RU2142605C1 - Способ и устройство для регулируемого контроля выработки и температуры в оборудовании со смешанным хладагентом, предназначенном для сжижения природного газа - Google Patents

Способ и устройство для регулируемого контроля выработки и температуры в оборудовании со смешанным хладагентом, предназначенном для сжижения природного газа Download PDF

Info

Publication number
RU2142605C1
RU2142605C1 RU98114480A RU98114480A RU2142605C1 RU 2142605 C1 RU2142605 C1 RU 2142605C1 RU 98114480 A RU98114480 A RU 98114480A RU 98114480 A RU98114480 A RU 98114480A RU 2142605 C1 RU2142605 C1 RU 2142605C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
refrigerant
natural gas
compressor
temperature
flow rate
Prior art date
Application number
RU98114480A
Other languages
English (en)
Inventor
Анибал Мэндлер Джордж
А.Брочу Филип
Роберт Гамильтон Джэймс (младший)
Original Assignee
Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. filed Critical Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2142605C1 publication Critical patent/RU2142605C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
    • G05B19/00—Programme-control systems
    • G05B19/02—Programme-control systems electric
    • G05B19/418—Total factory control, i.e. centrally controlling a plurality of machines, e.g. direct or distributed numerical control [DNC], flexible manufacturing systems [FMS], integrated manufacturing systems [IMS] or computer integrated manufacturing [CIM]
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0055—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream originating from an incorporated cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0047—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0052—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream
    • F25J1/0057—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using an "external" refrigerant stream in a closed vapor compression cycle by vaporising a liquid refrigerant stream after expansion of the liquid refrigerant stream with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0212—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a single flow MCR cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • F25J1/0215—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle
    • F25J1/0216—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle with one SCR cycle using a C3 pre-cooling cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F25J1/0249—Controlling refrigerant inventory, i.e. composition or quantity
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0279—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc.
    • F25J1/0292—Refrigerant compression by cold or cryogenic suction of the refrigerant gas
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/10—Services
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2290/00—Other details not covered by groups F25J2200/00 - F25J2280/00
    • F25J2290/10—Mathematical formulae, modeling, plot or curves; Design methods
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Economics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Система регулирования процесса сжижения природного газа посредством теплообмена с замкнутым холодильным циклом обеспечивает независимое управление температурой сжижения и производительностью. Для регулирования температуры охлаждения в качестве ключевых переменных могут быть в одном варианте частота вращения компрессора, а в другом - отношение суммарного расхода циркулирующего хладагента к расходу сжиженного природного газа. Использование изобретения позволит получать сжиженный газ при температуре и в количестве, соответствующем производственному заданию. 3 с. и 31 з.п.ф-лы, 10 ил., 2 табл.

Description

Это изобретение относится к области систем управления выработкой сжиженного природного газа (СПГ), а более конкретно к процессу и к системе, которая регулирует выработку СПГ и температуру СПГ.
Системы для сжижения природного газа с применением многокомпонетного хладагента используют во всем мире. Процесс с многокомпонентным хладагентом и криогенное оборудование используют в промышленном масштабе, и управление процессом выработки СПГ имеет большое значение для эффективной работы установки, особенно тогда, когда пытаются добиться прироста продукции на эксплуатируемой установке или когда стремятся устранить внешние возмущения процесса. В мировой практике многими установками для сжижения природного газа, в которых используется процесс со смешанным хладагентом (СХА), управляют вручную или управляют таким образом, чтобы обеспечить выполнение только подмножества ключевых задач управления.
Одновременное и независимое регулирование нормы выработки и температуры СПГ имеет большое значение для работы установки сжижения природного газа. Путем задания и поддержания нормы выработки СПГ операторы установки могут достоверно планировать необходимый уровень выработки и достигать его в соответствии с графиком отгрузки продукции. Поддержание температуры СПГ, выходящего из основного криогенного теплообменника, в заданном диапазоне является очень важным для последующей обработки и устранения проблем, связанных с оборудованием, которое расположено ниже по потоку. При осуществлении стабилизации ключевых переменных можно реализовать соответствующие стратегии оптимизации. Однако если стабилизация не является корректной, то это сказывается даже на обычной повседневной работе.
Одна система управления из уровня техники базируется на стратегии, изложенной в патенте США N 4809154 под названием "Автоматизированная система управления для многокомпонентной системы охлаждения", который выдан 28 февраля 1989 г. Чарльзу Ньютону и включен в настоящее описание путем ссылки, и эта стратегия относится к управлению системой охлаждения с основным криогенным теплообменником и с СХА. Рекомендованная в патенте США N 4809154 стратегия управления направлена на достижение наивысшей производительности на единицу затраченной энергии. Холодопроизводительность задается путем установки частоты вращения компрессоров низкого давления и высокого давления с многокомпонентным или смешанным хладагентом и путем изменения суммарного количества и состава СХА с использованием подпиточных клапанов СХА, а также выпускного и разгрузочного клапанов сепаратора высокого давления. Частоту вращения компрессора, подпиточные клапаны, а также выпускной и разгрузочный клапаны по мере необходимости регулирует оператор, но все они не охвачены стратегией автоматической стабилизации. Стратегия стабилизации основана на трех контурах с обратной связью. Холодный клапан Джоуля-Томсона настраивают на управление с обратной связью отношением давлений на концах компрессоров СХА. Горячий клапан Джоуля-Томсона настраивают на управление с обратной связью отношением тяжелого СХА (жидкости СХА) к легкому СХА (к пару СХА). Регулирование температуры отвода СПГ производят посредством отводного клапана (клапанов).
