(57)【要約】【課題】タンクから外部に供給する液化天然ガスの密度を簡単な構成にて計測可能な液化天然ガスの密度計測システム、該システムを備える液化天然ガス施設、及び、液化天然ガスの密度計測方法を提供する。【解決手段】液化天然ガスの密度計測システムは、液化天然ガスを貯蔵可能なタンクにおける、液化天然ガスの液面と底の圧力差に対応する第１計測値を測定するための第１センサと、液化天然ガスを前記タンクから外部に供給可能な供給管における断面積変化によって生じる圧力差に対応する第２計測値を測定するための第２センサと、前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて、前記供給管を流れる液化天然ガスの密度を演算する演算装置と、を備える。【選択図】図１
2014106098.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガスを貯蔵可能なタンクにおける、液化天然ガスの液面と底の圧力差に対応する第１計測値を測定するための第１センサと、
液化天然ガスを前記タンクから外部に供給可能な供給管における断面積変化によって生じる圧力差に対応する第２計測値を測定するための第２センサと、
前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて、前記供給管を流れる液化天然ガスの密度を演算する演算装置と、
を備えることを特徴とする液化天然ガスの密度計測システム。
【請求項２】
前記第１センサは、前記タンクの底部と上部の圧力差を測定する差圧計からなる
ことを特徴とする請求項１記載の液化天然ガスの密度計測システム。
【請求項３】
前記第２センサは、オリフィス流量計又はベンチュリ流量計からなる
ことを特徴とする請求項１記載の液化天然ガスの密度計測システム。
【請求項４】
液化天然ガスを貯蔵可能な少なくとも１つのタンクと、
前記タンクから外部に液化天然ガスを供給可能な供給管と、
前記タンクにおける液化天然ガスの液面と底の圧力差に対応する第１計測値を測定するための第１センサと、
前記供給管における断面積変化によって生じる圧力差に対応する第２計測値を測定するための第２センサと、
前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて、前記供給管を流れる液化天然ガスの密度を演算するように構成された演算装置と、
を備えることを特徴とする液化天然ガス施設。
【請求項５】
前記供給管における液化天然ガスの流れを生成する供給ポンプと、
前記タンク内の圧力を調整する圧力調整装置と、
前記演算装置によって演算された前記液化天然ガスの密度に基づいて、前記圧力調整装置を制御するように構成された制御装置と、
を更に備えることを特徴とする請求項４に記載の液化天然ガス施設。
【請求項６】
前記タンクに液化天然ガスを補給するための補給タンクを更に備え、
前記制御装置は、前記演算装置によって演算された前記液化天然ガスの密度に基づいて、前記補給タンクから前記タンクへの液化天然ガスの補給を調整するように構成されている
ことを特徴とする請求項４に記載の液化天然ガス施設。
【請求項７】
前記少なくとも１つのタンクは、複数のタンクからなり、
前記制御装置は、前記演算装置によって演算された前記液化天然ガスの密度に基づいて、前記複数のタンクの各々から外部に供給する液化天然ガスの流量を調整するように構成されている
ことを特徴とする請求項５に記載の液化天然ガス施設。
【請求項８】
前記少なくとも１つのタンクは、複数のタンクからなり、
前記制御装置は、前記演算装置によって演算された前記液化天然ガスの密度に基づいて、前記複数のタンクのうちから液化天然ガスの供給元となるタンクを選択するように構成されている
ことを特徴とする請求項５に記載の液化天然ガス施設。
【請求項９】
液化天然ガスを貯蔵可能なタンクにおける、液化天然ガスの液面と底の圧力差に対応する第１計測値を測定する第１測定工程と、
前記供給管における断面積変化によって生じる圧力差に対応する第２計測値を測定する第２測定工程と、
前記第１測定工程で測定された第１計測値及び前記第２測定工程で測定された第２計測値に基づいて、前記供給管を流れる液化天然ガスの密度を演算する演算工程と、
を備えることを特徴とする液化天然ガスの密度計測方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガスの密度計測システム、該システムを備える液化天然ガス施設、及び、液化天然ガスの密度計測方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
