JP6337213B1 - 浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法 - Google Patents

浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法 Download PDF

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Abstract

【課題】ＬＮＧタンクを備えた既存の液化炭化水素ガス輸送船を効率的に再利用する。【解決手段】浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法が、既存の液化炭化水素ガス輸送船１を、少なくとも１つのＬＮＧタンク２を含む複数のブロック１１、１２、１３、１４に分割するステップと、複数のブロック１１、１２、１３、１４の少なくとも１つに関し、当該ブロックの前後方向の少なくとも一方に接続された新たな浮体構造部分２１、２２、２３、２４を構築するステップとを有し、再利用されるブロック１１、１２、１３、１４のおよび当該ブロックに接続された浮体構造部分２１、２２、２３、２４を合わせた長さが、液化炭化水素ガス輸送船１よりも小さい構成とする。【選択図】図２

Description

本発明は、液化炭化水素ガスを輸送する船舶における液化炭化水素ガスタンクを再利用する浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法に関する。
従来、液化天然ガス（以下、「ＬＮＧ」という。）を輸送する船舶（以下、「ＬＮＧ船」という。）では、船体の老朽化が進行した場合でも、船体に搭載された液化天然ガスタンク（以下、「ＬＮＧタンク」という。）については、船体に比べて老朽化の進行が緩やかであるため、長年使用したＬＮＧ船からＬＮＧタンクを取り外し、そのＬＮＧタンクを他のＬＮＧ船で再利用する技術が開発されている。
例えば、第１クレーンを用いてＬＮＧ船の第１船体からＬＮＧタンクを取り除くステップと、そのＬＮＧタンクを、第１クレーンと同一または異なるクレーンを用いて第１船体とは異なる船体に搭載するステップとを備え、ＬＮＧタンクが海水に接することを防止するようにした技術が知られている（特許文献１参照）。
特開２０１２−８６７６８号公報
上記特許文献１に記載された従来技術によれば、既存のＬＮＧ船のＬＮＧタンクを新造船にて再利用することが可能となる。しかしながら、上記従来技術では、新造船の船体全体を新たに製造する必要があるため、製造コストが嵩むという問題がある。
また、ＬＮＧ貯蔵量が比較的少量で済むような小規模ＬＮＧプラントでは、既存のＬＮＧ船のＬＮＧタンク全量を必要としない。不必要なタンク容量を持つと、設備稼働率が下がり、またメンテナンスコストも嵩むという問題がある。
そこで、本願の発明者らは、鋭意検討した結果、既存のＬＮＧ船のＬＮＧタンクを海上で稼働する浮体式液化天然ガスプラントの製造において再利用する場合、浮体式液化天然ガスプラントにおける前後方向の長さを既存のＬＮＧ船よりも小さくすることにより、浮体式液化天然ガスプラントを構成する船体部分に対する要求強度が低下し、既存のＬＮＧ船の船体の一部を再利用可能となることを見出した。
また、既存のＬＮＧ船のＬＮＧタンクを分割して再利用することにより、比較的小規模のプラントにおけるＬＮＧの利用（例えば、中小の電力需要に応じて、ＬＮＧで発電した電力を供給する等）が可能となる。さらに、ＬＮＧタンク等に付帯するＢＯＧ（ボイルオフガス）処理設備も再利用可能となるという利点もある。
上述のような本願の発明者らによる船舶の再利用の技術は、ＬＮＧ船に限らず、ＬＰＧ（液化石油ガス）などの他の液化炭化水素ガスを輸送する船舶（以下、ＬＮＧ船を含め「液化炭化水素ガス輸送船」と総称する。）にも同様に適用可能であり、また、製造する浮体式のプラントとしては、液化天然ガスプラントに限らず、ＬＰＧなどの他の液化炭化水素ガスを利用するプラント（以下、液化天然ガスプラントを含め「浮体式液化炭化水素ガスプラント」と総称する。）とすることも可能である。
本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、既存の液化炭化水素ガス輸送船を効率的に再利用することを可能とした浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法を提供することを主目的とする。
上記課題を解決するためになされた本発明の第１の側面では、液化炭化水素ガスを輸送する船舶の液化炭化水素ガスタンクを再利用する浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法であって、前記船舶を、少なくとも１つの前記液化炭化水素ガスタンクを含む複数のブロックに分割するステップと、前記複数のブロックの少なくとも１つに関し、当該ブロックの前後方向の少なくとも一方に接続された液化炭化水素ガスプラントを持つ新たな浮体構造部分を構築するステップとを有し、前記ブロックおよび当該ブロックに接続された前記浮体構造部分を合わせた長さが、前記船舶よりも小さいことを特徴とする。
これによると、浮体式液化炭化水素ガスプラントの前後方向の長さを既存の船舶よりも小さくすることにより、浮体式液化炭化水素ガスプラントを構成する船体部分に対する要求強度及び要求構造板厚が低下するため、既存の船舶を効率的に（すなわち、船体の一部を含めて）再利用することが可能となる。
また、本発明の第２の側面として、前記浮体構造部分にプラント用設備の少なくとも一部を設置するステップを更に備えたことを特徴とする。
これによると、浮体式液化炭化水素ガスプラントにおいて、プラント用設備を構成する器具や装置の設置の自由度が高まり、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造が容易となる。
また、本発明の第３の側面として、前記浮体構造部分には、前記プラント用設備がそれぞれ配置される上下方向に配置された複数のデッキが設けられることを特徴とする。
これによると、浮体式液化炭化水素ガスプラント内のスペースを有効に利用することより、プラント用設備を設置した場合でも浮体式液化炭化水素ガスプラントの前後方向の長さの増大を抑制することが可能となる。
