JP2006308384A - Ｌｎｇ貯蔵タンク内の貯残ｌｎｇ密度の算出方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 ＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧのサンプリング及び分析作業を行なわずに計算のみにより貯残ＬＮＧ密度を求めるＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法を提供する。
【解決手段】 貯蔵しているＬＮＧから蒸発したメタンガスを外部に払い出しているＬＮＧ貯蔵タンク１１内の貯残ＬＮＧの密度の算出方法において、ＬＮＧ貯蔵タンク１１を含むＬＮＧ貯蔵設備１０内のＬＮＧからの理論メタン蒸発量を求め、理論メタン蒸発量からＬＮＧ貯蔵タンク１１内のＬＮＧの組成割合を求めてＬＮＧ平均分子量及びモル容積をそれぞれ算出し、ＬＮＧ平均分子量をモル容積で除して貯残ＬＮＧの密度を求める。
【選択図】 図１

Description

本発明は、ＬＮＧを貯蔵しているＬＮＧ貯蔵タンクに新たにＬＮＧを受入れる際に、ＬＮＧ貯蔵タンク内でのＬＮＧの層化を防止するためにＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ（受入れ前ＬＮＧ）レベルを決定する根拠となるＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法に関する。

ＬＮＧは、メタンを主成分としエタン、プロパン等の他の炭化水素を含む混合物であり、その組成は産地により異なっている。このため、ＬＮＧの密度も産地により異なることになる。また、ＬＮＧをＬＮＧ貯蔵タンクに受入れて払出しを行なっていると、ＬＮＧ貯蔵タンク内では沸点の低いメタンの蒸発が優先するためＬＮＧの組成が徐々に変化し、貯蔵中のＬＮＧの密度は徐々に増加する。従って、ＬＮＧが残留しているＬＮＧ貯蔵タンクに新たにＬＮＧを受入れる場合、貯残ＬＮＧの密度と受入れＬＮＧの密度の間には差が生じることになる。その結果、例えば、密度の高いＬＮＧが残留しているＬＮＧ貯蔵タンクに密度の低いＬＮＧを受入れる場合、密度の高いＬＮＧが下層に、密度の低いＬＮＧが上層に存在するという層化が生じ、その状態が長期間継続するとロールオーバーと呼ばれる現象が発生し、ボイルオフガスが多量に発生してＬＮＧ貯蔵タンク内の圧力が急上昇するという問題が生じる。

そこで、受入れＬＮＧの密度とＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧの密度との間の密度差及びＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧの液面高さの関係が層化の発生に及ぼす影響を予め把握しておき、ＬＮＧをＬＮＧ貯蔵タンクに受入れる際にＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧの密度を算出し、密度差と貯残ＬＮＧの液面高さの関係から層化の発生を判定し、層化が発生すると判定された場合は、貯残ＬＮＧの液面高さを減少させて層化を防止するようにしていた。ここで、貯残ＬＮＧの密度は、ＬＮＧ貯蔵タンクから貯残ＬＮＧをサンプリングし貯残ＬＮＧの組成割合を求めてＬＮＧ平均分子量及びモル容積をそれぞれ算出し、ＬＮＧ平均分子量をモル容積で除して求めている（例えば、非特許文献１参照）。

「ＬＮＧ−６記念出版集 ＬＮＧのすべて」、ＬＮＧ便覧、日本ＬＮＧ会議、昭和５６年５月、ｐ．３３３

しかしながら、貯残ＬＮＧの密度を求めるには、貯残ＬＮＧを採取するサンプリング、サンプリングした貯残ＬＮＧの組成分析に手間がかかるという問題が生じる。更に、ＬＮＧ貯蔵タンクから貯残ＬＮＧをサンプリングするためには払い出し装置を使用せねばならず、払い出し装置を稼動させるエネルギーが必要になるという問題が生じる。更に、ＬＮＧサンプリング時に気化したメタンガスが大気中に放散され、地球環境の観点からも問題が生じる。

