JP4927239B2 - 圧縮された天然ガスの船舶による輸送システム - Google Patents

Description

本発明は、天然ガスの輸送システム（手段）に関し、特に圧縮された天然ガスの船舶による海上輸送に関する。
水域を越えて天然ガスを輸送するには従来４つの既知の方法がある。その中の第１の方法には、海中にパイプラインを通した方法がある。第２の方法としては液化した天然ガス（LNG）として海上輸送を行う方法がある。第３の方法としては圧縮された天然ガス（CNG）として、平底の荷船や船舶の甲板上に乗せて運ぶ方法がある。第４の方法としては冷蔵したガスCNG或は半液化状態にしたガス（MLG）として、船倉の中に入れて海上を輸送する方法である。各方法にはそれぞれ固有の利点と欠点とがある。
海中にパイプラインを通す技術は1000フィート以内の水深については良く知られている。しかしながら、深い海中にパイプラインを設けることは非常に費用が高くなり、また、深い海の中でパイプラインを補修し維持することはまさに新しい開拓者的な作業である。海中のパイプラインにより輸送することは水深1000フィートを越える水域での水嵩を貫通することは屡々実行出来ない場合がある。また、海中のパイプラインの更に不利益なことは、一旦、敷設すると、それを再び配置替えすることは難しく実際的でない。
天然ガスを液化すると、その密度が非常に増加する結果、大量の天然ガスを長距離にわたって比較的僅かの船舶数で輸送することができる。しかしながら、このLNGシステムは出荷地における液化設備と荷降し地における再ガス化設備とに膨大な投下資本が必要となる。多くの場合、このLNG設備を建設するための投下資金はあまりにも高額であるためにLNGを作ることが実行不可能となる。他の例としては、配達地及び又は補給地における政治的な危険のために高価なLNG設備が容認できないことがある。更にLNGについて不利なこととしては、１隻又は２隻だけのLNG用の船舶が必要とされる程度の所では、海岸全所を利用するための高額費用による輸送経済が重荷となる。
1970年の初期にコロンビアガスシステムサービスが、天然ガスを冷凍したCNGとしてまた、加圧したMLGとして輸送する方法を開発した。これらの方法は、プロセスエンジニアリングのディレクターであるローガー・ジェー・ブロッカー（Roger J.Brocker）によって、「CNG及びNLGの新しい天然ガス輸送方法」と題して1974年に発行された記事の中に記述されている。これによればCNGは、船舶の中の隔離された荷物保管場所の中に入れられた圧力容器の中に入れられる前に−75°Ｆに冷凍され1150psiに加圧されることが必要である。船舶に搭載されている間は、その荷物を冷凍する設備は必要ない。このガスの垂直に搭載された多数の円筒型の圧力容器の中に収容されている。このMLGプロセスではガスを−175°Ｆに冷却し200psiに加圧することが必要である。これらのシステムの双方にとって不利なことは、船舶に搭載する前に、周囲の温度よりも十分に低い温度にガスを冷却することである。これらの温度にガスを冷却し、これらの温度に適した性能を有する鉄合金とアルミニウムのシリンダーを用意をするには、高額な費用がかゝる。他の不利な点としては、ガスが輸送中に温度が上昇して、不可避的に膨張した場合の安全な処理方法に関することである。
1989年マリーン ガス トランスポート株式会社（Marine Gas Transport Ltd.）に対して与えられた米国特許第4,846,088号に於ては、海上輸送の平底荷船の上に、又はその甲板上にだけ配置する貯蔵容器を有するCNGの輸送方法について記述している。この特許の引用例はこの海上を航行する平底荷船の甲板の上に水平に配置されたパイプラインタイプのパイプから作られた複数の圧力容器より構成されている。このパイプの低価格によりこの貯蔵方法はその出費が低価格である利点がある。ガスの漏れが起った時には、これは手動でガス抜けが行なわれ火災又は爆発の可能性を防ぐことができる。