(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
タンクに貯蔵された液化天然ガスの異なる高さにわたった温度分布から前記液化天然ガスの圧力分布の推定値を推定する圧力推定部と、
温度と圧力とを前記液化天然ガスの密度に対応させる密度情報を参照して、前記温度分布と前記圧力分布の推定値とから、異なる高さにわたった前記液化天然ガスの密度分布を推定する密度推定部と、
を有することを特徴とする密度測定装置。
【請求項２】
前記高さに対する前記温度の変化率が変わる高さが存在するときに、当該高さにおいて、前記液化天然ガスの複数の層の境界が位置すると推定する境界推定部を更に有することを特徴とする請求項１に記載の密度測定装置。
【請求項３】
前記圧力分布の推定値が前記圧力分布の実測値に一致するか否かに応じ、前記タンク内において前記液化天然ガスが複数の層に分かれているか否かを判定する判定部を更に有することを特徴とする請求項１に記載の密度測定装置。
【請求項４】
前記圧力推定部は、前記液化天然ガスの種類ごとに予め定められた複数の対応関係であって、前記温度分布を前記圧力分布の推定値に対応させる対応関係を参照して、前記種類ごとに、前記温度分布に対応した前記圧力分布の推定値を推定し、
前記判定部は、前記複数の種類のうちで、前記圧力分布の前記推定値が前記実測値に一致するものが存在するときに、前記液化天然ガスが前記複数の層に分かれていないと判断し、一致するものが存在しないときに、前記液化天然ガスが前記複数の層に分かれていると判断することを特徴とする請求項３に記載の密度測定装置。
【請求項５】
前記密度推定部は、
前記複数の対応関係のうち、各々の前記層における前記圧力分布の推定値が前記実測値に一致するような対応関係を参照して、前記温度分布から前記圧力分布の推定値を各々の前記層ごとに推定し、
前記密度情報を参照して、前記層ごとに推定した前記温度分布と前記圧力分布の推定値とから、前記密度分布を前記層ごとに推定することを特徴とする請求項４に記載の密度測定装置。
【請求項６】
前記密度の時間変化に基づいて、前記液化天然ガスの複数の層の各々の前記密度が一致する兆候を予測する予測部を更に有することを特徴とする請求項１に記載の密度測定装置。
【請求項７】
前記密度の時間変化に基づいて、前記液化天然ガスが複数の層に分離する兆候を予測する予測部を更に有することを特徴とする請求項１に記載の密度測定装置。
【請求項８】
前記液化天然ガスに浸された光ファイバと、
前記光ファイバに光が入射したときに出る後方散乱光に基づいて、前記光ファイバの長さ方向に沿った前記温度分布を計測する計測器とを更に有することを特徴とする請求項１乃至請求項７のいずれか１項に記載の密度測定装置。
【請求項９】
タンクに貯蔵された液化天然ガスの異なる高さにわたった温度分布から前記液化天然ガスの圧力分布の推定値を推定し、
温度と圧力とを前記液化天然ガスの密度に対応させる密度情報を参照して、前記温度分布と前記圧力分布の推定値とから、異なる高さにわたった前記液化天然ガスの密度分布を推定する、
処理をコンピュータが実行することを特徴とする密度測定方法。
【請求項１０】
タンクに貯蔵された液化天然ガスの異なる高さにわたった温度分布から前記液化天然ガスの圧力分布の推定値を推定し、
温度と圧力とを前記液化天然ガスの密度に対応させる密度情報を参照して、前記温度分布と前記圧力分布の推定値とから、異なる高さにわたった前記液化天然ガスの密度分布を推定する、
処理をコンピュータに実行させるための密度測定プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、密度測定装置、密度測定方法、及び密度測定プログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
液化天然ガスの貯蔵設備では、異なる産地で産出された複数の液化天然ガスを受け入れ、それらを同一のタンクに貯蔵することがある。液化天然ガスは、産地によってメタンの含有量が異なり、メタンを多く含む液化天然ガスほど密度が軽くなる。これにより、密度の差に起因した複数の層がタンク内に形成されることになる（例えば特許文献１参照）。【０００３】
このように複数の層が形成された状態を放置しておくと、最上層の液化天然ガスからメタンが気化していき、上層と下層の密度差が小さくなる。そして、その密度差が一致したときに上層と下層との境界が消滅し、上層と下層の各々の液化天然ガスがタンク内で急激に反転する現象が発生する。そのような現象はロールオーバとも呼ばれる（例えば特許文献２参照）。【０００４】
ロールオーバが発生すると、下層の液化天然ガスに含有されていたメタンが液面から短時間に急激に放出されるため、大事故につながるおそれがある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１１−１７９９４９号公報
【特許文献２】特開１０−０４８１１５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
