液化天然ガスの熱量測定方法及び液化天然ガスの熱量測定システム
【課題】液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定方法及び液化天然ガスの熱量測定システムを提供する。
【解決手段】密度演算手段１３が、密度演算情報記憶手段１１の記憶情報、温度測定手段７の測定情報、及び、振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて、第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、係数αから、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めるように構成され、係数αが、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値とされる。Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【解決手段】密度演算手段１３が、密度演算情報記憶手段１１の記憶情報、温度測定手段７の測定情報、及び、振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて、第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、係数αから、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めるように構成され、係数αが、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値とされる。Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガスの熱量測定方法及び液化天然ガスの熱量測定システムに関し、詳しくは、温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を予め基準密度対発熱量関係情報として求めておき、測定対象の液化天然ガスの温度、圧力を測定すると共に、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いた密度測定手段により測定して、当該測定した液密度、温度、圧力及び前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める液化天然ガスの熱量測定方法に関し、又、測定対象の液化天然ガスの温度を測定する温度測定手段と、測定対象の液化天然ガスの圧力を測定する圧力測定手段と、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いて測定する密度測定手段と、温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を基準密度対発熱量関係情報として記憶する発熱量演算情報記憶手段と、前記温度測定手段、前記圧力測定手段及び前記密度測定手段夫々の測定情報、並びに、前記発熱量演算情報記憶手段に記憶されている前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める発熱量演算手段とが設けられた液化天然ガスの熱量測定システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
かかる液化天然ガスの熱量測定方法及び熱量測定システムは、液化天然ガスのガス発熱量を測定するものであり、この液化天然ガスを原料として生成される都市ガスの発熱量を調整するために用いられる。
つまり、温度、圧力が夫々所定の基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を、予め、基準密度対発熱量関係情報として求めておく。
又、測定対象の液化天然ガスの温度、圧力を測定すると共に、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いた密度測定手段により測定する。
そして、例えば、測定した温度及び圧力に基づいて、測定した液化天然ガスの密度を基準状態の液密度に変換して、その変換した液密度に基づいて、基準密度対発熱量関係情報から測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める（例えば、特許文献１参照。）。
【０００３】
上記の特許文献１には、記載されていないが、コリオリ力を用いた密度測定手段では、以下のようにして測定対象の液化天然ガスの液密度が測定されると考えられる。
即ち、この密度測定手段は、加振器により振動させられるフローチューブに測定対象の液化天然ガスを流動させたときに生じるコリオリ力を利用して密度を測定するものであり、この密度測定手段には、フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報を検出する振動数関連情報検出手段が備えられている。ちなみに、振動数関連情報検出手段にて検出する固有振動数関連情報としては、フローチューブの固有振動数そのものでも良いし、フローチューブの固有周期でも良い。
【０００４】
予め、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体をフローチューブに満たして、振動数関連情報検出手段によりフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆwを測定し、又、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体をフローチューブに満たして、振動数関連情報検出手段によりフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆaを測定しておく。
又、温度測定手段により、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを測定すると共に、測定対象の液化天然ガスをフローチューブに流動させて、振動数関連情報検出手段により、測定対象の液化天然ガスが流動するフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆxを測定する。
そして、第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、係数αに基づいて、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求める。
【０００５】
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【０００６】
つまり、測定対象の液化天然ガスの液密度を求めるに当たって、第１基準流体の液密度、基準温度及び固有振動数関連情報、並びに、第２基準流体の液密度、基準温度及び固有振動数関連情報を用いて校正して求めることにより、測定対象の液化天然ガスの液密度の測定精度を向上しようとするものである。
【０００７】
このような液化天然ガスの熱量測定方法及び熱量測定システムにおいて、従来は、上記の特許文献１には記載されていないが、係数αは一定の値に一義的に設定されていた。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特許第４３９３３０２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
ところで、フローチューブに流体を流動させたときのフローチューブの振動状態は、そのフローチューブのバネ定数に依存し、一方、フローチューブのバネ定数は、そのフローチューブを流動する流体の温度により変動する。
そして、上記の液密度導出関数において、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwは、温度が基準温度Ｔwのときの値であり、又、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaも、温度が基準温度Ｔaのときの値であるので、それら固有振動数関連情報Ｆw，Ｆaは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに対応したものでない場合がある。
【００１０】
しかしながら、従来の液化天然ガスの熱量測定方法及び熱量測定システムでは、固有振動数関連情報Ｆw，Ｆaに乗じられる係数αは一定の値に設定されているので、上記の液密度導出関数により測定対象の液化天然ガスの液密度を求めるに当たって、測定対象の液化天然ガスの温度の変動が反映されない。つまり、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaが測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxのときの値からずれる場合があり、上記の液密度導出関数により液密度Ｄxを求めることにより液化天然ガスの液密度Ｄxを測定するに当たって、その測定精度が低下し易かった。
【００１１】
例えば、図４において白抜き状態で示すように、測定対象の液化天然ガス（本例の場合は、液化天然ガスにガス発熱量調整用の液化石油ガスが混合された液化混合ガス）の温度Ｔxが−１４５℃程度から上昇するに伴って、液化天然ガスの液密度Ｄxの測定誤差が大きくなり、温度Ｔxが−１３５℃では、液密度Ｄxの測定誤差が２．３ｋｇ／ｍ3程度に大きくなる。
従って、従来では、液化天然ガスの液密度の測定精度が低下し易いことから、その液化天然ガスの液密度を用いて求める液化天然ガスのガス発熱量の測定精度が低下するという問題があった。
【００１２】
本発明は、かかる実情に鑑みてなされたものであり、その目的は、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定方法及び液化天然ガスの熱量測定システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定方法は、温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を予め基準密度対発熱量関係情報として求めておき、測定対象の液化天然ガスの温度、圧力を測定すると共に、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いた密度測定手段により測定して、当該測定した液密度、温度、圧力及び前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求めるものであって、
その特徴構成は、前記密度測定手段による温度が変化することがある測定対象の液化天然ガスの液密度の測定においては、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を前記密度測定手段のフローチューブに満たしたときの前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を前記フローチューブに満たしたときの前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆaを予め測定しておき、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを測定すると共に、測定対象の液化天然ガスが流動する前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆxを測定して、前記第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、前記第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、係数αに基づいて、その係数αを測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値として、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求める点にある。
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【００１４】
即ち、予め、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を密度測定手段のフローチューブに満たして固有振動させて、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwを測定すると共に、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を密度測定手段のフローチューブに満たして固有振動させて、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaを測定する。又、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを測定すると共に、測定対象の液化天然ガスを密度測定手段のフローチューブに流動させて固有振動させて、測定対象の液化天然ガスの固有振動数関連情報Ｆxを測定する。尚、本願における液化天然ガスには、液化天然ガスを主成分とし、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整するための発熱量調整用液化ガス（例えば、液化石油ガス）が混合された液化混合ガスを含む。
そして、第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値に設定した係数αに基づいて、上記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを演算する。
【００１５】