На фиг. 10 представлена блок-схема установки 40 с СХА, предназначенной для сжижения природного газа, и показано расположение датчиков, необходимых для реализации каскадной схемы управления из уровня техники. Как показано на фиг. 10, установка 40 с СХА, предназначенная для сжижения природного газа, имеет подвод природного газа к трубопроводу 10, при этом газ протекает через клапан 12 к теплообменнику 14. После охлаждения в теплообменнике 14 сжиженный природный газ попадает в трубопровод 11 в виде потока, выходящего из отводного клапана 30 сжиженного природного газа типа Джоуля-Томсона. Природный газ охлаждается в теплообменнике 14 посредством теплообменного процесса, включающего цикл охлаждения с замкнутым контуром, который реализуется с помощью СХА. Смешанный хладагент состоит из парообразного компонента и жидкого компонента. Процесс сжижения в установке для сжижения природного газа и узлы установки для сжижения природного газа, обеспечивающей осуществление этого процесса, хорошо известны и подробно описаны в патенте США N 3763658 под названием "Комбинированная каскадная и многокомпонентная система охлаждения и способ", выданном 9 октября 1973 г. Ли Гоме и другим, и этот патент включен в настоящее описание изобретения путем ссылки.
Природный газ, которым снабжается по трубопроводу 10 теплообменник 14, может быть обработан, во-первых, с помощью процессов сепарирования и очистки, включая, по меньшей мере, один однокомпонентный цикл охлаждения до подачи на участок многокомпонентного охлаждения процесса сжижения. При этой первой обработке природный газ может подаваться под давлением от 2,745 до 6,865 МПа, при этом значение около 4,805 МПа является типичным. Это давление определяется техническими требованиями, при удовлетворении которых обеспечивается разделение тяжелых углеводородов, примесей, воды и других нежелательных соединений. Затем природный газ охлаждается до первой температуры, которая обычно примерно равна окружающей температуре (21oC), с помощью первого однокомпонентного теплообменного процесса. После охлаждения природного газа для удаления конденсированной воды используют фазовый сепаратор, а затем поток природного газа подают в одну или несколько сушильных камер для дополнительного удаления влаги.
После этого поток осушенного природного газа дополнительно охлаждают до температуры приблизительно -1oC с использованием второго теплообменного процесса, а затем подают в газоочистные колонны или в аналогичные установки с целью удаления бензола и других тяжелых углеводородов. Вышедший из очистных колонн поток природного газа еще раз охлаждают с использованием третьего теплообменного процесса до температуры приблизительно -35oC, а затем подают в двухзонный теплообменник 14, в которым осуществляется цикл многокомпонентного охлаждения.
Обратимся к фиг. 10, где отражен процесс сжижения, происходящий по мере того, как природный газ протекает через двухзонный теплообменник 14. Природный газ после процессов сепарирования и очистки входит в двухзонный теплообменник 14 из сырьевого трубопровода 10 и проходит кверху через сеть 114 труб от впускного клапана 12 около пучка 110 горячих труб теплообменника 14. Природный газ в сети 114 труб охлаждается противотоком СХА, который разбрызгивается вниз поверх сети труб с помощью распылителя 124. Природный газ втекает в сеть 114 труб, которая входит в пучок 110 горячих труб, находящийся в первой зоне внутри кожуха 122 теплообменника. Поток природного газа проходит в пучок 112 холодных труб, который представляет собой вторую зону, и продвигается вверх по сети 115 труб, которые охлаждаются вторым противотоком СХА, выходящим из распылителя 126.
Для обеспечения охлаждения внутри кожуха 112 теплообменника 14 используют СХА, который может быть смесью азота, метана, этана и пропана. Как известно, внутри теплообменника 14 смешанный хладагент может быть в виде жидкости и в виде пара. Теплообмен между природным газом и СХА эффективно осуществляется посредством испарения СХА на боковой поверхности кожуха теплообменника.
Цикл многокомпонентного охлаждения с замкнутым контуром как часть процесса сжижения включает две ступени компрессора, а именно ступень 34 компрессора низкого давления и ступень 32 компрессора высокого давления. В ступени 34 компрессора низкого давления СХА принимается из теплообменника 14, затем СХА сжимается, а сжатый СХА подается в ступень 32 компрессора высокого давления. В ступени компрессора низкого давления может осуществляться процесс теплообмена, обеспечиваемый, например, дополнительным охладителем. В ступени 32 компрессора высокого давления СХА сжимается до нужного давления и, кроме того, здесь может выполняться процесс локального теплообмена с помощью дополнительного охладителя. Сжатый СХА обычно выходит из ступени 34 компрессора низкого давления при давлении приблизительно 314 кПа, а сжатый СХА обычно выходит из ступени 34 компрессора высокого давления при давлении около 4,805 МПа и температуре около 77oC.
Сжатый СХА, вышедший из ступени 32 компрессора высокого давления, включается в еще один процесс теплообмена с использованием теплообменников 128 с одним или несколькими компонентами. Обычно в качестве однокомпонентного хладагента используют пропан. В результате проведения теплообменного процесса СХА при давлении 4,805 МПа обычно охлаждается до температуры -35oC, но в установке для сжижения природного газа давление и температура могут быть другими, что зависит от требуемого отношения СХА в жидкой фазе к СХА в паровой фазе, причем в конкретной системе.
Сжатый и охлажденный СХА из теплообменника 128 затем подается в сепаратор 42, который разделяет СХА на поток СХА в паровой фазе, направляемый в трубопровод 13, и поток СХА в жидкой фазе, направляемый в трубопровод 13. Затем СХА должен быть предварительно охлажден до температуры, которая существенно ниже точки замерзания воды, предпочтительно до температуры примерно от -18 до -73oC. После этого СХА в жидкой фазе из сепаратора 42 проходит по трубопроводу 15 и через пучок 110 горячих труб теплообменника 14 с целью охлаждения СХА в жидкой фазе в сети 118 труб. Расход СХА в жидкой фазе от сети труб к распылителю 124 можно регулировать с помощью горячего клапана 18 Джоуля-Томсона. Смешанный хладагент в паровой фазе из сепаратора 42 по трубопроводу 13 также поступает в пучок 110 горячих труб теплообменника 14 с целью охлаждения СХА в паровой фазе в сети 116 труб. Затем СХА в паровой фазе подается в пучок 112 холодных труб в сети 117 труб, при этом расход СХА в паровой фазе на участке от сети 117 труб к распылителю 126 можно регулировать с помощью холодного клапана 16 Джоуля-Томсона. Охлаждение СХА в паровой фазе и СХА в жидкой фазе осуществляется в сетях труб таким же образом, как охлаждение потока природного газа в сетях 114 и 115 труб с использованием противотечения СХА, описанное ранее.