液化天然ガスは、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。
【０００３】
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、液化天然ガス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。
【０００４】
また、特許文献２が開示する液密度計測装置では、複数のラマンプローブが、タンク内の異なる高さに配置される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開平１０−４８１１５号公報
【特許文献２】特開２０１１−１７９９４９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
液化天然ガスの組成は産出地によって異なり、また、貯蔵期間によっても変化する。液化天然ガスの熱量は組成によって異なるため、タンクから外部に供給する液化天然ガスの組成を測定することは重要である。
また、液化天然ガスの組成に応じて、ポンプでの液化天然ガスからのガスの発生の程度も異なる。ガスが発生してポンプでキャビテーションが生じると、ポンプの性能低下や、振動や騒音が引き起こされる。この点からも、タンクから外部に供給する液化天然ガスの組成を測定することは重要である。
【０００７】
そこで、液化天然ガスの組成と相関を有する密度を、特許文献１や特許文献２が開示する液密度計測装置を利用して測定することが考えられる。
しかしながら、特許文献１が開示するＬＮＧタンク内液密度計測装置の場合、液面計とは別に、複数の導圧管をタンク内に配置しなければならず、構成が複雑であるという問題がある。
同様に、特許文献２が開示する液密度計測装置においても、液面計とは別に、複数のラマンプローブをタンク内に配置しなければならず、構成が複雑であるという問題がある。
【０００８】
本発明は、上述した事情に鑑みてなされ、タンクから外部に供給する液化天然ガスの密度を簡単な構成にて計測可能な液化天然ガスの密度計測システム、該システムを備える液化天然ガス施設、及び、液化天然ガスの密度計測方法を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
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タンクにおける、液化天然ガスの液面と底の圧力差に対応する第１計測値を測定するための第１センサと、液化天然ガスを前記タンクから外部に供給可能な供給管における断面積変化によって生じる圧力差に対応する第２計測値を測定するための第２センサと、前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて、前記供給管を流れる液化天然ガスの密度を演算する演算装置と、を備えることを特徴とする液化天然ガスの密度計測システムが提供される。
【００１０】
この構成では、第１センサによって、タンクから外部への液化天然ガスの供給に伴う、液化天然ガスの液面と底の圧力差の変化量（圧力差変化量）を求めることができる。また、第２センサによって、供給管における液化天然ガスの圧力差を求めることができる。
ここで、供給管における液化天然ガスの流速は、圧力差変化量と液化天然ガスの密度を変数として含む関数（第１関数）によって表される。
また、供給管における液化天然ガスの流速は、供給管における圧力差と液化天然ガスの密度を変数として含む関数（第２関数）によって表される。
【００１１】
第１関数によって求められる流速と、第２関数によって求められる流速は一致するので、第１関数及び第２関数に基づいて、液化天然ガスの密度を求めることができる。
かくして、この構成によれば、第１センサ及び第２センサによって、簡単な構成にて、タンクから外部に供給する液化天然ガスの密度を計測することができる。
【００１２】
一実施形態では、前記第１センサは、前記タンクの底部と上部の圧力差を測定する差圧計からなる。
この構成によれば、簡単な構成にて、タンクから外部に供給する液化天然ガスの密度を計測することができる。
【００１３】
一実施形態では、前記第２センサは、オリフィス流量計又はベンチュリ流量計からなる。
この構成によれば、簡単な構成にて、タンクから外部に供給する液化天然ガスの密度を計測することができる。
【００１４】
