JP2003130296A

JP2003130296A - Ｌｎｇ管理システム及びその課金システム

Info

Publication number: JP2003130296A
Application number: JP2001330572A
Authority: JP
Inventors: Munenori Ukai; 宗紀鵜飼; Koichiro Ikeda; 耕一郎池田; Masanori Oki; 正典沖
Original assignee: Osaka Gas Co Ltd
Current assignee: Osaka Gas Co Ltd
Priority date: 2001-10-29
Filing date: 2001-10-29
Publication date: 2003-05-08

Abstract

(57)【要約】【課題】ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクに複数の業者の
ＬＮＧを貯蔵管理することができるＬＮＧ管理システム
を提供すること。【解決手段】ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンク２と、貯蔵
タンク２に貯えられたＬＮＧを管理する中央制御コンピ
ュータ４２とを備えたＬＮＧ管理システム。中央制御コ
ンピュータ４２は、受け入れたＬＮＧの保管量について
は実液量を基準に管理し、受け入れたＬＮＧを貯蔵タン
ク２から払い出す払出し量については基準液量を基準に
管理する。また、このようなＬＮＧ管理システムに適用
する課金システム。

Description

【発明の詳細な説明】

【０００１】

【発明の属する技術分野】本発明は、ＬＮＧ（液化天然
ガス）を貯蔵タンクで管理する管理システム及びＬＮＧ
を貯蔵タンクで管理する際の課金システムに関する。

【０００２】

【従来の技術】都市ガス等を製造するためのＬＮＧは、
生産地からＬＮＧ船を用いて消費地に運搬され、消費地
に設置された貯蔵タンクに液体の状態で一時的に貯蔵さ
れる。そして、貯蔵されたＬＮＧは送出ポンプによって
送出され、気化装置によって気化された後に熱量調整装
置に送給される。熱量調整装置では、気化したＬＮＧに
ＬＰＧ（液化石油ガス）が添加され、所定量のＬＰＧを
添加することによって、ガス供給規定で定められた所定
熱量に調整され、かく熱量調整された天然ガスが都市ガ
スとして市中の消費者に供給される。

【０００３】このようなＬＮＧ管理システムは、都市ガ
ス供給業者毎にＬＮＧ貯蔵設備及び都市ガス供給設備が
設置され、例えば都市ガス消費者が特定都市ガス供給業
者のＬＮＧ貯蔵設備等を使用することがなかった。

【０００４】

【発明が解決しようとする課題】近年、規制緩和が進
み、ガス事業にも新規参入が可能となり、このように新
規参入が認められると、特定都市ガス供給業者のＬＮＧ
貯蔵設備、都市ガス供給設備等を他の業者が使用する可
能性がでてくる。このような場合、一つの貯蔵タンクに
特定業者及び他の業者のＬＮＧが貯蔵されるようにな
り、これらＬＮＧを各業者毎に所要の通りに管理するこ
とができるＬＮＧ管理システムの実現が望まれる。ま
た、このようにして特定業者の貯蔵タンクに他の業者の
ＬＮＧを一時的に貯蔵するようになると、特定業者はＬ
ＮＧの貯蔵に対して他の業者に費用を請求するようにな
るが、そのための課金システムの実現が望まれる。

【０００５】本発明の目的は、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タ
ンクに複数の業者のＬＮＧを貯蔵管理することができる
ＬＮＧ管理システムを提供することである。また、本発
明の他の目的は、このようなＬＮＧ管理の際に適用する
ことができる課金システムを提供することである。

【０００６】

【課題を解決するための手段】本発明は、ＬＮＧを貯蔵
する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクに貯えられたＬＮＧ
を管理する貯蔵管理手段とを備え、前記貯蔵管理手段
は、受け入れたＬＮＧの保管量については実液量を基準
に管理し、受け入れたＬＮＧを前記貯蔵タンクから払い
出す払出し量については基準液量を基準に管理すること
を特徴とするＬＮＧ管理システムである。

【０００７】本発明に従えば、ＬＮＧは貯蔵タンクに貯
えられ、貯蔵管理手段によって管理される。この貯蔵管
理手段は、ＬＮＧの保管量については実液量を基準にし
て管理するので、貯蔵タンクの容量に対応して管理する
ことができ、またＬＮＧの払出し量については基準液量
を基準に管理するので、受け入れたＬＮＧの払出し量を
容易に管理することができるとともに、市中に供給でき
るガス量を容易に知ることができる。

【０００８】また、本発明では、前記貯蔵管理手段は、
前記貯蔵タンク内に受け入れられたＬＮＧの実液量を演
算するための実液量演算手段と、前記貯蔵タンク内の基
準液量を演算するための基準液量演算手段と、を備えて
おり、また、ＬＮＧを輸送する輸送手段の輸送タンクに
は、前記輸送タンク内のＬＮＧの液面を計測する液面計
と、前記輸送タンク内のＬＮＧの液温を計測する液温計
と、前記輸送タンク内の圧力を検出する圧力計とが設け
られており、また前記貯蔵タンクに関連して、前記貯蔵
タンクに受け入れられるＬＮＧのガス成分を計測する成
分測定手段が設けられており、前記実液量演算手段は、
前記液面計、前記液温計及び前記圧力計の計測値を利用
して前記貯蔵タンクに受け入れられたＬＮＧの実液量を
演算し、前記基準液量演算手段は、前記実液量演算手段
により演算した実液量及び前記成分測定手段により測定
したガス成分を利用して基準液量を演算することを特徴
とする。

【０００９】本発明に従えば、貯蔵管理手段は実液量を
演算するための実液量演算手段と、基準液量を演算する
ための基準液量演算手段とを備えている。実液量演算手
段は、輸送タンクから貯蔵タンクに受け入れられたＬＮ
Ｇの受入量、即ち輸送タンク内の受入前の液量とこの輸
送タンク内の受入後の液量に基づいて貯蔵タンクに受け
入れられたＬＮＧの実液量を演算する。この輸送タンク
内の液量は、液面計、液温計及び圧力計の計測値を利用
して演算することができ、受入前後のこれらの計測値を
利用して貯蔵タンクに受け入れられたＬＮＧの実液量を
演算することができる。また、基準液量演算手段は、実
液量演算手段により演算されたＬＮＧの実液量と成分測
定手段により計測されたガス成分を用いて貯蔵タンクに
受け入れられたＬＮＧの基準液量を演算する。ＬＮＧは
生産地によってガス成分が異なり、このガス成分の相違
に起因して熱量も異なっており、従って、ＬＮＧの実液
量を計測したガス成分を用いて熱量をベースにする基準
液量に換算することによって、受け入れられたＬＮＧの
払出し量を容易に管理することができる。尚、基準液量
を気化した単位ガス体積（１Ｎｍ^３）当たりの熱量を例
えば１１０００ｋｃａｌ／Ｎｍ^３に設定し、受入実液量
とこの受入ＬＮＧのガス成分から求まる熱量を用いて基
準液量を求めることができる。

【００１０】また、本発明では、前記貯蔵管理手段は、
更に、通常時のＢＯＧの発生量を演算するための通常Ｂ
ＯＧ発生量演算手段と、受入時のＢＯＧの発生量を演算
するための受入ＢＯＧ発生量演算手段と、を備えてお
り、前記受入ＢＯＧ発生量演算手段は、前記実液量演算
手段により演算した実液量及び前記液温計の計測値を利
用して受入時のＢＯＧ発生量を演算することを特徴とす
る。

【００１１】本発明に従えば、貯蔵管理手段は、通常Ｂ
ＯＧ発生量演算手段及び受入ＢＯＧ発生量演算手段を備
えており、受入ＢＯＧ発生量演算手段はＬＮＧの受入時
のＢＯＧ（気化ガス）の発生量を演算する。ＬＮＧを貯
蔵タンクに受け入れる際に、ＬＮＧが気化して大量のＢ
ＯＧが発生し、このＢＯＧの発生は比較的長期に渡って
生じる。そこで、受入ＬＮＧの液温、更に正確に演算す
るときには受入ＬＮＧの成分、圧力を利用して受入ＬＮ
Ｇのエンタルピー量を演算し、このエンタルピー量及び
受入ＬＮＧの実液量により、受入時に発生するＢＯＧ量
を演算することができ、受入ＢＯＧ発生量演算手段は上
述したようにして受入時のＢＯＧ発生量を定量的に演算
する。貯蔵タンクに受け入れられた受入ＬＮＧ量（受入
前後の輸送タンク内のＬＮＧ量から演算される）からこ
の受入時のＢＯＧ発生量（このＢＯＧ発生量を液換算す
る）を減算することによって、貯蔵タンクに実際に受け
入れられたＬＮＧの液量、即ち実液量を正確に演算する
ことができる。

