JP6470482B1 - 天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 天然ガス液化装置のエネルギー効率を向上させる。【解決手段】 天然ガス液化装置１の混合冷媒組成の決定方法は、天然ガス液化装置の稼働条件である第１条件に基づいて天然ガス液化装置のシミュレーションモデルを作成するモデル作成工程と、シミュレーションモデルと第１条件とに基づいてＵＡ０を算出するＵＡ０算出工程と、新ＮＧ供給条件とＵＡ０とに基づいてＵＡ１を算出するＵＡ１算出工程と、混合冷媒組成の候補組成を複数作成する候補組成作成工程と、候補組成のそれぞれに対し、新ＮＧ供給条件、候補組成、及びＵＡ１に基づいてシミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することによって、ＵＡ２を算出すると共に、圧縮機の総消費動力を算出する動力試算工程と、複数の候補組成のうちから、総消費動力が最も小さい候補組成を混合冷媒の新組成として決定する組成決定工程とを有する。【選択図】 図３

Description

本発明は、天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法に関する。

プロパン予冷混合冷媒方式の天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）液化装置は、設計段階において、ガス井から産出される原料ガスの組成や圧力等を考慮して、エネルギー効率が最大となるように混合冷媒の組成や流量等の条件が設定される。しかし、天然ガスの生産を継続すると、ガス井の原料ガスの残存量に応じて原料ガスの組成や圧力が変化する。また、ガス井を切り替えた場合にも原料ガスの組成や圧力が変化する。そのため、設計段階において設定された条件が天然ガス液化装置の最適な条件から外れ、エネルギー効率が低下するという問題がある。

この問題に対して、現在の稼働条件から天然ガス液化装置のシミュレーションモデルを作成し、このシミュレーションモデルに原料ガスの現在の供給条件から変化させた新しい供給条件を設定してシミュレーションを行い、混合冷媒を圧縮する圧縮機の動力が最小となるときの混合冷媒の組成を最適な混合冷媒として設定する手法がある（例えば、特許文献１）。この手法では、シミュレーションモデルと、現在の稼働条件とに基づいて、天然ガス液化装置の極低温熱交換器のＵＡ値（Ｕ：総括伝熱係数[W/(m²・K)]、Ａ：伝熱面積[m²]）を算出する。そして、混合冷媒の組成を変化させたときのＵＡ値が、現在の稼働条件に基づいて算出されたＵＡ値と揃うようにシミュレーションモデルを調節しながら、シミュレーションモデルを実行する。

特許第６２８６８１２号明細書

しかしながら、ＵＡ値は天然ガス及び混合冷媒の組成や流量に応じて変化するため、現在の稼働条件に基づいて算出されたＵＡ値は天然ガス及び混合冷媒の新しい供給条件下におけるＵＡ値と相違する。そのため、現在の稼働条件に基づいて算出されたＵＡ値に基づいてシミュレーションを行なうと、シミュレーションの精度が低下し、最適な混合冷媒の組成を見つけることが困難になる。その結果、天然ガス液化装置のエネルギー効率が最大にならない場合がある。

本発明は、以上の背景を鑑み、天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法において、天然ガス液化装置のエネルギー効率を向上させることを課題とする。

上記課題を解決するために、本発明の一態様は、天然ガス及び混合冷媒を予冷用冷媒によって冷却する予冷熱交換器（３）と、前記予冷熱交換器によって冷却された前記天然ガスを前記混合冷媒によって液化する極低温熱交換器（４）と、前記予冷用冷媒及び前記混合冷媒を圧縮する複数の圧縮機（６、７、８）とを有する天然ガス液化装置（１）の混合冷媒組成の決定方法であって、前記天然ガス液化装置のある時点の稼働条件である第１条件に基づいて、前記天然ガス液化装置のシミュレーションモデルを作成するモデル作成工程（Ｓ１）と、前記極低温熱交換器の総括伝熱係数に伝熱面積を乗じた値であるＵＡ値を、前記シミュレーションモデルと前記第１条件とに基づいてＵＡ０として算出するＵＡ０算出工程（Ｓ２）と、前記第１条件の前記天然ガスの供給条件と相違する前記天然ガスの新しい供給条件である新ＮＧ供給条件と前記ＵＡ０とに基づいて、前記第１条件における前記天然ガスの供給条件を前記新ＮＧ供給条件に変更した第２条件において期待される前記ＵＡ値をＵＡ１として算出するＵＡ１算出工程（Ｓ３）と、前記第１条件の前記混合冷媒組成と相違する前記混合冷媒組成の候補を候補組成として複数作成する候補組成作成工程（Ｓ４）と、前記候補組成のそれぞれに対し、前記新ＮＧ供給条件、前記候補組成、及び前記ＵＡ１に基づいて前記シミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することによって、前記新ＮＧ供給条件及び前記候補組成を含む第３条件において期待される前記ＵＡ値をＵＡ２として算出すると共に、前記第３条件のそれぞれに対して複数の前記圧縮機の総消費動力を算出する動力試算工程（Ｓ５）と、複数の前記候補組成のうちから、対応する前記総消費動力が最も小さい前記候補組成を前記混合冷媒の新組成として決定する組成決定工程（Ｓ６）とを有することを特徴とする。

この構成によれば、天然ガス及び混合冷媒の新しい供給条件に応じたＵＡ値（ＵＡ２）を算出し、このＵＡ値に基づいてシミュレーションを実行するため、シミュレーションの精度が向上する。その結果、天然ガス液化装置のエネルギー効率を向上させることができる。

