JP4076737B2

JP4076737B2 - 液化天然ガスの配送方法及び配送システム

Info

Publication number: JP4076737B2
Application number: JP2001162874A
Authority: JP
Inventors: 武彦松村; 一生濱田; 敬治中西; 和雄渡辺
Original assignee: Nippon Steel Corp; Nippon Steel Engineering Co Ltd
Current assignee: Nippon Steel Corp; Nippon Steel Engineering Co Ltd
Priority date: 2001-05-30
Filing date: 2001-05-30
Publication date: 2008-04-16
Anticipated expiration: 2021-05-30
Also published as: JP2002356231A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、配送手段及び受け入れ基地を経由して液化天然ガスを需要家に配送する方法及びシステムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
クリーンエネルギーであり、発電用燃料、都市ガス原料として重要な地位を占める天然ガスは、我が国ではその大部分を海外からの輸入に依存しており、生産国において液化され液化天然ガス（ＬＮＧ；Ｌｉｑｕｅｆｉｅｄｎａｔｕｒａｌｇａｓ）としてＬＮＧ船によりわが国まで海上輸送され、受け入れ基地に受け入れられ、気化されて利用に供されていた。
ＬＮＧの配送には、需要家である火力発電所や都市ガス会社になるべく隣接した位置に受け入れ基地を設置し、この受け入れ基地から気化させた天然ガスを配管を通じて配送するか、タンクローリー等の比較的小容量の搬送手段によって、需要家に供給するという方法が採られていた。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】
しかしながら、前記従来の液化天然ガスの配送システムは、需要家の要求に応じて、タイミングよくＬＮＧを供給することには優れているが、ＬＮＧは、−１６０℃程度の低温で液化するので、大量のＬＮＧを長距離に渡って輸送することには限界があった。
このため、ＬＮＧの需要家、特に大口需要家は、数の上で限られたＬＮＧ受け入れ基地から比較的近いところに位置していなければならないという場所的な制約があり、これが燃料のＬＮＧ化を妨げる一因となっていた。
本発明はかかる事情に鑑みてなされたもので、大量のＬＮＧを低コストで輸送する液化天然ガスの配送方法及び配送システムを提供することを目的とする。
【０００４】
【課題を解決するための手段】
前記目的に沿う本発明に係る液化天然ガスの配送方法は、液化天然ガスを、一次配送手段によって一次基地に配送し、その後、二次配送手段によって二次基地に配送し、さらに需要家に配送する液化天然ガスの配送方法において、前記二次配送手段のスケジュールを、前記二次配送手段に備えられた輸送用タンクのＬＮＧ圧力及び／又はＬＮＧ温度を含む変動要因と、前記二次基地の貯留用タンク内の液化天然ガスの在庫量と、前記二次基地から前記需要家への液化天然ガスの送り出し予測量を考慮して作成し、前記二次配送手段による配送時の圧力を管理する。
一次基地は、例えば、大規模な港湾に建設され、大型船が停泊可能で、液化天然ガスの圧力及び温度を調整して貯蔵可能な貯蔵タンクを備えている。一次配送手段とは、一次基地までの配送手段をいい、例えば、３〜５万トン級の大規模ＬＮＧ船、いわゆる外航船が該当する。
【０００５】