また、本発明の第４の側面として、前記プラント用設備には、前記液化炭化水素ガスタンクに貯蔵された液化炭化水素ガスの再ガス化用の設備、前記液化炭化水素ガスタンクに貯蔵する液化炭化水素ガスの液化用の設備、前記液化炭化水素ガスを液化炭化水素ガスタンクに貯蔵するべくガス田または随伴ガスからの炭化水素ガスを液化する液化設備、接岸した本浮体式液化炭化水素ガスプラントで発電した電力を既存の電力グリットに送電する送電設備、及び接岸した本浮体式液化炭化水素ガスプラントから直接炭化水素ガス消費設備に送出する炭化水素ガス送出設備のうちの少なくとも１つが含まれることを特徴とする。
これによると、再ガス化用の設備によって、液化炭化水素ガスタンクに貯蔵された液化炭化水素ガスを再ガス化して炭化水素ガスとすることにより、燃料等として利用することが可能となる。また、液化炭化水素ガスタンクに貯蔵する液化炭化水素ガスの液化用の設備によって、炭化水素ガスを液化して液化炭化水素ガスとすることにより、燃料等として貯蔵することが可能となる。また、ガス田または随伴ガスからの炭化水素ガスを液化する液化設備を含むことによって、ガス田または随伴ガスからの炭化水素ガスを液化し、液化炭化水素ガスタンクに貯蔵することでＬＮＧ船等での需要地への輸送が可能となる。また、送電設備によって、接岸した本浮体式液化炭化水素ガスプラントで発電した電力を既存の電力グリットに送電することが可能となる。また、炭化水素ガス送出設備によって、接岸した本浮体式液化炭化水素ガスプラントから炭化水素ガスを直接炭化水素ガス消費設備に対して送出することが可能となる。
また、本発明の第５の側面として、前記浮体構造部分が接続される前記ブロックには、前記船舶の推進用の設備が含まれることを特徴とする。
これによると、既存の船舶の推進用の設備を再利用することにより、既存の液化炭化水素ガス輸送船をより効率的に再利用することが可能となる。
また、本発明の第６の側面として、前記プラント用設備には、前記液化炭化水素ガスタンクに貯蔵された液化炭化水素を再ガス化した炭化水素ガス及び／またはボイルオフガスを利用するガスエンジンおよびガスタービンの少なくとも一方が含まれることを特徴とする。
これによると、ガスエンジンやガスタービンの出力や排熱を浮体式液化炭化水素ガスプラント内または外部で利用することが可能となる。
この場合、ガスエンジンに発電機が付設されたガスエンジン発電機や、ガスタービンに発電機が付設されたガスタービン発電機を用いることにより、炭化水素ガスを用いて発電された電力を浮体式液化炭化水素ガスプラント内または外部で利用することが可能となる。また、ガスエンジンに液化炭化水素ガスの冷熱利用装置が付設された構成も可能である。また、プラント用設備として、ガスタービン複合発電設備を用いてもよい。
また、本発明の第７の側面として、前記ガスエンジンおよび前記ガスタービンの少なくとも一方が推進用の動力の発生に用いられることを特徴とする。
これによると、この浮体式液化炭化水素ガスプラントは、引船等を必要とすることなく海上を移動することが可能となる。
また、本発明の第８の側面として、前記プラント用設備として、前記液化炭化水素ガスタンクに貯蔵された炭化水素ガスを燃料とする前記ガスエンジンと、炭化水素系または二酸化炭素の冷媒を作動流体とする冷媒タービンと、前記冷媒タービンによって駆動される発電機と、前記ガスエンジンを冷却する冷却液を熱源として前記冷媒を加熱する冷媒加熱器と、前記ガスエンジンの排ガスを熱源として前記冷媒加熱器で加熱された前記冷媒を更に加熱する熱交換器と、前記冷媒タービンから排出された前記冷媒を、前記液化炭化水素ガスタンクから送出された炭化水素ガスとの熱交換により凝縮させる凝縮器とを設けるステップを更に備えたことを特徴とする。
これによると、炭化水素系または二酸化炭素の冷媒を作動流体とする冷媒タービンにおいてガスエンジンの排熱（排ガスおよび冷却液の熱）を利用する構成としたため、ガスエンジンの排熱回収率が高まり、延いてはプラント用設備の発電効率を向上させることが可能となる。
また、本発明の第９の側面として、前記プラント用設備として、前記液化炭化水素ガスタンクに貯蔵された炭化水素ガスを燃料とする前記ガスタービンと、炭化水素系または二酸化炭素の冷媒を作動流体とする冷媒タービンと、前記冷媒タービンによって駆動される発電機と、前記ガスタービンの排熱を回収する排熱回収ボイラと、前記排熱回収ボイラによって加熱された熱媒体によって冷却液を加熱するヒータと、前記ヒータによって加熱された前記冷却液を熱源として前記冷媒を加熱する冷媒加熱器と、前記冷媒タービンから排出された前記冷媒を、前記液化炭化水素ガスタンクから送出された炭化水素ガスとの熱交換により凝縮させる凝縮器とを設けるステップを更に備えたことを特徴とする。
これによると、炭化水素系または二酸化炭素の冷媒を作動流体とする冷媒タービンにおいてガスタービンの排熱（冷却液の熱）を利用する構成としたため、ガスタービンの排熱回収率が高まり、延いてはプラント用設備の発電効率を向上させることが可能となる。
また、本発明の第１０の側面として、前記プラント用設備として、前記ガスエンジンによって駆動される発電機による発電を実施しながら、同時に再ガス化した炭化水素ガスを送出することを特徴とする。
これによると、ガスエンジンによって駆動される発電機で発電を実施しながら、それらの燃料として炭化水素ガスを供給することが可能となる。
また、本発明の第１１の側面として、前記プラント用設備として、前記ガスタービンによって駆動される発電機による発電を実施しながら、同時に再ガス化した炭化水素ガスを送出することを特徴とする。
これによると、ガスタービンによって駆動される発電機で発電を実施しながら、それらの燃料として炭化水素ガスを供給することが可能となる。
また、本発明の第１２の側面として、液化炭化水素ガスが、液化天然ガス及び液化石油ガスの少なくとも一方であることを特徴とする。