このガスは周囲の環境の温度のもとで輸送されるので、コロンビア ガス サービス コーポレーション（Columbia Gas Service Corporation）の固有試験用容器の中で冷却に伴い起る問題が回避される。上述のCNG輸送の方法の１つの不利な点は、甲板の上に配置でき、更に、平底荷船の安定性を維持することができる圧力容器の数に制限があることである。このことにより、一隻の平底荷船が運搬できるガスの量が厳しく制限され、その結果、運搬されるガスの単位当りの費用を高いものとしている。その他の不利な点はガスが大気中に漏れることで、このことは今や、環境保護の立場から許容できない問題である。
最近、CNGの平底荷船による輸送の実行可能性がフォースターウィーラー ペトロリウム ディベロプメント（Foster Wheeler Petroleum Developement.）により検討された。1990年に、初期に発表されたアール エイチ ブカナン アンド エイ ヴィ ドリュー（R.H.Buchanan and A.V.Drew）によって、「沖合の乾燥ガス産地の開発のための二者択一の方法」と題して、船舶によるCNGの輸送がLNGの輸送の選択と同様に検討された。フォスタ ウィーラーペトロリウム ディベロプメントは分離可能の多数の平底荷船と引き船とを組み合わせたシャトル（往復運航船）のシリーズの中に水平に並べた多数のパイプライン型式の容器より成るCNG輸送方法を発表している。各容器はコントロールバルブ（制御弁）を有し、その温度は周囲温度である。このシステムの一つの不都合な点はシャトルと平底荷船を連結したり、取り外したりすることでこれにより時間がかゝり、能率を悪くしている。更に不利な点としては、多くの荷船と引き船の組合せについての耐航性が限定されていることである。このように荒海を避ける必要があることは、このシステムの信頼性を下げることになる。更に不利益なことは組合せ手段が複雑となりそれにより信頼性が損われ経費（コスト）を高くしている。
天然ガスの海上輸送には、二つの主要な要素がある。一つは水上輸送システムと他の１つは海岸における施設である。上述のすべてのCNG輸送システムの欠点は、水上輸送の構成要素はその手段を使用する際に費用がかゝりすぎることである。一方、LNG輸送手段の欠点としては、海岸での設備費が高価であり、例え短い距離の航路であってもそれは、資本投資の圧倒的な部分となることである。上述の引用例では、いづれもその中で海岸の施設におけるガスの積み荷、荷降しに関連した問題に取り組むでいるものは無い。
ここで求められているのは、天然ガスについての水域を越えた輸送であり、それはLNGの液化や再ガス化の施設やCNGの冷蔵施設よりもはるかに廉価な海岸の施設を利用できるものであり、また、水域を越えて周囲温度に近いCNGを輸送する施設であり、従来の技術よりも費用のかゝらないものである。
本願発明においては、複数のガスシリンダを有する船舶を利用した水域を越えてCNG輸送の改善を提案している。このシリンダ中のガスの圧力は、荷揚げの時には2000〜3500psiの範囲であり、荷降しのときには100〜300psiであることが望ましい。本発明は、多数のガス貯蔵セルの中に配置された多数のガスシリンダーを有することを特徴としている。各々のガス貯蔵セルは、セルマニホルド（cell manifold）によって単一のコントロールバルブに連結されている３〜３０個のガスシリンダより成っている。そのガスシリンダは、ドーム型の蓋を両端部に有する鋼製のパイプより作られることが望ましい。この鋼製シリンダはより経済的な容器を提供するために、ファイバーグラス、すなわち、カーボンファイバーか又はその他の高い抗張力を有するファイバーで包まれることができる。各貯蔵セルを高圧主マニホルドと低圧主マニホルドに連結するために一つのサブマニホルドが各コントロールバルブの間に伸びている。この高圧主マニホルドと低圧主マニホルドは、海岸のターミナルに連結する手段を有している。この高圧マニホルドと低圧マニホルドを通るガスの流れをコントロールするためにバルブが備えてある。
