JP6039684B2 - 天然ガスの充填、保管および船からの取出しのためのシステムおよび方法 - Google Patents

Description

本発明は、船上での天然ガスの輸送に関する。本発明は、船上での天然ガスの充填、そこでの天然ガスの保管、および送達地点において船からの天然ガスの取出しのためのシステムおよび方法を提供する。詳細には、本発明は、天然ガスを圧縮天然ガス（ＣＮＧ）の形態で船上で充填、輸送および船からの取出しのためのシステムおよび方法に関する。

水中の天然ガス坑井から洋上で発生する天然ガスは、水中配管を使用する輸送に代わる手段として運搬船によって輸送できる。天然ガスを輸送する１つの方法は液化天然ガス（ＬＮＧ）の形態によるものであり、別の輸送形態は圧縮天然ガス（ＣＮＧ）である。

ＬＮＧの場合、ガスを液化するために、極めて低い温度までガス冷却することが必要である。ガスはその後、送達する前に再度ガス化される。輸送する際に船上のタンク内にＬＮＧを保管するには中程度の圧力が関与しており、例えば、これは２０バール以下である。ＣＮＧの場合、代わりにガスは単に数百バール程の高圧に圧縮され、例えば鋼または複合圧力容器などの好適な圧力容器の中で船上で輸送される。ガスはその後、送達地点において膨張することが可能になり、そのためそれは、より低い送達圧力で送達することができる。

既存の船のＣＮＧ輸送システムおよび方法にはいくつかの欠点があることが分かっており、例えばａ）充填および取出し効率が低い（充填および取出し効率は、船によって送達地点に送達されるＣＮＧの総エネルギーまたは総量と、船内の充填地点において充填されるＣＮＧの総エネルギーまたは総量との間の比率によって定量化される）、ｂ）送達されたＣＮＧにおける送達する際の水化物の形成、例えば品質の劣る（すなわち熱量が低下した）製品、および／または氷の形成などに関連するリスクがあり、これは、ＣＮＧ送達装備に対する構造上の損傷を引き起こす可能性があることが知られている。

船の充填／取出し効率を改善することが望ましい。

送達地点で送達されないエネルギーは、船内に残余ＣＮＧの形態のまま残る、あるいは充填および取出し作業において消費されるかのいずれかである。

また、ＣＮＧの取出し作業中にＣＮＧ内での水化物の形成を抑えるまたはなくすことも望ましい。

本発明の第１の態様によって、船上でＣＮＧを充填および保管するため、ならびにそこからＣＮＧを取り出すためのシステムが提供されており、このシステムは、
船上でＣＮＧを充填するためのＣＮＧ充填設備と、
船上で充填されたＣＮＧを保管圧力および温度で保管するためのＣＮＧ保管設備と、
ＣＮＧを送達地点へと取り出すことを目的とし、この送達地点は、充填されたＣＮＧが保管圧力および温度とは概ね異なる送達圧力および温度であることを要求するＣＮＧ取出し設備とを備え、
ＣＮＧ取出し設備は、
取り出す前に取り出されるべきＣＮＧを加熱するためのＣＮＧ加熱器と、
取り出す前に取り出されるべきＣＮＧが保管圧力から送達圧力まで膨張することを可能にするための積層弁とを備える。

本発明の第２の態様によって、船上でＣＮＧを充填および保管するため、ならびにそこからＣＮＧを取り出すための方法が提供されており、この方法は、
船上でＣＮＧを充填するステップと、
船上で充填されたＣＮＧを保管圧力および温度の範囲で輸送する目的で保管するステップと、
取り出されるべきＣＮＧを船から送達地点へと取り出すステップとを含み、取り出されるＣＮＧの送達圧力および温度は、保管圧力および温度の範囲と概ね異なる範囲であり、船から取り出されるべきＣＮＧを取り出すステップは、
取り出す前に取り出されるべきＣＮＧを加熱するステップと、
その後加熱された、取り出されるべきＣＮＧが、積層弁を介して自由に膨張することで、取り出されるべきＣＮＧを送達圧力および温度で送達地点において送達することができるステップとを含む。

本発明の別の態様によって、本発明の第１の態様によるシステムを備えるＣＮＧ運搬船が提供される。

本発明の別の態様によって、本発明の第１の態様によるシステムを備えるＣＮＧ運搬バージ船が提供される。この文脈におけるバージは、非電動式の航海用の運搬船舶である。

本発明の別の有利な特徴は、従属クレームにおいて特定されている。

本発明は、添付の図面を参照して純粋に一例として以下に記載される。

本発明の一実施形態によるＣＮＧ運搬船に搭載された充填および保管設備の配置を表すフローチャートである。 本発明の一実施形態によるＣＮＧ運搬船に搭載された取出し設備の配置を表すフローチャートである。 図１および図２からの特徴を備える本発明の一実施形態によるＣＮＧ運搬船の概略平面図である。 図１、図２および図３からの特徴を備える一実施形態による充填および取出し作業を示すブロック論理図である。 本発明の別の実施形態によるＣＮＧ運搬船に搭載された取出し設備の配置を表すフローチャートである。 図１および図５からの特徴を備える本発明の一実施形態よるＣＮＧ運搬船の概略平面図である。 図１、図５および図６からの特徴を備える本発明の一実施形態よる充填および取出し作業を示すブロック論理図である。 全てが鋼製の複数の圧力容器を特徴とするＣＮＧ運搬船を概略的に示す図である。 全てが鋼製の複数の圧力容器を特徴とするＣＮＧ運搬船を概略的に示す図である。 全てが鋼製の複数の圧力容器を特徴とするＣＮＧ運搬船を概略的に示す図である。 複数の複合圧力容器、例えばタイプ３またはタイプ４を特徴とするＣＮＧ運搬船を概略的に示す図であって、このような容器は、より大きな直径を有することができ、それらはより長さが長い可能性がある。 複数の複合圧力容器、例えばタイプ３またはタイプ４を特徴とするＣＮＧ運搬船を概略的に示す図であって、このような容器は、より大きな直径を有することができ、それらはより長さが長い可能性がある。 複数の複合圧力容器、例えばタイプ３またはタイプ４を特徴とするＣＮＧ運搬船を概略的に示す図であって、このような容器は、より大きな直径を有することができ、それらはより長さが長い可能性がある。 複数の複合圧力容器、例えばタイプ３またはタイプ４の圧力容器を特徴とするＣＮＧ運搬バージ船を概略的に示す図である。 複数の複合圧力容器、例えばタイプ３またはタイプ４の圧力容器を特徴とするＣＮＧ運搬バージ船を概略的に示す図である。 図１５の１−１断面図である。 図１５の２−２断面図である。