二次基地は、例えば、内航船が停泊可能な程度の港湾に建設されており、一次基地より小規模に形成することができる。二次配送手段とは、ＬＮＧを一次基地から二次基地まで搬送する手段をいい、例えば、３〜５千トン級の船舶、いわゆる内航船が該当する。二次基地と需要家の間は、例えば、パイプラインで結んでＬＮＧを気化させた状態で搬送することができ、また、タンクローリー等の輸送手段を用いて需要家に供給することも可能である。
液化天然ガスの気化温度（沸点）は、−１６０℃程度の低温であるため、これを内航船等で搬送すると、液化天然ガスが輸送用タンク内で徐々に蒸発し、輸送用タンク内の圧力が上昇する。このまま放置すると、輸送用タンク保護のため、天然ガスの大気放出を余儀なくされるので、二次搬送手段のスケジュールは、二次基地に設けられた貯留用タンク内の液化天然ガスの在庫量を考慮して、二次基地から需要家へのＬＮＧの送り出し予測量を補充する他に、輸送用タンクのＬＮＧ圧力、及び／又はＬＮＧ温度を考慮して作成する必要がある。
【０００６】
ここで、変動要因としてＬＮＧ圧力及び／又はＬＮＧ温度を含んでいるのは、輸送用タンク内の圧力を所定値以下に保持するためには、圧力、温度の少なくとも一方、好ましくは両方を把握する必要があるからである。また、送り出し予測量を考慮するのは、輸送用タンクへのＬＮＧの補充量に直接的に関係する量だからである。
かかる構成によって、取扱いの難しい液化天然ガスのＬＮＧ圧力及び／ＬＮＧ温度を考慮して、スケジュールを作成し、圧力制御を確実に行い、大量のＬＮＧを低コストで輸送することができる。
【０００７】
ここで、前記二次配送手段のスケジュールを作成するときに、前記輸送用タンクのＬＮＧ充填率を考慮することも可能である。例えば、輸送用タンク内に液化天然ガスを、実質的に満載の状態で保存している場合には、日数の経過に伴い、徐々に蒸発し、輸送用タンク内部の温度も徐々に上昇する。一方、輸送用タンク内が空荷に近い状態では、輸送用タンク内は、ＬＮＧが蒸発して気体の状態になっている。気体の場合、初期の頃は外界の温度変化に応じて急激に圧力及び温度が上昇するが、すぐに限界に達して、日数が経過するにつれて圧力及び温度の変動は小さくなる。
従って、ＬＮＧ充填率も変動要因に加えることによって、圧力及び温度上昇の変化を正確に予測でき、スケジュールを精度よく作成することができる。
【０００８】
また、前記二次配送手段から前記二次基地へ液化天然ガスを移載する場合に前記二次基地で発生するフラッシュガスを回収し、前記二次配送手段で前記一次基地に搬送して、前記フラッシュガスを前記一次基地で処理することも可能である。フラッシュガスとは、ＬＮＧの移載時に発生する気化した天然ガスのことをいう。液化天然ガスを輸送用タンクから貯留用タンクに流入させるときに、輸送用タンク及び貯留用タンクの内部の温度や圧力の相違によって液化天然ガスの一部が蒸発したフラッシュガスが発生する。
発生したフラッシュガスを放置しておくと、二次基地の貯留用タンク内の圧力が上昇し、許容範囲を超える場合がある。この場合には、フラッシュガスを抜いて、燃焼処理を行う必要がある。このとき、天然ガスはエネルギー量が大きいため、二次基地の設備によっては、処理しきれない場合があったが、フラッシュガスを二次配送手段で回収し、一次基地で処理するので、処理を確実に行うことができる。また、フラッシュガスを、一次基地で他の作業に用いることも可能なので、原料の無駄を防止して、作業を効率よく行うことができる。
【０００９】
さらに、配送中の前記輸送用タンク内の圧力を所定値以下に設定することも可能である。液化天然ガスは、−１６０℃以上の雰囲気中で徐々に蒸発し、輸送用タンク内の圧力を上昇させる。これを放置しておくと、輸送用タンク内の圧力が上昇してタンク保護のため、天然ガスの大気放出を余儀なくされる場合があるので、予め所定値を設定しておき、これに合わせてスケジュールを作成することができる。輸送用タンクの圧力は、０．５〜１０ｋｇ／ｃｍ² の範囲を維持することが必要であり、圧力が０．５ｋｇ／ｃｍ² 未満になると、積込み時のフラッシュガスが増加する。一方、圧力が１０ｋｇ／ｃｍ² を超えると、輸送用タンクの製作や断熱加工等の費用が増加する。従って、輸送用タンクの圧力を１．０〜３．０ｋｇ／ｃｍ² にすると、より好ましい結果が得られる。
