JP2014134374A - 天然ガス液化の制御 - Google Patents

Abstract

【課題】ＬＧの生産及びＬＧ温度を制御する方法及びシステムを提供する。
【解決手段】特にＬＮＧを生産するための、ガス液化プロセスは、製品流量を変更して実際の流量と所要流量との差を低減する前に、実際の製品温度と所要製品温度との差を低減するための変更を開始するように冷却を制御することによって、製品の流量と温度を維持する。好ましい実施形態では、天然ガスを液化するのに使用される第１の冷媒と液化したガスを過冷却するのに使用される第２の冷媒のうちの一方の流量を、液化製品の実際の流量と所要流量との差により制御し、他方の冷媒と製品の流量をそれぞれのプロセス温度の実際の値と所要の値との差により制御する。
【選択図】図１

Description

本発明は、液化ガス（ＬＧ）を生産するための制御システムの分野に関し、より具体的には、ＬＧの生産及びＬＧ温度を制御する方法及びシステムに関する。本発明は特に、液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産するための天然ガス（ＮＧ）の液化に適用されるが、これに限定されるものではない。

特に多成分冷媒を使用して、熱交換手段での冷却によって天然ガス（ＮＧ）を液化するシステムは、世界中で使用されている。ＬＮＧ生産プロセスの制御は、特に、下流での処理のため増加する生産需要を満たそうとするとき、あるいはプロセスの外乱に適応しようとするときに、プラントを効率的に運転するのに重要である。ＬＮＧ生産の流量及び温度の両方を事実上同時にそして独立して制御することが、ＬＮＧプラントの運転にとって重要である。ＬＮＧ生産速度を固定して維持することによって、プラント運転員は、製品出荷スケジュールによって必要とされる所望生産レベルを適切に計画して達成することができる。ＬＮＧの温度を指定の範囲内に維持することは、下流での処理及び下流設備の不具合の防止にとって重要である。主要な変数に関して一旦調節制御が達成されると、最適化戦略を適切に実施することができる。しかしながら、調節制御が適切でないと、標準的な日常作業にさえ不都合な影響が及ぶ。

典型的なＮＧ液化プロセスでは、天然ガスを液化する液化区画と、液化天然ガスを過冷却する過冷却区画とを有する熱交換手段の高温端へ天然ガスを供給し、そしてＬＮＧ出口流を熱交換手段の低温端から抜き出す。液化区画での一部の冷却負荷は、多成分冷媒（ＭＲ）の相分離の液体部分を熱交換手段で冷却することによって提供される第１冷媒（「ＭＲＬ」）をフラッシュさせることにより提供され、そして過冷却区画での冷却負荷は、ＭＲ相分離の蒸気部分を熱交換手段で凝縮することによって提供される第２冷媒（「ＭＲＶ」）をフラッシュさせることにより提供される。液化区画の冷却負荷の残りは、液化区画からの使用済みＭＲＶによって提供される。熱交換手段の高温端を出た冷媒は、液化区画において既に混合されているのでなければ一緒にされ、圧縮され、そして予冷されてから、熱交換手段への再循環のためＭＲ相分離に戻る。前述の特徴を有するプロセスを、ここでは「典型的ＮＧ液化プロセス」と呼ぶ。

米国特許第５７９１１６０号明細書（Ｍａｎｄｌｅｒら、欧州特許出願公開第０８９３６６５号明細書に相当）には、冷媒の量を調整することによりＬＮＧ製品の流量及び温度を同時にそして独立して制御する天然ガス液化制御スキームが記載されている。例示された実施形態では、典型的ＮＧ液化プロセスの制御変数（運転員によって変えることができる設定点を有するもの）には、ＬＮＧ製品の流量及び温度、並びにＭＲＬ／ＭＲＶ比が含まれる。操作変数（制御変数のうちの１つ以上を運転員が設定するのに応じて自動的に制御されるもの）には、ＭＲ圧縮機速度及びＭＲ／ＬＮＧ比が含まれる。このスキームでは、冷媒の量は、実際のＬＮＧ製品流量がＬＮＧ製品流量設定点の変更に応じて変えられた後に調節される。

米国特許第６７２５６８８号明細書（Ｅｌｉｏｎら、国際公開第０１／８１８４５号パンフレットに相当）には、動力の利用を最大化することを目的とする、Ｍａｎｄｌｅｒらの改変形が記載されている。ＬＮＧ製品温度及びＭＲＬ／ＭＲＶ比が、制御変数として保持され、そして操作変数はＬＮＧ／ＭＲＬ比であるが、しかしＬＮＧ製品流量を独立して設定することはできない。

米国特許出願公開第２００４／０２５５６１５号明細書（Ｈｕｐｋｅｓら、国際公開第２００４／０６８０４９号パンフレット及び欧州特許出願公開第１５９５１０１号明細書に相当）には、典型的ＮＧ液化プロセスを制御するために、モデル予測制御に基づく改良型プロセス制御装置を使用することが記載されている。この制御装置は、制御変数集合のうちの少なくとも１つを制御しながら、液化製品の生産量を含むパラメータ集合のうちの少なくとも１つを最適化するために、操作変数集合についての同時制御動作を決定する。操作変数集合には、ＭＲＬ流量、ＭＲＶ流量、ＭＲ組成、ＭＲ除去、ＭＲ圧縮機容量、及びＮＧ供給流量が含まれる。制御変数集合には、主熱交換器の高温端における温度差、ＬＮＧ温度に関する調節可能な変数、ＭＲ相分離器に入る冷媒の組成、主熱交換器のシェル内圧力、及びＭＲ相分離器内の圧力及び液面が含まれる。

