WO2019187710A1 - ガス検出方法およびガス検出装置 - Google Patents

ガス検出方法およびガス検出装置 Download PDF

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WO2019187710A1
WO2019187710A1 PCT/JP2019/004817 JP2019004817W WO2019187710A1 WO 2019187710 A1 WO2019187710 A1 WO 2019187710A1 JP 2019004817 W JP2019004817 W JP 2019004817W WO 2019187710 A1 WO2019187710 A1 WO 2019187710A1
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gas
test gas
refractive index
test
value
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PCT/JP2019/004817
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智生 石黒
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理研計器株式会社
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    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/41—Refractivity; Phase-affecting properties, e.g. optical path length
    • G01N21/45—Refractivity; Phase-affecting properties, e.g. optical path length using interferometric methods; using Schlieren methods
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
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    • G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
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    • G01N33/22—Fuels; Explosives

Definitions

  • the present invention relates to a gas detection method and a gas detection device.
  • a loading arm is usually used. After unloading, LNG vaporized gas remains in the loading arm. Therefore, when disconnecting the loading arm, it is required to purge the LNG vaporized gas in the loading arm with an inert gas and confirm that the concentration of the LNG vaporized gas discharged from the loading arm is below the lower explosion limit concentration. It has been.
  • nitrogen is used as an inert gas when purging for the purpose of discharging LNG vaporized gas.
  • nitrogen is used as the inert gas is that if moisture or carbon dioxide is contained, the moisture or carbon dioxide is solidified at the temperature of LNG, which may damage the inside of the pipe or equipment.
  • Patent Document 1 describes that an LNG vaporized gas or an LPG vaporized gas is detected by a catalytic combustion gas detector.
  • the main component of LNG is methane
  • paraffinic hydrocarbon components such as ethane, propane, and butane are also included
  • the composition of LNG varies depending on the place of production.
  • the gas discharged by purging the LNG vaporized gas in the loading arm with an inert gas contains a large amount of methane that is easily vaporized at the initial stage.
  • the boiling point of ethane, propane, butane, etc. is high.
  • the ratio of paraffinic hydrocarbon components is high.
  • the tendency of the composition of the LNG vaporized gas to change with time varies depending on the place where the LNG is produced, and it is difficult to predict the tendency of the composition to change with time.
  • the catalytic combustion type sensor and the semiconductor type sensor cannot detect the concentration of the paraffinic hydrocarbon component in the inert gas such as nitrogen gas because oxygen is indispensable from the detection principle.
  • a non-dispersive infrared sensor cannot detect a plurality of types of paraffinic hydrocarbon components contained in LNG at the same sensitivity level. As described above, for example, there is no gas sensor having an equivalent sensitivity level with respect to all paraffinic hydrocarbon components contained in the LNG vaporized gas having an inert gas as a base gas.
  • the present invention has been made based on the above circumstances, and even for a test gas containing an inert gas as a base gas, the total concentration of paraffinic hydrocarbon components in the test gas and the test It is an object of the present invention to provide a gas detection method and a gas detection device that can obtain the lower explosion limit concentration of gas with a certain accuracy.
  • the gas detection method of the present invention uses a mixed gas containing a paraffinic hydrocarbon component as a test gas, Measuring at least two or more characteristic values of the test gas; Calculating one or both of the total concentration of paraffinic hydrocarbon components and the lower explosive limit concentration of the test gas based on at least two or more characteristic values of the test gas;
  • the at least two or more characteristic values include a refractive index and specific gravity of the test gas, Based on the ratio ( ⁇ s / ⁇ n) of the specific gravity difference ( ⁇ s) between the test gas and the base gas in the test gas to the refractive index difference ( ⁇ n) between the test gas and the base gas. It is preferable to calculate one or both of the total concentration of paraffinic hydrocarbon components in the detected gas and the lower explosive limit concentration of the detected gas.
  • the test gas is preferably an LNG vaporized gas or an LPG vaporized gas containing an inert gas as a base gas, and the inert gas is preferably a nitrogen gas.
  • the specific gravity difference ( ⁇ s) between the test gas and the nitrogen gas that is the base gas of the test gas is determined by the specific gravity difference between the specific hydrocarbon component and the nitrogen gas (specific gravity difference normalized value normalized by Delta] s H) calculates a ( ⁇ s / ⁇ s H), the refractive index difference between the test gas and nitrogen gas ([Delta] n), and nitrogen gas the specific hydrocarbon component
  • the refractive index difference normalized value ( ⁇ n / ⁇ n H ) is calculated by normalizing by the refractive index difference ( ⁇ n H ) of It is preferable to calculate a ratio of the specific gravity difference normalized value ( ⁇ s / ⁇ s H ) to the refractive index difference normalized value ( ⁇ n / ⁇ n H ).
  • the specific hydrocarbon component is methane gas
  • the ratio of the specific gravity difference normalized value normalized based on methane gas to the refractive index difference normalized value is taken as the X axis
  • y is the lower explosion limit concentration [vol%]
  • x is the ratio of the specific gravity difference normalized value based on methane gas to the refractive index difference normalized value. It is.
  • the ratio of the specific gravity difference normalized value normalized with respect to methane gas to the refractive index difference normalized value is x
  • the refractive index difference between the test gas and nitrogen gas is ⁇ n
  • the characteristic value includes at least two or more of refractive index, thermal conductivity, specific gravity, and sound velocity, and includes at least two or more characteristic values of the test gas. It is preferable to calculate one or both of the total concentration of paraffinic hydrocarbon components in the test gas and the lower explosion limit concentration of the test gas based on a value calculated by a predetermined function.
  • At least two or more characteristic values include a refractive index and a thermal conductivity, and a value obtained by multiplying a value based on the thermal conductivity of the test gas by a coefficient ⁇ ; Based on the value obtained by multiplying the value based on the refractive index of the test gas by a coefficient ⁇ , either the total concentration of paraffinic hydrocarbon components in the test gas or the lower explosive limit concentration of the test gas It is preferable to calculate either or both.
  • the gas detector of the present invention uses a mixed gas containing a paraffinic hydrocarbon component as a test gas, Characteristic value measuring means for measuring at least two or more characteristic values of the test gas; and calculation means for calculating based on the characteristic values of the test gas.
  • Characteristic value measuring means for measuring at least two or more characteristic values of the test gas
  • calculation means for calculating based on the characteristic values of the test gas.
  • One or both of HC component concentration calculating means for calculating the total concentration of paraffinic hydrocarbon components in the gas and LEL calculating means for calculating the lower explosion limit concentration of the test gas are provided.
  • the characteristic value measuring means is a refractive index measuring means for measuring the refractive index of the gas to be detected, and a specific gravity measuring means for measuring the specific gravity,
  • the ratio ( ⁇ s / ⁇ n) of the difference in specific gravity ( ⁇ s) between the sample gas and the base gas in the sample gas to the refractive index difference ( ⁇ n) between the sample gas and the base gas in the sample gas is calculated.
  • a ratio calculating means for One or both of HC component concentration calculating means for calculating the total concentration of paraffinic hydrocarbon components in the test gas based on the ratio and LEL calculating means for calculating the lower explosion limit concentration of the test gas are provided. It is preferable.
  • the gas detection device of the present invention comprises both the HC component concentration calculating means and the LEL calculating means,
  • the lower explosive limit percentage concentration calculating means for calculating the lower explosive limit percentage concentration indicating the percentage of the total concentration of the paraffinic hydrocarbon component of the test gas with respect to the lower explosive limit concentration of the test gas is provided. It is preferable.
  • the test gas is preferably LNG vaporized gas or LPG vaporized gas containing inert gas as a base gas, and the inert gas is preferably nitrogen gas.
  • the gas detection apparatus of the present invention uses a mixed gas containing a paraffinic hydrocarbon component as a test gas, and inputs a refractive index measuring means for measuring the refractive index of the test gas and other characteristic values of the test gas. Possible input means, and calculation means for calculating based on the other characteristic values of the test gas and the refractive index of the test gas, the calculation means of the paraffinic hydrocarbon component in the test gas.
  • HC component concentration calculating means for calculating the total concentration and LEL calculating means for calculating the lower explosion limit concentration of the test gas are provided.
  • another characteristic value is thermal conductivity
  • the calculation means includes a value based on the thermal conductivity of the test gas and a value based on the refractive index of the test gas. It is preferable to calculate one or both of the total concentration of paraffinic hydrocarbon components in the test gas and the lower explosive limit concentration of the test gas based on a value calculated by a predetermined function including: Further, in the gas detection device of the present invention, another characteristic value is thermal conductivity, and the calculation means calculates a value obtained by multiplying a value based on the thermal conductivity of the test gas by a coefficient ⁇ , and the test target.
  • the gas detection device of the present invention comprises both the HC component concentration calculating means and the LEL calculating means,
  • the lower explosive limit percentage concentration calculating means for calculating the lower explosive limit percentage concentration indicating the percentage of the total concentration of the paraffinic hydrocarbon component of the test gas with respect to the lower explosive limit concentration of the test gas is provided. It is preferable.