タンク内における液化天然ガスの状態を把握することが可能な密度測定装置、密度測定方法、及び密度測定プログラム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】
【０００７】
一側面によれば、タンクに貯蔵された液化天然ガスの異なる高さにわたった温度分布から前記液化天然ガスの圧力分布の推定値を推定する圧力推定部と、温度と圧力とを前記液化天然ガスの密度に対応させる密度情報を参照して、前記温度分布と前記圧力分布の推定値とから、異なる高さにわたった前記液化天然ガスの密度分布を推定する密度推定部とを有する密度測定装置が提供される。
【発明の効果】
【０００８】
一側面によれば、タンク内における液化天然ガスの状態を把握することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】液化天然ガスを貯蔵するタンクの断面図である。
【図２】経過時間とBOGの発生量との関係を示す図である。
【図３】本実施形態に係る密度測定装置のシステム構成図である。
【図４】タンクの配管系を示す図である。
【図５】図５Ａは液化天然ガスの温度と密度との関係を示すグラフであり、図５Ｂは液化天然ガスの圧力と密度との関係を示すグラフである。
【図６】液化天然ガスが複数の層に分離しているかどうかの判定方法について説明するための模式図である。
【図７】液化天然ガスが複数の層に分かれている場合のタンクの模式断面図である。
【図８】液化天然ガスが複数の層に分かれている場合の各層の温度の時間変化を示す図である。
【図９】ロールオーバが発生する時刻よりも前の時刻における液化天然ガスの温度と高さとの関係を示すグラフである。
【図１０】液化天然ガスの圧力分布の推定方法について模式的に示すグラフである。
【図１１】液化天然ガスの密度の推定方法について模式的に示すグラフである。
【図１２】ロールオーバの発生を予測する方法について模式的に示すグラフである。
【図１３】液化天然ガスが複数の層に分かれていないときのタンクの断面図である。
【図１４】液化天然ガスが複数の層に分かれていないときの圧力分布の実測値と推定値とを模式的に示す図である。
【図１５】図１４の圧力分布の推定値から得られた密度分布を模式的に示す図である。
【図１６】液化天然ガスが複数の層に分かれる兆候を把握する方法について模式的に示すグラフである。
【図１７】コンピュータの機能構成図である。
【図１８】密度測定方法のフローチャートである。
【図１９】コンピュータのハードウェア構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
本実施形態の説明に先立ち、基礎となる事項について説明する。
図１は、液化天然ガスを貯蔵するタンクの断面図である。
【００１１】
図１に示すように、タンク１には、複数の産地で生産された液化天然ガス２が貯蔵される。液化天然ガス２に含有されるメタンの量は産地によって異なり、メタンの含有量が多い天然ガスほどその密度が小さくなる。そのような密度差に起因して、液化天然ガス２が下層２ａと上層２ｂに分離することがある。
【００１２】
このうち、上層２ｂの液面からはメタンが気化してBOG(Boil Off Gas)が発生する。BOGが発生することで上層２ｂの密度が徐々に大きくなり、やがて下層２ａと上層２ｂの密度差がゼロになる。これにより下層２ａと上層２ｂの境界が消滅し、タンク１内で下層２ａと上層２ｂが急激に反転するロールオーバが発生することになる。
【００１３】
図２は、経過時間とBOGの発生量との関係を示す図である。
図２の例では、時刻T0においてロールオーバが発生した場合を想定している。
【００１４】
時刻T0よりも前の時刻においてはBOGの発生量は略一定であるものの、ロールオーバが発生した時刻T0においてBOGの発生量が急激に増大している。このBOGは、下層２ａに蓄えられたメタンが一気に気化したことが原因で発生したものであり、大事故を引き起こす可能性がある。
以下に、ロールオーバが発生することを予測することが可能な本実施形態について説明する。
【００１５】
（本実施形態）
＜システム構成＞
図３は、本実施形態に係る密度測定装置のシステム構成図である。
密度測定装置１００は、タンク２０内の液化天然ガス２１の密度を測定する装置であり、温度取得部２２、圧力取得部２３、気圧計２４、レベル計２５、ストレージ２６、データベース２７、コンピュータ２８、報知部２９、及びコントローラ３９を有する。
【００１６】
このうち、温度取得部２２は、タンク２０の高さ方向に沿った液化天然ガス２１の温度分布t0、t1、t2、…tnを取得する。なお、温度分布t0、t1、t2、…tnにおける各温度の測定点の並びは、各測定点がタンク２０の異なる高さに位置していれば特に限定されず、これらの温度測定点がタンク２０の高さ方向に対して斜めに並んでいてもよい。
また、温度取得部２２の構成は特に限定されない。この例では、温度取得部２２として、光ファイバ３１と計測器３２とを備えた光ファイバ型の温度測定器を使用する。
【００１７】