上述のような圧縮された天然ガスの輸送のための船舶を基本としたシステムと共に、海岸の施設は、主として効率の良いコンプレッサーステイション（圧縮機施設）より成っている。高圧と低圧の両方の圧縮マニホルドを使用することにより、コンプレッサーは荷積みターミナルにおいて、非常に有用な仕事を行うことができる。それは、パイプラインを通してセルがガスで満たされている間に、あるセルの中でパイプラインガスを設計上の最高の値の圧力になるまでコンプレッサーで圧縮できるという利用価値のある仕事を行うことができる。そして、荷降ろしターミナルに於ては、ある高圧貯蔵セルが吹き出しにより同時につくられている間に、セルの中のガスをパイプラインガスの圧力以下に圧縮するという有用な仕事がなされている。貯蔵セルを開ける方法は、グループ毎に順々に次から次へと、必要な圧縮馬力を最小にするようにして、コンプレッサーの背圧が常に最適の圧力で閉じるように時間を合わせて行われる。
上述のように、圧縮された天然ガスの輸送について、船舶ベース（基本）システムを採用することにより有益な結果が得られる。また、更にもっと有益な結果がガス貯蔵セルを垂直の（縦方向の）配列に適応させることにより得られる。この垂直方向の配列は、貯蔵セルに於て要求されるその交換と保守を容易にする。
上述のように、圧縮天然ガスの輸送についての船舶ベースシステムを採用することにより、有益な結果が得られるけれども、一旦荷積みをしたからにはその後は、CNGの大洋輸送の安全性の問題と取り組むべきである。したがって、船倉が気密なハッチカバーで覆われていれば、更に多くの有益な結果が得られるであろう。このことにより、ガス貯蔵セルを有する船倉内に大気圧に近い不活性雰囲気がみなぎり、それにより、船倉内の火炎の危険が除去される。
上述のように、圧縮天然ガスの輸送についての船舶ベースシステムを採用することにより、有益な結果が得られるけれども、受渡しの作業中におけるCNGの断熱膨張は、鋼製の容器をある程度冷却する結果となる。鋼の冷却の熱量は次の積み荷の段階のためにそのまゝ保持しておくことが望ましい。したがって、船倉とハッチカバーが熱絶縁された場合には、更に多くの利益のある結果が得られるであろう。
上述のように、圧縮天然ガスの輸送についての船舶ベースシステムを採用することにより、有益な結果が得られるけれども、ガス漏れが発生した場合には、安全に処理しなければならない。したがって、更に有益な効果は、各船倉がガス漏れ探知装置と漏れている容器の識別装置を設備し、それによって、漏れている貯蔵セルを絶縁、隔離することが可能となり、高圧マニホルドシステムを通して、排出／発炎デリックブームに排出される。この天然ガスで汚染された船倉は不活性ガスにより洗い流される。
上述のように、圧縮天然ガスの輸送についての船舶ベースシステムを採用することにより、有益な結果が得られるけれども、ある市場に於ては、天然ガスの連続した供給が困難である。したがって、更に有益な成果を得るには、適切な容量と速度を備えた十分な数のCNG船を備えて、常に船舶を停泊させ、荷降しできるようにすることが必要である。
上述のように圧縮天然ガスの輸送についての船舶ベースシステムを採用することにより、有益な結果が得られるけれども荷揚げターミナルに於て冷却に用いることのできる船上のかなりの量の圧力エネルギーがある。したがって、更に有益な効果を得るには、この荷揚げターミナルに於て適当な極低温のユニット（設備）が小量のLNGを生産するために用いられれば更に有益な結果が得られるであろう。そうすれば、いくつかの船舶の荷揚げの間に生産されたLNGは集められて近接したLNG貯蔵タンクに蓄積される。このLNGの供給は、CNG船舶スケジュールに支障が起った時に利用することができる。