図１、図２および図５において、以下の線の種類が使用されている。
・実線は、所定の圧力および温度条件でＣＮＧを流すのに使用される「プロセスライン」、すなわち配管または導管ネットワークを表している。
・破線は、電気的な始動信号を伝えるのに使用される「電気信号」、すなわちケーブル布線またはケーブルネットワークを表している。
・破線は、機械的な文脈において「可撓性の機械的接続」、例えば可撓性の配管または導管を表している。
・長い破線／短い破線は、「ＣＮＧ運搬船に搭載されるように配置された設備」を表している。
・「Ｌ」という記号が付いた実線は、「油圧式の信号ライン」、すなわち始動信号を液体圧力の形態で伝えるケーブルを表している。
・「／／」という記号が付いた実線は、「空気式の信号ライン」、すなわち始動信号を空気圧の形態で伝えるケーブルを表している。
・「〜」という記号が付いた実線または破線は、「省略または中断されたライン」を表しており、これらは表現する目的で重複する技術情報の代わりをする。
・「＝」という記号が付いた実線は、「配管の端部プレート」または「配管のフランジ付きの末端」を表している。
・「Ｎ」という記号が付いた実線は、「別個の配管セクション同士の接続」を表しており、例えばセクションは、異なるストリーム番号に属している（以下のストリーム番号またはストリームセクションの定義を参照されたい）。
・横「Ｉ」という記号が付いた実線は、配管の異なるセクション間、あるいは配管と他の設備、または機械、例えば圧縮機、熱交換器、圧力容器ユニットなどとの間の「配管連結」を表している。
・矢印によって終わるラインは、「ＣＮＧの流れの方向」を表している。

図４および図７において、以下の線の種類が使用されている。
・薄い実線は、充填および取出し段階の両方において有効な流れラインを表している。
・太い実線は、取出し段階におけるＣＮＧの自然発生的な送達においてのみ有効な流れラインを表している（自然発生的な送達の意味については以下を参照されたい）。
・太い破線は、取出し段階において圧縮によって送達する際のみ有効な流れラインを表している。

図面中および記載においては、以下の略語および／または参照符号が使用されている。
・ｂａｒｇ＝「棒ゲージ」であり、大気の値に対して相対的な圧力を示す単位である。それは、絶対圧力から大気圧（名目上は１バールを採る）を引くことによって与えられる。
・ＦＰＳＯ＝「浮揚式の生産、保管および取出しユニット」
・ＳＤＶ＝「遮断および制御包括弁システム」
・ＰＬＥＭ＝「ガス特性を測定するためのシステム」
・ＳＴＬＳ＝「浸水タレット充填システム」
・Ｃ＝「故障時閉鎖弁」
・Ｏ＝「故障時開放弁」
・ＢＤＶ＝「ブロー弁」
・ＢＤ＝「ブローダウン配管システム」
・ＵＮ＝「不活性ガス供給システム」（通常、不活性ガスは窒素である）
・ＦＯ＝「較正されたオリフィス」
・ＰＳＶ＝「圧力安全弁」
・ＣＨ＝「化学物質注入システム」（通常、化学物質はメタノールである）
・ＵＶ＝「封鎖弁」
・ＤＲ＝「排水配管システム」
・ＦＧ＝「燃料ガス供給システム」または「燃料ガス」
・ＨＷ＝「高温水注入システム」
・ＳＷ＝「海水注入システム」
・ＴＶ＝「温度制御弁」
・ＦＶ＝「流れ制御弁」；ある例では、これはまた、メイン膨張弁、またはメイン積層弁でもあり、すなわち弁は、より高圧（例えば２３０ｂａｒｇ）でのＣＮＧの上流流れと、より低圧（例えば２１０ｂａｒｇ）でのＣＮＧの下流流れとを分離する。
・ＦＣ＝「流れ制御ユニット」
・ＰＣ＝「圧力制御ユニット」
・ＨＩＰＰＳ＝「高信頼性の配管保護システム」
・ＴＣ＝「温度制御ユニット」
・ＬＶ＝「レベル制御弁」
・ＬＣ＝「レベル制御ユニットまたはシステム」
・ダイヤモンド記号の中のアラビア数字は、「ストリーム番号」または「ストリームセクション」を指している。ストリーム番号およびストリームセクションは、ＣＮＧの経路やルートを特定しており、そこでのＣＮＧの圧力および温度条件は、概ね変わらない。
・Ｉ＝「インテリジェント制御装置」
・ＵＮＩＴ（ユニット）１２０＝「化学物質注入モジュール」
・ＵＮＩＴ（ユニット）１７０＝「ガスシーラインモジュール（「ガス充填および取出し設備とも呼ばれる）、このユニットは、船の船倉に配置され、ＣＮＧの充填および取出しのために船の入／出力接続装置を提供する。
・ＵＮＩＴ（ユニット）２３０＝「フレア、ベントおよびブローダウンシステム」
・ＵＮＩＴ（ユニット）３００＝「ガス分離および加熱ユニット」
・ＵＮＩＴ（ユニット）３６０＝「掃気するためのガス圧縮ユニット」。この用途では、エネルギーの掃気作用は、そうでなければ回収されず、送達されない圧力容器からＣＮＧの回収を指している。
・ＵＮＩＴ（ユニット）３６１＝「圧縮ガス保管設備」（これもまた船の船倉に位置する）
・ＵＮＩＴ（ユニット）４１０＝「高温水設備」
・ＵＮＩＴ（ユニット）４２０＝「燃料ガス供給ユニット」
・ＵＮＩＴ（ユニット）４３０＝「ディーゼル燃料ユニット」
・ＵＮＩＴ（ユニット）４６０＝「圧縮空気設備」
・ＵＮＩＴ（ユニット）４７０＝「メイン電力生成器」
・ＵＮＩＴ（ユニット）４８０＝「緊急電力生成器」
・ＵＮＩＴ（ユニット）５５０＝「閉鎖した排水管」
・ＵＮＩＴ（ユニット）６００＝「不活性ガス（窒素）供給ユニット」
・ＡＡ＝「空気」
・ＤＣ＝「閉鎖した排水管システム」

図１から図４は、北ヨーロッパにおける洋上での天然ガス生産現場に関連するＣＮＧ運搬船上でのＣＮＧの充填、保管、輸送、およびそこからの取り出しのそれぞれの作業を伴う第１のケーススタディに関する。この第１のケーススタディにおける送達目的地もまた、北ヨーロッパであり、簡素化するために場所「Ｋ」と呼ぶ。Ｋ送達地点は、１０℃前後の温度で、および１１０−１２０バール程の圧力でＣＮＧを受け入れる。

図１、図５、図６および図７は、これもまた北ヨーロッパの天然ガス生産現場に関連するＣＮＧ運搬船上でのＣＮＧの充填、保管、輸送、およびそこからの取り出しのそれぞれの作業を伴う第２のケーススタディに関する。この第２のケーススタディにおける送達目的地は、第１のケーススタディでの目的地とは異なるが、これもまた北ヨーロッパである。この第２の送達目的は、簡素化するために場所「Ｂ」と呼ばれる。Ｂ送達地点は、２０℃前後の温度で、および１１０−１２０バール程の圧力でＣＮＧを受け入れる。したがって、Ｂは、Ｋよりわずかに高温のＣＮＧを受け入れる。ＫおよびＢが、例えばここでは採用されているが、別の送達場所が存在する場合もあり、別の送達場所における圧力および温度要件は、例えば地方の慣習またはエネルギー提供者の要件によって大幅に変化する場合もある。

図１は、ＣＮＧ充填段階を表すフローチャートであり、これは第１および第２のケーススタディの両方を表している。換言するとＣＮＧ充填段階は、ＫおよびＢケースに関して実質的に同一である。