光ファイバ３１は液化天然ガス２１に浸されており、鉛直方向に沿って略直線状に延びる。また、計測器３２は、光ファイバ３１に光を入射し、これにより光ファイバ３１から出る後方散乱光に基づいて、光ファイバ３１の長さ方向に沿った温度の分布を計測する。
また、圧力取得部２３は、タンク２０の高さ方向に沿った液化天然ガス２１の圧力分布の実測値を取得するデバイスであり、高さ方向に１０m程度の間隔で配置された複数の圧力計２３ａ〜２３ｄを有する。なお、圧力計２３ａ〜２３ｄは、各々が異なる高さに位置していればその並びは特に限定されない。例えば、タンク２０の高さ方向に対して斜めに各圧力計２３ａ〜２３ｄを配してもよい。
【００１８】
これらの圧力計２３ａ〜２３ｄは、液化天然ガス２１の液面２１ｄよりも下に設けられており、液化天然ガス２１の圧力の実測値PA、PB、PC、PDを測定する。
一方、気圧計２４は、タンク２０内において液面２１ｄよりも上側に設けられる。これにより、気圧計２４は、タンク２０内において液面２１ｄよりも上側の空間の気圧Pgasを測定する。
【００１９】
レベル計２５は、液面２１ｄの高さを測定するセンサである。そして、ストレージ２６は、温度取得部２２、圧力計２３ａ〜２３ｄ、気圧計２４、及びレベル計２５の各々の実測値を記憶するデバイスである。そのようなデバイスとしては、例えば、ハードディスクドライブやSSD(Solid State Drive)がある。
また、データベース２７は、後述のように液化天然ガス２１の圧力と温度とを密度に対応させる密度情報３０を格納する。
【００２０】
コンピュータ２８は、例えばパーソナルコンピュータであって、ストレージ２６に記憶された各実測値とデータベース２７とを参照して、液化天然ガス２１の状態を解析する。
報知部２９は、ロールオーバの発生が予想される場合に、オペレータに対して危険を報知するハードウェアである。そのようなハードウェアとしては、例えば液晶表示装置やブザーがある。
また、コントローラ３９は、コンピュータ２８の制御下において、タンク２０内の液化天然ガス２１を撹拌し、ロールオーバが発生するのを防止するハードウェアである。
【００２１】
なお、撹拌等によって液化天然ガス２１の密度がタンク２０内で均一になっている場合でも、その状態を放置していると液化天然ガス２１が種類ごとに複数の層に分かれることがある。このように液化天然ガス２１が複数の層に分離しつつあると推定される場合にも、報知部２９による報知が行われる。
このような装置１００においては、様々な産地の液化天然ガス２１がタンク２０に貯蔵される。なお、液化天然ガス２１は、天然に産出するガスを冷却して液化したものであれば特に限定されず、シェールガスを液化したものであってもよい。
【００２２】
図４は、タンク２０の配管系を示す図である。
図４に示すように、タンク２０には、上部受入配管３３、下部受入配管３４、及び払出配管３５が接続される。
このうち、上部受入配管３３は、液面２１ｄよりも高い位置に開口端３３ａを備えた配管である。また、下部受入配管３４は、液面２１ｄよりも深い位置に開口端を備えた配管３４ａである。
【００２３】
この例では、上部受入配管３３と下部受入配管３４のいずれか一方を適宜選択し、タンク２０内に液化天然ガス２１を受け入れる。このように開口端の高さが異なる二種類の受入配管から液化天然ガス２１を受け入れることで、受け入れ時にタンク２０内で液化天然ガス２１が自然に撹拌されるようになり、液化天然ガス２１が複数の層に分かれてしまうのを抑制することができる。
【００２４】
一方、払出配管３５は、タンク２０の外部に液化天然ガス２１を払い出すための配管であって、吸液配管３６とミキシング配管３７の各々が接続される。
吸液配管３６の端には吸液ポンプ３８が接続される。液化天然ガス２１は、吸液ポンプ３８から吸い込まれて払出配管３５から外部に払い出されることになる。
【００２５】
なお、この例では、コントローラ（図３参照）が、不図示のバルブで払出配管３５を閉塞した状態で吸液ポンプ３８を駆動させる。これにより、吸液ポンプ３８で吸い込まれた液化天然ガス２１がミキシング配管３７の先端３７ａからミキシング噴流２１ｍとしてタンク２０に戻される。そのミキシング噴流２１ｍによってタンク２０内が撹拌され、液化天然ガス２１が複数の層に分かれるのを防止することができる。
【００２６】
＜液化天然ガスの特性＞
以下に、液化天然ガス２１の特性について説明する。
図５Ａは、液化天然ガス２１の温度と密度との関係を示すグラフである。
なお、図５Ａにおいては、A、B、Cの三種類の液化天然ガス２１のグラフを示している。これらの液化天然ガス２１はそれぞれ産地が異なっており、これによりメタンの含有量も異なる。これについては後述の図５Ｂにおいても同様である。
【００２７】
図５Ａに示すように、A、B、Cのいずれの液化天然ガス２１においても、温度の増加と共に密度が低下する。また、温度が同一であっても種類が異なれば密度も異なる。
図５Ｂは、液化天然ガス２１の圧力と密度との関係を示すグラフである。
図５Ｂに示すように、A、B、Cのいずれの液化天然ガス２１においても、圧力の増加と共に密度も増加する。また、圧力が同一であっても種類が異なれば密度も異なる。
【００２８】
図５Ａ及び図５Ｂの特性を表すために、密度ρを温度T、圧力P、及び種類cの関数としてρ(P,t,c)と表すことにする。