すると、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに対応したものではなくても、係数αは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じて設定するので、「Ｆa2」や「Ｆw2」に係数αを乗じることにより、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaを、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた値に補正することが可能となり、測定対象の液化天然ガスの液密度の測定精度を向上することができる。
従って、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定方法を提供することができるようになった。
【００１６】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定方法の更なる特徴構成は、前記係数αを、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づく下記の係数α導出式にて求める点にある。
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ａ1、ｂ1、ｃ1、ｄ1：定数
【００１７】
即ち、係数α導出式を、測定対象の液化天然ガスの温度の三次の近似式に設定することにより、測定対象の液化天然ガスの液密度を、その温度の変動に拘わらず極力精度良く求めることが可能なように、係数αを測定対象の液化天然ガスの温度に応じて適切に設定することができる。
従って、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度をより一層向上することができる。
【００１８】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムは、測定対象の液化天然ガスの温度を測定する温度測定手段と、
測定対象の液化天然ガスの圧力を測定する圧力測定手段と、
測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いて測定する密度測定手段と、
温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を基準密度対発熱量関係情報として記憶する発熱量演算情報記憶手段と、
前記温度測定手段、前記圧力測定手段及び前記密度測定手段夫々の測定情報、並びに、前記発熱量演算情報記憶手段に記憶されている前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める発熱量演算手段とが設けられたものであって、
その特徴構成は、前記密度測定手段に、測定対象の液化天然ガスを流動させるフローチューブと、そのフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報を検出する振動数関連情報検出手段と、その振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて測定対象の天然ガスの液密度を演算する密度演算手段と、その密度演算手段により液密度を演算するための情報を記憶する密度演算情報記憶手段とが備えられ、
前記密度演算情報記憶手段に、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を前記フローチューブに満たしたときに前記振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を前記フローチューブに満たしたときに前記振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆa、前記第１基準流体の液密度Ｄw及び基準温度Ｔw、前記第２基準流体の液密度Ｄa及び基準温度Ｔa、並びに、係数αが記憶され、
前記密度演算手段が、前記密度演算情報記憶手段の記憶情報、前記温度測定手段の測定情報、及び、測定対象の液化天然ガスを前記フローチューブに流動させたときの前記振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて、前記第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、前記第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、前記係数αから、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めるように構成され、
前記係数αが、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値とされる点にある。
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【００１９】
即ち、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を密度測定手段のフローチューブに満たして固有振動させたときに、振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を密度測定手段のフローチューブに満たして固有振動させたときに、振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆa、第１基準流体の液密度Ｄw及び基準温度Ｔw、第２基準流体の液密度Ｄa及び基準温度Ｔa、並びに、係数αが、密度演算情報記憶手段に記憶されている。この係数αは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値となるように、密度演算情報記憶手段に記憶されている。
そして、密度演算手段は、密度演算情報記憶手段の記憶情報、温度測定手段の測定情報、及び、測定対象の液化天然ガスをフローチューブに流動させたときの振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて、第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、並びに、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値に設定された係数αから、上記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求める。
【００２０】
すると、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに対応したものではなくても、係数αは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じて設定されるので、「Ｆa2」や「Ｆw2」に係数αを乗じることにより、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaを、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた値に補正することが可能となり、測定対象の液化天然ガスの液密度の測定精度を向上することができる。
従って、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定システムを提供することができるようになった。
【００２１】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムの更なる特徴構成は、液化天然ガスが送出される液化天然ガス流路に、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整するための発熱量調整用液化ガスが送出される発熱量調整用液化ガス流路が接続され、
前記液化天然ガス流路を流動する液化天然ガスに対する前記発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整して、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整する混合比率調整手段が設けられ、
前記混合比率調整手段により前記発熱量調整用液化ガスの混合比率が調整されたガス発熱量調整後の液化天然ガスが、測定対象の液化天然ガスとされる点にある。
【００２２】
即ち、本発明の液化天然ガスの熱量測定システムにより、発熱量調整用液化ガスが混合されたガス発熱量調整後の液化天然ガスのガス発熱量が測定される。
つまり、通常、消費先（工場や家庭等）に供給される都市ガスのガス発熱量を所定の範囲に調整するために、発熱量調整用液化ガスを液化天然ガスに混合させると共に、その発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整する。一方、液化天然ガスと発熱量調整用液化ガスとは温度が違うので、液化天然ガスへの発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整して、ガス発熱量を調整すると、そのガス発熱量調整後の液化天然ガスの温度は変動し易い。
そこで、ガス発熱量調整後の液化天然ガスの液密度を本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムにより測定することにより、液化天然ガスの温度の変動に拘わらず、液密度を精度良く測定することができ、そして、その測定値を用いて、発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整することにより、液化天然ガスのガス発熱量を所定の範囲に的確に調整することができる。
従って、ガス発熱量が所定の範囲に的確に調整された液化天然ガスを供給することができる。
【００２３】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムの更なる特徴構成は、前記密度演算手段が、前記密度演算情報記憶手段に記憶されている下記の測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づく係数α導出式に基づいて、前記係数αを求めるように構成されている点にある。
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ａ1、ｂ1、ｃ1、ｄ1：定数
【００２４】
即ち、係数α導出式が、測定対象の液化天然ガスの温度の三次の近似式に設定されているので、測定対象の液化天然ガスの液密度を、その温度の変動に拘わらず極力精度良く求めることが可能なように、係数αを測定対象の液化天然ガスの温度に応じて適切に設定することができる。
従って、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度をより一層向上することができる。
【００２５】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムの更なる特徴構成は、前記発熱量調整用液化ガスが液化石油ガスであり、
ガス発熱量調整後の液化天然ガスの温度Ｔxが、−１６０〜−１２０℃の範囲で変動し、
当該液化天然ガスの温度Ｔxの変動範囲において、前記定数ａ1、ｂ1が０に設定されて、前記係数α導出式が、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを変数とする下記の一次式に設定されている点にある。
α＝ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ｃ1、ｄ1：定数
【００２６】
即ち、液化天然ガスの温度は、−１６０℃程度であり、一方、例えばプロパンが主成分である液化石油ガスの温度は、−４２℃程度であり、液化天然ガスと液化石油ガスとの温度差は比較的大きい。
つまり、発熱量調整用液化ガスとして液化石油ガスを用いると、ガス発熱量調整後の液化天然ガスの温度の変動範囲が比較的大きくなる。
又、係数α導出式が、測定対象の液化天然ガスの温度を変数とする上記の如き一次式に設定されているので、測定対象の液化天然ガス温度の変動に拘わらず液密度を精度良く求めることが可能なように、係数αを測定対象の液化天然ガスの温度に応じて適正且つ簡単に設定することができる。
従って、発熱量調整用液化ガスとして液化石油ガスを用いることにより、測定対象の液化天然ガスの温度の変動範囲が比較的大きい場合でも、液密度を精度良く測定することができるので、液化天然ガスのガス発熱量を精度良く測定することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２７】
【図１】液化天然ガスの熱量測定システムの全体構成を示すブロック図
【図２】密度測定装置の測定部の一部切り欠き斜視図
【図３】密度測定装置の測定部の縦断側面図
【図４】液化天然ガスの温度と液密度の測定誤差との関係を示す図
【発明を実施するための形態】
【００２８】
以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。
図１に示すように、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと記載する場合がある）の熱量測定システムＳ（以下、単に熱量測定システムと記載する場合がある）は、液化天然ガスを貯留するＬＮＧタンク１からＬＮＧポンプ２により送出されてＬＮＧ送出路３を通流する液化天然ガスを測定対象として、その液化天然ガスのガス発熱量を測定するものである。
【００２９】
この実施形態では、液化天然ガスのガス発熱量を調整するための発熱量調整用液化ガスとして、液化石油ガス（以下、ＬＰＧと記載する場合がある）を用い、その液化石油ガスを貯留するＬＰＧタンク４からＬＰＧポンプ５により液化石油ガスが送出されるＬＰＧ送出路６がＬＮＧ送出路３に接続されている。
ＬＮＧ送出路３には、そのＬＮＧ送出路３を通流する液化天然ガスの流量を調整するＬＮＧ用流量調整弁１４が設けられ、ＬＰＧ送出路６には、そのＬＰＧ送出路６を通流する液化石油ガスの流量を調整するＬＰＧ用流量調整弁１５が設けられている。
ＬＮＧポンプ２及びＬＰＧポンプ５は、夫々に応じて設定された一定の回転速度で作動され、ＬＮＧ用流量調整弁１４及びＬＰＧ用流量調整弁１５は、夫々の開度が各別に調整されることにより、ＬＮＧ送出路３を流動する液化天然ガスに対する液化石油ガスの混合比率が調整されることになる。つまり、これらＬＮＧ用流量調整弁１４及びＬＰＧ用流量調整弁１５により、混合比率調整手段Ｍが構成される。