図３および図６は、ＫおよびＢケースに関する船の設備のレイアウトをそれぞれ表している。図３と図６には違いがある。しかしながらこのような違いは、わずかなものであり、以下で簡潔に考察することにする。

図２、図４、図５および図７は、ＫおよびＢケースそれぞれに関して、ＣＮＧが、ＫおよびＢ送達地点におけるＣＮＧを取り出すための準備において、およびその作業中に船上でどのように扱われるかを示している。ＫとＢのケースにおけるＣＮＧ取出し段階間には違いがあり、このような違いは、以下で詳細に記載される。このような違いは、ＫおよびＢ送達地点における異なるＣＮＧ送達条件によって課されるものであり、図２および図４と比べて図５および図７からは、基本的に冷却器がなくなっており、これは、そのような図面を比較することにより明白に見ることができる。

天然ガスは、水中の坑井から、およびそのような坑井から抽出されてよく、それはまず、浮揚式生産保管および取出しユニットＦＰＳＯ（図１を参照）に保管される。ＦＰＳＯにおいて、天然ガスは、公称輸送圧力で、例えば２３０ｂａｒｇ（高圧）で処理され保管され、その後、同一の高い圧力値でＣＮＧ運搬格納システム（圧力容器）内に充填され保管される。対照的に、ＦＰＳＯからＣＮＧを充填しようとするＣＮＧ運搬船上の圧力容器内に含まれる残りのＣＮＧの圧力は、３０ｂａｒｇ前後（低圧）である。

ＣＮＧ運搬船に充填される前の天然ガスの物理的および化学的特性は、ＰＬＥＭステーション（図１を参照）において計測される。ＰＬＥＭステーションは、その中を通るＣＮＧの流れを調整するための弁のシステムＳＤＶを有する。弁システムＳＤＶは、故障時閉弁Ｃを備え、弁Ｃと油圧式に連通する制御装置Ｉによって制御される。

ＣＮＧストリーム１は、ＫおよびＢケースの両方に関して、ＦＰＳＯ上に存在するガス処理によって、おおよそ２３０ｂａｒｇであり、ある温度値である。例えば、それは１５℃であってよい。上記で説明したように、ＣＮＧは、既に事前に圧縮され事前に処理されて船に送達される。事前圧縮および事前処理は、ＦＰＳＯにおいて行なわれる。

図１によると、ＰＬＥＭステーションを経由して、ＣＮＧは、可撓性の導管などの可撓性の機械的接続を利用して浸水タレット充填システムＳＴＬＳ（このシステムは、浮揚性の構造体上に収容される）に送達される。浸水タレット充填システムＳＴＬＳは、ＣＮＧ運搬船のための接続ユニットとして作用する。ＣＮＧは、ＳＴＬＳから船へと充填される。故障時閉鎖弁Ｃを備えるメインシャッター弁システムＳＤＶが、船内でのＣＮＧの進入地点の下流で船上に設けられ、必要ならば安全性の理由のために船内へのＣＮＧの進入を阻止する。図１におけるＣＮＧストリーム２は、おおよそストリーム１のガスと同一の条件であり、例えば２３０ｂａｒｇ前後で１５℃であり、これはＣＮＧがまだ、船上でいかなる熱力学的変換も受けていないためである。

船上には、充填されたＣＮＧを保管するために保管システムが設けられる。保管システムは、安全性の理由のために船倉空間（モジュール）に分類された圧力容器で構成することができる。例えば、ＣＮＧ運搬船は、８個の保管モジュールを有する場合があり、各々のモジュールは、７０個の圧力容器（ＰＶ）を有する場合がある。それは詳細には、鋼製のＰＶの場合に好適であり得る。複合ＰＶの場合、これより数が少なくなる可能性があり、これはそれらが、より大きくなり得るためである。例えば６個のモジュールが在り、各々のモジュールに関して５０個のＰＶが存在する場合がある。

各々のモジュールは、密閉された区画に分割され、各々の区画は、７０個の鋼製のＰＶまたは５０個の複合ＰＶを備える、あるいは他の数、例えば６０や１０個の数のものを備え、モジュールの数、各々のモジュールにおける区画の数、および各々の区画におけるＰＶの数は、それが当業者によって認識されるように変化する可能性がある。

区画当たり９個のＰＶもまた可能であり、これらは３×３に分類することができる。

ＰＶの保管システムは、図１に示されるように導管の充填分配ネットワーク２０によって供給される。導管の充填分配ネットワーク２０は、図１に垂直方向に描かれており、端部フランジ付きの末端２１、２２によって境界が定められている。充填分配ネットワークは、安全ブローダウンシステム２３に接続され、これは、比較的安全な故障時開放弁Ｏを備えたブローダウン弁ＢＤＶを備える。ブローダウン弁ＢＤＶは、ブローダウン導管ネットワークＢＤに接続される。ブローダウン導管ネットワークは最終的には、船上のフレアに接続される。ブローダウンシステムは、緊急時に、例えば何らかの理由で任意の許容限界を超える圧力が、ＣＮＧストリームセクション２内に到達した場合に使用される。

個々のモジュール供給導管３１、３２が、分配配管ネットワーク２０をモジュール４１、４２の各々に接続する。上記で考察したように他のモジュールも船内に存在しているが、図１では、描写する目的で、２つのモジュール４１、４２のみが示されている。

各々の供給導管３１、３２は、その独自の遮断および制御弁システムＳＤＶを有し、各々の弁システムＳＤＶは、その故障時閉鎖弁Ｃを備える。このような方法では、各々のモジュール４１、４２は、必要なときにシステムの残りの部分から上流に隔離することができる。

圧縮流体の輸送に関する圧力容器は目下のところ、監督庁が認可した４つの等級またはタイプを構成しており、それらは全て、１つまたは２つのドーム状の端部を備えた円筒形である。

タイプＩ。全て金属で構成され、通常はアルミニウムまたは鋼の構造物である。このタイプの容器は、費用が安いが、他の等級の容器に対して極めて重量がある。容器全体は、収容される圧縮流体によって容器に及ぼされる意図的な圧力に耐えるのに十分な強度であり、よって、本発明の乾燥フィラメントオーバーラップを含めたいかなる方法の強度を高めるオーバーラップも必要としない。タイプＩの圧力容器は現行では、海によって圧縮された流体を船に積むのに使用されるコンテナの大部分を構成しており、海上輸送におけるそれらの利用は、極めて厳しい経済的制約を受ける。

タイプＩＩ。標準的な厚さの金属製の端部ドームを備えたより薄い金属製の円筒形の中心セクションで構成されるため、円筒形の部分のみを強化する必要があり、現行では複合オーバーラップを備える。複合ラップは一般に、ポリマー母材を含浸させたガラスまたは炭素フィラメントを構成する。複合体は通常、容器の中央を囲むように「フープ式に覆われる」。容器の一端または両端におけるドームは、通常の利用において容器内で発達する圧力に耐えるのに十分な強度であり、それらは覆われた複合体ではない。タイプＩＩの圧力容器では、金属ライナーが、収容される圧縮流体の内圧から生じる応力のおよそ５０％の応力を担持し、複合体が、そのおよそ５０％を担持する。タイプＩＩの容器は、タイプＩの容器より軽量であるが、費用がより高くなる。