輸送用タンク内の圧力上昇を抑える方法としては、例えば、昼間運送の時間を夜間運送の時間に振り替えたり、輸送中に近傍に配置された一次基地に一旦立ち寄って、ガス抜き処理を行うことができる。かかる構成によって、ＬＮＧを遠距離まで輸送することができる。
また、前記二次配送手段を内航船にすることも可能である。内航船によりＬＮＧの輸送を行うので、大量に輸送することができる。
【００１０】
前記目的に沿う本発明に係る液化天然ガスの配送システムは、液化天然ガスを一次基地に配送する一次配送手段と、前記液化天然ガスを前記一次基地から二次基地まで配送する二次配送手段と、該二次配送手段に備えられた輸送用タンクのＬＮＧ圧力及び／又はＬＮＧ温度を含む変動要因の変化を予測する算定手段と、前記二次基地の貯留用タンク内の液化天然ガスの在庫量を把握する在庫管理手段と、前記二次基地から需要家への液化天然ガスの送り出し予測量を推測する出荷予測手段と、前記算定手段によって予測された変動要因の変化、前記在庫管理手段によって把握された液化天然ガスの在庫量、及び前記出荷予測手段によって推測された送り出し予測量を考慮して前記二次配送手段のスケジュールを作成するスケジュール作成手段とを有する。スケジュール作成手段は、推測された送り出し予測量及び液化天然ガスの在庫量から必要な輸送量を算定すると共に、二次配送手段の輸送用タンク内の予想上昇圧力を算出する。かかる構成によって、輸送中の圧力管理を確実に行うことができ、圧力上昇に伴うタンク内天然ガスの大気放散等の事故を未然に防止することができる。
【００１１】
ここで、前記算定手段に、前記二次配送手段に備えられた前記輸送用タンクのＬＮＧ充填率を考慮して変動要因の変化の予測を行なわせることも可能である。
ＬＮＧ充填率によって外界の温度変化に対する輸送用タンク内の圧力変化の割合が異なるので、ＬＮＧ充填率を考慮して、これに基づいてスケジュールを作成することによって、輸送用タンクの予想上昇圧力をより正確に算出することができる。
また、前記二次配送手段に、前記二次基地で発生するフラッシュガスを回収するガス回収手段を設け、前記一次基地に、回収した前記フラッシュガスを処理する処理手段を設けることも可能である。ガス回収手段は、輸送用タンクを利用して構成することができる。二次基地でフラッシュガスを処理できない場合や、一次基地でフラッシュガスを他の用途に用いることができる場合には、二次配送手段のガス回収手段に発生したフラッシュガスを充填し、一次基地まで搬送することができる。一次基地の処理手段は、例えば、フラッシュガスを燃焼させて発生する熱量を取り出すことができる。
かかる構成によって、発生するフラッシュガスを有効に利用することができる。
【００１２】
さらに、前記二次配送手段に、配送中の液化天然ガスの気化量を所定値以下に設定する気化量制御手段を設けることも可能である。気化量制御手段は、例えば、輸送用タンク内の圧力を測定可能な圧力計と気化した天然ガスを外部に排出可能な排気弁とを備えている。なお、配送中の液化天然ガスの気化量は、０．７％以下にすることが良く、気化量が０．７％を超えると、輸送用タンク内の圧力が上昇して安全弁の作動による天然ガスの放出の頻度が増加し、天然ガスのロスを招き、しかも、環境上からも好ましくない。
気化量が所定値以上になることが予想される場合には、近隣の一次基地に寄港し、排気弁を開けて輸送用タンク内の気化した天然ガスを回収し、圧力を降下させることが可能である。かかる構成によって、輸送用タンクの破損を防止し、輸送を安定して行うことができる。
