(57)【要約】【課題】発熱量別にＬＮＧを高／中／低熱量タンクにそれぞれ保存した方式で発熱量別に分離なしに混合して保存する方式で取り替えられるによって、混合して保存されたそれぞれの貯蔵タンク内のＬＮＧの発熱量を計算して、これをＬＮＧ貯蔵基地統制室でリアルタイムでモニタリングできるようにした貯蔵タンク内のＬＮＧの発熱量算出モニタリングシステム及び方法に関する。【解決手段】少なくとも一つ以上で構成されるＬＮＧ貯蔵手段と、前記ＬＮＧ貯蔵手段で具備されたＬＮＧの密度と温度の測定手段と、前記測定手段で測定された密度と温度値を利用して発熱量を算出する算出手段と、前記算出手段によって算出された発熱量をディスプレーするモニタリング手段とを含んで成り立つ。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
少なくとも一つ以上で構成されるＬＮＧ貯蔵手段と、
前記ＬＮＧ貯蔵手段に具備されたＬＮＧの密度と温度の測定手段と、
前記測定手段で測定された密度と温度値を利用して発熱量を算出する算出手段と、
前記算出手段によって算出された発熱量をディスプレーするモニタリング手段と、
を含んで成り立つことを特徴とする貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム。
【請求項２】
層形成判断手段をさらに具備しており、前記層形成判断手段は前記測定手段で測定された温度と密度値を利用して前記ＬＮＧ貯蔵手段内の層形成可否を判断して知らせてくれることを特徴とする請求項１に記載の貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム。
【請求項３】
有／無線で構成された通信連携手段をさらに具備しており、前記通信連携手段は前記測定手段による密度と温度値を前記層形成判断手段及び前記算出手段に伝達することを特徴とする請求項２に記載の貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム。
【請求項４】
前記発熱量を算出するとき、下記の相関式を利用して前記発熱量を求めることを特徴とする請求項１ないし３項のいずれかに記載の貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム。
ＨＶ＝８４６４．３４−２０．１４１３・ＬＤ＋０．０５３８６６１・ＬＤ２−１３４．４８８Ｎ２
ここで、ＨＶ：発熱量（ｋｃａｌ／Ｎｍ３）（発熱量基準温度は１５℃、容積基準温度は０℃、気圧は１．０１３２５ｂａｒ）、ＬＤ：−１６０℃下でＬＮＧ密度（ｋｇ／ｍ３）、Ｎ２：窒素含量（ｍｏｌ％）
【請求項５】
前記窒素含量は０．５％以下であることを特徴とする請求項４に記載の貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム。
【請求項６】
少なくとも一つ以上で構成されたＬＮＧ貯蔵手段内のＬＮＧの密度と温度の測定段階と、
前記測定された密度と温度値を利用した発熱量算出段階と、
前記発熱量算出段階で算出された発熱量のモニタリング段階と、
を含んで成り立つことを特徴とする貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリング方法。
【請求項７】
層形成判断段階をさらに具備しており、前記層形成判断段階では前記測定された密度と温度値を利用して前記ＬＮＧ貯蔵手段内の層形成可否を判断して知らせてくれることを特徴とする請求項６に記載の貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリング方法。
【請求項８】
伝達段階をさらに具備しており、前記伝達段階では有／無線で構成された通信連携手段を利用して前記測定段階で測定された密度と温度値を伝達することを特徴とする請求項７に記載の貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリング方法。
【請求項９】
前記発熱量算出段階において、下記の相関式を利用して前記発熱量を求めることを特徴とする請求項６ないし８項のいずれかに記載の貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリング方法。
ＨＶ＝８４６４．３４−２０．１４１３・ＬＤ＋０．０５３８６６１・ＬＤ２−１３４．４８８Ｎ２
ここで、ＨＶ：発熱量（ｋｃａｌ／Ｎｍ３）（発熱量基準温度は１５℃、容積基準温度は０℃、気圧は１．０１３２５ｂａｒ）、ＬＤ：−１６０℃下でＬＮＧ密度（ｋｇ／ｍ３）、Ｎ２：窒素含量（ｍｏｌ％）
【請求項１０】