タイプＩＩＩ。全体構造、すなわち円筒形の中心セクションと、端部ドームを備える薄い金属製のライナーで構成される。したがってライナーは現行では、容器全体を囲むフィラメント状の複合覆いによって強化されている。タイプＩＩＩの容器における応力は、複合覆いのフィラメント材料に事実上完全に移され、ライナーは、わずかな部分の応力に耐えるだけでよい。タイプＩＩＩの容器は、タイプＩまたはＩＩの容器よりずっと軽量であるが、実質的により費用がかかる。

タイプＩＶ。円筒形の中心セクションとドームの両方を備えるポリマー製の基本的にガス密のライナーで構成され、これらは全て現行では、フィラメント状の複合体によって完全に覆われる。この複合覆いによって、容器の全体の強度が与えられる。タイプＩＶの容器は、４つの認可された圧力容器の等級のうちで格段に最も軽量であるが、最も費用もかかる。

上記で指摘したように、タイプＩＩ、ＩＩＩおよびＩＶの圧力容器は現行では、容器内に含まれる圧縮流体によって及ぼされる意図される圧力に耐えるのに必要な強度をそれらに与えるために容器のライナーを覆う複合オーバーラップを必要とする。しかしながら、複合覆いのポリマー母材は、このオーバーラップにほとんど、あるいは全く強度を加えることはないことが知られている。よって、本発明はまた、乾燥状態で圧力容器のライナーを覆うように配置され、圧力容器の寿命にわたって基本的に乾燥状態（すなわち樹脂の浸透によって全体を通して接着されない）のままである乾燥フィラメント材料を利用する新規の巻き付け構成と共に使用される場合もある。

「基本的に」乾燥状態であることを考慮すると、使用中、特に圧縮流体の海上輸送の場合、フィラメント材料は、環境による湿気などによって意図せずに湿ってしまう場合がある。すなわち乾燥フィラメント材料は、乾燥状態で容器を覆うように配置され、容器が使用される際、乾燥するように意図されている。基本的にこの文脈における乾燥はよって、フィラメント／繊維が水によって濡れている状況は除外する。

次にモジュール４１、４２を個々に考慮すると、各々のモジュールは、不活性ガスシステムＵＮ５１、５２に接続されており、これらは、不活性ガス（例えば窒素）をモジュールに供給することができる。不活性ガスシステムは、各々の自動制御弁５７、５８によって制御され、これらの弁は、モジュール内で計測された圧力の値に応じて始動させることができる。モジュールのいずれかの区画における圧力が上昇した場合、これは、この区画内のＰＶからＣＮＧが漏出していることを意味する可能性がある。不活性ガスシステムＵＮ５１、５２によって、区画内に酸素が少ない大気を維持することが可能になり、これによりいずれの可能性のある燃焼も阻止することができる。換言すると、不活性ガスシステムＵＮ５１、５２は、モジュール内の大気を「制御する」ように働く。

ＣＮＧが、所定の値を超える計測量で、例えば、１００万当たり所与の数の一部分を超えて区画のいずれかに存在する場合、対応する自動制御弁５７、５８が開放し、不活性ガスＵＮが、不活性ガスシステム５１、５２を介してモジュールおよび区画へと流れることを可能にする。

安全性の理由のため、各々の不活性システムＵＮ５１、５２は、安全ブローダウンシステムを装備することで、必要なときに不活性ガスシステムから任意の超過不活性ガスを排出させることができる。

各々のモジュール４１、４２は、外部環境に対して空気密閉されている。各々のモジュール内の内部大気は、不活性ガスがモジュール内に入ることを可能にすることによって制御される、すなわちガスは、ＣＮＧおよび不活性ガスが互いに接触した場合、いずれの漏出したＣＮＧとの燃焼反応も受けることは不可能である。

各々のモジュールは、共通のマニフォルド６７、６８によって接続された複数のＰＶを有する。簡素化するために、図１は、上部モジュール４１のための３つのＰＶと、下部モジュール４２のための３つのＰＶのみを示している。

ＣＮＧ送達導管６１、６２は、各々のモジュールに関してＣＮＧ供給導管３１、３２から別個に設けられることで、必要な場合、保管したＣＮＧをＣＮＧ取出し設備へと移送する。

ＣＮＧ送達導管６７、６８は各々、それぞれの圧力安全システム６９、７０を装備している。各々の圧力安全システムは、ブローダウン導管ネットワークＢＤに接続された圧力安全弁ＰＳＶを備える。ＰＳＶは、圧力安全システムが、モジュールの内部の圧力が圧力容器からのＣＮＧの漏出によって上昇していることを検知した場合に開放する。ブローダウン導管ＢＤは、上記で考察したように船のベントシステムに接続される。

ベント（フレア）システムは、冷温ベントシステムであってよい、すなわちそれは恐らく、実際の炎は伴わない。代わりに、これは単に、船自体より上の空気中の比較的離れた場所でＣＮＧを外部環境に放出するためのシステムである。

各々のモジュールに関して、圧力安全システムおよび弁ＰＳＶの下流には、減圧システム７２、７３が配置される。圧力安全システムと同様に、減圧システムは、モジュールのＣＮＧ送達導管６１、６２に接続される。自動減圧弁が、減圧システム７２、７３の中にある。これらは基本的に、安全ブローダウンシステム２３と同様である。

このような安全システム２３、７２、７３はまた、較正されたオリフィスＦＯを備えることで、解放されたＣＮＧの流量を調整する。これは、現在の基準が、ＣＮＧの制御されない量の解放を禁止しており、同様に導管内へのその速度も制限しているためである。

メタノール注入システム７５、７６を利用するメタノールの注入が、遮断および制御弁ＳＤＶ７７、７８の直前で、各々のモジュールに対してモジュールのＣＮＧ送達導管６１、６２上で行なわれる。このような弁は、モジュールの各々に関してＣＮＧ供給導管３１、３２上に位置する対応する弁と協働してモジュールをＣＮＧの流れから隔離するように働く。メタノールの注入が行なわれることで、取出し作業中の水化物の形成を回避する、または最小限にすることができる。メタノールは、水化物形成に対して優れた熱力学的抑制剤であることが知られている。

種々のモジュールおよび区画から進入するＣＮＧ送達導管はその後、導管の取出し分配ネットワーク８５に接続される。導管の充填分配ネットワーク２０とまさに同じように、導管の取出し分配ネットワーク８５は、図１に示されるように通常ブローダウン弁を備えるブローダウンシステム８６に接続され、較正オリフィスＦＯを介してブローダウン導管システムＢＤに接続される。

導管の取出し分配ネットワークによって、ＣＮＧを船のＣＮＧ取出し設備に搬送することが可能になり、これに関しては図２を参照されたい。

ＣＮＧはよって、ＦＰＳＯから船へと充填され、船上のＰＶ内に所定の温度および圧力で保管される。

図２は、取出し作業中のＫ送達地点におけるＣＮＧの流れを示すプロセスフロー図である。ＣＮＧを船から取り出さすための３つの可能な経路またはルートが存在している。これらの３つの可能な経路は、ａ）「自然発生的送達」経路、ｂ）「ＣＮＧ移行段階の圧縮による自然発生的送達」経路、ｃ）「圧縮による送達」経路と呼ばれる。