これによると、液化炭化水素ガスを輸送する既存の船舶を、液化天然ガス及び液化石油ガスを利用する浮体式液化炭化水素ガスプラントとして効率的に再利用することが可能となる。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記ブロックに接続される浮体構造部分が当該ブロックと同じ幅であることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分が前記ブロックの上甲板と同じレベルの上甲板をもつことを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記ブロック及び当該ブロックに接続される浮体構造部分を溶接接合により完全にひとつの新たな浮体とすることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分に配置されるプラント用設備配置区域が少なくとも２枚の縦通隔壁により海水より隔離されていることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分に配置されるプラント用設備配置区域が二重底により海水より隔離されていることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分にプラント廃水、プラント媒液（冷媒液、熱媒液等を含む）、燃料油、及び潤滑油のうちの少なくとも１つを貯蔵するタンクが配置されることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、新たな浮体構造部分が前記ブロック及び当該ブロックと構造的に連続となる縦通隔壁を設けることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分が上甲板等により閉鎖されていないことを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分が少なくとも１つの隔壁により分けられた複数の区画をもつことを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記ブロックおよび当該ブロックに接続される浮体構造部分が浮力を有することを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記ブロック及び当該ブロックに接続される浮体構造部分がバラストタンクを有し、船体姿勢制御（トリムおよびヒール調整）が可能であることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分が桟橋または海底との係留設備を有することを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記ブロック及び前記浮体構造部分が桟橋または海底との係留設備を有することを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記ブロックおよび当該ブロックに接続される浮体構造部分により構成される浮体がＬＮＧ船等の船舶と係留するための設備ならびに液化炭化水素ガス（例えば、ＬＮＧ）及びボイルオフガスをやり取りするローディング設備を有し、船舶から前記ブロックにある液化炭化水素ガスタンクへ液化炭化水素ガスを受け入れることができることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記ブロックおよび当該ブロックに接続される浮体構造部分により構成される浮体がＬＮＧ船等の船舶と係留するための設備ならびに液化炭化水素ガス（例えば、ＬＮＧ）及びボイルオフガスをやり取りするローディング設備を有し、船舶へ前記ブロックにある液化炭化水素ガスタンクから液化炭化水素ガスを受け渡すことができることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分には、居住または作業のための上部構造物を有することを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記プラント用設備には、前記液化天然ガスタンクに貯蔵する液化天然ガスの液化用の設備が含まれることを特徴とする。
また、本発明の他の側面として、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、前記浮体構造部分には、推進用の設備が含まれることを特徴とする。
このように本発明によれば、既存のＬＮＧ船等の液化炭化水素ガス輸送船を効率的に再利用することが可能となるという優れた効果を奏する。
実施形態に係る再利用対象であるＬＮＧタンクを備えたＬＮＧ船の構成例を示す側面図および上面図 図１に示したＬＮＧ船の再利用に基づく浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造例（Ａ）〜（Ｄ）を示す説明図 図２に示した浮体式液化炭化水素ガスプラントのＬＮＧタンク及びその周辺を示す断面図 図２（Ｂ）に示した浮体構造部分におけるプラント用設備の配置を示す断面図 図２（Ｂ）に示した浮体構造部分におけるプラント用設備の配置を示す各部の平面図 浮体式液化炭化水素ガスプラントに設けられるプラント用設備の第１の例を示す構成図 浮体式液化炭化水素ガスプラントに設けられるプラント用設備の第２の例を示す構成図
以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。
図１は、本発明の実施形態に係る再利用対象のＬＮＧタンク２Ａ〜２Ｄを備えたＬＮＧ船１の構成例を示す側面図および上面図である。なお、以下の説明で用いる方向を示す用語（前後、左右、上下）は、図１に示したＬＮＧ船１を基準にして定める。（例えば、右側の船首方向を「前」とし、左側の船尾方向を「後」とする。）
図１に示すように、ＬＮＧ船１は、ＬＮＧの海上輸送に用いられる既存の船舶であり、ＬＮＧを充填および貯蔵可能な複数（ここでは、４つ）のＬＮＧタンク２Ａ〜２Ｄ（以下、特に区別する必要がない場合には「ＬＮＧタンク２」と総称する。）、推進設備３、及びそれらが搭載された船体４を主として備える。本実施形態では、再利用の対象となる既存の船舶は、長期間の使用等によって船体４（少なくともＬＮＧタンク２を除く部位であって、船の外殻を含む）の老朽化が進行した船舶であるが、これに限らず、単に不要となった船舶であってもよい。
なお、本実施形態では、再利用対象の液化炭化水素ガス輸送船として、ＬＮＧ船１を再利用する例を示すが、これに限らず、少なくともＬＮＧタンク２と同様の液化炭化水素ガス用の貯蔵タンクを備えるものであれば、ＬＰＧを輸送するＬＰＧ船などの他の液化炭化水素ガスを輸送する船舶を同様に再利用対象とすることが可能である。
また、ＬＮＧ船は、浮体式液化天然ガスプラントと浮体式液化石油ガスプラントに再利用が可能であり、ＬＰＧ船は、浮体式液化石油ガスプラントに再利用可能である。