Смешанный холодильный агент в жидкой фазе, находящийся в сети 118 труб, переохлаждается в теплообменнике 14 до температуры порядка -112oC, и переохлажденный СХА в жидкой фазе расширяется в горячем клапане 18 Джоуля-Томсона до давления порядка 343 кПа, вследствие чего часть его мгновенно испаряется, а температура падает до приблизительно -118oC. Жидкость и пар, образовавшийся при мгновенном испарении, затем инжектируются в пучок 110 горячих труб через распылитель 124.
Смешанный хладагент в паровой фазе, находящийся в сети 116 труб, также переохлаждается в теплообменнике 14, где он конденсируется, а затем подается во вторую сеть 117 труб в пучке 112 холодных труб, где конденсированный СХА в паровой фазе переохлаждается до температуры приблизительно -168oC. Переохлажденная жидкая фракция расширяется в холодном клапане 16 Джоуля-Томсона до давления порядка 343 кПа, вследствие чего часть ее мгновенно превращается в пар. Жидкая фракция и пар, образовавшийся при мгновенном испарении, затем инжектируются в пучок 112 холодных труб через распылитель 126.
При протекании вниз по сетям труб СХА испаряется в процессе теплообмена с проходящим потоком природного газа, а также в процессе теплообмена с СХА в жидкой фазе и с СХА в паровой фазе, протекающими кверху в теплообменнике 14. В результате этого весь СХА и жидкая фракция объединяются в виде паровой фазы на дне теплообменника 14, и пар возвращается к компрессорам 32 и 34 по трубопроводу 120 для сжатия и выполнения последующих операций охлаждения и разделения.
Холодопроизводительность можно задать путем установки частоты вращения компрессоров СХА низкого давления и высокого давления в ступенях 34 и 32, а также путем регулирования суммарного количества и состава СХА с помощью подпиточных клапанов 100, 101, 102 и 103 смешанного хладагента, выпускных и дренажных клапанов (непоказанных) сепаратора высокого давления. Частоты вращения компрессоров, положения подпиточных клапанов, а также выпускные и дренажные клапаны по мере необходимости регулирует оператор.
В этом прототипе имеются три контура с обратной связью.
Первый контур обратной связи в прототипе регулирует температуру отвода СПГ путем каскадного управления, выполняемого термочувствительным регулятором 26 и чувствительным к расходу регулятором 28. Температура потока СПГ, выходящего из теплообменника, измеряется и сравнивается с уставкой SP1 посредством термочувствительного регулятора 26 с образованием необходимого сигнала управления расходом с целью приближения текущей температуры к желаемой температуре. С помощью чувствительного к расходу регулятора 28 измеряется текущий расход СПГ, и он сравнивается с сигналом требуемого расхода, поступающим с термочувствительного регулятора 26, и соответственно результату сравнения устанавливается отводной клапан (клапаны) 30 сжиженного природного газа.
Во втором контуре обратной связи горячий клапан 18 Джоуля-Томсона установлен для управления с обратной связью отношением тяжелого СХА (жидкости СХА) к легкому СХА (к пару СХА). Горячий клапан 18 Джоуля-Томсона регулируется с помощью регулятора 22 отношения расходов, в котором определяется отношение расходов СХА (измеренных датчиками 20 расхода), а рассчитанное с помощью делителя 24 отношение СХА в жидкой фазе/СХА в паровой фазе сравнивается с уставкой SP2, определенной без учета режима работы установки (автономно).
В третьем контуре обратной связи холодный клапан 16 Джоуля-Томсона установлен для управления с обратной связью отношением давлений на концах ступеней 32 и 34 компрессоров СХА с помощью регулятора 39 коэффициента сжатия. Регулятор 39 коэффициента сжатия формирует сигнал обратной связи с использованием уставки SP3, также определенной автономно, и давлений компрессоров, считанных датчиками 38 давления.
Путем изменения положения отводного клапана 30 сжиженного природного газа с целью регулирования температуры СПГ непосредственно оказывается влияние на расход производимого СПГ, и, следовательно, независимое регулирование расхода и температуры с приближением их значений к уставкам в этой схеме оказывается невозможным. Выработка СПГ имеет тенденцию к изменению, а необходимая норма выработки достигается косвенным образом. Изменением сигнала управления отношением расходов, формируемого регулятором 22 отношения расходов, или сигнала управления коэффициентом сжатия, формируемого регулятором 39 коэффициента сжатия, путем изменения уставок SP2, SP3 или изменением операторами частоты вращения компрессоров, состава и количества СХА задают холодопроизводительность. Чтобы поддержать температуру продукции в пределах заданного диапазона, термочувствительный регулятор 26 настраивают на возможность изменения выработки СПГ с целью согласования со степенью охлаждения.
В последнее время были сделаны попытки усовершенствовать управление процессом сжижения природного газа, но все они направлены на сохранение стратегии управления, изложенной в патенте США N 4809154. Например, в патенте США N 5139548 раскрыта система со связью вперед, предназначенная для обеспечения регулирования с учетом изменений температуры окружающего воздуха, и эта система совмещается со старой схемой управления.
Способ и устройство для управления расходом выходящего потока СПГ при охлаждении природного газа, протекающего через процесс сжижения, в которых измеряют температуру и расход выходящего потока СПГ, изменяют степень охлаждения природного газа с целью регулирования значения температуры выходящего потока СПГ и независимо регулируют расход СПГ, протекающего через процесс. Таким путем поддерживают расход выходящего потока СПГ на заданном уровне расхода и температуру на заданном уровне температуры.
В дополнительном варианте осуществления предусмотрено изменение характеристики, связанной с компрессором, обеспечивающим охлаждение, с целью регулирования значения температуры выходящего потока СПГ.
В еще одном варианте осуществления предусмотрено изменение характеристики СХА, обеспечивающего охлаждение, с целью регулирования значения температуры выходящего потока СПГ.