自然発生的送達において、ＰＶ内の公称の開始圧力は、２３０ｂａｒｇである。ＰＶの圧力は、ＣＮＧが船から取り出される際に低下する傾向にあり、それと共にＣＮＧの送達速度が低下する。自然発生的送達によって、ＰＶ内の公称圧力を元の２３０ｂａｒｇを十分に下回るまで下げる、すなわち送達圧力をちょうど超える圧力（例えばちょうど１１０−１２０ｂａｒｇを超える）まで低下することが可能である。ＣＮＧの自然発生的送達を認めるかどうかの判断は、自然発生的送達がなおも送達の他の２つの可能の方法に対して経済的であるように十分に迅速なＣＮＧの取り出しを保証することができると考えられるかどうかに左右される。

第２の方式において（移行段階の圧縮による自然発生的送達）、ＣＮＧは、ケースａ）（自然発生的送達）の場合の同様の経路を経由して自然発生的に送達されることが許される。しかしながらＰＶ内の公称の開始圧力がここでは、おおよそ１２６ｂａｒｇであるため、すなわち送達地点の公称圧力（おおよそ１１０−１２０ｂａｒｇ）に極めて近いことから、ＣＮＧは、Ｋ送達地点の要求される温度を十分に下回る温度で送達され、これは１０℃前後である。これは、１２６ｂａｒｇから始まるＣＮＧの自由膨張の自然な結果であり、この圧力において、ＣＮＧは既に、２３０ｂａｒｇにおけるガスの温度と比べて低温になっている。

ＣＮＧの温度補償を第２の方式において行なう必要がある。さらに、ＣＮＧがなおも船から自然発生的に取り出される際、ＰＶ内でのＣＮＧの圧力は送達地点の圧力に対して等価な地点に近づくため、取り出しの速度は次第に低下する。これは、許容できない低速の送達速度につながる恐れがある。このような作用を相殺するために、いわゆる「移行段階」（すなわち送達地点の圧力とほぼ等しい、またはわずかにそれを下回る圧力でＰＶ内に保管されたＣＮＧ）が、圧縮器を介して強いられる。ＣＮＧ移行段階に対して圧縮器によって課される温度勾配は、相対的に低く、送達地点の圧力と等しい、または少し下回る圧力で圧力容器内に保管されたＣＮＧを迅速かつ経済的に送達するにはまさに十分なものである。

第３の方式では（圧縮によるＣＮＧの送達）、ＰＶ内の残りのＣＮＧの圧力は、送達地点で要求される圧力より実質的に低くなる。よって、残りのＣＮＧを圧縮しない送達は、不可能である。第３の方式では、したがってＣＮＧは、圧縮器を利用して船から取り出される。ＣＮＧは、保管されたＣＮＧの残圧が、３０ｂａｒｇ前後になるまで、首尾よくかつ簡便に取り出すことができる。 残りのＣＮＧを３０ｂａｒｇを下回る圧力から少なくともおおよそ１１０−１２０ｂａｒｇまで圧縮するのに必要なエネルギーは法外なものであるため、さらにＣＮＧを取り出すことは非経済的である。これは、船の充填／取出し効率を最大限にするのに何より大切な目的と相反するものとなる。

図２を参照して（すなわちＫ送達地点を参照して）、３つの可能な経路または方式を順番に以下でさらに詳細にする。

ａ）自然発生的送達

取出し作業におけるＣＮＧの自然発生的送達経路は、ストリーム番号２、３、８および９によって特定される。ＣＮＧは、図２の頂部左側から船の取出しセクションに進入する。下部封鎖弁ＵＶ１０１が閉鎖される。上部封鎖弁ＵＶ１０２が代わりに開放する。ＣＮＧはよって、高温水の熱交換器１０３の直前で、いずれの熱力学的な変換も受けないうちに、船の取出しセクション内に入ることが許される。

ストリーム番号／セクション２におけるＣＮＧの圧力および温度はそれぞれ２３０ｂａｒｇおよび１５℃である。

ＣＮＧがここで、自由に膨張する（すなわち積層する）ことが許された場合、その温度は低下する。これによりＫ送達地点で要求される温度以外のＣＮＧの温度を採ることになる。

高温水の熱交換器１０３が、自由積層に起因してＣＮＧ内の温度低下を補償する。この高温水の熱交換器は、ＣＮＧが熱交換器へと入力において２３０ｂａｒｇで１５℃であることを想定すると、１５℃前後ほどの温度上昇をＣＮＧに提供する。よってストリーム番号３におけるＣＮＧの圧力および温度はそれぞれ、２３０ｂａｒｇおよび３０℃前後である。ストリーム番号／セクション４は、このような方式の一部ではなく、すなわちストリームセクション４は、ＣＮＧが圧縮段階を通過する必要がある場合にのみ侵入するセクションであることに留意されたい。

安全封鎖弁ＵＶ１０４が、熱交換器の直前でストリームセクション２に設けられる。別の安全封鎖弁ＵＶ１０５は、メイン積層弁またはメイン膨張弁ＦＶ１１０の直前でストリームセクション３に配置される。

メイン積層弁１１０の下流の圧力は基本的に、送達場所によって課される圧力であり（圧力降下も考慮すると）、この場合１１０−１２０ｂａｒｇの間である。メイン積層弁の上流の圧力は基本的に、ＰＶ内に保管される際のＣＮＧの圧力である。

制御装置Ｉ１１５は、メイン積層弁ＦＶ１１０の開放を調整する機能を担っている。流量および圧力の値は、図２に示されるように流れ制御ユニットＦＣ１１６および圧力制御ユニットＰＣ１１７によって制御装置Ｉに供給される。

ストリームセクション８（膨張弁の下流）と、ストリームセクション３（膨張弁の上流）との間の実際の圧力勾配に基づいて、制御装置Ｉ１１５は、メイン膨張弁１１０の開放の度合いを制御する。制御装置Ｉはよって、送達されるＣＮＧの圧力が許容可能である、すなわち要求される範囲内にあることを保証するように作動する。

温度制御ユニットＴＣ１２０ａが、圧力および流れ制御ユニット１１６、１１７の下流に、ストリームセクション８に沿って配置される。温度制御ユニットＴＣ１２０ａは、積層が起った後、高温水の熱交換器１０３への高温水の供給を制御する第２の制御装置Ｉ１３０にＣＮＧの温度に関する情報をフィードバックする。

送達されるガスが「冷たすぎる」場合、高温水の熱交換器１０３が、必要な温度上昇を行なうことができる。

ストリームセクション８および９は、３つの方式に共通であるため、それらは、方式ｂ）およびＣ）をより詳細に記載した後で、以下で一度だけ記述することにする。

ｂ）ＣＮＧ移行段階の圧縮による自然発生的送達

ＰＶ内の圧力は、ＣＮＧが、要求される圧力および温度でＫ送達地点に自然発生的に送達される際に低下する。自然発生的送達は、かなり広い範囲の保管圧力、例えば１３０−２３０ｂａｒｇの間にわたって利用される。純粋な自然発生的送達に関する圧力の範囲は、特有の設計および／または用途の要件に従って決定することができることを理解されたい。