上述のように圧縮天然ガスの輸送についての船舶ベースシステムを採用することにより、有益な結果が得られるけれどもまた、ある市場は、天然液化ガスのピーク時を救済する燃料供給（すなわち、ーク時の要求で一日に数時間の燃料供給を行う）、に対して、プレミアムを支払うであろう。したがって、主要なマニホルドシステムと荷降しコンプレッサーステーションの容量がピーク時（それは、典型的には４〜８時間であるが）に荷降しが出来るような大きさであれば、更に大きな利益が得られる結果になるであろう。
本発明の特徴は以下に示す添布した図面並びにその説明を参照してより明かにされるであろう。
図１は圧縮天然ガス輸送についての船舶基本システム（シップベースシステム）の工程を示すフローチャートである。
図２ａは圧縮天然ガス輸送のための船舶基本システムに使用するために装備された船舶の長手方向垂直断面の立面図である。
図２ｂは図２ａに示す船舶の長手方向水平断面の平面図である。
図２ｃは図２ｂのＡ−Ａ線に沿った断面の立面図である。
図３は図２ｂに画かれた船舶の一部分の詳細平面図である。
図４ａは圧縮天然ガス輸送の船舶基本システムについての荷積み配置の模型的構成図である。
図４ｂは圧縮天然ガス輸送の船舶基本システムについての荷降し配置の模型的構成図である。
符号10によって、一般的に示されるように、船舶をベースとした圧縮天然ガス輸送システムの好適な実施例について、以下図１〜図４ｂを参照しながら説明する。
図２ａ及び図２ｂに示すように、船舶をベースとした圧縮天然ガス輸送システム10は複数のガスシリンダ14を有する船舶12である。このガスシリンダはCNGの圧力を安全に受け入れるように設計されて居り、その圧力の許容範囲は1000〜5000psiの圧力であり、圧力容器や船舶の費用やガスの物理的性質等を考慮に入れて、最も効果的に設定されている。ガスの量は、2500〜3500psiの範囲内にあることが望ましい。ガスシリンダー14は、30〜100フィートの長さの円筒型の鉄鋼（スチール）製パイプである。その望ましい長さは、70フィートの長さである。そのパイプは、その両端に鍛造による鋼製の円蓋を典型的に溶接で蓋をしている。
複数のガスシリンダー14が複数の圧縮ガス貯蔵セル16を形作っている。図３に示すように、圧縮ガス貯蔵セル16の各々は、セルマニホルド18によってシングルコントロールバルブ20に接続されている３〜30個のガスシリンダー14より成る。図２ａ及び図２ｃに示すように、ガスシリンダ14は船舶12の船倉22の中に、交換が容易にできるように、垂直になるように配置して搭載されている。このシリンダ14の長さは、船舶12の安定性を保持するように独特に定められている。船倉22は悪天候の時に海水が侵入することを防ぐと共に、シリンダの交換取り出しをやり易くできるようにハッチカバー24に覆われている。ハッチカバー24は、船倉22がほぼ大気圧の不活性雰囲気で充満させられることを可能にするように、気密なシールを備えている。この船倉22は、図２ａに示すように、低圧マニホルドシステム42によって、不活性ガス雰囲気の初期的充満とその後の維持の提供をもたらされる。
本発明は、荷積みの段階では、ガスの冷却、冷蔵に関与することは意図していない。代表的に冷却だけが関与するのは、圧縮後直ちにガスを通常の空気又は海水によって周囲温度に近くに戻す時である。しかしながら、ガスの温度が低い程、シリンダ14の中に多量のガスを貯蔵することができる。放出の過程におけるCNGの断熱膨張により鋼製のシリンダ14は、ある程度冷却される。この鋼の冷却した熱量を次の荷卸しの時点まで、代表的には１〜３日間の時間の間、保持することが望ましい。この理由により図２ｃに示すように船倉22とハッチカバー24は、断熱材料26の層で覆われている。