本発明はかかる事情に鑑みてなされたもので、ＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧのサンプリング及び分析作業を行なわずに計算のみにより貯残ＬＮＧ密度を求めるＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法を提供することを目的とする。

前記目的に沿う本発明に係るＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法は、貯蔵しているＬＮＧから蒸発したメタンガスを外部に払い出しているＬＮＧ貯蔵タンクを含むＬＮＧ貯蔵設備内のＬＮＧからの理論メタン蒸発量を求め、該理論メタン蒸発量から前記ＬＮＧ貯蔵タンク内のＬＮＧの組成割合を求めてＬＮＧ平均分子量及びモル容積をそれぞれ算出し、前記ＬＮＧ平均分子量を前記モル容積で除して前記貯残ＬＮＧの密度を求める。

請求項１記載のＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法においては、貯残ＬＮＧ密度を理論メタン蒸発量から算出したＬＮＧ貯蔵タンク内のＬＮＧの平均分子量及びモル容積を用いて算出するので、ＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧのサンプリング及び分析作業といった受入れ前作業の軽減及びＬＮＧの払い出し装置の運転コストの削減ができ、ＬＮＧの受入れコストを低減することが可能になる。更に、ＬＮＧのサンプリングに伴うメタンガスの大気中への放散が防止でき、地球温暖化防止にも寄与できる。

続いて、添付した図面を参照しつつ、本発明を具体化した実施の形態につき説明し、本発明の理解に供する。
ここで、図１は本発明の一実施の形態に係るＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法が適用されるＬＮＧ貯蔵設備の説明図、図２は同ＬＮＧ貯蔵設備におけるメタンガス処理量とメタンガス発生量の関係を示す模式図である。

図１に示すように、本発明の一実施の形態に係るＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法を適用するＬＮＧ貯蔵設備１０は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧ貯蔵タンク１１と、ＬＮＧ貯蔵タンク１１にＬＮＧを受入れるＬＮＧ受入れ配管１２と、タンクローリー等の輸送タンクにＬＮＧを払い出すＬＮＧポンプ１３を備えた出荷設備配管１４と、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内のメタンガスを外部に払い出すボイルオフガス配管系１５とを備えている。

また、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内には、貯残ＬＮＧの高さ、すなわち、貯蔵しているＬＮＧの液位を検出する、例えばディスプレーサ１６を備えた液位検出計１７と、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の高さ方向に間隔を置いて設けられた、例えば、熱電対等の第１の温度センサ１８備えた温度計１９が設けられている。更に、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の底部には複数の第２の温度センサ２０が取付けられている。そして、液位検出計１７で検出されたＬＮＧの液位と、温度計１９及び温度センサ２０で検出された温度は、図示しない演算処理装置に入力されるようになっている。

その結果、温度センサ２０の検出値から、例えば、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の底部の平均温度を求めることができる。また、温度計１９の各検出値と液位検出計１７の液位検出値を組み合わせることで、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の側壁でＬＮＧと接触している部分（液接触側壁部）の平均温度、メタンガスと接触している部分（ガス接触側壁部）の平均温度、及び、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の天井部でメタンガスと接触している部分（ガス接触天井部）の平均温度の時間変化をそれぞれ求めることができる。

ボイルオフガス配管系１５は、ＬＮＧ貯蔵タンク１１からメタンガスを図示しないガス送り出し本管に移送するもので、ＬＮＧ貯蔵タンク１１に接続するガス取り出し管２１と、ガス取り出し管２１の他端が接続されガス取り出し管２１を介してＬＮＧ貯蔵タンク１１からのメタンガスを冷却するサクションクーラー２２と、サクションクーラー２２の出口側に連結管２３を介して接続されるガス圧縮機２４と、ガス圧縮機２４の出口に一端が接続され他端がガス送り出し本管に接続されて図示しない流量計を備えたガス圧縮機出口管２５を有している。
ここで、サクションクーラー２２には、出荷設備配管１４と連通するＬＮＧ供給配管２６によりＬＮＧが供給され、ガス取り出し管２１を介して流入するメタンガスとの間で熱交換が行なわれる。そして、ＬＮＧから蒸発した天然ガスは、ガス圧縮機２４に供給されるようになっている。なお、符号２７はＬＮＧ受入れ側遮断弁を指す。