また、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少なくとも１つのタンクと、前記タンクから外部に液化天然ガスを供給可能な供給管と、前記タンクにおける液化天然ガスの液面と底の圧力差に対応する第１計測値を測定するための第１センサと、前記供給管における断面積変化によって生じる圧力差に対応する第２計測値を測定するための第２センサと、前記第１計測値及び前記第２計測値に基づいて、前記供給管を流れる液化天然ガスの密度を演算するように構成された演算装置と、を備えることを特徴とする液化天然ガス施設が提供される。
この構成によれば、タンクから外部に供給する液化天然ガスの密度を計測することができるので、液化天然ガスを適切に扱うことができる。
【００１５】
一実施形態では、液化天然ガス施設は、前記供給管における液化天然ガスの流れを生成する供給ポンプと、前記タンク内の圧力を調整する圧力調整装置と、前記演算装置によって演算された前記液化天然ガスの密度に基づいて、前記圧力調整装置を制御するように構成された制御装置と、を更に備える。
この構成によれば、液化天然ガスの密度に応じて、タンク内の圧力を調整することにより、ポンプにおけるキャビテーションの発生が抑制される。この結果、ポンプにおける性能低下や、振動及び騒音の発生が抑制される。
【００１６】
一実施形態では、液化天然ガス施設は、前記タンクに液化天然ガスを補給するための補給タンクを更に備え、前記制御装置は、前記演算装置によって演算された前記液化天然ガスの密度に基づいて、前記補給タンクから前記タンクへの液化天然ガスの補給を調整するように構成されている。
この構成によれば、タンク内の液化天然ガスの密度に基づいて、タンクに液化天然ガスを補給することにより、タンク内の液化天然ガスの密度を調整することができる。このため、タンク内で液化天然ガスの密度が経時的に変化するとしても、所定の密度を有する液化天然ガスを外部に供給することができる。
【００１７】
一実施形態では、前記少なくとも１つのタンクは、複数のタンクからなり、前記制御装置は、前記演算装置によって演算された前記液化天然ガスの密度に基づいて、前記複数のタンクの各々から外部に供給する液化天然ガスの流量を調整するように構成されている。
この構成によれば、制御装置が、複数のタンクから供給される液化天然ガスの流量を調整することによって、外部に所定の密度を有する液化天然ガスを外部に供給することができる。
【００１８】
一実施形態では、前記少なくとも１つのタンクは、複数のタンクからなり、前記制御装置は、前記演算装置によって演算された前記液化天然ガスの密度に基づいて、前記複数のタンクのうちから液化天然ガスの供給元となるタンクを選択するように構成されている。
この構成によれば、制御装置が、供給元となるタンクを選択することによって、外部に所定の密度を有する液化天然ガスを外部に供給することができる。
【００１９】
また、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タンクにおける、液化天然ガスの液面と底の圧力差に対応する第１計測値を測定する第１測定工程と、前記供給管における断面積変化によって生じる圧力差に対応する第２計測値を測定する第２測定工程と、前記第１測定工程で測定された第１計測値及び前記第２測定工程で測定された第２計測値に基づいて、前記供給管を流れる液化天然ガスの密度を演算する演算工程と、を備えることを特徴とする液化天然ガスの密度計測方法が提供される。
【００２０】
この構成では、第１測定工程において、液化天然ガスの供給に伴う、液化天然ガスの液面と底の圧力差の変化量（圧力差変化量）を求めることができる。また、第２測定工程によって、供給管における液化天然ガスの圧力差を求めることができる。
ここで、供給管における液化天然ガスの流速は、圧力差変化量と液化天然ガスの密度を変数として含む関数（第１関数）によって表される。
また、供給管における流速は、供給管における圧力差と液化天然ガスの密度を変数として含む関数（第２関数）によって表される。
【００２１】
第１関数によって求められる流速と、第２関数によって求められる流速は一致するので、第１関数及び第２関数に基づいて、液化天然ガスの密度を求めることができる。
かくして、この構成によれば、第１測定工程及び第２測定工程によって求められた第１計測値及び第２計測値に基づいて、簡単な構成にて、タンクから外部に供給する液化天然ガスの密度を計測することができる。
【発明の効果】
【００２２】
