JP2014105769A - 液化天然ガスの供給システム、及び、液化天然ガスの供給方法 - Google Patents

Abstract

【課題】供給先タンクに対し、所定の組成を有する液化天然ガスを供給可能な液化天然ガスの供給システム、及び、液化天然ガスの供給方法を提供する。
【解決手段】液化天然ガスの供給システムは、液化天然ガスを貯蔵可能な第１タンク及び第２タンクと、第１タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成と関連する第１測定値を取得可能な第１分析装置と、第２タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成と関連する第２測定値を取得可能な第２分析装置と、第１分析装置及び第２分析装置によって取得された第１測定値及び第２測定値に基づいて、第１タンク及び第２タンクの各々から供給先タンクに供給する液化天然ガスの量を決定するように構成された制御装置とを備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、液化天然ガスの供給システム、及び、液化天然ガスの供給方法に関する。

液化天然ガス（ＬＮＧ）は、例えば特許文献１に記載されているように、タンクで貯蔵している間に組成及び密度が変化し、層状をなすことが知られている。下層の低密度の液と、上層の高密度の液が反転して入れ替わるロールオーバ現象が発生すると、急激にＢＯＧ（ボイルオフガス）が発生し、このＢＯＧによりＬＮＧタンク内の圧力が急上昇し、安定操業が極めて困難になるとされている。

かかるロールオーバ現象を未然に検知して防止するために、ＬＮＧの密度計測装置が開発されている。例えば、特許文献１が開示するＬＮＧタンク内液密度計測装置は、タンク内に設置される複数の導圧管を有し、導圧管の下端は、異なる高さに配置されている。そして、このＬＮＧタンク内液密度計測装置では、１組の導圧管を通じてガスがタンク内に供給されるように構成されており、ガスの圧力差と導圧管の下端の高低差に基づいて、導圧管の下端間における液化天然ガスの密度が求められる。

特許文献２には、ＬＮＧの気化ガスと液化石油ガス（ＬＰＧ）の気化ガスを混合し、所定の組成を有する都市ガスとして供給する技術が記載されている（特許文献１の段落０００２〜０００６参照）。

特開平１０−４８１１５号公報 特開２０１１−４６９６９号公報

ＬＮＧの組成は、貯蔵期間のみならず、産出地によっても異なる。このため、本発明者の考えでは、ＬＮＧの普及が進むと、一つのＬＮＧの貯蔵施設でも、組成の異なるＬＮＧを取り扱うようになると考えられる。

一方、船舶等の燃料としてＬＮＧを使用する場合、ＬＮＧの熱量は組成によって変化するので、ＬＮＧの組成が変わると機関の出力が変化してしまう。このため、本発明者の考えでは、船舶等の燃料としてＬＮＧを供給する場合、機関の仕様に応じて、供給する液化天然ガスの組成が指定されることが考えられる。そして、液化天然ガスの貯蔵施設には、指定された組成の液化天然ガスを供給する能力を有することが求められるようになると考えられる。

ここで、特許文献２には、ＬＮＧの気化ガスとＬＰＧの気化ガスを混合し、所定の組成を有する都市ガスとして供給することが記載されているが、熱量を調整したＬＮＧを外部に供給することは記載されていない。

本発明は、上述した事情に鑑みてなされ、供給先タンクに対し、所定の組成を有する液化天然ガスを供給可能な液化天然ガスの供給システム、及び、液化天然ガスの供給方法を提供することを目的とする。

本発明の少なくとも一実施形態によれば、液化天然ガスを貯蔵可能な第１タンク及び第２タンクと、前記第１タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成と関連する第１測定値を取得可能な第１分析装置と、前記第２タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成と関連する第２測定値を取得可能な第２分析装置と、前記第１分析装置及び前記第２分析装置によって取得された第１測定値及び第２測定値に基づいて、前記第１タンク及び前記第２タンクの各々から供給先タンクに供給する液化天然ガスの量を決定するように構成された制御装置とを備えることを特徴とする液化天然ガスの供給システムが提供される。

この構成では、第１測定値及び第２測定値に基づいて、供給量決定装置が、第１タンク及び第２タンクの各々から供給先タンクに供給するＬＮＧの量を決定することにより、所定の組成を有するＬＮＧを供給先タンクに供給可能である。