次に、本発明の一実施の形態に係るＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法について説明する。
貯残ＬＮＧ密度Ｄは、ＬＮＧ貯蔵設備１０内のＬＮＧからの理論メタン蒸発量Ｇを求め、理論メタン蒸発量ＧからＬＮＧ貯蔵タンク１１内の貯残ＬＮＧの組成割合を求めてＬＮＧ平均分子量及びモル容積をそれぞれ算出し、ＬＮＧ平均分子量をモル容積で除すことにより求めている。ここで、ＬＮＧ貯蔵設備１０内のＬＮＧは、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内のＬＮＧと、ＬＮＧ受入れ配管１２の冷却用にＬＮＧ受入れ配管１２内に注入しているＬＮＧと、出荷設備配管１４の冷却用に出荷設備配管１４内に注入しているＬＮＧと、ＬＮＧ供給配管２６を介してサクションクーラー２２の図示しない熱交換配管内に注入しているＬＮＧを指す。

理論メタン蒸発量Ｇは、ＬＮＧ貯蔵設備１０に外部からの入熱により生じるメタンの熱蒸発量と、ガス圧縮機２４によりＬＮＧ貯蔵タンク１１内のメタンガスが吸引されて外部に払い出されることに伴うＬＮＧ貯蔵タンク１１内の圧力降下によるメタン強制蒸発量Ｇ_F との総和であるメタンガス発生量に一致する。

ここで、メタンの熱蒸発量は、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の底部からの入熱に伴うメタン蒸発量Ｇ_B と、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の液接触側壁部からの入熱に伴うメタン蒸発量Ｇ_S と、ＬＮＧ貯蔵タンク１１のガス接触側壁部からの入熱に伴ってＬＮＧ貯蔵タンク１１内のＬＮＧの液面から蒸発するメタン蒸発量Ｇ_W と、ＬＮＧ貯蔵タンク１１のガス接触天井部からの入熱に伴ってＬＮＧ貯蔵タンク１１内のＬＮＧの液面から蒸発するメタン蒸発量Ｇ_C と、ＬＮＧ受入れ配管１２の外側面からの入熱によりＬＮＧ受入れ配管１２内のＬＮＧから生じるメタン蒸発量Ｇ_R と、出荷設備配管１４の外側面からの入熱により出荷設備配管１４内のＬＮＧから生じるメタン蒸発量Ｇ_Y と、サクションクーラー２２での熱交換により発生するメタン蒸発量Ｇ_M との総和となる。

一方、メタンの各蒸発量Ｇ_F 、Ｇ_B 、Ｇ_S 、Ｇ_W 、Ｇ_C 、Ｇ_R 、Ｇ_Y 、Ｇ_M は、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内のＬＮＧが蒸発源となる蒸発量Ｇ_F 、Ｇ_B 、Ｇ_S 、Ｇ_W 、Ｇ_C と、ＬＮＧ貯蔵タンク１１を除いた部分のＬＮＧが蒸発源となる蒸発量Ｇ_R 、Ｇ_Y 、Ｇ_M に分けられる。このため、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内のＬＮＧからの総蒸発量を第１の理論メタン蒸発量Ｇ_T 、ＬＮＧ貯蔵タンク１１を除いた部分のＬＮＧからの総蒸発量を第２の理論メタン蒸発量Ｇ_A とすると、図２に示すように、理論メタン蒸発量Ｇは、第１の理論メタン蒸発量Ｇ_T と第２の理論メタン蒸発量Ｇ_A の和となり
Ｇ＝Ｇ_T ＋Ｇ_A ・・・・・（１）
と表される。ここで、第１の理論メタン蒸発量Ｇ_T と第２の理論メタン蒸発量Ｇ_A はそれぞれ次式のようになる。
Ｇ_T ＝Ｇ_B ＋Ｇ_S ＋Ｇ_F ＋Ｇ_W ＋Ｇ_C ・・・・・（２）
Ｇ_A ＝Ｇ_R ＋Ｇ_Y ＋Ｇ_M ・・・・・（３）

