"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、前記充填されたCNGが前記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CNG加熱器と、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を備えるシステム。CNG加熱器は高温水加熱器である、請求項1に記載のシステム。前記CNG加熱器は、温度制御弁を利用して制御されるように構成されており、前記システムは、前記温度制御弁を備える、請求項2に記載のシステム。前記温度制御弁が次には、少なくとも1つの温度制御弁によってそれに提供される情報を精緻化するように構成された温度制御装置によって制御されるように構成される、請求項3に記載のシステム。前記積層弁の開放は、前記開放の最大値と最小値との間に含まれるある間隔において継続して変動し得る、請求項1から4のいずれか一項に記載のシステム。前記積層弁は、積層弁制御装置によって制御されるように構成されており、前記システムもまた前記積層弁制御装置を備える、請求項5に記載のシステム。前記積層弁制御装置は、積層圧力制御ユニットによってそれに提供される情報を精緻化するように構成され、前記システムは、前記積層圧力制御ユニットを備える、請求項6に記載のシステム。前記積層弁制御装置は、積層流れ制御ユニットによってそれに提供される情報を精緻化するように構成され、前記システムは、前記積層流れ制御ユニットを備える、請求項6または7に記載のシステム。前記CNG取出し設備は、取出し作業の前に前記取り出されたCNGを圧縮するための圧縮器ユニットをさらに備える、前記請求項のいずれか一項に記載のシステム。前記圧縮器ユニットは、前記CNG加熱器の下流に配置される、請求項9に記載のシステム。前記圧縮器ユニットは、電気またはガスタービンユニットのいずれかによって駆動される、請求項9または10に記載のシステム。前記ガスタービンユニットは燃料供給ユニットによって供給され、前記燃料供給ユニットは、CNGを燃料として受け取るように構成されており、前記CNG燃料は、前記船上に保管された前記CNGの一部であり、前記システムは、前記燃料供給ユニットを備える、請求項11に記載のシステム。前記CNG取出し設備は、CNGから液体を分離するための分離器ユニットをさらに備え、前記分離器ユニットは、前記CNG加熱器の下流で、前記圧縮器ユニットの上流に配置される、請求項9から12のいずれか一項に記載のシステム。前記分離器ユニットは、ノックダウンドラムである、請求項13に記載のシステム。前記分離器ユニットは、前記分離器ユニット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センサに接続され、前記システムは前記レベルセンサを備える、請求項13または14に記載のシステム。前記レベルセンサは、液体排水弁に作動式に接続され、前記液体排水弁は、前記分離器からの前記液体を排水システムへと排水するように構成されている、請求項15に記載のシステム。前記CNG取出し設備は、冷却器の後に圧縮器ユニットをさらに備え、冷却の後の前記圧縮器ユニットは、前記圧縮器ユニットの下流に配置され、前記圧縮されたCNGから前記CNG保管設備から前記CNG取出し設備に移送されるCNGに熱を移動させるように構成される、請求項9から16のいずれか一項に記載のシステム。前記CNG取出し設備は、ガスエクスポート冷却器をさらに備え、前記ガスエクスポート冷却器は、冷却器の後の前記圧縮器ユニットの下流に配置される、請求項17に記載のシステム。前記取出し設備は、前記圧縮器ユニットの下流に位置する圧縮器圧力制御ユニットと、前記分離器ユニットの下流で前記圧縮器ユニットの上流に位置する分離器流れ制御ユニットと、前記圧縮器圧力制御ユニットの下流に位置するフィードバック流れ弁とをさらに備え、前記分離器流れ制御ユニットと、前記圧縮器圧力制御ユニットが各々、圧縮器制御装置に情報を提供するように構成され、また前記システム内に含まれており、前記圧縮器制御装置は、前記フィードバック流れ弁を作動させるようにプログラムされることで、取り出されたCNGを、それが前記CNG取出し設備によって取り出される前に、前記圧縮器ユニットへと再注入させることができる、請求項13から18のいずれか一項に記載のシステム。前記システムは、安全性の理由のために前記システムからCNGを放出することを可能にするためのブローダウンユニットをさらに備える、前記請求項のいずれか一項に記載のシステム。前記圧縮器ユニットは、おおよそ90bargまたは90bargを超える最大圧力勾配を提供するように設計される、前記請求項のいずれか一項に記載のシステム。前記請求項のいずれか一項に記載のシステムを備えるCNG運搬船。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であって、船上でCNGを充填するステップと、前記船上で充填された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、前記取り出されるべきCNGを前記船から送達地点へ取り出すステップとを含み、前記取り出されるCNGの前記送達圧力および温度が保管圧力および温度の範囲と概ね異なる範囲であり、前記船から前記取り出されるべきCNGを取り出す前記ステップは、取り出す前に前記取り出されるべきCNGを加熱するステップと、その後前記加熱された、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、前記取り出されるべきCNGを前記送達圧力および温度で前記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方法。取り出す前に前記取り出されるべきCNGを加熱する前記ステップは、高温水の熱交換器を使用して実行される、請求項23に記載の方法。取り出す前に前記取り出されるべきCNGを加熱する前記ステップは、温度制御ユニットを利用して前記高温水の熱交換器から出る取り出されるべきCNGの温度を検出するステップと、前記取り出されるべきCNGに対する温度情報を温度制御装置に送信するステップと、温度制御弁を利用して前記高温水の熱交換器を制御するステップであって、前記温度制御弁は、前記温度制御装置に作動式に接続されるステップとをさらに含む、請求項24に記載の方法。その後前記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を可能にする前記ステップは、積層圧力制御ユニットおよび/または積層流れ制御ユニットを使用して、前記積層弁の下流の前記取り出されるべきCNGに関するそれぞれの圧力および/または流量情報を検出するステップと、前記検出された圧力および/または流量情報を積層弁制御装置に送信するステップと、前記積層弁制御装置を利用して前記積層弁の開放を制御するステップとをさらに含む、請求項23、24または25に記載の方法。