また、前記二次配送手段を内航船にすることも可能である。かかる構成によって、大量の液化天然ガスを一度に運ぶことができ、輸送効率をよくすることができる。
【００１３】
【発明の実施の形態】
続いて、添付した図面を参照しつつ、本発明を具体化した実施の形態について説明し、本発明の理解に供する。
図１、図２に示すように、本発明の一実施の形態に係る液化天然ガスの配送システム１０は、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという。）を一次基地１１に配送する一次配送手段の一例である外航船１２と、ＬＮＧを一次基地１１から二次基地１３まで配送する二次配送手段の一例である内航船１４を有している。また、配送システム１０は、内航船１４に備えられた輸送用タンク１５のＬＮＧ圧力及びＬＮＧ温度を含む変動要因の変化を予測する算定手段１６と、二次基地１３の貯留用タンク１７内のＬＮＧの在庫量を把握する在庫管理手段１８と、二次基地１３から化学メーカーやガス供給会社等の需要家１９へのＬＮＧの送り出し予測量を推測する出荷予測手段２０と、二次配送手段（内航船１４）のスケジュール２３を作成するスケジュール作成手段２１とを有している。以下、詳しく説明する。
【００１４】
まず、図１を参照して、配送システム１０によるＬＮＧの配送経路について説明する。
外航船１２は、例えば３〜５万トンの大型船舶で、国内の数カ所に配置された大規模な港湾内に設けられた一次基地１１にＬＮＧを搬入し、搬入したＬＮＧを温度及び圧力調整可能な大型タンク２２に貯蔵する。内航船１４は、例えば３〜５千トンの船舶で、所定量のＬＮＧを液体の状態のまま大型タンク２２から輸送用タンク１５に受取り、中、小規模の多数の港湾内にそれぞれ設けられた二次基地１３まで配送し、各二次基地１３に設けられた貯留用タンク１７にＬＮＧを流入させる。貯留用タンク１７内のＬＮＧはトラックやタンクローリー、又はパイプラインによって、需要家１９まで直接又はサテライト（中継基地）を介して輸送される。ＬＮＧは、ＬＰＧ（液化石油ガス）に比べて沸点が低いため、輸送中の温度及び圧力が上昇しないように十分に気を付けて管理する必要がある。ここで、ＬＮＧ温度及びＬＮＧ圧力とは、ＬＮＧを内蔵した輸送用タンク１５内の温度及び圧力をいう。
【００１５】
次いで、図２を参照して、算定手段１６、在庫管理手段１８、出荷予測手段２０、及びスケジュール作成手段２１について説明する。これらの各手段は、一台又は複数台のコンピュータにプログラムとして内蔵され、コンピュータの配置位置は、一次基地１１、二次基地１３、外航船１２、及び内航船１４との間で、有線又は無線でデータのやり取りが可能な位置であればよく、特に限定されない。
まず、図２〜図４を参照して、算定手段１６について説明する。算定手段１６は、輸送用タンク１５の形状や、内航船１４の航海条件等に基づき、外気温度、海水温度、タンク内初期温度、初期圧力、残液量等を入力し、経過日数に対する温度変化及び圧力変化をシミュレーションすることができる。残液量とは、輸送用タンク１５内に貯留されたＬＮＧの量をいい、この量からＬＮＧ充填率を算出することができる。すなわち、ＬＮＧ充填率を考慮して、ＬＮＧ温度及びＬＮＧ圧力の変化を予測することができる。
図３には、輸送用タンク１５内にＬＮＧを満載した状態でのＬＮＧ温度の変化、ＬＮＧ圧力の変化を予測したグラフを載せている。図３に示すように、ＬＮＧを満載にしてから２０日経過したときに、輸送用タンク１５内の温度が−１４４℃に達し、圧力が２．３ｋｇ／ｃｍ² Ｇに達すると予測することができる。また、図４に示すように、輸送用タンク１５内の積載状態が実質的に空荷の状態では、出航直後の温度及び圧力の上昇の割合は、気体が膨張するため大きくなっているが、徐々に上昇の割合が小さくなり、２０日経過したときには、温度は約４０℃付近で略一定になり、ＬＮＧ圧力は２．５ｋｇ／ｃｍ² Ｇに達しないと予測することができる。