ＬＮＧ貯蔵タンク１１の底部からの入熱は、ＬＮＧ貯蔵設備１０の周囲の大気温度Ｔ_A とＬＮＧ貯蔵タンク１１の底部の平均温度Ｔ_B との差に比例するので、メタン蒸発量Ｇ_B （単位：ｔ／ｈ）は
Ｇ_B ＝Ｃ₁ ・（Ｔ_A −Ｔ_B ）・・・・・（４）
と表せる。ここで、Ｃ₁ はＬＮＧ貯蔵タンク１１の寸法、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の底部の断熱構造の特性、及び熱伝達特性等を反映した設備定数である。また、平均温度Ｔ_B は、第２の温度センサ２０の各検出値の平均値を求めることにより得られる。

また、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の液接触側壁部からの入熱は、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内に貯蔵されているＬＮＧの液位Ｌ_V に比例すると共に、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の周囲の大気温度Ｔ_A とＬＮＧ貯蔵タンク１１の液接触側壁部の平均温度Ｔ_S との差に比例するので、メタン蒸発量Ｇ_S （単位：ｔ／ｈ）は、
Ｇ_S ＝Ｃ₂ ・Ｌ_V ・（Ｔ_A −Ｔ_S ）・・・・・（５）
と表せる。ここで、Ｃ₂ はＬＮＧ貯蔵タンク１１の寸法、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の側部の断熱構造の特性、及び熱伝達特性等を反映した設備定数である。また、液位Ｌ_V は液位検出計１７による測定から得られ、平均温度Ｔ_S は、温度計１９の各検出値と液位検出計１７の液位検出値から判明する液接触側壁部の範囲に存在する第１の温度センサ１８の各検出値の平均値を求めることにより得られる。

更に、ＬＮＧ貯蔵タンク１１のガス接触側壁部からの入熱は、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内のメタンガスが存在する空間部の高さに比例すると共に、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の周囲の大気温度Ｔ_A とＬＮＧ貯蔵タンク１１のガス接触側壁部の平均温度との差に比例する。そして、メタンガスが存在する空間部の高さは、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の側壁の高さＨと液位Ｌ_V との差で表され、接触側壁部の平均温度は、温度計１９の各検出値と液位検出計１７の液位検出値から判明するガス接触側壁部の範囲に存在する第１の温度センサ１８の各検出値の平均値Ｔ_W となる。このため、メタン蒸発量Ｇ_W （単位：ｔ／ｈ）は、
Ｇ_W ＝Ｃ₃ ・Ｌ_V ・（Ｈ−Ｌ_V ）・（Ｔ_A −Ｔ_W ）・・・・・（６）
と表せる。ここで、Ｃ₃ はＬＮＧ貯蔵タンク１１の寸法、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の側部の断熱構造の特性、及び熱伝達特性等を反映した設備定数である。

また、ＬＮＧ貯蔵タンク１１のガス接触天井部からの入熱は、ＬＮＧ貯蔵タンク１１の周囲の大気温度Ｔ_A とＬＮＧ貯蔵タンク１１のガス接触天井部の最高温度との差に比例する。そして、ガス接触天井部の最高温度は、ガス接触側壁部の範囲に存在する第１の温度センサ１８の検出値の最高温度Ｔ_C として求まる。このため、メタン蒸発量Ｇ_C （単位：ｔ／ｈ）は、
Ｇ_C ＝Ｃ₄ ・（Ｔ_A −Ｔ_C ）・・・・・（７）
と表せる。ここで、Ｃ₄ はＬＮＧ貯蔵タンク１１の天井部の寸法、天井部の断熱構造の特性、及び熱伝達特性等を反映した設備定数である。