  • the gas detection method and gas detection apparatus of the present invention regardless of the composition ratio of the paraffinic hydrocarbon component, the total concentration of the paraffinic hydrocarbon component contained in the test gas, the lower explosive limit concentration of the test gas, And the lower explosion limit percentage concentration can be obtained with a certain accuracy.
  • a value based on the refractive index obtained by the gas detection method according to the present invention for each of a plurality of types of test gases (value when the C1 explosion lower limit percentage concentration is 100%: X OPT ), It is a graph which shows the relationship with the value of the explosion lower limit percentage density
  • a value based on the thermal conductivity obtained by the gas detection method according to the present invention for each of a plurality of kinds of test gases (a value obtained when the C1 explosion lower limit percentage concentration of 100% is 1): XTC . a) is a graph showing the relationship between the value of the lower explosion limit percentage concentration obtained in compliance with IEC standards.
  • the value of the lower explosion limit percentage concentration obtained by calculation using the predetermined function of the gas detection method according to the present invention, and the lower explosion limit percentage obtained in accordance with the IEC standard is a graph which shows the relationship with the value of density
  • a mixed gas containing a paraffinic hydrocarbon component is used as a test gas.
  • the test gas include LNG vaporized gas and LPG vaporized gas mainly containing paraffinic hydrocarbons containing inert gas such as nitrogen gas or air as a base gas.
  • LNG vaporized gas remaining in the loading arm after completion of the LNG or LPG landing work or gas discharged from the loading arm by purging the LPG vaporized gas with an inert gas may be exemplified. it can.
  • FIG. 1 is a block diagram schematically showing the configuration of the first embodiment of the gas detection apparatus of the present invention.
  • the gas detection apparatus includes a gas detection unit 10 that measures a physical property value of a test gas, and an arithmetic processing unit 20 that processes data output from the gas detection unit 10.
  • Gas detector 10 includes a sound speed measuring means 11 for measuring the sound speed V d of the test gas, and a refractive index measuring means 15 for measuring the refractive index n d of the gas to be detected.
  • the test gas is sequentially supplied to the sound velocity measuring means 11 and the refractive index measuring means 15 as indicated by white arrows in FIG.
  • an ultrasonic sensor can be used as the sound speed measuring means 11.
  • the ultrasonic sensor has a measurement tube in which a sound wave transmission source is provided at one end and a sound wave reception source is provided at the other end.
  • the time (propagation time) required for the sound wave from the sound wave source to propagate through the test gas and reach the sound wave receiving source is measured in the state where the test gas is circulated in the measuring tube. is, the acoustic velocity V d of the test gas is determined from the value of the propagation time.
  • the refractive index measuring means 15 for example, a difference in refractive index of light between a test gas and a reference gas such as air is detected as a displacement of interference fringes, and the refraction of the test gas is based on the amount of displacement. It can be used an interferometer for measuring the rate n d.
  • the arithmetic processing unit 20 includes a density determination mechanism 25 for determining based on the specific gravity S d of the test gas to the value of the refractive index n d values and the test gas the speed of sound V d of the test gas.
  • Specific gravity measurement mechanism 25 the sound velocity determined acoustic velocity converted gravity S a on the basis of the value of the acoustic velocity V d of the test gas measured by sound velocity measuring means 11 - a specific gravity conversion processing unit 26, is determined by the refractive index measuring means 15 refractive index determine the refractive index in terms of the specific gravity S d based on the value of the refractive index n d of the test gas - relative density conversion processing means 27, the gas to be detected on the basis of the sound speed in terms of the specific gravity S a and refractive index in terms of the specific gravity S b and a specific gravity calculating means 28 for determining the specific gravity S d of.
  • the sound velocity-specific gravity conversion processing means 26 uses the correlation between the sound speed and specific gravity of the specific gas acquired in advance for a specific gas made of, for example, only a paraffinic hydrocarbon component, for example, Sa is calculated. Specifically, assuming that the test gas is a specific gas, calculates the speed of sound in terms gravity S a by a control correlated values of acoustic velocity V d obtained for the gas to be detected.
  • the refractive index-specific gravity conversion processing means 27 uses the correlation between the refractive index and specific gravity of the specific gas acquired in advance for the specific gas consisting of, for example, only a paraffinic hydrocarbon component, for example, to refract the test gas.
  • the rate conversion specific gravity Sb is calculated. Specifically, assuming that the test gas is a specific gas, calculates the refractive index in terms of the specific gravity S b by a control value of the obtained refractive index n d for the gas to be detected in the correlation.
  • the specific gravity calculation means 28 is based on the sound speed conversion specific gravity Sa obtained by the sound speed-specific gravity conversion processing means 26 and the refractive index conversion specific gravity Sb obtained by the refractive index-specific gravity conversion processing means 27 according to the following formula (3). calculating the specific gravity S d of the test gas.
  • the value of specific gravity S d of the gas to be detected, the value of the sound velocity in terms gravity S a value and the refractive index in terms of the specific gravity S b are both a value of when the specific gravity of the air and the 1.
  • ⁇ is a correction factor.
  • the correction factor ⁇ is preferably a value within a numerical range of, for example, 2.4 or more and 9.3 or less, and more preferably a value within a numerical range of 3.0 or more and 6.2 or less. Since the correction factor ⁇ is a value within the above numerical range, even if the sample gas contains a mixed gas, the correction factor ⁇ is obtained regardless of the composition of the mixed gas and the sample gas. the value of specific gravity S d of the test gas, becomes the difference between the true value of the specific gravity of the gas to be detected is small.
  • the arithmetic processing unit 20 in the gas detection device includes a ratio calculation unit 30 that calculates a ratio between data related to the specific gravity S d of the test gas and data related to the refractive index n d of the test gas.
  • LEL calculating means 35 for calculating the lower explosion limit concentration y of the test gas based on the ratio
  • HC component for calculating the total concentration y ′ of paraffinic hydrocarbon components in the test gas based on the ratio
  • the concentration calculation means 40 and the lower explosion limit percentage concentration y L of the test gas are calculated based on the lower explosion limit concentration y of the test gas and the total concentration y ′ of paraffinic hydrocarbon components in the test gas.
  • Explosive lower limit percentage concentration calculation means 45 is provided.
  • the ratio calculating means 30 is configured to provide a ratio ( ⁇ s) of a specific gravity difference ( ⁇ s) between the test gas and the base gas in the test gas to a refractive index difference ( ⁇ n) between the test gas and the base gas in the test gas. / ⁇ n).
  • the ratio calculation means 30 normalizes the specific gravity difference ( ⁇ s) between the test gas and the base gas and the refractive index difference ( ⁇ n) between the test gas and the base gas, and the respective normalized values obtained thereby are normalized. It is preferable to have a function of calculating the ratio using the data relating to the specific gravity S d of the test gas and the data relating to the refractive index n d of the test gas. Specifically, the specific gravity difference ( ⁇ s) between the test gas and the base gas is normalized by the specific gravity difference ( ⁇ s H ) between the specific hydrocarbon component and the base gas, and the specific gravity difference normalized value ( ⁇ s / ⁇ s). H ) is calculated.
  • the refractive index difference ( ⁇ n) between the test gas and the base gas is normalized based on the refractive index difference ( ⁇ n H ) between the specific hydrocarbon component and the base gas, and the refractive index difference normalized value ( ⁇ n) / ⁇ n H ).
  • the normalized value is used to calculate the ratio of the data related to the specific gravity of the test gas to the data related to the refractive index of the test gas.
  • evaluation is performed based on a certain standard regardless of the composition of the test gas.
  • the specific hydrocarbon component is preferably methane gas. This is because the ratio x obtained by the ratio calculation means 30 can be normalized (normalized) so that the maximum value is 1.
  • the ratio x of the specific gravity difference normalized value normalized with respect to methane gas to the refractive index difference normalized value is calculated by, for example, the following formula (4).
  • ⁇ n is a difference in refractive index between the test gas and nitrogen gas (n ⁇ N N2 )
  • ⁇ n CH4 is a difference in refractive index between methane gas and nitrogen gas (n CH4 ⁇ n N2 )
  • ⁇ s CH4 is the specific gravity difference between the methane gas and nitrogen gas (s CH4 ⁇ s N2 ).
  • the refractive index and specific gravity of air may be used instead of the refractive index n N2 and specific gravity s N2 of nitrogen gas.
  • the refractive index and specific gravity of the specific hydrocarbon component used as a reference instead of the refractive index n CH4 and specific gravity s CH4 of methane gas are used. Use it.
  • the LEL calculation means 35 calculates the lower explosion limit concentration y [vol%] of the test gas based on the calibration curve indicating the correlation between the ratio x obtained by the ratio calculation means 30 and the lower explosion limit concentration y.
  • the calibration curve is, for example, the ratio x of the specific gravity difference normalized value ( ⁇ s / ⁇ s CH4 ) normalized with respect to methane gas to the refractive index difference normalized value ( ⁇ n / ⁇ n CH4 ) as the X axis, and the lower explosion limit concentration
  • the curve is approximated by a curve or a broken line included in a region between the curve represented by the equation (1-a) and the curve represented by the equation (1-b). Is.