【００１２】また、本発明では、前記貯蔵管理手段は、
前記貯蔵タンク内に受け入れられたＬＮＧの実液量を演
算するための実液量演算手段と、前記貯蔵タンク内の基
準液量を演算するための基準液量演算手段と、を備えて
おり、またこの貯蔵タンクに関連して、前記貯蔵タンク
に受け入れられるＬＮＧの流量を計測する第１流量計測
手段と、前記貯蔵タンクから送出されるＢＯＧの流量を
計測する第２流量計測手段と、前記貯蔵タンクに受け入
れられるＬＮＧのガス成分を計測する成分測定手段とが
設けられており、前記実液量演算手段は、前記第１及び
第２流量計測手段の計測流量を利用して前記貯蔵タンク
に受け入れられたＬＮＧの実液量を演算し、前記基準液
量演算手段は、前記実液量演算手段により演算した実液
量及び前記成分測定手段により計測したガス成分を利用
して基準液量を演算することを特徴とする。

【００１３】本発明に従えば、実液量演算手段は、貯蔵
タンクに受け入れられるＬＮＧの流量を計測する第１流
量計測手段の計測流量と、貯蔵タンクから送出されるＢ
ＯＧ（気化ガス）の流量を計測する第２流量計測手段の
計測流量を用いて貯蔵タンクに受け入れられたＬＮＧの
実液量を演算する。ＬＮＧを貯蔵タンクに受け入れる際
には、上述したようにＢＯＧが発生するので、貯蔵タン
クに受け入れられた受入ＬＮＧ量から貯蔵タンクから送
出したＢＯＧ量（このＢＯＧ量をＬＮＧ液量に換算す
る）を差し引くことによって、実際に受け入れられたＬ
ＮＧの液量、即ち実液量を正確に演算することができ
る。そして、基準液量演算手段は、実液量演算手段によ
り演算されたＬＮＧの実液量と成分測定手段により計測
したガス成分を用いて貯蔵タンクに受け入れられたＬＮ
Ｇの基準液量を演算する。

【００１４】また、本発明では、前記貯蔵管理手段は、
更に、通常時のＢＯＧの発生量を演算するための通常Ｂ
ＯＧ発生量演算手段と、受入時のＢＯＧの発生量を演算
するための受入ＢＯＧ発生量演算手段と、を備えてお
り、前記受入ＢＯＧ発生量演算手段は、前記第２流量計
測手段の計測流量及び前記通常ＢＯＧ発生量演算手段に
より演算した通常ＢＯＧ発生量を用いて受入時に発生し
たＢＯＧ発生量を演算することを特徴とする。

【００１５】本発明に従えば、貯蔵管理手段は、貯蔵タ
ンクから送出したＢＯＧの流量を計測する第２流量計測
手段の計測流量と通常ＢＯＧ発生演算手段により演算さ
れた通常ＢＯＧ発生量を用いて受入時に発生したＢＯＧ
発生量を演算する。通常時、貯蔵タンクは、内部が極低
温になっており、タンク外部の大気とは大きな温度差が
あり、かかる温度差によって外部から熱が浸入し、かか
る浸入熱によってＢＯＧが発生する。通常時に貯蔵タン
ク内に浸入する熱量は、貯蔵タンクの構造と密接な関係
にあり、タンク固有の総括伝熱係数とタンク内外の温度
差により演算することができる。第２流量計測手段が計
測するＢＯＧの流量は、ＬＮＧの受入時に発生するＢＯ
Ｇ発生量と、そのときに貯蔵タンク内に発生するＢＯＧ
発生量との和であり、従って、第２流量計測手段により
計測されたＢＯＧ流量から通常ＢＯＧ発生量演算手段に
より演算した通常ＢＯＧ発生量を減算することによっ
て、ＬＮＧの受入時に発生するＢＯＧ発生量を正確に演
算することができる。

【００１６】また、本発明では、前記貯蔵管理手段は、
更に、前記貯蔵タンク内のＬＮＧの保持実液量を演算す
るための保持実液量演算手段と、前記貯蔵タンク内のＬ
ＮＧの保持基準液量を演算するための保持基準液量演算
手段と、を備えており、前記保持実液量演算手段は、Ｌ
ＮＧのタンク管理時において所定時間間隔毎にＢＯＧの
発生量を考慮して保持実液量を演算し、前記保持基準液
量演算手段は、ＢＯＧの発生による液濃縮を考慮して保
持基準液量を演算することを特徴とする。

【００１７】本発明に従えば、所定時間間隔毎、例えば
１〜３時間毎にＬＮＧの貯蔵タンクにて発生するＢＯＧ
発生量を演算し、保持実液量演算手段はこのＢＯＧ発生
量を考慮して保持実液量を演算し、また保持基準液量演
算手段はＢＯＧの発生による液濃縮を考慮して保持基準
液量を演算する。貯蔵タンクにてＬＮＧを保管する場
合、外部からの熱によって貯蔵タンクにてＢＯＧが発生
し、このＢＯＧによって貯蔵しているＬＮＧの保管量
（保持実液量）が減少するようになるが、このようにＢ
ＯＧ発生量を考慮して保持実液量を再演算することによ
って現在のＬＮＧの保持実液量を正確につかむことがで
きる。また、ＢＯＧはほぼ１００％のメタンガスであ
り、メタンガスは熱量が比較的低いので、ＢＯＧの発生
によってＬＮＧは熱量的に濃縮されるようになり、この
濃縮を考慮して保持基準液量を再演算することによっ
て、現在のＬＮＧの保持基準液量を正確に把握すること
ができる。

【００１８】また、本発明では、前記貯蔵管理手段は、
更に、前記貯蔵タンク内のＬＮＧの保有割合を演算する
ためのＬＮＧ保有割合演算手段と、前記貯蔵タンク内に
て発生したＢＯＧをＬＮＧ保有者に割り当てるためのＢ
ＯＧ割当て量演算手段と、を含んでおり、前記ＢＯＧ割
当て量演算手段は、前記ＬＮＧ保有割合演算手段により
演算した保有割合に基づいて、前記貯蔵タンク内にて発
生したＢＯＧをＬＮＧ保有者に割り当て、前記保持実液
量演算手段は、ＬＮＧ保有者に割り当てられた割当てＢ
ＯＧ量を用いて保持実液量を演算することを特徴とす
る。

【００１９】本発明に従えば、貯蔵タンク内のＬＮＧの
保有割合はＬＮＧ保有割合演算手段により演算され、Ｂ
ＯＧ割当て量演算手段は、貯蔵タンクにて発生したＢＯ
Ｇをこの演算した保有割合に基づいてＬＮＧ保有者に割
当て、保持実液量演算手段はこの割当てＢＯＧ量を用い
て保持実液量を演算するので、発生ＢＯＧによるＬＮＧ
の実液量減少をより正確に演算して、ＬＮＧ保有者の実
液量を正確に管理することができる。

【００２０】また、本発明は、ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タ
ンクと、前記貯蔵タンクに貯えられたＬＮＧを管理する
貯蔵管理手段とを備え、前記貯蔵管理手段は、受け入れ
たＬＮＧの保管量については実液量を基準に管理し、受
け入れたＬＮＧを前記貯蔵タンクから払い出す払出し量
については基準液量を基準に管理し、前記実液量に応じ
てタンク貸し料金を課金することを特徴とするＬＮＧ管
理課金システムである。