また、サクションクーラー２２で熱交換される熱量は、ガス取り出し管２１を介してサクションクーラー２２に流入するまでに、ガス取り出し管２１の外側面を介して流入してメタンガスの加熱に使用された熱量に等価と考えられる。従って、各メタン蒸発量Ｇ_R 、Ｇ_Y 、Ｇ_M はいずれも配管の外側面からの入熱により生じると考えられるため、配管内のＬＮＧ温度は一定として各配管からのメタン蒸発量合計Ｇ_A を大気温度の関数として表す実験式を構築した。
Ｇ_A ＝Ｃ_A ｅｘｐ（Ａ・Ｔ_A ）・・・・・（８）
ここで、Ｃ_A とＡは、各配管の寸法、断熱構造の特性、及び熱伝達特性を等を反映した設備定数である。

メタン強制蒸発量Ｇ_F を除いた各メタン蒸発量は、それぞれ（４）〜（８）式により定量的に求められる。一方、図２に示すように、ＬＮＧ貯蔵設備１０におけるメタンガス処理量は理論メタン蒸発量Ｇに一致し、ＬＮＧ貯蔵タンク１１から外部に払い出された排出ガス量Ｇ_E と、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内のＬＮＧ液面降下代Ｄに相当する空間内を満たしている液面降下代吸収ガス量Ｇ_P との総和
Ｇ＝Ｇ_E ＋Ｇ_P ・・・・・（９）
として表せる。

ここで、排出ガス量Ｇ_E は、ガス圧縮機出口管２５に設けた流量計により測定することができる。また、液面降下代吸収ガス量Ｇ_P は、ＬＮＧ液面降下代Ｄに相当する空間の体積に比例する。このため、液面降下代吸収ガス量Ｇ_P （単位：ｔ／ｈ）は
Ｇ_P ＝Ｃ₅ ・Ｄ・・・・・（１０）
と表せる。なお、Ｃ₅ は貯残ＬＮＧの高さから貯残ＬＮＧ重量を求める際の換算係数である。また、ＬＮＧ液面降下代Ｄは、液位検出計１７の検出値から得られる。

また、式（１）〜（３）より、
Ｇ_F ＝Ｇ_E ＋Ｇ_P −（Ｇ_B ＋Ｇ_S ＋Ｇ_W ＋Ｇ_C ＋Ｇ_R ＋Ｇ_Y ＋Ｇ_M ）
・・・・・（１１）
が成立し、メタン強制蒸発量Ｇ_F を定量的に決定することができ、理論メタン蒸発量Ｇを、ガス圧縮機出口管２５に設けた流量計による測定から得られる排出ガス量Ｇ_E 、大気温度Ｔ_A 、ＬＮＧ貯蔵タンク１１内に設置した液位検出計１７、温度計１９、及び第２の温度センサ２０の検出値から得られるＬＮＧ貯蔵タンク１１の底部の平均温度Ｔ_B 、液接触側壁部の平均温度Ｔ_S 、ガス接触側壁部の平均温度Ｔ_W 、ガス接触天井部の最高温度Ｔ_C 、及び液位Ｌ_V を用いて算出することができる。

そして、ＬＮＧ貯蔵タンク１１に貯蔵しているＬＮＧのある時刻における組成を一度求めておくと、その時刻を基準としてＺ時間が経過したときまでの総メタン蒸発量は、式（４）〜（８）及び（１１）から得られる理論メタン蒸発量Ｇを用いてＧ・Ｚとして求まるので、Ｚ時間が経過したときのＬＮＧの組成を算出することができる。すなわち、基準時刻におけるＬＮＧの各成分のモル数が、例えば、メタンがＭＣ₁ モル、エタンがＭＣ₂ モル、プロパンがＭＣ₃ モル、ブタンがＭＣ₄ モル、ペンタンがＭＣ₅ モル、及び窒素がＭＮ₂ モルであり、Ｇ・Ｚトンに相当するメタンのモル数がＭ_BOG モルであるとすると、基準時刻からＺ時間経過後のＬＮＧの各成分のモル数は、メタンが（ＭＣ₁ −Ｍ_BOG ）モル、エタンがＭＣ₂ モル、プロパンがＭＣ₃ モル、ブタンがＭＣ₄ モル、ペンタンがＭＣ₅ モル、及び窒素がＭＮ₂ モルとなる。