米国特許第５７９１１６０号明細書 米国特許第６７２５６８８号明細書 米国特許出願公開第２００４／０２５５６１５号明細書

熱交換手段を熱応力にさらすことなしに、且つＭＲ圧縮機を操作する必要なしに、ＬＮＧ製品の温度及び流量の制御を可能にする簡単且つ堅牢な制御スキームを開発する必要があり、そしてその必要を満たすことが本発明の目的である。

本発明は、ガスの、特に天然ガスの液化を、ＬＧの流量及び／又は温度の要件が変更されても、熱交換手段に加えられる熱応力が制限された状態で、ＬＧ製品を所要の流量及び温度に維持するようにして制御することに関する。本発明は、操作変数によって冷却を変更するやり方に帰する。

典型的ＮＧ液化プロセスのための制御システムが考え出された。この制御システムでは、実際のＬＮＧ温度と所要のＬＮＧ温度との差を低減するための変更が、実際のＬＮＧ流量と所要のＬＮＧ流量との差を低減するためＬＮＧ製品流量を変更する前に開始されるように、冷却を制御することにより、熱交換手段に対する熱応力を制限し、そしてＭＲ圧縮機を操作する必要を回避することができる。その結果、冷却がＬＧの生産をもたらす。本発明は特に、とは言え限定されることなく、制御変数がＬＮＧ温度、ＬＮＧ流量、及び熱交換器の高温端温度差（「ＷＥＴＤ」）又は熱交換器の中間点温度（「ＭＰＴ」）であり、そして操作変数がＭＲＬ流量及びＭＲＶ流量である典型的ＮＧ液化プロセスに適用される。しかしながら、本発明はＮＧ液化プロセスの制御に限定されるものではなく、より一般的に、例えば炭化水素混合物のガス液化に適用される。

広い態様において、本発明は、ガス供給物を熱交換手段での冷却によって液化するガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であり、
該所定ＬＧ流量値を実際のＬＧ流量と比較する工程、
該所定ＬＧ温度値を実際のＬＧ温度と比較する工程、及び
該ＬＧ流量及びＬＧ温度の比較に応じて、該熱交換手段によって提供される冷却を変更して差を低減する工程、
を含む方法であって、
ＬＧ温度差を低減するための冷却の変更を、ＬＧ流量差を低減するためのＬＮＧ流量の変更の前に開始することを特徴とする、ガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法を提供する。

対応する装置の態様では、本発明はまた、ガス供給物を熱交換手段での冷却によって液化するガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであり、
該所定ＬＧ流量値を実際のＬＧ流量と比較する手段と、
該所定ＬＧ温度値を実際のＬＧ温度と比較する手段と、
実際のＬＧ製品流量を変更する手段と、
該ＬＧ流量及びＬＧ温度の比較に応じて、該熱交換手段によって提供される冷却を変更して差を低減する手段と、
を含む制御システムであって、
冷却がＬＧ温度差を低減するために変更されるまでは、該ＬＮＧ流量を変更する手段の調節を開始しないことを特徴とする、制御システムも提供する。

前記所定値は調節可能であることができ、そしてこの方法は更に、ＬＧ出口流のための所定流量値を設定する工程と、ＬＧ出口流のための所定温度値を設定する工程を含む。

実際のＬＧ流量は、実際のＬＧ温度の変化に応じて、又は熱交換手段の高温端に入る流れと熱交換手段のその端部から出ていく流れとの温度差の変化に応じて、又は熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）の変化に応じて、調節することができる。

本発明は特に、典型的ＮＧ液化プロセスに適用され、そして好ましい実施形態では、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較する工程、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較する工程、
（ｉ）該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）、及び／又は（ｉｉ）該熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）、の所定値を、それぞれ（ｉ）実際の高温端温度差又は（ｉｉ）実際の中間点温度と比較する工程、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量及びＭＲＶ流量のうちの一方を変更する工程、
ＭＲＶ流量及びＭＲＬ流量のうちの他方を変更して、（ａ）実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差、及び（ｂ）実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差又は実際の中間点温度と所定の中間点温度との差、のうちの一方によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持する工程、及び
（ｂ）実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差又は実際の中間点温度と所定の中間点温度との差、及び（ａ）実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差、のうちの他方に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更する工程、
を含む方法を提供する。

対応する装置の実施形態では、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較するための手段、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較するための手段、
（ｉ）該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）、又は（ｉｉ）該熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）、の所定値を、それぞれ（ｉ）実際の高温端温度差又は（ｉｉ）実際の中間点温度と比較するための手段、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量及びＭＲＶ流量のうちの一方を変更するための手段、
ＭＲＶ流量及びＭＲＬ流量のうちの他方を変更して、（ａ）実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差、及び（ｂ）実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差又は実際の中間点温度と所定の中間点温度との差、のうちの一方によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持するための手段、及び
（ｂ）実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差又は実際の中間点温度と所定の中間点温度との差、及び（ａ）実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差、のうちの他方に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更するための手段、
を含む制御システムを提供する。