【００２１】本発明に従えば、ＬＮＧは貯蔵タンクに貯
えられ、貯蔵管理手段によって管理される。この貯蔵管
理手段は、ＬＮＧの保管量については実液量を基準にし
て管理するので、貯蔵タンクの容量に対応して管理する
ことができ、またこの実液量に応じてタンク貸し料金を
課金するので、その課金は貯蔵タンクに占める体積量に
対応した料金となり、ＬＮＧの管理実情にマッチして課
金することができる。また、ＬＮＧの払出し量について
は基準液量を基準に管理するので、受け入れたＬＮＧの
払出し量を容易に管理することができる。

【００２２】更に、本発明では、前記貯蔵管理手段は、
ＢＯＧ処理料金演算手段を含んでおり、前記ＢＯＧ処理
料金演算手段は、受入時に発生するＢＯＧ発生量に基づ
いてＢＯＧ処理料金を課金することを特徴とする。

【００２３】本発明に従えば、ＢＯＧ処理料金演算手段
は受入時に発生するＢＯＧ発生量に基づいてＢＯＧ処理
料金を課金する。ＬＮＧ受入時には多量のＢＯＧが発生
するが、発生ＢＯＧを処理する、例えばＬＰＧを加えて
市中に都市ガスとして供給するには、発生量に応じた料
金が必要になり、このようにＢＯＧ処理料金を課金する
ことによって、ＬＮＧの一時的保管に適した料金体系と
することができる。

【００２４】

【発明の実施の形態】以下、添付図面を参照して、本発
明に従うＬＮＧ管理システム及びその課金システムの一
実施形態について説明する。図１は、本発明に従うＬＮ
Ｇ管理システム（本発明に従う課金システムを適用した
ＬＮＧ管理システム）の一例を示す簡略図であり、図２
は、図１のＬＮＧ管理システムの制御系を簡略的に示す
ブロック図であり、図３は、図２の制御系の全体の制御
の流れを示すフローチャートであり、図４は、図３のフ
ローチャートにおける受入配管クールダウンのステップ
の内容を具体的に示すフローチャートであり、図５は、
図３のフローチャートにおけるＬＮＧの受入のステップ
の内容を具体的に示すフローチャートであり、図６は、
図３のフローチャートにおけるＬＮＧのタンク管理のス
テップの内容を具体的に示すフローチャートである。

【００２５】図１において、このＬＮＧ管理システム
は、ＬＮＧ（液化天然ガス）を液体の状態で貯蔵するた
めの貯蔵タンク２を備え、この貯蔵タンク２には、ＬＮ
Ｇを受け入れるための受入ライン４、ＬＮＧを払い出す
ための払出ライン６及び発生したＢＯＧを送出するため
の送出ライン８が接続されている。図１では一個の貯蔵
タンク２を示すが、貯蔵量に応じて２個又は３個以上設
置するようにしてもよく、この場合、各貯蔵タンク２に
受入ライン４、払出ライン６及び送出ライン８が接続さ
れる。

【００２６】受入流路を規定する受入ライン４は、例え
ば、貯蔵タンク２から港湾の桟橋まで延びており、桟橋
に接岸されたＬＮＧ船１０にて輸送されたＬＮＧは、こ
の受入ライン４を通して貯蔵タンク２に受け入れられ
る。また、払出流路を規定する払出ライン６は、例え
ば、市中のガス埋設管に接続されている。この払出ライ
ン６には、例えば海水を利用した気化装置１２と、例え
ばＬＰＧ（液化石油ガス）を添加して天然ガスの熱量を
所定熱量、例えば１１０００ｋｃａｌ／Ｎｍ^３に調整す
る熱量調整装置１４が設けられており、貯蔵タンク２か
ら払い出されたＬＮＧは、気化装置１２によって気化さ
れ、熱量調整装置１４によって熱量調整された後に、都
市ガス（例えば都市ガス１３Ａ）として市中に送給され
る。例えば都市ガスの消費者（工場、家庭）側には、ガ
ス使用量を計測するガスメータ１５が設置され、ガスメ
ータ１５を通してガスコンロ、ガスバーナ等のガス機器
１７に供給される。送出流路を規定する送出ライン８
は、払出ライン６における熱量調整装置１４の配設部位
の上流側に接続されており、貯蔵タンク２にて発生した
ＢＯＧ（気化ガス）は、この送出ライン８を通して払出
ライン６に送給され、気化装置１２にて気化された天然
ガスに混合されて熱量調整装置１４に送給され、熱量調
整装置１４にて熱量調整されて都市ガスとして利用され
る。

【００２７】図２をも参照して、受入ライン４には、第
１流量計１６（第１流量計測手段を構成する）が配設さ
れているとともに、成分測定手段を構成するガスクロマ
トグラフ１８が設置されている。第１流量計１６は受入
ライン４を通して受け入れられるＬＮＧの流量を計測
し、ガスクロマトグラフ１８は受け入れられるＬＮＧの
構成成分を分析する。また、送出ライン８には、第２流
量計２０（第２の流量計測手段を構成する）及び圧縮機
２２が配設されている。第２流量計２０は貯蔵タンク２
から送出ライン８を通して送出されるＢＯＧ（気化ガ
ス）の流量を計測し、圧縮機２２は送出ライン８を通し
て熱量調整装置１４に送給されるＢＯＧを圧縮する。こ
の送出ライン８の第２流量計２０の配設部位より下流側
にはＢＯＧ戻りライン２４が接続され、このＢＯＧ戻り
ライン２４が港湾の桟橋まで延びている。

【００２８】ＬＮＧ船１０は１個又は複数個の輸送タン
ク（図示せず）を備え、ＬＮＧはこの輸送タンクに収容
されて輸送される。受入ライン４及びＢＯＧ戻りライン
２４は、桟橋のＬＮＧ船１０の輸送タンクに接続され、
輸送タンク内のＬＮＧが貯蔵タンク２に受け入れられる
とともに、受け入れ後の輸送タンクの空間に、貯蔵タン
ク２からのＢＯＧの一部が送給される。また、払出ライ
ン６には払出ポンプ２６及び第３流量計測手段を構成す
る第３流量計２８（第３流量計測手段を構成する）が配
設されている。払出ポンプ２６は貯蔵タンク２内の液体
状態のＬＮＧを払出ライン６を通して気化装置１２に払
い出し、第３流量計２８は払出ライン６を通して気化装
置１２に払い出されるＬＮＧの流量を計測する。

【００２９】このＬＮＧ管理システムでは、更に、貯蔵
タンク２に関連して、第１液面計３０、温度計３２及び
第１液温計３６が設けられている。第１液面計３０は貯
蔵タンク２内に受け入れられたＬＮＧの液面高さを計測
し、温度計３２は貯蔵タンク２周囲の温度を計測し、ま
た第１液温計３６は貯蔵タンク２内のＬＮＧの温度を計
測する。

【００３０】また、ＬＮＧ船１０の輸送タンクに関連し
て、第２液面計３３、第２液温計３５及び圧力計３７が
設けられている。第２液面計３３はＬＮＧ船１０の輸送
タンク内のＬＮＧの液面高さを計測し、第２液温計３５
は輸送タンク内のＬＮＧの液温を計測し、圧力計３７は
この輸送タンク内の圧力を計測する。

【００３１】貯蔵タンク２内に受け入れられたＬＮＧ
は、貯蔵管理手段により後述する如く管理される。この
形態では、貯蔵管理手段は制御コンピュータ４２及びパ
ソコン４４から構成され、制御コンピュータ４２は主と
してＬＮＧの管理を行い、パソコン４４は制御コンピュ
ータ４２への入力操作等を行う。尚、パソコン４４を省
略し、制御コンピュータ４２によりＬＮＧの管理を行う
ようにしてもよい。

【００３２】図２に示すように、第１〜第３流量計１
６，２０，２８、温度計３２、第１及び第２液面計３
０，３３、第１及び第２液温計３６，３５、圧力計３７
並びにガスクロマトグラフ１８からの測定信号は制御コ
ンピュータ４２に送給され、これらの測定信号を用いて
制御コンピュータ４２は貯蔵タンク２に受け入れられた
ＬＮＧを後述する如く管理する。この制御コンピュータ
４２は、また、気化装置１２、熱量調整装置１４、圧縮
機２２及び送出ポンプ２６を作動制御する。