Эти и другие особенности и преимущества настоящего изобретения станут очевидными из нижеследующего подробного описания, сделанного в сочетании с сопровождающими чертежами, на которых:
фиг. 1 - блок-схема типового процесса в установке для сжижения природного газа с использованием смешанного хладагента в соответствии с иллюстративным вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2 - блок-схема высокого уровня, показывающая принцип управления с обратной связью для иллюстративного варианта осуществления настоящего изобретения на основе регулирования частоты вращения;
фиг. 3 - блок-схема типовой установки со смешанным хладагентом для сжижения природного газа с указанием размещения датчиков для системы управления на основе частоты вращения, приведенной на фиг. 2;
фиг. 4 - блок-схема высокого уровня, показывающая принцип управления с обратной связью для иллюстративного варианта осуществления настоящего изобретения, основанного на рециркуляции;
фиг. 5 - блок-схема типовой установки со смешанным хладагентом для сжижения природного газа с указанием размещения датчиков для системы управления на основе рециркуляции, показанной на фиг. 4;
фиг. 6A - график, отражающий регулирование расхода СПГ в зависимости от времени для случая ступенчатого снижения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 6B - график, отражающий регулирование температуры СПГ в зависимости от времени для случая ступенчатого снижения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 6C - график, отражающий регулирование частоты вращения компрессоров в зависимости от времени для случая ступенчатого снижения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 6D - график, отражающий управляющее воздействие, создаваемое при изменении положения горячего клапана Джоуля-Томсона, в зависимости от времени для случая ступенчатого снижения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 7A - график, отражающий регулирование расхода СПГ в зависимости от времени для случая ступенчатого повышения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 7B - график, отражающий регулирование температуры СПГ в зависимости от времени для случая ступенчатого повышения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 7C - график, отражающий управляющие воздействия, создаваемые при изменениях положения горячего клапана Джоуля-Томсона и положения холодного клапана Джоуля-Томсона, для случая ступенчатого повышения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 7D - график, показывающий зависимость температуры кожуха теплообменника от времени для случая ступенчатого повышения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 7E - график, показывающий зависимость частоты вращения компрессора от времени для случая ступенчатого повышения на 4% уставки расхода СПГ;
фиг. 8A - график, отражающий регулирование расхода СПГ в зависимости от времени для случая линейного снижения на 35% (1% в минуту) уставки расхода СПГ;
фиг. 8B - график, отражающий регулирование температуры СПГ в зависимости от времени для случая линейного снижения на 35% (1% в минуту) уставки расхода СПГ;
фиг. 8C - график, отражающий регулирование частот вращения компрессоров низкого давления и высокого давления для случая линейного снижения на 35% (1% в минуту) уставки расхода СПГ;
фиг. 8D - график, отражающий управляющее воздействие горячего клапана Джоуля-Томсона в зависимости от времени для случая линейного снижения на 35% (1% в минуту) уставки расхода СПГ;
фиг. 9A - график, отражающий регулирование расхода СПГ в зависимости от времени для случая следящего управления и подавления возмущений с поддержанием уставок;
фиг. 9B - график, отражающий регулирование температуры СПГ в зависимости от времени для случая следящего управления и подавления возмущений с поддержанием уставок;
фиг. 10 - блок-схема типовой установки из уровня техники со смешанным хладагентом для сжижения природного газа с указанием размещения датчиков для системы каскадного управления.
На фиг. 1 показан двухзонный теплообменник 210, содержащий горячую зону 212 и холодную зону 214, каждая из которых очерчена пунктирными линиями на фиг. 1. Теплообменник может быть любого типа, хорошо известного в данной области техники, который позволяет осуществлять косвенный теплообмен между двумя потоками текучей среды. Такими теплообменниками могут быть пластинчатые и реберные теплообменники, трубчатые и листовые теплообменники, включая змеевиковые теплообменники, или любые другие аналогичные устройства, осуществляющие косвенный теплообмен между текучими средами, такими, как поток природного газа и поток хладагента. Течение природного газа через теплообменник может быть направлено вверх, направлено вниз или даже может быть горизонтальным. Поэтому, хотя на фиг. 1 течение через теплообменник 210 показано как горизонтальное, это не должно восприниматься как ограничение процесса, поскольку течение может быть вертикальным и направленным либо вверх, либо вниз, что, в основном, зависит от выбора конкретного типа теплообменника.
В схеме на фиг. 1 природный газ вводится в теплообменник 210 через впускной трубопровод 216 природного газа, а затем природный газ проходит горячую зону по участку 218 теплообмена и оттуда через холодную зону 214 по участку 220 теплообмена, и, в конечном счете, сжиженный природный газ (СПГ) удаляется из теплообменника 210 через выпускной трубопровод 222 сжиженного природного газа, который содержит устройство 224 регулирования расхода или снижения давления. Это устройство регулирования расхода или снижения давления может быть любым устройством, пригодным для регулирования расхода и/или снижения давления в трубопроводе, и может быть выполнено, например, в виде турбодетандера, клапана Джоуля-Томсона (Д-Т) или в виде их комбинации, к примеру в виде параллельно включенных клапана Джоуля-Томсона и турбодетандера, что обеспечивает возможность использования одного из них или одновременно клапана Джоуля-Томсона и турбодетандера.
Как показано на фиг. 1, имеется холодильный цикл 226 с замкнутым контуром, который также очерчен пунктирными линиями. Как представлено на фиг. 1, этот холодильный цикл с замкнутым контуром охватывает впускные трубопроводы 228 и 230 компонентов хладагента, необходимые для введения в контур охлаждения различных компонентов многокомпонентного или смешанного хладагента. Хотя на фиг. 1 показаны впускные трубопроводы только для двух отдельных компонентов хладагента, специалистам в данной области техники понятно, что на практике многокомпонентный или смешанный хладагент может состоять из трех, четырех или даже из пяти различных компонентов, но на данной фигуре с целью иллюстрации показаны только два. Каждый впускной трубопровод 228 и 230 хладагента содержит соответственно клапаны 232 и 234 для регулирования количества отдельных компонентов, вводимых в контур охлаждения. Многокомпонентный хладагент или смешанный хладагент (СХА) вводится по впускному трубопроводу 236 смешанного хладагента в компрессор 238. Сжатый хладагент из компрессора 238 проходит по трубопроводу 240 в охладитель 242, где сжатый СХА охлаждается в достаточной степени для того, чтобы, по меньшей мере, частично конденсироваться. Охладитель 242 может быть выбран любым из типов, хорошо известных в данной области техники, а газ СХА можно охладить посредством разнообразных материалов, включая воду, охлажденную воду и углеводороды, такие, как тяжелые углеводороды, в том числе, например, пропан. Хотя показаны стадии (238 и 242) одноступенчатого сжатия и охлаждения, специалистам в данной области техники понятно, что в этой ситуации можно достаточно просто использовать стадии многоступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением. Стадии одноступенчатого сжатия и охлаждения показаны только для упрощения примера.