図２は、図１に示したＬＮＧ船１の再利用に基づく浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造例を示す説明図である。
図２（Ａ）〜（Ｄ）に示すように、本実施形態に係る浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造方法では、ＬＮＧ船１のＬＮＧタンク２およびそれらの周辺に位置する船体４等の構造部材の一部を再利用することにより、新たな浮体式液化炭化水素ガスプラント５が製造される。
浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造にあたり、まず、図１にも示したように、船舶用の建設ドッグ等（図示せず）の適所において、ＬＮＧ船１が複数のブロック（ここでは、第１〜第４ブロック１１、１２、１３、１４）に分割（切断）される。これら第１〜第４ブロック１１、１２、１３、１４には、それぞれ１つのＬＮＧタンク２Ａ〜２Ｄおよびその周辺に位置する分割された船体４等の構造部材が含まれる。ここでは、ＬＮＧ船１は、その前後方向に略垂直な複数（ここでは、３つ）の分割面１６、１７、１８（図１を併せて参照）に沿って分割される。
図２（Ａ）に示す浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造例では、第１ブロック１１の前方に接続された浮体構造部分２１が新たに構築される。この新たな浮体構造部分２１では、第１ブロック１１において長手方向に延びる船体４の外殻その他の主要な構造部材（甲板、底板、外板等）に対し、それぞれ対応する構造部材が前後方向（長手方向）に連なる（延長される）ように設けられる。第１ブロック１１及び当該第１ブロック１１に接続される浮体構造部分２１の主要部は、溶接接合により完全にひとつの新たな浮体とすることができる。また、浮体構造部分２１は、第１ブロック１１と同じ幅を有するように設けることができる。第１ブロック１１には、第１ＬＮＧタンク２Ａに加えて公知の推進設備３（例えば、ディーゼルエンジン、発電機、モータ等を含む）が設けられており、この既存の推進設備３を利用することによって浮体構造部分２１は、ＬＮＧ船１の既存の設備を効率的に再利用しつつ、ＬＮＧ船１よりも小型の船舶として機能することが可能となる。また、浮体構造部分２１は、第１ＬＮＧタンク２Ａに貯蔵された液化炭化水素ガスを利用するプラントを設置するためのプラント設置用の構造体であり、そこには、液化炭化水素ガスを利用するための複数の器具や装置を含むプラント用設備３０が新たに設置される。なお、プラント用設備３０の器具や装置等は、必ずしも浮体構造部分２１に全て設置される必要はなく、それらの一部を既存の第１ブロック１１側に設置してもよい。
次に、図２（Ｂ）に示す浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造例では、第２ブロック１２の前方および後方にそれぞれ接続された浮体構造部分２２、２３が新たに構築される。それら新たな浮体構造部分２２、２３では、第２ブロック１２において前後方向に延びる船体の外殻その他の主要な構造部材に対し、それぞれ対応する構造部材が前後方向に連なるように設けられる。前方の浮体構造部分２２は、第２ブロック１２（ＬＮＧタンク２Ｂ）の前方を保護するための保護用の構造体であり、また、後方の浮体構造部分２３は、図２（Ａ）の浮体構造部分２１と同様に、プラント設置用の構造体である。ただし、後方の浮体構造部分２３には、必要に応じてプラント用設備３０の操作室等に利用される船室３１が設けられる。この図２（Ｂ）に示す浮体式液化炭化水素ガスプラント５は、既存の推進設備を有していないため、公知の引船等を用いて所望の場所まで海上を移動することになる。ただし、浮体構造部分２３に新たに推進設備を設けた構成も可能である。
なお、図２（Ｃ）に示す浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造例については、第２ブロック１２の代わりに第３ブロック１３を用いることを除けば、図２（Ｂ）の場合と概ね同様である。
次に、図２（Ｄ）に示す浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造例では、第４ブロック１４の後方に接続された浮体構造部分２４が新たに構築される。この新たな浮体構造部分２４では、第４ブロック１４において長手方向に延びる船体の外殻その他の主要な構造部材に対し、それぞれ対応する構造部材が前後方向に連なるように設けられる。浮体構造部分２４は、図２（Ｂ）の浮体構造部分２３と同様に、プラント設置用の構造体である。
本実施形態では、４つのＬＮＧタンク２Ａ〜２Ｄを備える１隻のＬＮＧ船１を４つの第１〜第４ブロック１１、１２、１３に分離し、それら全てのブロックを用いて４つの浮体式液化炭化水素ガスプラント５を製造するため、ＬＮＧ船１の略全体を再利用することが可能となる。ただし、これに限らず、浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造では、分離した複数のブロックの一部のみを再利用する構成も可能である。
また、浮体式液化炭化水素ガスプラント５の製造では、再利用の対象となるＬＮＧ船が備えるＬＮＧタンク数や、分離されるブロックの数などについて種々の変更が可能である。例えば、１つの浮体式液化炭化水素ガスプラント５（すなわち、ＬＮＧ船から分離されたブロック）が、既存の船舶に備えられていた２以上のＬＮＧタンクを含む構成も可能である。
ただし、新たに製造される浮体式液化炭化水素ガスプラント５の前後方向の長さは、再利用するＬＮＧ船１の長さよりも小さく設定する必要がある。これにより、構造部材（特に、船体）に対する要求強度（例えば、縦強度要求値）の観点から、既存のＬＮＧ船１の使用をそのまま継続することが難しい場合でも、長さのより短い浮体式液化炭化水素ガスプラント５では、各ブロック１１、１２、１３、１４においてＬＮＧタンクの周辺を構成する構造部材（特に、船体部分）の要求強度は小さくなるため、それらの要求強度が満たされ得る。その結果、浮体式液化炭化水素ガスプラント５では、ＬＮＧタンク２のみならず、その周辺に位置する船体４等の構造部材（その少なくとも一部）を再利用することが可能となる。その結果、浮体式液化炭化水素ガスプラント５では、既存の船舶を効率的に（すなわち、ＬＮＧタンク２以外の船体の一部を含めて）再利用することが可能となる。