前記窒素含量は０．５％以下であることを特徴とする請求項９に記載の貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリング方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム及び方法に関することで、より詳しくは韓国に導入されるガス、特にＬＮＧの発熱量幅が広くなることによって従来の発熱量別保存方式で混合保存方式に変換されることで貯蔵タンク別に混在されたＬＮＧの発熱量を測定して供給者が願う発熱量帯のＬＮＧを送出できるようにした貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム及び方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
一般的に、ＬＮＧを取り入れるようになれば発熱量帯別で貯蔵タンクを高／中／低で指定してＬＮＧを分離して保存したが、新規契約及びスポットカーゴ（Spot Cargo）ＬＮＧの低発熱量化で最近何年の間に導入されるＬＮＧの発熱量幅が従来の１０４５０〜１０７５０ｋｃａｌ／Ｎ３で９７００〜１０７５０ｋｃａｌ／Ｎ３で大きく広くなった。
【０００３】
低発熱量ガスの割合が比較的に低かった時はＬＮＧ貯蔵タンクを高／中／低に指定してＬＮＧを分離して保存したが、２００６年度から低発熱量のＬＮＧ導入が急激に増加しながら発熱量別で保存する場合にＬＮＧ貯蔵タンク数の不足問題（低発熱量ＬＮＧ貯蔵タンクの数が不足）が発生して、これに対する解決策で分離保存方式ではない混合保存方式でＬＮＧが保存されている。
【０００４】
しかし、高／中／低熱量用ＬＮＧ貯蔵タンクを別に指定しなくて、ＬＮＧを混合して保存する場合現在のシステムでは各ＬＮＧ貯蔵タンクの発熱量を推定するのがとても難しい。これによる問題は大きく二つであり、ガス保存タンクの送出ガスの発熱量を調節しにくいという問題と、ＬＰＧ発熱量調節設備（契約最低発熱量又は目標発熱量より低いガスを蒸熱するための設備）のＬＰＧ投入量を最小化できないという問題がある。
【０００５】
これによって、消費者が願う発熱量帯のＬＮＧを送出するためにＬＮＧ貯蔵タンクの発熱量をチェックするべきであって、これに対する管理を円滑にする必要性があった。
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
本発明は従来技術の問題点を解決するために成り立ったことで、本発明の主な目的は貯蔵タンクに設置されたＬＴＤ（Level Temperature Density；レベル、温度、密度測定器）を利用して貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量をリアルタイムでモニタリングするシステム及び方法を提供することにある。
【０００７】
本発明の別の目的は従来の分離保存方式から混合保存方式に変更されるによって、均一な送出発熱量又は供給者が願う発熱量のＬＮＧを送出するために貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量をリアルタイムでモニタリングするシステム及び方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
前記のような目的を果たすために、本発明である貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム及び方法は、少なくとも一つ以上で構成されるＬＮＧ貯蔵手段と、前記ＬＮＧ貯蔵手段に具備されたＬＮＧの密度と温度測定手段と、前記測定手段で測定された密度と温度値を利用して発熱量を算出する算出手段と、前記算出手段によって算出された発熱量をディスプレーするモニタリング手段とを含んで成り立つ。
【０００９】
ここで、層形成判断手段がさらに具備されており、前記層形成判断手段は前記測定手段で測定されたＬＮＧの温度と密度値を利用して前記ＬＮＧ貯蔵手段内の層形成可否を判断して知らせてくれることを特徴とする。
【００１０】
このとき、有／無線で構成された通信連携手段がさらに具備されており、前記通信連携手段は前記測定手段による密度と温度値を前記層形成判断手段及び前記算出手段に伝達することを特徴とする。
【００１１】
また、少なくとも一つ以上で構成されたＬＮＧ貯蔵手段内のＬＮＧの密度と温度測定段階と、前記測定された密度と温度値を利用した発熱量算出段階と、前記発熱量算出段階で算出された発熱量のモニタリング段階とを含んで成り立つ。
【００１２】
ここで、層形成判断段階がさらに具備されて、前記層形成判断段階では前記測定された密度と温度値を利用して前記ＬＮＧ貯蔵手段内の層形成可否を判断して知らせてくれることを特徴とする。
【００１３】