【００３０】
この熱量測定システムＳは、ＬＮＧ送出路３におけるＬＰＧ送出路６の接続箇所よりも下流側を流動する液化天然ガス、即ち、混合比率調整手段Ｍにより液化石油ガスの混合比率が調整されたガス発熱量調整後の液化天然ガスのガス発熱量を測定するように設けられる。
以下、熱量測定システムＳについて説明を加える。
図１に示すように、熱量測定システムＳは、測定対象の液化天然ガスの温度を測定する温度測定手段としての温度センサ７、測定対象の液化天然ガスの圧力を測定する圧力測定手段としての圧力センサ８、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いて測定する密度測定手段としての密度測定装置Ｅ、測定対象の液化天然ガス中の窒素含有率を測定するガスクロマトグラフィ９、及び、この熱量測定システムＳの運転を制御する制御部１０等を備えて構成されている。
【００３１】
制御部１０は、マイクロコンピュータを備えて構成され、ＨＤＤにより構成される記憶部１１が内蔵されると共に、各種処理を実行するプログラムがインストールされている。
記憶部１１には、温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係が基準密度対発熱量関係情報として記憶され、この記憶部１１が発熱量演算情報記憶手段として機能する。
又、制御部１０にインストールされるプログラムには、温度センサ７、圧力センサ８及び密度測定装置Ｅ夫々の測定情報、並びに、記憶部１１に記憶されている基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める発熱量演算手段１２が含まれる。
【００３２】
密度測定装置Ｅは、密度測定対象の流体を流動させて密度導出用の情報を得る測定部２０を備えて構成されている。
この測定部２０は、図２及び図３に示すように、密度測定対象の流体が流動する管路（この実施形態では、ＬＮＧ送出路３）の途中に介装されて、密度測定対象の流体を流入させて流動させた後、再び、管路に戻す概略Ｕ字状のフローチューブ２１、そのフローチューブ２１を振動させる加振器２２、そのフローチューブ２１の固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報として固有振動周期（以下、固有周期と記載する場合がある）を検出する振動数関連情報検出手段としての検出器２３等を備えて構成されている。
【００３３】
フローチューブ２１は、互いに平行に配設された一対のフローチューブ２１，２１にて構成され、これら一対のフローチューブ２１，２１夫々の一端がマニフォールド２４に連通接続されると共に、他端も別のマニフォールド２４に連通接続され、又、一対のフローチューブ２１，２１夫々の一端側の部分、他端側の部分が夫々連結板２５にて連結されている。
そして、一対のフローチューブ２１，２１が、一対のマニフォールド２４，２４を介して、ＬＮＧ送出路３の途中に介装されている。
【００３４】
一対の検出器２３が、一対のフローチューブ２１，２１の両端側に振り分けて配置され、加振器２２は、一対のフローチューブ２１，２１夫々の軸心方向の略中央に相当する箇所に配置されている。
図３に示すように、各検出器２３は、一方のフローチューブ２１に固定されたコイル２３ｃと、他方のフローチューブ２１に固定された永久磁石２３ｍとから構成されている。
図２に示すように、加振器２２は、一方のフローチューブ２１に固定された電磁駆動用コイル２２ｃと、他方のフローチューブ２１に固定された永久磁石２２ｍとから構成されている。
そして、制御部１０は、一対のフローチューブ２１，２１を固有振動数で振動させるべく、電磁駆動用コイル２２ｃに交流電流を流すように構成されている。
【００３５】
図１に示すように、ガスクロマトグラフィ９は、ＬＮＧ送出路３から測定用の液化天然ガスをサンプリングするサンプリング部９ｓを備えており、そのサンプリング部９ｓにてサンプリングされた液化天然ガス中の窒素含有率（ｍｏｌ％）を測定する。
【００３６】
制御部１０にインストールされるプログラムには、検出部２０の検出器２３の検出情報に基づいて測定対象の液化天然ガスの液密度を演算する密度演算手段１３も含まれている。又、制御部１０の記憶部１１には、密度演算手段１３により液密度を演算するための情報が記憶されており、この制御部１０の記憶部１１が、密度演算情報記憶手段としても機能する。
【００３７】
制御部１０記憶部１１には、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体としての水をフローチューブ２１に満たしたときに検出器２３にて検出された固有周期Ｆw（固有振動数関連情報）、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体としての空気をフローチューブ２１に満たしたときに検出器２３にて検出された固有周期Ｆa（固有振動数関連情報）、水の液密度Ｄw及び基準温度Ｔw、空気の液密度Ｄa及び基準温度Ｔa、並びに、係数αが記憶されている。
【００３８】
本発明では、密度演算手段１３が、制御部１０の記憶部１１の記憶情報、温度センサ７の測定情報、及び、測定対象の液化天然ガスをフローチューブ２１に流動させたときの検出器２３の検出情報に基づいて、水の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有周期Ｆw、空気の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有周期Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有周期Ｆx、並びに、係数αから、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めるように構成され、係数αが、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値とされる。
【００３９】
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【００４０】
制御部１０の発熱量演算手段１２は、その記憶部１１に記憶されている基準密度対発熱量関係情報、密度演算手段１３が演算した測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄx、温度センサ７にて検出された測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx、及び、圧力センサ８にて検出された測定対象の液化天然ガスの圧力Ｐxに基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を演算するように構成されている。
そして、制御部１０は、発熱量演算手段１２にて演算されたガス発熱量が所定の設定ガス発熱量範囲に入るように、ＬＮＧ流量調整弁１４及びＬＰＧ流量調整弁１５夫々の作動を制御して、ＬＮＧ送出路３を流動する液化天然ガスに対する液化石油ガスの混合比率を調整するように構成されている。
【００４１】
次に、制御部１０の発熱量演算手段１２及び密度演算手段１３について、説明を加える。
上記の液密度導出関数の具体例として、下記の式１が設定され、並びに、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた係数αを求めるための式として、下記の式２が設定され、密度演算手段１３は、温度センサ７にて検出された測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づいて、下記の式２により、係数αを求めて、その求めた係数αにより、下記の式１により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを演算するように構成されている。
【００４２】
Ｄx＝（Ｄw−Ｄa）×〔[Ｆx2（１−α×Ｔx）−Ｆa2（１−α×Ｔa）]÷[Ｆw2（１−α×Ｔw）−Ｆa2（１−α×Ｔa）]〕＋Ｄa……………（式１）
但し、
Ｄx：測定対象の液化天然ガスの液密度（ｇ／ｍｌ）
Ｄw：水の密度（ｇ／ｍｌ）、記憶部１１の記憶情報
Ｄa：空気の密度（ｇ／ｍｌ）、記憶部１１の記憶情報
Ｆx：測定対象の液化天然ガスの固有周期（μｓ）、検出器２３にて検出された値
Ｆw：水の固有周期（μｓ）、記憶部１１の記憶情報
Ｆa：空気の固有周期（μｓ）、記憶部１１の記憶情報
Ｔx：測定対象の液化天然ガスの温度（℃）、温度センサ７にて検出された値
Ｔw：水の温度（℃）、記憶部１１の記憶情報
Ｔa：空気の温度（℃）、記憶部１１の記憶情報
【００４３】
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1……………（式２）
但し、ａ1，ｂ1，ｃ1，ｄ1は、実験により求められた定数である。
ちなみに、この実施形態では、
ａ1＝０
ｂ1＝０
ｃ1＝０．００４２
ｄ1＝４．２４
に設定される。
【００４４】
上記の式１は、コリオリ力を用いて流体の密度を計測する密度測定装置において、測定対象の流体の密度を演算するための演算式として用いられている公知の演算式である。
上記の式２は、実験により取得したデータに基づいて設定した近似式である。
即ち、コリオリ力を利用したものとは別の密度測定手段を用いて、密度及び温度夫々が種々に異なる複数種の供試用液化天然ガスの密度を測定する。この別の密度測定手段は、液化天然ガスの密度を液化天然ガスの温度に影響されること無く精度良く計測可能なものとする。そして、同じ供試用液化天然ガスを本発明に係る密度測定装置Ｅに供試して、上記の式１により液密度Ｄxを演算するに当たって、その演算値と別の密度測定手段の測定値との差をなくす又は極力小さくするように、上記の式の如く、近似式を設定する。
【００４５】
上述のように、係数αを測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値に設定して、上記の式１により測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めることにより、図４において黒塗り状態で示すように、液化天然ガスの温度Ｔxが−１５０〜−１３５℃の範囲で変動しても、その温度変動範囲の全域において、密度の測定誤差を小さくすることができる。例えば、液化天然ガスの温度Ｔxが−１５０〜−１４５℃の範囲では、密度の測定誤差を、係数αを一定にして測定した場合（図４において白抜き状態で示す）と同等に小さくすることができ、液化天然ガスの温度Ｔxが−１４５℃よりも高い範囲では、密度の測定誤差を、係数αを一定にして測定した場合（図４において白抜き状態で示す）に比べて大幅に小さくすることができる。
尚、図示を省略するが、本発明によれば、液化天然ガスの温度Ｔxが−１６０〜−１２０℃の範囲で変動しても、その温度変動範囲の全域において、図４において−１５０〜−１３５℃の液化天然ガスの温度範囲で示すのと同等に、密度の測定誤差を小さくすることができる。
【００４６】
制御部１０の発熱量演算手段１２は、以下の４段階のステップにより、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を演算する。
〔ステップ１〕：
発熱量演算手段１２は、密度演算手段１３により演算された測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを、下記の式３により、圧力が所定の基準圧力Ｐ0であり、温度が所定の基準温度Ｔ0である基準状態での液密度Ｄ0に換算する。
【００４７】
Ｄ0＝Ｄx−ａ2×（Ｔ0−Ｔx）−ｂ2×（Ｐ0−Ｐx）……………(式３)
但し、
Ｄ0：基準状態での液密度（ｇ／ｍｌ）
Ｔ0：基準温度（℃）
Ｔx：温度センサ７にて検出された測定対象の液化天然ガスの温度（℃）
Ｐ0：基準圧力（ＭＰａ）
Ｐx：圧力センサ８にて検出された測定対象の液化天然ガスの圧力（ＭＰａ）
ａ2，ｂ2：実験により求められた定数。
ちなみに、この実施形態では、基準圧力Ｐ0＝４．０ＭＰａとし、基準温度Ｔ0＝−１６０℃とすると、
ａ2＝−１．４７
ｂ2＝−０．８７
に設定される。
【００４８】
上記の式３は、実験により取得したデータに基づいて設定した近似式である。
即ち、実験により、密度、温度及び圧力夫々が種々に異なる複数種の液化天然ガスにより、液化天然ガスの密度における温度及び圧力夫々に対する依存性を調べて、その依存性を近似式にしたものが上記の式３である。
【００４９】
〔ステップ２〕：
発熱量演算手段１２は、上記の式３により求めた基準状態での液密度Ｄ0を、下記の式４により、標準状態（０℃、０．１０１３ＭＰａ）でのガス比重ＤGに換算する。
【００５０】
ＤG＝ａ3×Ｄ03＋ｂ3×Ｄ02＋ｃ3×Ｄ0＋ｄ3……………(式４)
但し、
ＤG：標準状態（０℃、０．１０１３ＭＰａ）でのガス比重
ａ3，ｂ3，ｃ3，ｄ3：実験により求められた定数
ちなみに、この実施形態では、基準圧力Ｐ0＝４．０ＭＰａとし、基準温度Ｔ0＝−１６０℃とすると、
ａ3＝０
ｂ3＝０．００１８
ｃ3＝０．２６
ｄ3＝１１０
に設定される。
【００５１】
上記の式４は、実験により取得したデータに基づいて設定した近似式である。
即ち、実験により、基準状態での液密度Ｄ0が種々に異なる複数種の液化天然ガスを用いて、基準状態での液密度Ｄ0と標準状態でのガス比重ＤGとの関係を調べて、その関係を近似式にしたものが上記の式４である。
【００５２】
〔ステップ３〕：
発熱量演算手段１２は、上記の式４により求めた標準状態でのガス比重ＤGを、下記の式５により、標準状態でのガス発熱量Ｑ0に換算する。
【００５３】
Ｑ0＝ａ4×ＤG3＋ｂ4×ＤG2＋ｃ4×ＤG＋ｄ4……………(式５)
但し、
Ｑ0：標準状態でのガス発熱量（ＭＪ／ｍ3（ｎｏｒｍａｌ））
ａ4，ｂ4，ｃ4，ｄ4：実験により求められた定数
ちなみに、この実施形態では、
ａ4＝０
ｂ4＝０
ｃ4＝０．０６４
ｄ4＝４．６４
に設定される。
【００５４】
上記の式５は、実験により取得したデータに基づいて設定した近似式である。