一実施形態では、液化天然ガスの供給システムは、前記第１タンク及び前記第２タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスの温度を調整可能な温度調整装置を更に備える。

この構成によれば、温度調整装置によって、温度を調整したＬＮＧを供給先タンクに供給可能である。供給先タンクに残留しているＬＮＧと供給するＬＮＧとの間で組成が違う場合、沸点も異なる。このため、供給先タンクに残留しているＬＮＧと供給するＬＮＧとの間で組成が異なると、供給先タンクにＬＮＧを供給したときに、沸点の差に応じて、残留しているＬＮＧと供給しているＬＮＧの一方が気化してしまうことがある。この構成によれば、温度調整装置によって温度を調整したＬＮＧを供給先タンクに供給することで、供給先タンクでのＬＮＧの気化が防止され、供給時のＬＮＧの消費が防止される。

一実施形態では、前記温度調整装置は、第１温度調整装置及び第２温度調整装置からなり、前記第１温度調整装置は、前記第１タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスの温度を、前記第２タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスと合流する前に調整可能であり、前記第２温度調整装置は、前記第２タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスの温度を、前記第１タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスと合流する前に調整可能である。

この構成によれば、第１温度調整装置及び第２温度調整装置によって、第１タンクから供給されるＬＮＧと第２タンクから供給されるＬＮＧが合流する前に、第１タンク及び第２タンクから供給されるＬＮＧの温度がそれぞれ調整される。このため、第１タンクのＬＮＧと第２タンクのＬＮＧの組成が異なっていても、合流時にＬＮＧの気化が防止され、供給時のＬＮＧの消費が防止される。

一実施形態では、液化天然ガスの供給システムは、前記供給先タンクから回収した液化天然ガスを貯蔵可能であって、前記第１タンク及び前記第２タンクのうち一方又は両方に、前記回収した液化天然ガスを供給可能な回収タンクを更に備える。

供給先タンクに残存している液化天然ガスは、貯蔵時間が長く、組成が大きく変化している可能性が高い。そして、組成が大きく変化している液化天然ガスが残存していると、供給した液化天然ガスと混合され、供給先タンク内のＬＮＧの組成が所定の組成から外れてしまうおそれがある。

この構成によれば、供給先タンクに残存している液化天然ガスを予め回収することにより、第１タンク及び第２タンクから供給先タンクに供給する液化天然ガスが、残存している液化天然ガスと混じることがない。このため、液化天然ガスの供給後においても、供給先タンク内の液化天然ガスの組成を、所定の組成に一致させることができる。
一方、回収した液化天然ガスを、第１タンク及び第２タンクのうち一方又は両方に供給することにより、液化天然ガスを有効に利用することができる。

一実施形態では、液化天然ガスの供給システムは、前記回収タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成と関連する第３測定値を測定可能な第３分析装置を更に備え、前記制御装置は、前記第１分析装置、前記第２分析装置及び前記第３分析装置によって測定された第１測定値、第２測定値及び第３測定値に基づいて、前記回収タンクから前記第１タンク及び前記第２タンクに供給する液化天然ガスの量を決定するように構成されている。

この構成によれば、第１測定値、第２測定値及び第３測定値に基づいて、回収タンクから第１タンク及び第２タンクに供給するＬＮＧの量を調整可能である。このため、例えば、第１タンクのＬＮＧに含まれるエタン、プロパン及びブタン等の重質成分の濃度を高くし、第２タンクのＬＮＧに含まれるメタンの濃度を、第１タンクに比べて相対的に高くすることができる。このように、第１タンクのＬＮＧの組成と第２タンクのＬＮＧの組成の相違が大きくなるように、回収タンクのＬＮＧを第１タンク及び第２タンクに供給することで、第１タンク及び第２タンクからＬＮＧを供給する際に、調整可能な組成範囲が広くなる。

一実施形態では、液化天然ガスの供給システムは、前記回収タンクと前記第１タンク及び前記第２タンクのうち一方又は両方との間に設けられ、前記回収した液化天然ガスの温度を調整可能な第３温度調整装置を更に備える。

この構成によれば、回収タンクから第１タンク及び第２タンクにＬＮＧが供給される際、第３温度調整装置によってＬＮＧの温度が調整される。このため、第１タンクのＬＮＧ及び第２タンクのＬＮＧと、回収タンクのＬＮＧの組成が異なっていても、第１タンク及び第２タンク内でのＬＮＧの気化が防止され、供給時のＬＮＧの消費が防止される。