このとき、伝達段階がさらに具備されており、前記伝達段階では有／無線で構成された通信連携手段を利用して前記測定段階で測定された密度と温度値を伝達することを特徴とする。また、前記発熱量算出のとき、次のような相関式を利用して前記発熱量を求めて、窒素含量は０．５％以下であることを特徴とする。
【００１４】
Ｈv＝８４６４．３４−２０．１４１３・ＬＤ２−１３４．４８８Ｎ２
ここで、Ｈv：発熱量（Ｋｃａｌ／Ｎｍ３）（発熱量基準温度は１５℃、容積基準温度は０℃、気圧は１．０１３２５ｂａｒ）、ＬＤ：−１６０℃下でのＬＮＧ密度（ｋｇ／ｍ３）、Ｎ２：窒素含量（ｍｏｌ％）
【発明の効果】
【００１５】
以上、前述した本発明によればＬＮＧ貯蔵手段内のＬＮＧの密度と温度を測定して、これを利用してＬＮＧ貯蔵手段内のＬＮＧ発熱量を把握して、均一な送出発熱量又は供給者が願う発熱量のＬＮＧを提供することだけではなく、ＬＮＧ貯蔵手段別発熱量情報をＬＮＧ貯蔵基地統制室でリアルタイムモニタリングできるので必要管理人力を節減させて業務效率を増大させることは勿論、これによる経済効果まで創出できる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１６】
以下、添付された図面を参照して本発明の実施例を詳しく説明する。
【００１７】
図１は本発明による貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム及び方法の一実施例による概略的な構成図であり、図２は本発明による貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム及び方法の一実施例によるモニタリング画面を概略的に現わした図面であり、図３は本発明による貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステムの一実施例による概略的な段階図であり、図４は本発明による貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリング方法の１実施例による概略的な段階図である。
【００１８】
本発明を説明する前に、従来には発熱量別保存方式として産地別でほとんど等しい発熱量のＬＮＧが導入されたため、産地別で発熱量をチェックして高／中／低発熱量別でＬＮＧ貯蔵手段（ＬＮＧ貯蔵タンク）に保存したが、最近導入するＬＮＧの発熱量幅が広くなるによってＬＮＧ貯蔵タンク数の不足で発熱量別保存方式で混合保存方式に取り替えられることで産地別発熱量に構わずに混合して前記ＬＮＧ貯蔵タンクに保存するようになった。
【００１９】
従って、従来には導入ＬＮＧ大部分の発熱量がほとんど一定して、極低／極高熱量ＬＮＧを分離貯蔵さえすればＬＮＧ貯蔵タンク内の発熱量を別に測定する必要がなかった。
【００２０】
また、ＬＮＧ産地数が制限的だった時は各タンク別で産地表示をして使う場合もあって（一例：日本東京ガス）別途の発熱量測定なしに発熱量が分かった。
【００２１】
しかし、これからは産地の多様化と発熱量範囲幅の急激な増加によって従来のように分離保存する場合タンク数の不足問題が発生するので、高／中／低熱量に構わずに全て混合して保存されなければならないし、前記ＬＮＧ貯蔵タンク別で混合したＬＮＧの発熱量が分からなければならないし、消費者が願う高／中／低熱量のＬＮＧを送出するために発熱量チェックは必ず成り立たなければならない。
【００２２】
また、発熱量チェック後、これに対する情報を多数の前記ＬＮＧ貯蔵タンク別にそれぞれＬＮＧ貯蔵基地統制室でモニタリングできなければならない。
【００２３】
本発明は前述した問題を解決しようと成り立ったことで下記のように詳しく説明する。
【００２４】
先に、図１ないし図３に図示されたように、少なくとも一つ以上で構成されるＬＮＧ貯蔵手段（１００）と、前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）に具備されたＬＮＧの密度と温度の測定手段（２００）と、前記測定手段で測定された温度と密度値を利用して前記ＬＮＧ貯蔵手段内の層形成可否を判断して知らせてくれる層形成判断手段（２００’）と、前記測定手段（２００）で測定された密度と温度値を利用して発熱量を算出する算出手段（４００）と、及び前記算出手段（４００）によって算出された発熱量をディスプレーするモニタリング手段（５００）とを含んで成り立つ。
【００２５】
このとき、有／無線で構成された通信連携手段（３００）がさらに具備されており、前記通信連携手段（３００）は前記測定手段（２００）による密度と温度値を前記層形成判断手段（２００’）及び前記算出手段（４００）に伝達する。
【００２６】