図３に示すように、海岸のターミナル（終端）に連結しているバルブ30を備えた高圧マニホルド28が配設されている。また、海岸のターミナルに連結しているバルブ34を備えた低圧マニホルド32が配設されている。サブマニホルド（副マニホルド）36が、各コントロールバルブ20の間を各貯蔵セル16が高圧マニホルド28と低圧マニホルド32の両方に連結するように伸びている。複数のバルブ38がサブマニホルド36から高圧マニホルド28に入るガスの流れをコントロールしている。複数のバルブ40がサブマニホルド36から、低圧マニホルド32へのガスの流れをコントロールしている。貯蔵されたセルが船舶12が海上にある時に、速かにガスを排出する必要があった時には、図２ａに示すようにガスは高圧マニホルドから排出口ブーム（デリックのブーム）44に排出され、それからフレア（船首の張出し）46に送り出される。もしも、船舶10のエンジンが天然ガスを燃焼するように設計されている場合には高圧又は低圧いづれかのマニホルドを経由してセル16からのガスを送出する。
船船12は、海岸の施設と共に天然ガスの全運搬システムの一部分として組み込まれなければならない。船舶をベースにした圧縮天然ガス輸送システム10の總合的な手順は、ここで、図１，４ａ及び４ｂを参照しながら記述する。図１は、天然ガスの処理をステップ毎に表示したフローチャートである。図１に示すように、天然ガスはパイプライン▲１▼によって本システムに標準的には500〜700psiで供給される。このガスの一部は船積みターミナル▲３▼を通り抜けて直接低圧のマニホルド32に進み、少数のセル16を約200psiの「空」の圧力からパイプラインの圧力まで上昇させる。これらのセルはそれから高圧のマニホルド28に切り換えられ、それから、その他の少数の空のセルが低圧のマニホルド32に開放される。パイプラインガスの大部分は出航地の圧縮設備▲２▼に於て高圧に圧縮される。一たびガスが圧縮されると、そのガスは海のターミナル（終端）とマニホルドシステム▲３▼を経由してCNGキャリア▲４▼（それはこの場合は船12である）の上の高圧マニホルド28に向かって分配され、かくて、高圧マニホルド28は、それに接続されたセル16を設計上の全圧力（たとえば、2700psi）に近い値に上昇させる。このセルの次から次への開放と切換えの過程は、「ローリングフィル、rolling fill（ころがりながら満たす）」と呼ばれている。この有益な結果は、コンプレッサー▲２▼が、ほとんどすべての時間、最高の効率を上げるように、その設計上の全圧力を出すように圧縮されることで得られる。このCNGキャリア▲４▼は圧縮されたガスを配達ターミナル▲５▼に運搬する。この高圧のガスは、それから、減圧設備▲６▼に排出され、そこで、ガスの圧力は、受け入れパイプライン▲９▼に要求される圧力に減圧される。随意に（任意に）、この高圧のガスの減圧されたエネルギーは、貯蔵できるLPGの僅かの部分や、液化ガスとLNG（６）及び市場に対してガスサービスを維持するように要求されている液化ガス及び▲８▼のあとで再ガス化されるLNGとを生産するための極低温ユニットに動力を与えるために利用することができる。ガスの供給中のある時点で、CNGキャリヤのガス圧力が所要の速度と圧力で供給するのに不充分なことがある。このときにはガスは供給点（配達、送達点）での圧縮施設▲７▼に送られ、そこでパイプライン▲９▼に対して所要の圧力に圧縮される。上記の過程が、セル16の小グループと共に同時に実施された場合には、「ローリングエンプティ rolling empty（ころがりながら空にする）」により、上述の通り、ほとんどの時間に設計された背圧を有するコンプレッサー▲７▼を備えこれにより、それを最高の効率で使用する。
LNG貯蔵施設が加えられても、或は加えられなくても、ひっくりかえる（転覆する）ような事態でないかぎり、より多くの船舶輸送を行い、常に配達地点で供給が可能なように、適当な容量と速度とを有する十分な数のCNG運搬船舶12が備えられていることが望ましいことである。この方法で運用されていれば、CNG船舶輸送の方法は、本質的に、天然ガスのパイプライン輸送の方法と同じレベルのサービスを提供している。二者択一の選択肢のある重要な実施例においては、船舶のマニホルドと引渡し（交付）（送達）圧縮ステーション▲７▼は、次の様な大きさの容量であるべきである。すなわち、船舶の荷は相対的（比較的）に短時間、たとえば、２〜８時間、典型的には４時間で荷卸し出来、それに対して１日半から３日間、典型的には、正常の（通常の）荷卸し時間は１日である。この選択肢により本発明の船舶によるCNGプロジェクトによれば既存の市場の基本的な負荷容量に対応して、ピーク時の需要に対応できる燃料を提供することができる。