Частично конденсированный СХА проходит по трубопроводу 244 в сепаратор 246, в котором он разделяется на жидкую и паровую фазу. Жидкая фаза СХА извлекается из сепаратора 246 с помощью трубопровода 248 и вводится в горячую зону 212 теплообменника 210. Паровая фаза СХА удаляется из сепаратора 246 при помощи трубопровода 250 и также вводится в горячую зону 212 теплообменника 210. Как представлено на этой фигуре, потоки СХА в паровой фазе через горячую зону 212 на участке 252 теплообмена являются параллельными потоку природного газа на участке 218 теплообмена, который находится также в горячей зоне 212. Конечно, понятно, что в теплообменнике другой формы поток может быть встречным. Аналогично, СХА в жидкой фазе протекает на участке 254 теплообмена в горячей зоне 212 также параллельно потоку природного газа на участке 218 теплообмена в горячей зоне теплообменника 210. Смешанный хладагент (СХА) в паровой фазе продолжает протекать по участку 256 теплообмена на холодном конце 214 теплообменника 210 параллельно потоку природного газа на участке 220 теплообмена в холодной зоне 214 теплообменника 210.
Затем СХА в паровой фазе вытягивается из теплообменника 210 с помощью трубопровода 258 и проходит через устройство 260 регулирования расхода или снижения давления, в котором давление СХА, поступающего из трубопровода 258, снижается, приводя к падению температуры СХА в паровой фазе. Опять-таки устройство 260 может быть любым устройством, пригодным для регулирования расхода и/или снижения давления в магистрали, и может быть выполнено, например, в виде турбодетандера, клапана Джоуля-Томсона или в виде их комбинации, к примеру в виде параллельно соединенных клапана Джоуля-Томсона и турбодетандера, что обеспечивает возможность использования одного из них или одновременно клапана Джоуля-Томсона и турбодетандера. Смешанный хладагент (СХА) в паровой фазе, имеющий пониженную температуру, после прохождения устройства 260 снова вводится в теплообменник 210 по трубопроводу 262 и проходит по участку 264 теплообмена на холодном конце 214 теплообменника 210. Поток на участке 264 теплообмена является параллельным потоку пара СХА на участке 256 теплообмена, а природный газ протекает по участку 220 теплообмена.
После прохождения по участку 254 теплообмена на горячем конце 212 теплообменника 210 смешанный хладагент в жидкой фазе вытягивается с помощью трубопровода 264 и проходит к устройству 268 регулирования расхода/снижения давления, в котором давление жидкости СХА снижается, и при этом осуществляется снижение температуры этого материала. Как упоминалось выше, устройство 268 может быть любым устройством, пригодным для регулирования расхода и/или снижения давления в магистрали, и может быть выполнено, например, в виде турбодетандера, клапана Джоуля-Томсона или в виде их комбинации, к примеру в виде параллельного включения клапана Джоуля-Томсона и турбодетандера, что обеспечивает возможность использования одного из них или одновременно клапана Джоуля-Томсона и турбодетандера.
Смешанный хладагент (СХА) в жидкой фазе, имеющий пониженную температуру, после прохождения устройства 268 снова вводится в теплообменник 210 по трубопроводу 270 и объединяется с потоком СХА в паровой фазе, прошедшим участок 264 теплообмена, и объединенные потоки из трубопровода 270 и участка 264 теплообмена проходят по участку 272 теплообмена, который находится в косвенном теплообмене с участками 218, 252 и 254 теплообмена в горячей зоне 212 теплообменника 210, и объединенные потоки протекают через горячую зону 212 в противотоке по отношению к течению природного газа на участке 218 теплообмена и к течению СХА на участках 252 и 254 теплообмена. В типичном случае объединенный поток СХА, проходящий по участку 272 теплообмена, полностью испаряется в то время, когда он достигает конца участка 272 теплообмена, а парообразный СХА выводится из теплообменника 210 с помощью трубопровода 274 и возвращается в компрессор 238 в рамках холодильного цикла 226 с замкнутым контуром.
Аналогично, участки 220, 256 и 264 теплообмена в холодной зоне теплообменника 210 также находятся в косвенной теплообменной связи друг с другом.
На фиг. 1 также показан датчик 276 температуры, в находящийся в связи с трубопроводом 222 и предназначенный для измерения температуры потока СПГ, протекающего по трубопроводу 222. Аналогично, в связи с трубопроводом 222 находится датчик 278 расхода, предназначенный для измерения расхода СПГ в трубопроводе 222. Датчик 276 температуры формирует сигнал, зависящий от температуры СПГ в трубопроводе 222, который используется для управления холодильным циклом 226 с замкнутым контуром, как это показано пунктирной линией 280, проходящей от датчика 276 температуры к пунктирной линии вокруг холодильного цикла 226 с замкнутым контуром. Датчик 278 расхода также формирует сигнал, но зависящий от расхода СПГ в трубопроводе 222, и этот сигнал передается к устройству 224 регулирования расхода, как это показано линией 282. В общем, в этом способе с помощью измерений температуры и расхода выходящего потока СПГ можно регулировать охлаждение природного газа с целью установки температуры выходящего потока СПГ, тогда как расход выходящего потока СПГ регулируют независимо, посредством чего поддерживают расход и температуру выходящего потока СПГ на желаемых уровнях.