なお、種類cは、液化天然ガス２１の産地やメタンガスの含有量等を識別するためのパラメータである。
【００２９】
関数ρ(P,t,c)は、種類cごとに定められた対応関係であって、圧力Pと温度tとを密度ρに対応付ける対応関係である。その対応関係は、前述のようにデータベース２７に格納されている。
また、図５Ａ及び図５Ｂによれば、圧力P、温度t、及び種類cを一つ定めれば、関数ρ(P,t,c)によって密度が一意に定まる。
【００３０】
本実施形態では、この関数ρ(P,t,c)を利用して、次のように液化天然ガス２１が複数の層に分離しているかどうかを判定する。
図６は、その判定方法について説明するための模式図である。
図６の例では、圧力計２３ａがタンク２０の底２０ａに設置されている場合を想定している。
【００３１】
この場合、圧力計２３ａが測定した圧力の実測値PAは以下の式（１）のように書ける。
【数１】
0006977893.tif 000002
但し、PLNGは、気圧Pgasの寄与を除いた液化天然ガス２１の底２０ａでの圧力であり、以下の式（２）のように密度ρを高さで積分することにより得られる。
【００３２】
【数２】
0006977893.tif 000003
なお、式（２）においては、底２０ａの高さを0とし、液面２１ｄの高さをHとした。また、gは重力加速度である。
【００３３】
式（２）の積分区間をn等分すると、等分した各区間の境界における圧力の推定値P1、P2、…Pnは以下のように書ける。
【数３】
0006977893.tif 000004
【００３４】
なお、式（３）では、液化天然ガス２１の種類をc0に固定している。また、Δhは、n等分した各区間の幅（=H/n）である。
式（３）は、種類をc0に固定したときに、温度分布t0、t1、t2、…tnと気圧Pgasから圧力分布の推定値P1、P2、…Pnを対応させる対応関係である。
【００３５】
ここで、種類c0を様々に変えて、n番目の推定値Pnが実測値PAに等しくなるような種類cを特定する。
これにより、液化天然ガス２１の種類cを一意に決定できる。そして、タンク２０内で液化天然ガス２１が層状に分かれておらず密度が均一になっていれば、圧力分布の推定値P1、P2、…Pnは実際の圧力に等しくなるはずである。
【００３６】
そこで、圧力分布の推定値P1、P2、…Pnのうち、圧力計２３ｂ〜２３ｄの各々が位置する高さでの値と、これらの圧力計２３ｂ〜２３ｄの実測値PB〜PDとを比較する。そして、両者が一致していればタンク２０内で液化天然ガス２１が複数の層に分かれていないと判定でき、両者が異なっていれば液化天然ガス２１が複数の層に分かれていると判定できる。
【００３７】
次に、このように液化天然ガス２１が複数の層に分かれていると判定した場合に、各層の境界の位置を推定する方法について説明する。
図７は、液化天然ガス２１が複数の層に分かれている場合のタンク２０の模式断面図である。
図７の例では、液化天然ガス２１が下層２１ａと上層２１ｂとに分かれている場合を想定している。
【００３８】
図８は、この場合の各層２１ａ、２１ｂの温度の時間変化を示す図である。
図２の例と同様に、図８においても時刻T0においてロールオーバが発生した場合を想定している。また、下層２１ａの温度をtlowerで表し、上層２１ｂの温度をtupperで表している。
図８に示すように、ロールオーバが発生する時刻T0よりも前においては、各温度tlower、tupperが明確に異なっている。一方、時刻T0以降においては、下層２１ａと上層２１ｂとが混ざり合うため、各温度tlower、tupperが一致している。
【００３９】
図９は、時刻T0よりも前の時刻における液化天然ガス２１の温度と高さとの関係を示すグラフである。
図９に示すように、高さの変化に対する温度の変化率は、下層２１ａと上層２１ｂのいずれにおいても略一定となる。
【００４０】
一方、これらの層２１ａ、２１ｂの境界２１ｃにおいては、高さの変化に対する温度の変化率が、各層２１ａ、２１ｂにおける変化率から急激に変わる。
よって、高さに対する温度の変化率が変わる高さが存在するときに、当該高さに各層２１ａ、２１ｂの境界２１ｃが存在すると推定することができる。
【００４１】
なお、時間が経過して時刻T0に近づくと上層２１ｂと下層２１ａとの温度差が小さくなるため、矢印Aのように下層２１ａの温度分布が上層２１ｂの温度分布に近づいていく。
このように各層２１ａ、２１ｂの境界２１ｃの位置を推定できると、以下のように各層２１ａ、２１ｂごとに圧力分布も推定できる。
【００４２】
図１０は、圧力分布の推定方法について模式的に示すグラフである。
なお、図１０の横軸は液化天然ガス２１の圧力を示し、縦軸は底２０ａから測った高さを示す。
各層２１ａ、２１ｂの圧力分布は、前述の式（３）を用いて以下のように行うことができる。
【００４３】
例えば、各層２１ａ、２１ｂの境界２１ｃが、圧力計２３ｂと圧力計２３ｃの間にある場合を考える。また、液化天然ガス２１の全体の温度分布t0、t1、t2、…tnのうち、t0、t1、…tkが上層２１ｂの温度分布を示し、tk+1、tk+2、…tnが下層２１ａの温度分布を示す場合を想定する。