  • the reason why the calibration curve is set in this way is as follows.
  • the specific gravity and refractive index of each of a plurality of kinds of test gases having a paraffinic hydrocarbon component as the main component and different compositions are actually measured, and the refractive index difference of the specific gravity difference normalized value based on methane gas.
  • a ratio x to the normalized value is calculated.
  • the lower explosion limit concentration is calculated based on the composition of each test gas, and the actually measured values thus obtained are represented by the ratio x as the X axis and the lower explosion limit concentration as the Y axis. And plotted in an XY coordinate system. As a result, as shown by a solid line in FIG.
  • the relationship between the ratio x and the lower explosion limit concentration y is drawn by a single curve (hereinafter referred to as “reference calibration curve”) Cs, regardless of the composition of the test gas. It was confirmed that it was possible.
  • the reference calibration curve Cs is a curve represented by the following mathematical formula (5).
  • the value of the lower explosive limit concentration of various paraffinic hydrocarbon components is shown in, for example, IEC standard, ISO standard, or ICSC (International Chemical Safety Card, International Chemical Safety Card).
  • IEC standard International Chemical Safety Card
  • ISO standard International Chemical Safety Card
  • ICSC International Chemical Safety Card
  • y the value of the lower explosion limit concentration y.
  • the allowable range ⁇ for the value of the lower explosion limit concentration y obtained from the reference calibration curve Cs is set based on the lower explosion limit concentration values of various hydrocarbon components according to the respective standards.
  • the allowable range ⁇ is preferably in the range of ⁇ 0.2 vol% or more and 0.7 vol% or less with respect to the value of the lower explosion limit concentration y obtained from the reference calibration curve Cs.
  • the curve (a) indicated by a broken line in FIG. 2 is a curve indicating the upper limit of the allowable range
  • the curve (b) is a curve indicating the lower limit of the allowable range. Therefore, if a curve or a broken line set in the region between the curves (a) and (b) is set as a calibration curve, the lower explosion limit concentration y can be obtained with a certain accuracy.
  • the HC component concentration calculating means 40 calculates the total concentration y ′ [vol%] of the paraffinic hydrocarbon components contained in the test gas based on the value of the ratio x obtained by the ratio calculating means 30. Calculated by In addition, when the base gas is air, or when a specific hydrocarbon component that is used as a standard when standardizing data on the refractive index and specific gravity of the test gas is set to a hydrocarbon component other than methane gas For this purpose, the values of the coefficients in the equations (1-a) and (1-b) and the equation (2) may be appropriately changed.
  • the lower explosion limit percentage calculating means 45 converts the value of the lower explosion limit concentration y obtained by the LEL calculating means 35 and the value of the total concentration y ′ of the paraffinic hydrocarbon components obtained by the HC component concentration calculating means 40. Based on this, the lower explosion limit percentage concentration y L [% LEL] is calculated.
  • test gas contains nitrogen gas as the base gas.
  • a test gas is supplied to each of the sound velocity measuring means 11 and the refractive index measuring means 15, and a reference gas such as air is supplied to the refractive index measuring means 15. Accordingly, the refractive index n d of the gas to be detected with the acoustic velocity V d of the test gas is measured by the sonic velocity measuring means 11 are measured by the refractive index measuring means 15.
  • the specific gravity measuring mechanism 25 based on the value of the acoustic velocity V d of the measured test gas, the acoustic velocity in terms of the specific gravity S a of the test gas to sonic velocity - is determined by the specific gravity conversion processing unit 26.
  • the refractive index in terms of the specific gravity S b of the test gas is a refractive index - is determined by the specific gravity conversion processing unit 27.
  • the specific gravity S d of the test gas is calculated by the specific gravity calculation means 28.
  • the specific gravity difference ⁇ s between the test gas and the nitrogen gas is normalized by, for example, the specific gravity difference ⁇ s CH4 between the methane gas and the nitrogen gas, so that the specific gravity difference normalized value ( ⁇ s / ⁇ s) is obtained.
  • CH4 is calculated.
  • the refractive index difference normalized value ( ⁇ n / ⁇ n CH4 ) is calculated by normalizing the refractive index difference ⁇ n between the test gas and the nitrogen gas by, for example, the refractive index difference ⁇ n CH4 between the methane gas and the nitrogen gas. Is done.
  • the specific gravity difference normalized value ( ⁇ s / ⁇ s CH4 ) is A ratio x to the refractive index difference normalized value ( ⁇ n / ⁇ n CH4 ) is calculated.
  • the lower explosion limit concentration y of the test gas is calculated by, for example, the reference calibration curve Cs represented by the above formula (5). Further, based on the ratio x, the total concentration y ′ of the paraffinic hydrocarbon components contained in the test gas is calculated by the HC component concentration calculating means 40 according to the above equation (2). Further, based on the value of the lower explosion limit concentration y of the test gas and the value of the total concentration y ′ of the paraffinic hydrocarbon component, the lower explosion limit percentage concentration y L of the test gas is calculated as the lower explosion limit percentage concentration calculation means. 45.
  • the base gas in the test gas is an inert gas such as nitrogen gas
  • the lower limit of explosion of the test gas regardless of the composition ratio of the paraffinic hydrocarbon component it can be obtained concentration y, the total concentration y 'and lower explosion limit percentage concentration y L paraffinic hydrocarbon components contained in the gas to be detected at a certain accuracy.
  • the refractive index value and the sound velocity value obtained by the sound velocity measuring means 11 and the refractive index measuring means 15 each made of a physical sensor are used, so that a high response speed is obtained. Continuous measurement can be performed.
  • the physical sensor is less susceptible to sensitivity deterioration, highly reliable gas detection can be performed.
  • the loading arm is purged with nitrogen gas after the fuel gas remaining in the loading arm after the landing operation of the fuel gas is evaporated.
  • the gas discharged from the loading arm used in the LNG ship is a gas containing a large amount of methane, which is a hydrocarbon component that easily vaporizes, at the initial stage when the purge of nitrogen gas is started. , Propane, butane and other high boiling hydrocarbon components are discharged.
  • the degree of composition change with the passage of time of the gas discharged from the loading arm varies depending on the production area of the LNG and is difficult to predict.
  • the total concentration of paraffinic hydrocarbon components contained in the test gas was calculated by the above formula (2).
  • the lower explosion limit percentage concentration [% LEL] (hereinafter referred to as “theoretical value”) of each test gas was calculated by a method based on the IEC standard. The data obtained as described above was plotted on a graph with the horizontal axis representing the theoretical value and the vertical axis representing the measured value. The results are shown by the diamond-shaped plots in FIG. A straight line indicated by a broken line in FIG. 3 is an ideal straight line in which a theoretical value and a measured value coincide with each other.
  • the lower explosion limit percentage concentration can be obtained within a certain error range even for theoretical values based on ISO standards and ICSC. Furthermore, for a single gas mainly composed of one hydrocarbon component, such as methane, ethane, butane or isobutane, the lower explosion limit unit concentration was determined in the same manner as in Experimental Example 1, and the theoretical value according to any standard. However, it was confirmed that the lower explosion limit unit concentration can be obtained within a certain error range.
  • FIG. 4 is a block diagram schematically showing the configuration of the gas detection device according to the second embodiment of the present invention.
  • the gas detection apparatus includes a gas detection unit 10 that measures a physical property value of a test gas, and an arithmetic processing unit 20 that processes data output from the gas detection unit 10.
  • Gas detector 10 includes a thermal conductivity measuring means 12 for measuring the thermal conductivity m d of the test gas, and a refractive index measuring means 15 for measuring the refractive index n d of the gas to be detected.
  • the test gas is sequentially supplied to the thermal conductivity measuring means 12 and the refractive index measuring means 15 as indicated by white arrows in FIG.
  • the thermal conductivity m d C. Calculated from the HC constituent concentration calculating means 40, a value based on the lower explosion limit percentage concentration y L of the test gas to the refractive index n d X OPT, and the value X T.
  • the arithmetic processing unit 20 in the case of a 1 explosion lower limit percentage concentration of 100% of the methane gas methane gas as a reference, the value X T. Based on the thermal conductivity m d of the test gas C. , And obtains the value X OPT based on the refractive index n d. As shown in FIGS. 5 and 6, the value X OPT based on the refractive index n d is the number of carbon atoms in the paraffinic hydrocarbon components of the gas to be detected: the more (represented by Cn case of a mixed gas average carbon number) is greater large value and the value X T. based on the thermal conductivity m d C. Becomes smaller as the carbon number of the paraffinic hydrocarbon component of the test gas increases. In both cases, the value is always zero or more.
  • Explosive lower limit percentage concentration calculation means 45 is XT. C. And X OPT , the lower explosion limit percentage concentration y L of the test gas is calculated.
  • the component concentration calculation means 40 is an XT. C. And X OPT , the total concentration y ′ of paraffinic hydrocarbon components in the test gas is calculated. Paraffinic hydrocarbon component, the value X T. Based on the thermal conductivity m d C. , And, since it has a characteristic shown in FIGS. 5 and 6 at a value X OPT based on the refractive index n d, component ratio unknown a lower explosion limit percentage concentration by y L of the test gas, the total concentration y 'is calculated Is possible.