また、本実施形態では、ＬＮＧを利用するプラント用設備３０が設置される例を示すが、これに限らず、プラント用設備３０が、ＬＰＧ（液化石油ガス）等の他の液化炭化水素ガス（または、炭化水素ガス）を利用する構成も可能である。例えば、ＬＮＧ船１（ＬＮＧタンク２）を再利用対象とする場合には、ＬＮＧまたはＬＰＧを利用するプラント用設備３０を設置することが可能である。また、例えば、ＬＰＧ船（ＬＰＧタンク）を再利用対象とする場合には、ＬＰＧを利用するプラント用設備３０を設置することが可能である。
図３は、浮体式液化炭化水素ガスプラント５のＬＮＧタンク２及びその周辺を示す断面図である。
図３に示すように、本実施形態では、ＬＮＧタンク２には、タンク方式としてモス方式（球形独立タンク方式）を採用しており、ＬＮＧタンク２は、球形のタンク本体４１、船体４（基礎デッキ）に固定され、円筒状の支持構造体をなすスカート４２、タンクカバー４３等の公知の構成を有している。上述の浮体式液化炭化水素ガスプラント５では、タンク本体４１のみならず、タンク本体４１を支持する船体４の一部を含むその周辺の構造部材が再利用される。ただし、浮体式液化炭化水素ガスプラント５では、タンク本体４１およびその周辺の構造部材の老朽化や破損の程度によっては、それらの一部を修理または交換した後に再利用してもよい。
また、図３には示されていないが、ＬＮＧタンク２周辺の構造部材として、ＬＮＧタンク２の設置スペースを前後に仕切る仕切り壁４５（図１参照）が設けられている。ＬＮＧ船１を分割する際には、上述の分割面１６、１７、１８を、各仕切り壁４５と重ならない位置（前方または後方）に位置するように設定することで、仕切り壁４５をブロック１１、１２、１３、１４のいずれかの一部として再利用することができる。
なお、ＬＮＧタンク２としては、モス方式に限らず、独立した複数のタンクを構成可能な他の方式（例えば、メンブレン方式）を採用することも可能である。
図４および図５は、それぞれ図２（Ｂ）に示した浮体構造部分２３におけるプラント用設備３０の配置を示す断面図および各部の平面図である。
図４および図５に示すように、浮体構造部分２３は、上下方向に複数の階層を設けることができる。ここでは、浮体構造部分２３には、３つの階層として、最上部に位置する上部デッキ５１、上部デッキ５１の下方に位置する中間デッキ５２、最下部に位置する基礎デッキ５３が設けられている。プラント用設備３０の詳細については後述するが、上部デッキ５１には、例えば、ＢＯＧコンプレッサや、縦置型のＬＮＧ貯槽、ＬＮＧの再ガス化用の熱交換器やヒータなどを配置することができる。また、中間デッキ５２には、例えば、ＬＮＧを燃料とする発電用のガスタービンなどを配置することができる。また、基礎デッキ５３には、例えば、蒸気タービンや発電機などを配置することができる。このような浮体構造部分２３の構造は、プラント用設備３０が設けられる他の浮体構造部分２１、２４等においても同様に採用することができる。
なお、浮体構造部分２３に設けられるデッキ（器具や装置等を配置するための床）の数や、各器具や装置の配置については種々の変更が可能である。また、浮体式液化炭化水素ガスプラント５に設けられるプラント用設備３０としては、液化天然ガスプラント、ガス処理プラント、酸性ガス注入プラント、再ガス化プラント、発電プラント、及び液化石油ガスプラント、またはそれらのプラントの一部の設備などを適宜採用することができる。また、浮体構造部分２３には、プラント廃水、プラント媒液、燃料油、潤滑油などを貯蔵するタンクを配置してもよい。例えば、プラント用設備３０に付随する天然ガス中の酸性成分を吸収するアミン、Produced Water（油汚濁水）、ディーゼル油などを保持するタンク等を設けることができる。
上記液化天然ガスプラントには、ガス田からの天然ガスを液化する液化設備（熱交換器等）が含まれ得る。
また、上記ガス処理プラントには、スラグキャッチャー、酸性ガス（CO2、H2S、メルカプタンなど）除去設備、脱水設備、及び水銀除去設備等のガス田からのガスを処理する設備が含まれ得る。
また、上記酸性ガス注入プラントには、H2S等の酸性ガスの処理が難しい場合に、ガス田等のガス層以外の層に注入するためのプラントが含まれる。
また、上記再ガス化プラントには、再ガス化設備としての熱交換器や、接岸した浮体式液化炭化水素ガスプラントから炭化水素ガスを炭化水素ガス消費設備に送出する炭化水素ガス送出設備等が含まれ得る。
また、上記発電プラントには、液化炭化水素ガスを燃料とするタービン発電機およびガスエンジン発電機や、接岸した発電プラントで発電した電力を既存の電力グリットに送電する送電設備等が含まれ得る。また、上記発電プラントにおいてガスエンジン発電機またはガスタービン発電機による発電を実施しながら、上記再ガス化プラントによって同時に再ガス化した炭化水素ガスを送出することも可能である。
また、上記液化石油ガスプラントには、ガスを液化する液化設備（コンプレッサ等）が含まれ得る。
また、浮体構造部分２３におけるプラント用設備の配置区域（設置スペース）は、少なくとも２枚の縦通隔壁によって海水より隔離されているとよい。さらに、プラント用設備の配置区域は、二重底により海水より隔離されているとよい。また、浮体構造部分２３には、ブロック１２及び当該ブロック１２と構造的に連続となる縦通隔壁を設けるとよい。また、浮体構造部分２３は上甲板等により閉鎖されていない構成とすることができる。また、浮体構造部分２３には、仕切り壁４５と同様の構成を有する少なくとも１つの隔壁により分けられた複数の区画を設けるとよい。また、ブロック１２および当該ブロック１２に接続される浮体構造部分２３は、それ自体で浮力を有する（海上に浮く）構成であるとよい。また、ブロック１２及び当該ブロック１２に接続される浮体構造部分２３の少なくとも一方がバラストタンクを有し、船体姿勢制御（トリムおよびヒール調整）が可能であるとよい。また、ブロック１２及び浮体構造部分２３の少なくとも一方には、桟橋または海底との係留設備を設けることができる。