【００３３】図示の制御コンピュータ４２は、液・ＢＯ
Ｇ演算手段５２、課金演算手段５４、計時手段５６及び
記憶装置５８を含んでいる。液・ＢＯＧ演算手段５２
は、ＬＮＧ液量及び気化したＢＯＧのガス量を演算する
ための各種演算手段から構成され、この実施形態では、
実液量演算手段６０、基準液量演算手段６２、定常ＢＯ
Ｇ発生量演算手段６４、受入ＢＯＧ発生量演算手段６
６、ＢＯＧ液換算演算手段６８、リターンガス量演算手
段７０、ＬＮＧ保有割合演算手段７２、ＢＯＧ割当て量
演算手段７４、保持実液量演算手段７６、保持基準液量
演算手段７８及び受入配管クールダウンＢＯＧ演算手段
７９を有している。

【００３４】フローチャートを参照しながら後に説明す
るように、実液量演算手段６０は貯蔵タンク２に受け入
れられたＬＮＧの実液量を演算し、基準液量演算手段６
２は貯蔵タンク２に受け入れられたＬＮＧの基準液量を
演算し、定常ＢＯＧ発生量演算手段６４は定常時に発生
するＢＯＧの発生量を演算し、受入ＢＯＧ発生量演算手
段６６はＬＮＧの受け入れ時に発生するＢＯＧの発生量
を演算し、ＢＯＧ液換算演算手段６８は受入ＢＯＧ発生
量を液換算するように演算し、リターンガス量演算手段
７０は受け入れ時に貯蔵タンク２にて発生したＢＯＧの
ＬＮＧ船１０へのリターンガス量を演算し、ＬＮＧ保有
割合演算手段７２は貯蔵タンク２内に受け入れられたＬ
ＮＧの各所有者の保有割合を演算し、ＢＯＧ割当て量演
算手段７４は、ＬＮＧ保管時に発生したＢＯＧの各所有
者への割当て量を演算し、保持実液量演算手段７６は各
所有者のＬＮＧの保持実液量を演算し、保持基準液量演
算手段７８は各所有者のＬＮＧの保持基準液量を演算
し、また受入配管クールダウンＢＯＧ演算手段７９は、
ＬＮＧ受入前のクールダウン時に発生するＢＯＧを演算
する。

【００３５】課金演算手段５４はタンク貸し料金演算手
段８０及びＢＯＧ処理料金演算手段８４を有し、タンク
貸し料金演算手段８０はＬＮＧのタンク貸し料金を演算
し、またＢＯＧ処理料金演算手段８４は発生したＢＯＧ
の処理料金を演算する。また、計時手段５６は時刻を計
時する。

【００３６】また、記憶手段５８は例えばＨＤＤ等から
構成され、第１〜第４メモリ部８６，８８，９０，９２
を含み、第１メモリ部８６には受入ＬＮＧ量、外気温
度、貯蔵タンク２の液面、輸送タンクの液面及びＬＮＧ
成分が記憶され、第２メモリ部８８には実液量（保持実
液量を含む）、基準液量（保持基準液量を含む）、タン
ク入熱量、発生ＢＯＧ量、割当てＢＯＧ量及び液換算量
が記憶され、第３メモリ部９０にはタンク入熱量マッ
プ、基準圧力でのメタンガスの蒸発潜熱、基準液換算係
数、ガス化係数及び濃縮係数が記憶され、また第４メモ
リ部９２にはタンク貸し料金、熱量調節料金及びＢＯＧ
処理料金が記憶される。

【００３７】次に、図１及び図２とともに図３〜図７を
参照して、中央制御コンピュータ４２によるＬＮＧの管
理について説明する。生産地からＬＮＧ船１０により輸
送してきたＬＮＧは、図３に示すようにして受入、管理
が行われる。

【００３８】まず、ＬＮＧ船の入船決定が行われ（ステ
ップＳ１）、次に、この入船決定に基づいて受入配管、
即ち受入ライン４のクールダウンが行われる（ステップ
Ｓ２）。入船決定は、例えば、ＬＮＧ船の運行計画、Ｌ
ＮＧ船が停泊する桟橋の使用計画等に基づいて行われ
る。受入ライン４のクールダウンは、受入ライン４を通
して液体状態のＬＮＧを受け入れる際に、受入ライン４
の急冷による破損を防止するために行われ、このように
クールダウンすることによって、受入ライン４は所定温
度まで冷却される。

【００３９】受入配管（受入ライン４）のクールダウン
の後、ＬＮＧ船が所定の桟橋に着船し（ステップＳ
３）、ＬＮＧの受入が行われ（ステップＳ４）、受入後
に貯蔵タンク２でのＬＮＧの管理が行われる（ステップ
Ｓ５）。

【００４０】ステップＳ２の受入配管クールダウンで
は、例えば、図４に示すフローチャートに沿って受入配
管のクールダウンが行われる。ＬＮＧ船１０の入船の一
定時間前から受入配管（受入ライン４）のクールダウン
が開始される（ステップＳ２−１）。このクールダウン
は、入船・受入時間に受入配管が定常状態に冷却されて
いる状態になるように行われる。そして、受入配管クー
ルダウンＢＯＧ演算手段７９は、このクールダウン時に
発生するＢＯＧ発生量を演算する（ステップＳ２−
２）。このＢＯＧ発生量の演算は、実際に発生したＢＯ
Ｇ量を計測するようにしてもよく、或いはクールダウン
に要する時間と発生ＢＯＧ量との関係をマップとして予
め記憶装置５８の第３メモリ部９０に記憶し、このマッ
プから読み出すようにしてもよい。

【００４１】次に、ＬＮＧ船１０の入船が予定通りに行
われたか否かが判断され、予定通りに入船してＬＮＧの
受入が行われると、ステップＳ２−３からステップＳ２
−４に進み、クールダウンＢＯＧ処理料金の演算が行わ
れる。この処理料金の演算は、ＢＯＧ処理料金演算手段
８４により行われ、クールダウン時に発生したＢＯＧ発
生量に基づいてＢＯＧ処理料金が算出され、算出された
ＢＯＧ処理料金は、クールダウン時の処理料金として記
憶装置５８の第４メモリ部９２に記憶される。

【００４２】一方、入船が遅延した場合には、ステップ
Ｓ２−３からステップＳ２−５に進み、入船遅延時間の
演算が行われ、この入船遅延時間の間に受入配管（受入
ライン４）に入熱した入熱量が演算され（ステップＳ２
−６）、この入熱量によるＢＯＧ発生量が演算され（ス
テップＳ２−７）、ステップＳ２−２のＢＯＧ発生量及
びステップＳ２−７のＢＯＧ発生量に基づいて、即ちク
ールダウン時のＢＯＧの全発生量に基づいて、ＢＯＧ処
理料金演算手段８４はＢＯＧ処理料金を算出し、算出し
たＢＯＧ処理料金が第４メモリ部９２に記憶される。
尚、入船遅延によるＢＯＧの発生についても、クールダ
ウンの延長時間と発生ＢＯＧ量との関係をマップとして
予め記憶装置５８の第３メモリ部９０に記憶し、このマ
ップから入船遅延によるＢＯＧ発生量を読み出すように
してもよい。このようにＢＯＧ処理料金を算出すること
によって、入船遅延により発生したＢＯＧの処理費用を
含めたＢＯＧ処理料金を課金することとなる。

【００４３】次に、ステップＳ４のＬＮＧの受入につい
て説明すると、このＬＮＧの受入は、例えば、図５に示
すフローチャートに沿って行われる。受入ライン４及び
ＢＯＧ戻りライン２４がＬＮＧ船１０に接続され、ＬＮ
Ｇの受入が開始される（ステップＳ４−１）。この受入
開始時に、ＬＮＧ船１０の輸送タンク（図示せず）内の
ＬＮＧの状態が計測される。即ち、第２液面計３３がＬ
ＮＧの液面を計測し、第２液温計３５がＬＮＧの液温を
計測し、また圧力計３７が輸送タンク内の圧力を計測し
（ステップＳ４−２）、これら計測値がＬＮＧ受入前の
前尺として記憶装置５８の第１メモリ部８６に記憶され
る。このようにしてＬＮＧ船１０の輸送タンク内のＬＮ
Ｇが受入ライン４を通して貯蔵タンク２に受け入れられ
るとともに、このＬＮＧ受入量に応じて貯蔵タンク２内
のＢＯＧが送出ライン８及びＢＯＧ戻りライン２４を通
してＬＮＧ船１０の輸送タンク内に戻され、このＢＯＧ
がＬＮＧ船１０内の空間（ＬＮＧが貯蔵タンク２に向け
て送給された後に生成される空間）に満たされ、貯蔵タ
ンク２へのＬＮＧへの受入が開始する。