  • the calculation of the lower explosion limit percentage concentration y L of the test gas by the lower explosion limit percentage concentration calculating means 45 can be approximated by the following functional expression from the relationship of FIGS. As shown in FIG. 7, the correlation between the lower explosion limit percentage concentration y L of the test gas and the theoretical value calculated by the above function calculation is extremely accurate.
  • X T. C. And X OPT are almost inversely proportional to the value of the reference methane gas, so that, for example, as shown in the following equation, XT. C. And X OPT can also be approximated by a simple expression that adds the coefficients.
  • the correlation between the lower explosion limit percentage concentration y L of the test gas and the theoretical value calculated by the above addition is accurate at a level causing no practical problem.
  • FIG. 9 is a block diagram schematically showing the configuration of the gas detection device according to the third embodiment of the present invention.
  • the gas detection apparatus, the gas detection unit 10 includes only the refractive index measuring means 15 for measuring a refractive index n d of the gas to be detected, the input means 50 provided to the arithmetic processing unit 20 for thermal conductivity m d
  • the configuration is obtained from the directly input value m, and the other configuration and the flow of calculation are the same as those in the third embodiment.
  • the characteristic values of the detected gas to be detected are the refractive index and the thermal conductivity. However, for example, different values such as the thermal conductivity and the specific gravity, the thermal conductivity and the sound velocity are different. Any combination of the two or more characteristic values may be used.
  • the concentration of the paraffinic hydrocarbon component of the mixed gas can be specified by the lower limit percentage concentration of the mixed gas containing the paraffinic hydrocarbon component based on the inert gas. It is expected to be extremely useful in detecting the gas remaining in the loading arm after completion of the landing work.

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Abstract

被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度を一定の確度で得ることのできるガス検出方法およびガス検出装置を提供すること。　パラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスを被検ガスとし、被検ガスの少なくとも２種以上の特性値が測定され、被検ガスの少なくとも２種以上の特性値に基づいて、被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方が算出すること。

Description

ガス検出方法およびガス検出装置
　本発明は、ガス検出方法およびガス検出装置に関する。
　例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）を輸送する運搬船から陸上設備へＬＮＧを荷揚げする場合には、通常、ローディングアームが用いられている。荷揚げ後においては、ＬＮＧ気化ガスがローディングアーム内に残留している。このため、ローディングアームを切り離すに際しては、ローディングアーム内のＬＮＧ気化ガスをイナートガスでパージし、ローディングアームから排出されるＬＮＧ気化ガスの濃度が爆発下限界濃度以下になったことを確認することが求められている。特にＬＮＧ気化ガスの排出を目的としたパージの際には、イナートガスとして窒素が使用される。ここに、イナートガスとして窒素が用いられる理由は、水分や二酸化炭素などが含まれていると、水分や二酸化炭素がＬＮＧの温度で凝固し、配管内部や機器を損傷させるおそれがあるためである。
　一般に、可燃性ガスの検出にあっては、例えば接触燃焼式ガスセンサ、半導体式ガスセンサもしくは非分散型赤外線式センサなどが用いられている。例えば特許文献１には、ＬＮＧ気化ガスやＬＰＧ気化ガスを接触燃焼式ガス検知器により検出することが記載されている。
特開２０１３－２３４９７３号公報
　而して、ＬＮＧの主成分はメタンであるが、エタン、プロパン、ブタンなどのパラフィン系炭化水素成分も含まれており、ＬＮＧの組成は産出地によって異なる。
　ローディングアーム内のＬＮＧ気化ガスをイナートガスでパージすることにより排出されるガスは、初期時には気化しやすいメタンが多く含まれたものであるが、時間経過と共に、エタン、プロパン、ブタンなどの沸点の高いパラフィン系炭化水素成分の割合が高いものとなる。このようなＬＮＧ気化ガスの組成の経時的変化の傾向は、ＬＮＧの産出地によって異なり、また、組成の経時的変化の傾向を予想することが困難である。このため、イナートガスをベースガスとするＬＮＧ気化ガスについて、パラフィン系炭化水素成分の総濃度の、爆発下限界濃度に対する百分率を示す爆発下限界百分率濃度を測定する場合には、ＬＮＧ気化ガスに含まれるいずれのパラフィン系炭化水素成分に対しても、同等の感度レベルを有するガスセンサが必要となる。
　しかしながら、接触燃焼式センサや半導体式センサは、検知原理上、酸素が不可欠であるため、窒素ガスのようなイナートガス中のパラフィン系炭化水素成分の濃度を検出することはできない。一方、非分散型赤外線式センサでは、ＬＮＧに含まれる複数種のパラフィン系炭化水素成分を同一の感度レベルで検出することができない。
　このように、例えばイナートガスをベースガスとするＬＮＧ気化ガスに含まれるすべてのパラフィン系炭化水素成分に対して、同等の感度レベルを有するガスセンサは存在しないのが実情であった。
　本発明は、以上のような事情に基づいてなされたものであって、イナートガスをベースガスとして含む被検ガスであっても、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度を一定の確度で得ることのできるガス検出方法およびガス検出装置を提供することを目的とする。
　本発明のガス検出方法は、パラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスを被検ガスとし、
　　前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値を測定し、
　前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することを特徴とする。
　本発明のガス検出方法においては、
　前記少なくとも２種以上の特性値が、前記被検ガスの屈折率と比重とを含み、
　前記被検ガスと前記被検ガスにおけるベースガスとの比重差（Δｓ）の、前記被検ガスと前記ベースガスとの屈折率差（Δｎ）に対する比率（Δｓ／Δｎ）に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することが好ましい。
　さらにまた、本発明のガス検出方法においては、被検ガスが、イナートガスをベースガスとして含む、ＬＮＧ気化ガスまたはＬＰＧ気化ガスであることが好ましく、イナートガスが窒素ガスであることが好ましい。