また、ブロック１２および当該ブロック１２に接続される浮体構造部分２３により構成される浮体（浮体式液化炭化水素ガスプラント５）が、液化炭化水素ガス輸送船と係留するための設備ならびに液化炭化水素ガス（例えば、ＬＮＧ）及びボイルオフガスをやり取りするローディング設備を有し、液化炭化水素ガス輸送船からブロック１２にある液化炭化水素ガスタンクへ液化炭化水素ガスを受け入れる構成とすることができる。また、ブロック１２および当該ブロック１２に接続される浮体構造部分２３により構成される浮体（浮体式液化炭化水素ガスプラント５）が、液化炭化水素ガス輸送船と係留するための設備ならびに液化炭化水素ガス（例えば、ＬＮＧ）及びボイルオフガスをやり取りするローディング設備を有し、液化炭化水素ガス輸送船に対してブロック１２にある液化炭化水素ガスタンクから液化炭化水素ガスを受け入れる構成とすることができる。また、浮体構造部分２３には、居住または作業のための上部構造物を設けることができる。また、プラント用設備３０には、液化炭化水素ガスタンクに貯蔵する液化炭化水素の液化用の設備を設けることができる。また、浮体構造部分２３には、推進用の設備を設けることができる。
このように、浮体構造部分２３にプラント用設備３０の少なくとも一部を設置することにより、プラント用設備３０を構成する器具や装置の設置の自由度が高まり、浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造が容易となる。特に、プラント用設備３０がそれぞれ配置される上下方向に配置された複数のデッキ５１〜５３が設けられることにより、内部のスペースを有効に利用して、プラント用設備３０を設置した場合でも浮体式液化炭化水素ガスプラント５の前後方向の長さの増大を抑制することが可能となる。
図６は、浮体式液化炭化水素ガスプラント５に設けられるプラント用設備３０の第１の例を示す構成図である。ここでは、プラント用設備３０の好ましい例として、ガスエンジン複合発電プラントを適用した場合を示している。
図６に示すように、ガスエンジン複合発電プラントは、ＬＮＧを燃料とする内燃機関であるガスエンジン（レシプロエンジン）６１と、低温（水よりも低い温度）で沸騰する炭化水素系の冷媒を作動流体とする冷媒タービン６２とを備え、ガスエンジン６１および冷媒タービン６２によりそれぞれ駆動される発電機６４および発電機６５によって発電を行うものである。ここで、ガスエンジン６１および発電機６４は、ガスエンジン発電機として一体をなすように構成することが可能である。発電された電力の少なくとも一部は、着岸した状態の浮体式液化炭化水素ガスプラント５から外部に供給される。
ガスエンジン６１には、ＬＮＧタンク２に貯蔵されたＬＮＧを再ガス化した天然ガスおよびそこで発生したボイルオフガス（以下、ＢＯＧという。）が燃料として供給され、燃焼後の比較的高温（ここでは410℃）のガスエンジン排ガスが排熱回収用の熱交換器７１に向けて排出される。また、ガスエンジン６１には、図示しない冷却用のエンジンジャケットが設けられており、このエンジンジャケットからは比較的低温（ここでは88℃）のジャケット冷却水が排出される。排出されたジャケット冷却水は、図６中に矢印で示す方向に、水循環ポンプ７２が設けられた水循環ライン７３を循環して再びエンジンジャケットに供給される。なお、上記天然ガスとボイルオフガスは、船体の推進用のエンジン燃料として利用することもできる。
ガスエンジン６１の出力は、発電機６４によって電力に変換された後に、その電力の少なくとも一部が図示しないモータ等を介して推進用のプロペラ１０の回転に利用される。また、浮体式液化炭化水素ガスプラント５が推進機能を必要としない場合には、発電機６４によって発電された電力の全てを浮体式液化炭化水素ガスプラント５の外部に供給することも可能である。また、場合によっては、発電機６４を省略する一方、ガスエンジン６１の出力軸を公知の歯車機構等を介してプロペラ１０に接続することにより、ガスエンジン６１の出力を浮体式液化炭化水素ガスプラント５の推進に利用することも可能である。
冷媒タービン６２では、メタンとプロパンとの混合冷媒（ここでは、メタン50〜55重量％、プロパン45〜50重量％）が作動流体として用いられる。この作動流体は、冷媒タービン６２への導入前に熱交換器７１においてガスエンジン排ガスによって加熱される。熱交換器７１には、伝熱管群からなる複数の加熱ユニットが設けられており、ガスエンジン排ガスと作動流体との効率的な熱交換が可能となっている。これにより、所定の温度および圧力（ここでは、103℃、4.9MPaG）とされた作動流体（気体）が冷媒タービン６２に導入され、この作動流体の運動エネルギにより図示しないタービン翼が回転し、その出力が発電機６５によって電力に変換される。なお、冷媒タービン６２では、作動流体として炭化水素に限らず二酸化炭素を用いてもよい。
この二酸化炭素としては、プラント内のガス処理プラントで回収される二酸化炭素や、ガスエンジン、ガスタービンの燃焼排ガス中の二酸化炭素を利用することができる。
冷媒タービン６２から排出された作動流体（ここでは、温度：−5℃、圧力：0.4MPaGの気体）は、図６中に矢印で示す方向に、冷媒循環ライン８１を通して凝縮器８２に送られる。凝縮器８２には、ＬＮＧタンク２からの払出ライン８３が接続されており、導入された氷点以下の温度のＬＮＧ（ここでは、温度：−160℃、圧力：7.0MPaG）の冷熱が作動流体の冷却に利用される。一方で、凝縮器８２は、作動流体の熱によってＬＮＧを気化する再ガス化装置として機能する。
なお、ＬＮＧタンク２に貯蔵されたＬＮＧは、ＬＮＧ貯槽６６に一旦貯留された後、払出ポンプ６７により払出ライン８３を介して凝縮器８２側に送られる。また、ＬＮＧタンク２で発生したＢＯＧは、ＢＯＧコンプレッサ６８を介してＬＮＧ貯槽６６内のＬＮＧに混合される。
凝縮器８２において凝縮された作動流体は、冷媒循環ライン８１に設けられた循環冷媒貯槽８５に一旦貯留される。その後、冷媒循環ライン８１に設けられた冷媒ポンプ８６によって昇圧された作動流体（ここでは、−128℃、5.0MPaG、99.4t／hr）は、冷媒蒸発器８７に送られる。冷媒蒸発器８７には浮体式液化炭化水素ガスプラント５の周辺に存在する海水（ここでは、15℃）を導入するための海水導入管８８が接続されており、作動流体は海水との熱交換によりジャケット冷却水が凍結しない温度（ここでは、5℃）まで予熱される。