図１に示された実施形態によれば、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較する工程、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較する工程、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較する工程、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更する工程、
ＭＲＶ流量を変更して、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持する工程、及び
実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更する工程、
を含む方法を提供する。

対応する装置の実施形態では、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較するための手段、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較するための手段、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較するための手段、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更するための手段、
ＭＲＶ流量を変更して、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持するための手段、及び
実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更するための手段、
を含む制御システムを提供する。

前記所定値は調節可能であることができ、そして該方法は更に、
ＬＮＧ出口流のための所定流量値を設定する工程、
ＬＮＧ出口流のための所定温度値を設定する工程、及び
高温端温度差の所定値を設定する工程、
を含む。

図２に示された実施形態によれば、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較する工程、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較する工程、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較する工程、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更する工程、
ＭＲＶ流量を変更して、実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持する工程、及び
実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更する工程、
を含む方法を提供する。

対応する装置の実施形態では、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較するための手段、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較するための手段、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較するための手段、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更するための手段、
ＭＲＶ流量を変更して、実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持するための手段、及び
実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更するための手段、
を含む制御システムを提供する。

前記所定値は調節可能であることができ、そして該方法は更に、
ＬＮＧ出口流のための所定流量値を設定する工程、
ＬＮＧ出口流のための所定温度値を設定する工程、及び、
高温端温度差の所定値を設定する工程、
を含む。

図３に示された実施形態によれば、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較する工程、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較する工程、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較する工程、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更する工程、
ＭＲＶ流量を変更して、実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持する工程、及び
実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差に実際のＭＲＬ流量に依存する値を乗じたものに相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更する工程、
を含む方法を提供する。

対応する装置の実施形態によれば、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較するための手段、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較するための手段、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較するための手段、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更するための手段、
ＭＲＶ流量を変更して、実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持するための手段、及び
実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差に実際のＭＲＬ流量に依存する値を乗じたものに相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更するための手段、
を含む制御システムを提供する。

前記所定値は調節可能であることができ、そして該方法は更に、
ＬＮＧ出口流のための所定流量値を設定する工程、
ＬＮＧ出口流のための所定温度値を設定する工程、及び
高温端温度差の所定値を設定する工程、
を含む。

図４に示された実施形態によれば、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較する工程、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較する工程、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較する工程、
該熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）の所定値を、実際の中間点温度と比較する工程、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差と、そしてまた、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差が限界値を超える場合には該高温端温度差間の差とに相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更する工程、
ＭＲＶ流量を変更して、実際の中間点温度と所定の中間点温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持する工程、及び
実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更する工程、
を含む方法を提供する。

対応する装置の実施形態によれば、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較するための手段、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較するための手段、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較するための手段、
該熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）の所定値を、実際の中間点温度と比較するための手段、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差と、そしてまた、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差が限界値を超える場合には該高温端温度差間の差とに相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更するための手段、
ＭＲＶ流量を変更して、実際の中間点温度と所定の中間点温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持するための手段、及び
実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更するための手段、
を含む制御システムを提供する。

前記所定値は調節可能であることができ、そして該方法は更に、
ＬＮＧ出口流のための所定流量値を設定する工程、
ＬＮＧ出口流のための所定温度値を設定する工程、及び
高温端温度差の所定値を設定する工程、
を含む。

図５に示された実施形態によれば、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較する工程、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較する工程、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較する工程、
該熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）を、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差によって決定される計算温度値と比較する工程、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更する工程、
ＭＲＶ流量を変更して、実際の中間点温度と計算された中間点温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持する工程、及び
実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更する工程、
を含む方法を提供する。

対応する装置の実施形態によれば、本発明は、天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであって、
前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較するための手段、
前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較するための手段、
該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較するための手段、
該熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）を、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差によって決定される計算温度値と比較するための手段、
実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量を変更するための手段、
ＭＲＶ流量を変更して、実際の中間点温度と計算された中間点温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持するための手段、及び
実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更するための手段、
を含む制御システムを提供する。

前記所定値は調節可能であることができ、そして該方法は更に、
ＬＮＧ出口流のための所定流量値を設定する工程、
ＬＮＧ出口流のための所定温度値を設定する工程、及び
高温端温度差の所定値を設定する工程、
を含む。

本発明を例示する第１の実施形態の混合冷媒ＬＮＧプラントプロセスの概略フローダイヤグラムである。 本発明を例示する第２の実施形態の混合冷媒ＬＮＧプラントプロセスの概略フローダイヤグラムである。 本発明を例示する第３の実施形態の混合冷媒ＬＮＧプラントプロセスの概略フローダイヤグラムである。 本発明を例示する第４の実施形態の混合冷媒ＬＮＧプラントプロセスの概略フローダイヤグラムである。 本発明を例示する第５の実施形態の混合冷媒ＬＮＧプラントプロセスの概略フローダイヤグラムである。 図３の混合冷媒ＬＮＧプラントプロセスを改変したものの概略フローダイヤグラムである。 比較の混合冷媒ＬＮＧプラントプロセスの概略フローダイヤグラムである。