また、本発明の少なくとも一実施形態によれば、 第１タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成を分析する第１分析工程と、
第２タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成を分析する第２分析工程と、前記第１分析工程及び前記第２分析工程によって測定された組成に基づいて、前記第１タンク及び前記第２タンクの各々から供給先タンクに供給する液化天然ガスの量を決定する供給量決定工程とを備えることを特徴とする液化天然ガスの供給方法が提供される。

この構成では、第１測定値及び第２測定値に基づいて、第１タンク及び第２タンクの各々から供給先タンクに供給するＬＮＧの量を決定することにより、所定の組成を有するＬＮＧを供給先タンクに供給可能である。

本発明によれば、供給先タンクに対し、所定の組成を有する液化天然ガスを供給可能な液化天然ガスの供給システム、及び、液化天然ガスの供給方法が提供される。

本発明の一実施形態の液化天然ガスの供給システムの構成を、供給先の船舶とともに概略的に示す図である。 図１の液化天然ガスの供給システムが実行する液化天然ガスの供給方法の概略的な手順を示すフローチャートである。 本発明の他の一実施形態の液化天然ガスの供給システムの構成を、供給先の船舶とともに概略的に示す図である。 本発明の他の一実施形態の液化天然ガスの供給システムの構成を、供給先の船舶とともに概略的に示す図である。 本発明の他の一実施形態の液化天然ガスの供給システムの構成を、供給先の船舶とともに概略的に示す図である。 本発明の他の一実施形態の液化天然ガスの供給システムの構成を概略的に示す図である。

以下、添付図面を参照して、本発明の実施形態及び参考例について説明する。ただし、実施形態及び参考例に記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状及び相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。

図１は、本発明の一実施形態の液化天然ガス供給システム（以下、単に供給システムともいう）の構成を、供給先の船舶とともに概略的に示す図である。
供給システムは、例えば、陸上、洋上、又は、船舶等に設けられる。供給システムは、液化天然ガス（ＬＮＧ）を燃料とする船舶等の輸送機械、或いは、ＬＮＧを運搬するタンカー、タンクローリ、或いは、タンクコンテナにＬＮＧを供給可能である。

供給システムからＬＮＧの供給を受ける船舶は、例えば、タンク（供給先タンク）１０、液量計１２、分析装置１４、機関１６、燃焼器１７、及び、制御装置１８を有する。タンク１０は、供給システムから受け取ったＬＮＧを貯蔵可能であり、そして、貯蔵しているＬＮＧを機関１６に供給可能である。

液量計１２は、供給先タンク１０に貯蔵されているＬＮＧの貯蔵量を測定可能である。液量計１２は、例えば差圧計からなり、供給先タンク１０の上部と下部の圧力差に基づいて、ＬＮＧの貯蔵量を測定可能である。

分析装置１４は、供給先タンク１０内のＬＮＧが気化して生じたボイルオフガス（ＢＯＧ）の組成を分析可能である。分析装置１４としては、ラマン分析装置やガスクロマトグラフィー分析装置を用いることができる。本実施形態では、分析装置１４は、供給先タンク１０の上部とガス管を介して接続されており、ＢＯＧの組成を自動的に測定可能である。

機関１６は、ＬＮＧを燃料とするガスエンジンであり、ＬＮＧを燃焼させて船舶の推進力を発生する。機関１６は、ＬＮＧを燃焼させて電力を発生してもよい。
燃焼器１７は、供給先タンク１０内の圧力を適正に保つために、供給先タンク１０内の余剰のＢＯＧを燃焼させて処理するための装置である。

制御装置（船舶側制御装置）１８は、例えば、コンピュータによって構成され、コンピュータは、ＣＰＵ（中央演算処理装置）、メモリ、外部記憶装置及び入出力装置等を有する。
制御装置１８は、液量計１２及び分析装置１４と電気的に接続されており、液量計１２によって測定されたＬＮＧの貯蔵量、及び、分析装置１４によって測定されたＢＯＧの組成が、制御装置１８に入力される。

制御装置１８は、入力されたＬＮＧの貯蔵量に基づいて、供給ステーションに要求するＬＮＧの量（要求量）を決定可能である。また、制御装置１８は、入力されたＬＮＧの貯蔵量及びＢＯＧの組成に基づいて、供給ステーションに要求するＬＮＧの組成（要求組成）を決定可能である。