前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＮＧ発熱量を算出するためには先に、前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）に設置されたＬＴＤ（Level Temperature Density；レベル、温度、密度の測定機）を利用して前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）のＬＮＧ密度と温度を測定しなければならない。
【００２７】
前記ＬＴＤ設置の本来目的は、前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）に保存されたＬＮＧの高さ別温度及び密度をチェックすることとして、これを通じて異種のＬＮＧの間に層が形成されたのかを確認することである。
【００２８】
前記ＬＴＤが前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）の高さ別温度と密度を一回スィーピング（sweeping）するのに平均１時間位が必要であり、一日２回位測定して、スィーピングしない待機状態では前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）の下部に位置してリアルタイムで密度及び温度を測定する。
【００２９】
前記測定された温度と密度値は前記通信連携手段（３００）を通じて前記層形成判断手段（２００’）及び前記算出手段（４００）に伝送され、前記算出手段（４００）では伝送された温度と密度値を利用して発熱量を算出し、前記算出された発熱量はＬＮＧ貯蔵基地統制室の前記モニタリング手段（５００）を通じてリアルタイムでディスプレーされる。
【００３０】
このとき、前記層形成判断手段（２００’）で前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＮＧの層形成可否を判断して知らせてくれるようになるのに前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＴＤスィーピング時最上部と最下部の温度又は密度値は、前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内の異種ＬＮＧの間に層が形成されたのか確認する資料で使われて、層があると判断される場合ＬＮＧ発熱量測定誤差とロールオーバー（Rollover）現状の危険性があるので形成された層をとり除かなければならない。
【００３１】
従って、層がある場合、これを必ずとり除くことによってＬＮＧの密度と温度から前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＮＧ全体を代表する発熱量を求めることができる。
【００３２】
前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＮＧの層形成判断は、ＬＴＤスィーピング時測定された最上部と最下部の温度差又は密度差を通じて決められる。層がない場合ＬＮＧ最上部と最下部の温度と密度差はほとんど出ないし、普通ＬＮＧ最上層部と最下層部温度差は０．３℃以内であり、密度は０．３ｋｇ／ｍ３内外である。
【００３３】
しかし、層が形成された場合には１℃以上差を見せるし、密度も層を通りながら急激に変わるので、このような点を利用して前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＮＧ層が形成されたのかを分かる。
【００３４】
前記層形成可否は前記ＬＮＧ貯蔵基地統制室で前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）別にモニター上にディスプレーされるとか音声などで案内される。層形成基準に対する密度差はＬＮＧ最上部と最下部密度差を１ｋｇ／ｍ３内外にするのが望ましい（図５参照）。
【００３５】
前述したように、層がない場合にはＬＮＧ高さ別温度と密度差がほとんどないので、任意地点で測定された温度と密度値を利用しても該当タンクのＬＮＧ代表発熱量を正確に算出することができる。
【００３６】
しかし、層が形成された前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）の場合にはＬＮＧ高さ別で密度及び温度が違うのでＬＴＤスィーピングの時や大気状態でリアルタイムで算出された発熱量値は該当のＬＮＧ貯蔵手段（１００）全体を代表する発熱量値ではないので、必ず層形成可否を判断してこれをとり除けばこそ正確な発熱量予測が可能である。
【００３７】
従来の分離保存方式から混合保存方式に取り替えられながら、前記ＬＮＧ内の層形成蓋然性はさらに高くなったし、層形成問題を解決するために前記ＬＴＤを利用した前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＮＧの密度と温度チェックは必ず成り立たなければならない。