図１を参照すると、ライン１００を介して熱交換器１１２の第１チューブ側の高温端に天然ガスが導入され、それはそこで液化され、次いで過冷却されてから、熱交換器の低温端から出ていく。熱交換器における冷却負荷は、閉ループで循環する多成分冷媒（「ＭＲ」）によって提供される。熱交換器からの使用済み冷媒は、ライン１４４を介して圧縮機１０２に供給され、そして圧縮された冷媒は冷却器１０４で部分的に凝縮されてから、相分離器１０６で分離される。液相（「ＭＲＬ」）はライン１２４を介して熱交換器の第２チューブ側に供給され、そこで冷却されてから、弁１３２で絞られて熱交換器１１２のシェル側に低温バンドルの下方で導入される。蒸気相（「ＭＲＶ」）は、ライン１３４を介して熱交換器１１２の第３チューブ側に供給され、そこで冷却され、次いで液化されてから、弁１３８で絞られ、そして熱交換器のシェル側に低温端で導入される。液体部分及び凝縮蒸気部分は熱交換器内で気化し、そして一緒となってライン１４４への冷媒供給物を提供する。

ＬＮＧ製品の流量は弁１２０によって制御され、そして熱交換器への冷媒部分の流量は、それぞれ弁１３２及び１３８によって制御される。

ＬＮＧ製品の温度は、温度指示制御装置（「ＴＩＣ」）１１４で、運転員の設定点（ＳＰ）によって決定された所要製品温度と比較される。実際の温度と所要温度との差に対して比例する信号が、ＴＩＣ１１４から流量指示制御装置（「ＦＩＣ」）１１６へ送られ、次にはこれが製品弁１２０のポジションを調節して所要温度を維持する。持続性の冷却では、製品流量が増大すると実際の製品温度が上昇し、製品流量が減少すると実際の製品温度が低下する。製品流量は、ＦＩＣ１１６によって監視され、流量の実際値（「ＰＶ」）に比例する信号が、運転員によって決定された設定点値との比較のために、ＦＩＣ１１６からＦＩＣ１２２へ送られる。

実際の製品流量と所要製品流量との差に対して比例する信号がＦＩＣ１２６に送られ、そしてそれはＭＲＬの実際の流量をその信号によって設定された所要値と比較する。ＭＲＬ制御弁１３２が、熱交換器１１２での冷却を調節するために、実際の流量と所要流量との差に応じて調節される。

実際のＭＲＬ流量と所要ＭＲＬ流量との差に対して比例する信号が流量比指示制御装置（「ＦＲＩＣ」）１４０へ送られ、それはそこで、実際のＭＲＶ／ＭＲＬ流量比を決定するために、実際のＭＲＶ流量を測定する流量指示器（「ＦＩ」）１３６からの信号と比較される。実際のＭＲＶ／ＭＲＬ流量比は、温度差指示制御装置（「ＴＤＩＣ」）１４２から受信される信号によって決定された設定点値と比較される。実際のＭＲＶ／ＭＲＬ流量比と所要ＭＲＶ／ＭＲＬ流量比との差に対して比例する信号が、流量弁１３８を調節し、熱交換器１１２へ提供される対応する冷却を調節する。

ＴＤＩＣ１４２は、ライン１４４の使用済み冷媒とライン１２４のＭＲＬとの実際の温度差を、運転員によって決定された設定点値と比較する。ＴＤＩＣ１４２によってＦＲＩＣ１４０に提供される設定点信号は、その温度差に比例する。

ＴＤＩＣ１４２は、図１に示したＭＲＬとの差の代わりに、使用済み冷媒と、ライン１３４のＭＲＶかあるいはライン１００の天然ガス供給物との温度差を測定することもあり得る。

ＦＩ１３６は、熱交換器１１２の下流ではなく、上流に配置することもあり得る。同様に、ＦＩＣ１２６も、熱交換器１１２の下流ではなく、上流に配置することがあり得る。

所要ＬＮＧ製品流量、所要ＬＮＧ製品温度、及び／又は高温端温度差（「ＷＥＴＤ」）を運転員が変えたのを受けて、流量、温度及び／又はＷＥＴＤが変更された程度によって決定される、弁１３２及び１３８に対する変更がなされることになることは明らかである。これは、熱交換器１１２に提供される冷却量を変更し、それにより、実際のＬＮＧ製品温度値と設定ＬＮＧ製品温度値との差を変更する。その変更は、弁１２０を調節し、ひいては実際の製品流量を調節する。実際の製品流量の変化は、熱交換器１１２へ供給される冷却を制御する弁１３２及び１３８を更に調節することになり、それに対応して実際のＬＮＧ製品温度を変化させる。