В более конкретном примере этого изобретения сигнал от линии 280 показан проходящим к компрессору 238, как это указано продолжением пунктирной линии 280 и обозначено ссылочным номером 281, чтобы изменять характеристику, связанную с компрессором, который обеспечивает охлаждение, и посредством этого установить значение температуры потока СПГ, выходящего из трубопровода 222. Более конкретно, в такой конфигурации, где компрессор 238 регулирует расход и давление хладагента в холодильном цикле 226 с замкнутым контуром, характеристикой компрессора, которая изменяется, может быть любая одна или несколько характеристик из частоты вращения компрессора, углового положения лопастей или положение статорных лопаток, которые используются для установки температуры потока СПГ, выходящего из трубопровода 222.
Дополнительно можно установить заданное значение, основанное на ограничениях, определяющих один из рабочих диапазонов компрессора 238, посредством, как показано, устройства 284 задания уставки 1, связанного с компрессором 238, и конкретную характеристику компрессора можно регулировать в соответствии с уставкой. На основе установки выбранной характеристики компрессора 238 можно изменять параметр, связанный с рециркуляцией хладагента в холодильном цикле 226 с замкнутым контуром, посредством, например, устройства 268 регулирования расхода или снижения давления. Это указано с помощью пунктирной линии 285, проходящей от компрессора 238 к устройству 268 регулирования расхода/снижения давления.
Кроме того, расход хладагента в пределах холодильного цикла 226 с замкнутым контуром можно измерить, используя, например, датчик 286 расхода для измерения расхода хладагента в трубопроводе 244 с формированием сигнала, зависящего от расхода хладагента, и передавая этот сигнал, как показано пунктирной линией 288, к вычислителю 290 отношения. Сигнал, представляющий расход СПГ в трубопроводе 222, также поступает на вычислитель 290 отношения посредством продления линии 282, как это показано пунктирной линией 283. Отношение образуют таким образом, чтобы иметь возможность управлять холодильным циклом с замкнутым контуром с целью обеспечения установки значения температуры выходящего потока СПГ в трубопроводе 222. Сигнал отношения с датчика обозначен линией 292, проходящей от вычислителя 290 отношения к холодильному циклу 226 с замкнутым контуром.
Более конкретно, как показано на фиг. 1, когда хладагент в холодильном цикле 226 с замкнутым контуром частично конденсирован с образованием жидкости хладагента и пара хладагента, расход пара хладагента измеряется датчиком 294 расхода, связанным с трубопроводом 250, тогда как расход потока жидкого хладагента измеряется датчиком 296 расхода, связанным с трубопроводом 264. В процессе работы сигнал, представляющий расход жидкого хладагента, формируется датчиком 296 потока и передается к устройству 268 регулирования расхода, как это показано пунктирной линией 298. Аналогично, сигнал, представляющий расход парообразного хладагента и формируемый датчиком 294 расхода, передается к устройству 260 регулирования расхода, как это показано пунктирной линией 300. Таким образом, расход жидкого хладагента можно изменять, чтобы регулировать отношение расхода жидкого хладагента к расходу парообразного хладагента. Одновременно расход парообразного хладагента можно изменять, чтобы регулировать суммарный расход хладагента. При выполнении такой операции изменение расхода парообразного хладагента приводит к изменению полного отношения хладагента к расходу СПГ. Когда наступают механические ограничения в регулировании расходов жидкого и парообразного хладагентов, дополнительно изменяется характеристика компрессора 238 в холодильном цикле 226 с замкнутым контуром с целью установки заданного значения температуры выходящего потока СПГ. На фиг. 1 это показано прохождением линии 292 от вычислителя 290 отношения к компрессору 238.
В предпочтительном режиме работы сигнал, формируемый датчиком 278 расхода и передаваемый к устройству 224 регулирования расхода/снижения расхода, как это показано линией 282, может сравниваться с заданным значением, которое определяется устройством 302 задания уставки 2, а расход в трубопроводе 222 можно устанавливать посредством устройства 224 таким, чтобы он соответствовал значению выставленной в устройстве 302 уставки 2.
Аналогично, сигнал, представляющий температуру СПГ в трубопроводе 222, формируемый датчиком 276 температуры, также может сравниваться с заданным значением, которое определяется устройством 304 задания уставки 3, связанным с линией 280. Результат сравнения можно использовать для изменения степени охлаждения, обеспечиваемого холодильным циклом 226 с замкнутым контуром или, в частности, в варианте осуществления изобретения для управления одной из переменных компрессора 238, чтобы посредством этого регулировать температуру выходящего из трубопровода 222 потока.
Следовательно, в настоящем изобретении температуру СПГ регулируют путем изменения степени охлаждения, тогда как выработку СПГ регулируют независимо. Выработку СПГ устанавливают непосредственно, а степень охлаждения изменяют так, чтобы удовлетворить требованиям к охлаждению при заданных значениях температуры и выработки СПГ. Этот способ противоположен известному из уровня техники. Стадии включают: (а) измерение температуры и расхода выходящего потока СПГ в трубопроводе 11; (b) изменение степени охлаждения природного газа посредством испарения СХА с целью установки значения температуры выходящего потока СПГ на линии 11; и (с) установку с помощью отводного клапана 30 сжиженного природного газа расхода СПГ, вытекающего после процесса сжижения из пучка 112 холодных труб теплообменника 14, вследствие чего таким путем расход и температуру выходящего потока СПГ поддерживают на определенных уровнях в соответствии с заданными значениями расхода и температуры.
Применительно к этому процессу в иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения предусмотрена система управления, с помощью которой задается и поддерживается выработка СПГ на необходимом уровне, а также регулируется температура СПГ путем установки степени охлаждения потока природного газа (вследствие чего осуществляется согласование степени охлаждения с необходимой производительностью, в противоположность согласованию производительности с достижимой степенью охлаждения, как это делается в уровне техники).
В первом иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения для каждого компрессора 32 и 34 предусмотрено изменение степени сжатия СХА, поступающего из пучка 110 горячих труб теплообменника 14 в трубопровод 120, с целью регулирования значения температуры выходящего в трубопровод 11 потока СПГ.
