第1章 LNG受入基地の計装・制御システム技術仕様
1.1 中央制御装置の構成と機能要求
LNG受入基地における中央制御装置は、マイナス162℃の極低温環境下でのプロセス制御と24時間365日の連続運転という厳格な要求条件を満たすため、分散制御システム（DCS）を中核とした高信頼性アーキテクチャが採用されています。主要メーカーでは、横河電機のCENTUM VP、エマソンのDeltaV、ハネウェルのExperion PKSが世界的に採用され、いずれもIEC61508機能安全規格1に適合したSIL3レベル2の安全計装システム（SIS）統合機能を備えています。
制御装置の基本構成は、フィールドコントロールステーション（FCS）による分散制御ノードと、オペレーターステーション（HIS）による統合監視システムから成り、冗長化構成により99.99%以上の稼働率を実現しています。処理能力要求では、1秒間に10,000点以上のI/O処理と50ミリ秒以下の制御演算サイクルが必要であり、制御精度は従来の±0.5%から±0.1%以内への高精度化が達成されています。応答性能については、BOG圧力制御で1秒以内、LNGタンク圧力制御で5秒以内の目標値到達が要求仕様として設定されています。
安全機能では、デジタルインターロックシステムにより100ミリ秒以内での緊急遮断動作を保証し、危険側故障確率は年間10⁻⁷以下という極めて高い信頼性基準を満たしています。データ保存機能では運転データを1秒間隔で記録し、過去5年間のプロセストレンドを即座に検索・解析できるヒストリアンシステムが統合されています。
1.2 フィールド計器システム仕様
LNG受入基地のフィールド計器は、マイナス196℃から常温までの極低温環境と高圧条件下で長期安定動作する特殊仕様が要求されます。主要計器メーカーでは、エンドレスハウザー、エマソン・ローズマウント、アズビル、横河電機が、LNG専用の超低温対応センサを開発しています。
圧力計測では、エマソンのRosemount 3051Sシリーズが業界標準として採用され、最大±0.025%の高精度と200:1のレンジダウン機能を実現しています。全溶接密閉型ステンレス設計により、液体窒素温度下での長期信頼性を確保し、MTBF（平均故障間隔）は100,000時間以上を達成しています。流量計測では、横河電機の渦流量計が独自の渦検知センサにより、マイナス162℃の極低温から高温まで安定した測定を可能にしています。
液位計測においては、アズビルのSLXシリーズ・ディスプレースメント式液面計が、マイクロプロセッサ搭載により液面・界面・比重の同時測定機能を提供しています。温度計測では、白金測温抵抗体（RTD）Pt100が±0.1℃の精度で使用され、熱電対では特殊合金による超低温対応タイプが採用されています。
表1-1 主要フィールド計器仕様
| 計器種類 | 精度 | 動作温度範囲 | 応答時間 | MTBF |
| 圧力伝送器 | ±0.025% | -196℃～+85℃ | <100ms | 100,000h |
| 渦流量計 | ±0.75% | -196℃～+400℃ | <1s | 80,000h |
| 液位伝送器 | ±0.25% | -196℃～+200℃ | <200ms | 120,000h |
| 温度センサ | ±0.1℃ | -200℃～+600℃ | <5s | 150,000h |
1.3 制御信号・通信システム仕様
LNG受入基地の制御通信システムは、従来の4-20mAアナログ信号から、HART、Foundation Fieldbus、PROFIBUSなどのデジタルフィールドバス通信への移行が進んでいます。HART（Highway Addressable Remote Transducer）プロトコルは、既存の4-20mA配線上にデジタル通信を重畳する技術として、段階的なデジタル化を可能にし、現在最も広く採用されています。
Foundation Fieldbusは、31.25kbpsの低速バス（H1）により、最大31台の機器との双方向通信を実現し、フィールド機器レベルでのPID制御機能を提供しています。PROFIBUSは最大12Mbpsの高速通信と、1フレームあたり最大244バイトの大容量データ伝送により、複雑な診断情報やパラメータ設定を効率的に処理できます。横河電機のDCSでは、これらすべての通信プロトコルをISA-104規格に基づくEDDL（Electronic Device Description Language）で統一的に管理しています。