即ち、実験により、標準状態でのガス比重ＤGが種々に異なる複数種の液化天然ガス（液化天然ガスに、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整するための液化石油ガスが混合された液化混合ガス）を用いて、標準状態でのガス比重ＤGとガス発熱量との関係を調べて、その関係を近似式にしたものが上記の式４である。
【００５５】
〔ステップ４〕：
発熱量演算手段１２は、上記の式５により求めたガス発熱量Ｑ0とガスクロマトグラフィ９にて検出された測定対象の液化天然ガス中の窒素含有率（ｍｏｌ％）に基づいて、下記の式６により、窒素含有率の影響を除去した測定対象の液化天然ガスのガス発熱量Ｑを演算する。
【００５６】
Ｑ＝Ｑ0−ｅ×Ｎ……………(式６)
但し、
Ｑ：窒素含有率の影響を除去した測定対象の液化天然ガスのガス発熱量（ＭＪ／ｍ3（ｎｏｒｍａｌ））
Ｎ：ガスクロマトグラフィ９にて検出された窒素含有率（ｍｏｌ％）
ｅ：実験により求められた定数
ちなみに、この実施形態では、
ｅ＝０．７９
【００５７】
そして、制御部１０は、上述のように求めた液化天然ガスの液密度Ｄx及びガス発熱量Ｑ（窒素含有率の影響を除去したガス発熱量）を、ＬＣＤにて構成された表示部１６に表示出力する。
【００５８】
つまり、この実施形態では、基準状態の液化天然ガスのガス発熱量を求めるに当たって、基準状態が標準状態に設定されて、基準温度、基準圧力は、夫々、標準温度（０℃）、標準圧力（０．１０１３ＭＰａ）に設定されている。
又、上記の式４は、基準状態での液密度Ｄ0と標準状態でのガス比重ＤGとの関係を示し、式５は、標準状態でのガス比重ＤGと基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0との関係を示すものであり、式４と式６とにより、液化天然ガスの基準状態での液密度Ｄ0と基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0との関係が示されることになり、式４と式５とが、基準密度対発熱量関係情報に相当する。
【００５９】
つまり、この実施形態では、制御部１０の記憶部１１に、基準密度対発熱量関係情報として、基準状態での液密度Ｄ0と標準状態でのガス比重ＤGとの関係を示す情報（式４）と、その標準状態でのガス比重ＤGと基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0との関係を示す情報（式５）が記憶されている。
そして、制御部１０の発熱量演算手段１２は、記憶部１１に記憶されている基準密度対発熱量関係情報に基づいて、密度測定装置Ｅにて測定された測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを、圧力が所定の基準圧力Ｐ0であり、温度が所定の基準温度Ｔ0である基準状態での液密度Ｄ0に換算し、更に、その基準状態での液密度Ｄ0を標準状態でのガス比重ＤGに換算して、その標準状態でのガス比重ＤGから測定対象の液化天然ガスの基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0を求めるように構成されていることになる。
【００６０】
〔別実施形態〕
次に別実施形態を説明する。
（イ） 上記の実施形態では、密度測定装置Ｅにて測定された測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを、圧力が所定の基準圧力Ｐ0、温度が所定の基準温度Ｔ0である基準状態での液密度Ｄ0に換算し、更に、その基準状態での液密度Ｄ0を標準状態でのガス比重ＤGに換算して、その標準状態でのガス比重ＤGから測定対象の液化天然ガスの基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0を求める場合について例示した。
これに代えて、密度測定装置Ｅにて測定された測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを、圧力が所定の基準圧力Ｐ0、温度が所定の基準温度Ｔ0である基準状態での液密度Ｄ0に換算して、その基準状態での液密度Ｄ0から、直接、測定対象の液化天然ガスの基準状態でのガス発熱量Ｑ0を求めるように構成しても良い。
この場合は、基準状態での液密度Ｄ0が種々に異なる複数種の液化天然ガスを用いて、基準状態での液密度Ｄ0と基準状態でのガス発熱量Ｑ0との関係を調べて、その関係の近似式を求めて、その近似式を用いて、基準状態での液密度Ｄ0から基準状態でのガス発熱量Ｑ0求めるように構成する。
【００６１】
（ロ） 上記の実施形態では、係数αと測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxとの関係を、近似式にて制御部１０の記憶部１１に記憶させたが、マップデータにて制御部１０の記憶部１１に記憶させても良い。
【００６２】
（ハ） 上記実施形態では、本発明による測定対象の液化天然ガスの液密度の導出を密度演算手段１３により自動的に実行させるように構成したが、手動操作で行うように構成しても良い。
【００６３】
（ニ） 上記の実施形態では、制御部１０に密度演算手段１３を設け、又、その密度演算手段１３より液密度を演算するための情報は、制御部１０の記憶部１１に記憶させたが、制御部１０とは別に、密度測定装置Ｅ用として、密度測定制御部を設けても良い。そして、その密度測定制御部に測定部２０の作動を制御させると共に、その密度測定制御部に密度演算手段１３を設け、更に、その密度測定制御部の記憶部に、密度演算手段１３により液密度を演算するための情報を記憶させて、その密度測定制御部の記憶部を密度演算情報記憶手段として機能させるように構成しても良い。
【００６４】
（ホ） 上記の実施形態では、固有周期を固有振動数関連情報としたが、固有振動数を固有振動数関連情報としても良い。
【００６５】
（ヘ） 上記の実施形態では、熱量測定システムＳを、ＬＮＧ送出路３におけるＬＰＧ送出路６の接続箇所よりも下流側を流動する液化天然ガスのガス発熱量を測定するように設けたが、熱量測定システムＳは、ＬＮＧ送出路３におけるＬＰＧ送出路６の接続箇所よりも上流側を流動する液化天然ガスのガス発熱量を測定するように設けても良い。
【００６６】
（ト） 密度測定装置Ｅの具体構成は、上記の実施形態において例示した構成に限定されるものではない。例えば、上記の実施形態では、フローチューブ２１を一対設けたが１個だけ設けても良い。又、フローチューブ２１の形状は、上記の実施形態において例示したＵ字状に限定されるものではなく、例えば、円弧状でも良い。
【産業上の利用可能性】
【００６７】
以上説明したように、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定方法及び液化天然ガスの熱量測定システムを提供することができる。
【符号の説明】
【００６８】
３ ＬＮＧ送出路（液化天然ガス流路）
６ ＬＰＧ送出路（発熱量調整用液化ガス流路）
７ 温度センサ（温度測定手段）
８ 圧力センサ（圧力測定手段）
１１ 記憶部（発熱量演算情報記憶手段、密度演算情報記憶手段）
１２ 発熱量演算手段
１３ 密度演算手段
２１ フローチューブ
２３ 検出器（振動数関連情報検出手段）
Ｅ 密度測定装置（密度測定手段）
Ｍ 混合比率調整手段
Ｓ 液化天然ガスの熱量測定システム
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガスの熱量測定方法及び液化天然ガスの熱量測定システムに関し、詳しくは、温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を予め基準密度対発熱量関係情報として求めておき、測定対象の液化天然ガスの温度、圧力を測定すると共に、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いた密度測定手段により測定して、当該測定した液密度、温度、圧力及び前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める液化天然ガスの熱量測定方法に関し、又、測定対象の液化天然ガスの温度を測定する温度測定手段と、測定対象の液化天然ガスの圧力を測定する圧力測定手段と、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いて測定する密度測定手段と、温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を基準密度対発熱量関係情報として記憶する発熱量演算情報記憶手段と、前記温度測定手段、前記圧力測定手段及び前記密度測定手段夫々の測定情報、並びに、前記発熱量演算情報記憶手段に記憶されている前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める発熱量演算手段とが設けられた液化天然ガスの熱量測定システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
かかる液化天然ガスの熱量測定方法及び熱量測定システムは、液化天然ガスのガス発熱量を測定するものであり、この液化天然ガスを原料として生成される都市ガスの発熱量を調整するために用いられる。
つまり、温度、圧力が夫々所定の基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を、予め、基準密度対発熱量関係情報として求めておく。
又、測定対象の液化天然ガスの温度、圧力を測定すると共に、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いた密度測定手段により測定する。
そして、例えば、測定した温度及び圧力に基づいて、測定した液化天然ガスの密度を基準状態の液密度に変換して、その変換した液密度に基づいて、基準密度対発熱量関係情報から測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める（例えば、特許文献１参照。）。
【０００３】
上記の特許文献１には、記載されていないが、コリオリ力を用いた密度測定手段では、以下のようにして測定対象の液化天然ガスの液密度が測定されると考えられる。
即ち、この密度測定手段は、加振器により振動させられるフローチューブに測定対象の液化天然ガスを流動させたときに生じるコリオリ力を利用して密度を測定するものであり、この密度測定手段には、フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報を検出する振動数関連情報検出手段が備えられている。ちなみに、振動数関連情報検出手段にて検出する固有振動数関連情報としては、フローチューブの固有振動数そのものでも良いし、フローチューブの固有周期でも良い。
【０００４】
予め、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体をフローチューブに満たして、振動数関連情報検出手段によりフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆwを測定し、又、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体をフローチューブに満たして、振動数関連情報検出手段によりフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆaを測定しておく。
又、温度測定手段により、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを測定すると共に、測定対象の液化天然ガスをフローチューブに流動させて、振動数関連情報検出手段により、測定対象の液化天然ガスが流動するフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆxを測定する。
そして、第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、係数αに基づいて、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求める。
【０００５】
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【０００６】
つまり、測定対象の液化天然ガスの液密度を求めるに当たって、第１基準流体の液密度、基準温度及び固有振動数関連情報、並びに、第２基準流体の液密度、基準温度及び固有振動数関連情報を用いて校正して求めることにより、測定対象の液化天然ガスの液密度の測定精度を向上しようとするものである。
【０００７】
このような液化天然ガスの熱量測定方法及び熱量測定システムにおいて、従来は、上記の特許文献１には記載されていないが、係数αは一定の値に一義的に設定されていた。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特許第４３９３３０２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
ところで、フローチューブに流体を流動させたときのフローチューブの振動状態は、そのフローチューブのバネ定数に依存し、一方、フローチューブのバネ定数は、そのフローチューブを流動する流体の温度により変動する。
そして、上記の液密度導出関数において、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwは、温度が基準温度Ｔwのときの値であり、又、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaも、温度が基準温度Ｔaのときの値であるので、それら固有振動数関連情報Ｆw，Ｆaは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに対応したものでない場合がある。
【００１０】