船のＣＮＧ保管設備から進入するＣＮＧの圧力が低下する際、ＣＮＧの温度も低下する。したがって高温水の熱交換器１０３は、循環するＣＮＧに追加の熱を提供し、これにより送達温度要件に合致させる。１２７．５ｂａｒｇの公称圧力において、高温水の熱交換器を横切るＣＮＧにおける温度勾配は、２０℃前後である。高温水の熱交換器１０３に対する入力におけるＣＮＧの温度は、おおよそ−５℃（最悪のシナリオ）である。高温水の熱交換器１０３からの出力におけるＣＮＧの温度は、おおよそ１５℃である。

ＰＶから送達地点までのＣＮＧの移送の速度が、「遅すぎ」るため効率的でないと考えられる場合、ＣＮＧは、圧縮器ＣＰを介して加速させることができる。したがって、高温水の熱交換器１０３から出るＣＮＧは、ストリームセクション４を経由して圧縮器の入口ノックアウトドラム１４０を通って、最終的に圧縮器ＣＰ１５０へと送達することができる。

ノックアウトドラム１４０は単に、ガスから任意の液体相（水および／または他の水化物要素）を分離するために設けられており、そのためガスのみが、圧縮器ＣＰ１５０に進入する（何らかの液体が中に取り込まれた場合、圧縮器ＣＰ１５０を損傷させる可能性がある）。

ノックアウトドラム１４０は、液体排水導管システムＤＲに接続され、これは、閉鎖式の排水管タイプである。閉鎖式の排水管タイプのシステムは、排出された液体を外部環境、例えば海などに分散させることは認めていない。代わりに、排出された液体は、船上に集められ、廃棄するために送達または充填地点に送達される。

レベル弁ＬＶ１４１およびレベル制御ユニットＬＣ１４２は共に、排水導管システムＤＲへの液体の排水の作動を制御する。レベル制御ユニットＬＣ１４２は、ノックアウトドラム１４０内に蓄積した液体のレベルを検出する。

ノックアウトドラム１４０または代替の液体分離器を通過した後、ＣＮＧは、圧縮器ＣＰ１５０内に入ることが許され、圧縮器は、ガスタービンＴＢによって従来のやり方で駆動される。図２の例では、ガスタービンＴＢ１６０は、圧力容器（ストリーム７）から直接得られたＣＮＧ燃料ガスＦＧが供給される。

圧縮器ＣＰ１５０の出口におけるＣＮＧの圧力は、別の圧力制御ユニットＰＣ１５１によって検出される。圧力制御ユニットＰＣ１５１は、別の制御装置ユニットＩ１５２にその情報を供給する。制御装置ユニットＩ１５２はまた、別の流れ制御ユニットＦＣ１５３から情報を受信し、これは、ノックアウトドラム１４０から圧縮器ＣＰ１５０へのＣＮＧの流量を監視している。

制御装置Ｉ１５２は、その後、追加のＣＮＧをストリームセクション６から（別の流れ弁ＦＶ１５４を介して）引き込み、ノックアウトドラム１４０を介して供給し、その後圧縮器ＣＰ１５０内に再注入するべきかどうかを判断する。換言すると、制御装置Ｉ１５２は、圧縮器ＣＰ１５０へのＣＮＧのフィードバックループを生成することができるようにプログラムされている。

フィードバック機能を使用するか否かは、圧力制御ユニットＰＣ１５１および流れ制御ユニットＦＣ１５３によって測定されたパラメータに従って制御装置Ｉ１５２によって判断される。

次にストリームセクション５に戻ると、すなわち圧縮器ＣＰ１５０から出力されたＣＮＧが流れる配管のセクションに戻ると、圧力制御ユニットＰＣ１５１が、圧縮器ＣＰ１５０からのＣＮＧの圧力を読み取る地点の下流に故障時閉鎖弁を備える遮断および制御弁システムＳＤＶ１５５が設けられる。

ＣＮＧの経路に沿って進むと、ストリームセクション６にたどり着き、これは、圧縮されたＣＮＧの熱交換器１７０ａが在ることによって特徴付けられる。移行ＣＮＧの場合（または移行段階のＣＮＧ、すなわち送達圧力にほぼ等しい圧力におけるＣＮＧ）、この熱交換器１７０ａにおいて最小限の熱が交換される、あるいは熱は全く交換されない。これは、ＣＮＧの温度が既に、高温水の熱交換器１０３によって適切なレベルになっているためである。圧縮器１５０は、ＣＮＧをさらにもっと加熱する役割を担っていることを思い出して欲しい。ＣＮＧ熱交換器１７０ａはまた、冷却器の後の第１段圧縮器と呼ばれている。これは、その機能が、必要ならば取り出されるべきＣＮＧを冷却することであるためである。

別の海水熱交換器１８０がその後、冷却器１７０ａの後の第１の段圧縮器の後に、ストリームセクション６に沿って設けられる。この後の熱交換器もまた、ガスエクスポート冷却器１８０として知られており、これによりＣＮＧを送達する直前に適切な温度まで冷却することが可能である。海水ＳＷは、冷却液として海から直接引き込まれ、使用後は海中で再循環される。

海水冷却器１８０の作動は、図２の図面の底部の左側に示されるように温度制御ユニットＴＣ１９０および温度制御弁ＴＶ１９１によって制御される。

封鎖弁ＵＶ１９２もまた、海水冷却器１８０の下流でストリームセクション６に設けられる。

この第２の方式において、「自然発生的」および「移行段階の」ＣＮＧ（すなわち送達圧力に近い、またはそれと等しい圧力で船上に保管されたＣＮＧ）は、Ｋ送達地点で必要な圧力および温度で送達される。

ｃ）圧縮による送達

上記のステージｂ）は、比較的送達圧力に近い、またはそれと等しい圧力を有する保管されたＣＮＧの送達を可能にする。そこに見ることができるように、ＣＮＧは、熱交換器、冷却器および圧縮器を伴う比較的複雑なシステムを介して必要な送達特性を実現することが可能になる。

このステージは、送達圧力を実質的に下回る圧力で、例えば５０ｂａｒｇで船上に保管されたＣＮＧの送達に対処する。５０ｂａｒｇでは、ＰＶは、相対的に空である。

ステージｃ）は基本的に、この残りのＣＮＧに対して掃気工程を実施する。従来式に船から取り出すことができる保管されたＣＮＧの最小圧力は、３０ｂａｒｇ前後である。圧力容器を完全に空にすることは簡便ではない。残りのＣＮＧは、ＣＮＧ生産および収集地点に戻るまで完全に船上で運搬される、あるいは燃料として船内で使用される。

現方式において、ＣＮＧは、通常、頂部左側の角から図２の図面に入ることが許される。しかしながら上部封鎖弁ＵＶ１０２がここで閉鎖され、下部封鎖弁１０１が開放することで、ストリームセクション１が次に使用される。