製品温度の実際の変更と本質的に同時に、ＴＤＩＣ１４２によって検出されるＷＥＴＤが相応に変化することになり、その結果、ＦＲＩＣ１４０の所要ＭＲＶ／ＭＲＬ流量比が相応に変化する。更に、実際の製品流量の変化とやはり本質的に同時に、製品温度が相応に変化し、それにより、実際の製品流量と所要製品流量との差の変化を介して、冷却が変更される。このようにして、実際の製品温度と所要製品温度との差、実際のＬＮＧ製品流量と所要ＬＮＧ製品流量との差、及び実際のＷＥＴＤと所要ＷＥＴＤとの差が、ＬＮＧ製品流量と、ＬＮＧ製品温度と、ＷＥＴＤとの必要とされる組み合わせを実現するために、自動的に追加して変化することになる。更に、所要値に対する変更によっては生じないパラメータの何らかの変化、例えばＮＧ組成、ＮＧ流量、１０４のための部分凝縮冷却負荷、周囲空気温度、冷却水温度、又は大気圧の変化など、に起因するＬＮＧ製品流量、ＬＮＧ製品温度、又はＷＥＴＤの変化がある場合、制御システムは、熱交換器に提供される冷却を自動的に変化させて設定値を維持する。

図２の制御システムは、ＬＮＧ製品弁１２０がＷＥＴＤの変化に応じて調節され、そして所要ＭＲＶ／ＭＲＬ流量比が実際のＬＮＧ製品温度と所要ＬＮＧ製品温度との差によって決定される点で、図１のものと異なっている。詳しく言うと、ＴＤＩＣ１４２は、信号をＦＲＣ１４０ではなくＦＩＣ１１６へ送り、またＴＩＣ１１４は、信号をＦＩＣ１１６ではなくＦＲＩＣ１４０へ送る。

図３の制御システムは、ＴＤＩＣ１４２からＦＩＣ１１６への信号が実際のＭＲＬ流量と所要ＭＲＬ流量との差に依存する点で、図２のものと異なっている。詳しく言うと、その差に対して比例する信号が乗算器３００に送られて、ＴＤＩＣ１４２からの信号を修正する。

図４の制御システムは、所要ＭＲＶ／ＭＲＬ流量比が、熱交換器の液化区画と過冷却区画との間、典型的には熱交換器の低温バンドルと高温バンドル又は中間バンドルとの間に位置する、熱交換器１１２の中間点における実際の温度と所要温度との差によって決定される点で、図１のものと異なっている。ＴＩＣ４００は、運転員によって決定された設定点を有しており、その設定点を実際の中間点温度と比較する。中間点温度は、図４に示したように熱交換器１１２のシェル側のそれでよく、あるいは、当該チューブ区画の適宜の個所におけるＬＮＧ又はＭＲＬ又はＭＲＶの温度であってもよい。この実施形態では、実際のＭＲＶ流量と所要ＭＲＶ流量との差に応じてなされる弁１３２によるＭＲＬ流量の調節は、実際の差が所要の差と所定量だけ異なっている場合には、ＷＥＴＤに応答してＦＩＣ３２６による調節の方が優先される。

図５の制御システムは、所要中間点温度が運転員によって設定されるのではなく、実際のＷＥＴＤと所要ＷＥＴＤとの差によって決定される点で、図４のものと異なっている。詳しく言うと、ＴＤＩＣ１４２からの信号は、ＦＩＣ１２６による弁１３２の制御に優先するのでなく、ＴＩＣ４００のための設定点を提供する。

図６の制御システムは、ＬＮＧマスター流量制御装置設定点を生じさせるために乗算器１４８によって乗算される「生産係数」を調節することによって、制限制御装置１４６がＭＲＶ弁１３８の開度を例えば９０％に制限する点で、図３のものと異なっている。システムが制御状態であり、弁１３８が設定値９０％（又はその他の所定最大値）未満開放されているときには、制御装置１４６は生産係数を１とし、生産を制限しない。しかし、弁のポジションが９０％（又はその他の所定最大値）を上回る場合には、制御装置は、システムが所要最大弁ポジションで制御されるに至るまで、生産係数を低減し始めることになる。

熱交換器１１２のための冷却負荷の変化に応答するのを除いて、ＬＮＧ製品流量の変化がないことが、例示された実施形態の全ての共通の特徴である。

図２〜５の実施形態、及び図７の比較プロセスのおのおのを、下記の外乱にさらした。

・ＬＮＧランダウン温度を２４分で−２４７°Ｆ（−１５５℃）から−２４５°Ｆ（−１５３．９℃）まで上昇させる。
・２４分で生産量を５％だけ減少させながら、同時に１％だけタービン速度を低下させる。
・２４分で生産量を２．８％だけ増加させる。

図７のプロセスは、ＬＮＧ製品流量が所要値に直接調節され、そしてＦＩＣ１２６が実際の及び所期のＬＮＧ製品温度の差によって制御される点で、図１のものと異なっている。

〔ＬＮＧランダウン温度の上昇に対する応答〕
図１のプロセスでは、上昇するランダウン温度に応答していくらかの変動があり、ＬＮＧ流量及びＬＮＧ温度の両方が、それらが新しい定常状態に達するときに多少変動した。これは、同調の問題というよりもむしろ、２つの制御装置間の対立の結果であったと考えられる。図７のプロセスは変動しなかったが、新しい定常状態に達するのに長い時間がかかった。これは、制御装置の相互作用ではなく同調と関連したものと考えられる。図２のプロセスは、システムの残りに外乱をほとんどもたらすことなしに、温度制御がはるかに厳密であった。図３のプロセスは、ＬＮＧ温度設定点への追随において図２のそれと同様の能力を示し、システムの残りに対してはわずかに少ない外乱を示した。図２及び３のプロセスの両方は、この外乱に対して最良の応答を示した。