従って、基準時刻からＺ時間経過後のＬＮＧのモル分率で示した組成割合は、メタンモル分率ｘ₁ が（ＭＣ₁ −Ｍ_BOG ）／（Ｍ₀ −Ｍ_BOG ）、エタンモル分率ｘ₂ がＭＣ₂ ／（Ｍ₀ −Ｍ_BOG ）、プロパンモル分率ｘ₃ がＭＣ₃ ／（Ｍ₀ −Ｍ_BOG ）、ブタンモル分率ｘ₄ がＭＣ₄ ／（Ｍ₀ −Ｍ_BOG ）、ペンタンモル分率ｘ₅ がＭＣ₅ ／（Ｍ₀ −Ｍ_BOG ）、窒素モル分率ｘ_N がＭＮ₂ ／（Ｍ₀ −Ｍ_BOG ）となる。なお、Ｍ₀ ＝ＭＣ₁ ＋ＭＣ₂ ＋ＭＣ₃ ＋ＭＣ₄ ＋ＭＣ₅ ＋ＭＮ₂ である。
そして、メタン、エタン、プロパン、ブタン、ペンタン、及び窒素の各分子量ｍ₁ 、ｍ₂ 、ｍ₃ 、ｍ₄ 、ｍ₅ 、ｍ_N を用いて、基準時刻からＺ時間経過後のＬＮＧの平均分子量ｍ_A を求めると、
ｍ_A ＝ｘ₁ ・ｍ₁ ＋ｘ₂ ・ｍ₂ ＋ｘ₃ ・ｍ₃ ＋ｘ₄ ・ｍ₄ ＋ｘ₅ ・ｍ₅ ＋ｘ_N ・ｍ_N
・・・・・（１２）
となる。

以降の、ＬＮＧ密度計算は、第１回ＬＮＧ国際会議で提唱されたエアープロダクションアンドケミカル社のクローゼクとマッキンレーの方法による。
メタン、エタン、プロパン、ブタン、ペンタン、及び窒素の各モル容積ｖ₁ 、ｖ₂ 、ｖ₃ 、ｖ₄ 、ｖ₅ 、ｖ_N を用いて、基準時刻からＺ時間経過後のＬＮＧの平均モル容積ｖ_A を求めると、
ｖ_A ＝ｘ₁ ・ｖ₁ ＋ｘ₂ ・ｖ₂ ＋ｘ₃ ・ｖ₃ ＋ｘ₄ ・ｖ₄ ＋ｘ₅ ・ｖ₅ ＋ｘ_N ・ｖ_N
・・・・・（１３）
となる。ここで、（１３）式の平均モル容積は、ＬＮＧを各組成の単なる混合状態と仮定した場合のモル容積を示したものである。

一方、実際のＬＮＧでは、各組成が混合すると容積減少が生じ、この容積減少量Ｓは、ＬＮＧの平均分子量ｍ_A 、主成分であるメタンモル分率ｘ₁ 、及びＬＮＧの温度に依存することが判明し、定量的に求まっている。このため、ＬＮＧの平均分子量ｍ_A 当たりの実平均モル容積ｖ_E は、
ｖ_E ＝ｖ_A −Ｓ・・・・・（１４）
と表され、従って、貯残ＬＮＧの密度Ｄは
Ｄ＝ｍ_A ／（ｖ_A −Ｓ）・・・・・（１５）
を用いて算出できる。