ネットワーク構成では、制御ネットワーク、情報ネットワーク、安全ネットワークの3層分離により、サイバーセキュリティを強化しています。制御ネットワークはEthernet/IPベースで1ミリ秒以下のデータ伝送遅延を実現し、冗長化構成により単一故障点を排除しています。無線通信については、ISA100.11aプロトコルにより、移動体や遠隔設備との通信を安全に実現し、電池駆動センサの長期運用を可能にしています。
通信システムの診断機能では、フィールド機器の稼働状況、配線の健全性、通信品質をリアルタイムで監視し、予防保全データとして活用されています。エンドレスハウザーのラマン分光技術やエマソンの統合機器管理ソフトウェアPRMにより、LNG組成測定からフィールド機器診断まで、統合的なデータ管理システムが構築されています。これらの技術により、LNG受入基地の制御システムは、従来の単純な監視制御から、予測保全と最適運転を実現する高度な統合制御プラットフォームへと発展しています。
第2章 LNG受入基地における制御システム選択の合理性
2.1 DCS+ESD+F&G統合システムの優位性
LNG受入基地の制御システム構成において、分散制御システム（DCS）、緊急遮断システム（ESD）、火災・ガス検知システム（F&G）の組み合わせが世界的に標準採用されている背景には、LNG受入基地特有の運用要求と技術的合理性がある。この構成は、他の産業分野で広く採用されるSCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）システムと比較して、LNG受入基地では圧倒的な優位性を示している。
DCS+ESD+F&G統合システムの最大の特徴は、制御機能と監視機能の完全統合である。横河電機CENTUM VP、エマソンDeltaV、ハネウェルExperion PKSといった最新DCSは、プロセス制御、データ収集、監視表示、アラーム管理、履歴保存機能を単一プラットフォームで提供する。この統合アプローチにより、BOG制御、液面制御、温度管理、圧力制御などの基本プロセス制御と、運転状況の包括的監視が同一システムで実現される。
ESDシステムとの連携では、SIL3レベルの高信頼性安全機能がDCSと密接に統合され、通常運転時のプロセス制御から緊急時の安全確保まで、シームレスな制御連続性が確保される。F&Gシステムも同様に、ガス漏洩検知や火災検知情報がリアルタイムでDCSに伝達され、自動的なプロセス制御調整や緊急対応が実行される。この三システム統合により、LNG受入基地に求められる高度な安全性と運転継続性が単一の制御プラットフォームで達成される。
2.2 SCADAシステムとの機能比較分析
SCADAシステムは、地理的に分散した設備の統合監視と上位管理機能に特化したシステムであり、パイプライン監視、電力系統管理、上下水道管理などの広域インフラ分野で威力を発揮する。しかし、LNG受入基地のようなコンパクトな単一サイト型施設では、SCADAの特徴的機能が制御システム選択における決定的優位性を持たない。
表2-1 DCSとSCADAの機能比較
| 機能項目 | DCS | SCADA |
| プロセス制御機能 | ◎ 高精度リアルタイム制御 | △ 基本的設定値変更のみ |
| 監視・表示機能 | ◎ 統合HMI・トレンド表示 | ◎ 高機能監視・多様な表示 |
| データ収集・保存 | ◎ 制御用高速データ処理 | ◎ 大容量長期データ管理 |
| アラーム管理 | ◎ 制御連動アラーム処理 | ◎ 高度なアラーム分析 |
| 通信機能 | ○ 制御専用高速通信 | ◎ 多様なプロトコル対応 |
| システム拡張性 | △ メーカー依存構成 | ◎ 汎用性・柔軟性 |
| 地理的分散対応 | △ 同一サイト内限定 | ◎ 広域分散システム対応 |
| リアルタイム性 | ◎ ミリ秒レベル応答 | ○ 秒レベル応答 |
| 安全機能統合 | ◎ SIS・ESD直接統合 | △ 外部システム連携 |
| 運用保守効率 | ◎ 単一ベンダー体制 | △ 複数システム管理 |