【００４４】
この場合は、式（３）の対応関係を利用することにより、気圧Pgasと温度分布t0、t1、…tkから、上層２１ｂの圧力分布の仮の推定値P1、P2、…Pk+1を求める。
推定値P1、P2、…Pk+1は、液化天然ガス２１の種類cによって様々に変わる。そこで、これらの種類cのうちで、推定値P1、P2、…Pk+1が、上層２１ｂでの圧力分布の実測値PD、PCに等しいものを特定する。これにより、上層２１ｂにおける液化天然ガス２１の種類cを特定できる。そして、この種類cに対応した式（３）に温度分布t0、t1、…tkを代入することにより、上層２１ｂの圧力分布の推定値P1、P2、…Pk+1を得ることができる。
【００４５】
下層２１ａの圧力分布の推定値も同様に求めることができる。
この場合は、上層２１ｂの下面での圧力の推定値Pk+1と、下層２１ａにおける温度分布tk+1、tk+2、…tnとを式（３）に代入することにより、下層２１ａでの圧力の仮の推定値Pk+2、Pk+3、…Pnを得る。
【００４６】
上層２１ｂの場合と同様に、これらの推定値Pk+2、Pk+3、…Pnも液化天然ガス２１の種類cによって変わる。そこで、これらの種類cのうちで、推定値Pk+2、Pk+3、…Pnが、下層２１ａでの圧力分布の実測値PA、PBに等しいものを特定する。これにより、下層２１ａにおける液化天然ガス２１の種類cを特定できる。そして、この種類cに対応した式（３）に温度分布tk+1、tk+2、…tnを代入することにより、下層２１ａの圧力分布の推定値Pk+2、Pk+3、…Pnを得ることができる。
【００４７】
以上のように各層２１ａ、２１ｂにおける液化天然ガス２１の種類と圧力分布の推定値とを特定できると、次のようにして各層２１ａ、２１ｂにおける液化天然ガス２１の密度を推定できる。
図１１は、液化天然ガス２１の密度の推定方法について模式的に示すグラフである。
なお、図１１の横軸は液化天然ガス２１の密度を示し、縦軸はタンク２０の底２０ａから測った高さを示す。
【００４８】
図５Ａ及び図５Ｂを参照して説明したように、液化天然ガス２１の密度は、温度、圧力、及び種類によって一意に定まる。そこで、この例では、図５Ａ及び図５Ｂのデータを、温度と圧力とを密度に対応させる密度情報３０として利用する。なお、その密度情報３０は、液化天然ガス２１の種類cによって変わる。よって、複数の種類cごとに密度情報３０を予め作成しておき、それらをデータベース２７に格納しておく。
【００４９】
そして、上層２１ｂの種類cに対応した密度情報３０を参照して、上層２１ｂの温度分布t0、t1、…tkと圧力の推定値P1、P2、…Pk+1とに対応した密度分布を推定する。
同様に、下層２１ａの種類cに対応した密度情報３０を参照して、下層２１ａの温度分布tk+1、tk+2、…tnと圧力の推定値Pk+2、Pk+3、…Pnとに対応した密度分布を推定する。
【００５０】
これにより、図１１に示すように、各層２１ａ、２１ｂの密度分布を推定することができる。
次に、この密度分布を利用してロールオーバの発生を予測する方法について説明する。
図１２は、ロールオーバの発生を予測する方法について模式的に示すグラフである。
【００５１】
なお、図１２の横軸は時間を示し、縦軸は液化天然ガス２１の密度を示す。
図１２では、下層２１ａの密度ρlowerの時間変化と、上層２１ｂの密度ρupperの時間変化とを実線で示している。また、点線は、現在時刻T1を起点として、各実線を延長して得られた将来の密度ρlower、ρupperの時間変化を示す。そして、これらの点線同士が交差する時刻T2は、密度ρlower、ρupperが一致してロールオーバの発生が予想される予想時刻となる。
【００５２】
予想時刻T2と現在時刻T1との差T2−T1が小さい場合には、近い将来にロールオーバが発生する可能性が高い。よって、差T2−T1に予め閾値Tth1を設けておき、差T2−T1が閾値Tth1よりも短くなったときに、オペレータに危険を報知する。これと共に、コントローラ３９によって液化天然ガス２１を撹拌することで、ロールオーバの発生を回避することができる。
【００５３】
ところで、前述の図７〜図１２では、液化天然ガス２１が複数の層に分かれている場合を前提にしている。ミキシング噴流２１ｍ（図４参照）等を利用してタンク２０内で液化天然ガス２１を十分に撹拌している場合には、タンク２０内で液化天然ガス２１が複数の層に分かれていない場合も想定される。
そこで、以下では、タンク２０内で液化天然ガス２１が複数の層に分かれていない場合について説明する。
【００５４】
図１３は、液化天然ガス２１が複数の層に分かれていないときのタンク２０の断面図である。
図１３に示すように、この場合には、ミキシング噴流２１ｍ等によってタンク２０内で液化天然ガス２１の密度が均一になっている。
図１４は、この場合の液化天然ガス２１の圧力分布の実測値PA、PB、PC、PDと推定値とを模式的に示す図である。
【００５５】
なお、図１０と同様に、図１４の横軸は液化天然ガス２１の圧力を示し、縦軸はタンク２０の底２０ａから測った高さを示す。