供給システムは、第１タンク２０、第２タンク２２、第１分析装置２４、第２分析装置２６、及び、制御装置２８を有する。
第１タンク２０及び第２タンク２２は、液化天然ガス（ＬＮＧ）を貯蔵可能な貯蔵タンクであり、第１タンク２０及び第２タンク２２には、例えば、図示しないパイプラインやＬＮＧタンカーから、ＬＮＧが必要に応じて供給される。貯蔵タンクの数は２つ以上であればよい。

第１タンク２０及び第２タンク２２には、第１液量計２９及び第２液量計３０がそれぞれ設けられている。供給先タンク１０に貯蔵されているＬＮＧの貯蔵量を測定可能である。第１液量計２９及び第２液量計３０は、例えば差圧計からなり、第１タンク２０及び第２タンク２２の上部と下部の圧力差に基づいて、ＬＮＧの貯蔵量を測定可能である。

また、第１タンク２０及び第２タンク２２の底部には、貯蔵しているＬＮＧを供給先に供給するための第１供給管３１及び第２供給管３２の一端がそれぞれ接続されている。第１供給管３１及び第２供給管３２の他端は、例えばＴ字継手を介して合流管３４の一端に接続され、合流管３４が、供給先タンク１０に脱離可能に接続される。

第１供給管３１及び第２供給管３２には、第１供給ポンプ３６及び第２供給ポンプ３８がそれぞれ設けられるとともに、第１流量調整弁４０及び第２流量調整弁４２がそれぞれ設けられている。

第１分析装置２４は、第１タンク２０に貯蔵されているＬＮＧから発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）の組成を測定可能な分析装置である。第１分析装置２４として、例えば、ラマン分析装置やガスクロマトグラフィー分析装置を用いることができる。本実施形態では、第１分析装置２４は、第１タンク２０の上部とガス管を介して接続されており、ＢＯＧの組成を自動的に測定可能である。

第２分析装置２６は、第２タンク２２に貯蔵されているＬＮＧから発生したボイルオフガス（ＢＯＧ）の組成を測定可能な分析装置である。第２分析装置２６として、例えば、ガスクロマトグラフィー分析装置やラマン分析装置を用いることができる。本実施形態では、第２分析装置２６は、第２タンク２２の上部とガス管を介して接続されており、ＢＯＧの組成を自動的に測定可能である。

制御装置２８は、例えば、コンピュータによって構成され、コンピュータは、ＣＰＵ（中央演算処理装置）、メモリ、外部記憶装置及び入出力装置等を有する。
制御装置２８は、第１分析装置２４及び第２分析装置２６と電気的に接続されており、第１分析装置２４によって測定されたＢＯＧの組成（第１測定値）及び第２分析装置２６によって測定されたＢＯＧの組成（第２測定値）が、制御装置２８に入力される。

制御装置２８には、供給先タンク１０に供給すべきＬＮＧの組成に関連する情報として、船舶の制御装置１８によって決定された要求組成が入力されている。制御装置２８は、船舶の制御装置１８から通信等により自動的に要求組成情報を取得してもよいし、作業員が要求組成を制御装置２８に入力してもよい。

制御装置２８は、第１供給ポンプ３６、第２供給ポンプ３８、第１流量調整弁４０及び第２流量調整弁４２を制御可能であり、第１タンク２０及び第２タンク２２から供給先タンク１０に供給されるＬＮＧの組成が、要求組成に一致するように、第１供給ポンプ３６、第２供給ポンプ３８、第１流量調整弁４０及び第２流量調整弁４２を制御可能である。

具体的には、制御装置２８は、機能でみたときに供給量決定部４４を有しており、供給量決定装置を構成している。供給量決定部４４は、制御装置２８に入力された要求組成、第１分析装置２４によって測定されたＢＯＧの組成、及び、第２分析装置２６によって測定されたＢＯＧの組成に基づいて、第１タンク２０から供給先タンク１０に供給するＬＮＧの量、及び、第２タンク２２から供給先タンク１０に供給するＬＮＧの量を決定する。そして、制御装置２８は、決定した量に一致するように、第１供給ポンプ３６、第２供給ポンプ３８、第１流量調整弁４０及び第２流量調整弁４２を制御する。