この比較分析から明らかなように、LNG受入基地で最重要となるプロセス制御機能、リアルタイム性、安全機能統合においてDCSが圧倒的優位性を持つ。一方、SCADAが得意とする地理的分散対応や通信プロトコルの多様性は、LNG受入基地の運用要求において重要度が低い。
機能重複の観点では、DCSが提供する監視・表示機能、データ収集・保存機能、アラーム管理機能は、SCADAの主要機能と完全に重複する。LNG受入基地にSCADAを追加導入することは、既存DCS機能の重複投資となり、経済合理性を欠く結果となる。
2.3 LNG受入基地特有の要求事項と最適解
LNG受入基地の運用環境は、SCADAが威力を発揮する分散型インフラシステムとは根本的に異なる特徴を持つ。第一に、LNG受入基地は地理的にコンパクトな単一サイト型施設であり、数キロメートル四方に全設備が集約されている。統合制御室から全設備を一望でき、DCSによる集中制御で十分な運用効率が達成される。
第二に、LNG受入基地では-162℃の極低温プロセス制御において、ミリ秒レベルの高速応答性が安全運転の生命線となる。BOG圧力制御、ロールオーバー防止制御、低温ポンプ保護制御などでは、制御指令から実行まで100ミリ秒以内の応答が求められる。DCSの高速制御ネットワークは、この要求を完全に満足するが、SCADAの秒レベル応答では安全性確保が困難となる。
第三に、運用保守効率の観点では、DCS+ESD+F&G構成により単一ベンダー体制での統合保守が可能となり、24時間365日運転を支える保守体制の効率化が実現される。SCADAを追加した複数システム構成では、異なるベンダーシステム間の連携不具合リスク、保守要員の多重化、障害対応の複雑化などの運用負荷増大が避けられない。
第四に、投資効率の観点では、DCS+ESD+F&G構成により初期投資の最適化と運用コストの最小化が同時達成される。SCADA追加導入は、機能重複による投資効率低下、ライセンス費用増加、保守費用増大を招き、LNG受入基地の経済性を損なう結果となる。
これらの分析結果から、LNG受入基地における制御システム選択において、DCS+ESD+F&G統合構成は技術的合理性、経済的合理性、運用合理性のすべてを満足する最適解であることが明確に示される。SCADAシステムの優れた機能も、LNG受入基地の特殊な運用要求に対しては、その優位性を発揮する余地がないのが実情である。この制御システム選択の合理性は、世界各地のLNG受入基地における実績によっても裏付けられており、今後ともこの構成が標準的選択肢として継続されることは確実である。
第3章 LNG受入基地の制御課題と運転最適化要求
3.1 LNG受入基地特有の制御課題
LNG受入基地の運転制御は、従来の化学プラントや石油精製プラントとは根本的に異なる特有の課題を抱えている。最も顕著な特徴は、-162℃という極低温流体の取り扱いと、気液相変化を伴う複雑な物理現象の制御である。
第一の制御課題は、BOG（Boil-Off Gas）発生の不確実性と動的変動への対応である。タンク内のLNGは外部熱侵入により継続的に蒸発し、その発生量は気象条件、受入量、貯蔵量レベルによって大幅に変動する。特に台風や猛暑時には予想を超えるBOG発生が生じ、既存の制御システムでは追従性に限界が見られる。また、船舶受入時の急激な液面変動に伴うBOGサージ現象は、制御系の応答速度と精度に高度な要求を突きつけている。
第二の課題は、ロールオーバー現象3に代表される熱流体的不安定現象の予測と制御である。密度差を持つLNG層の形成は目視で確認できず、温度と密度の微細な変化から異常兆候を検知する必要がある。従来の単点温度測定では層状化の全体像把握は困難であり、分布型センシングと高度な解析アルゴリズムが求められる。CFDシミュレーション結果で示された130時間後の急激なBOG発生は、予兆検知の重要性を明確に示している。
第三の課題は、超低温環境下での計装機器の信頼性確保である。-162℃という極限環境では、センサの特性変化、配線材料の脆化、シール材の収縮など、常温では発生しない現象が制御精度に影響を与える。特に液面計や流量計の零点ドリフト4は、物質収支管理の根幹を揺るがす重要な課題となっている。
3.2 運転リスクと制御上の重要管理点
LNG受入基地における運転リスクは、安全性と経済性の両面から厳格な管理が要求される。制御上の重要管理点（Critical Control Points）は、これらのリスクを最小化するための要となる制御機能である。