〔ＬＮＧ生産量の減少とそれに伴う同時のタービン速度の低下〕
図１のプロセスは、ＬＮＧ生産量設定点に追随するのに困難があり、定常状態に戻るのに２時間かかった。その際に、ＬＮＧ温度は２°Ｆ（１．１℃）ほど高いずれを示してから、外乱開始後２時間を超えてようやく定常状態に達した。ＬＮＧ流量を直接に制御する図７のプロセスは、ＬＮＧ生産量設定点を非常によく追跡したが、しかしやはり、外乱からほとんど３時間後にようやく定常状態に達する前に大幅な温度の振れが見られた。図２のプロセスは、ＬＮＧ生産量設定点の追跡が遅れ、定常状態に達するのに２時間かかったが、外乱全体を通して厳密なＬＮＧ温度制御を維持した。図３のプロセスは、ＬＮＧ生産量設定点を極めて良好に追跡し、外乱開始から１時間以内に定常状態に達し、一貫して厳密な温度制御を維持した。

〔ＬＮＧ生産量の増加〕
図１のプロセスは、所望の設定点に達するのに２時間かかり、そればかりかその設定点に戻る前にＬＮＧ温度が１°Ｆ（０．５５℃）だけ低温にドリフトするのを許した。図３のプロセスは、３時間近くかけて定常状態に戻る前にＬＮＧの１°Ｆ（０．５５℃）を上回る温度上昇を被った。図２のプロセスは、新しい生産量設定点に達するのに３時間かかったが、しかし一貫して優れた温度制御を維持した。図３のプロセスは、生産量の変化に対して優れた応答を示し、また厳密な温度制御を維持した。

〔達成不能の生産〕
生産量を増加する外乱は本発明の例示した実施形態によって容易に達成されたものの、真に達成不能の生産量の外乱に対してシステムはどのように応答するかという疑問がなおも残った。そこで、図３のプロセスを、生産量設定点を現時点の定常状態よりも７％高くまで上昇させる外乱にさらした。シミュレーションもＭＲタービン１０２の膠着（ｂｏｇ ｄｏｕｗｎ）をシミュレートするように設定し、そしてシステムの応答性を見極めるために付加的なパラメータを監視した。

システムはＬＮＧ生産量を新しい設定点まで追跡したが、ＬＮＧ温度は上昇し続けてＭＲＶ弁１３８を全開にした。ＬＮＧ温度は最終的に、所期ＬＮＧ温度よりもほぼ４℃（２．２℃）高い温度に落ち着いた。熱交換器１１２の中間バンドルと低温バンドルとの間の中間点温度は、２０°Ｆ（１１℃）近く上昇した。ＭＲＶ流量の増加は、低温バンドルの圧力降下をほぼ２倍にした。ガスタービンは全出力に達し、次いで膠着してその速度をほぼ１％低下させた。これらの結果から、制御システムは許容できない新しい運転点に達するのを阻止するためのチェック手段を有しないことが示された。

図６のプロセスは、制御システムが望ましくない運転点に達するのを阻止するためのチェック手段を提供することにより、この問題を克服する。制御装置１４６を弁開度を９０％に制限するように設定することで、７％の生産量の増加は、生産量を４．８％の増加までに制限し、一貫してＬＮＧ温度の制御を維持して、ＭＲタービン１０２を膠着させなかった。

本発明のこのほかの実施形態と利点は、本明細書を考察し、また本明細書中に開示された発明を実施することから、当業者に明らかになる。本明細書は典型的なものに過ぎないと考えられものであり、改変や変更は特許請求の範囲によって定義された発明の範囲と理念のうちにあるものとする。詳しく言えば、例示した実施形態のいずれも天然ガス以外のガスの液化のために用いることもでき、多管式熱交換器１１２の代わりに、直列配置された２以上の個別の熱交換器及び／又は当該技術分野で知られたいずれかのタイプの熱交換器を用いることもできる。

本発明は、ガスの液化、特に液化天然ガス（ＬＮＧ）を生産するための天然ガス（ＮＧ）の液化に利用可能である。

広い態様において、本発明は、ガス供給物を熱交換手段での冷却によって液化するガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であり、
該所定ＬＧ流量値を実際のＬＧ流量と比較する工程、
該所定ＬＧ温度値を実際のＬＧ温度と比較する工程、及び
該ＬＧ流量及びＬＧ温度の比較に応じて、該熱交換手段によって提供される冷却を変更して差を低減する工程、
を含む方法であって、
ＬＧ温度差を低減するための冷却の変更を、ＬＧ流量差を低減するためのＬＧ流量の変更の前に開始することを特徴とする、ガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法を提供する。