　さらにまた、本発明のガス検出方法においては、前記被検ガスと前記被検ガスのベースガスである窒素ガスとの比重差（Δｓ）を、特定の炭化水素成分と窒素ガスとの比重差（ΔｓＨ）により規格化して比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＨ）を算出すると共に、前記被検ガスと窒素ガスとの屈折率差（Δｎ）を、前記特定の炭化水素成分と窒素ガスとの屈折率差（ΔｎＨ）により規格化して屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＨ）を算出し、
　前記比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＨ）の、前記屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＨ）に対する比率を算出することが好ましい。
　さらにまた、本発明のガス検出方法においては、前記特定の炭化水素成分がメタンガスであって、メタンガスを基準に規格化した比重差規格化値の屈折率差規格化値に対する比率をＸ軸とし、爆発下限界濃度をＹ軸とするＸ－Ｙ座標系において、下記数式（１－ａ）で示される曲線と下記数式（１－ｂ）で示される曲線との間の領域内に含まれる曲線または折れ線で示される検量線に基づいて、被検ガスの爆発下限界濃度を算出することが好ましい。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　上記数式（１－ａ）および数式（１－ｂ）において、ｙは爆発下限界濃度〔ｖｏｌ％〕、ｘはメタンガスを基準に規格化した比重差規格化値の屈折率差規格化値に対する比率である。
　さらにまた、本発明のガス検出方法においては、メタンガスを基準に規格化した比重差規格化値の屈折率差規格化値に対する比率をｘ、被検ガスと窒素ガスとの屈折率差をΔｎ、メタンガスと窒素ガスとの屈折率差をΔｎＣＨ４としたとき、被検ガスにおける炭化水素成分の総濃度ｙ’を下記数式（２）に基づいて算出することが好ましい。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
 　また、本発明のガス検出方法においては、前記特性値が、屈折率、熱伝導率、比重および音速のうちの少なくとも２種以上を含み、前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値を含む所定の関数で演算した値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することが好ましい。
　さらにまた、本発明のガス検出方法においては、少なくとも２種以上の特性値が屈折率と熱伝導率とを含み、前記被検ガスの熱伝導率に基づく値に係数αを乗じた値と、前記被検ガスの屈折率に基づく値に係数βを乗じた値を加算した値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することが好ましい。
　本発明のガス検出装置は、パラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスを被検ガスとし、
　前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値を測定するそれぞれ特性値測定手段と、前記被検ガスのそれぞれの特性値に基づいて演算する演算手段を有し、前記演算手段は、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度を算出するＨＣ成分濃度算出手段および前記被検ガスの爆発下限界濃度を算出するＬＥＬ算出手段のいずれか一方または両方を備えていることを特徴とする。
　本発明のガス検出装置においては、前記特性値測定手段が、前記被検ガスの屈折率を測定する屈折率測定手段と、比重を測定する比重測定手段であり、
　前記被検ガスと前記被検ガスにおけるベースガスとの比重差（Δｓ）の、前記被検ガスと前記被検ガスにおけるベースガスとの屈折率差（Δｎ）に対する比率（Δｓ／Δｎ）を出する比率算出手段と、
　前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度を前記比率に基づいて算出するＨＣ成分濃度算出手段および前記被検ガスの爆発下限界濃度を算出するＬＥＬ算出手段のいずれか一方または両方
を備えていることが好ましい。
　また、本発明のガス検出装置においては、前記ＨＣ成分濃度算出手段および前記ＬＥＬ算出手段の両方を備えており、
　被検ガスのパラフィン系炭化水素成分の総濃度の、前記被検ガスの爆発下限界濃度に対する百分率を示す爆発下限界百分率濃度を算出する爆発下限界百分率濃度算出手段をさらに備えた構成とされることが好ましい。
　また、本発明のガス検出装置においては、被検ガスが、イナートガスをベースガスとして含む、ＬＮＧ気化ガスまたはＬＰＧ気化ガスであることが好ましく、イナートガスが窒素ガスであることが好ましい。
　本発明のガス検出装置は、パラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスを被検ガスとし、前記被検ガスの屈折率を測定する屈折率測定手段と、前記被検ガスの他の特性値を入力可能な入力手段と、前記被検ガスの他の特性値と前記被検ガスの屈折率に基づいて演算する演算手段を有し、前記演算手段は、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度を算出するＨＣ成分濃度算出手段および前記被検ガスの爆発下限界濃度を算出するＬＥＬ算出手段のいずれか一方または両方を備えていることを特徴とする。
　また、本発明のガス検出装置においては、他の特性値が熱伝導率であり、前記演算手段は、前記被検ガスの熱伝導率に基づく値と前記被検ガスの屈折率に基づく値とを含む所定の関数で演算した値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することが好ましい。
　また、本発明のガス検出装置においては、他の特性値が熱伝導率であり、前記演算手段は、前記被検ガスの熱伝導率に基づく値に係数αを乗じた値と、前記被検ガスの屈折率に基づく値に係数βを乗じた値を加算した値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することが好ましい。
　さらにまた、本発明のガス検出装置においては、前記ＨＣ成分濃度算出手段および前記ＬＥＬ算出手段の両方を備えており、
　被検ガスのパラフィン系炭化水素成分の総濃度の、前記被検ガスの爆発下限界濃度に対する百分率を示す爆発下限界百分率濃度を算出する爆発下限界百分率濃度算出手段をさらに備えた構成とされることが好ましい。
　本発明のガス検出方法およびガス検出装置によれば、パラフィン系炭化水素成分の組成比にかかわらず、被検ガスに含まれるパラフィン系炭化水素成分の総濃度、被検ガスの爆発下限界濃度、および爆発下限界百分率濃度を一定の確度で得ることができる。
本発明のガス検出装置の第１実施形態における構成を概略的に示すブロック図である。 比重差規格化値の屈折率差規格化値に対する比率と、爆発下限界濃度との相関関係の一例を示すグラフである。 実験例１～３において用いた複数種の試験用ガスの各々についての、本発明に係るガス検出方法により得られた爆発下限界百分率濃度の値と、ＩＥＣ規格に準拠して得られた爆発下限界百分率濃度の値との関係を示すグラフである。 本発明のガス検出装置の第２実施形態における構成を概略的に示すブロック図である。 複数種の試験用ガスの各々についての、本発明に係るガス検出方法により得られた屈折率に基づく値（Ｃ１の爆発下限界百分率濃度１００％を１としたときの値：ＸＯＰＴ）と、ＩＥＣ規格に準拠して得られた爆発下限界百分率濃度の値との関係を示すグラフである。 複数種の試験用ガスの各々についての、本発明に係るガス検出方法により得られた熱伝導率に基づく値（Ｃ１の爆発下限界百分率濃度１００％を１としたときの値：ＸＴ．Ｃ．）と、ＩＥＣ規格に準拠して得られた爆発下限界百分率濃度の値との関係を示すグラフである。 複数種の試験用ガスの各々についての、本発明に係るガス検出方法の所定の関数による演算で得られた爆発下限界百分率濃度の値と、ＩＥＣ規格に準拠して得られた爆発下限界百分率濃度の値との関係を示すグラフである。 複数種の試験用ガスの各々についての、本発明に係るガス検出方法の被検ガスの熱伝導率に基づく値（Ｃ１の爆発下限界百分率濃度１００％を１としたときの値：ＸＴ．Ｃ．）に係数αを乗じた値（αＸＴ．Ｃ．）と被検ガスの屈折率に基づく値（Ｃ１の爆発下限界百分率濃度１００％を１としたときの値：ＸＯＰＴ）に係数βを乗じた値（βＸＯＰＴ）の加算で得られた爆発下限界百分率濃度の値と、ＩＥＣ規格に準拠して得られた爆発下限界百分率濃度の値との関係を示すグラフである。 本発明のガス検出装置の第３実施形態における構成を概略的に示すブロック図である。
　以下、本発明の実施の形態について詳細に説明する。
　本発明のガス検出方法および前記ガス検出方法が実行される本発明のガス検出装置においては、パラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスが被検ガスとされる。
　被検ガスとしては、例えば、窒素ガスなどのイナートガスまたは空気をベースガスとして含む、パラフィン系炭化水素を主成分とするＬＮＧ気化ガスやＬＰＧ気化ガスなどを例示することができる。具体的には例えば、ＬＮＧまたはＬＰＧの陸揚げ作業終了後のローディングアーム内に残留するＬＮＧ気化ガスまたはＬＰＧ気化ガスをイナートガスでパージすることにより前記ローディングアーム内から排出されるガスなどを例示することができる。
　図１は、本発明のガス検出装置の第１実施形態における構成を概略的に示すブロック図である。
　このガス検出装置は、被検ガスの物性値を測定するガス検出部１０と、ガス検出部１０から出力されるデータを処理する演算処理部２０とを有する。
　ガス検出部１０は、被検ガスの音速Ｖｄを測定する音速測定手段１１と、前記被検ガスの屈折率ｎｄを測定する屈折率測定手段１５とを備えている。このガス検出装置においては、図１において白抜きの矢印で示されるように、被検ガスは、音速測定手段１１および屈折率測定手段１５に順次に供給される。
　音速測定手段１１としては、例えば超音波式センサを用いることができる。超音波式センサは、一端に音波発信源が設けられると共に他端に音波受信源が設けられた測定管を備えた構成とされる。超音波式センサにおいては、測定管内に被検ガスを流通させた状態において、音波発信源からの音波が被検ガス中を伝播して音波受信源に至るまでに要する時間（伝播時間）が測定され、その伝播時間の値から被検ガスの音速Ｖｄが求められる。