当業者にとっては、後述のクレームで確定している発明の精神（意図）と範囲とから離れることなく上述の実施例の修正を行うことができることは明らかである。

Claims (8)

1. 複数のガスシリンダを有する船を含む、船をベースにした圧縮天然ガス輸送システムであって、
   複数のガスシリンダが、複数の圧縮ガス貯蔵セルを形作り、各々の圧縮ガス貯蔵セルが、セルマニホルドによって単一セルコントロールバルブに接続された３個から３０個の間のガスシリンダで構成され、ガスシリンダが、船の船倉の中で垂直に配置され、船の各々の船倉が、気密ハッチカバーによって覆われ、そのことによって船の各々の船倉が大気圧の不活性雰囲気で満たされることを可能にし、各々の、船倉及びハッチカバーが断熱され、
   該圧縮天然ガス輸送システムがさらに、
   海岸のターミナルへの接続手段を含む高圧マニホルドと、
   海岸のターミナルへの接続手段を含む低圧マニホルドと、
   各貯蔵セルを高圧マニホルドと低圧マニホルドの両方に接続するためにセルコントロールバルブとの間に延びるサブマニホルドと、
   サブマニホルドと高圧マニホルドとを通るガスの流れを制御するためのバルブと、
   サブマニホルドと低圧マニホルドとを通るガスの流れを制御するためのバルブと、を含み、
   各々の船倉が、不活性雰囲気の始めの流入とその後の維持とを提供するために低圧マニホルドを有することと；
   ガス漏れしている貯蔵セルが、高圧マニホルドを通して排出口ブームに通気されることが可能なように、各々の船倉がガス漏れ検知器を取り付けられることと；を特徴とする船をベースにした圧縮天然ガス輸送システム。
2. 船と、複数の垂直に配置されたガスシリンダと、高圧マニホルドと、低圧マニホルドと、サブマニホルド手段と、バルブ手段と、不活性ガスマニホルドと、前記船倉の各々の中のガス漏れ検出器とを具備する、船をベースにした圧縮ガス輸送システムであって：
   前記船が複数の船倉を有しており；
   前記複数の垂直に配置されたガスシリンダが前記船倉の各々に配設されていて、前記船倉の各々の中の前記複数のガスシリンダが、一つ以上の圧縮ガス貯蔵セルを形作っていて、前記圧縮ガス貯蔵セルが、３個から３０個の前記ガスシリンダを含んでおり；
   前記圧縮ガス貯蔵セルの各々の中の前記複数のガスシリンダの各々が、セルマニホルドによって単一セルコントロールバルブに接続されており；
   前記船倉の各々が、少なくとも一つの気密ハッチカバーを有しており、それにより、前記船倉の各々が大気圧の不活性雰囲気で満たされており；
   前記船倉の各々及び前記気密ハッチカバーの各々が熱絶縁されており；
   前記高圧マニホルドが、海岸をベースにしたターミナルへの接続手段を含んでおり；
   前記低圧マニホルドが、海岸をベースにしたターミナルへの接続手段を含んでおり；
   前記サブマニホルド手段が、各々の前記単一セルコントロールバルブを前記高圧マニホルド及び前記低圧マニホルドの両方に接続するためのものであり；
   前記バルブ手段が、前記サブマニホルド手段と前記高圧マニホルド及び低圧マニホルドとの間の圧縮ガスの流れを選択的に制御するためのものであり；
   前記不活性ガスマニホルドが、前記船倉の各々の中の前記不活性ガスの供給及び維持のために不活性ガスを前記船倉の各々に供給するためのものであり；
   前記船倉内の前記ガス漏れ検出器によって、漏れている圧縮ガス貯蔵セルは、検出されて、排出口ブームへ通気されることが可能である、圧縮ガス輸送システム。