ストリームセクション１は、ＣＮＧ熱交換器１７０ａが在ることによって特徴付けられる。この熱交換器は、上記により詳細に記載してきた。これは、低圧「（冷温）」ＣＮＧが最初に、残りの熱の圧縮を利用して加熱されることを意味している。この事前加熱ステップは、取出し設備に投入されるＣＮＧが極めて低圧で低温であることを考慮してここでは必須である。圧縮器ＣＰ１５０は次に、ＣＮＧを事前加熱器１７０ａが正確に機能するのを保証するのに適した圧力（およびこれにより温度）まで圧縮する必要がある。

事前加熱ステップの後、ＣＮＧはその後、上記のｂ）の方式のように、ストリームセクション２、４、５、および６を正確に順番に通過するように送られる。しかしながら圧縮器ＣＰ１５０によって確立される圧力勾配は、先の方式よりも大きくなり、この場合、ＣＮＧの原動力の一部は既に、充填設備（より高圧の）から到着したＣＮＧの中で既に蓄えられている。次に進入するＣＮＧは、ずっと低圧である。

ＣＮＧストリーム２、４、５および６の詳細な記載のために、上記の方式ｂ）を参照されたい。

ストリームセクション６と４との間で作動する圧力制御ユニットＰＣ１５１、流れ制御ユニットＦＣ１５３および流れ弁ＦＶ１５４と併せて制御装置Ｉ１５２によって確立されたフィードバックループは、方式ｂ）と、ｃ）による送達の間の移行方式を上手く管理するのに有益であることに留意されたい。送達方法が、ｂ）からｃ）に切り替わるとき、初期段階においてＣＮＧはまだ、送達の準備ができておらず、これはその圧力および温度がまだ送達範囲内にないためである。そうであるならば、その出力における十分な圧力および温度が計測されるまで、ＣＮＧを圧縮器ＣＰ１５０内に再度注入させることができる。

上記に記載した送達方式の１つまたは複数を介して同時に進入するＣＮＧはその後、ほぼ送達圧力および温度でストリームセクション７において収集される。高信頼性の配管保護システムＨＩＰＰＳ１９９が、ストリームセクション７に沿って設けられる。ＨＩＰＰＳ１９９は、閉鎖故障弁Ｃのシステムを備える。遮断および制御弁システムＳＤＶ１９８もまた、ＨＩＰＰＳ１９９の下流に設けられる。ＨＩＰＰＳの機能は、送達ＰＬＥＭシステム２００を予想される過剰圧から保護することである。ＰＬＥＭは、送達されたＣＮＧの物理的および化学的分量を正確に測定するように設計されているため、それらは相対的に精巧である。

その後、ＣＮＧがストリームセクション９を介して船を出るのは、「保護された」ストリームセクション８の下流である。ストリームセクション９は、可撓性の機械的接続部２０１を利用して実装される。送達ＰＥＬＭシステムは、浮揚構造体上に設けることができる。送達ＰＬＥＭシステム２００から、ＣＮＧは洋上設備に送られる。

上記に記載した例では、圧縮器ＣＰは、１２ＭＷユニットの圧縮器である。

充填段階において、前記上記のように、ＣＮＧは、およそ２３０ｂａｒｇおよび１５℃で船上に入ることが許される。

自然発生的送達方式において、ＣＮＧ取出し設備に進入するＣＮＧはまず、一例として高温水の熱交換器１０３によっておよそ３０℃まで加熱される。積層後、ガスは、例えばおよそ１２８ｂａｒｇおよび１３℃で送達される。

ＣＮＧの移行段階の圧縮による自然発生的送達方式では、ＣＮＧ取出し設備に進入するＣＮＧは、一例においておよそ１２７ｂａｒｇおよび−５℃である。ＣＮＧはその後、事前加熱器１０３においておよそ１４℃まで事前に加熱される。

送達の前に、ＣＮＧがさらなる有意な熱力学的な事象を受けることはない。これより後の状況はよって、ほぼＣＮＧが送達される状況である。

圧縮による送達方式では、ＣＮＧは一例において、およそ３１ｂａｒｇおよび−５７℃でＣＮＧ取出し設備に進入する。冷却器１７０ａの後の第１段圧縮における事前加熱作用の後、またはその冷却器に加えて高温水の熱交換器１０３におけるさらなる加熱作用での事前加熱作用の後、ＣＮＧの温度はおよそ４０℃である。

圧縮後のＣＮＧの圧力は、およそ１２７ｂａｒｇであり、その温度は、およそ１６２℃である。

冷却器の後の第１段圧縮器において、ＣＮＧによって熱が新たに現れるＣＮＧに移された後、ＣＮＧの温度は、この例ではおよそ３６℃まで低下する。

ガスエクスポート冷却器におけるさらなる冷却段階の後、温度はおよそ１４℃まで低下する。ＣＮＧはよって、１２５ｂａｒｇ前後および１４℃で送達される。

図３は、船に搭載されたＣＮＧ管理設備のレイアウトの一例を示している。ガス圧縮ユニット３６０が、上部デッキ上で船の船尾に配置される。ガス圧縮ユニット３６０はまた、一般に「掃気ユニット」とも呼ばれる。これは、その機能が船内に保管されたＣＮＧの回収であるためであり、これは他の方法では取り出すことが不可能である。図３において、ガス圧縮ユニット３６０は、３つの掃気圧縮器列３６２を備えることを見ることができ、その各々は、ガスタービンと、遠心力を利用したガス圧縮器とを含む。それぞれのガスタービンオイル冷却器３６３もまた、掃気圧縮器列３６２の各々に隣接して設けられている。ガス計測モジュール３６５もまた、ガス圧縮ユニット３６０の一部である。

図２に関連して上記で説明したように、ガス計測モジュールは、圧力制御ユニットＰＣと、流れ制御ユニットＦＣとを備える。制御装置Ｉがまた、圧力および流れ制御ユニットと関連して設けられることで、ＣＮＧは、図２に関して上記で説明したように、必要であれば圧縮器に戻るように供給することができる。

冷却器の後のガス圧縮器およびガスエクスポート冷却器を含めたいくつかのガス冷却ユニット３６６もまた、ガス圧縮ユニット３６０の一部として設けられることで、ＣＮＧを、ここでも図２に関して上記で説明したように要求される温度で送達することができる。

各々の掃気圧縮器列に関して、ガス圧縮ユニット３６０の一部としてノックアウトドラム３６７が設けられる。

ＰＶは、船の船倉内に収容されるため、図３では見ることができない。全ての付属のまたは二次的ユニットはデッキ状に、船の前部に向かって配置されている。これらの二次的ユニットは、ガスタービンに動力を与える燃料ガスユニット４２０と、船全体に貢献するメイン電力生成ユニット４７０と、必要ならばＣＮＧに化学的水化物抑制剤、すなわちメタノールを注入するのに使用される化学物質注入ユニット１２０ａと、ＰＶを中に含む各々の密閉された区画における大気を制御するのに使用される不活性ガスユニット６００と、ガスタービンを掃気作用を機能させるのに必須である圧縮空気ユニット４６０と、船上の種々のブローダウン導管およびシステムに接続され、このユニットもまた、ノックアウトドラムを収容するフレア、ベントおよびブローダウンユニット２３０と、緊急電力生成ユニット４８０と、ボートのエンジンに動力を与えるディーゼル燃料ユニット４３０と、海水を海水冷却器（ガスエクスポート冷却器）に提供する役割を担う海水ユニット５００と、送達または充填場所においてその液体を空にする閉鎖排水ユニット５５０と、高温水の熱交換器に供給する高温水ユニット４１０と、ガス分離ユニット３００である。