本発明によれば、タンクから外部に供給する液化天然ガスの密度を簡単な構成にて計測可能な液化天然ガスの密度計測システム、該システムを備える液化天然ガス施設、及び、液化天然ガスの密度計測方法が提供される。
【図面の簡単な説明】
【００２３】
【図１】本発明の一実施形態の液化天然ガスの密度計測システムの概略的な構成を示す図である。
【図２】図１の液化天然ガスの密度計測システムに適用可能なベンチュリ流量計の構成を概略的に示す図である。
【図３】本発明の一実施形態の液化天然ガス施設の概略的な構成を示す図である。
【図４】本発明の一実施形態の液化天然ガス施設の概略的な構成を示す図である。
【図５】本発明の一実施形態の液化天然ガス施設の概略的な構成を示す図である。
【図６】本発明の一実施形態の液化天然ガス施設の概略的な構成を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００２４】
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、形状及びその相対的配置等は、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。
【００２５】
図１は、本発明の一実施形態の液化天然ガスの密度計測システム（以下、単に密度計測システムともいう）の概略的な構成を示す図である。
密度計測システムは、第１センサ１０、第２センサ１２及び演算装置１４を有する。第１センサ１０は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧともいう）を貯蔵可能なタンク１６に取り付けられている。第１センサ１０は、本実施形態では差圧計であり、タンク１６の上部に上側導管を通じて接続されるとともに、タンク１６の底に下側導管を通じて接続されている。第１センサ１０は、ＬＮＧの液面に作用する圧力と、ＬＮＧの底に作用する圧力との間の圧力差（液ヘッド）を測定可能である。
なお、第１センサ１０を２つの圧力センサによって構成してもよい。この場合、上側導管及び下側導管に圧力センサを一つずつ接続し、２つの圧力センサによって測定された圧力の差を演算によって求めてもよい。
【００２６】
第２センサ１２は、タンク１６に接続された供給管１８に取り付けられている。第２センサ１２はオリフィス流量計であり、供給管１８には、オリフィス２０が設けられている。第２センサ１２は、上流導管を通じてオリフィス２０よりも上流の供給管１８の部分に接続されるとともに、下流導管を通じてオリフィス２０よりも下流の供給管１８の部分に接続されている。第２センサ１２は、オリフィス２０によって形成される断面積変化によって生じる、ＬＮＧの圧力差を測定可能である。
【００２７】
なお、第２センサ１２は、ベンチュリ流量計であってもよい。この場合、図２に示したように、オリフィス２０に代えて絞り部を供給管１８に設け、下流導管を絞り部に接続する。そして、第２センサ１２によって、絞り部よりも上流の供給管１８の部分におけるＬＮＧの圧力と、絞り部におけるＬＮＧの圧力との差を測定する。
また、第２センサ１２を２つの圧力センサによって構成してもよい。この場合、２つの圧力センサを上流導管及び下流導管に接続し、２つの圧力センサによって測定された圧力の差を演算によって求めてもよい。
【００２８】
演算装置１４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。
演算装置１４には、第１センサ１０及び第２センサ１２が電気的に接続されている。従って、演算装置１４には、第１センサ１０が出力した、圧力差に対応する信号が入力されるとともに、第２センサ１２が出力した圧力差に対応する信号が入力される。
【００２９】
演算装置１４は、第１センサ１０及び第２センサ１２によって入力された圧力差に対応する信号に基づいて、ＬＮＧの密度を演算する。そして、例えば、演算したＬＮＧの密度を出力装置としてのモニタに表示可能である。
【００３０】
以下、上述したＬＮＧの密度計測システムが行うＬＮＧの密度計測方法について説明する。
ＬＮＧの密度計測方法では、ＬＮＧの供給中、タンク１６における液化天然ガスの液面と底の圧力差に対応する第１計測値が測定される（第１測定工程）。
また、第１測定工程と平行して、供給管１８における断面積変化によって生じる圧力差に対応する第２計測値が測定される（第２測定工程）。
そして、第１測定工程で測定された第１計測値及び第２測定工程で測定された第２計測値に基づいて、供給管１８を流れる液化天然ガスの密度が演算される（演算工程）。
【００３１】
以下、密度計測方法によるＬＮＧの密度計測の原理、即ち、演算装置１４が行う演算の内容について説明する。