【００１６】
次に、図２を参照して、在庫管理手段１８について説明する。在庫管理手段１８は、貯留用タンク１７内のＬＮＧの在庫量と、入荷及び出荷量を把握し、スケジュール作成手段２１との間でデータの受渡しが可能に設けられている。
次いで、出荷予測手段２０について説明する。出荷予測手段２０は、需要家１９からの受注データを図示しない管理用コンピュータから受取り可能で、また、過去の受注データベースを備え、例えば、月毎、週毎の送り出し予測量を推測することができる。また、出荷予測手段２０は、スケジュール作成手段２１との間でデータの受渡しが可能に設けられている。
【００１７】
次に、図２、図５を参照して、スケジュール作成手段２１について説明する。スケジュール作成手段２１は、算定手段１６によって予測された変動要因の変化、在庫管理手段１８によって把握された液化天然ガスの在庫量、及び出荷予測手段２０によって推測された送り出し予測量を考慮して内航船１４による二次配送手段のスケジュール２３を作成する。例えば、前記送り出し予測量から在庫量を減じた量のみを配送することができ、また、送り出し予測量に等しい量を配送して、貯留用タンク１７を常時満タンにしておくことができる。
図５に示すように、例えば、所定の内航船１４を満載状態にして、一次基地１１から二次基地１３までかかる時間を算出し、出発時刻及び到着時刻を決める。運行時間は、温度上昇を抑えるため、なるべく夜間を活用することが好ましい。また、ＬＮＧ圧力とＬＮＧ温度の変化の予測量も算出する。夜間は、外気の温度が下がるため、ＬＮＧ圧力とＬＮＧ温度の上昇の割合は小さくなる。
スケジュール２３の２日目では、内航船１４は、ＬＮＧを輸送用タンク１５から貯留用タンク１７に移載した後、一次基地１１に再度移動する。このとき、内航船１４は空荷の状態なので、輸送用タンク１５内のＬＮＧ温度及びＬＮＧ圧力は、上昇率が高くなっている。
【００１８】
ここで、内航船１４に設けられたガス回収手段２４と、一次基地１１に設けられた処理手段２５について説明する。ガス回収手段２４は、内航船１４の輸送用タンク１５に設けられ、ＬＮＧを輸送用タンク１５から二次基地１３の貯留用タンク１７に移載するときに発生するフラッシュガスを回収することができる。
発生するフラッシュガスの量は、輸送用タンク１５と貯留用タンク１７の温度差や圧力差によって異なり、発生量が少量の場合にはそのまま貯留用タンク１７内に貯留しておくことができる。しかし、フラッシュガスが大量に発生した場合には、貯留用タンク１７内の圧力が上昇し、貯留用タンク１７が破損する場合があるので、発生したフラッシュガスを貯留用タンク１７の外部に逃がし、燃焼処理等を行う必要がある。ここで、二次基地１３に処理施設が設けられていない場合や、発生したフラッシュガスの量が処理施設の処理可能限界を超えている場合には、ガス回収手段２４を介して、発生したフラッシュガスをＬＮＧの移載後の輸送用タンク１５に回収することができる。かかる構成によって、二次基地１３にかかる負担を減らすことができる。なお、図５に示すスケジュール２３においては、ガス回収手段２４を使用しない場合のスケジュールが用いられている。
各一次基地１１には、フラッシュガスの燃焼を行うことができる処理手段２５が設けられている。二次基地１３でフラッシュガスを回収した内航船１４は、近傍の一次基地１１に寄港して、輸送用タンク１５内のフラッシュガスの処理を行うことができる。また、フラッシュガスを回収しない内航船１４は、次の配送を行う一次基地１１で、輸送用タンク１５内の気化した天然ガスの処理を行うことができる。
かかる構成によって、輸送用タンク１５内の圧力を下げ、その後の作業を安定して行うことができる。
【００１９】