ここで図２は、図１の供給システムが実行するＬＮＧの供給方法の概略的な手順を示している。
供給方法は、第１測定工程Ｓ１０、第２測定工程Ｓ１２、要求組成取得工程Ｓ１４、要求量取得工程Ｓ１６、供給量決定工程Ｓ１８及び供給実行工程Ｓ２０を有する。

第１測定工程Ｓ１０では、第１分析装置２４によって第１タンク２０内のＢＯＧの組成が測定される。
第２測定工程Ｓ１２では、第２分析装置２６によって第２タンク２２内のＢＯＧの組成が測定される。

要求組成取得工程Ｓ１４では、船舶の制御装置２８によって決定された要求組成が、供給システムの制御装置２８に入力される。
要求量取得工程Ｓ１６では、船舶の制御装置２８によって決定された要求組成が、供給システムの制御装置２８に入力される。

供給量決定工程Ｓ１８では、制御装置２８が、入力された要求組成、第１分析装置２４によって測定されたＢＯＧの組成（第１測定値）、及び、第２分析装置２６によって測定されたＢＯＧの組成（第２測定値）に基づいて、第１タンク２０から供給先タンク１０に供給するＬＮＧの量、及び、第２タンク２２から供給先タンク１０に供給するＬＮＧの量を決定する。

供給実行工程Ｓ２０では、制御装置２８は、決定した量に一致するように、第１供給ポンプ３６、第２供給ポンプ３８、第１流量調整弁４０及び第２流量調整弁４２を制御しながら、第１タンク２０及び第２タンク２２から、供給先タンク１０にＬＮＧを供給する。

上述した供給システム及び供給方法では、第１測定値及び第２測定値に基づいて、第１タンク２０及び第２タンク２２の各々から供給先タンク１０に供給するＬＮＧの量を決定することにより、所定の組成を有するＬＮＧを供給先タンク１０に供給可能である。

以下、本発明の他の実施形態について説明する。なお、以下の実施形態の説明では、先行する実施形態と同一又は類似の構成については、同一の名称又は符号を付して説明を省略又は簡略化する。

図３は、本発明の他の一実施形態の供給システムの構成を、供給先の船舶とともに概略的に示している。
図３の供給システムは、第１分析装置２４が、第１タンク２０に貯蔵されているＬＮＧの組成を分析可能であり、第２分析装置２６が、第２タンク２２に貯蔵されているＬＮＧの組成を分析可能であり、分析装置１４が、供給先タンク１０に貯蔵されているＬＮＧの組成を分析可能である点において、図１の供給システムと異なっている。

このため、第１分析装置２４は、第１タンク２０の底部に液管を介して接続され、第１タンク２０の底部に貯蔵されているＬＮＧの組成を自動的に測定可能である。
第２分析装置２６は、第２タンク２２の底部に液管を介して接続され、第２タンク２２の底部に貯蔵されているＬＮＧの組成を自動的に測定可能である。
分析装置１４は、供給先タンク１０の底部に液管を介して接続され、供給先タンク１０の底部に貯蔵されているＬＮＧの組成を自動的に測定可能である。

図１の供給システムでは、ＢＯＧの組成を測定することで、間接的にＬＮＧの組成を測定している。しかしながら、ＢＯＧの組成は、ＬＮＧの組成と関連を有するものの同じではない。図３の供給システムによれば、ＬＮＧの組成を直接測定することで、ＬＮＧの組成を正確に測定することができ、要求組成により近い組成を有するＬＮＧを供給先タンク１０に供給することができる。
なお、第１分析装置２４及び第２分析装置２６は、ＬＮＧの組成に関連する計測値を取得可能であればよく、熱量を測定するものであってもよい。

図４、本発明の他の一実施形態の供給システムの構成を、供給先の船舶とともに概略的に示している。
図４の供給システムは、合流管３４に温度調整装置４６が設けられている点において、図３の供給システムと異なっている。
温度調整装置４６は、熱交換器からなり、合流管３４を通じて供給先タンク１０に供給されるＬＮＧと、冷媒との間で熱交換を行うことにより、ＬＮＧを冷却可能である。
冷媒としては、液体窒素や天然ガス（ＮＧ）等を用いることができる。