【００３８】
また、前記発熱量算出のためにはこれに対する相関式が必要だが、不活性ガスがない天然ガスの場合発熱量は基準密度（又は比重）だけの関数で表現できるということはよく知られた事実である。ＬＮＧに対してもこのような関係が成り立ったら、各タンクの発熱量はＬＴＤで測定された密度から推定するのが可能になる。
【００３９】
先に、ＬＴＤで測定された密度値だけで発熱量を推定するのが可能になるためには（ＬＮＧ貯蔵手段（１００）別に窒素含量は分からないから）ＬＮＧ内の不活性ガスの含量が一定水準以下ではなければならない。韓国ガス公社の生産基地に荷役されるＬＮＧの造成を見れば二酸化炭素（ＣＯ２）の含量は０．００ｍｏｌ％であり、窒素（Ｎ２）は平均０．２ｍｏｌ％内外である。
【００４０】
実際、産地別では窒素の含量が１％以上のことも極めて一部あるが航海途中相当量の窒素がボイルオフガス（ＢＯＧ：boil off gas）形態で蒸発してしまうからＬＮＧ引受基地に荷役の時の窒素含量は０．５ｍｏｌ％以下の水準で維持される。（メタン９９ｍｏｌ％と窒素１ｍｏｌ％で構成されたＬＮＧの場合ボイルオフガス内のメタンと窒素の含量比は７９：２１位で窒素の含量が非常に高くて早い時間内にＬＮＧ内の窒素含量が低くなる。）
【００４１】
以上のことから不活性ガスによる発熱量の推定誤差は最大０．６％内外であることが分かり、この誤差もＬＮＧ内の窒素含量を０．１５ｍｏｌ％で仮定して密度-発熱量の相関式を作れば０．４％水準まで減らせる。
【００４２】
そして、ほとんどの場合窒素含量を０．１５ｍｏｌ％で仮定した時発生する誤差は０．２％内外である。
【００４３】
下記の相関式は下記の表（ＬＮＧ密度と発熱量関係回帰分析データ）のＬＮＧ密度、窒素含量、発熱量の関係を回帰分析して得た結果としてここに使われたＬＮＧデータはアラスカ産を除き大部分韓国ガス公社荷役ＬＮＧと送出ガス造成である。窒素はＬＴＤから得ることができる測定データではないが含まれた理由は、適正な窒素含量を固定値で使えば窒素含量による誤差を大きく減らすことができるからである。
【００４４】
下記のＬＮＧ密度と発熱量回帰分析データ表を見れば窒素を含んだ場合相関式のカーブフィッティング（curve  fitting）誤差は０．０６％以下であるが窒素含量を無視した場合には最大０．２９％まで誤差が現われることを分かる。
【００４５】
窒素含量無視による発熱量推定誤差を減らすために窒素含量を０．１５％にした場合（一般的窒素含量範囲０〜０．３ｍｏｌ％）最大誤差が０．２１％（回帰誤差含み）で減少することを見られる。
【００４６】
従って、測定された密度値を利用して発熱量値算出のとき、下記のような相関式を利用して発熱量値を求められる。
【００４７】
ＨＶ＝８４６４．３４−２０．１４１３・ＬＤ＋０．０５３８６６１・ＬＤ２−１３４．４８８Ｎ２
ここで、ＨＶ：発熱量（ｋｃａｌ／Ｎｍ３）（発熱量基準温度１５℃、容積基準温度０℃１．０１３２５ｂａｒ）、ＬＤ：−１６０℃下でＬＮＧ密度（ｋｇ／ｍ３）、Ｎ２：窒素含量（ｍｏｌ％）
【００４８】
ここで、前記窒素含量は０．５％以下（望ましくは０．１５％）であるのを特徴とするが、前記のような相関式を利用して発熱量を推定するためには必ずＬＮＧ密度と発熱量の正確な関係式が必要である。
【００４９】
このような相関式が可能であるかを確認するために７ヶ所産地のＬＮＧ造成でＬＮＧ密度と発熱量を分析した結果、非常に密接な連関があることで確認されたし、２次式で回帰分析した結果誤差率は０．０６％内外であることがわかる。
【００５０】
【表１】
2010139055.tif 000003
【００５１】
ＬＮＧ密度と発熱量の相関関係を作るためにはＬＮＧの基準条件が必要であるが、ここでは−１６０℃を基準温度とし、圧力はＬＮＧ密度にほとんど影響を与えないので考慮しなかった。
【００５２】
前記算出手段（４００）を利用して算出された発熱量は図１に図示されたように、ＬＮＧ貯蔵基地統制室でコンピューターなどのモニターを利用して図２に図示されたようにディスプレーして観測することになる。
【００５３】
一方、図１、２、４に図示されたように、少なくとも一つ以上で構成されたＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＮＧの密度と温度測定段階（Ｓ１００）と、前記測定された密度と温度値を利用して前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内の層形成可否を判断して知らせてくれる層形成判断段階（Ｓ３００）と、前記測定された密度と温度値を利用した発熱量算出段階（Ｓ４００）と、及び前記発熱量算出段階（Ｓ４００）で算出された発熱量のモニタリング段階（Ｓ５００）とを含んで成り立つ。
【００５４】