しかしながら、従来の液化天然ガスの熱量測定方法及び熱量測定システムでは、固有振動数関連情報Ｆw，Ｆaに乗じられる係数αは一定の値に設定されているので、上記の液密度導出関数により測定対象の液化天然ガスの液密度を求めるに当たって、測定対象の液化天然ガスの温度の変動が反映されない。つまり、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaが測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxのときの値からずれる場合があり、上記の液密度導出関数により液密度Ｄxを求めることにより液化天然ガスの液密度Ｄxを測定するに当たって、その測定精度が低下し易かった。
【００１１】
例えば、図４において白抜き状態で示すように、測定対象の液化天然ガス（本例の場合は、液化天然ガスにガス発熱量調整用の液化石油ガスが混合された液化混合ガス）の温度Ｔxが−１４５℃程度から上昇するに伴って、液化天然ガスの液密度Ｄxの測定誤差が大きくなり、温度Ｔxが−１３５℃では、液密度Ｄxの測定誤差が２．３ｋｇ／ｍ3程度に大きくなる。
従って、従来では、液化天然ガスの液密度の測定精度が低下し易いことから、その液化天然ガスの液密度を用いて求める液化天然ガスのガス発熱量の測定精度が低下するという問題があった。
【００１２】
本発明は、かかる実情に鑑みてなされたものであり、その目的は、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定方法及び液化天然ガスの熱量測定システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定方法は、温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を予め基準密度対発熱量関係情報として求めておき、測定対象の液化天然ガスの温度、圧力を測定すると共に、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いた密度測定手段により測定して、当該測定した液密度、温度、圧力及び前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求めるものであって、
その特徴構成は、前記密度測定手段による温度が変化することがある測定対象の液化天然ガスの液密度の測定においては、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を前記密度測定手段のフローチューブに満たしたときの前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を前記フローチューブに満たしたときの前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆaを予め測定しておき、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを測定すると共に、測定対象の液化天然ガスが流動する前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆxを測定して、前記第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、前記第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、係数αに基づいて、その係数αを測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値として、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求める点にある。
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【００１４】
即ち、予め、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を密度測定手段のフローチューブに満たして固有振動させて、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwを測定すると共に、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を密度測定手段のフローチューブに満たして固有振動させて、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaを測定する。又、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを測定すると共に、測定対象の液化天然ガスを密度測定手段のフローチューブに流動させて固有振動させて、測定対象の液化天然ガスの固有振動数関連情報Ｆxを測定する。尚、本願における液化天然ガスには、液化天然ガスを主成分とし、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整するための発熱量調整用液化ガス（例えば、液化石油ガス）が混合された液化混合ガスを含む。
そして、第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値に設定した係数αに基づいて、上記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを演算する。
【００１５】
すると、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに対応したものではなくても、係数αは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じて設定するので、「Ｆa2」や「Ｆw2」に係数αを乗じることにより、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaを、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた値に補正することが可能となり、測定対象の液化天然ガスの液密度の測定精度を向上することができる。
従って、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定方法を提供することができるようになった。
【００１６】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定方法の更なる特徴構成は、前記係数αを、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づく下記の係数α導出式にて求める点にある。
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ａ1、ｂ1、ｃ1、ｄ1：定数
【００１７】
即ち、係数α導出式を、測定対象の液化天然ガスの温度の三次の近似式に設定することにより、測定対象の液化天然ガスの液密度を、その温度の変動に拘わらず極力精度良く求めることが可能なように、係数αを測定対象の液化天然ガスの温度に応じて適切に設定することができる。
従って、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度をより一層向上することができる。
【００１８】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムは、測定対象の液化天然ガスの温度を測定する温度測定手段と、
測定対象の液化天然ガスの圧力を測定する圧力測定手段と、
測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いて測定する密度測定手段と、
温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を基準密度対発熱量関係情報として記憶する発熱量演算情報記憶手段と、
前記温度測定手段、前記圧力測定手段及び前記密度測定手段夫々の測定情報、並びに、前記発熱量演算情報記憶手段に記憶されている前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める発熱量演算手段とが設けられたものであって、
その特徴構成は、前記密度測定手段に、測定対象の液化天然ガスを流動させるフローチューブと、そのフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報を検出する振動数関連情報検出手段と、その振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて測定対象の天然ガスの液密度を演算する密度演算手段と、その密度演算手段により液密度を演算するための情報を記憶する密度演算情報記憶手段とが備えられ、
前記密度演算情報記憶手段に、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を前記フローチューブに満たしたときに前記振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を前記フローチューブに満たしたときに前記振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆa、前記第１基準流体の液密度Ｄw及び基準温度Ｔw、前記第２基準流体の液密度Ｄa及び基準温度Ｔa、並びに、係数αが記憶され、
前記密度演算手段が、前記密度演算情報記憶手段の記憶情報、前記温度測定手段の測定情報、及び、測定対象の液化天然ガスを前記フローチューブに流動させたときの前記振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて、前記第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、前記第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、前記係数αから、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めるように構成され、
前記係数αが、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値とされる点にある。
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【００１９】
即ち、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を密度測定手段のフローチューブに満たして固有振動させたときに、振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を密度測定手段のフローチューブに満たして固有振動させたときに、振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆa、第１基準流体の液密度Ｄw及び基準温度Ｔw、第２基準流体の液密度Ｄa及び基準温度Ｔa、並びに、係数αが、密度演算情報記憶手段に記憶されている。この係数αは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値となるように、密度演算情報記憶手段に記憶されている。
そして、密度演算手段は、密度演算情報記憶手段の記憶情報、温度測定手段の測定情報、及び、測定対象の液化天然ガスをフローチューブに流動させたときの振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて、第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、並びに、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値に設定された係数αから、上記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求める。
【００２０】
すると、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに対応したものではなくても、係数αは、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じて設定されるので、「Ｆa2」や「Ｆw2」に係数αを乗じることにより、第１基準流体の固有振動数関連情報Ｆwや、第２基準流体の固有振動数関連情報Ｆaを、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた値に補正することが可能となり、測定対象の液化天然ガスの液密度の測定精度を向上することができる。
従って、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定システムを提供することができるようになった。
【００２１】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムの更なる特徴構成は、液化天然ガスが送出される液化天然ガス流路に、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整するための発熱量調整用液化ガスが送出される発熱量調整用液化ガス流路が接続され、
前記液化天然ガス流路を流動する液化天然ガスに対する前記発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整して、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整する混合比率調整手段が設けられ、
前記混合比率調整手段により前記発熱量調整用液化ガスの混合比率が調整されたガス発熱量調整後の液化天然ガスが、測定対象の液化天然ガスとされる点にある。
【００２２】
即ち、本発明の液化天然ガスの熱量測定システムにより、発熱量調整用液化ガスが混合されたガス発熱量調整後の液化天然ガスのガス発熱量が測定される。
つまり、通常、消費先（工場や家庭等）に供給される都市ガスのガス発熱量を所定の範囲に調整するために、発熱量調整用液化ガスを液化天然ガスに混合させると共に、その発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整する。一方、液化天然ガスと発熱量調整用液化ガスとは温度が違うので、液化天然ガスへの発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整して、ガス発熱量を調整すると、そのガス発熱量調整後の液化天然ガスの温度は変動し易い。