供給先タンク１０に残留しているＬＮＧと供給するＬＮＧとの間で組成が違う場合、沸点も異なる。このため、供給先タンク１０に残留しているＬＮＧと供給するＬＮＧとの間で組成が異なると、供給先タンク１０にＬＮＧを供給したときに、沸点の差に応じて、残留しているＬＮＧと供給しているＬＮＧの一方が気化してしまうことがある。
図４の供給システムによれば、温度調整装置４６によって温度を調整したＬＮＧを供給先タンクに供給することで、供給先タンク１０でのＬＮＧの気化が防止され、供給時のＬＮＧの消費が防止される。

図５、本発明の他の一実施形態の供給システムの構成を、供給先の船舶とともに概略的に示している。
図５の供給システムは、供給先タンク１０に残存しているＬＮＧを回収する回収系統を備える点において、図４の供給システムと異なっている。
回収系統は、回収タンク４８、回収管５０、回収ポンプ５２及び開閉弁５４を有する。
回収タンク４８は、回収したＬＮＧを貯蔵可能なタンクである。回収タンク４８には、回収管５０の一端が接続され、回収管５０の他端は、供給先タンク１０の底部に脱離可能に接続される。

回収管５０には、回収ポンプ５２及び開閉弁５４が設けられ、開閉弁５４を開いた状態で回収ポンプ５２を作動させることにより、供給先タンク１０からＬＮＧを回収することができる。

また、回収系統は、第３液量計５６、第３分析装置５８、第３供給管６０、第３供給ポンプ６２、及び、第３流量調整弁６４を有する。
第３流量計５６は、回収タンク４８に設けられ、回収タンク４８に貯蔵されているＬＮＧの貯蔵量を測定可能である。第３液量計は、例えば差圧計からなり、回収タンク４８の上部と下部の圧力差に基づいて、ＬＮＧの貯蔵量を測定可能である。

第３分析装置５８は、回収タンク４８内のＬＮＧの組成を分析可能である。第３分析装置５８としては、ラマン分析装置やガスクロマトグラフィー分析装置を用いることができる。本実施形態では、第３分析装置５８は、供給先タンク１０の底部と液管を介して接続されており、ＬＮＧの組成を自動的に測定可能である。第３分析装置５８によって測定されたＬＮＧの組成（第３測定値）は、制御装置２８に入力される。
なお、第３分析装置５８は、第１分析装置２４及び第２分析装置２６と同様に、ＬＮＧの組成に関連する計測値を取得可能であればよく、ＢＯＧの組成や、ＬＮＧ又はＢＯＧの熱量を測定するものであってもよい。

第３供給管６０の一端は、回収タンク４８の底部に接続され、第３供給管６０の他端は、合流管３４に接続されている。第３供給ポンプ６２及び第３流量調整弁６４は、第３供給管６０に設けられている。
制御装置２８は、第１分析装置２４、第２分析装置２６及び第３分析装置５８によって測定されたＬＮＧの組成に基づいて、第１タンク２０、第２タンク２２及び回収タンク４８から供給先タンク１０に供給するＬＮＧの量（割合）を決定可能である。
そして、制御装置２８は、第１供給ポンプ、第２供給ポンプ、第３供給ポンプ、第１流量調整弁、第２流量調整弁、及び、第３流量調整弁を制御して、決定した量に一致するように、第１タンク２０、第２タンク２２及び回収タンク４８から供給先タンク１０に供給するＬＮＧの量を調整可能である。

更に、回収系統は、補充管６６、第１補充管６８、第２補充管７０、第１補充流量調整弁７２、第２補充流量調整弁７４、及び、温度調整装置（第３温度調整装置）７６を有する。
補充管６６の一端は、例えばＴ字継手を介して第３供給管６０に接続され、補充管６６の他端には、第１補充管６８及び第２補充管７０の一端が、例えばＴ字継手を介して接続されている。なお、補充管６６の一端は、第３供給ポンプ６２と第３流量調整弁６４との間を延びる第３供給管６０に部分に接続されている。

第１補充流量調整弁７２及び第２補充流量調整弁７４は、第１補充管６８及び第２補充管７０にそれぞれ設けられ、第１補充管６８及び第２補充管７０を流れるＬＮＧの流量をそれぞれ調整可能である。

