦巻ポンプであることを特徴とする請求項１〜７のいずれか一項に記載のプラント。
  9. 前記冷却剤はプロパンであることを特徴とする請求項１〜８のいずれか一項に記載のプラント。
  10. 前記加熱媒体は海水であることを特徴とする請求項１〜９のいずれか一項に記載のプラント。
  11. 外部ヒーター（Ｋ）が配置されて、前記ＮＧ／冷却剤熱交換器（Ｃ）に連結されている前記熱交換器（Ｄ）内に供給される海水を予熱することを特徴とする請求項１０に記載のプラント。
  12. 外部ヒーター（Ｋ）が配置されて、前記熱交換器（Ｄ、Ｇ１、Ｇ２）の全ての中に供給される海水を予熱することを特徴とする請求項１０に記載のプラント。
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