ＬＮＧの密度をρ、重力加速度をｇ、第１センサ１０によって測定される圧力差をΔＰ１、時間ｔ０から時間ｔ１までの間の液面高さの変化量をΔｈとし、時間ｔ０から時間ｔ１までの間の圧力差ΔＰ１の変化量をδ（ΔＰ１）としたとき、Δｈは、以下の式（１）で表される。
【００３２】
そして、時間ｔ０から時間ｔ１までの間に、タンク１６から流出して供給管１８に流入するＬＮＧの体積流量をＱと、タンク１６の断面積をＡ１とし、供給管１８の断面積をＡ２とし、供給管１８におけるＬＮＧの流速をｖ２としたとき、Ｑは、以下の式（２）で表される。そして、式（２）を流速ｖ２を表す式に変形すると、以下の式（３）が得られる。
【００３３】
一方、第２センサ１２によって測定される圧力差をΔＰ２とし、オリフィス２０の形状によって規定される損失係数をξとしたとき、ΔＰ２は、以下の式（４）で表される。式（４）を流速ｖ２を表す式に変形すると、以下の式（５）が得られる。
そして、式（５）に式（３）を代入すると式（６）が得られる。式（６）において、未知の変数はρのみであり、演算装置１４は、式（６）を解くことにより、ρを求めることができる。
【００３４】
【数１】
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【００３５】
上述した一実施形態のＬＮＧの密度計測システムでは、第１センサ１０によって、タンク１６から外部へのＬＮＧの供給に伴う、ＬＮＧの液面と底の圧力差ΔＰ１の変化量（圧力差変化量：δ（ΔＰ１）＝ΔＰ１（ｔ０）−ΔＰ１（ｔ１））を求めることができる。また、第２センサ１２によって、供給管１８におけるＬＮＧの圧力差ΔＰ２を求めることができる。
【００３６】
式（３）に示したように、供給管１８におけるＬＮＧの流速ｖ２は、タンク１６における圧力差変化量δ（ΔＰ１）と、ＬＮＧの密度ρを変数として含む関数（第１関数）によって表される。
また、式（５）に示したように、供給管１８におけるＬＮＧの流速ｖ２は、供給管１８におけるＬＮＧの圧力差ΔＰ２とＬＮＧの密度ρを変数として含む関数（第２関数）によって表される。
【００３７】
そして、第１関数によって求められる流速ｖ２と、第２関数によって求められる流速ｖ２は一致するので、第１関数及び第２関数に基づいて得られる式（６）を解くことにより、ＬＮＧの密度ρを求めることができる。
かくして、この構成によれば、第１センサ１０及び第２センサ１２によって、簡単な構成にて、タンク１６から外部に供給するＬＮＧの密度ρを計測することができる。
【００３８】
また、上述した一実施形態のＬＮＧの密度計測システムでは、第１センサ１０が、タンク１６の底部と上部の圧力差を測定する差圧計からなるので、簡単な構成にて、タンク１６から外部に供給するＬＮＧの密度ρを計測することができる。
【００３９】
また、上述した一実施形態のＬＮＧの密度計測システムでは、第２センサ１２が、オリフィス流量計又はベンチュリ流量計からなるので、簡単な構成にて、タンク１６から外部に供給するＬＮＧの密度ρを計測することができる。
【００４０】
なお、上述した一実施形態のＬＮＧの密度計測システムでは、第１センサ１０が、ＬＮＧの液面と底の圧力差を直接測定していたが、式（１）から明らかなように、第１センサ１０は、タンク１６における液面の変化量Δｈを直接測定可能な液面計であってもよい。つまり、第１センサ１０は、ＬＮＧの液面と底の圧力差に対応する計測値（第１計測値）を測定可能であればよい。
また、第２センサ１２についても、供給管１８の流路断面積の変化に基づくＬＮＧの圧力差に対応する計測値（第２計測値）を測定可能であればよい。
【００４１】
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。
【００４２】
図３は、本発明の一実施形態のＬＮＧ施設の概略的な構成を示している。
ＬＮＧ施設は、例えば、陸上、洋上、又は、船舶等に設けられる。ＬＮＧ施設は、ＬＮＧを燃料とするガスエンジン２２を有し、ガスエンジン２２の出力は、発電や、船舶の推進力として利用される。
【００４３】
ガスエンジン２２は、供給管１８を通じてタンク１６に接続されている。供給管１８には、供給ポンプ２４が設けられ、供給ポンプ２４によって、ＬＮＧがガスエンジン２２に向けて送られる。なお、図示しないけれども、供給ポンプ２４とガスエンジン２２との間を延びる供給管１８の部分には、ＬＮＧを気化させるための加熱器が設けられている。
【００４４】