【００４４】このようにＬＮＧの受入が開始すると、ガ
スクロマトグラフ１８により受入ライン４を流れるＬＮ
Ｇの構成成分が測定され（ステップＳ４−３）、測定さ
れたガス成分が記憶装置５８の第１メモリ部８６に記憶
される。ＬＮＧ船１０からのＬＮＧの受入が終了する
と、その輸送タンク内のＬＮＧの状態が再び計測され
る。即ち、第２液面計３３がＬＮＧの液面を計測し、第
２液温計３５がＬＮＧの液温を計測し、また圧力計３７
が輸送タンク内の圧力を計測し（ステップＳ４−４）、
これら計測値がＬＮＧ受入後の後尺として記憶装置５８
の第１メモリ部８６に記憶される。

【００４５】その後、ＬＮＧ船１０の輸送タンク内のＬ
ＮＧの受入前の状態と受入終了後の状態の変化から、実
液量演算手段６０は、まず、ＬＮＧの受入量を演算する
とともに、リターンガス量演算手段７０は発生ＢＯＧの
リターンガス量を演算する（ステップＳ４−５）。通
常、輸送タンクには、ＬＮＧの受入量に相当する容積の
空間が生じ、この生じた空間に発生ＢＯＧが返送され
る。この受入ＬＮＧ量及びリターンガス量は、第１メモ
リ部８６に記憶される（ステップＳ４−６）。

【００４６】受入に伴うＢＯＧの発生は長期間（例えば
２週間程度）に渡り発生し、貯蔵タンク２の運用方法に
依存して発生パターンが変化する。それ故に、ＢＯＧの
発生が貯蔵タンク内のＬＮＧのエンタルピーに比し、高
いＬＮＧを受入れたために発生したＢＯＧか、貯蔵タン
ク内に侵入した熱量により発生した定常的なＢＯＧの発
生かを区別することが難しくなる。このようなことか
ら、予め受入ＬＮＧがタンク内の状態（基準圧力・基準
温度）に変化するとして、フラッシュ計算を行うこと
で、受入に伴い発生するＢＯＧ量を演算により算出する
ことができ、受入ＢＯＧ発生量演算手段６６は、上述し
たようにして受入時のＢＯＧ発生量を演算する（ステッ
プＳ４−７）。

【００４７】次に、受入時のＢＯＧ発生量の液換算が行
われる（ステップＳ４−８）。受入に伴い発生するＢＯ
Ｇは、受入れたＬＮＧが自然にガス化して貯蔵タンク２
内から去ることを意味し、このＢＯＧの発生は、必然的
にＬＮＧの減少につながる。そこで、ＢＯＧ液換算演算
手段６８は、受入時のＢＯＧ発生量をＬＮＧの液量に換
算し、ＢＯＧの発生に伴う実際のＬＮＧの液量（実液
量）が減少するので、実液量演算手段６０は、受入ＬＮ
Ｇ量からＢＯＧの液換算量を減算して受入実液量を算出
し（ステップＳ４−９）、このＬＮＧ量が実液量として
第２メモリ部８８に記憶される。このＬＮＧの実液量
が、貯蔵タンク２内の収容空間を占めるようになり、従
って貯蔵タンク２の空間に占める体積については、この
実液量でもって管理される。

【００４８】次に、基準液量演算手段６２は、ＬＮＧの
実液量を利用して次のようにして基準液量を演算し（ス
テップＳ４−１０）、算出された基準液量は第２メモリ
部８８に記憶される。一般に、ＬＮＧは構成成分によっ
てその熱量が相違し、熱量の比較的小さいＬＮＧ（例え
ばメタンガスの含有量が多いＬＮＧ）にあっては、熱量
調整装置１４によって、市中に払い出す際に比較的多量
のＬＰＧが添加されて所定熱量（例えば１１０００ｋｃ
ａｌ／Ｎｍ^３）となるように熱量調整され、一方、熱量
の比較的大きいＬＮＧ（例えばメタンガスの含有量が少
ないＬＮＧ）にあっては、市中に払い出す際に比較的少
量のＬＰＧが添加されて所定熱量に熱量調整される。こ
のようなことから、貯蔵タンク２からＬＮＧを払い出す
ときには、基準液量（気化したガスの熱量が例えば１１
０００ｋｃａｌ／Ｎｍ^３である仮想ＬＮＧ量）でもって
管理され、このように基準液量で管理することによっ
て、貯蔵タンク２内のＬＮＧの市中払出可能量の把握が
容易となる。

【００４９】液量及び熱量の関係を単純に考えると、基準液量（ｍ^３）×ガス化係数（Ｎｍ^３／ｍ^３）×気化
ガスの熱量（１１０００ｋｃａｌ／Ｎｍ^３）＝受入実液
量（ｍ^３）×ガス化係数（Ｎｍ^３／ｍ^３）×気化ガス
の熱量（例えば９６００ｋｃａｌ／Ｎｍ^３）が成立する。ここで、ガス化係数は、ＬＮＧをガス化さ
せた場合の体積倍率である。

【００５０】受入ＬＮＧの熱量については、ガスクロマ
トグラフ１８よりガス成分を測定するので、測定したガ
ス成分からその熱量を知ることができ、この受入ＬＮＧ
の熱量を利用し、基準液量演算手段６２は、ＬＮＧの実
液量及びそのＬＮＧの熱量に基づいて基準液量を算出す
る。

【００５１】一般に、ＬＮＧはそのままガス化したので
は所定熱量を得ることができず、所定熱量に調整するた
めにはＬＰＧ（液化石油ガス）を添加しており、受入Ｌ
ＮＧが全てタンク管理所有者の所有のものである場合に
は、上記式を用いて基準液量を演算すればよいが、ＬＰ
ＧはＬＮＧに比して高価であり、従って、上述した式を
単に用いて受入実液量を基準液量に換算演算したのでは
貯蔵タンク２の管理所有者の利益が保たれず、そのため
に、この実施形態では、添加するＬＰＧの料金、使用す
る熱量調整装置１４等の設備費用を考慮して基準液換算
係数を設定し（例えば０．８程度に設定する）、実液量
から割り引くように演算して基準液量を決定し、その必
要代金をＬＮＧの現物で割り引いて払うようにしてい
る。また、受入ＬＮＧの持つ熱量が基準液熱量に近けれ
ば添加するＬＰＧ量は少なくて済むが、多量のＬＰＧを
添加しなければならないＬＮＧではＬＰＧコストが高く
なる。それ故に、基準液換算係数は受入ＬＮＧの熱量が
基準液熱量から離れるに従って小さくなる。この基準液
換算係数をも考慮すると、基準液量（ｍ^３）×ガス化係数（Ｎｍ^３／ｍ^３）×気化
ガスの熱量（１１０００ｋｃａｌ／Ｎｍ^３）＝受入実液
量（ｍ^３）×ガス化係数（Ｎｍ^３／ｍ^３）×気化ガスの
熱量（９６００ｋｃａｌ／Ｎｍ^３）×基準液換算係数となり、基準液量演算手段６２は、基準液換算係数（こ
の基準液換算係数は記憶装置５８の第３メモリ部９０に
記憶されている）を用いる上記式を用いて受入ＬＮＧの
実液量から受入ＬＮＧの基準液量を演算し、演算したＬ
ＮＧの基準液量が記憶装置５８の第２メモリ部８８に記
憶される。

【００５２】その後、ＢＯＧ処理料金演算手段８４が受
入時に発生したＢＯＧの処理料金を演算し、算出された
処理料金が第４メモリ部９２に記憶される。この処理料
金は、受入時のＢＯＧ発生量に基づいて算出される。こ
のようにしてＬＮＧの受入操作が終了する（ステップＳ
４−１３）。