上記の態様において、前記動力試算工程は、前記候補組成のそれぞれに対し、前記新ＮＧ供給条件、前記候補組成、及び前記ＵＡ１に基づいて前記シミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することにより、前記混合冷媒の新たな供給条件を算出する第１工程（Ｓ１１）と、前記ＵＡ１と前記第１工程において算出された前記混合冷媒の新たな供給条件とに基づいて仮ＵＡ２を算出する第２工程（Ｓ１２）と、前記ＵＡ１を最新の前記仮ＵＡ２に置換して前記第１工程及び前記第２工程を繰り返し実行し、前記仮ＵＡ２を収束させる第３工程と、前記第３工程において収束した前記仮ＵＡ２を前記ＵＡ２として決定すると共に、前記ＵＡ２が算出されたときの前記混合冷媒の供給条件、前記新ＮＧ供給条件、及び前記候補組成を含む前記第３条件を決定し、前記第３条件に基づいて前記シミュレーションモデルを使用して複数の前記圧縮機の前記総消費動力を算出する第４工程（Ｓ１４）とを有するとよい。

この態様によれば、ＵＡ値は混合冷媒の条件に基づいて補正され、混合冷媒の新しい条件に応じたてＵＡ値になる。これにより、シミュレーションの精度が向上し、天然ガス液化装置のエネルギー効率を向上させることができる。

上記の態様において、前記第２工程は、前記ＵＡ値と前記混合冷媒の質量流量との関係に基づいて規定されたＵＡ２算出用関数（ｆ２）を使用し、前記ＵＡ１と前記第１工程において算出された前記混合冷媒の新たな供給条件とに基づいて前記仮ＵＡ２を算出するとよい。また、前記ＵＡ２算出用関数は、前記ＵＡ値と前記混合冷媒の質量流量と前記混合冷媒の物性値とに基づいて規定された関数であるとよい。

この態様によれば、混合冷媒の条件に基づいてＵＡ値を補正することができる。

上記の態様において、前記ＵＡ１算出工程は、前記ＵＡ値と前記天然ガスの質量流量との関係に基づいて規定されたＵＡ１算出用関数（ｆ１）を使用し、前記ＵＡ０と前記第２条件とに基づいて前記ＵＡ１を算出するとよい。また、前記ＵＡ１算出用関数は、前記ＵＡ値と前記天然ガスの質量流量と前記天然ガスの物性値との関係に基づいて規定された関数であるとよい。

この態様によれば、天然ガスの条件に基づいてＵＡ値を補正することができる。

以上の態様によれば、天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法において、天然ガス液化装置のエネルギー効率を向上させることができる。

実施形態に係る天然ガス液化装置の構成図 予冷熱交換器の構成図 混合冷媒組成決定処理の手順を示すフロー図 混合冷媒組成決定処理の動力試算工程（Ｓ５）の手順を示すフロー図

以下、本発明に係る天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法を天然ガス液化装置に適用した実施形態について説明する。天然ガス液化装置１は、ガス田から産出され、精製装置２を経て精製された天然ガスを液化する。ガス井から産出される天然ガスは、約８０〜９８ｍｏｌ％のメタンと、エタン、プロパン、ブタン等の炭化水素と、窒素と、その他の不純物とを含む。産出される天然ガスの組成及び圧力は、ガス井毎の特性や残量によって変化する。精製装置２は、天然ガスから液状炭化水素を除去するコンデンセート除去装置、天然ガスから水銀を除去する水銀除去装置、天然ガスからH₂SやCO₂、有機硫黄等の酸性ガスを除去する酸性ガス除去装置、天然ガスから水分を除去する脱水装置、天然ガスから重質分を分離する蒸留装置等を含む。

図１に示すように、天然ガス液化装置１は、精製された天然ガス及び混合冷媒を予冷用冷媒によって冷却する予冷熱交換器（Ｃ３冷却回路）３と、予冷熱交換器３によって冷却された天然ガスを混合冷媒によって液化する極低温熱交換器４（ＭＣＨＥ）と、熱交換後の予冷用冷媒や混合冷媒の気体を圧縮する複数の圧縮機６、７、８とを備える。

混合冷媒は、窒素と、炭素数が１から３までの炭化水素（メタン、エタン、プロパン等）とから選択される少なくとも２つを含む。本実施形態では、混合冷媒が、窒素、メタン（Ｃ１）、エタン（Ｃ２）、プロパン（Ｃ３）の４つを含む例について示す。混合冷媒の組成（混合比）は、任意に変更することができる。予冷用冷媒は、プロパンを主成分とする。

精製装置２によって精製された天然ガスは、ラインＬ１によって予冷熱交換器３に供給される。図２に示すように、予冷熱交換器３は、直列に接続された第１〜第３予冷熱交換器３Ａ、３Ｂ、３Ｃと、直列に接続された第４〜第６予冷熱交換器３Ｄ、３Ｅ、３Ｆと、天然ガスが流れるラインＬ２と、混合冷媒が流れるラインＬ３と、予冷用冷媒が流れるラインＬ４とを含む。ラインＬ４は、第１〜第３予冷熱交換器３Ａ、３Ｂ、３Ｃを順に通過するラインＬ４Ａと、第４〜第６予冷熱交換器３Ｄ、３Ｅ、３Ｆを順に通過するラインＬ４Ｂとに分岐する。予冷熱交換器３において、天然ガスが流れるラインＬ２は第１〜第３予冷熱交換器３Ａ〜３Ｃを順に通過する。予冷熱交換器３において、混合冷媒ガスが流れるラインＬ３は第４〜第６予冷熱交換器３Ｄ〜３Ｆを順に通過する。ラインＬ４Ａにおいて、第１予冷熱交換器３Ａの上流側部分、第１予冷熱交換器３Ａと第２予冷熱交換器３Ｂの間の部分、第２予冷熱交換器３Ｂと第３予冷熱交換器３Ｃの間の部分のそれぞれには第１〜第３膨張弁１１Ａ、１１Ｂ、１１Ｃが設けられている。予冷用冷媒は、第１〜第３膨張弁１１Ａ、１１Ｂ、１１Ｃを通過する毎に、膨張して圧力が低下すると共に温度が低下する。また、ラインＬ４Ｂにおいて、第４予冷熱交換器３Ｄの上流側部分、第４予冷熱交換器３Ｄと第５予冷熱交換器３Ｅの間の部分、第５予冷熱交換器３Ｅと第６予冷熱交換器３Ｆの間の部分のそれぞれには第４〜第６膨張弁１１Ｄ、１１Ｅ、１１Ｆが設けられている。予冷用冷媒は、第４〜第６膨張弁１１Ｄ、１１Ｅ、１１Ｆを通過する毎に、膨張して圧力が低下すると共に温度が低下する。