次に、本発明の作用効果を確認するために行った実施例について説明する。
ＬＮＧ貯蔵タンクにＬＮＧの受入れが完了した時点を基準時刻として、貯蔵しているＬＮＧの払い出しを行ないながら、ＬＮＧ貯蔵タンク内の各部位の温度の計測、液位検出計によるＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧの高さＬ_V の計測、及びＬＮＧ貯蔵設備の周囲の大気温度をそれぞれ検出すると共に、ＬＮＧ貯蔵タンクから払い出された排出ガス量Ｇ_E を計測した。一方、一定期間毎にＬＮＧ貯蔵タンクからＬＮＧをサンプリングして、ＬＮＧの組成をガスクロマトグラフを用いて分析し、得られた組成に基づいてＬＮＧの密度を算出することで実測貯残ＬＮＧ密度Ｄ_M を求めた。

次いで、実測貯残ＬＮＧ密度Ｄ_M を求めるためにＬＮＧのサンプリングを行なった時刻に対応するＬＮＧ貯蔵タンク内の各部位の温度、貯残ＬＮＧの高さＬ_V 、及びＬＮＧ貯蔵設備の周囲の大気温度、及び排出ガス量Ｇ_E を用いて式（４）〜（８）及び（１１）から理論メタン蒸発量Ｇを求め、式（１５）を用いて基準時刻以降の貯残ＬＮＧ密度Ｄを順次求めた。そして、貯残ＬＮＧ密度Ｄと実測貯残ＬＮＧ密度Ｄ_M との差ｄｅｖを求め、差ｄｅｖと実測貯残ＬＮＧ密度Ｄ_M の関係を求めた。その結果を図３に示す。図３から、差ｄｅｖは、実測貯残ＬＮＧ密度Ｄ_M に対して±１ｋｇ／ｍ³ の範囲となり、貯残ＬＮＧ密度Ｄは実測貯残ＬＮＧ密度Ｄ_M に対して±０．２％の範囲内で一致することが確認できた。

以上、本発明の実施の形態を説明したが、本発明は、この実施の形態に限定されるものではなく、発明の要旨を変更しない範囲での変更は可能であり、前記したそれぞれの実施の形態や変形例の一部又は全部を組み合わせて本発明のＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法を構成する場合も本発明の権利範囲に含まれる。
例えば、ＬＮＧ貯蔵タンク内のＬＮＧの液位をディスプレーサ式の液位検出計で測定したが、超音波等を使用した非接触式の液位検出計を使用することができる。また、複数の温度センサを用いた温度計を複数本ＬＮＧ貯蔵タンク内に設置して、より正確にＬＮＧ貯蔵タンク内の温度を測定するようにしてもよい。

本発明の一実施の形態に係るＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法を適用するＬＮＧ貯蔵設備の説明図である。 同ＬＮＧ貯蔵設備におけるメタンガス処理量とメタンガス発生量の関係を示す模式図である。 貯残ＬＮＧ密度と実測貯残ＬＮＧ密度との差に対する実測貯残ＬＮＧ密度の関係を示すグラフである。

符号の説明

１０：ＬＮＧ貯蔵設備、１１：ＬＮＧ貯蔵タンク、１２：ＬＮＧ受入れ配管、１３：ＬＮＧポンプ、１４：出荷設備配管、１５：ボイルオフガス配管系、１６：ディスプレーサ、１７：液位検出計、１８：第１の温度センサ、１９：温度計、２０：第２の温度センサ、２１：ガス取り出し管、２２：サクションクーラー、２３：連結管、２４：ガス圧縮機、２５：ガス圧縮機出口管、２６：ＬＮＧ供給配管、２７：ＬＮＧ受入れ側遮断弁

Claims (1)

1. 貯蔵しているＬＮＧから蒸発したメタンガスを外部に払い出しているＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧの密度の算出方法において、
   前記ＬＮＧ貯蔵タンクを含むＬＮＧ貯蔵設備内のＬＮＧからの理論メタン蒸発量を求め、該理論メタン蒸発量から前記ＬＮＧ貯蔵タンク内のＬＮＧの組成割合を求めてＬＮＧ平均分子量及びモル容積をそれぞれ算出し、前記ＬＮＧ平均分子量を前記モル容積で除して前記貯残ＬＮＧの密度を求めることを特徴とするＬＮＧ貯蔵タンク内の貯残ＬＮＧ密度の算出方法。

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