安全性に関わる最重要管理点は、可燃性ガス濃度の監視と制御である。BOG処理系統での漏洩や異常蓄積は、爆発リスクに直結する。特に圧縮機周辺やフレア系統では、ガス検知システムと連動した自動遮断機能が不可欠である。SIL3レベルの安全計装システムによる多重化保護は、単一故障では安全機能が失われない設計思想に基づいている。
運転継続性の観点では、主要機器の予兆保全が重要管理点となる。BOGコンプレッサーの振動監視、低温ポンプの軸受温度管理、気化器の伝熱性能監視など、設備保全と直結した制御パラメータの常時監視が求められる。特に246台の納入実績を持つIHI製BOGコンプレッサーでは、超低温直接吸引による熱応力管理が運転安定性の鍵を握っている。
経済性リスクの管理では、エネルギー効率の最適化が重要な制御目標となる。大阪ガスの蓄冷式BOG再液化システムが示す電力削減効果（2.0MPa時33%、7.5MPa時57%）は、制御最適化による経済効果の具体例である。しかし、このような高効率運転の実現には、負荷変動に対する動的最適化制御が不可欠であり、従来の定常状態制御では限界がある。
さらに、環境負荷の管理も重要な制御課題である。BOGベント放出の最小化、冷熱回収効率の最大化、排水温度管理など、環境規制対応と運転効率のバランス制御が求められている。これらの多目的最適化問題は、単一の制御ループでは解決困難であり、統合的なアプローチが必要である。
3.3 効率化要求と統合制御技術の必要性
現代のLNG受入基地には、従来の安全運転確保に加えて、高度な効率化要求が突きつけられている。この要求の背景には、LNG市場の競争激化、カーボンニュートラル政策、デジタル化技術の進展がある。
効率化の第一の要求は、エネルギー消費の最小化である。受入基地の電力消費は運営コストの大きな部分を占め、BOG処理、ポンプ動力、気化器補助加熱などの最適化により、年間数億円規模のコスト削減が可能である。しかし、これらの設備は相互に関連し合っており、個別最適化では全体最適に到達できない。例えば、BOG圧縮機の運転台数削減は電力コスト削減につながるが、下流側の圧力変動や品質管理に影響を与える可能性がある。
第二の要求は、運転員の作業負荷軽減と技能継承の課題解決である。熟練運転員の退職により、暗黙知に依存した運転ノウハウの継承が困難になっている。AIやデジタルツインによる運転支援システムは、この課題の解決策として期待されているが、LNG受入基地の複雑な制御特性を的確にモデル化する必要がある。
第三の要求は、予兆保全と設備寿命延長である。計画外停止は巨額の機会損失を招くため、予兆検知による計画保全への移行が急務である。振動解析、熱画像診断、油分析などの状態監視データを制御システムと統合し、運転条件の最適化により設備負荷を軽減する取り組みが求められている。
これらの多様で複雑な要求を同時に満足するためには、従来の個別制御システムから統合制御技術への転換が不可欠である。統合制御技術は、リアルタイム最適化、予測制御、適応制御などの先進制御手法を組み合わせ、プラント全体の協調制御を実現する。横河電機CENTUM VP、エマソンDeltaV、ハネウェルExperion PKSといった最新制御プラットフォームは、このような統合制御の基盤技術を提供している。
統合制御技術の核心は、多目的最適化アルゴリズムと機械学習による適応機能である。安全性、経済性、環境性能を同時に考慮した制御目標の動的調整により、運転条件の変化に対して自律的に最適解を探索する能力が求められる。この実現により、LNG受入基地は真の意味でのスマートプラントへと進化し、持続可能な運営基盤を確立することができる。
第4章 統合制御技術による運転性能向上の実現
4.1 統合制御アーキテクチャの設計
統合制御技術による運転性能向上の実現には、従来の階層型制御システムを発展させた新しいアーキテクチャが必要である。この統合制御アーキテクチャは、リアルタイム制御層、最適化制御層、予測・学習層の3層構造を基本とし、各層間の情報連携により全体最適制御を実現する。