冷媒蒸発器８７からの作動流体は冷媒加熱器９１に送られ、この冷媒加熱器９１においてジャケット冷却水（ここでは88℃、270t／hr）との熱交換によって加熱（ここでは、29℃まで加熱）される。一方、ジャケット冷却水は、冷媒加熱器９１においてガスエンジン６１を冷却可能な温度（ここでは、50〜80℃）まで冷却される。冷媒加熱器９１からの作動流体は熱交換器７１に送られ、再び加熱された作動流体（103℃、4.9MPaG）は冷媒タービン６２に供給される。ただし、熱交換器７１を省略し、冷媒加熱器９１からの作動流体を、熱交換器７１を介することなく冷媒タービン６２に供給する構成も可能である。
また、ＬＮＧタンク２からのＬＮＧは、凝縮器８２から排出された後に払出ライン８３を通してＬＮＧ加熱器９２に送られる。ＬＮＧ加熱器９２には浮体式液化炭化水素ガスプラント５の周辺に存在する海水（ここでは、15℃）を導入するための海水導入管９３が接続されており、作動流体は海水との熱交換により昇温され（ここでは、5℃の気体となる。）、燃料としてガスエンジン６１に送られる。
上記ガスエンジン複合発電プラントでは、メタンとプロパンとの混合冷媒を作動流体とする冷媒タービン６２により、ガスエンジン排ガスおよびジャケット冷却水を高熱源として利用する一方、ＬＮＧのガス化の際の冷熱を低熱源として利用したバイナリーランキンサイクル方式にて発電を行う。これにより、ガスエンジン６１の排熱において大きな割合を占めるガスエンジン排ガスおよびジャケット冷却水の熱を有効利用して排熱回収率を高めることができ、延いてはガスエンジン複合発電プラントの発電効率を向上させることができる。なお、ジャケット冷却水の代わりに、水以外の周知の冷却液を用いてもよい。また、混合冷媒は可燃性であるため、熱交換器７１における加熱温度はシステムの安全性の観点から比較的低温（例えば、130℃以下）とすることが好ましい。
また、凝縮器８２においてＬＮＧを用いて作動流体を凝縮する構成としたため、ＬＮＧタンク２から払い出されるＬＮＧの冷熱を冷媒の冷却過程において有効利用することが可能となる。さらに、ガスエンジン６１の燃料ガスの一部としてＢＯＧを用いるため、ＬＮＧタンク２から発生するＢＯＧを有効利用することができ、更に、ＬＮＧの冷熱を作動流体の冷却過程において有効利用することが可能となる。
このように、ガスエンジン複合発電プラントでは、炭化水素系または二酸化炭素の冷媒を作動流体とする冷媒タービン６２においてガスエンジン６１の排熱（排ガスおよび冷却液の熱）を利用する構成としたため、ガスエンジン６１の排熱回収率が高まり、延いてはプラント用設備３０の発電効率を向上させることが可能となる。
なお、図６に示したガスエンジン複合発電プラントは、既存のＬＮＧ船１を再利用する浮体式液化炭化水素ガスプラント５に限らず、全体を新規に製造した浮体式液化炭化水素ガスプラント、及びこれに類する船舶等を含む浮体式構造物に設置することも可能である。さらに、図６に示したガスエンジン複合発電プラントは、海上に限らず、陸上の設備として利用することもできる。その場合、ガスエンジン６１には、陸上のＬＮＧタンク等から燃料としてのＬＮＧが供給される。
図７は、浮体式液化炭化水素ガスプラント５に設けられるプラント用設備３０の第２の例を示す構成図である。ここでは、プラント用設備３０の好ましい例として、ガスタービン複合発電プラントを適用した場合を示している。図７において、図６に示したプラント用設備３０と同様の構成要素については、同一の符号を付して詳細な説明を省略する。また、それら同様の構成要素について以下で特に言及しない事項については、上述の図６に示したプラント用設備３０場合と同様である。
図７に示すように、ガスタービン複合発電プラントは、ＬＮＧを燃料とするガスタービン１６１と、低温（水よりも低い温度）で沸騰する炭化水素系の冷媒を作動流体とする冷媒タービン６２とを備え、ガスタービン１６１および冷媒タービン６２によりそれぞれ駆動される発電機１６４および発電機６５によって発電を行うものである。ここで、ガスタービン１６１および発電機１６４は、ガスタービン発電機として一体をなすように構成することが可能である。発電された電力の少なくとも一部は、着岸した状態の浮体式液化炭化水素ガスプラント５から外部に供給される。
ガスタービン１６１には、ＬＮＧタンク２に貯蔵されたＬＮＧおよびそこで発生したボイルオフガス（以下、ＢＯＧという。）が燃料として供給され、燃焼後の比較的高温の排ガスが排熱回収ボイラ１０１に向けて排出される。排熱回収ボイラ１０１では、その排ガスにより加熱された蒸気の一部が、蒸気循環ライン１０２を介して蒸気タービン１０３に導入され、この蒸気タービン１０３によって駆動される発電機１０４により発電が行われる。ここで、発電された電力の少なくとも一部は、上述の場合と同様に外部に供給される。蒸気タービン１０３から排出された蒸気は、復水器１０６に送られる。復水器１０６には浮体式液化炭化水素ガスプラント５の周辺に存在する海水を導入するための海水導入管１０７が接続されており、蒸気タービン１０３からの蒸気は海水との熱交換により凝縮し、復水ポンプ１０８によって再び排熱回収ボイラ１０１に供給される。
また、排熱回収ボイラ１０１では、排ガスにより加熱された蒸気の一部が、蒸気循環ライン２０１を介してヒータ２０２に導入される。ヒータ２０２から排出された蒸気は、凝縮ドラム２０３において凝縮し、その後、凝縮水ポンプ２０４によって蒸気タービン１０３の下流側の蒸気循環ライン１０２に導入される。また、ヒータ２０２には、水循環ライン７３が接続されており、水循環ライン７３からヒータ２０２に導入された水は、排熱回収ボイラ１０１からの蒸気との熱交換により加熱される。
図７に示すガスタービン複合発電プラントでは、図６に示した熱交換器７１は省略され、冷媒加熱器９１からの作動流体は、熱交換器７１を介することなく冷媒タービン６２に供給される。
このように、ガスタービン複合発電プラントでは、炭化水素系または二酸化炭素の冷媒を作動流体とする冷媒タービン６２においてガスタービン１６１の排熱（冷却液の熱）を利用する構成としたため、ガスタービン１６１の排熱回収率が高まり、延いてはプラント用設備３０の発電効率を向上させることが可能となる。
なお、図７に示したガスタービン複合発電プラントは、既存のＬＮＧ船１を再利用する浮体式液化炭化水素ガスプラント５に限らず、全体を新規に製造した浮体式液化炭化水素ガスプラント、及びこれに類する船舶等を含む浮体式構造物に設置することも可能である。また、図７に示したガスタービン複合発電プラントは、海上に限らず、陸上の設備として利用することもできる。その場合、ガスタービン１６１には、陸上のＬＮＧタンク等から燃料としてのＬＮＧが供給される。