В качестве ключевой управляемой переменной (УП) в варианте осуществления можно использовать, например, частоту вращения компрессоров 32 и 34 с достижением быстрой и стабильной регулировки температуры СПГ. Кроме того, переменными компрессора, более предпочтительными, чем частота вращения, могут быть ключевые управляемые переменные, выбираемые в зависимости от типа использованных компрессоров хладагента, и ими могут быть угловое положение лопастей в центробежном компрессоре или угловое положение статорных лопаток в осевом компрессоре.
В дополнительном иллюстративном варианте осуществления предусмотрено изменение характеристики СХА, например расхода, состава или давления СХА в паровой фазе и/или СХА в жидкой фазе, вытекающих из распылителей 124 и 126, с целью установки значения температуры потока СПГ, вытекающего в трубопровод 11. Во втором иллюстративном варианте осуществления отношение суммарного расхода рециркулирующего хладагента к расходу СПГ используют в качестве ключевой управляемой переменной с целью эффективного регулирования температуры СПГ.
Хотя в описанных вариантах осуществления процесса сжижения использован двухзонный змеевиковый теплообменник, в котором поток поступающего природного газа проходит из нижней части к верхней части теплообменной установки, описанные варианты осуществления в равной мере применимы к теплообменникам других типов, к примеру к пластинчатым оребренным теплообменником, упомянутым ранее. Например, структуру и использование пластинчатого оребренного теплообменника описали Онака М., Асада К. и Мицухаси К. в статье "Использование пластинчатых оребренных теплообменников для магистральных криогенных теплообменных установок", LNG Journal, 1997, January-February, стр. 17-19, которая включена в настоящую заявку посредством ссылки в части описания пластинчатого оребренного теплообменника и сопутствующего процесса.
Первый иллюстративный вариант осуществления настоящего изобретения использован в установке 40A для сжижения природного газа, показанной на фиг. 3, и содержит систему управления, основанную на регулировании с обратной связью расхода, с независимым регулированием с обратной связью температуры выработки СПГ путем изменения частоты вращения компрессора и дополнительно - с регулированием расхода СХА для возврата частоты вращения компрессора к значению, находящемуся в пределах желаемого рабочего диапазона.
На фиг. 2 представлена блок-схема высокого уровня, отражающая основную схему регулирования с обратной связью для иллюстративного варианта осуществления настоящего изобретения, основанного на регулировании скорости. Как показано на фиг. 2, предусмотрены три контура обратной связи: первый контур 201 обратной связи регулирует расход СПГ с помощью первой управляемой переменной, такой, как положение отводного клапана сжиженного природного газа; второй контур 202 обратной связи регулирует температуру выпуска СПГ при использовании характеристики компрессора, к примеру частоты вращения, в качестве второй управляемой переменной; а третий контур 203 обратной связи также воздействует на температуру СПГ путем регулирования расхода хладагента, проходящего через систему, при использовании третьей управляемой переменной, такой, как положение горячего или холодного клапана Джоуля-Томсона. Регулирование этой третьей управляемой переменной можно также использовать для удержания характеристики компрессора в пределах желаемого рабочего диапазона путем изменения степени охлаждения в холодильным цикле с замкнутым контуром, чтобы сдвинуть температуру СПГ в том же самом направлении, что и при изменении характеристики компрессора.
Изменение характеристики компрессора оказывает следующее воздействие на процесс. При увеличении частоты вращения компрессора или при изменении эквивалентной характеристики компрессора происходит снижение давления хладагента на входе компрессора и в трубопроводе 120 (на фиг. 1). Следовательно, давление и поэтому температура в межтрубной зоне теплообменника падает, вызывая повышение теплопередачи и, следовательно, охлаждение природного газа, протекающего в теплообменнике 14. Уменьшение частоты вращения приводит к получению противоположного эффекта.
В системе управления согласно иллюстративному варианту осуществления настоящего изобретения имеются два параметра управления и, следовательно, два ключевых контура управления: первый контур регулирует расход СПГ относительно заданного значения, а второй контур независимо регулирует температуру СПГ относительно заданного значения. Во втором контуре управления предполагаются две управляемые переменные: управляемая переменная компрессора, к примеру частота вращения или эквивалентная характеристика компрессора, с высокой чувствительностью к изменению температуры (которая является желательной), но с относительно небольшим коэффициентом передачи в установившемся режиме (нежелательным), и вторая управляемая переменная, к примеру положение горячего клапана Джоуля-Томсона с относительно большим коэффициентом передачи в установившемся режиме (который является желательным), но с невысокой чувствительностью к изменению температуры (нежелательной). Использование двух управляемых переменных для второго параметра управления повышает управляемость процесса посредством использования лучших свойств каждой управляемой переменной с компенсацией недостатков каждой управляемой переменной.
В первом контуре 201 управления с обратной связью СПГ регулируется с целью изменения и поддержания выходящего потока СПГ (выработки СПГ) в соответствии с требуемым расходом СПГ. Эта регулировка может осуществляться путем, например, изменения положения отводного клапана 30 сжиженного природного газа (фиг. 3). В первый контур обратной связи входит уставка (заданное значение) расхода СПГ, которая устанавливается автономно или под управлением основного оборудования установки (интерактивно), и может быть определена на основании производственного графика для конкретной установки.
Как известно в данной области техники, динамика любого процесса, к примеру процесса в установке для сжижения природного газа, может моделироваться передаточными функциями. Производственный процесс 216 моделирует (имитирует) динамическую реакцию расхода СПГ на изменения положения отводного вентиля СПГ посредством переходной функции g11 процесса. Регулятор 210 расхода изменяет расход СПГ на основе сигнала рассогласования, устанавливающего отклонение расхода СПГ от заданного значения. Регулятор 210 расхода корректирует эти отклонения расхода СПГ относительно заданного значения с помощью передаточной функции gc1 управления, полученной из передаточной функции g11 процесса в установке.