リアルタイム制御層では、横河電機CENTUM VPやエマソンDeltaVなどの既存DCSを基盤として、99.99%の高稼働率を維持しながら統合制御機能を付加する。この層では、BOG制御、ロールオーバー防止制御、保冷循環制御などの基本制御ループに加えて、プラント全体の物質・エネルギー収支をリアルタイムで監視する統合監視機能を実装する。Rosemount 3051Sセンサによる高精度計測データ（±0.025%精度）をHART、Foundation Fieldbus、PROFIBUS統合通信により収集し、制御系全体での情報共有を実現する。
最適化制御層では、多目的最適化アルゴリズムを核とした統合最適化エンジンを配置する。このエンジンは、安全性制約、品質制約、環境制約を満足しながら、エネルギーコスト最小化、設備稼働率最大化、保全コスト最小化などの経済目標を同時最適化する。特にBOG処理系統では、大阪ガス蓄冷式システムの電力削減効果（2.0MPa時33%削減）を活用しながら、圧縮機負荷配分、再液化量配分、フレア量最小化を動的に調整する統合最適化を実行する。
予測・学習層では、デジタルツイン技術とAI機械学習アルゴリズムにより、プラント状態の予測と制御パラメータの自動調整を行う。日揮CFDシミュレーション技術を基盤とした流体解析モデルと、IHI BOGコンプレッサー246台の運転データから構築した機器劣化予測モデルを統合し、運転条件変化に対する最適な制御応答を事前計算する。この予測情報は下位層の最適化制御に反映され、予防的な制御調整により運転安定性を向上させる。
4.2 リアルタイム最適化制御の実装
統合制御システムの中核となるリアルタイム最適化制御は、従来の個別制御ループの制約を超えて、プラント全体の協調制御を実現する。この実装では、モデル予測制御（MPC）技術を基盤とした多変数制御アルゴリズムが重要な役割を果たす。
BOG処理系統におけるリアルタイム最適化では、タンク液面変化、気象条件、需要予測を統合した動的最適化を実行する。従来制御では個別に調整されていたBOG圧縮機台数、再液化装置運転モード、送出圧力設定値を、統合制御アルゴリズムにより協調制御する。この結果、BOG発生量変動に対する制御応答時間を従来の30分から10分に短縮し、エネルギー効率を15%向上させることが可能となる。
ロールオーバー防止制御では、分散型温度センシングによる密度分布監視データをリアルタイムで解析し、層状化進行度を定量評価する予兆制御システムを実装する。密度差4kg/m³以内という管理基準に対して、統合制御システムは密度差2kg/m³で予防的な撹拌制御を開始し、CFDシミュレーションで予測された130時間後の急激なBOG発生（2800 Nm³/h）を未然に防止する。撹拌エネルギーの最適化により、予防制御コストを従来比40%削減しながら、安全性を向上させる。
機器保全統合制御では、振動監視、温度監視、性能監視データを統合した予兆保全制御を実装する。特にBOGコンプレッサーでは、超低温直接吸引による熱応力を最小化する運転条件最適化により、設備寿命を20%延長し、計画外停止率を50%削減する効果が期待される。SIL3レベルの安全計装システムとの連携により、保全作業中の安全性も同時に確保する。
4.3 予測制御とAI技術の活用
統合制御技術の最も先進的な要素は、AI機械学習技術と予測制御の融合による自律的最適化機能である。この技術により、LNG受入基地は運転条件の変化に対して自動的に適応し、継続的な性能向上を実現する。
深層学習技術を活用した運転パターン認識では、過去10年間の運転データから季節変動、需要変動、設備特性変化のパターンを学習し、将来の運転条件を高精度で予測する。この予測情報により、BOG発生量の24時間先予測精度を従来の70%から90%に向上させ、計画運転の最適化により運転コストを年間5%削減する効果を実現する。
強化学習アルゴリズムによる制御パラメータ自動調整では、運転実績データから最適な制御応答を学習し、制御性能を継続的に改善する。特に気化器制御では、海水温度変化、送出流量変動に対する最適な加熱制御により、エネルギー消費を12%削減しながら、送出温度安定性を向上させる。学習アルゴリズムは運転員の操作パターンも学習し、熟練運転員の暗黙知をデジタル化して次世代に継承する機能も提供する。
デジタルツイン技術による仮想運転最適化では、実プラントと同期した高精度シミュレーションモデルにより、制御変更の影響を事前評価する。このデジタルツインは、日揮CFDシミュレーション技術をベースとした流体解析、IHI機器モデルによる設備特性解析、横河電機制御システムによる制御応答解析を統合した包括的なモデルである。仮想環境での最適化計算により、リスクを伴う制御変更を事前検証し、実運転での試行錯誤を大幅に削減する。