プロセスユニットのために船の船尾を確保し、設備のために前部を確保しておくことが最適であるように思われる。

図４は、船へのＣＮＧの充填および、より重要なことはＫ送達地点ケーススタディの場合船からのＣＮＧの取出し作業に関連するＣＮＧ管理作用を概説している。

圧縮天然ガスＮＧはまず、充填および取出しシステム１７０（これはまた、ガスシーラインシステムとも呼ばれる）を介してＦＰＳＯからＣＮＧ運搬船へと充填される。ガスはその後、ガス保管システム３６１内に保管され、これは、保管圧力容器を備える。

自然発生的送達において、ＣＮＧは、ＰＶからガス加熱システム３００に移送されることで、ガスが積層する際、それはなお要求される温度で送達されることになる（図４における太い実線）。ＮＧはその後、今回は取出す目的で充填および取出しシステム１７０に戻るように移送され（図４におけるユニット３００の右側への薄い実線）、そこから洋上設備へと取り出される。

圧縮による（上記の方式ｂ）およびｃ））による送達において、ＮＧはまず、図２に記載されるようにＰＶから事前加熱器、圧縮器および冷却器を備えるガス圧縮システム３６０へと移送される。ガス圧縮システム３６０において、ＣＮＧの事前の加熱作業が行なわれる（方式ｃ）の場合のみ）。ＣＮＧはその後、上部ループ７００（図４における太い破線の上部ループを参照）に従って加熱され圧縮される。しかしながらＣＮＧが送達される前、ＣＮＧは、下部経路８００（図４における太い破線の下部経路を参照）に従って移送されることで、ＣＮＧの温度を送達地点要件と一致するようにする。下部経路８００は、ガスエクスポート冷却器ユニット３６０を通るＣＮＧの冷却作用を伴う。

加えて、図４は、上記に言及した主要なユニット、すなわちガス圧縮システムの一部３６０と、種々の二次的または実用的なユニット、例えばブローダウンシステム２３０、不活性ガスシステム６００、メタノール注入システム１２０、閉鎖排水システム５５０、高温水システム４１０、海水システム５００および燃料ガスシステム４００との間の関係を示している。

図５は、図２と同等であり、それはＢ送達地点に関するものである。Ｂ送達地点は、より高い温度、すなわち２０℃程の温度でＣＮＧを受け入れる。

したがってＣＮＧを送達地点の要求温度を満たすまで冷却する方式ｂ）およびｃ）の最終ステップは、ここでは余分であり、その結果、図５にはガスエクスポート冷却器は存在しない。

図６は、図３と同等であり、それはＢ送達地点に関するものである。図６のレイアウトは、図３のガス圧縮ユニット３６０の一部である２つのガスエクスポート冷却器３６６がないことのみが図３のレイアウトと異なっている。その結果、船もまた、図３の船と比較してわずかに寸法が異なるように作製されている。

図７は図４と同等であり、それはＢ送達地点に関するものである。図７のブロック流れ図は、図４のブロック流れ図と比較して、ガスエクスポート冷却ユニットがないことのみが異なっている。

図５、図６および図７は、図２、図３および図４とほんのわずかだけ異なっており、それらは、本発明によるシステムを特有の用途に適合させることができることを例証している。このような修正形態は一般に、充填場所におけるＣＮＧの圧力および温度の値と、送達場所における送達されるＣＮＧに関して要求される圧力および温度の値との間の差によって決定される。

ＣＮＧのための圧力容器を開示してきたが、それは、ボア坑井からそのままの生ガスなど多様なガスを運搬することが可能であり、これには生の天然ガス、例えば圧縮される際、例えば、１４％モルまでのＣＯ_２許容量を有する、１，０００ｐｐｍまでのＨ_２Ｓ許容量を有する、あるいはＨ_２およびＣＯ_２ガス不純物または他の不純物あるいは腐食種を有する、生のＣＮＧまたはＲＣＮＧ、あるいはＨ_２またはＣＯ_２、または加工された天然ガス（メタン）、あるいは生のまたは一部が加工された天然ガスが含まれる。しかしながら好ましい利用は、ＣＮＧの輸送であり、それは生のＣＮＧ、一部が加工されたＣＮＧまたは不純物の混じらないＣＮＧ、すなわちエンドユーザに標準的に提供することができるように加工された、例えば商業的に、工業的にまたは住居用に加工されたＣＮＧである。

ＣＮＧは、一部はそれぞれのガス相において、それ以外は液体相において、あるいは両方の組み合わせにおいて可変の混合比で種々の可能な成分の一部を含む可能性がある。このような成分の一部は典型的には以下の化合物：Ｃ_２Ｈ_６、Ｃ_３Ｈ_８、Ｃ_４Ｈ_１０、Ｃ_５Ｈ_１２、Ｃ_６Ｈ_１４、Ｃ_７Ｈ_１６、Ｃ_８Ｈ_１８、Ｃ_９＋炭化水素、ＣＯ_２およびＨ_２Ｓに加えて、場合によっては液体状態のトルエン、ディーゼル油およびオクタンならびに他の不純物／種のうちの１つまたは複数を有する。

本発明は、純粋に一例として上記に記載してきた。ここに添付される特許請求の範囲の範囲内で本発明に対して詳細な修正形態を行なうことができる。

Claims (4)

1. 船上でＣＮＧを充填および保管するため、ならびにそこからＣＮＧを取り出すためのシステムであって、
   前記船上でＣＮＧを充填するためのＣＮＧ充填設備と、
   前記船上で前記充填されたＣＮＧを保管圧力および温度で保管するためのＣＮＧ保管設備と、
   ＣＮＧを送達地点へ取り出すためのＣＮＧ取出し設備とを備え、前記送達地点は、取り出されるべきＣＮＧが前記保管圧力および温度とは異なる送達圧力および温度であることを要求し、
   前記ＣＮＧ取出し設備は、
   取り出す前に前記取り出されるべきＣＮＧを加熱するための熱交換器と、
   取り出す前に前記取り出されるべきＣＮＧが前記保管圧力から前記送達圧力まで膨張することを可能にするための積層弁と、
   取出し作業の前に前記取り出されるべきＣＮＧを圧縮するための圧縮器と、
   ＣＮＧから液体を分離するための液体分離器とを備え、
   前記液体分離器は、前記熱交換器の下流で、前記圧縮器の上流に配置されるシステム。
2. 前記液体分離器はノックアウトドラムである、請求項１に記載のシステム。
3. 前記液体分離器は、前記液体分離器の内部の液体レベルを検出するように構成されたレベル制御ユニットに接続され、前記システムは前記レベル制御ユニットを備える、請求項１または２に記載のシステム。
4. 請求項１から３のいずれか一項に記載のシステムを備えるＣＮＧ運搬船。

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