3. 海岸の施設からの圧縮ガスで船上の貯蔵システムを充填する方法であって、
   前記海岸の施設は、圧縮ガスを補給パイプラインから前記船へ、補給パイプラインの圧力に等しい第１の圧力と、補給パイプラインの圧力より大きい第２の圧力とで供給するようにされていて、前記船上の貯蔵システムは、前記海岸の施設からガスを前記第１の圧力で受け取るようにされた低圧マニホルドと、前記海岸の施設からガスを前記第２の圧力で受け取るようにされた高圧マニホルドと、複数のガス貯蔵セルとを含み、前記複数のガス貯蔵セルの各々が、複数の相互に流体接続されたガスシリンダを含む、前記方法が、次のステップ、つまり：
   （ａ）複数のガス貯蔵セルの第１のガス貯蔵セルを前記低圧マニホルドへ接続するステップと；
   （ｂ）前記圧縮ガスの一部を前記第１の圧力で前記低圧マニホルドを通して導いて、前記第１のガス貯蔵セルを前記第１の圧力になるまで充填するステップと；
   （ｃ）前記第１のガス貯蔵セルを前記低圧マニホルドから切り離すステップと；
   （ｄ）前記第１のガス貯蔵セルを前記高圧マニホルドに接続するステップと；
   （ｅ）前記圧縮ガスの一部を前記第２の圧力で前記高圧マニホルドを通して前記第１のガス貯蔵セルに導いて、前記第１のガス貯蔵セルを前記第２の圧力になるまで充填するステップと；
   （ｆ）同様に、第２のガス貯蔵セル以降の他のガス貯蔵セルの各々に対しても前記（ａ）〜（ｅ）のステップを実行するステップと；を含んでなる、海岸の施設からの圧縮ガスで船上の貯蔵システムを充填する方法。
4. 船上の貯蔵システムから海岸の施設へ圧縮ガスを排出する方法であって、前記海岸の施設が、前記圧縮ガスをパイプラインに要求される圧力でガスパイプラインへ供給するように構成されていて、また前記海岸の施設が、前記船から受け取ったガスを前記パイプラインに供給する前に減圧するための減圧手段と、前記船から受け取ったガスを前記パイプラインに供給する前に圧縮するためのコンプレッサ手段とを含んでいて、前記船上の貯蔵システムが、ガスを前記減圧手段に排出する高圧マニホルドと、ガスを前記コンプレッサ手段に排出する低圧マニホルドと、複数のガス貯蔵セルとを含んでいて、前記ガス貯蔵セルの各々が、前記パイプラインの圧力よりも高い船上の圧力で圧縮ガスを収容している複数の相互に流体接続されたガスシリンダを含んでいて、前記方法が、次のステップ、すなわち：
   （ａ）複数のガス貯蔵セルの第１のガス貯蔵セルを前記高圧マニホルドに接続するステップと；
   （ｂ）前記圧縮ガスの一部を前記第１のガス貯蔵セルから前記高圧マニホルドを通して前記減圧手段に排出するステップと；
   （ｃ）前記第１のガス貯蔵セルを前記高圧マニホルドから切り離すステップと；
   （ｄ）前記第１のガス貯蔵セルを前記低圧マニホルドに接続するステップと；
   （ｅ）前記圧縮ガスの一部を前記第１のガス貯蔵セルから前記低圧マニホルドを通して前記コンプレッサ手段へ導くステップと；
   （ｆ）同様に、第２のガス貯蔵セル以降の他のガス貯蔵セルの各々に対しても前記（ａ）〜（ｅ）のステップを実行するステップと；を含んでなる、船上の貯蔵システムから海岸の施設へ圧縮ガスを排出する方法。
5. 前記圧縮ガスが、前記ステップ（ｂ）の間に断熱膨張する、請求項４に記載の圧縮ガスを排出する方法。
6. 前記圧縮ガスの前記断熱膨張により前記複数のガスシリンダが冷却される、請求項５に記載の圧縮ガスを排出する方法であって、前記冷却されたガスシリンダが圧縮ガスで再充填されるまで前記ガスシリンダの冷却が、前記ガスシリンダを収容する船倉を断熱することにより保持される、請求項５に記載の圧縮ガスを排出する方法。
7. 前記ガスシリンダが、ドーム形の溶接蓋を両端に有する溶接鋼管から作られる、請求項１又は２に記載のシステム。
8. 前記ガスが天然ガスである、請求項２に記載のシステム。

Images