また、内航船１４には、配送中の液化天然ガスの気化量を所定値以下に設定する気化量制御手段２６が設けられている。気化量制御手段２６は、輸送用タンク１５内の圧力を測定する図示しない圧力計と、設定圧力を検知したときに警報を発生する警報装置と、排気弁とを有している。
ＬＮＧの輸送中に、外気が予想より高い等の理由で、ＬＮＧ圧力が予定より上昇した場合には、圧力計によって、ＬＮＧ圧力の測定値が設定圧力に達したことを検知して、警報装置により警報を発生することができる。そして、近傍の一次基地１１に寄港した後、排気弁を開けて、輸送用タンク１５内の気化した天然ガスを回収して、輸送用タンク１５内のＬＮＧ圧力を下げることができる。
気化量制御手段２６は、輸送用タンク１５内にフラッシュガスを回収して内航船１４を運行する場合にも作動させることができる。
【００２０】
続いて、配送システム１０を用いて、液化天然ガスを、外航船１２によって一次基地１１に配送し、その後、内航船１４によって二次基地１３に配送し、さらに需要家１９に配送する液化天然ガスの配送方法について説明する。
（準備工程）
各一次基地１１には、外航船１２によりＬＮＧが配送（一次配送）された状態になっている。
（在庫確認及び出荷予想工程）
在庫管理手段１８によって二次基地１３の貯留用タンク１７内の液化天然ガスの在庫量を確認し、出荷予測手段２０を用いて二次基地１３から需要家１９への液化天然ガスの送り出し予測量の見積もりを行う。在庫量及び見積もりのデータは、それぞれスケジュール作成手段２１に送られる。
【００２１】
（スケジュール作成工程）
まず、スケジュール作成手段２１で、ＬＮＧの配送量を算定し、次いで算定手段１６を用いて内航船１４に備えられた輸送用タンク１５のＬＮＧ圧力及びＬＮＧ温度を含む変動要因の変化を算定する。このとき、輸送用タンク１５のＬＮＧ充填率も考慮する。さらに、納期等を考慮して、配送日時及び時間を計算し、スケジュール２３に組み込む。このとき、ＬＮＧ圧力及びＬＮＧ温度が所定値を超える場合には、ＬＮＧ充填率等を変更し、又は気化量制御手段２６による圧力調整も考慮して再度算定する。また、貯留用タンク１７内の温度及び圧力や、大型タンク２２内の在庫等もスケジュール２３に追記される。
スケジュール２３は、基本的には、毎月作成される月次スケジュールと、天候や需要及び供給量の変動を考慮して再調整された日別スケジュールによって構成される。
（配送工程）
スケジュール２３に合わせて一次基地１１でＬＮＧを内航船１４の輸送用タンク１５に積込み、二次基地１３に配送（二次配送）し、貯留用タンク１７に移載する。移載後に内航船１４は、スケジュール２３に合わせて、所定の一次基地１１に移動する。
【００２２】
配送工程においては、気化量制御手段２６を作動させ、二次配送時における配送中の輸送用タンク１５内の圧力を所定値以下に設定する。すなわち、内航船１４の往路及び復路において、前述したように圧力が設定値以上になる場合には、近傍の一次基地１１に寄港して、輸送用タンク１５内の気化した天然ガスの回収を行い、圧力を下げる。この工程は、予めスケジュール２３に組み込んでおくこともできるが、事故への対策として、緊急時にのみ行うことも可能である。緊急に行った場合には、スケジュール作成手段２１に連絡し、再度スケジュール２３を組み直す。
（フラッシュガス回収工程）
ＬＮＧを移載するときに二次基地１３で発生するフラッシュガスの発生量が多いときには、内航船１４のガス回収手段２４によって回収する。そして、内航船１４で一次基地１１にフラッシュガスを搬送して、一次基地１１の処理手段で処理する。この工程は、発生するフラッシュガスの量及び二次基地１３の処理設備の規模等に応じて適宜行う。従って必要ないときには、本工程は省略することができる。
このようにして、内航船１４による配送時の圧力を管理することができる。
（後工程）