また、予冷用冷媒が流れるラインＬ４Ａにおいて、第１予冷熱交換器３Ａには第１予冷用冷媒出口が設けられ、第２予冷熱交換器３Ｂには第２予冷用冷媒出口が設けられ、第３予冷熱交換器３Ｃには第３予冷用冷媒出口が設けられている。第１予冷熱交換器３Ａを通過した予冷用冷媒の一部は第２膨張弁１１Ｂを通過して第２予冷熱交換器３Ｂに流れ、残りが第１予冷用冷媒出口に流れる。第２予冷熱交換器３Ｂを通過した予冷用冷媒の一部は第３膨張弁１１Ｃを通過して第３予冷熱交換器３Ｃに流れ、残りが第２予冷用冷媒出口に流れる。第３予冷熱交換器３Ｃを通過した予冷用冷媒の全ては、第３予冷用冷媒出口に流れる。

精製装置２を経た天然ガスは第１〜第３予冷熱交換器３Ａ〜３Ｃを記載の順序で通過し、予冷用冷媒によって約−３０℃まで冷却される。また、混合冷媒は、第４〜第６予冷熱交換器３Ｄ〜３Ｆを記載の順序で通過し、予冷用冷媒によって約−３０℃まで冷却される。

図１に示すように、第１〜第３予冷用冷媒出口のそれぞれは、ラインＬ６、Ｌ７、Ｌ８を介して第１圧縮機６の対応する圧力段の吸込口に接続されている。第１圧縮機６は駆動源として、例えばガスタービンや電気モーター、スチームタービン等を有する。

また、予冷用冷媒が流れるラインＬ４Ｂにおいて、第４予冷熱交換器３Ｄには第４予冷用冷媒出口が設けられ、第５予冷熱交換器３Ｅには第５予冷用冷媒出口が設けられ、第６予冷熱交換器３Ｆには第６予冷用冷媒出口が設けられている。第４予冷熱交換器３Ｄを通過した予冷用冷媒の一部は第５膨張弁１１Ｅを通過して第５予冷熱交換器３Ｅに流れ、残りが第４予冷用冷媒出口に流れる。第５予冷熱交換器３Ｅを通過した予冷用冷媒の一部は第５膨張弁１１Ｆを通過して第６予冷熱交換器３Ｆに流れ、残りが第５予冷用冷媒出口に流れる。第６予冷熱交換器３Ｆを通過した予冷用冷媒の全ては、第６予冷用冷媒出口に流れる。第４予冷用冷媒出口はラインＬ６に接続され、第５予冷用冷媒出口はラインＬ７に接続され、第６予冷用冷媒出口はラインＬ８に接続されている。

第１圧縮機６の吐出口は、ラインＬ１０を介して予冷熱交換器３（第１予冷熱交換器３Ａ及び第４予冷熱交換器３Ｄ）の入口に接続されている。ラインＬ１０には、第１圧縮機６側から第１冷却器１４、第２冷却器１５、第３冷却器１６が順に設けられている。第１冷却器１４、第２冷却器１５及び第３冷却器１６は、例えば空冷式熱交換器である。第１圧縮機６で圧縮された予冷用冷媒は、第１冷却器１４及び第２冷却器１５で凝縮され、第３冷却器１６で過冷却された後に予冷熱交換器３に供給される。

予冷熱交換器３を通過した天然ガスは、ラインＬ１１を介して極低温熱交換器４の塔底部に導入される。極低温熱交換器４は、天然ガス及び混合冷媒が流れる伝熱管の束がコイル状に巻かれた状態でシェル１７に収められたスプール巻き（Spool Wound）型熱交換器である。シェル１７内は、後述する第１及び第２スプレーヘッダ１８、１９から供給された液体の混合冷媒が塔底部に向けて流れている。極低温熱交換器４は、塔底部から塔頂部にかけて暖温領域、冷温領域を順に有し、塔底部から塔頂部側にかけて温度が低下する。シェル１７内の伝熱管は、天然ガスが流れる第１伝熱管２１と、混合冷媒が流れる第２及び第３伝熱管２２、２３とを有する。

天然ガスを極低温熱交換器４に供給するラインＬ１１は、極低温熱交換器４の塔底部において第１伝熱管２１の下端に接続されている。第１伝熱管２１は、極低温熱交換器４の塔底部から塔頂部に延びている。天然ガスは、第１伝熱管２１において液化及び過冷却される。第１伝熱管２１の上端は、第７膨張弁２６を備えたラインＬ１３を介して貯蔵用のＬＮＧタンク（図示せず）に接続されている。第１伝熱管２１において液化された天然ガスは、第７膨張弁２６において膨張して窒素や軽質成分をフラッシュさせ、その後ＬＮＧタンクに送られる。第７膨張弁２６を通過した後の天然ガス（ＬＮＧ）の温度は、−１５０〜１６０℃程度である。

次に、混合冷媒の流れについて説明する。予冷熱交換器３によって一部液化した高圧の混合冷媒がラインＬ１５を介して冷媒セパレータ２８に供給される。冷媒セパレータ２８は、混合冷媒を気体と液体に分離する。冷媒セパレータ２８において分離された液体の混合冷媒は、冷媒セパレータ２８と第２伝熱管２２とを接続するラインＬ１６を介して第２伝熱管２２の下端に供給される。第２伝熱管２２は、極低温熱交換器４の塔底部から暖温領域にかけて延びている。第２伝熱管２２の上端は、第８膨張弁２９を備えたラインＬ１７を介して第１スプレーヘッダ１８に接続されている。液体の混合冷媒は、第２伝熱管２２内を上方に流れた後、第８膨張弁２９において膨張し、その一部はフラッシュ蒸発する。