そこで、ガス発熱量調整後の液化天然ガスの液密度を本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムにより測定することにより、液化天然ガスの温度の変動に拘わらず、液密度を精度良く測定することができ、そして、その測定値を用いて、発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整することにより、液化天然ガスのガス発熱量を所定の範囲に的確に調整することができる。
従って、ガス発熱量が所定の範囲に的確に調整された液化天然ガスを供給することができる。
【００２３】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムの更なる特徴構成は、前記密度演算手段が、前記密度演算情報記憶手段に記憶されている下記の測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づく係数α導出式に基づいて、前記係数αを求めるように構成されている点にある。
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ａ1、ｂ1、ｃ1、ｄ1：定数
【００２４】
即ち、係数α導出式が、測定対象の液化天然ガスの温度の三次の近似式に設定されているので、測定対象の液化天然ガスの液密度を、その温度の変動に拘わらず極力精度良く求めることが可能なように、係数αを測定対象の液化天然ガスの温度に応じて適切に設定することができる。
従って、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度をより一層向上することができる。
【００２５】
本発明に係る液化天然ガスの熱量測定システムの更なる特徴構成は、前記発熱量調整用液化ガスが液化石油ガスであり、
ガス発熱量調整後の液化天然ガスの温度Ｔxが、−１６０〜−１２０℃の範囲で変動し、
当該液化天然ガスの温度Ｔxの変動範囲において、前記定数ａ1、ｂ1が０に設定されて、前記係数α導出式が、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを変数とする下記の一次式に設定されている点にある。
α＝ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ｃ1、ｄ1：定数
【００２６】
即ち、液化天然ガスの温度は、−１６０℃程度であり、一方、例えばプロパンが主成分である液化石油ガスの温度は、−４２℃程度であり、液化天然ガスと液化石油ガスとの温度差は比較的大きい。
つまり、発熱量調整用液化ガスとして液化石油ガスを用いると、ガス発熱量調整後の液化天然ガスの温度の変動範囲が比較的大きくなる。
又、係数α導出式が、測定対象の液化天然ガスの温度を変数とする上記の如き一次式に設定されているので、測定対象の液化天然ガス温度の変動に拘わらず液密度を精度良く求めることが可能なように、係数αを測定対象の液化天然ガスの温度に応じて適正且つ簡単に設定することができる。
従って、発熱量調整用液化ガスとして液化石油ガスを用いることにより、測定対象の液化天然ガスの温度の変動範囲が比較的大きい場合でも、液密度を精度良く測定することができるので、液化天然ガスのガス発熱量を精度良く測定することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２７】
【図１】液化天然ガスの熱量測定システムの全体構成を示すブロック図
【図２】密度測定装置の測定部の一部切り欠き斜視図
【図３】密度測定装置の測定部の縦断側面図
【図４】液化天然ガスの温度と液密度の測定誤差との関係を示す図
【発明を実施するための形態】
【００２８】
以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。
図１に示すように、液化天然ガス（以下、ＬＮＧと記載する場合がある）の熱量測定システムＳ（以下、単に熱量測定システムと記載する場合がある）は、液化天然ガスを貯留するＬＮＧタンク１からＬＮＧポンプ２により送出されてＬＮＧ送出路３を通流する液化天然ガスを測定対象として、その液化天然ガスのガス発熱量を測定するものである。
【００２９】
この実施形態では、液化天然ガスのガス発熱量を調整するための発熱量調整用液化ガスとして、液化石油ガス（以下、ＬＰＧと記載する場合がある）を用い、その液化石油ガスを貯留するＬＰＧタンク４からＬＰＧポンプ５により液化石油ガスが送出されるＬＰＧ送出路６がＬＮＧ送出路３に接続されている。
ＬＮＧ送出路３には、そのＬＮＧ送出路３を通流する液化天然ガスの流量を調整するＬＮＧ用流量調整弁１４が設けられ、ＬＰＧ送出路６には、そのＬＰＧ送出路６を通流する液化石油ガスの流量を調整するＬＰＧ用流量調整弁１５が設けられている。
ＬＮＧポンプ２及びＬＰＧポンプ５は、夫々に応じて設定された一定の回転速度で作動され、ＬＮＧ用流量調整弁１４及びＬＰＧ用流量調整弁１５は、夫々の開度が各別に調整されることにより、ＬＮＧ送出路３を流動する液化天然ガスに対する液化石油ガスの混合比率が調整されることになる。つまり、これらＬＮＧ用流量調整弁１４及びＬＰＧ用流量調整弁１５により、混合比率調整手段Ｍが構成される。
【００３０】
この熱量測定システムＳは、ＬＮＧ送出路３におけるＬＰＧ送出路６の接続箇所よりも下流側を流動する液化天然ガス、即ち、混合比率調整手段Ｍにより液化石油ガスの混合比率が調整されたガス発熱量調整後の液化天然ガスのガス発熱量を測定するように設けられる。
以下、熱量測定システムＳについて説明を加える。
図１に示すように、熱量測定システムＳは、測定対象の液化天然ガスの温度を測定する温度測定手段としての温度センサ７、測定対象の液化天然ガスの圧力を測定する圧力測定手段としての圧力センサ８、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いて測定する密度測定手段としての密度測定装置Ｅ、測定対象の液化天然ガス中の窒素含有率を測定するガスクロマトグラフィ９、及び、この熱量測定システムＳの運転を制御する制御部１０等を備えて構成されている。
【００３１】
制御部１０は、マイクロコンピュータを備えて構成され、ＨＤＤにより構成される記憶部１１が内蔵されると共に、各種処理を実行するプログラムがインストールされている。
記憶部１１には、温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係が基準密度対発熱量関係情報として記憶され、この記憶部１１が発熱量演算情報記憶手段として機能する。
又、制御部１０にインストールされるプログラムには、温度センサ７、圧力センサ８及び密度測定装置Ｅ夫々の測定情報、並びに、記憶部１１に記憶されている基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める発熱量演算手段１２が含まれる。
【００３２】
密度測定装置Ｅは、密度測定対象の流体を流動させて密度導出用の情報を得る測定部２０を備えて構成されている。
この測定部２０は、図２及び図３に示すように、密度測定対象の流体が流動する管路（この実施形態では、ＬＮＧ送出路３）の途中に介装されて、密度測定対象の流体を流入させて流動させた後、再び、管路に戻す概略Ｕ字状のフローチューブ２１、そのフローチューブ２１を振動させる加振器２２、そのフローチューブ２１の固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報として固有振動周期（以下、固有周期と記載する場合がある）を検出する振動数関連情報検出手段としての検出器２３等を備えて構成されている。
【００３３】
フローチューブ２１は、互いに平行に配設された一対のフローチューブ２１，２１にて構成され、これら一対のフローチューブ２１，２１夫々の一端がマニフォールド２４に連通接続されると共に、他端も別のマニフォールド２４に連通接続され、又、一対のフローチューブ２１，２１夫々の一端側の部分、他端側の部分が夫々連結板２５にて連結されている。
そして、一対のフローチューブ２１，２１が、一対のマニフォールド２４，２４を介して、ＬＮＧ送出路３の途中に介装されている。
【００３４】
一対の検出器２３が、一対のフローチューブ２１，２１の両端側に振り分けて配置され、加振器２２は、一対のフローチューブ２１，２１夫々の軸心方向の略中央に相当する箇所に配置されている。
図３に示すように、各検出器２３は、一方のフローチューブ２１に固定されたコイル２３ｃと、他方のフローチューブ２１に固定された永久磁石２３ｍとから構成されている。
図２に示すように、加振器２２は、一方のフローチューブ２１に固定された電磁駆動用コイル２２ｃと、他方のフローチューブ２１に固定された永久磁石２２ｍとから構成されている。
そして、制御部１０は、一対のフローチューブ２１，２１を固有振動数で振動させるべく、電磁駆動用コイル２２ｃに交流電流を流すように構成されている。
【００３５】
図１に示すように、ガスクロマトグラフィ９は、ＬＮＧ送出路３から測定用の液化天然ガスをサンプリングするサンプリング部９ｓを備えており、そのサンプリング部９ｓにてサンプリングされた液化天然ガス中の窒素含有率（ｍｏｌ％）を測定する。
【００３６】
制御部１０にインストールされるプログラムには、検出部２０の検出器２３の検出情報に基づいて測定対象の液化天然ガスの液密度を演算する密度演算手段１３も含まれている。又、制御部１０の記憶部１１には、密度演算手段１３により液密度を演算するための情報が記憶されており、この制御部１０の記憶部１１が、密度演算情報記憶手段としても機能する。
【００３７】
制御部１０記憶部１１には、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体としての水をフローチューブ２１に満たしたときに検出器２３にて検出された固有周期Ｆw（固有振動数関連情報）、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体としての空気をフローチューブ２１に満たしたときに検出器２３にて検出された固有周期Ｆa（固有振動数関連情報）、水の液密度Ｄw及び基準温度Ｔw、空気の液密度Ｄa及び基準温度Ｔa、並びに、係数αが記憶されている。
【００３８】
本発明では、密度演算手段１３が、制御部１０の記憶部１１の記憶情報、温度センサ７の測定情報、及び、測定対象の液化天然ガスをフローチューブ２１に流動させたときの検出器２３の検出情報に基づいて、水の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有周期Ｆw、空気の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有周期Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有周期Ｆx、並びに、係数αから、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めるように構成され、係数αが、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値とされる。
【００３９】
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【００４０】
制御部１０の発熱量演算手段１２は、その記憶部１１に記憶されている基準密度対発熱量関係情報、密度演算手段１３が演算した測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄx、温度センサ７にて検出された測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx、及び、圧力センサ８にて検出された測定対象の液化天然ガスの圧力Ｐxに基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を演算するように構成されている。
そして、制御部１０は、発熱量演算手段１２にて演算されたガス発熱量が所定の設定ガス発熱量範囲に入るように、ＬＮＧ流量調整弁１４及びＬＰＧ流量調整弁１５夫々の作動を制御して、ＬＮＧ送出路３を流動する液化天然ガスに対する液化石油ガスの混合比率を調整するように構成されている。
【００４１】
次に、制御部１０の発熱量演算手段１２及び密度演算手段１３について、説明を加える。
上記の液密度導出関数の具体例として、下記の式１が設定され、並びに、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた係数αを求めるための式として、下記の式２が設定され、密度演算手段１３は、温度センサ７にて検出された測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づいて、下記の式２により、係数αを求めて、その求めた係数αにより、下記の式１により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを演算するように構成されている。
【００４２】
Ｄx＝（Ｄw−Ｄa）×〔[Ｆx2（１−α×Ｔx）−Ｆa2（１−α×Ｔa）]÷[Ｆw2（１−α×Ｔw）−Ｆa2（１−α×Ｔa）]〕＋Ｄa……………（式１）
但し、
Ｄx：測定対象の液化天然ガスの液密度（ｇ／ｍｌ）
Ｄw：水の密度（ｇ／ｍｌ）、記憶部１１の記憶情報
Ｄa：空気の密度（ｇ／ｍｌ）、記憶部１１の記憶情報
Ｆx：測定対象の液化天然ガスの固有周期（μｓ）、検出器２３にて検出された値
Ｆw：水の固有周期（μｓ）、記憶部１１の記憶情報
Ｆa：空気の固有周期（μｓ）、記憶部１１の記憶情報
Ｔx：測定対象の液化天然ガスの温度（℃）、温度センサ７にて検出された値
Ｔw：水の温度（℃）、記憶部１１の記憶情報
Ｔa：空気の温度（℃）、記憶部１１の記憶情報
【００４３】
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1……………（式２）