対応する装置の態様では、本発明はまた、ガス供給物を熱交換手段での冷却によって液化するガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであり、
該所定ＬＧ流量値を実際のＬＧ流量と比較する手段と、
該所定ＬＧ温度値を実際のＬＧ温度と比較する手段と、
実際のＬＧ製品流量を変更する手段と、
該ＬＧ流量及びＬＧ温度の比較に応じて、該熱交換手段によって提供される冷却を変更して差を低減する手段と、
を含む制御システムであって、
冷却がＬＧ温度差を低減するために変更されるまでは、該ＬＧ流量を変更する手段の調節を開始しないことを特徴とする、制御システムも提供する。

実際のＬＧ流量は、実際のＬＧ温度の変化（実際のＬＧ温度と所定のＬＧ温度との差）に応じて、又は熱交換手段の高温端に入る流れと熱交換手段のその端部から出ていく流れとの温度差の変化（実際の温度差と所定の温度差との差）に応じて、又は熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）の変化（実際の中間点温度と所定の中間点温度との差）に応じて、調節することができる。

Claims (21)

1. ガス供給物を熱交換手段での冷却によって液化するガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法であり、
   該所定ＬＧ流量値を実際のＬＧ流量と比較する工程、
   該所定ＬＧ温度値を実際のＬＧ温度と比較する工程、及び
   該ＬＧ流量及びＬＧ温度の比較に応じて、該熱交換手段によって提供される冷却を変更して差を低減する工程、
   を含む方法であって、
   ＬＧ温度差を低減するための冷却の変更を、ＬＧ流量差を低減するためのＬＧ流量の変更の前に開始することを特徴とする、ガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持する方法。
2. 前記所定値は調節可能なものであり、そして該方法は更に、
   前記ＬＧ出口流のための所定流量値を設定する工程、及び
   前記ＬＧ出口流のための所定温度値を設定する工程、
   を含む、請求項１に記載の方法。
3. 前記ガス供給物が天然ガスである、請求項１又は２に記載の方法。
4. 前記実際のＬＧ流量が前記実際のＬＧ温度の変化に応じて調節される、請求項１から３までのいずれか１項に記載の方法。
5. 前記実際のＬＧ流量が、前記熱交換手段の高温端に入る流れと該熱交換手段のその端部から出ていく流れとの温度差の変化に応じて調節される、請求項１から３までのいずれか１項に記載の方法。
6. 前記実際のＬＧ流量が、前記熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）の変化に応じて調節される、請求項１から３までのいずれか１項に記載の方法。
7. 天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための方法であって、
   前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較する工程、
   前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較する工程、
   （ｉ）該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）の所定値を、実際の高温端温度差と比較し、及び／又は（ｉｉ）該熱交換手段の該液化区画と該過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）の所定値を実際の中間点温度と比較する工程、
   実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、前記ＭＲＬの流量及び前記ＭＲＶの流量のうちの一方を変更する工程、
   前記ＭＲＶ流量及びＭＲＬ流量のうちの他方を変更して、（ａ）実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差、及び（ｂ）実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差又は実際の中間点温度と所定の中間点温度との差、のうちの一方によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持する工程、及び
   （ｂ）実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差又は実際の中間点温度と所定の中間点温度との差、及び（ａ）実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差、のうちの他方に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更する工程、
   を含む、請求項１に記載の方法。
8. 前記所定値は調節可能なものであり、そして該方法は更に、
   前記ＬＮＧ出口流のための所定流量値を設定する工程、
   前記ＬＮＧ出口流のための所定温度値を設定する工程、及び
   （ｉ）前記高温端温度差又は（ｉｉ）前記中間点温度の所定値を設定する工程、
   を含む、請求項７に記載の方法。
9. 前記ＭＲＬ流量が、実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ変化する、請求項８に記載の方法。
10. 前記ＭＲＬ流量が、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差に相当する量だけ変化する、請求項８に記載の方法。
11. 前記ＭＲＬ流量が、実際の中間点温度と所定の中間点温度との差に相当する量だけ変化する、請求項８に記載の方法。
12. 前記ＭＲＬ／ＭＲＶ比が、実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差によって決定される、請求項９に記載の方法。
13. 前記ＭＲＬ／ＭＲＶ比が、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差によって決定される、請求項１０に記載の方法。
14. 前記ＭＲＬ／ＭＲＶ比が、実際の中間点温度と所定の中間点温度との差によって決定される、請求項１１に記載の方法。
15. 前記所定の高温端温度差を前記実際の高温端温度差と比較し、
    前記ＭＲＬ流量を、前記実際のＬＮＧ流量と前記所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ変更し、