また、図１４では、圧力分布の推定値を点線で示している。これらの推定値は、式（３）の対応関係を利用して温度分布t0、t1、t2、…tnと気圧Pgasから得られた値である。式（３）の対応関係は、液化天然ガス２１の種類cによって変わる。この例では、種類cのうちで推定値が実測値PA、PB、PC、PDに等しくなるものを特定することで、液化天然ガス２１の種類cを特定すると共に、圧力分布の推定値が実測値PA、PB、PC、PDに等しくなるようにする。
【００５６】
図１５は、図１４の圧力分布の推定値から得られた密度分布を模式的に示す図である。
なお、図１１と同様に、図１５の横軸は液化天然ガス２１の密度を示し、縦軸はタンク２０の底２０ａから測った高さを示す。
この密度分布は、種類cに対応した密度情報３０を参照して、図１４の圧力分布の推定値と温度分布t0、t1、…tnとに対応した密度分布を推定することで得られる。
【００５７】
図１５の例では、液化天然ガス２１が複数の層に分かれていないため、密度が急激に変化する高さが存在しない。
そのような場合であっても、タンク２０で液化天然ガス２１を撹拌せずに放置しておくと、タンク２０内で液化天然ガス２１が複数の層に分かれてしまう場合がある。そのような兆候は以下のように把握することができる。
【００５８】
図１６は、液化天然ガス２１が複数の層に分かれる兆候を把握する方法について模式的に示すグラフである。
図１２と同様に、図１６の横軸は時間を示し、縦軸は液化天然ガス２１の密度を示す。
【００５９】
図１６においては、タンク２０の第１の高さh1における密度ρ1の時間変化と、第２の高さh2における密度ρ2の時間変化とを実線で示している。なお、各高さh1、h2は、タンク２０の底２０ａを基準にした高さであって、第２の高さh2が第１の高さh1よりも高いとしている。
また、点線は、現在時刻T1を起点として、各実線を延長して得られた将来の密度ρ1、ρ2の時間変化を示す。その密度ρ1、ρ2の差が大きくなると、液化天然ガス２１が下層と上層とに分かれている蓋然性が高いと判断できる。
【００６０】
そこで、この例では、その判断基準となる閾値ρthを密度ρ1、ρ2の差ρ2−ρ1に予め設定しておく。そして、差ρ2−ρ1がその閾値ρthを超える予想時刻T3と現在時刻T1との差T3−T1を算出し、差T3−T1が予め定められた時間Tth2よりも短い場合にオペレータに危険を報知する。これと共に、コントローラ３９によって液化天然ガス２１を撹拌することで、タンク２０内で液化天然ガス２１の密度を均一にすることができる。
【００６１】
＜機能構成＞
次に、コンピュータ２８の機能構成について説明する。
図１７は、コンピュータ２８の機能構成図である。
図１７に示すように、コンピュータ２８は、圧力推定部４０、判定部４１、境界推定部４２、密度推定部４３、及び予測部４４を有する。
【００６２】
このうち、圧力推定部４０は、ストレージ２６に記憶されている温度分布t0、t1、t2、…tnと気圧Pgasとを参照する。そして、圧力推定部４０は、データベース２７に格納されている式（３）の対応関係を参照して、液化天然ガス２１の複数の種類cごとに、気圧Pgasと温度分布t0、t1、t2、…tnに対応した圧力分布の推定値P1、P2、…Pnを推定する。
【００６３】
判定部４１は、ストレージ２６に記憶されている圧力分布の実測値PA、PB、PC、PDを参照する。そして、判定部４１は、複数の種類cのうちで、圧力分布の推定値P1、P2、…Pnが実測値PA、PB、PC、PDに一致するものが存在するか否かに応じ、タンク２０内で液化天然ガス２１が複数の層に分かれているか否かを判定する。
その判定は、図６に示した方法で行われる。例えば、判定部４１は、種類c0を様々に変えて、n番目の推定値Pnが実測値PAに等しくなるような種類cを特定する。
【００６４】
そして、特定した種類cに対応する式（３）を利用して推定値P1、P2、…Pnを推定する。その推定値P1、P2、…Pnが実測値PA、PB、PC、PDに一致する場合には、判定部４１は、液化天然ガス２１が層状に分かれていないと判定する。
一方、推定値P1、P2、…Pnが実測値PA、PB、PC、PDに一致しない場合には、判定部４１は、液化天然ガス２１が層状に分かれていると判定する。
【００６５】
境界推定部４２は、液化天然ガス２１が層状に分かれている場合に、これらの層の境界の位置を推定する。例えば、境界推定部４２は、図９に示したように、高さに対する温度の変化率が変わる高さが存在するときに、当該高さに各層２１ａ、２１ｂの境界２１ｃが位置すると推定する。
密度推定部４３は、液化天然ガス２１が複数の層に分かれている場合には、これらの層の各々における圧力分布の推定値を推定する。
【００６６】
例えば、密度推定部４３は、図１０に示したように、液化天然ガス２１の複数の種類cのうちで、推定値P1、P2、…Pk+1が上層２１ｂでの圧力分布の実測値PD、PCに等しいものを特定する。そして、密度推定部４３は、特定した種類cに対応した式（３）に温度分布t0、t1、…tkを代入することにより、上層２１ｂの圧力分布の推定値P1、P2、…Pk+1を得る。
【００６７】