但し、ａ1，ｂ1，ｃ1，ｄ1は、実験により求められた定数である。
ちなみに、この実施形態では、
ａ1＝０
ｂ1＝０
ｃ1＝０．００４２
ｄ1＝４．２４
に設定される。
【００４４】
上記の式１は、コリオリ力を用いて流体の密度を計測する密度測定装置において、測定対象の流体の密度を演算するための演算式として用いられている公知の演算式である。
上記の式２は、実験により取得したデータに基づいて設定した近似式である。
即ち、コリオリ力を利用したものとは別の密度測定手段を用いて、密度及び温度夫々が種々に異なる複数種の供試用液化天然ガスの密度を測定する。この別の密度測定手段は、液化天然ガスの密度を液化天然ガスの温度に影響されること無く精度良く計測可能なものとする。そして、同じ供試用液化天然ガスを本発明に係る密度測定装置Ｅに供試して、上記の式１により液密度Ｄxを演算するに当たって、その演算値と別の密度測定手段の測定値との差をなくす又は極力小さくするように、上記の式の如く、近似式を設定する。
【００４５】
上述のように、係数αを測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値に設定して、上記の式１により測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めることにより、図４において黒塗り状態で示すように、液化天然ガスの温度Ｔxが−１５０〜−１３５℃の範囲で変動しても、その温度変動範囲の全域において、密度の測定誤差を小さくすることができる。例えば、液化天然ガスの温度Ｔxが−１５０〜−１４５℃の範囲では、密度の測定誤差を、係数αを一定にして測定した場合（図４において白抜き状態で示す）と同等に小さくすることができ、液化天然ガスの温度Ｔxが−１４５℃よりも高い範囲では、密度の測定誤差を、係数αを一定にして測定した場合（図４において白抜き状態で示す）に比べて大幅に小さくすることができる。
尚、図示を省略するが、本発明によれば、液化天然ガスの温度Ｔxが−１６０〜−１２０℃の範囲で変動しても、その温度変動範囲の全域において、図４において−１５０〜−１３５℃の液化天然ガスの温度範囲で示すのと同等に、密度の測定誤差を小さくすることができる。
【００４６】
制御部１０の発熱量演算手段１２は、以下の４段階のステップにより、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を演算する。
〔ステップ１〕：
発熱量演算手段１２は、密度演算手段１３により演算された測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを、下記の式３により、圧力が所定の基準圧力Ｐ0であり、温度が所定の基準温度Ｔ0である基準状態での液密度Ｄ0に換算する。
【００４７】
Ｄ0＝Ｄx−ａ2×（Ｔ0−Ｔx）−ｂ2×（Ｐ0−Ｐx）……………(式３)
但し、
Ｄ0：基準状態での液密度（ｇ／ｍｌ）
Ｔ0：基準温度（℃）
Ｔx：温度センサ７にて検出された測定対象の液化天然ガスの温度（℃）
Ｐ0：基準圧力（ＭＰａ）
Ｐx：圧力センサ８にて検出された測定対象の液化天然ガスの圧力（ＭＰａ）
ａ2，ｂ2：実験により求められた定数。
ちなみに、この実施形態では、基準圧力Ｐ0＝４．０ＭＰａとし、基準温度Ｔ0＝−１６０℃とすると、
ａ2＝−１．４７
ｂ2＝−０．８７
に設定される。
【００４８】
上記の式３は、実験により取得したデータに基づいて設定した近似式である。
即ち、実験により、密度、温度及び圧力夫々が種々に異なる複数種の液化天然ガスにより、液化天然ガスの密度における温度及び圧力夫々に対する依存性を調べて、その依存性を近似式にしたものが上記の式３である。
【００４９】
〔ステップ２〕：
発熱量演算手段１２は、上記の式３により求めた基準状態での液密度Ｄ0を、下記の式４により、標準状態（０℃、０．１０１３ＭＰａ）でのガス比重ＤGに換算する。
【００５０】
ＤG＝ａ3×Ｄ03＋ｂ3×Ｄ02＋ｃ3×Ｄ0＋ｄ3……………(式４)
但し、
ＤG：標準状態（０℃、０．１０１３ＭＰａ）でのガス比重
ａ3，ｂ3，ｃ3，ｄ3：実験により求められた定数
ちなみに、この実施形態では、基準圧力Ｐ0＝４．０ＭＰａとし、基準温度Ｔ0＝−１６０℃とすると、
ａ3＝０
ｂ3＝０．００１８
ｃ3＝０．２６
ｄ3＝１１０
に設定される。
【００５１】
上記の式４は、実験により取得したデータに基づいて設定した近似式である。
即ち、実験により、基準状態での液密度Ｄ0が種々に異なる複数種の液化天然ガスを用いて、基準状態での液密度Ｄ0と標準状態でのガス比重ＤGとの関係を調べて、その関係を近似式にしたものが上記の式４である。
【００５２】
〔ステップ３〕：
発熱量演算手段１２は、上記の式４により求めた標準状態でのガス比重ＤGを、下記の式５により、標準状態でのガス発熱量Ｑ0に換算する。
【００５３】
Ｑ0＝ａ4×ＤG3＋ｂ4×ＤG2＋ｃ4×ＤG＋ｄ4……………(式５)
但し、
Ｑ0：標準状態でのガス発熱量（ＭＪ／ｍ3（ｎｏｒｍａｌ））
ａ4，ｂ4，ｃ4，ｄ4：実験により求められた定数
ちなみに、この実施形態では、
ａ4＝０
ｂ4＝０
ｃ4＝０．０６４
ｄ4＝４．６４
に設定される。
【００５４】
上記の式５は、実験により取得したデータに基づいて設定した近似式である。
即ち、実験により、標準状態でのガス比重ＤGが種々に異なる複数種の液化天然ガス（液化天然ガスに、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整するための液化石油ガスが混合された液化混合ガス）を用いて、標準状態でのガス比重ＤGとガス発熱量との関係を調べて、その関係を近似式にしたものが上記の式４である。
【００５５】
〔ステップ４〕：
発熱量演算手段１２は、上記の式５により求めたガス発熱量Ｑ0とガスクロマトグラフィ９にて検出された測定対象の液化天然ガス中の窒素含有率（ｍｏｌ％）に基づいて、下記の式６により、窒素含有率の影響を除去した測定対象の液化天然ガスのガス発熱量Ｑを演算する。
【００５６】
Ｑ＝Ｑ0−ｅ×Ｎ……………(式６)
但し、
Ｑ：窒素含有率の影響を除去した測定対象の液化天然ガスのガス発熱量（ＭＪ／ｍ3（ｎｏｒｍａｌ））
Ｎ：ガスクロマトグラフィ９にて検出された窒素含有率（ｍｏｌ％）
ｅ：実験により求められた定数
ちなみに、この実施形態では、
ｅ＝０．７９
【００５７】
そして、制御部１０は、上述のように求めた液化天然ガスの液密度Ｄx及びガス発熱量Ｑ（窒素含有率の影響を除去したガス発熱量）を、ＬＣＤにて構成された表示部１６に表示出力する。
【００５８】
つまり、この実施形態では、基準状態の液化天然ガスのガス発熱量を求めるに当たって、基準状態が標準状態に設定されて、基準温度、基準圧力は、夫々、標準温度（０℃）、標準圧力（０．１０１３ＭＰａ）に設定されている。
又、上記の式４は、基準状態での液密度Ｄ0と標準状態でのガス比重ＤGとの関係を示し、式５は、標準状態でのガス比重ＤGと基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0との関係を示すものであり、式４と式６とにより、液化天然ガスの基準状態での液密度Ｄ0と基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0との関係が示されることになり、式４と式５とが、基準密度対発熱量関係情報に相当する。
【００５９】
つまり、この実施形態では、制御部１０の記憶部１１に、基準密度対発熱量関係情報として、基準状態での液密度Ｄ0と標準状態でのガス比重ＤGとの関係を示す情報（式４）と、その標準状態でのガス比重ＤGと基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0との関係を示す情報（式５）が記憶されている。
そして、制御部１０の発熱量演算手段１２は、記憶部１１に記憶されている基準密度対発熱量関係情報に基づいて、密度測定装置Ｅにて測定された測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを、圧力が所定の基準圧力Ｐ0であり、温度が所定の基準温度Ｔ0である基準状態での液密度Ｄ0に換算し、更に、その基準状態での液密度Ｄ0を標準状態でのガス比重ＤGに換算して、その標準状態でのガス比重ＤGから測定対象の液化天然ガスの基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0を求めるように構成されていることになる。
【００６０】
〔別実施形態〕
次に別実施形態を説明する。
（イ） 上記の実施形態では、密度測定装置Ｅにて測定された測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを、圧力が所定の基準圧力Ｐ0、温度が所定の基準温度Ｔ0である基準状態での液密度Ｄ0に換算し、更に、その基準状態での液密度Ｄ0を標準状態でのガス比重ＤGに換算して、その標準状態でのガス比重ＤGから測定対象の液化天然ガスの基準状態(この実施形態では、標準状態)でのガス発熱量Ｑ0を求める場合について例示した。
これに代えて、密度測定装置Ｅにて測定された測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを、圧力が所定の基準圧力Ｐ0、温度が所定の基準温度Ｔ0である基準状態での液密度Ｄ0に換算して、その基準状態での液密度Ｄ0から、直接、測定対象の液化天然ガスの基準状態でのガス発熱量Ｑ0を求めるように構成しても良い。
この場合は、基準状態での液密度Ｄ0が種々に異なる複数種の液化天然ガスを用いて、基準状態での液密度Ｄ0と基準状態でのガス発熱量Ｑ0との関係を調べて、その関係の近似式を求めて、その近似式を用いて、基準状態での液密度Ｄ0から基準状態でのガス発熱量Ｑ0求めるように構成する。
【００６１】
（ロ） 上記の実施形態では、係数αと測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxとの関係を、近似式にて制御部１０の記憶部１１に記憶させたが、マップデータにて制御部１０の記憶部１１に記憶させても良い。
【００６２】
（ハ） 上記実施形態では、本発明による測定対象の液化天然ガスの液密度の導出を密度演算手段１３により自動的に実行させるように構成したが、手動操作で行うように構成しても良い。
【００６３】
（ニ） 上記の実施形態では、制御部１０に密度演算手段１３を設け、又、その密度演算手段１３より液密度を演算するための情報は、制御部１０の記憶部１１に記憶させたが、制御部１０とは別に、密度測定装置Ｅ用として、密度測定制御部を設けても良い。そして、その密度測定制御部に測定部２０の作動を制御させると共に、その密度測定制御部に密度演算手段１３を設け、更に、その密度測定制御部の記憶部に、密度演算手段１３により液密度を演算するための情報を記憶させて、その密度測定制御部の記憶部を密度演算情報記憶手段として機能させるように構成しても良い。
【００６４】
（ホ） 上記の実施形態では、固有周期を固有振動数関連情報としたが、固有振動数を固有振動数関連情報としても良い。
【００６５】
（ヘ） 上記の実施形態では、熱量測定システムＳを、ＬＮＧ送出路３におけるＬＰＧ送出路６の接続箇所よりも下流側を流動する液化天然ガスのガス発熱量を測定するように設けたが、熱量測定システムＳは、ＬＮＧ送出路３におけるＬＰＧ送出路６の接続箇所よりも上流側を流動する液化天然ガスのガス発熱量を測定するように設けても良い。
【００６６】
（ト） 密度測定装置Ｅの具体構成は、上記の実施形態において例示した構成に限定されるものではない。例えば、上記の実施形態では、フローチューブ２１を一対設けたが１個だけ設けても良い。又、フローチューブ２１の形状は、上記の実施形態において例示したＵ字状に限定されるものではなく、例えば、円弧状でも良い。
【産業上の利用可能性】
【００６７】
以上説明したように、液化天然ガスのガス発熱量の測定精度を向上し得る液化天然ガスの熱量測定方法及び液化天然ガスの熱量測定システムを提供することができる。
【符号の説明】
【００６８】
３ ＬＮＧ送出路（液化天然ガス流路）
６ ＬＰＧ送出路（発熱量調整用液化ガス流路）
７ 温度センサ（温度測定手段）
８ 圧力センサ（圧力測定手段）
１１ 記憶部（発熱量演算情報記憶手段、密度演算情報記憶手段）
１２ 発熱量演算手段
１３ 密度演算手段
２１ フローチューブ
２３ 検出器（振動数関連情報検出手段）
Ｅ 密度測定装置（密度測定手段）
Ｍ 混合比率調整手段
Ｓ 液化天然ガスの熱量測定システム
【特許請求の範囲】
【請求項１】
温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を予め基準密度対発熱量関係情報として求めておき、測定対象の液化天然ガスの温度、圧力を測定すると共に、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いた密度測定手段により測定して、当該測定した液密度、温度、圧力及び前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める液化天然ガスの熱量測定方法であって、
前記密度測定手段による温度が変化することがある測定対象の液化天然ガスの液密度の測定においては、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を前記密度測定手段のフローチューブに満たしたときの前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を前記フローチューブに満たしたときの前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆaを予め測定しておき、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを測定すると共に、測定対象の液化天然ガスが流動する前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆxを測定して、前記第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、前記第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、係数αに基づいて、その係数αを測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値として、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求める液化天然ガスの熱量測定方法。