温度調整装置７６は、補充管６６に設けられている。温度調整装置７６は、熱交換器からなり、補充管６６を通じて第１タンク２０及び第２タンク２２に供給されるＬＮＧと、冷媒との間で熱交換を行うことにより、ＬＮＧを冷却可能である。
冷媒としては、液体窒素や天然ガス（ＮＧ）等を用いることができる。

制御装置２８は、第１分析装置２４、第２分析装置２６及び第３分析装置５８によって測定されたＬＮＧの組成に基づいて、回収タンク４８から第１タンク２０及び第２タンク２２に供給するＬＮＧの量（補充量）を決定可能である。つまり制御装置２８は、機能でみたときに、補充量を決定する補重量決定部７７を有する。

そして、制御装置２８は、第３供給ポンプ、第１補充流量調整弁及び第２補充流量調整弁を制御して、決定した量に一致するように、回収タンク４８から第１タンク２０及び第２タンク２２に供給するＬＮＧの量を調整可能である。
なお、本実施形態では、制御装置２８は、回収タンクから４８から供給先タンク１０へのＬＮＧの供給と、回収タンク４８から第１タンク２０及び第２タンク２２へのＬＮＧの供給のうち、何れか一方を択一的に行うように構成されている。

供給先タンク１０に残存しているＬＮＧは、貯蔵時間が長く、組成が大きく変化している可能性が高い。そして、組成が大きく変化しているＬＮＧが残存していると、供給したＬＮＧと混合され、供給先タンク１０内のＬＮＧの組成が所定の組成から外れてしまうおそれがある。

図５の供給システムによれば、供給先タンク１０に残存している液化天然ガスを予め回収することにより、第１タンク２０及び第２タンク２２から供給先タンク１０に供給するＬＮＧが、残存しているＬＮＧと混じることがない。このため、ＬＮＧの供給後においても、供給先タンク１０内のＬＮＧの組成を、所定の組成に一致させることができる。

また、図５の供給システムによれば、第１測定値、第２測定値及び第３測定値に基づいて、回収タンク４８から第１タンク２０及び第２タンク２２に供給するＬＮＧの量を調整可能である。このため、例えば、第１タンク２０のＬＮＧに含まれるエタン、プロパン及びブタン等の重質成分の濃度を高くし、第２タンク２２のＬＮＧに含まれるメタンの濃度を、第１タンク２０に比べて相対的に高くすることができる。
このように、第１タンク２０のＬＮＧの組成と第２タンク２２のＬＮＧの組成の相違が大きくなるように、回収タンク４８のＬＮＧを第１タンク２０及び第２タンク２２に供給することで、第１タンク２０及び第２タンク２２からＬＮＧを供給する際に、調整可能な組成範囲が広くなる。

図６、本発明の他の一実施形態の供給システムの概略的な構成を示している。
図６の供給システムは、温度調整装置４６に代えて、第１供給管３１及び第２供給管３２に第１温度調整装置７８及び第２温度調整装置８０がそれぞれ設けられている点において、図５の供給システムと異なっている。
第１温度調整装置７８は、熱交換器からなり、第１供給管３１を通じて供給先タンク１０に供給されるＬＮＧと、冷媒との間で熱交換を行うことにより、ＬＮＧを冷却可能である。
第２温度調整装置８０は、熱交換器からなり、第２供給管３２を通じて供給先タンク１０に供給されるＬＮＧと、冷媒との間で熱交換を行うことにより、ＬＮＧを冷却可能である。
冷媒としては、液体窒素や天然ガス（ＮＧ）等を用いることができる。

また、図６の供給システムは、第３供給管６０に第３温度調整装置７６が設けられている点において、図５の供給システムと異なっている。

図６の供給システムによれば、第１温度調整装置７８及び第２温度調整装置８０によって、第１タンク２０から供給されるＬＮＧと第２タンク２２から供給されるＬＮＧが合流する前に、第１タンク２０及び第２タンク２２から供給されるＬＮＧの温度がそれぞれ調整される。このため、第１タンク２０のＬＮＧと第２タンク２２のＬＮＧの組成が異なっていても、合流時にＬＮＧの気化が防止され、供給時のＬＮＧの消費が防止される。

更に、回収タンク４８から供給されるＬＮＧについても合流管３４に合流前に、第３温度調整装置７６によって温度が調整される。このため、回収タンク４８のＬＮＧの組成が、第１タンク２０及び第２タンク２２のＬＮＧの組成と異なっていても、合流時にＬＮＧの気化が防止され、供給時のＬＮＧの消費が防止される。