さらに、図７に示したガスタービン複合発電プラントにおいて、水循環ライン７３には、図６に示したガスエンジン６１をヒータ２０２と共に併設することも可能である。なお、液化炭化水素ガスタンクの開放点検時には、ガスエンジンまたはガスタービンの燃料としてディーゼルオイルを用いて発電を継続することも可能である。
本発明を特定の実施形態に基づいて説明したが、これらの実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。例えば、本発明に係る浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法による既存の船舶の再利用には、浮体式液化炭化水素ガスプラントにおいて既存の船舶の一部をそのまま利用する場合に限らず、一部の構造部材の修理や、一部の部品の交換を行った後に再利用する場合が含まれる。また、上述の浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法は、液化炭化水素ガスを輸送する船舶のあらゆる型式の液化炭化水素ガスタンクを再利用する浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法として用いることができる。なお、上記実施形態に示した本発明に係る浮体式液化天然ガスプラントの製造方法の各構成要素は、必ずしも全てが必須ではなく、少なくとも本発明の範囲を逸脱しない限りにおいて適宜取捨選択することが可能である。
１ ＬＮＧ船（液化炭化水素ガス輸送船）
２Ａ−２Ｄ 第１−第４ＬＮＧタンク
３ 推進設備
４ 船体
５ 浮体式液化炭化水素ガスプラント
１０ プロペラ
１１−１４ 第１−第４ブロック
１６−１８ 分割面
２１−２４ 浮体構造部分
３０ プラント用設備
３１ 船室
４５ 仕切り壁
５１ 上部デッキ
５２ 中間デッキ
５３ 基礎デッキ
６１ ガスエンジン
６２ 冷媒タービン
６４、６５ 発電機
６６ ＬＮＧ貯槽
６７ 払出ポンプ
６８ ＢＯＧコンプレッサ
７１ 熱交換器
７２ 水循環ポンプ
７３ 水循環ライン
８１ 冷媒循環ライン
８２ 凝縮器
８３ 払出ライン
８５ 循環冷媒貯槽
８６ 冷媒ポンプ
８７ 冷媒蒸発器
８８ 海水導入管
９１ 冷媒加熱器
９２ ＬＮＧ加熱器
９３ 海水導入管
１０１ 排熱回収ボイラ
１０２ 蒸気循環ライン
１０３ 蒸気タービン
１０４ 発電機
１０６ 復水器
１０７ 海水導入管
１０８ 復水ポンプ
１６１ ガスタービン
１６４ 発電機
２０１ 蒸気循環ライン
２０２ ヒータ
２０３ 凝縮ドラム
２０４ 凝縮水ポンプ

Claims (8)

  1. 液化炭化水素ガスを輸送する船舶の液化炭化水素ガスタンクを再利用する浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法であって、
    前記船舶を、少なくとも１つの前記液化炭化水素ガスタンクを含む複数のブロックに分割するステップと、
    前記複数のブロックの各々に関し、当該各ブロックの前後方向の少なくとも一方に接続された、液化炭化水素ガスプラントを持つ新たな浮体構造部分をそれぞれ構築するステップと
    を有し、
    前記新たな浮体構造部分を構築するステップでは、前記各ブロックおよび当該ブロックに接続された前記浮体構造部分を合わせた新たに製造される全ての浮体式液化炭化水素ガスプラントの前後方向の長さがそれぞれ前記船舶よりも小さくなるように、前記浮体構造部分がそれぞれ設けられることを特徴とする浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法。
  2. 前記浮体構造部分にプラント用設備の少なくとも一部を設置するステップを更に備えたことを特徴とする請求項１に記載の浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法。
  3. 前記浮体構造部分には、前記プラント用設備がそれぞれ配置される上下方向に配置された複数のデッキが設けられることを特徴とする請求項２に記載の浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法。
  4. 前記プラント用設備には、前記液化炭化水素ガスタンクに貯蔵された液化炭化水素ガスの再ガス化用の設備、前記液化炭化水素ガスタンクに貯蔵する液化炭化水素ガスの液化用の設備、前記液化炭化水素ガスを液化炭化水素ガスタンクに貯蔵するべくガス田または随伴ガスからの炭化水素ガスを液化する液化設備、接岸した本浮体式液化炭化水素ガスプラントで発電した電力を既存の電力グリットに送電する送電設備、及び接岸した本浮体式液化炭化水素ガスプラントから直接炭化水素ガス消費設備に送出する炭化水素ガス送出設備のうちの少なくとも１つが含まれることを特徴とする請求項２に記載の浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法。
  5. 前記浮体構造部分が接続される前記ブロックには、前記船舶の推進用の設備が含まれることを特徴とする請求項１に記載の浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法。
  6. 前記プラント用設備には、前記液化炭化水素ガスタンクに貯蔵された液化炭化水素ガスを再ガス化した炭化水素ガス及び／またはボイルオフガスを利用するガスエンジンおよびガスタービンの少なくとも一方が含まれることを特徴とする請求項２から請求項４のいずれかに記載の浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法。
  7. 前記ガスエンジンおよび前記ガスタービンの少なくとも一方が推進用の動力の発生に用いられることを特徴とする請求項６に記載の浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法。
  8. 液化炭化水素ガスが、液化天然ガス及び液化石油ガスの少なくとも一方であることを特徴とする請求項１に記載する浮体式液化炭化水素ガスプラントの製造方法。
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