第８膨張弁２９を通過した混合冷媒は、第１スプレーヘッダ１８から下向きに（すなわち、極低温熱交換器４内の原料ガスの流れに対して向流となるように）吐出される。第１スプレーヘッダ１８から吐出される混合冷媒は、第１〜第３伝熱管２１〜２３内を流れる天然ガス及び混合冷媒と熱交換しながら下方に流れる。

冷媒セパレータ２８において分離された気体の混合冷媒は、冷媒セパレータ２８と第３伝熱管２３とを接続するラインＬ１９を介して第３伝熱管２３の下端に供給される。第３伝熱管２３は、極低温熱交換器４の塔底部から冷温領域にかけて延びている。第３伝熱管２３の上端は、第９膨張弁３１を備えたラインＬ２１を介して第２スプレーヘッダ１９に接続されている。混合冷媒の液相成分は、第３伝熱管２３内を上方に流れた後、第９膨張弁３１において膨張し、その一部はフラッシュ蒸発する。

第９膨張弁３１を通過した混合冷媒は、第７膨張弁２６を通過する前の天然ガス（ＬＮＧ）の温度より低く、冷温領域の上部に配置された第２スプレーヘッダ１９から下向きに（すなわち、極低温熱交換器４内の原料ガスの流れに対して向流となるように）吐出される。第２スプレーヘッダ１９から吐出された混合冷媒は、冷温領域に配置された第１及び第３伝熱管２１、２３によって構成される上部管束と熱交換しながら下方に流れる。その後、第２スプレーヘッダ１９から吐出された混合冷媒は、下方に位置する第１スプレーヘッダ１８から吐出された混合冷媒と混ざり合った後、第１〜第３伝熱管２１〜２３と熱交換しながら下方に流れる。

第１及び第２スプレーヘッダ１８、１９から極低温熱交換器４内に吐出された混合冷媒は、極低温熱交換器４の塔底部から低圧の混合冷媒の気体として排出される。低圧の混合冷媒は、例えば−４０℃、圧力３．５ｂａｒａである。極低温熱交換器４の塔底部に設けられた混合冷媒の排出口は、ラインＬ２３を介して第２圧縮機７の吸込口に接続されている。第２圧縮機７の吐出口は、ラインＬ２４を介して第３圧縮機８の吸込口に接続されている。第２及び第３圧縮機７、８は、例えばガスタービンや電気モーター、スチームタービン等の駆動部を有する。第３圧縮機の吐出口は、ラインＬ２５を介して予冷熱交換器３のラインＬ３に接続されている。ラインＬ２４には第３冷却器３５が設けられ、ラインＬ２５には第４冷却器３６が設けられている。第３冷却器３５及び第４冷却器３６は、例えば空冷式熱交換器であってよい。極低温熱交換器４の塔底部から排出された低圧気体の混合冷媒は、第２圧縮機７において昇圧され、第３冷却器３５において冷却され、第３圧縮機８において昇圧され、第４冷却器３６において冷却され、予冷熱交換器３に供給される。混合冷媒は、予冷熱交換器３において予冷用冷媒によって冷却されて一部液化した後、ラインＬ１５を介して再び冷媒セパレータ２８に供給される。

ラインＬ２３における極低温熱交換器４と第２圧縮機７との間の部分には、混合冷媒を補充するための原料補充ラインＬ２８が接続されている。原料補充ラインＬ２８には、混合冷媒を構成する窒素（Ｎ_２）、メタン（Ｃ１）、エタン（Ｃ２）、及びプロパン（Ｃ３）の供給源がそれぞれ接続されている。各供給源と原料補充ラインＬ２８との間には、補充量調節弁４１〜４４が設けられている。補充量調節弁４１〜４４の開度を変化させることによって、各供給源から原料補充ラインＬ２８への各冷媒組成の補充量を調節することができる。

冷媒セパレータ２８と第２伝熱管２２とを接続するラインＬ１６には液体の混合冷媒を外部に抜き出すための第１抜き出しラインＬ３１が接続されている。冷媒セパレータ２８と第３伝熱管２３とを接続するラインＬ１９には気体の混合冷媒を外部に抜き出すための第２抜き出しラインＬ３２が接続されている。第１抜き出しラインＬ３１及び第２抜き出しラインＬ３２には、それぞれ抜出量調節弁４６、４７が設けられている。抜出量調節弁４６、４７の開度を調節することによって、液体及び気体の混合冷媒の抜き出し量を調節することができる。

補充量調節弁４１〜４４及び抜出量調節弁４６、４７を調節することによって、混合冷媒の組成、及び圧力を決定する要素となる系内の冷媒存在量（インベントリー）を調節することができる。

天然ガス液化装置１の適所には、天然ガス、混合冷媒、及び予冷用冷媒の温度を測定する温度計Ｔ１〜Ｔ１４、天然ガス、混合冷媒、及び予冷用冷媒の圧力を測定する圧力計Ｐ１〜Ｐ９、天然ガス、混合冷媒、及び予冷用冷媒の流量を測定する流量計Ｆ１〜Ｆ８、天然ガス及び混合冷媒の組成を測定する組成分析計Ｃ１〜Ｃ２が設けられている。

温度計Ｔ１はラインＬ１１内部の天然ガスの温度、温度計Ｔ２は暖温領域における第１伝熱管２１内部の天然ガスの温度、温度計Ｔ３は冷温領域における第１伝熱管２１内部の天然ガスの温度、温度計Ｔ４はラインＬ１３内部の天然ガスの温度、温度計Ｔ５は暖温領域におけるシェル１７の内部の混合冷媒の温度、温度計Ｔ６は冷温領域におけるシェル１７の内部の混合冷媒の温度、温度計Ｔ７はラインＬ１５内部の混合冷媒の温度、温度計Ｔ８はラインＬ１７内部の混合冷媒の温度、温度計Ｔ９はラインＬ２１内部の混合冷媒の温度、温度計Ｔ１０はラインＬ２３内部の混合冷媒の温度、温度計Ｔ１１はラインＬ６内部の予冷用冷媒の温度（図２参照）、温度計Ｔ１２はラインＬ７内部の予冷用冷媒の温度（図２参照）、温度計Ｔ１３はラインＬ８内部の予冷用冷媒の温度（図２参照）、温度計Ｔ１４はラインＬ１０内部の予冷用冷媒の温度を測定する。