二次基地１３の貯留用タンク１７に貯蔵されたＬＮＧは、パイプラインやトラック等の三次配送手段によって需要家１９まで配送される。かかる構成によって、一次基地１１から離れた位置にある需要家１９のところまで、ＬＮＧを大量に配送することができる。
以上、本発明に係る実施の形態について説明してきたが、本発明は、前記実施の形態に限定されるものではなく、例えば、二次配送手段は内航船である場合について説明したが、例えば、鉄道や、トラック等の陸上輸送手段を用いることも可能である。また、スケジュールを作成するときに考慮する変動要因は、ＬＮＧ圧力又はＬＮＧ温度の一方だけでもよい。
【００２３】
【発明の効果】
請求項１〜５記載の液化天然ガスの配送方法においては、二次配送手段のスケジュールを、輸送用タンクのＬＮＧ圧力及び／又はＬＮＧ温度を含む変動要因と、貯留用タンク内の液化天然ガスの在庫量と、二次基地から需要家へのＬＮＧの送り出し予測量を考慮して作成するので、圧力制御を確実に行い、大量のＬＮＧを低コストで輸送することができる。
特に、請求項２記載の液化天然ガスの配送方法においては、二次配送手段のスケジュールを作成するときに、輸送用タンクのＬＮＧ充填率も考慮するので、圧力及び温度上昇の変化を正確に予測でき、スケジュールを精度よく作成することができる。
請求項３記載の液化天然ガスの配送方法においては、二次基地で発生するフラッシュガスを回収し、一次基地で処理するので、処理を確実に行うことができ、また、フラッシュガスを、一次基地で他の作業に用いることができるので、原料の無駄を防止して、作業を効率よく行うことができる。
請求項４記載の液化天然ガスの配送方法においては、二次配送時における配送中の輸送用タンク内の圧力を所定値以下に設定するので、輸送用タンク内の圧力上昇を抑え、ＬＮＧを遠距離まで輸送することができる。
請求項５記載の液化天然ガスの配送方法においては、二次配送手段を内航船にするので、ＬＮＧを大量に輸送することができる。
請求項６〜１０記載の液化天然ガスの配送システムにおいては、輸送用タンクのＬＮＧ圧力及び／又はＬＮＧ温度を含む変動要因の変化を予測する算定手段と、貯留用タンク内の液化天然ガスの在庫量を把握する在庫管理手段と、二次基地から需要家へのＬＮＧの送り出し予測量を推測する出荷予測手段と、二次配送手段のスケジュールを作成するスケジュール作成手段とを有するので、輸送用タンク内の予想上昇圧力を算出し、輸送中の圧力管理を確実に行うことができ、圧力上昇に伴う容器の破損等の事故を未然に防止することができる。
特に、請求項７記載の液化天然ガスの配送システムにおいては、変動要因に、輸送用タンクのＬＮＧ充填率を含ませるので、輸送用タンクの予想上昇圧力をより正確に算出することができる。
請求項８記載の液化天然ガスの配送システムにおいては、二次配送手段に、二次基地で発生するフラッシュガスを回収するガス回収手段を設け、一次基地に、回収したフラッシュガスを処理する処理手段を設けるので、フラッシュガスを燃焼させて発生する熱量を取り出すことができ、発生するフラッシュガスを有効に利用することができる。
請求項９記載の液化天然ガスの配送システムにおいては、二次配送手段に、配送中の液化天然ガスの気化量を所定値以下に設定する気化量制御手段を設けるので、輸送用タンク内の圧力上昇を管理して輸送用タンクの破損を防止し、輸送を安定して行うことができる。
そして、請求項１０記載の液化天然ガスの配送システムにおいては、二次配送手段を内航船にするので、大量の液化天然ガスを一度に運ぶことができ、輸送効率をよくすることができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の一実施の形態に係る液化天然ガスの配送システムの輸送経路を示す説明図である。
【図２】同配送システムのデータの流れを示す説明図である。
【図３】同配送システムの算定手段による満載状態のＬＮＧ温度の変化と、ＬＮＧ圧力の変化の予想グラフである。