　屈折率測定手段１５としては、例えば、被検ガスと例えば空気などの参照ガスとの光の屈折率の相異を干渉縞の変位として検出し、この変位量に基づいて、被検ガスの屈折率ｎｄを測定する光波干渉計を用いることができる。
　演算処理部２０は、被検ガスの比重Ｓｄを被検ガスの音速Ｖｄの値および被検ガスの屈折率ｎｄの値に基づいて求める比重測定機構２５を備えている。
　比重測定機構２５は、音速測定手段１１によって測定された被検ガスの音速Ｖｄの値に基づいて音速換算比重Ｓａを求める音速－比重換算処理手段２６と、屈折率測定手段１５によって測定された被検ガスの屈折率ｎｄの値に基づいて屈折率換算比重Ｓｄを求める屈折率－比重換算処理手段２７と、音速換算比重Ｓａおよび屈折率換算比重Ｓｂに基づいて被検ガスの比重Ｓｄを求める比重算出手段２８とを備えている。
　音速－比重換算処理手段２６は、例えばパラフィン系炭化水素成分のみからなる特定ガスについて予め取得しておいた前記特定ガスの音速と比重との相関関係を利用して、被検ガスの音速換算比重Ｓａを算出する。具体的には、被検ガスが特定ガスであると仮定して、被検ガスについて取得された音速Ｖｄの値を相関関係に対照することにより音速換算比重Ｓａを算出する。
　屈折率－比重換算処理手段２７は、例えばパラフィン系炭化水素成分のみからなる特定ガスについて予め取得しておいた前記特定ガスの屈折率と比重との相関関係を利用して、被検ガスの屈折率換算比重Ｓｂを算出する。具体的には、被検ガスが特定ガスであると仮定して、被検ガスについて取得された屈折率ｎｄの値を相関関係に対照することにより屈折率換算比重Ｓｂを算出する。
　比重算出手段２８は、音速－比重換算処理手段２６によって得られる音速換算比重Ｓａ　と、屈折率－比重換算処理手段２７によって得られる屈折率換算比重Ｓｂ　とに基づいて、下記数式（３）により、被検ガスの比重Ｓｄを算出する。ここに、被検ガスの比重Ｓｄの値、音速換算比重Ｓａの値および屈折率換算比重Ｓｂの値は、いずれも、空気の比重を１としたときの値である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　上記数式（３）におけるαは補正因子である。補正因子αは、例えば２．４以上９．３以下の数値範囲内の値とされることが好ましく、より好ましくは、３．０以上６．２以下の数値範囲内の値とされる。
　補正因子αが上記の数値範囲内の値であることにより、被検ガスに混入ガスが含有されている場合であっても、その混入ガスの組成および被検ガスの組成にかかわらず、得られる被検ガスの比重Ｓｄの値が、前記被検ガスの比重の真値との差が小さいものとなる。
　而して、このガス検出装置における演算処理部２０は、被検ガスの比重Ｓｄに係るデータと、前記被検ガスの屈折率ｎｄに係るデータとの比率を算出する比率算出手段３０と、前記被検ガスの爆発下限界濃度ｙを前記比率に基づいて算出するＬＥＬ算出手段３５と、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’を前記比率に基づいて算出するＨＣ成分濃度算出手段４０と、被検ガスの爆発下限界百分率濃度ｙＬを、被検ガスの爆発下限界濃度ｙと前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’とに基づいて算出する爆発下限界百分率濃度算出手段４５とを備えている。
　比率算出手段３０は、被検ガスと前記被検ガスにおけるベースガスとの比重差（Δｓ）の、前記被検ガスと前記被検ガスにおけるベースガスとの屈折率差（Δｎ）に対する比率（Δｓ／Δｎ）を算出する。
　また、比率算出手段３０は、被検ガスとベースガスとの比重差（Δｓ）および被検ガスとベースガスとの屈折率差（Δｎ）を規格化し、これにより得られる各々の規格化値を被検ガスの比重Ｓｄに係るデータおよび被検ガスの屈折率ｎｄに係るデータとして用いて比率を算出する機能を有することが好ましい。
　具体的には、被検ガスとベースガスとの比重差（Δｓ）を、特定の炭化水素成分と前記ベースガスとの比重差（ΔｓＨ）で規格化して比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＨ）を算出する。また、被検ガスとベースガスとの屈折率差（Δｎ）を、特定の炭化水素成分と前記ベースガスとの屈折率差（ΔｎＨ）を基準として規格化して屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＨ）を算出する。
　被検ガスの比重に係るデータの、被検ガスの屈折率に係るデータに対する比率を、規格化値を用いて算出することにより、被検ガスの組成にかかわらず、一定基準で評価を行うことができる。ここに、特定の炭化水素成分は、メタンガスであることが好ましい。この理由は、比率算出手段３０によって得られる比率ｘを最大値が１となるよう規格化（正規化）することができるためである。
　メタンガスを基準として規格化した比重差規格化値の、屈折率差規格化値に対する比率ｘは、例えば下記数式（４）によって、算出される。下記数式（４）において、Δｎは、被検ガスと窒素ガスとの屈折率差（ｎ－ｎＮ２）、ΔｎＣＨ４は、メタンガスと窒素ガスとの屈折率差（ｎＣＨ４－ｎＮ２）、Δｓは、被検ガスと窒素ガスとの比重差（ｓ－ｓＮ２）、ΔｓＣＨ４は、メタンガスと窒素ガスとの比重差（ｓＣＨ４－ｓＮ２）である。
　なお、下記数式（４）において、被検ガスにおけるベースガスが例えば空気である場合には、窒素ガスの屈折率ｎＮ２および比重ｓＮ２に代えて空気の屈折率および比重を用いればよい。また、メタンガス以外の特定の炭化水素成分を基準としてデータを規格化する場合には、メタンガスの屈折率ｎＣＨ４および比重ｓＣＨ４に代えて基準とされる特定の炭化水素成分の屈折率および比重を用いればよい。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　ＬＥＬ算出手段３５は、比率算出手段３０によって得られた比率ｘと、爆発下限界濃度ｙとの相関関係を示す検量線に基づいて、被検ガスの爆発下限界濃度ｙ〔ｖｏｌ％〕を算出する。
　検量線は、例えば、メタンガスを基準に規格化した比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＣＨ４）の、屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＣＨ４）に対する比率ｘをＸ軸とし、爆発下限界濃度をＹ軸とするＸ－Ｙ座標系において、上記数式（１－ａ）で示される曲線と上記数式（１－ｂ）で示される曲線との間の領域内に含まれる曲線または折れ線で近似されるものである。このようにして検量線が設定される理由は次に示すとおりである。
　先ず、パラフィン系炭化水素成分を主成分とする互いに組成の異なる複数種の試験用ガス各々の比重および屈折率を実際に測定し、メタンガスを基準に規格化した比重差規格化値の屈折率差規格化値に対する比率ｘを算出する。また、各々の試験用ガスの組成に基づいて爆発下限界濃度（理論値）を算出し、このようにして得られた各実測値を、比率ｘをＸ軸とし、爆発下限界濃度をＹ軸とするＸ－Ｙ座標系にプロットした。その結果、図２において実線で示すように、試験用ガスの組成にかかわらず、比率ｘと爆発下限界濃度ｙとの関係を一の曲線（以下、「基準検量線」という。）Ｃｓで描くことができることが確認された。ここに、基準検量線Ｃｓは、下記数式（５）により示される曲線である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　一方、各種のパラフィン系炭化水素成分の爆発下限界濃度の値が、例えばＩＥＣ規格、ＩＳＯ規格あるいはＩＣＳＣ（Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌ　Ｃｈｅｍｉｃａｌ　Ｓａｆｔｙ　Ｃａｒｄ，国際化学物質安全カード）において示されているが、同一の炭化水素成分であっても、爆発下限界濃度ｙの値として互いに異なる値が示されているものもある。例えば、イソブタンガス（ｘ＝－０．３５）についての爆発下限界濃度の値は、ＩＥＣ規格では１．３ｖｏｌ％（図２における丸印のプロット）、ＩＳＯ規格では１．５ｖｏｌ％（図２における三角印のプロット）、ＩＣＳＣでは、１．８ｖｏｌ％（図２における四角印のプロット）とされている。なお、図２においては、メタンガス（ｘ＝１．００）、エタンガス（ｘ＝－０．０６）およびプロパンガス（ｘ＝－０．２６）の値も示されており、丸印のプロットがＩＥＣ規格に基づく値、三角印のプロットがＩＳＯ規格に基づく値、四角印がＩＣＳＣに基づく値である。
　このため、本発明においては、基準検量線Ｃｓにより得られる爆発下限界濃度ｙの値についての許容範囲βが、各々の規格による各種の炭化水素成分の爆発下限界濃度の値に基づいて設定される。許容範囲βは、基準検量線Ｃｓにより得られる爆発下限界濃度ｙの値に対して例えば－０．２ｖｏｌ％以上０．７ｖｏｌ％以下の範囲とされることが好ましい。すなわち、図２において破線で示す曲線（ａ）が許容範囲の上限を示す曲線となり、曲線（ｂ）が許容範囲の下限を示す曲線となる。従って、曲線（ａ）と曲線（ｂ）との間の領域内で設定された曲線または折れ線を検量線として設定すれば、爆発下限界濃度ｙを一定の確度で得ることができる。
　ＨＣ成分濃度算出手段４０は、被検ガスに含まれるパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’〔ｖｏｌ％〕を比率算出手段３０によって得られた比率ｘの値に基づいて、上記数式（２）により算出する。
　なお、ベースガスが空気である場合や、被検ガスの屈折率に係るデータおよび比重に係るデータの規格化に際して基準とされる特定の炭化水素成分がメタンガス以外の炭化水素成分に設定される場合には、上記数式（１－ａ）、（１－ｂ）および上記数式（２）における係数の値を適宜変更すればよい。
　爆発下限界百分率算出手段４５は、ＬＥＬ算出手段３５によって得られた爆発下限界濃度ｙの値と、ＨＣ成分濃度算出手段４０によって得られたパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’の値とに基づいて、爆発下限界百分率濃度ｙＬ［％ＬＥＬ］を算出する。爆発下限界百分率濃度ｙＬは、パラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’の、爆発下限界濃度ｙに対する百分率を示す値であって、ｙＬ＝（ｙ’／ｙ）×１００により求められる。