圧力計Ｐ１はラインＬ１内部の天然ガスの圧力、圧力計Ｐ２はラインＬ１１内部の天然ガスの圧力、圧力計Ｐ３はラインＬ１３内部の天然ガスの圧力、圧力計Ｐ４はラインＬ１５内部の混合冷媒の圧力、圧力計Ｐ５はラインＬ２３内部の混合冷媒の圧力、圧力計Ｐ６はラインＬ６内部の予冷用冷媒の圧力（図２参照）、圧力計Ｐ７はラインＬ７内部の予冷用冷媒の圧力（図２参照）、圧力計Ｐ８はラインＬ８内部の予冷用冷媒の圧力、圧力計Ｐ９はラインＬ１０内部の予冷用冷媒の圧力（図２参照）を測定する。流量計Ｆ１はラインＬ１１内部の天然ガスの流量、流量計Ｆ２はラインＬ１３内部の天然ガスの流量、流量計Ｆ３はラインＬ１７内部の混合冷媒の流量、流量計Ｆ４はラインＬ２１内部の混合冷媒の流量、流量計Ｆ５はラインＬ２３内部の混合冷媒の流量、流量計Ｆ６はラインＬ６内部の予冷用冷媒の流量（図２参照）、流量計Ｆ７はラインＬ７内部の予冷用冷媒の流量（図２参照）、流量計Ｆ８はラインＬ８内部の予冷用冷媒の流量（図２参照）を測定する。組成分析計Ｃ１はラインＬ１内部の天然ガスの組成、組成分析計Ｃ２はラインＬ２４内部の混合冷媒の組成を測定する。

温度計Ｔ１〜Ｔ１４、圧力計Ｐ１〜Ｐ９、流量計Ｆ１〜Ｆ８、組成分析計Ｃ１、Ｃ２は、測定値に応じた信号を制御装置５０（ＣＵ）に出力する。制御装置５０は、ＣＰＵ、メモリ、プログラムを格納した記憶装置等を有する電子制御装置である。制御装置５０は、第１〜第３圧縮機６〜８、第１〜第６膨張弁１１Ａ〜１１Ｆ、２６、２９、３１、補充量調節弁４１〜４４、及び抜出量調節弁４６、４７を制御する。

演算装置６０（ＣＡ）は、ＣＰＵ、メモリ、プログラムを格納した記憶装置等を有する。演算装置６０は、制御装置５０から天然ガス液化装置１の天然ガス、混合冷媒、及び予冷用冷媒の温度、圧力、流量と、天然ガス及び混合冷媒の組成についての情報を取得する。他の実施形態では、演算装置６０は、手動入力を含む他の手段によってこれらの情報を取得してもよく、或は温度計Ｔ１〜Ｔ１４、圧力計Ｐ１〜Ｐ９、流量計Ｆ１〜Ｆ８、及び組成分析計Ｃ１〜Ｃ２から直接に取得してもよい。演算装置６０は、混合冷媒組成決定処理を実行することによって、新しい天然ガスの供給条件に適した混合冷媒組成を決定する。ここで、新しい天然ガスの供給条件に適した混合冷媒組成とは、各圧縮機６、７、８の消費動力を合計した総消費動力が最小になる混合冷媒組成をいう。混合冷媒組成を調節し、極低温熱交換器４における天然ガスと混合冷媒との温度差を小さくすることによって、天然ガスの冷却に必要な混合冷媒量を低減させ、総消費動力を低減させることができる。制御装置５０は、演算装置６０が決定した混合冷媒組成に基づいて、あるタイミングで補充量調節弁４１〜４４、及び抜出量調節弁４６、４７を制御してもよい。

以下、演算装置６０が実行する混合冷媒組成決定処理を図３のフロー図を参照して説明する。演算装置６０は、最初に、天然ガス液化装置１のある時点の稼働条件である第１条件に基づいて、天然ガス液化装置１のシミュレーションモデルを作成する（Ｓ１：モデル作成工程）。ここで、第１条件に含まれる稼働条件は、温度計Ｔ１〜Ｔ１４、圧力計Ｐ１〜Ｐ９、流量計Ｆ１〜Ｆ８、組成分析計Ｃ１、Ｃ２によって検出される天然ガス、混合冷媒、及び予冷用冷媒の温度、圧力、流量、組成を含む。ある時点の稼働条件とは、例えば混合冷媒組成決定処理を開始した時点の稼働条件であってよい。稼働条件は、ある時点の稼働条件の瞬間値や、ある時点から過去の所定期間の稼働条件の平均値であってよい。

天然ガス液化装置１のシミュレーションモデルは、予冷熱交換器３及び極低温熱交換器４における熱交換、第１〜第３圧縮機６、７、８における混合冷媒及び予冷用冷媒の圧縮等、機器毎に天然ガス液化装置１内で実行される単位操作を表現することが可能な公知のプロセスシミュレータを用いて作成することができる。

シミュレーションモデルは、天然ガスの供給組成、供給圧力、供給温度、極低温熱交換器４内における天然ガス及び混合冷媒の圧力、温度、混合冷媒の組成、流量、圧力、温度、予冷用冷媒の流量、圧力、温度の稼働条件を入力することができる。これらの稼働条件は、天然ガス液化装置１の現在の稼働データに基づいて設定される。