【図４】同配送システムの算定手段による空荷状態のＬＮＧ温度の変化と、ＬＮＧ圧力の変化の予想グラフである。
【図５】同配送システムのスケジュール作成手段によって作成されたスケジュールの説明図である。
【符号の説明】
１０：配送システム、１１：一次基地、１２：外航船（一次配送手段）、１３：二次基地、１４：内航船（二次配送手段）、１５：輸送用タンク、１６：算定手段、１７：貯留用タンク、１８：在庫管理手段、１９：需要家、２０：出荷予測手段、２１：スケジュール作成手段、２２：大型タンク、２３：スケジュール、２４：ガス回収手段、２５：処理手段、２６：気化量制御手段

Claims

液化天然ガスを、一次配送手段によって一次基地に配送し、その後、二次配送手段によって二次基地に配送し、さらに需要家に配送する液化天然ガスの配送方法において、前記二次配送手段のスケジュールを、前記二次配送手段に備えられた輸送用タンクのＬＮＧ圧力及び／又はＬＮＧ温度を含む変動要因と、前記二次基地の貯留用タンク内の液化天然ガスの在庫量と、前記二次基地から前記需要家への液化天然ガスの送り出し予測量を考慮して作成し、前記二次配送手段による配送時の圧力を管理することを特徴とする液化天然ガスの配送方法。
請求項１記載の液化天然ガスの配送方法において、前記二次配送手段のスケジュールを作成するときには、前記輸送用タンクのＬＮＧ充填率を考慮することを特徴とする液化天然ガスの配送方法。
請求項１又は２記載の液化天然ガスの配送方法において、前記二次配送手段から前記二次基地へ液化天然ガスを移載する場合に前記二次基地で発生するフラッシュガスを回収し、前記二次配送手段で前記一次基地に搬送して、前記フラッシュガスを前記一次基地で処理することを特徴とする液化天然ガスの配送方法。
請求項１〜３のいずれか１項に記載の液化天然ガスの配送方法において、配送中の前記輸送用タンク内の圧力を所定値以下に設定することを特徴とする液化天然ガスの配送方法。
請求項１〜４のいずれか１項に記載の液化天然ガスの配送方法において、前記二次配送手段は内航船であることを特徴とする液化天然ガスの配送方法。
液化天然ガスを一次基地に配送する一次配送手段と、
前記液化天然ガスを前記一次基地から二次基地まで配送する二次配送手段と、
該二次配送手段に備えられた輸送用タンクのＬＮＧ圧力及び／又はＬＮＧ温度を含む変動要因の変化を予測する算定手段と、
前記二次基地の貯留用タンク内の液化天然ガスの在庫量を把握する在庫管理手段と、
前記二次基地から需要家への液化天然ガスの送り出し予測量を推測する出荷予測手段と、
前記算定手段によって予測された変動要因の変化、前記在庫管理手段によって把握された液化天然ガスの在庫量、及び前記出荷予測手段によって推測された送り出し予測量を考慮して前記二次配送手段のスケジュールを作成するスケジュール作成手段とを有することを特徴とする液化天然ガスの配送システム。
請求項６記載の液化天然ガスの配送システムにおいて、前記算定手段は、前記二次配送手段に備えられた前記輸送用タンクのＬＮＧ充填率を考慮して変動要因の変化の予測を行うことを特徴とする液化天然ガスの配送システム。
請求項６又は７記載の液化天然ガスの配送システムにおいて、前記二次配送手段には、前記二次基地で発生するフラッシュガスを回収するガス回収手段が設けられ、前記一次基地には、回収した前記フラッシュガスを処理する処理手段が設けられていることを特徴とする液化天然ガスの配送システム。
請求項６〜８のいずれか１項に記載の液化天然ガスの配送システムにおいて、前記二次配送手段は、配送中の液化天然ガスの気化量を所定値以下に設定する気化量制御手段を有していることを特徴とする液化天然ガスの配送システム。
請求項６〜９のいずれか１項に記載の液化天然ガスの配送システムにおいて、前記二次配送手段は内航船であることを特徴とする液化天然ガスの配送システム。