また、図６の供給システムによれば、回収タンク４８から第１タンク２０及び第２タンク２２にＬＮＧが供給される際、第３温度調整装置７６によってＬＮＧの温度が調整される。このため、第１タンク２０のＬＮＧ及び第２タンク２２のＬＮＧと、回収タンク４８のＬＮＧの組成が異なっていても、第１タンク２０及び第２タンク２２内でのＬＮＧの気化が防止され、供給時のＬＮＧの消費が防止される。

本発明は、上述した実施形態に限定されることはなく、上述した実施形態に変更を加えた形態や、これらの実施形態を適宜組み合わせた形態も含む。

１０ タンク（供給先タンク）
１２ 液量計
１４ 分析装置
１６ 機関
１８ 制御装置
２０ 第１タンク
２２ 第２タンク
２４ 第１分析装置
２６ 第２分析装置
２８ 制御装置
２９ 第１液量計
３０ 第２液量計
３６ 第１供給ポンプ
３８ 第２供給ポンプ
４０ 第１流量調整弁
４２ 第２流量調整弁
４４ 供給量決定部
４６ 温度調整装置
４８ 回収タンク
５０ 回収管
５２ 回収ポンプ
５４ 開閉弁
５６ 第３液量計
５８ 第３分析装置
６０ 第３供給管
６２ 第３供給ポンプ
６４ 第３流量調整弁
７２ 第１補充流量調整弁
７４ 第２補充流量調整弁
７６ 温度調整装置（第３温度調整装置）
７７ 補充量決定部

Claims (7)

1. 液化天然ガスを貯蔵可能な第１タンク及び第２タンクと、
   前記第１タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成と関連する第１測定値を取得可能な第１分析装置と、
   前記第２タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成と関連する第２測定値を取得可能な第２分析装置と、
   前記第１分析装置及び前記第２分析装置によって取得された第１測定値及び第２測定値に基づいて、前記第１タンク及び前記第２タンクの各々から供給先タンクに供給する液化天然ガスの量を決定するように構成された制御装置と
   を備えることを特徴とする液化天然ガスの供給システム。
2. 前記第１タンク及び前記第２タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスの温度を調整可能な温度調整装置を更に備える
   ことを特徴とする請求項１記載の液化天然ガスの供給システム。
3. 前記温度調整装置は、第１温度調整装置及び第２温度調整装置からなり、
   前記第１温度調整装置は、前記第１タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスの温度を、前記第２タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスと合流する前に調整可能であり、
   前記第２温度調整装置は、前記第２タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスの温度を、前記第１タンクから前記供給先タンクに供給する液化天然ガスと合流する前に調整可能である
   ことを特徴とする請求項２記載の液化天然ガスの供給システム。
4. 前記供給先タンクから回収した液化天然ガスを貯蔵可能であって、前記第１タンク及び前記第２タンクのうち一方又は両方に、前記回収した液化天然ガスを供給可能な回収タンクを更に備える
   ことを特徴とする請求項１記載の液化天然ガスの供給システム。
5. 前記回収タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成と関連する第３測定値を測定可能な第３分析装置を更に備え、
   前記制御装置は、前記第１分析装置、前記第２分析装置及び前記第３分析装置によって測定された第１測定値、第２測定値及び第３測定値に基づいて、前記回収タンクから前記第１タンク及び前記第２タンクに供給する液化天然ガスの量を決定するように構成されている
   ことを特徴とする請求項４記載の液化天然ガスの供給システム。
6. 前記回収タンクと前記第１タンク及び前記第２タンクのうち一方又は両方との間に設けられ、前記回収した液化天然ガスの温度を調整可能な第３温度調整装置を更に備える
   ことを特徴とする請求項５記載の液化天然ガスの供給システム。
7. 第１タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成を分析する第１分析工程と、
   第２タンクに貯蔵されている液化天然ガス又は該液化天然ガスから発生したボイルオフガスの組成を分析する第２分析工程と、
   前記第１分析工程及び前記第２分析工程によって測定された組成に基づいて、前記第１タンク及び前記第２タンクの各々から供給先タンクに供給する液化天然ガスの量を決定する供給量決定工程と
   を備えることを特徴とする液化天然ガスの供給方法。

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