また、タンク１６には、タンク１６内の圧力を調整するための圧力調整装置２６が設けられている。圧力調整装置２６は、液導出管とガス導入管を介してタンク１６に接続されている。圧力調整装置２６は、液導出管を通じてタンク１６から流出したＬＮＧを加熱して気化させる加熱器であり、気化した天然ガスは、ガス導入管を通じてタンク１６に流入する。
【００４５】
従って、圧力調整装置２６を制御することによってタンク１６内の圧力を制御可能であり、例えば、圧力調整装置２６を作動させ、気化した天然ガスをタンク１６に流入させることで、タンク１６内の圧力を高めることができる。
ＬＮＧ施設は、ＬＮＧ施設の運転を制御する制御装置２８を有する。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、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、ガスエンジン２２、供給ポンプ２４及び圧力調整装置２６を制御可能に構成されている。
【００４６】
ＬＮＧ施設には、上述した一実施形態のＬＮＧの密度計測システムが適用され、演算装置１４は、制御装置２８に接続されている。制御装置２８には、演算装置１４によって演算により求められたＬＮＧの密度ρが入力され、制御装置２８は、密度ρに基づいて、ＬＮＧ施設の運転を制御可能に構成されている。
なお、本実施形態では、制御装置２８と演算装置１４が別体に設けられているが、一つのコンピュータによって一体に設けられていてもよい。つまり、制御装置２８が、演算装置１４としての演算部を含んでいてもよい。
【００４７】
例えば、本実施形態では、制御装置２８は、入力された密度ρが予め設定された閾値ρｔｈ１よりも小さい場合、タンク１６内の圧力が、予め設定された設定値Ｐｓ以上になるように、圧力調整装置２６を作動させる。
【００４８】
ＬＮＧは、メタン、エタン、プロパン及びブタン等を燃焼成分として含む。ＬＮＧの密度ρが低い場合、ＬＮＧに含まれるメタン成分が多い。メタン成分は、他の成分に比べて気化し易いので、密度ρが閾値ρｔｈ１よりも低い場合、供給ポンプ２４においてキャビテーションが発生し易くなる。
【００４９】
上述した一実施形態のＬＮＧ施設によれば、ＬＮＧの密度ρに応じて、タンク１６内の圧力を調整することにより、ＬＮＧの気化が抑制され、供給ポンプ２４におけるキャビテーションの発生が抑制される。即ち、密度ρが閾値ρｔｈ１よりも低い場合には、予め設定された設定値Ｐｓよりもタンク内の圧力を高くすることで、キャビテーションの発生が抑制される。そしてこの結果、供給ポンプ２４における性能低下や、振動及び騒音の発生が抑制される。
【００５０】
図４は、本発明の他の一実施形態のＬＮＧ施設の概略的な構成を示している。
ＬＮＧ施設は、例えば、陸上、洋上、又は、船舶等に設けられる。ＬＮＧ施設は、他のタンク（供給先タンク）３０にＬＮＧを供給するための施設である。供給先タンク３０は、例えば、船舶や車両等の輸送機械に設けられ、供給管１８に脱離可能に接続される。
【００５１】
供給先タンク３０を備える輸送機械は、供給先タンク３０内のＬＮＧを燃料として消費する船舶や車両であってもよいし、ＬＮＧを運搬するタンカー、タンクローリ、貨物列車、或いは、ＬＮＧを他の船に供給するバンカリング船であってもよい。
【００５２】
上述した一実施形態のＬＮＧ施設によれば、供給先タンク３０にＬＮＧを供給する際に、供給ポンプ２４でのキャビテーションの発生が抑制され、供給ポンプ２４における性能低下や、振動及び騒音の発生が抑制される。
【００５３】
図５は、本発明の他の一実施形態のＬＮＧ施設の概略的な構成を示している。
ＬＮＧ施設は、タンク１６の外に、ＬＮＧを貯蔵可能な補給タンク３２を有する。補給タンク３２は、補給管３４を介してタンク１６に接続され、補給管３４には、補給ポンプ３６が設けられている。補給ポンプ３６の動作は、制御装置２８によって制御される。
【００５４】
ここで、ＬＮＧは、メタン、エタン、プロパン及びブタン等を燃焼成分として含み、ＬＮＧの組成は、メタン成分の選択的な気化により経時的に変化し易い。これに対し、ガスエンジン２２の運転条件としては、ガスエンジン２２に供給されるＬＮＧの組成が、ガスエンジン２２の仕様上規定された組成に近いことが望ましい。
【００５５】
そこで本実施形態では、制御装置２８が、ガスエンジン２２に供給されるＬＮＧの密度ρに応じて補給ポンプ３６を作動させ、タンク１６に補給タンク３２からＬＮＧを補給する。この場合、ＬＮＧの組成を調整可能なように、補給タンク３２に貯蔵されているＬＮＧの組成は、タンク１６に貯蔵されているＬＮＧと組成が異なっている。