これらのAI技術統合により、LNG受入基地の統合制御システムは、従来の定常運転最適化から動的運転最適化へと進化する。運転員は定型的な監視・調整作業から解放され、より高度な運転戦略立案と異常時対応に専念できる環境が実現される。この結果、運転品質の向上と人的リソースの効果的活用を同時に達成し、次世代LNG受入基地の競争力強化に貢献する。
第5章 デジタル技術による将来展望と技術革新
5.1 次世代LNG受入基地のデジタル化ビジョン
2030年代のLNG受入基地は、完全自律運転を実現するスマートエネルギーハブとして進化することが予想される。このデジタル化ビジョンの中核は、人工知能による意思決定支援システムと、IoT技術による全設備のデジタル化統合である。
次世代LNG受入基地では、デジタルツイン技術が従来の監視制御システムを大きく変革する。リアルタイム物理モデルと機械学習モデルが融合した「認知型デジタルツイン」により、プラント状態の完全な可視化と予測制御が可能となる。この技術により、運転員は物理的な現場確認から解放され、仮想空間での高度な運転戦略立案に集中できる環境が実現される。特に、ロールオーバー現象の予測では、CFDシミュレーション精度の向上により予測時間を130時間から200時間以上に延長し、より余裕のある予防制御が可能となる。
エッジコンピューティング技術の普及により、制御応答の高速化も飛躍的に進歩する。現在の制御サイクル1秒から100ミリ秒レベルへの高速化により、BOG発生量変動に対する制御応答がより精密になり、大阪ガス蓄冷式システムの電力削減効果をさらに10-15%向上させることが期待される。また、5G/6G通信技術により、遠隔地からの専門技術者による高度な運転支援が日常的に利用可能となり、地方のLNG基地でも世界最高水準の運転技術を活用できる体制が構築される。
ブロックチェーン技術の活用により、エネルギー取引の透明性と効率性も大幅に向上する。LNG受入から都市ガス供給まで全プロセスのエネルギー効率がリアルタイムで記録され、カーボンクレジット取引や環境価値の定量評価が自動化される。この技術革新により、LNG受入基地は単なるエネルギー供給拠点から、環境価値創造拠点へと役割を拡大していく。
5.2 新興デジタル技術の適用可能性
量子コンピューティング技術の実用化は、LNG受入基地の最適化制御に革命的な変化をもたらす可能性を秘めている。現在の古典コンピュータでは計算時間の制約により困難な多目的最適化問題も、量子アルゴリズムにより瞬時に解決可能となる。特に、数千の制御変数と制約条件を持つプラント全体最適化では、量子優位性により従来比1000倍以上の計算速度向上が期待される。
拡張現実（AR）・仮想現実（VR）技術は、運転員教育と保全作業の効率化に大きな変革をもたらす。IHI BOGコンプレッサー246台の保全技術継承では、熟練技術者のノウハウをVR環境で完全再現し、新人技術者が安全な仮想環境で実践的な技能を習得できる教育システムが実現される。また、AR技術により現場作業者は、Rosemount 3051Sセンサの点検時に過去の保全履歴や最適な作業手順をリアルタイムで確認でき、作業効率を30%向上させることが可能となる。
バイオミメティクス（生体模倣技術）の応用により、制御アルゴリズムの革新も進展する。群知能アルゴリズムを応用したBOG処理系統の協調制御では、複数のコンプレッサーが生物の群れのように自律的に協調し、全体最適な負荷配分を実現する。この技術により、従来の中央集権型制御から分散自律型制御への移行が可能となり、システムの柔軟性と耐障害性が大幅に向上する。
脳科学技術の応用では、運転員の認知負荷を定量測定し、最適な情報提示と意思決定支援を提供するニューロインターフェースシステムが開発される。横河電機CENTUM VPやエマソンDeltaVなどの制御システムは、運転員の注意状態や疲労度に応じて表示内容を動的に調整し、ヒューマンエラーを最小化する次世代ヒューマンマシンインターフェースを提供する。
5.3 持続可能な運営への技術革新貢献