【００５３】ＬＮＧを貯蔵タンク２にて管理する上で重
要なことは、保持ＬＮＧが極低温状態にあり、貯蔵タン
ク２の外部から熱が侵入することである。この侵入熱に
より、ＬＮＧは自然にガス化してＢＯＧとなり、このＢ
ＯＧの発生に伴い、貯蔵タンク２内のＬＮＧは、払い出
ししなくても減少する。受入後のＬＮＧのタンク管理を
図６のフローチャートに沿って説明する。

【００５４】貯蔵タンク２の管理時、温度計３２によっ
て大気の温度が計測され（ステップＳ６−１）、その測
定信号が制御コンピュータ４２に送給される。そして、
所定時間（例えば１〜３時間）経過する毎に、貯蔵タン
ク２内のＬＮＧの実液量、基準液量の管理が行われる。
即ち、所定時間経過すると、ステップＳ６−２からステ
ップＳ６−３に進み、貯蔵タンク２への侵入熱量の演算
が行われる。貯蔵タンク２内への侵入熱量は貯蔵タンク
の構造と大気温度に大きく影響を受け、これらの間には
所定の関係がある。貯蔵タンク構造により熱貫流率が表
で与えられ、貯蔵タンク２内のＬＮＧ液の温度と外気温
度の差に比例して侵入熱量が算出される（ステップＳ６
−３）。この侵入熱量は、次式で求められる。

【００５５】侵入熱量（Ｊ）＝タンク固有の熱貫流率
（Ｗ／Ｋ）×温度差（Ｋ）×所定時間（ｓ）ステップＳ−３で算出されたタンク侵入熱量を利用し
て、貯蔵タンク２の管理時におけるＢＯＧ発生量が演算
される（ステップＳ６−４）。ＢＯＧ発生量は貯蔵タン
ク２の運用状態により変化し、例えば貯蔵タンク２内の
圧力が高いと発生し難くなるが、長期スパンで考えると
侵入熱量に応じたＢＯＧが発生する。従って、所定時間
内に発生するＢＯＧ量は貯蔵タンク２の運用状態にほと
んど関係なく、所定時間内に侵入した熱量に基づいて算
出することができ、このように演算処理することによっ
て、極めて簡便に且つ正確にＢＯＧ発生量を演算するこ
とができる。即ち、侵入熱量に基づき基準圧力（基準圧
力を用いることでタンク運用からは独立して算出でき
る）でのＢＯＧ発生量が演算され、この演算計算式は、
次の通りである。

【００５６】所定時間内のＢＯＧ発生量（Ｎｍ^３）＝侵
入熱量（Ｊ）÷〔基準圧力でのＬＮＧ蒸発潜熱（Ｊ／ｍ
^３）×ガス化係数（Ｎｍ^３／ｍ^３）〕次に、貯蔵タンク２に収容されたＬＮＧの保有割合の演
算が行われる（ステップＳ６−５）。貯蔵タンク２に複
数所有者のＬＮＧが収容されている場合、各所有者のＬ
ＮＧ実液量に基づいて、ＬＮＧ保有割合演算手段７２が
各所有者の保有割合を演算する。

【００５７】次いで、算出したＬＮＧの保有割合を利用
して、管理時に発生したＢＯＧの割当て量の演算が行わ
れる（ステップＳ６−６）。侵入熱量は貯蔵タンク２の
タンク構造に依存するが、内部に収容されたＬＮＧの状
況にほとんど影響を受けない。管理時のＢＯＧは、貯蔵
タンク２内に収容されたＬＮＧから生じるが、このＢＯ
Ｇ発生量は全所有者のＬＮＧから生じるため、各所有者
のＬＮＧからのＢＯＧ発生量を演算する必要があり、Ｂ
ＯＧ割当て量演算手段７４は、ＬＮＧ保有割合演算手段
７２により算出されたＬＮＧの保有割合に基づいて発生
ＢＯＧの所有者の割当て量（持分量）が演算される。

【００５８】このようにＢＯＧが発生すると、貯蔵タン
ク２内のＬＮＧの実体積は減少するので、次に、割当て
ＢＯＧ量の液換算が行われ（ステップＳ６−７）、ＬＮ
Ｇの保持実液量の再演算が行われる（ステップＳ６−
８）。ＢＯＧ液換算演算手段６８は割当てＢＯＧ量に基
づいて液換算量を演算し、この換算された液量が気化し
て減少したことになるので、保持実液量演算手段７６
は、ＬＮＧの実液量（ＬＮＧ所有者の保持実液量）から
割当てＢＯＧ量の液換算量を減算して保持実液量を演算
し、演算した保持実液量が記憶装置５８の第２メモリ部
８８に記憶される。

【００５９】このようにＬＮＧの実液量（ＬＮＧ所有者
の保持実液量）が減少すると、その基準液量（ＬＮＧ所
有者の保持基準液量）も減少し、保持基準液量の再演算
が行われる（ステップＳ６−９）。上述したように、Ｂ
ＯＧはほぼメタン１００％のガスであり、１Ｎｍ^３当た
りの熱量は比較的小さく、ＢＯＧが発生することによっ
てＬＮＧの熱量は増加することになる。この液濃縮を考
慮して、保持基準液量の再演算が行われ、この算出は、
ＢＯＧの発生によるＬＮＧの実液量の減少と、ＢＯＧ発
生により消失したＬＮＧの熱量を用い、次の算出計算式
を用いて行う。

【００６０】ＢＯＧ発生による消失ＬＮＧ実液量
（ｍ^３）×消失したＬＮＧの熱量（Ｊ／ｍ ^３）＋残留Ｌ
ＮＧの実液量（ｍ^３）×残留ＬＮＧの熱量（Ｊ／ｍ^３）
＝ＢＯＧ発生前のＬＮＧ実液量（ｍ^３）×ＢＯＧ発生前
のＬＮＧの熱量（Ｊ／ｍ^３）この計算式を用いることによって、残留ＬＮＧの熱量、
即ち所有者のＬＮＧの熱量を演算することができ、保持
基準液量演算手段７８は、この残留ＬＮＧの熱量に基づ
いて保持基準液量を演算し、演算した保持基準液量が第
２メモリ部８８に記憶され、このようにして保持実液量
とともに保持基準液量の管理が行われる。

【００６１】次に、ＢＯＧ処理料金の演算が行われる
（ステップＳ６−１０）。ステップＳ６−６にて、ＬＮ
Ｇ所有者の発生ＢＯＧの割当て量が演算されているの
で、ＢＯＧ処理料金演算手段８４は、上述したと同様に
して、このＢＯＧ割当て量に応じて上記所定時間におけ
るＢＯＧ処理料金を算出し、算出したＢＯＧ処理料金が
第４メモリ部９２に記憶される。そして、タンク貸し料
金の演算が行われる（ステップＳ６−１１）。ステップ
Ｓ６−８にて、ＬＮＧ所有者のＬＮＧの実液量が演算さ
れており、タンク貸し料金演算手段８０は、このＬＮＧ
の実液量を用いて上記所定時間のタンク貸しの使用料金
を演算し、演算された使用料金が第４メモリ部９２に記
憶される。

【００６２】貯蔵タンク２内に保存している状態におい
ては、ＬＮＧの実液量、ＬＮＧの基準液量、ＢＯＧ処理
料金及びタンク貸し料金は、上述したようにして演算さ
れる。そして、この所定期間内に、ＬＮＧ所有者が市中
に払い出される都市ガスを消費していない場合には、ス
テップＳ６−１に戻り、上述したＬＮＧのタンク管理が
継続して行われる。一方、この所定期間に、ＬＮＧ所有
者が都市ガスを消費すると、ステップＳ６−１３以降が
実行される。

【００６３】ステップＳ６−１３において、まず、基準
液使用量の演算が行われる。ＬＮＧ所有者の都市ガス使
用量はガスメータ１５（図１参照）から制御コンピュー
タ４２に送られ、この制御コンピュータ４２はガスメー
タ１５のガス消費量に基づいて基準液使用量を演算す
る。ガスメータ１５が計測するガス消費量は、基準液の
ガス化係数の逆数を乗じることにより基準液の使用量と
なるので、このことを利用して、上記所定時間内におけ
る市中に送出したＬＮＧの基準液量を演算することがで
きる。