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【請求項２】
前記係数αを、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づく下記の係数α導出式にて求める請求項１に記載の液化天然ガスの熱量測定方法。
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ａ1、ｂ1、ｃ1、ｄ1：定数
【請求項３】
測定対象の液化天然ガスの温度を測定する温度測定手段と、
測定対象の液化天然ガスの圧力を測定する圧力測定手段と、
測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いて測定する密度測定手段と、
温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を基準密度対発熱量関係情報として記憶する発熱量演算情報記憶手段と、
前記温度測定手段、前記圧力測定手段及び前記密度測定手段夫々の測定情報、並びに、前記発熱量演算情報記憶手段に記憶されている前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める発熱量演算手段とが設けられた液化天然ガスの熱量測定システムであって、
前記密度測定手段に、測定対象の液化天然ガスを流動させるフローチューブと、そのフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報を検出する振動数関連情報検出手段と、その振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて測定対象の天然ガスの液密度を演算する密度演算手段と、その密度演算手段により液密度を演算するための情報を記憶する密度演算情報記憶手段とが備えられ、
前記密度演算情報記憶手段に、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を前記フローチューブに満たしたときに前記振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を前記フローチューブに満たしたときに前記振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆa、前記第１基準流体の液密度Ｄw及び基準温度Ｔw、前記第２基準流体の液密度Ｄa及び基準温度Ｔa、並びに、係数αが記憶され、
前記密度演算手段が、前記密度演算情報記憶手段の記憶情報、前記温度測定手段の測定情報、及び、測定対象の液化天然ガスを前記フローチューブに流動させたときの前記振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて、前記第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、前記第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、前記係数αから、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めるように構成され、
前記係数αが、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値とされる液化天然ガスの熱量測定システム。
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【請求項４】
液化天然ガスが送出される液化天然ガス流路に、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整するための発熱量調整用液化ガスが送出される発熱量調整用液化ガス流路が接続され、
前記液化天然ガス流路を流動する液化天然ガスに対する前記発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整して、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整する混合比率調整手段が設けられ、
前記混合比率調整手段により前記発熱量調整用液化ガスの混合比率が調整されたガス発熱量調整後の液化天然ガスが、測定対象の液化天然ガスとされる請求項３に記載の液化天然ガスの熱量測定システム。
【請求項５】
前記密度演算手段が、前記密度演算情報記憶手段に記憶されている下記の測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づく係数α導出式に基づいて、前記係数αを求めるように構成されている請求項３又は４に記載の液化天然ガスの熱量測定システム。
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ａ1、ｂ1、ｃ1、ｄ1：定数
【請求項６】
前記発熱量調整用液化ガスが液化石油ガスであり、
ガス発熱量調整後の液化天然ガスの温度Ｔxが、−１６０〜−１２０℃の範囲で変動し、
当該液化天然ガスの温度Ｔxの変動範囲において、前記定数ａ1、ｂ1が０に設定されて、前記係数α導出式が、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを変数とする下記の一次式に設定されている請求項５に記載の液化天然ガスの熱量測定システム。
α＝ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ｃ1、ｄ1：定数
【請求項１】
温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を予め基準密度対発熱量関係情報として求めておき、測定対象の液化天然ガスの温度、圧力を測定すると共に、測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いた密度測定手段により測定して、当該測定した液密度、温度、圧力及び前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める液化天然ガスの熱量測定方法であって、
前記密度測定手段による温度が変化することがある測定対象の液化天然ガスの液密度の測定においては、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を前記密度測定手段のフローチューブに満たしたときの前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を前記フローチューブに満たしたときの前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆaを予め測定しておき、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを測定すると共に、測定対象の液化天然ガスが流動する前記フローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報Ｆxを測定して、前記第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、前記第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、係数αに基づいて、その係数αを測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値として、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求める液化天然ガスの熱量測定方法。
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【請求項２】
前記係数αを、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づく下記の係数α導出式にて求める請求項１に記載の液化天然ガスの熱量測定方法。
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ａ1、ｂ1、ｃ1、ｄ1：定数
【請求項３】
測定対象の液化天然ガスの温度を測定する温度測定手段と、
測定対象の液化天然ガスの圧力を測定する圧力測定手段と、
測定対象の液化天然ガスの液密度をコリオリ力を用いて測定する密度測定手段と、
温度、圧力が夫々基準温度、基準圧力である基準状態の液化天然ガスにおける液密度とガス発熱量との関係を基準密度対発熱量関係情報として記憶する発熱量演算情報記憶手段と、
前記温度測定手段、前記圧力測定手段及び前記密度測定手段夫々の測定情報、並びに、前記発熱量演算情報記憶手段に記憶されている前記基準密度対発熱量関係情報に基づいて、測定対象の液化天然ガスのガス発熱量を求める発熱量演算手段とが設けられた液化天然ガスの熱量測定システムであって、
前記密度測定手段に、測定対象の液化天然ガスを流動させるフローチューブと、そのフローチューブの固有振動数に関連する情報である固有振動数関連情報を検出する振動数関連情報検出手段と、その振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて測定対象の天然ガスの液密度を演算する密度演算手段と、その密度演算手段により液密度を演算するための情報を記憶する密度演算情報記憶手段とが備えられ、
前記密度演算情報記憶手段に、液密度Ｄwが既知で所定の基準温度Ｔwの第１基準流体を前記フローチューブに満たしたときに前記振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆw、液密度Ｄaが既知で所定の基準温度Ｔaの第２基準流体を前記フローチューブに満たしたときに前記振動数関連情報検出手段にて検出された固有振動数関連情報Ｆa、前記第１基準流体の液密度Ｄw及び基準温度Ｔw、前記第２基準流体の液密度Ｄa及び基準温度Ｔa、並びに、係数αが記憶され、
前記密度演算手段が、前記密度演算情報記憶手段の記憶情報、前記温度測定手段の測定情報、及び、測定対象の液化天然ガスを前記フローチューブに流動させたときの前記振動数関連情報検出手段の検出情報に基づいて、前記第１基準流体の液密度Ｄw、基準温度Ｔw及び固有振動数関連情報Ｆw、前記第２基準流体の液密度Ｄa、基準温度Ｔa及び固有振動数関連情報Ｆa、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔx及び固有振動数関連情報Ｆx、並びに、前記係数αから、下記の液密度導出関数により、測定対象の液化天然ガスの液密度Ｄxを求めるように構成され、
前記係数αが、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに応じた数値とされる液化天然ガスの熱量測定システム。
Ｄx＝ｆ〔Ｄw，Ｄa，Ｆx2×（１−α×Ｔx），Ｆa2×（１−α×Ｔa），Ｆw2×（１−α×Ｔw）〕
【請求項４】
液化天然ガスが送出される液化天然ガス流路に、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整するための発熱量調整用液化ガスが送出される発熱量調整用液化ガス流路が接続され、
前記液化天然ガス流路を流動する液化天然ガスに対する前記発熱量調整用液化ガスの混合比率を調整して、当該液化天然ガスのガス発熱量を調整する混合比率調整手段が設けられ、
前記混合比率調整手段により前記発熱量調整用液化ガスの混合比率が調整されたガス発熱量調整後の液化天然ガスが、測定対象の液化天然ガスとされる請求項３に記載の液化天然ガスの熱量測定システム。
【請求項５】
前記密度演算手段が、前記密度演算情報記憶手段に記憶されている下記の測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxに基づく係数α導出式に基づいて、前記係数αを求めるように構成されている請求項３又は４に記載の液化天然ガスの熱量測定システム。
α＝ａ1×Ｔx3＋ｂ1×Ｔx2＋ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ａ1、ｂ1、ｃ1、ｄ1：定数
【請求項６】
前記発熱量調整用液化ガスが液化石油ガスであり、
ガス発熱量調整後の液化天然ガスの温度Ｔxが、−１６０〜−１２０℃の範囲で変動し、
当該液化天然ガスの温度Ｔxの変動範囲において、前記定数ａ1、ｂ1が０に設定されて、前記係数α導出式が、測定対象の液化天然ガスの温度Ｔxを変数とする下記の一次式に設定されている請求項５に記載の液化天然ガスの熱量測定システム。
α＝ｃ1×Ｔx＋ｄ1
但し、ｃ1、ｄ1：定数
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図２】
【図３】
【図４】
【公開番号】特開２０１３−５７６００（Ｐ２０１３−５７６００Ａ）
【公開日】平成２５年３月２８日（２０１３．３．２８）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１１−１９６３５４（Ｐ２０１１−１９６３５４）
【出願日】平成２３年９月８日（２０１１．９．８）
【出願人】（００００００２８４）大阪瓦斯株式会社 (2,453)
【出願人】（０００１０３５７４）株式会社オーバル (82)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２５年３月２８日（２０１３．３．２８）
【国際特許分類】
【出願日】平成２３年９月８日（２０１１．９．８）
【出願人】（００００００２８４）大阪瓦斯株式会社 (2,453)
【出願人】（０００１０３５７４）株式会社オーバル (82)
【Ｆターム（参考）】
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