シミュレーションモデルに各稼働データを入力することによって、極低温熱交換器４の総括伝熱係数［W/(m²・K)］に伝熱面積［m²］を乗じた値であるＵＡ値と、第１〜第３圧縮機６、７、８にて消費される動力とを算出することができる。詳細には、シミュレーションモデルに基づいたシミュレーションにより、天然ガス、混合冷媒、及び予冷用冷媒の流量、温度、圧力から、極低温熱交換器４における伝熱量Ｑ、極低温熱交換器４内部の温度分布から得られる平均対数温度差ΔＴ、第１〜第３圧縮機６、７、８の消費動力を算出することができる。極低温熱交換器４における天然ガスから混合冷媒への単位時間当たりの伝熱量Ｑ［W］と、ＵＡ値との間には、次の関係がある。
Ｑ＝ＵＡ×ΔＴ ...（式１）
ここで、ΔＴは極低温熱交換器４における天然ガスと混合冷媒との平均対数温度差［K］である。式１と、単位時間当たりの伝熱量Ｑ及び平均対数温度差ΔＴとから、ＵＡ値を算出することができる。

演算装置６０は、次に、シミュレーションモデルと第１条件とに基づいてシミュレーションを実行し、ＵＡ値としてのＵＡ０を算出する（Ｓ２：ＵＡ０算出工程）。

演算装置６０は、次に、第１条件の天然ガスの供給条件と相違する前記天然ガスの新しい供給条件である新ＮＧ供給条件とＵＡ０とに基づいて、第１条件における天然ガスの供給条件を前記新ＮＧ供給条件に変更した第２条件において期待されるＵＡ値をＵＡ１として算出する（Ｓ３：ＵＡ１算出工程）。新ＮＧ供給条件は、天然ガスの供給組成及び供給圧力の少なくとも一方が第１条件と異なる。新ＮＧ供給条件は、例えば切替後のガス井において予想される天然ガスの供給条件に設定されるとよい。新ＮＧ供給条件は、オペレーターが手動により入力してもよく、切替後のガス井に設けられた組成センサや圧力センサからの信号に基づいて演算装置６０が設定してもよい。

演算装置６０は、第１条件に対応したＵＡ０と第２条件に対応したＵＡ１との関係を規定する関数ｆ１に基づいて、ＵＡ０と第２条件とからＵＡ１を算出する。関数ｆ１は、例えば、ＵＡ値と天然ガスの質量流量との関係に基づいて規定された関数や、天然ガスの物性値及びレイノルズ数の少なくとも１つと、ＵＡ値と、天然ガスの質量流量との関係に基づいて規定された関数等であってよい。ここで、天然ガスの物性値は、プラントル数及び熱伝導率の少なくとも１つを含む。例えば、関数ｆ１は、ＵＡ０、天然ガスの質量流量、レイノルズ数、プラントル数、及び熱伝導率に基づいてＵＡ１を算出する関数であるとよい。また、関数ｆ１は、天然ガスの供給条件を変化させた際のＵＡ値の変化を測定することによって得られた経験式であってもよい。

演算装置６０は、次に、第１条件の混合冷媒組成と相違する混合冷媒組成の候補を候補組成として複数作成する（Ｓ４：候補組成作成工程）。候補組成は、第１条件における混合冷媒組成を基準として、窒素、メタン、エタン、プロパンの各成分を所定の範囲でランダムに変更させた複数のセットが作成される。

演算装置６０は、次に、候補組成のそれぞれに対し、新ＮＧ供給条件、候補組成、及びＵＡ１に基づいてシミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することによって、新ＮＧ供給条件及び候補組成を含む第３条件において期待されるＵＡ値をＵＡ２として算出すると共に、第３条件のそれぞれに対して複数の前記圧縮機６、７、８の総消費動力を算出する（Ｓ５：動力試算工程）。動力試算工程Ｓ５の詳細は、図４のフローに示す。

演算装置６０は、動力試算工程（Ｓ５）において、候補組成のそれぞれに対して、図４に示す処理を実行する。演算装置６０は、最初に、新ＮＧ供給条件、候補組成、及びＵＡ１に基づいてシミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することにより、混合冷媒の新たな供給条件を算出する（Ｓ１１）。このシミュレーションでは、天然ガスの供給条件として新ＮＧ供給条件、混合冷媒の組成として候補組成、極低温熱交換器４のＵＡ値としてＵＡ１を前提条件としてシミュレーションモデルに入力し、混合冷媒の新たな供給条件を演算する。混合冷媒の新たな供給条件は、混合冷媒の圧力及び流量を含む。なお、シミュレーションでは、前提条件として、生産される液体の天然ガスの温度（ラインＬ１３の第７膨張弁２６の上流側の天然ガスの温度）が設定されている。

演算装置６０は、次に、ＵＡ１とステップＳ１１において算出された混合冷媒の新たな供給条件とに基づいて仮ＵＡ２を算出する（Ｓ１２）。仮ＵＡ２は、天然ガスの供給条件が新ＮＧ供給条件であり、かつ混合冷媒が候補組成かつステップＳ１１において算出された新たな供給条件であるときに、期待されるＵＡ値である。

演算装置６０は、第２条件に対応したＵＡ１と、第２条件から混合冷媒の組成及び供給条件を変化させた条件に対応した仮ＵＡ２との関係を規定する関数ｆ２に基づいて、ＵＡ１と混合冷媒の供給条件とから仮ＵＡ２を算出する。関数ｆ２は、例えば、ＵＡ値と混合冷媒の質量流量との関係に基づいて規定された関数や、混合冷媒の物性値及びレイノルズ数の少なくとも１つと、ＵＡ値と、混合冷媒の質量流量との関係に基づいて規定された関数等であってよい。ここで、混合冷媒の物性値は、プラントル数及び熱伝導率の少なくとも１つを含む。例えば、関数ｆ２は、ＵＡ１、混合冷媒の質量流量、レイノルズ数、プラントル数、及び熱伝導率に基づいてＵＡ２を算出する関数であるとよい。また、関数ｆ２は、混合冷媒の供給条件を変化させた際のＵＡ値の変化を測定することによって得られた経験式であってもよい。