　以下、上記のガス検出装置によるガス検出動作について、被検ガスがベースガスとして窒素ガスを含むものである場合を例に挙げて説明する。
　上記のガス検出装置においては、被検ガスが音速測定手段１１および屈折率測定手段１５の各々に供給されると共に、例えば空気などの参照ガスが屈折率測定手段１５に供給される。これにより、被検ガスの音速Ｖｄが音速測定手段１１によって測定されると共に前記被検ガスの屈折率ｎｄが屈折率測定手段１５によって測定される。比重測定機構２５においては、測定された被検ガスの音速Ｖｄの値に基づいて、被検ガスの音速換算比重Ｓａが音速－比重換算処理手段２６によって求められる。また、測定された被検ガスの屈折率ｎｄの値に基づいて、被検ガスの屈折率換算比重Ｓｂが屈折率－比重換算処理手段２７によって求められる。このようにして得られた音速換算比重Ｓａの値および屈折率換算比重Ｓｂの値に基づいて、被検ガスの比重Ｓｄが比重算出手段２８によって算出される。
　比率算出手段３０においては、先ず、被検ガスと窒素ガスとの比重差Δｓが、例えばメタンガスと窒素ガスとの比重差ΔｓＣＨ４で規格化されることにより、比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＣＨ４）が算出される。また、被検ガスと窒素ガスとの屈折率差Δｎが、例えばメタンガスと窒素ガスとの屈折率差ΔｎＣＨ４で規格化されることにより、屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＣＨ４）が算出される。次いで、比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＣＨ４）および屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＣＨ４）に基づいて、上記数式（４）によって、比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＣＨ４）の、屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＣＨ４）に対する比率ｘが算出される。
　以上のようにして得られた比率ｘに基づいて、ＬＥＬ算出手段３５においては、被検ガスの爆発下限界濃度ｙが、例えば上記数式（５）で示される基準検量線Ｃｓによって算出される。また、前記比率ｘに基づいて、上記数式（２）によって、被検ガスに含まれるパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’がＨＣ成分濃度算出手段４０によって算出される。
　さらに、被検ガスの爆発下限界濃度ｙの値とパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’の値とに基づいて、被検ガスの爆発下限界百分率濃度ｙＬが爆発下限界百分率濃度算出手段４５によって算出される。
　而して、上記のガス検出方法によれば、被検ガスにおけるベースガスが例えば窒素ガスなどのイナートガスであっても、パラフィン系炭化水素成分の組成比にかかわらず、被検ガスの爆発下限界濃度ｙ、被検ガスに含まれるパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’および爆発下限界百分率濃度ｙＬを一定の確度で得ることができる。
　また、これらの特性値の算出にあっては、各々物理センサよりなる音速測定手段１１および屈折率測定手段１５により取得された屈折率の値および音速の値が用いられるので、高い応答速度を得ることができて連続測定を行うことができる。しかも、物理センサは、感度の劣化が生じにくいものであるため、信頼性の高いガス検出を行うことができる。
　このようなガス検出方法が実行される上記のガス検出装置は、例えば燃料ガスの陸揚げ作業終了後のローディングアーム内に残留する燃料ガスが気化されたガスを窒素ガスでパージすることにより前記ローディングアーム内から排出されるガスの検出を行う場合に好適なものとなる。
　例えばＬＮＧ船において用いられるローディングアーム内から排出されるガスは、窒素ガスのパージが開始された初期時においては、気化しやすい炭化水素成分であるメタンを多く含むガスが排出され、時間経過と共にエタン、プロパン、ブタンなどの高沸点の炭化水素成分の割合が多くなったガスが排出される。また、ローディングアーム内から排出されるガスの時間経過に伴う組成の変化の程度は、ＬＮＧの産地によって異なるものとなり、予想しにくいものである。然るに、上記のガス検出装置によれば、前記被検ガスに含まれるパラフィン系炭化水素成分の組成比にかかわらず、ローディングアーム内に残留するガスが爆発下限界濃度以下となったことを高い信頼性で検出することができる。また、窒素ガスによるパージ作業を効率的に行うことができる。
　以下、本発明の第１実施形態による実験例について説明する。
〔実験例１〕
　メタンガス（ＣＨ４）およびエタンガス（Ｃ２Ｈ６）よりなる混合ガス（ＣＨ４：Ｃ２Ｈ６＝５０：５０）を窒素ガスで希釈した、パラフィン系炭化水素成分の総濃度が互いに異なる複数種の試験用ガスを用意した。
　図１に示す構成のガス検出装置を用いて、各々の試験用ガスにおける爆発下限界百分率濃度〔％ＬＥＬ〕（以下、「実測値」という。）を求めた。ここに、試験用ガスの比重は、上記式（３）により、補正因子αの値を３．３２とする条件で算出した。また、試験用ガスの爆発下限界濃度は、上記数式（５）により示される基準検量線に基づいて算出した。さらにまた、試験用ガスに含まれるパラフィン系炭化水素成分の総濃度は、上記数式（２）により算出した。
　また、ＩＥＣ規格に準拠した方法により、各々の試験用ガスの爆発下限界百分率濃度〔％ＬＥＬ〕（以下、「理論値」という。）を算出した。
　以上のようにして得られたデータを、横軸を理論値、縦軸を測定値とするグラフ上にプロットした。結果を図３において菱形印のプロットで示す。図３において破線で示す直線は、理論値と測定値とが一致した理想直線である。
〔実験例２〕
　メタンガス（ＣＨ４）、エタンガス（Ｃ２Ｈ６）およびプロパンガス（Ｃ３Ｈ８）よりなる混合ガス（ＣＨ４：Ｃ２Ｈ６：Ｃ３Ｈ８＝３３．３：３３．３：３３．３）を窒素ガスで希釈した、パラフィン系炭化水素成分の総濃度が互いに異なる複数種の試験用ガスを用意した。
　実験例１と同様にして、各々の試験用ガスの爆発下限界百分率濃度の実測値および理論値を求めた。結果を図３において丸印のプロットで示す。
〔実験例３〕
　エタンガス（Ｃ２Ｈ６）、プロパンガス（Ｃ３Ｈ８）およびイソブタンガス（ｉ－Ｃ４Ｈ１０）よりなる混合ガス（Ｃ２Ｈ６：Ｃ３Ｈ８：ｉ－Ｃ４Ｈ１０＝３３．３：３３．３：３３．３）を窒素ガスで希釈した、パラフィン系炭化水素成分の総濃度が互いに異なる複数種の試験用ガスを用意した。
　実験例１と同様にして、各々の試験用ガスの爆発下限界百分率濃度の実測値および理論値を求めた。結果を図３において四角印のプロットで示す。
　以上の結果より明らかなように、本発明によれば、ガスの組成にかかわらず、爆発下限界百分率濃度を理論値に対して一定の誤差範囲内で得ることができることが確認された。
　また、ＩＳＯ規格やＩＣＳＣに基づく理論値に対しても、爆発下限界百分率濃度を一定の誤差範囲内で得ることができることが確認された。
　さらにまた、一つの炭化水素成分、例えばメタン、エタン、ブタンもしくはイソブタンを主成分とする単ガスについても、実験例１と同様にして爆発下限界単位濃度を求めたところ、いずれの規格による理論値に対しても、爆発下限界単位濃度を一定の誤差範囲内で得ることができることが確認された。
　図４は、本発明のガス検出装置の第２実施形態における構成を概略的に示すブロック図である。
　このガス検出装置は、被検ガスの物性値を測定するガス検出部１０と、ガス検出部１０から出力されるデータを処理する演算処理部２０とを有する。
　ガス検出部１０は、被検ガスの熱伝導率ｍｄを測定する熱伝導率測定手段１２と、前記被検ガスの屈折率ｎｄを測定する屈折率測定手段１５とを備えている。このガス検出装置においては、図４において白抜きの矢印で示されるように、被検ガスは、熱伝導率測定手段１２および屈折率測定手段１５に順次に供給される。
　このガス検出装置における演算処理部２０は、被検ガスの屈折率ｎｄに基づく値ＸＯＰＴ、および、熱伝導率ｍｄに基づく値ＸＴ．Ｃ．とを演算する算出手段３０と、被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’を屈折率ｎｄに基づく値ＸＯＰＴ、及び、熱伝導率ｍｄに基づく値ＸＴ．Ｃ．から算出するＨＣ成分濃度算出手段４０と、被検ガスの爆発下限界百分率濃度ｙＬを屈折率ｎｄに基づく値ＸＯＰＴ、及び、熱伝導率ｍｄに基づく値ＸＴ．Ｃ．から算出する爆発下限界百分率濃度算出手段４５とを備えている。
　演算処理部２０においては、メタンガスを基準としてメタンガスの爆発下限界百分率濃度１００％を１とした場合の、被検ガスの熱伝導率ｍｄに基づく値ＸＴ．Ｃ．、および、屈折率ｎｄに基づく値ＸＯＰＴを求める。
　図５、６に示すように、屈折率ｎｄに基づく値ＸＯＰＴは、被検ガスのパラフィン系炭化水素成分の炭素数（Ｃｎで表す：混合ガスの場合平均炭素数）が大きいほど大きい値となり、熱伝導率ｍｄに基づく値ＸＴ．Ｃ．は被検ガスのパラフィン系炭化水素成分の炭素数が大きいほど小さい値となる。
　また、いずれも常にゼロ以上の値となる。
　爆発下限界百分率濃度算出手段４５は、ＸＴ．Ｃ．とＸＯＰＴに基づいて、被検ガスの爆発下限界百分率濃度ｙＬを演算する。
　成分濃度算出手段４０は、ＸＴ．Ｃ．とＸＯＰＴに基づいて、被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度ｙ’を演算する。
　パラフィン系炭化水素成分は、熱伝導率ｍｄに基づく値ＸＴ．Ｃ．、および、屈折率ｎｄに基づく値ＸＯＰＴにおいて図５、６に示す特性を有するため、被検ガスの成分比が不明であっても爆発下限界百分率濃度ｙＬ、総濃度ｙ’が算出可能である。
　爆発下限界百分率濃度算出手段４５による、被検ガスの爆発下限界百分率濃度ｙＬの演算は、図５、６の関係から、例えば以下の関数式で近似できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
 　上記関数演算により算出した、被検ガスの爆発下限界百分率濃度ｙＬと理論値の相関は、図７に示すように、極めて正確である。