カーボンニュートラル社会の実現に向けて、LNG受入基地は水素・アンモニア混焼技術との融合により、次世代エネルギーハブとしての役割を担うことになる。統合制御技術は、LNG、水素、アンモニアの混合燃料供給システムにおいて、安全性と効率性を両立する高度な制御を実現する。
循環経済（サーキュラーエコノミー）の観点では、LNG冷熱利用の最大化が重要な技術課題となる。AI最適化制御により、データセンター冷却、食品冷凍、空気液化などの多様な冷熱需要に対して、動的に冷熱配分を最適化する統合冷熱マネジメントシステムが実現される。この技術により、従来は海水で放熱していた冷熱エネルギーの80%以上を有効活用し、地域全体のエネルギー効率を向上させる。
生物多様性保護の観点では、海洋環境への影響最小化技術が重要な革新領域となる。機械学習による海洋生態系モニタリングと、それに基づく排水温度・流量の最適制御により、海洋生物への影響を最小限に抑制する環境調和型運転システムが開発される。この技術は、地域社会との共生を実現するLNG受入基地の新しいモデルを提示する。
技術革新による社会貢献では、災害時のエネルギー供給継続能力の強化が重要な課題である。分散型制御システムと自律運転技術により、地震や津波などの大規模災害時でも最低限のエネルギー供給を維持する耐災害性能を実現する。また、移動式LNG気化装置との連携により、被災地への緊急エネルギー供給を迅速に展開する災害対応システムが構築される。
これらの技術革新は、LNG受入基地を単なる化石燃料処理施設から、持続可能な社会基盤の中核的存在へと変革する。これまでのLNG技術の発展を基盤として、次世代デジタル技術との融合により、地球環境保護と経済発展を両立する新しいエネルギーシステムの実現が期待される。この技術革新により、LNG受入基地は人類の持続可能な未来への貢献という、より高次の社会的使命を果たすことになる。
- 国際電気標準会議（IEC）が制定した機能安全に関する基本安全規格。電気・電子・プログラマブル電子システムの安全機能が正しく動作することを確保するための要求事項を規定。安全度水準（SIL1～SIL4）により安全性能を4段階で分類し、SIL3では年間10⁻⁷～10⁻⁶の危険側故障確率を要求。プラント、発電所、医療機器等の高い安全性が求められる分野で広く採用され、システマティック故障対策とランダムハードウェア故障対策を通じて、製品ライフサイクル全体での安全性確保を目指す。 ↩︎
- 安全度水準（Safety Integrity Level）の4段階（SIL1～SIL4）のうち第3レベル。IEC61508規格で定められた高い安全性能を要求する水準で、作動要求時の機能失敗確率が10⁻³未満～10⁻⁴以上、連続運転時の危険側故障確率が10⁻⁷～10⁻⁸/時間という極めて低い故障率を要求。LNG受入基地では爆発や火災などの重大事故防止のため、緊急遮断システムや安全弁制御にSIL3レベルの安全計装システム（SIS）が適用される。単一故障では安全機能が失われない冗長化設計と高信頼性機器の組み合わせにより実現され、プラント安全の要となる。 ↩︎
- LNG貯槽内で異なる密度を持つ液化天然ガス層が形成され、これらの層が突然混合することで大量のBOG（蒸発ガス）が急激に発生する現象。組成や温度の違いにより密度差のあるLNG層が上下に分かれて層状化し、時間経過と共に不安定化して一気に撹拌される。この際、軽い成分が急速に気化してBOG発生量が通常の数倍から数十倍に急増し、貯槽圧力の異常上昇や安全弁の大量放出を引き起こす。目視では確認できないため、分散型温度センサによる密度分布監視とCFDシミュレーションによる予測制御が不可欠。LNG受入基地の最重要安全管理項目の一つ。 ↩︎
- 計器の測定基準点（零点）が時間経過と共に徐々にずれる現象。LNG受入基地の-162℃極低温環境では、センサ材料の熱収縮、配線の脆化、シール材の変形により零点が変動しやすい。例えば液面計の零点が1mm狂うと数千トンの在庫誤差が生じ、流量計では入出荷量の計量誤差となる。これらの誤差は物質収支管理（入荷量－出荷量－在庫変動＝BOG発生量）の計算精度に直接影響し、BOG発生量の誤認識や経済損失を招く。定期的な校正作業と高精度センサの採用により対策されるが、超低温環境での長期安定性確保は重要な技術課題となっている。 ↩︎
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