次に、演算装置６０は、仮ＵＡ２の値が収束したか否かを判定する（Ｓ１３）。Ｓ１３における判定は、例えば仮ＵＡ２の最新値と仮ＵＡ２の前回値との差が所定の判定値以下であるときに、仮ＵＡ２が収束したと判定するとよい。また、仮ＵＡ２の前回値に対する仮ＵＡ２の最新値の変化率が所定の判定値以下であるときに、仮ＵＡ２が収束したと判定してもよい。後述するように、ステップＳ１１及びＳ１２が繰り返されることによって、仮ＵＡ２は複数回算出される。ステップＳ１３の初回の実行時には、仮ＵＡ２の前回値が存在しないため、仮ＵＡ２の前回値に代えてＵＡ１を使用して判定を行う。

ステップＳ１３での判定結果がＮｏの場合、すなわち仮ＵＡ２の値が収束していない場合には、ステップＳ１１に戻り、ステップＳ１１及びＳ１２の処理を再度実行する。このとき、ステップＳ１１の処理は、ＵＡ１をステップＳ１２で算出した最新の仮ＵＡ２に置換して実行する。ステップＳ１１〜Ｓ１３の処理を繰り返し実行することによって、仮ＵＡ２が収束する。

演算装置６０は、ステップＳ１３の判定がＹｅｓの場合、仮ＵＡ２の最新値をＵＡ２として決定すると共に、ＵＡ２が算出されたときの混合冷媒の供給条件、新ＮＧ供給条件、及び候補組成を含む第３条件を決定し、第３条件に基づいてシミュレーションモデルを使用して複数の圧縮機６、７、８の総消費動力を算出する（Ｓ１４）。シミュレーションでは、各圧縮機の吸入口及び吐出口の温度、圧力、流量、組成に基づいて第１〜第３圧縮機６、７、８のそれぞれの消費動力を算出し、それらを合計して総消費動力を算出する。

なお、ステップＳ１１において、新ＮＧ供給条件、候補組成、及びＵＡ１に基づいてシミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することにより、混合冷媒の新たな供給条件と共に第１〜第３圧縮機６、７、８の総消費動力を算出しておき、ステップＳ１４において第３条件に対応した第１〜第３圧縮機６、７、８の総消費動力を読み出すようにしてもよい。

演算装置６０は、ステップＳ１１〜１４の処理を候補組成のそれぞれに対して実行し、各候補組成に対して圧縮機６、７、８の総消費動力を算出する。これにより、演算装置６０は、動力試算工程を終了する。

演算装置６０は、次に、図３のステップＳ６において、複数の候補組成のうちから、対応する総消費動力が最も小さい候補組成を混合冷媒の新組成として決定する（組成決定工程）。

演算装置６０は、決定した混合冷媒の新組成を制御装置５０に入力してもよい。制御装置５０は、演算装置６０から受けた混合冷媒の新組成に基づいて各バルブ及び各圧縮機６、７、８を制御してもよい。

以下、上述した実施形態に係る混合冷媒組成の決定方法の実施例について説明する。実施例では、天然ガス液化装置１に供給される天然ガスが、稼働条件（第１条件、天然ガスの平均分子量18.4 kg/kmol、天然ガスの供給圧力60 bar）から軽質化かつ低圧化した仮想条件（天然ガスの平均分子量17.3 kg/kmol、天然ガスの供給圧力50 bar）において、圧縮機の総消費電力が最小となる混合冷媒の組成を決定した。

実施例に対する比較例では、シミュレーションにおいて使用するＵＡ値を稼働条件（第１条件）に基づいて算出されたＵＡ０に固定した。詳細には、比較例は、実施例と同様に混合冷媒組成決定処理におけるステップＳ１及びＳ２を実行してＵＡ０を算出する。ステップＳ３を実行せず、ＵＡ値をＵＡ０に固定する。その後、ステップＳ４と同様に、混合冷媒の候補組成を複数作成し、候補組成のそれぞれに対して、新ＮＧ供給条件、候補組成、及びＵＡ０に基づいてシミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することによって、各圧縮機の総消費動力を算出する。そして、総消費動力が最も小さい候補組成を混合冷媒の新組成として決定する。すなわち、比較例では、新ＮＧ供給条件及び混合冷媒の新しい供給条件に基づいてＵＡ値の補正を行わない。

実施例及び比較例では、混合冷媒は、Ｎ_２、Ｃ１（メタン）、Ｃ２（エタン）、及びＣ３（プロパン）の混合物とした。以下の表に、仮想条件における実施例及び比較例のシミュレーションの結果を示す。混合冷媒の組成は、総括的な指標として平均分子量で表している。

表１から、各圧縮機の総消費電力は比較例よりも実施例の方が小さくなることが確認できる。比較例では、稼働条件（第１条件）に基づいて算出されたＵＡ０に基づいてシミュレーションを行なっているため、新ＮＧ供給条件及び混合冷媒の新しい供給条件の下では期待されるＵＡ値と相違している可能性がある。そのため、比較例では、最適な混合冷媒の組成を設定することができず、各圧縮機の総消費電力が実施例に対して増加する。一方、実施例では、新ＮＧ供給条件及び混合冷媒の新しい供給条件に応じたＵＡ２に基づいてシミュレーションを実行しているため、シミュレーションに使用するＵＡ値（ＵＡ２）を期待されるＵＡ値に近づけることができる。そのため、実施例では、各圧縮機の総消費電力がより小さくなる混合冷媒の組成を設定することができる。

以上の構成によれば、天然ガスの供給条件が変化する場合において、エネルギー効率が最大になる混合冷媒の組成を決定することができる。このとき、天然ガス及び混合冷媒の新しい供給条件に応じたＵＡ値（ＵＡ２）を算出し、このＵＡ値に基づいてシミュレーションを実行するため、シミュレーションの精度が向上する。

実際の稼働データに基づいて算出されたＵＡ０は、天然ガスの新しい供給条件（新ＮＧ供給条件）に基づいて補正され、更に混合冷媒の新しい条件に基づいて補正され、ＵＡ２となる。これにより、シミュレーションの精度を向上させ、天然ガス液化装置１のエネルギー効率を向上させることができる。