　また、図５、６に示すように、ＸＴ．Ｃ．とＸＯＰＴは、基準となるメタンガスの値に対してほぼ逆比例しているので、例えば、以下の式に示すように、ＸＴ．Ｃ．とＸＯＰＴにそれぞれ係数をかけて加算する単純な式でも近似できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
 　上記加算により算出した、被検ガスの爆発下限界百分率濃度ｙＬと理論値の相関は、図８に示すように、実用上問題ないレベルで正確である。
　図９は、本発明のガス検出装置の第３実施形態における構成を概略的に示すブロック図である。
　このガス検出装置は、ガス検出部１０が、被検ガスの屈折率ｎｄを測定する屈折率測定手段１５のみ有し、熱伝導率ｍｄについては演算処理部２０に設けられた入力手段５０おいて、直接入力された値ｍから求めるように構成されており、その他の構成、演算の流れは、前述の第３実施形態と同様である。
　本実施形態によれば、公知の屈折率測定によるガス検出器に、機能を追加するだけでよく、他の特性値を利用した公知のガス検出器で読み取った値を入力するだけで、被検ガスの成分が特定されていなくても、容易に爆発下限界百分率濃度ｙＬを知ることが可能となる。
　なお、第２実施形態、第３実施形態において、検出する被検ガスの特性値を屈折率と熱伝導率としたが、例えば、熱伝導率と比重、熱伝導率と音速等、異なる値が得られる２種以上の特性値であれば、いかなる組み合わせであってもよい。
　本発明は、イナートガスをベースガスとするパラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスについて、前記混合ガスのパラフィン系炭化水素成分の濃度を爆発下限界百分率濃度で特定することができるので、例えば、燃料ガスの陸揚げ作業終了後のローディングアーム内に残留するガスの検出を行うに際して、極めて有用なものとなることが期待される。
　１０　　ガス検出部
　１１　　音速測定手段
　１２　　熱伝導率測定手段
　１５　　屈折率測定手段
　２０　　演算処理部
　２５　　比重測定機構
　２６　　音速－比重換算処理手段
　２７　　屈折率－比重換算処理手段
　２８　　比重算出手段
　３０　　比率算出手段
　３５　　ＬＥＬ算出手段
　４０　　ＨＣ成分濃度算出手段
　４５　　爆発下限界百分率濃度算出手段
　５０　　入力手段

Claims (18)

  1. 　パラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスを被検ガスとし、
    　前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値を測定し、
    　前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することを特徴とするガス検出方法。
  2. 　前記少なくとも２種以上の特性値が前記被検ガスの屈折率と比重とを含み、
    　前記被検ガスと前記被検ガスにおけるベースガスとの比重差（Δｓ）の、前記被検ガスと前記ベースガスとの屈折率差（Δｎ）に対する比率（Δｓ／Δｎ）に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することを特徴とする請求項１に記載のガス検出方法。
  3. 　被検ガスが、イナートガスをベースガスとして含む、ＬＮＧ気化ガスまたはＬＰＧ気化ガスであることを特徴とする請求項２に記載のガス検出方法。
  4. 　イナートガスが窒素ガスであることを特徴とする請求項３に記載のガス検出方法。
  5. 　前記被検ガスと前記被検ガスのベースガスである窒素ガスとの比重差（Δｓ）を、特定の炭化水素成分と窒素ガスとの比重差（ΔｓＨ）により規格化して比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＨ）を算出すると共に、前記被検ガスと窒素ガスとの屈折率差（Δｎ）を、前記特定の炭化水素成分と窒素ガスとの屈折率差（ΔｎＨ）により規格化して屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＨ）を算出し、
    　前記比重差規格化値（Δｓ／ΔｓＨ）の、前記屈折率差規格化値（Δｎ／ΔｎＨ）に対する比率を算出することを特徴とする請求項４に記載のガス検出方法。
  6. 　前記特定の炭化水素成分がメタンガスであって、
    　メタンガスを基準に規格化した比重差規格化値の屈折率差規格化値に対する比率をＸ軸とし、爆発下限界濃度をＹ軸とするＸ－Ｙ座標系において、下記数式（１－ａ）で示される曲線と下記数式（１－ｂ）で示される曲線との間の領域内に含まれる曲線または折れ線で示される検量線に基づいて、被検ガスの爆発下限界濃度を算出することを特徴とする請求項５に記載のガス検出方法。
    Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
     〔上記数式（１－ａ）および数式（１－ｂ）において、ｙは爆発下限界濃度〔ｖｏｌ％〕、ｘはメタンガスを基準に規格化した比重差規格化値の屈折率差規格化値に対する比率である。〕
  7. 　メタンガスを基準に規格化した比重差規格化値の屈折率差規格化値に対する比率をｘ、被検ガスと窒素ガスとの屈折率差をΔｎ、メタンガスと窒素ガスとの屈折率差をΔｎＣＨ４としたとき、被検ガスにおける炭化水素成分の総濃度ｙ’を下記数式（２）に基づいて算出することを特徴とする請求項６に記載のガス検出方法。
    Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
  8. 　前記特性値が、屈折率、熱伝導率、比重および音速のうちの少なくとも２種以上を含み、
    　前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値に基づく値を含む所定の関数で演算した値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することを特徴とする請求項１に記載のガス検出方法。
  9. 　前記少なくとも２種以上の特性値が屈折率と熱伝導率とを含み、
    　前記被検ガスの熱伝導率に基づく値に係数αを乗じた値と、前記被検ガスの屈折率に基づく値に係数βを乗じた値を加算した値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することを特徴とする請求項１に記載のガス検出方法。
  10. 　被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度を算出し、
    　被検ガスのパラフィン系炭化水素成分の総濃度の、前記被検ガスの爆発下限界濃度に対する百分率を示す爆発下限界百分率濃度を算出することを特徴とする請求項１乃至請求項９のいずれかに記載のガス検出方法。
  11. 　パラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスを被検ガスとし、
    　前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値をそれぞれ測定する特性値測定手段と、
    　前記被検ガスの少なくとも２種以上の特性値に基づいて演算する演算手段を有し、
    　前記演算手段は、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度を算出するＨＣ成分濃度算出手段および前記被検ガスの爆発下限界濃度を算出するＬＥＬ算出手段のいずれか一方または両方を備えていることを特徴とするガス検出装置。
  12. 　前記特性値測定手段が、前記被検ガスの屈折率を測定する屈折率測定手段と、比重を測定する比重測定手段とを含み、
    　前記演算手段は、前記被検ガスと前記被検ガスにおけるベースガスとの比重差（Δｓ）の、前記被検ガスと前記被検ガスにおけるベースガスとの屈折率差（Δｎ）に対する比率（Δｓ／Δｎ）を出する比率算出手段と、
    　前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度を前記比率に基づいて算出するＨＣ成分濃度算出手段および前記被検ガスの爆発下限界濃度を算出するＬＥＬ算出手段のいずれか一方または両方
    を備えていることを特徴とする請求項１１に記載のガス検出装置。
  13. 　被検ガスが、イナートガスをベースガスとして含む、ＬＮＧ気化ガスまたはＬＰＧ気化ガスであることを特徴とする請求項１２に記載のガス検出装置。
  14. 　イナートガスが窒素ガスであることを特徴とする請求項１３に記載のガス検出装置。
  15. 　パラフィン系炭化水素成分を含む混合ガスを被検ガスとし、
    　前記被検ガスの屈折率を測定する屈折率測定手段と、前記被検ガスの他の特性値を入力可能な入力手段と、前記被検ガスの他の特性値と前記被検ガスの屈折率に基づいて演算する演算手段を有し、
    　前記演算手段は、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度を算出するＨＣ成分濃度算出手段および前記被検ガスの爆発下限界濃度を算出するＬＥＬ算出手段のいずれか一方または両方を備えていることを特徴とするガス検出装置。
  16. 　前記他の特性値が熱伝導率であり、
    　前記演算手段は、前記被検ガスの熱伝導率に基づく値と前記被検ガスの屈折率に基づく値とを含む所定の関数で演算した値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することを特徴とする請求項１５に記載のガス検出装置。
  17. 　前記他の特性値が熱伝導率であり、
    　前記演算手段は、前記被検ガスの熱伝導率に基づく値に係数αを乗じた値と、前記被検ガスの屈折率に基づく値に係数βを乗じた値を加算した値に基づいて、前記被検ガスにおけるパラフィン系炭化水素成分の総濃度および前記被検ガスの爆発下限界濃度のいずれか一方または両方を算出することを特徴とする請求項１５に記載のガス検出装置。
  18. 　前記ＨＣ成分濃度算出手段および前記ＬＥＬ算出手段の両方を備えており、
    　被検ガスのパラフィン系炭化水素成分の総濃度の、前記被検ガスの爆発下限界濃度に対する百分率を示す爆発下限界百分率濃度を算出する爆発下限界百分率濃度算出手段をさらに備えることを特徴とする請求項１１乃至請求項１７のいずれかに記載のガス検出装置。
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