【００５６】
例えば、補給タンク３２のＬＮＧの方が、タンク１６のＬＮＧよりもメタン成分を多く含んでいるとする。この場合、制御装置２８は、演算装置１４によって求められたＬＮＧの密度ρが予め設定された閾値ρｔｈ２よりも高いときに、補給ポンプ３６を作動させる。これにより、補給タンク３２のＬＮＧがタンク１６に供給され、タンク１６のＬＮＧにおいてメタン成分の濃度が増え、密度ρを低下させることができる。
【００５７】
あるいは、補給タンク３２のＬＮＧの方が、タンク１６のＬＮＧよりもメタン成分の濃度が低いとする。この場合、制御装置２８は、演算装置１４によって求められたＬＮＧの密度ρが予め設定された閾値ρｔｈ３よりも低いときに、補給ポンプ３６を作動させる。これにより、補給タンク３２のＬＮＧがタンク１６に供給され、タンク１６のＬＮＧにおいてメタン成分の濃度が低下し、密度ρを増大させることができる。
【００５８】
上述した一実施形態のＬＮＧ施設によれば、タンク１６内のＬＮＧの密度ρに基づいて、補給タンク３２からタンク１６にＬＮＧを補給することにより、タンク１６内のＬＮＧの密度ρを調整することができる。このため、タンク１６内でＬＮＧの密度ρが経時的に変化するとしても、所定の密度を有するＬＮＧを外部に供給することができる。
【００５９】
一方、ＬＮＧ施設を利用して、供給先タンク３０にＬＮＧを供給する場合、供給先タンク３０に供給すべきＬＮＧの組成と、タンク１６に貯蔵されているＬＮＧの組成が異なる場合がある。このような場合でも、上述した一実施形態のＬＮＧ施設によれば、タンク１６のＬＮＧの組成を調整することで、供給先タンク３０に所定の組成を有するＬＮＧを供給することができる。
【００６０】
図６は、本発明の他の一実施形態のＬＮＧ施設の概略的な構成を示している。このＬＮＧ施設は、複数のタンク１６を有し、具体的には第１タンク１６ａ及び第２タンク１６ｂを有する。そして、第１タンク１６ａ及び第２タンク１６ｂから延びる２本の供給管１８が１本の合流管３８に合流しており、合流管３８が供給先タンク３０に分離可能に接続されている。
【００６１】
各供給管１８には制御弁４０が設けられ、供給ポンプ２４は合流管３８に設けられている。本実施形態では、制御弁４０は流量調整弁である。ＬＮＧの密度計測システムは、第１タンク１６ａ及び第２タンク１６ｂに設けられており、第１タンク１６ａから供給されるＬＮＧの密度（第１密度）ρ１及び第２タンク１６ｂから供給されるＬＮＧの密度（第２密度）ρ２を測定可能である。
【００６２】
第１タンク１６ａに貯蔵されるＬＮＧの組成（密度）は、第２タンク１６ｂに貯蔵されるＬＮＧの組成（密度）と異なっている。制御装置２８は、演算装置１４によって演算された第１密度ρ１及び第２密度ρ２に基づいて、供給先タンク３０に供給されるＬＮＧの密度が所定の密度になるように、各制御弁４０の開度を調整可能である。
この構成によれば、第１タンク１６ａ及び第２タンク１６ｂから供給されるＬＮＧの流量を制御装置２８が調整することによって、所定の密度を有するＬＮＧを外部に供給することができる。
【００６３】
あるいは、このＬＮＧ施設では、供給先タンク３０に供給すべきＬＮＧの組成に応じて、制御装置２８が制御弁４０の開閉を制御し、第１タンク１６ａ及び第２タンク１６ｂのうちから、ＬＮＧの供給元となるタンクを選択してもよい。この場合、制御弁４０として開閉弁を用いることができる。
この構成によれば、制御装置２８が、供給元となるタンクを選択することによって、所定の密度を有するＬＮＧを外部に供給することができる。
なお、ＬＮＧを貯蔵するタンクの数は、第１タンク１６ａ及び第２タンク１６ｂの２つに限定されることはなく、３つ以上であってもよい。
【００６４】
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。
【符号の説明】
【００６５】
１０    第１センサ
１２    第２センサ
１４    演算装置
１６    タンク
１６ａ  第１タンク
１６ｂ  第２タンク
１８    供給管
２０    オリフィス
２２    ガスエンジン
２４    供給ポンプ
２６    圧力調整装置
２８    制御装置
３０    供給先タンク
３２    補給タンク
３４    補給管
３６    補給ポンプ
３８    合流管
４０    制御弁
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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