【００６４】次に、ＬＮＧの消費に伴うＬＮＧの保持基
準液量の再演算が行われる（ステップＳ６−１４）。ス
テップＳ６−９でＬＮＧの保持基準液量が演算されてお
り、またステップＳ６−１３で基準液の使用量が演算さ
れるので、保持基準液量演算手段７８はこれら保持基準
液量及び基準液の使用量に基づいて保持基準液量の再演
算を行い、演算された保持基準液量が第４メモリ部９２
に記憶され、この保持基準液量が、現在所有するＬＮＧ
の基準液量となる。次いで、ＬＮＧの消費に伴うＬＮＧ
の実液量の際演算が行われる（ステップＳ６−１５）。
このとき、ステップＳ６−１３にてＬＮＧの基準液使用
量が演算されているので、この基準液使用量から実液量
の使用量を演算し、実液量演算手段６０は、ステップＳ
６−８にて演算された保持実液量及び実液量の使用量に
基づいて保持実液量を再演算する。このとき、実液量の
演算は、基準液量と実液量との比を用いることによって
簡単に算出することができる。

【００６５】このようにして都市ガスの消費に伴うＬＮ
Ｇの保持実液量及び保持基準液量の再演算が行われ、保
持基準液量が零（ゼロ）になるまでステップＳ６−１６
からステップＳ６−１に戻り、ＬＮＧの管理が上述した
如くして継続して行われる。そして、ＬＮＧの保持基準
液量が零になると、貯蔵タンク２の保存していたＬＮＧ
の保存量がなくなり、ステップＳ６−１７に移り、ＬＮ
Ｇ所有者に対し、管理ＬＮＧが無くなったことを通知
し、このような通知を行うことにより、ＬＮＧ所有者は
所有ＬＮＧが無くなったことを知ることができる。

【００６６】上述した実施形態では、ＬＮＧ船１０に装
備された第２液温計３５、第２液面計３３及び圧力計３
７を利用して受入ＬＮＧの受入量、リターンガス量等を
演算しているが、このような構成に代えて、例えば第１
及び第２流量計１６，２０の測定値を利用してこれらを
演算するようにしてもよく、この場合、第２液温計３
５、第２液面計３３及び圧力計３７を省略することがで
きる。

【００６７】このようなＬＮＧ管理システムにおいて
は、第１流量計１６が受入ライン４を流れるＬＮＧの流
量を計測するので、この第１流量計１６の計測値が受入
ＬＮＧ量になる。また、第２流量計２０は貯蔵タンク２
から送出するＢＯＧの流量を計測する。ＬＮＧの受入時
に貯蔵タンク２内で発生するＢＯＧ（換言すると、第２
流量計２０により計測される流量）は、貯蔵タンク２内
にＬＮＧを貯蔵している状態において周囲からの熱によ
り気化して発生する定常時のＢＯＧ発生量と、ＬＮＧの
受入時に温度変化等の環境変化によって発生する受入時
のＢＯＧ発生量とを含んでおり、受入時のＢＯＧ発生量
は、第２流量計２０の計測値から定常時のＢＯＧの発生
量を減算した値となり、従って、第２流量計２０の計測
値を用いて受入時のＢＯＧ発生量を演算することができ
る。また、貯蔵タンク２に受け入れられたＬＮＧの実液
量は、ＬＮＧ受入量（第１流量計１６の計測値）から受
入時のＢＯＧ発生量（発生ＢＯＧを液換算したもの）を
減算した量となり、第１及び第２流量計１６，２０の計
測値を用いて演算することができる。このように第１及
び第２流量計１６，２０の計測値を用いるようにしても
よい。

【００６８】以上、本発明に従うＬＮＧ管理システムの
一実施形態について説明したが、本発明はかかる実施形
態に限定されるものではなく、本発明の範囲を逸脱する
ことなく種々の変形及び修正が可能である。

【００６９】例えば、図示の実施形態では、ＬＮＧを基
準液量管理する際に、基準液換算係数を設定し、ＬＮＧ
の実液量から割り引いてＬＮＧの現物で払うように演算
しているが、このような構成に代えて、例えば次のよう
にしてもよい。即ち、貯蔵タンク２内に保管された所有
者のＬＮＧを所定熱量のガス（例えば都市ガス１３Ａ）
にするために必要なＬＰＧ量を演算し、必要ＬＰＧ量の
ガス料金（ＬＰＧの原価）と熱量調整諸費用（タンク貸
し期間に依存したＬＰＧタンク使用料金、熱量調整する
ための設備費用等）を演算し、これら費用をＬＮＧ所有
者に直接的に請求して現金でもって払うようにしてもよ
い。かかる場合、基準液換算係数を用いることはなく、
基準液量演算手段６２は、基準液の熱量、受入実液量及
び受入液の熱量を用いて基準液量を演算する。

【００７０】

【発明の効果】本発明の請求項１のＬＮＧ管理システム
によれば、ＬＮＧの保管量については実液量を基準にし
て管理するので、貯蔵タンクの容量に対応して管理する
ことができ、またＬＮＧの払出し量については基準液量
を基準に管理するので、受け入れたＬＮＧの払出し量を
容易に管理することができる。

【００７１】また、本発明の請求項２のＬＮＧ管理シス
テムによれば、実液量演算手段は、ＬＮＧ輸送タンクの
受入前後の状態に基づいて貯蔵タンクに受け入れられた
ＬＮＧの実液量を演算するので、実際に受け入れられた
ＬＮＧの液量、即ち実液量を演算することができる。ま
た、基準液量演算手段は、ＬＮＧの実液量とその構成成
分を用いて貯蔵タンクに受け入れられたＬＮＧの基準液
量を演算するので、受け入れられたＬＮＧの払い出し量
を容易に管理することができる。

【００７２】また、本発明の請求項３のＬＮＧ管理シス
テムによれば、受け入れられたＬＮＧの実液量と輸送タ
ンクのＬＮＧ液温を利用して受入時に発生するＢＯＧ量
を演算することができる。

【００７３】また、本発明の請求項４のＬＮＧ管理シス
テムによれば、実液量演算手段は、第１及び第２流量計
測手段の計測流量を用いて貯蔵タンクに受け入れられた
ＬＮＧの実液量を演算するので、貯蔵タンクに受け入れ
られた受入ＬＮＧ量から貯蔵タンクから送出したＢＯＧ
流量（このＢＯＧ流量をＬＮＧ液量に換算する）を差し
引くことによって、実際に受け入れられたＬＮＧの液
量、即ち実液量を正確に演算することができる。また、
基準液量演算手段は、ＬＮＧの実液量とその構成成分を
用いて貯蔵タンクに受け入れられたＬＮＧの基準液量を
演算するので、受け入れられたＬＮＧの払い出し量を容
易に管理することができる。また、本発明の請求項５の
ＬＮＧ管理システムによれば、ＬＮＧの受入時に発生す
るＢＯＧ量を正確に演算することができる。

【００７４】また、本発明の請求項６のＬＮＧ管理シス
テムによれば、所定時間間隔毎にＬＮＧの貯蔵タンクに
て発生するＢＯＧ発生量を演算し、保持実液量演算手段
はこのＢＯＧ発生量を考慮して保持実液量を演算するの
で、現在のＬＮＧ保持実液量を正確につかむことができ
る。また、保持基準液量演算手段はこのＢＯＧ発生によ
る液濃縮を考慮して、保持基準液量を演算するので、現
在のＬＮＧの保持基準液量を正確に把握することができ
る。

【００７５】また、本発明の請求項７のＬＮＧ管理シス
テムによれば、ＢＯＧ割当て量演算手段は、貯蔵タンク
にて発生したＢＯＧをＬＮＧ保有割合に基づいてＬＮＧ
保有者に割当て、保持実液量演算手段はこの割当てＢＯ
Ｇ量を用いて保持実液量を演算するので、発生ＢＯＧに
よるＬＮＧの液量減少をより正確に演算して、ＬＮＧ保
有者の実液量を正確に管理することができる。