このとき、伝達段階（Ｓ２００）がさらに具備されて、前記伝達段階（Ｓ２００）では有／無線で構成された通信連携手段（３００）を利用して前記測定段階（Ｓ１００）で測定された密度と温度値を伝達する。
【００５５】
また、前記通信連携手段（３００）を通じて伝達した密度と温度値を利用して前記層形成判断段階（Ｓ３００）で層形成可否をチェックして、層がある場合に層をとり除いて前記算出段階（Ｓ４００）で前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）内のＬＮＧの代表発熱量を求めるようになる。
【００５６】
前記算出された発熱量はＬＮＧ貯蔵基地統制室でリアルタイムでモニタリングできる。前記算出段階（Ｓ４００）では前述したように密度と温度値を求めた後、前記の相関式に代入して発熱量を算出し、これをＬＮＧ貯蔵基地統制室でコンピューターなどを利用してモニタリングするようになる。
【００５７】
このとき、前記層形成判断及び前記発熱量を求める相関式は前記層形成判断手段（２００’）及び前記算出手段（４００）であるコンピューターなどにあらかじめプログラミングしておく。
【００５８】
以上、本発明である貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム及び方法の作動状態は次のようである。（図１ないし図４参照）
【００５９】
１）前記ＬＴＤを利用してリアルタイムで前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）別に温度と密度を測定する。
【００６０】
２）測定された温度と密度値は前記通信連携手段（３００）を通じて前記層形成判断手段（２００’）及び前記算出手段（４００）で伝送される。（このとき、ＬＴＤスィーピング時ＬＮＧ上／下部の温度が１℃以上差があるとか、密度に１ｋｇ／ｍ３以上差があれば層が形成されたことと判断して、前記ＬＮＧ貯蔵基地統制室に警告音（案内放送）を利用して表示するとか、コンピューターなどのモニター画面に層が形成された前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）別に識別できるように表示される。）
【００６１】
３）層が形成された前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）の層をとり除く。（層除去作業は別に遂行する）
【００６２】
４）層が除去された前記ＬＮＧ貯蔵手段（１００）の温度値と密度値を再測定して層除去可否を確認することができる。
【００６３】
５）前記算出手段（４００）を利用して発熱量を算出する。
【００６４】
６）ＬＮＧ貯蔵基地統制室でモニターに表示された各ＬＮＧ貯蔵手段（１００）別に発熱量をリアルタイムでモニタリングできる。
以上、本発明の望ましい実施例に対して説明したが、本発明はこれらの実施例に何ら限定されるものではない。
【図面の簡単な説明】
【００６５】
【図１】本発明による貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム及び方法の一実施例による概略的な構成図である。
【図２】本発明による貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステム及び方法の一実施例によるモニタリング画面を概略的に現わした図面である。
【図３】本発明による貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリングシステムの一実施例による概略的な段階図である。
【図４】本発明による貯蔵タンク内のＬＮＧ発熱量リアルタイムモニタリング方法の一実施例による概略的な段階図である。
【図５】層がある場と層がない場合とについて、ＬＮＧ高さ別温度を示す図面である。
【符号の説明】
【００６６】
１００：ＬＮＧ貯蔵手段、  ２００：測定手段、  ２００’：層形成判断手段、  ３００：通信連携手段、  ４００：算出手段、  ５００：モニタリング手段、  Ｓ１００：測定段階、  Ｓ２００：伝達段階、  Ｓ３００：層形成判断段階、  Ｓ４００：算出段階、  Ｓ５００：モニタリング段階
【図１】
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【図３】
2010139055.tif 000005
【図４】
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【図５】
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【図２】
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