以上で具体的実施形態の説明を終えるが、本発明は上記実施形態に限定されることなく幅広く変形実施することができる。上述した関数ｆ１及び関数ｆ２は、共通の１つの関数ｆ３であってもよい。関数ｆ３は、例えば、ＵＡ値と、天然ガスの質量流量と、混合冷媒の質量流量との関係に基づいて規定された関数や、ＵＡ値と、天然ガスの質量流量と、天然ガスの物性値及びレイノルズの少なくとも１つと、混合冷媒の質量流量と、混合冷媒の物性値及びレイノルズの少なくとも１つとの関係に基づいて規定された関数等であってよい。ここで、天然ガスの物性値及び混合冷媒の物性値は、プラントル数及び熱伝導率の少なくとも１つを含む。また、関数ｆ３は、天然ガスの供給条件及び混合冷媒の供給条件を変化させた際のＵＡ値の変化を測定することによって得られた経験式であってもよい。

上記の実施形態では、関数ｆ１，ｆ２，ｆ３は、各種供給条件を変化させた際のＵＡ値の変化を測定することによって得られた経験式であってもよいとしたが、天然ガス液化装置１の複数の稼動データからシミュレーションモデルの実行により得られる複数のＵＡ値と、各稼動データにおける天然ガスや混合冷媒の質量流量などの供給条件との関係に基づいて得られる相関式であってもよい。

天然ガス液化装置１の構成は、図１に示す構成に限定されるものではなく、公知の様々な構成を適用することができる。

１ ：天然ガス液化装置
３ ：予冷熱交換器
４ ：極低温熱交換器
６ ：第１圧縮機
７ ：第２圧縮機
８ ：第３圧縮機
１１Ａ〜１１Ｆ、２６、２９、３１ ：膨張弁
１４、１５、３５、３６ ：冷却器
４１〜４４ ：補充量調節弁
４６、４７ ：抜出量調節弁
５０ ：制御装置

Claims (6)

1. 天然ガス及び混合冷媒を予冷用冷媒によって冷却する予冷熱交換器と、前記予冷熱交換器によって冷却された前記天然ガスを前記混合冷媒によって液化する極低温熱交換器と、前記予冷用冷媒及び前記混合冷媒を圧縮する複数の圧縮機とを有する天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法であって、
   前記天然ガス液化装置のある時点の稼働条件である第１条件に基づいて、前記天然ガス液化装置のシミュレーションモデルを作成するモデル作成工程と、
   前記極低温熱交換器の総括伝熱係数に伝熱面積を乗じた値であるＵＡ値を、前記シミュレーションモデルと前記第１条件とに基づいてＵＡ０として算出するＵＡ０算出工程と、
   前記第１条件の前記天然ガスの供給条件と相違する前記天然ガスの新しい供給条件である新ＮＧ供給条件と前記ＵＡ０とに基づいて、前記第１条件における前記天然ガスの供給条件を前記新ＮＧ供給条件に変更した第２条件において期待される前記ＵＡ値をＵＡ１として算出するＵＡ１算出工程と、
   前記第１条件の前記混合冷媒組成と相違する前記混合冷媒組成の候補を候補組成として複数作成する候補組成作成工程と、
   前記候補組成のそれぞれに対し、前記新ＮＧ供給条件、前記候補組成、及び前記ＵＡ１に基づいて前記シミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することによって、前記新ＮＧ供給条件及び前記候補組成を含む第３条件において期待される前記ＵＡ値をＵＡ２として算出すると共に、前記第３条件のそれぞれに対して複数の前記圧縮機の総消費動力を算出する動力試算工程と、
   複数の前記候補組成のうちから、対応する前記総消費動力が最も小さい前記候補組成を前記混合冷媒の新組成として決定する組成決定工程とを有することを特徴とする天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法。
2. 前記動力試算工程は、前記候補組成のそれぞれに対し、
   前記新ＮＧ供給条件、前記候補組成、及び前記ＵＡ１に基づいて前記シミュレーションモデルを使用してシミュレーションを実行することにより、前記混合冷媒の新たな供給条件を算出する第１工程と、
   前記ＵＡ１と前記第１工程において算出された前記混合冷媒の新たな供給条件とに基づいて仮ＵＡ２を算出する第２工程と、
   前記ＵＡ１を最新の前記仮ＵＡ２に置換して前記第１工程及び前記第２工程を繰り返し実行し、前記仮ＵＡ２を収束させる第３工程と、
   前記第３工程において収束した前記仮ＵＡ２を前記ＵＡ２として決定すると共に、前記ＵＡ２が算出されたときの前記混合冷媒の供給条件、前記新ＮＧ供給条件、及び前記候補組成を含む前記第３条件を決定し、前記第３条件に基づいて前記シミュレーションモデルを使用して複数の前記圧縮機の前記総消費動力を算出する第４工程とを有することを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法。
3. 前記第２工程は、前記ＵＡ値と前記混合冷媒の質量流量との関係に基づいて規定されたＵＡ２算出用関数を使用し、前記ＵＡ１と前記第１工程において算出された前記混合冷媒の新たな供給条件とに基づいて前記仮ＵＡ２を算出することを特徴とする請求項２に記載の天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法。
4. 前記ＵＡ２算出用関数は、前記ＵＡ値と前記混合冷媒の質量流量と前記混合冷媒の物性値とに基づいて規定された関数であることを特徴とする請求項３に記載の天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法。
5. 前記ＵＡ１算出工程は、前記ＵＡ値と前記天然ガスの質量流量との関係に基づいて規定されたＵＡ１算出用関数を使用し、前記ＵＡ０と前記第２条件とに基づいて前記ＵＡ１を算出することを特徴とする請求項３又は請求項４に記載の天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法。
6. 前記ＵＡ１算出用関数は、前記ＵＡ値と前記天然ガスの質量流量と前記天然ガスの物性値との関係に基づいて規定された関数であることを特徴とする請求項５に記載の天然ガス液化装置の混合冷媒組成の決定方法。

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