密度推定部４３は、下層２１ａについても同様の方法で圧力分布の推定値Pk+2、Pk+3、…Pnを得る。
更に、密度推定部４３は、密度情報３０を参照して、温度分布と圧力分布の推定値とから密度分布を層ごとに推定する。
例えば、密度推定部４３は、図１０に示したように、上層２１ｂの種類cに対応した密度情報３０を参照して、上層２１ｂの温度分布t0、t1、…tkと圧力の推定値P1、P2、…Pk+1とに対応した上層２１ｂの密度分布を推定する。
【００６８】
同様に、密度推定部４３は、下層２１ａの種類cに対応した密度情報３０を参照して、下層２１ａの温度分布tk+1、tk+2、…tnと圧力の推定値Pk+2、Pk+3、…Pnとに対応した下層２１ａの密度分布を推定する。
なお、液化天然ガス２１が複数の層に分かれていない場合には、密度推定部４３は以下のような処理を行う。
【００６９】
まず、密度推定部４３は、液化天然ガス２１の全体の圧力分布の推定値を推定する。その推定は、図１４で説明した方法で行われる。例えば、密度推定部４３は、種類cを変えながら式（３）の対応関係を参照し、圧力分布の推定値P1、P2、…Pnが実測値PA、PB、PC、PDに等しくなるような対応関係と種類cとを特定する。そして、特定した対応関係を参照して、密度推定部４３は、温度分布t0、t1、t2、…tnから異なる高さにわたった圧力分布の推定値P1、P2、…Pnを推定する。
【００７０】
更に、密度推定部４３は、前述の密度情報３０を参照して、温度分布t0、t1、t2、…tnと圧力分布の推定値P1、P2、…Pnとから、異なる高さにわたった液化天然ガス２１の全体の密度分布を推定する。これにより、例えば図１５に示したような密度分布を得ることができる。
予測部４４は、密度の将来の時間変化を各層２１ａ、２１ｂごとに推定し、その時間変化に基づいて、各層２１ａ、２１ｂの密度が一致する兆候があるか否かを予測する。
【００７１】
例えば、予測部４４は、図１２に示したように、将来の密度ρlower、ρupperの時間変化を示す点線同士が交差すると予想される予想時刻T2を求める。そして、予測部４４は、予想時刻T2と現在時刻T1との差T2−T1が閾値Tth1よりも短くなったときに、将来的に密度ρlower、ρupperが一致してロールオーバが発生する兆候があると予測する。
なお、液化天然ガス２１が各層２１ａ、２１ｂに分かれていない場合には、予測部４４は、液化天然ガス２１が複数の層に分かれる兆候があるか否かを予測する。
【００７２】
例えば、予測部４４は、図１６に示したように、タンク２０内の第１の高さh1と第２の高さh2の各々における密度ρ1、ρ2の将来の時間変化を推定する。そして、予測部４４は、差ρ2−ρ1が閾値ρthを超える予想時刻T3と現在時刻T1との差T3−T1を算出し、差T3−T1が予め定められた時間Tth2よりも短い場合に、液化天然ガス２１が複数の層に分かれる兆候があると予想する。
【００７３】
以上説明した本実施形態によれば、図１０や図１４に示したように、温度分布t0、t1、t2、…tnに基づいて圧力推定部４０が液化天然ガス２１の圧力分布の推定値を推定する。これにより、その推定値を利用して密度推定部４３が液化天然ガス２１の密度を推定でき、タンク２０内における液化天然ガス２１の状態を把握することができる。
【００７４】
しかも、光ファイバ３１（図３参照）を利用すると、光ファイバ３１の長さ方向に沿って温度の測定点を密に設定できるため、温度分布t0、t1、t2、…tnを空間的に高い分解能で取得でき、液化天然ガスの密度の推定制度が向上する。
＜フローチャート＞
次に、本実施形態に係る密度測定方法について説明する。
【００７５】
図１８は、本実施形態に係る密度測定方法のフローチャートである。
まず、ステップS1において、圧力推定部４０が、温度分布t0、t1、…tnに対応した圧力分布の推定値P1、P2、…Pnを推定する。
次に、ステップS2に移り、判定部４１が、圧力分布の推定値P1、P2、…Pnを利用して、タンク２０内において液化天然ガス２１が複数の層に分かれているか否かを判定する。
【００７６】
ここで、複数の層に分かれている（YES）と判定された場合にはステップS3に移る。
ステップS3においては、境界推定部４２が、下層２１ａと上層２１ｂとの境界２１ｃの位置を推定する。
次に、ステップS4に移り、密度推定部４３が、上層２１ｂにおける圧力の推定値P1、P2、…Pk+1と、下層２１ａにおける圧力の推定値Pk+2、Pk+3、…Pnとを推定する。
【００７７】
続いて、ステップS5に移り、密度推定部４３が、密度情報３０を参照して、上層２１ｂの温度分布t0、t1、…tkと圧力分布の推定値P1、P2、…Pk+1とから上層２１ｂの密度分布を推定する。同様に、密度推定部４３が、密度情報３０を参照して、下層２１ａの温度分布tk+1、tk+2、…tnと圧力分布の推定値Pk+2、Pk+3、…Pnとから上層２１ｂの密度分布を推定する。
次に、ステップS6に移り、予測部４４が、密度の将来の時間変化を各層２１ａ、２１ｂごとに推定し、その時間変化に基づいて、各層２１ａ、２１ｂの密度が一致する兆候があるか否かを予測する。
【００７８】