前記取り出されるべきCNGを前記船から取り出す前記ステップは、前記取り出されるべきCNGを圧縮器ユニットを使用して圧縮するステップをさらに含む、請求項23から26のいずれか一項に記載の方法。圧縮器ユニットを使用して前記取り出されるべきCNGを圧縮する前記ステップは、取り出す前に前記取り出されるべきCNGを加熱する前記ステップと、その後前記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によって、前記取り出されるべきCNGを前記送達地点において前記送達圧力および温度で送達することができる前記ステップとの間に行なわれる、請求項27に記載の方法。前記取り出されるべきCNGを前記船から取り出す前記ステップは、分離器ユニットを利用して前記取り出されるべきCNGから液体を分離するステップをさらに含む、請求項27または28に記載の方法。分離器ユニットを利用して前記取り出されるべきCNGから液体を分離する前記ステップは、取り出す前に前記取り出されるべきCNGを加熱する前記ステップと、圧縮器ユニットを利用して前記取り出されるべきCNGを圧縮する前記ステップとの間に行なわれる、請求項29に記載の方法。前記取り出されるべきCNGを前記船から取り出す前記ステップは、レベルセンサを利用して前記分離器における液体のレベルを検出するステップと、前記液体分離器における前記液体のレベルに関する情報をレベル制御ユニットに送信するステップと、前記レベル制御ユニットを利用して、排水ユニットを制御することで、必要な場合前記液体分離器から液体を排水するステップとをさらに含む、請求項29または30に記載の方法。前記取り出されるべきCNGを前記船から取り出す前記ステップは、前記圧縮された取り出されるべきCNGを前記圧縮器ユニットの下流の冷却器ユニットを介して冷却するステップをさらに含む、請求項27から31のいずれか一項に記載の方法。前記取り出されるべきCNGを前記船から取り出す前記ステップは、前記圧縮器ユニットの下流の圧力制御ユニットを利用して前記取り出されるべきCNGに関する圧力情報を検出するステップと、前記分離器ユニットの下流で、前記圧縮器ユニットの上流の流れ制御ユニットを利用して前記取り出されるべきCNGに関する流量情報を検出するステップと、前記圧力情報および前記流量情報を圧縮器制御装置に送信するステップと、前記圧縮器制御装置を介して前記圧縮器圧力制御ユニットの下流に位置するフィードバック流れ弁を制御することで、取り出されるべきCNGを、必要ならばそれが前記送達地点に取り出されるまでに、前記圧縮器ユニットへと再注入させることができるステップとをさらに含む、請求項29から32のいずれか一項に記載の方法。前記方法は、ブローダウンシステムを設けることで、CNGを安全性の理由のために大気中に放出させることができるステップをさらに含む、請求項23から33のいずれか一項に記載の方法。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。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°C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°C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°C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°C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、bCNG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°C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°C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°Cであることを想定すると、15°C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°C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。bCNG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°C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°C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°C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°C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°Cまで加熱される。積層後、ガスは、例えばおよそ128bargおよび13°C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°Cである。CNGはその後、事前加熱器103においておよそ14°C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°C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°C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°C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°C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°Cまで低下する。CNGはよって、125barg前後および14°C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°C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CO2許容量を有する、1,000ppmまでのH2S許容量を有する、あるいはH2およびCO2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H2またはCO2、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:C2H6、C3H8、C4H10、C5H12、C6H14、C7H16、C8H18、C9炭化水素、CO2およびH2S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。"