【００７６】また、本発明の請求項８の課金システムに
よれば、貯蔵管理手段は、ＬＮＧの保管量については実
液量を基準にして管理するので、貯蔵タンクの容量に対
応して管理することができ、またこの実液量に応じてタ
ンク貸し料金を課金するので、その課金は貯蔵タンクに
占める割合に対応した料金となり、ＬＮＧの管理実情に
マッチして課金することができる。

【００７７】更に、本発明の請求項９の課金システムに
よれば、受入時に発生するＢＯＧ発生量に基づいてＢＯ
Ｇ処理料金を課金するので、ＬＮＧの一時的保管に適し
た料金体系とすることができる。

【図面の簡単な説明】

【図１】本発明に従うＬＮＧ管理システム（本発明に従
う課金システムを適用したＬＮＧ管理システム）の一例
を示す簡略図である。

【図２】図１のＬＮＧ管理システムの制御系を簡略的に
示すブロック図である。

【図３】図２の制御系の全体の制御の流れを示すフロー
チャートである。

【図４】図３のフローチャートにおける受入配管クール
ダウンのステップの内容を具体的に示すフローチャート
である。

【図５】図３のフローチャートにおけるＬＮＧ受入のス
テップの内容を具体的に示すフローチャートである。

【図６】図３のフローチャートにおけるＬＮＧのタンク
管理のステップの内容を具体的に示すフローチャートで
ある。

【符号の説明】

２貯蔵タンク４受入ライン６払出ライン８送出ライン１０ＬＮＧ船１２気化装置１４熱量調整装置１６第１流量計１８ガスクロマトグラフ２０第２流量計２８第３流量計４２中央制御コンピュータ４４パソコン５２液・ＢＯＧ演算手段５４課金演算手段５８記憶装置６０実液量演算手段６２基準液量演算手段６４定常ＢＯＧ発生量演算手段６６受入ＢＯＧ発生量演算手段６８ＢＯＧ液換算演算手段７６保持実液量演算手段７８保持基準液量演算手段７９受入配管クールダウンＢＯＧ演算手段８０タンク貸し料金演算手段８４ＢＯＧ処理料金演算手段８６第１メモリ部８８第２メモリ部９０第３メモリ部９２第４メモリ部

───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者沖正典大阪市中央区平野町四丁目１番２号大阪瓦斯株式会社内Ｆターム(参考） 3E073 DB00 5H223 AA20 BB01 BB02 EE06

Claims

【特許請求の範囲】

【請求項１】ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯
蔵タンクに貯えられたＬＮＧを管理する貯蔵管理手段と
を備え、前記貯蔵管理手段は、受け入れたＬＮＧの保管
量については実液量を基準に管理し、受け入れたＬＮＧ
を前記貯蔵タンクから払い出す払出し量については基準
液量を基準に管理することを特徴とするＬＮＧ管理シス
テム。
【請求項２】前記貯蔵管理手段は、前記貯蔵タンク内
に受け入れられたＬＮＧの実液量を演算するための実液
量演算手段と、前記貯蔵タンク内の基準液量を演算する
ための基準液量演算手段と、を備えており、また、ＬＮ
Ｇを輸送する輸送手段の輸送タンクには、前記輸送タン
ク内のＬＮＧの液面を計測する液面計と、前記輸送タン
ク内のＬＮＧの液温を計測する液温計と、前記輸送タン
ク内の圧力を検出する圧力計とが設けられており、また
前記貯蔵タンクに関連して、前記貯蔵タンクに受け入れ
られるＬＮＧのガス成分を計測する成分測定手段が設け
られており、前記実液量演算手段は、前記液面計、前記
液温計及び前記圧力計の計測値を利用して前記貯蔵タン
クに受け入れられたＬＮＧの実液量を演算し、前記基準
液量演算手段は、前記実液量演算手段により演算した実
液量及び前記成分測定手段により測定したガス成分を利
用して基準液量を演算することを特徴とする請求項１記
載のＬＮＧ管理システム。
【請求項３】前記貯蔵管理手段は、更に、通常時のＢ
ＯＧの発生量を演算するための通常ＢＯＧ発生量演算手
段と、受入時のＢＯＧの発生量を演算するための受入Ｂ
ＯＧ発生量演算手段と、を備えており、前記受入ＢＯＧ
発生量演算手段は、前記実液量演算手段により演算した
実液量及び前記液温計の計測値を利用して受入時のＢＯ
Ｇ発生量を演算することを特徴とする請求項２記載のＬ
ＮＧ管理システム。
【請求項４】前記貯蔵管理手段は、前記貯蔵タンク内
に受け入れられたＬＮＧの実液量を演算するための実液
量演算手段と、前記貯蔵タンク内の基準液量を演算する
ための基準液量演算手段と、を備えており、またこの貯
蔵タンクに関連して、前記貯蔵タンクに受け入れられる
ＬＮＧの流量を計測する第１流量計測手段と、前記貯蔵
タンクから送出されるＢＯＧの流量を計測する第２流量
計測手段と、前記貯蔵タンクに受け入れられるＬＮＧの
ガス成分を計測する成分測定手段とが設けられており、
前記実液量演算手段は、前記第１及び第２流量計測手段
の計測流量を利用して前記貯蔵タンクに受け入れられた
ＬＮＧの実液量を演算し、前記基準液量演算手段は、前
記実液量演算手段により演算した実液量及び前記成分測
定手段により計測したガス成分を利用して基準液量を演
算することを特徴とする請求項１記載のＬＮＧ管理シス
テム。
【請求項５】前記貯蔵管理手段は、更に、通常時のＢ
ＯＧの発生量を演算するための通常ＢＯＧ発生量演算手
段と、受入時のＢＯＧの発生量を演算するための受入Ｂ
ＯＧ発生量演算手段と、を備えており、前記受入ＢＯＧ
発生量演算手段は、前記第２流量計測手段の計測流量及
び前記通常ＢＯＧ発生量演算手段により演算した通常Ｂ
ＯＧ発生量を用いて受入時に発生したＢＯＧ発生量を演
算することを特徴とする請求項４記載のＬＮＧ管理シス
テム。
【請求項６】前記貯蔵管理手段は、更に、前記貯蔵タ
ンク内のＬＮＧの保持実液量を演算するための保持実液
量演算手段と、前記貯蔵タンク内のＬＮＧの保持基準液
量を演算するための保持基準液量演算手段と、を備えて
おり、前記保持実液量演算手段は、ＬＮＧのタンク管理
時において所定時間間隔毎にＢＯＧの発生量を考慮して
保持実液量を演算し、前記保持基準液量演算手段は、Ｂ
ＯＧの発生による液濃縮を考慮して保持基準液量を演算
することを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の
ＬＮＧ管理システム。
【請求項７】前記貯蔵管理手段は、更に、前記貯蔵タ
ンク内のＬＮＧの保有割合を演算するためのＬＮＧ保有
割合演算手段と、前記貯蔵タンク内にて発生したＢＯＧ
をＬＮＧ保有者に割り当てるためのＢＯＧ割当て量演算
手段と、を含んでおり、前記ＢＯＧ割当て量演算手段
は、前記ＬＮＧ保有割合演算手段により演算した保有割
合に基づいて、前記貯蔵タンク内にて発生したＢＯＧを
ＬＮＧ保有者に割り当て、前記保持実液量演算手段は、
ＬＮＧ保有者に割り当てられた割当てＢＯＧ量を用いて
保持実液量を演算することを特徴とする請求項１〜６の
いずれかに記載のＬＮＧ管理システム。
【請求項８】ＬＮＧを貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯
蔵タンクに貯えられたＬＮＧを管理する貯蔵管理手段と
を備え、前記貯蔵管理手段は、受け入れたＬＮＧの保管
量については実液量を基準に管理し、受け入れたＬＮＧ
を前記貯蔵タンクから払い出す払出し量については基準
液量を基準に管理し、前記実液量に応じてタンク貸し料
金を課金することを特徴とするＬＮＧ管理課金システ
ム。
【請求項９】前記貯蔵管理手段は、ＢＯＧ処理料金演
算手段を含んでおり、前記ＢＯＧ処理料金演算手段は、
受入時に発生するＢＯＧ発生量に基づいてＢＯＧ処理料
金を課金することを特徴とする請求項８記載のＬＮＧ管
理課金システム。