ここで、密度が一致する兆候がある（YES）と予測された場合には、ステップS7に移る。
ステップS7においては、密度が一致してロールオーバが発生する兆候があることを報知部２９が報知し、オペレータに注意を促す。なお、報知と共に、コントローラ３９によって液化天然ガス２１を撹拌し、ロールオーバの発生を回避してもよい。
【００７９】
一方、ステップS6において密度が一致する兆候がない（NO）と予想された場合には、再びステップS1に戻る。
また、ステップS2において複数の層に分かれていない（NO）と判定された場合にはステップS8に移る。
【００８０】
ステップS8においては、密度推定部４３が、前述の密度情報３０を参照して、温度分布t0、t1、t2、…tnと圧力分布の推定値P1、P2、…Pnとから、液化天然ガス２１の全体の密度分布を推定する。なお、圧力分布の推定値P1、P2、…Pnは、ステップS1で推定した値を使用する。
【００８１】
続いて、ステップS9に移り、予測部４４が、液化天然ガス２１が複数の層に分かれる兆候があるか否かを予測する。
ここで、液化天然ガス２１が複数の層に分かれる兆候がある（YES）と予測された場合には、ステップS10に移る。
ステップS10においては、複数の層に分かれる兆候があることを報知部２９が報知し、オペレータに注意を促す。なお、報知と共に、コントローラ３９によって液化天然ガス２１を撹拌し、タンク２０内で液化天然ガス２１の密度を均一にしてもよい。
【００８２】
一方、ステップS9において複数の層に分かれる兆候がない（NO）と予想された場合には、再びステップS1に戻る。
以上により、本実施形態に係る密度測定方法の基本ステップを終了する。
本実施形態では、図１８のフローチャートを例えば１０分程度の短い周期で実行する。これにより、タンク２０内の液化天然ガス２１の状態の経時変化を監視することができる。
【００８３】
＜ハードウェア構成＞
次に、コンピュータ２８のハードウェア構成について説明する。
図１９は、コンピュータ２８のハードウェア構成図である。
図１９に示すように、コンピュータ２８は、記憶部５３、メモリ５４、通信部５５、及びプロセッサ５６を有する。これらの各部は、バス５８を介して相互に接続される。
【００８４】
このうち、記憶部５３は、例えばフラッシュメモリ等の不揮発性のストレージであり、本実施形態に係る密度測定プログラム６０と前述のデータベース２７とを記憶する。
なお、その密度測定プログラム６０をコンピュータが読み取り可能な記録媒体５９に記録させておき、プロセッサ５６に記録媒体５９の密度測定プログラム６０を読み取らせるようにしてもよい。
【００８５】
そのような記録媒体５９としては、例えばCD-ROM(Compact Disc - Read Only Memory)、DVD(Digital Versatile Disc)、及びUSB(Universal Serial Bus)メモリ等の物理的な可搬型記録媒体がある。また、フラッシュメモリ等の半導体メモリやハードディスクドライブを記録媒体５９として使用してもよい。これらの記録媒体５９は、物理的な形態を持たない搬送波のような一時的な媒体ではない。
更に、公衆回線、インターネット、及びLAN(Local Area Network)等に接続された装置に密度測定プログラム６０を記憶させておき、プロセッサ５６が密度測定プログラム６０を読み出して実行するようにしてもよい。
【００８６】
また、メモリ５４は、DRAM(Dynamic RAM)等のようにデータを一時的に記憶するハードウェアであって、その上に前述の密度測定プログラム６０が展開される。
なお、図３の例ではコンピュータ２８とは別にストレージ２６やデータベース２７を設けたが、ストレージ２６やデータベース２７が記憶している内容をメモリ５４や記憶部５３に記憶させてもよい。
【００８７】
そして、通信部５５は、例えばLANのインターフェースである。その通信部５５により、ストレージ２６、データベース２７、及び報知部２９の各々がコンピュータ２８に接続される。
プロセッサ５６は、コンピュータ２８の各部を制御したり、メモリ５４と協働して密度測定プログラム６０を実行したりするCPU(Central Processing Unit)等のハードウェアである。なお、複数のコアを有するプロセッサ５６を使用したり、複数のプロセッサ５６を使用したりすることにより、密度測定プログラム６０を並列的に実行してもよい。
【００８８】
図１７に示した圧力推定部４０、判定部４１、境界推定部４２、密度推定部４３、及び予測部４４の各機能は、プロセッサ５６とメモリ５４が協同して密度測定プログラム６０を実行することにより実現することができる。
【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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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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