    前記ＭＲＶ流量を変更して、前記実際の高温端温度差と前記所定の高温端温度差との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持し、
    前記実際のＬＮＧ流量を、前記実際のＬＮＧ温度と前記所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ変更する、
    請求項７又は８に記載の方法。
16. 前記所定の高温端温度差を前記実際の高温端温度差と比較し、
    前記ＭＲＬ流量を、前記実際のＬＮＧ流量と前記所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ変更し、
    前記ＭＲＶ流量を変更して、前記実際のＬＮＧ温度と前記所定ＬＮＧ温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持し、
    前記実際のＬＮＧ流量を、前記実際の高温端温度差と前記所定の高温端温度差との差に相当する量だけ変更する、
    請求項７又は８に記載の方法。
17. 前記所定の高温端温度差を前記実際の高温端温度差と比較し、
    前記ＭＲＬ流量を、前記実際のＬＮＧ流量と前記所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ変更し、
    前記ＭＲＶ流量を変更して、前記実際のＬＮＧ温度と前記所定ＬＮＧ温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持し、
    前記実際のＬＮＧ流量を、前記実際の高温端温度差と前記所定の高温端温度差との差に前記実際のＭＲＬ流量に依存する値を乗じたものに相当する量だけ変更する、
    請求項７又は８に記載の方法。
18. 前記所定の高温端温度差を前記実際の高温端温度差と比較し、
    前記所定の中間点温度を前記実際の中間点温度と比較し、
    前記ＭＲＬ流量を、前記実際のＬＮＧ流量と前記所定ＬＮＧ流量との差と、そしてまた、実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差が限界値を超える場合には該高温端温度差間の差とに相当する量だけ変更し、
    前記ＭＲＶ流量を変更して、前記実際の中間点温度と前記所定の中間点温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持し、
    前記実際のＬＮＧ流量を、前記実際のＬＮＧ温度と前記所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ変更する、
    請求項７又は８に記載の方法。
19. 前記所定の高温端温度差を前記実際の高温端温度差と比較し、
    前記実際の中間点温度を、前記実際の高温端温度差と前記所定の高温端温度差との差によって決定される計算された温度値と比較し、
    前記ＭＲＬ流量を前記実際のＬＮＧ流量と前記所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ変更し、
    前記ＭＲＶ流量を変更して、前記実際の中間点温度と前記計算された中間点温度との差によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持し、
    前記実際のＬＮＧ流量を、前記実際のＬＮＧ温度と前記所定ＬＮＧ温度との差に相当する量だけ変更する、
    請求項７又は８に記載の方法。
20. ガス供給物を熱交換手段での冷却によって液化するガス液化の液化ガス（「ＬＧ」）出口流を、請求項１に記載の方法により、所定流量値及び所定温度値に維持するための制御システムであり、
    該ＬＧ出口流のための該所定ＬＧ流量値を実際のＬＧ流量と比較する手段と、
    該実際のＬＧ製品流量を変更する手段と、
    該ＬＧ出口流のための該所定ＬＧ温度値を実際のＬＧ温度と比較する手段と、
    該ＬＧ流量及びＬＧ温度の比較に応じて、該熱交換手段によって提供される冷却を変更して差を低減する手段と、
    を含む制御システムであって、
    冷却がＬＧ温度差を低減するために調節されるまでは、該実際のＬＧ流量を変更する手段の調節を開始しないことを特徴とする制御システム。
21. 天然ガスが供給される高温端と、天然ガスが液化される液化区画と、液化天然ガスが過冷却される過冷却区画と、ＬＮＧ出口流が抜き出される低温端とを有する熱交換手段であり、そこでの冷却負荷が、該液化区画においては、該熱交換手段で冷却され第１冷媒（「ＭＲＬ」）流量で冷却負荷のために供給される第１冷媒（「ＭＲＬ」）によって提供され、そして該過冷却区画においては、該熱交換手段で冷却され第２冷媒（「ＭＲＶ」）流量で冷却負荷のために供給される第２冷媒（「ＭＲＶ」）によって提供される熱交換手段を使用して、請求項７に記載の方法により、天然ガス液化の液化天然ガス（「ＬＮＧ」）出口流を所定流量値及び所定温度値に維持するための、請求項２０に記載の制御システムであって、
    前記所定ＬＮＧ流量値を実際のＬＮＧ流量と比較するための手段、
    前記所定ＬＮＧ温度値を実際のＬＮＧ温度と比較するための手段、
    （ｉ）該熱交換手段の高温端から出ていく使用済み冷媒と、ＭＲＬ、ＭＲＶ及び天然ガス供給物から選択される、前記高温端に入る流れとの温度差（「高温端温度差」）、又は（ｉｉ）該熱交換手段の液化区画と過冷却区画との間の個所における流れの温度（「中間点温度」）、の所定値を、それぞれ（ｉ）実際の高温端温度差又は（ｉｉ）実際の中間点温度と比較するための手段、
    実際のＬＮＧ流量と所定ＬＮＧ流量との差に相当する量だけ、ＭＲＬ流量及びＭＲＶ流量のうちの一方を変更するための手段、
    ＭＲＶ流量及びＭＲＬ流量のうちの他方を変更して、（ａ）実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差、及び（ｂ）実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差又は実際の中間点温度と所定の中間点温度との差、のうちの一方によって決定されるＭＲＬ／ＭＲＶ比を維持するための手段、及び
    （ｂ）実際の高温端温度差と所定の高温端温度差との差又は実際の中間点温度と所定の中間点温度との差、及び（ａ）実際のＬＮＧ温度と所定ＬＮＧ温度との差、のうちの他方に相当する量だけ、実際のＬＮＧ流量を変更するための手段、
    を含む、請求項２０に記載の制御システム。

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