Сигнал рассогласования представляет собой комбинацию, основанную на разности между действительным значением управляемой переменной и заданным значением, которая для контура 201 обратной связи образована действительным измеренным расходом СПГ и заданным значением расхода СПГ. Сигнал рассогласования может быть дискретным или непрерывным, при этом вид сигнала рассогласования зависит от типа используемого регулятора. Применительно к описанным ниже вариантам осуществления изменение управляемой переменной, основанное на сигнале рассогласования, который соответствует отклонениям управляемой переменной относительно заданного значения, названо управлением с обратной связью.
Например, простой регулятор, который можно реализовать, является пропорционально-интегрально-дифференциальным (ПИД) регулятором. Для ПИД-регулятора сигнал рассогласования может быть комбинацией разности (e(t)), интегральной разности и производной разности между заданным значением и измеренным значением. Выходной сигнал YPID(t) ПИД-регулятора, необходимый для изменения управляемой переменной, задается уравнением (1), в котором K - коэффициент пропорциональности, a F, 1/τi и τd - постоянные:
Figure 00000002

В другом примере регулятор может быть более сложным, таким, как внутренний регулятор модели. Для внутреннего регулятора модели выходной сигнал YIMC(t0), необходимый для изменения управляемой переменной, является более общей функцией настоящего и предыдущего значений сигнала рассогласования и в общем виде задается уравнением (2) с использованием системы обозначений выборок:
YIMC(t0) = fb(t-1), e(t-2), ... e(t-n)g (2)
Способы вывода функции gc1 из передаточной функции g11 установки хорошо известны в данной области техники. Один такой способ, обычно известный как способ регулирования на основе модели описан, например, в главе 3 и в главе 6 книги Robust process control, авторы: Morari Manfred и Zafiriou Evanghelos (Prentice Hall, 1989), которая включена в настоящую заявку посредством ссылки. Однако варианты осуществления настоящего изобретения не ограничены этим способом, и другие способы теории регулирования можно использовать для определения передаточных функций управления из передаточных функций процесса.
Например, способ определения передаточных функций g11, g22, g23 процесса в системе и, следовательно, передаточных функций gc1, gc2 и gc3 управления заключается в следующем.
Во-первых, используя известный набор типовых начальных условий для всех параметров системы, подвергают систему с разомкнутым контуром обратной связи (т. е. процесс сжижения природного газа без замкнутого контура управления) тестированию при ступенчатой нагрузке путем добавления ступенчатой функции к исследуемой переменной и сбора данных для всех параметров системы до вхождения системы в установившийся режим. На этой стадии системой может быть сама работающая установка или полная нелинейная динамическая модель установки. Например, если желательно найти передаточную функцию g11 расхода СПГ, процесс подвергают воздействию ступенчатой функции в виде изменения положения отводного клапана СПГ и регистрируют результирующие изменения расхода СПГ.
Во-вторых, используя пакет программ для идентификации системы, собранные при тестировании под действием ступенчатой нагрузки данные вводят в программу моделирования системы, с помощью которой получают линейные модели для передаточных функций процесса (т.е. g11, g22, g23), которые могут быть в форме преобразования Лапласа для непрерывной системы или в форме Z-преобразования в дискретной области. Таким пакетом программ для идентификации системы может быть, например, набор инструментальных средств для системной идентификации в версии МАТ-ЛАБ, который можно получить от фирмы Мат Уоркс, Инк. , Нейтик, Массачусетс.
Далее, используя линейные модели передаточных функций, находят приближенные обратные функции (C1, C2, C3) для каждой из системных передаточных функций (т.е. g11, g22, g23), а затем используют модель, основанную на способах управления, для вывода передаточных функций регулятора (т.е. gc1, gc2, gc3).
Наконец, на базе моделирования динамики нелинейной системы корректируют настроечные постоянные для передаточных функций модели регулятора. Такое моделирование позволяет ставить систему управления с функционирующим замкнутым контуром обратной связи в различные условия работы, наряду с осуществлением сравнения эффективности имитированных параметров с известной эффективностью параметров в установке для сжижения природного газа.
Возвратимся к фиг. 2, на которой второй контур 202 обратной связи включает уставку температуры СПГ, которую устанавливают автономно, и она является функцией условий проведения процесса. Следовательно, второй контур 202 обратной связи используют для поддержания температуры выходящего потока, равной температуре выработки СПГ или близкой к ней. Для этого второго контура обратной связи такого поддержания можно добиться, например, изменением частоты вращения компрессора с целью регулирования температуры выходящего потока СПГ. Другие характеристики компрессора, относящиеся к производительности компрессора, такие, как угловое положение лопастей центробежного компрессора СХА или положение статорных лопаток осевого компрессора САХ, можно использовать в качестве управляемой переменной компрессора.
Как описано выше, динамику процесса производства СПГ можно смоделировать передаточной функцией процесса, и производственный процесс 218 имитирует процесс динамики температуры СПГ к изменениям степени охлаждения, создаваемого изменениями характеристики компрессора, с помощью передаточной функции g22 процесса. Регулятор 212 компрессора изменяет температуру СПГ, используя управление с обратной связью, путем изменения характеристики компрессора, к примеру частоты вращения, на основе сигнала рассогласования, полученного из разности между заданным значением температуры СПГ и действительным измеренным значением температуры выходного потока СПГ. Регулятор 212 компрессора корректирует отклонения температуры СПГ с помощью передаточной функции gc2 управления, выведенной из передаточной функции g22 процесса.
Третий контур 203 обратной связи на фиг. 2 включает уставку характеристики компрессора в виде частоты вращения или эквивалентной характеристики, которая устанавливается интерактивно и связана со значением, которое находится в желаемом рабочем диапазоне компрессора, и также может быть найдена из характеристик компрессора, относящихся к производительности. На фиг. 2 третий контур обратной связи относится к особому виду каскадного управления, известному как установка в исходное состояние по входу, который обеспечивает преимущество, заключающееся в возможности использования дополнительной управляемой переменной, такой, как положение горячего клапана Джоуля-Томсона в иллюстративном варианте осуществления, с целью регулирования одной целевой функции, к примеру температуры СПГ. Принципы установки в исходное состояние по входу известны в данной области техники и описаны, например, на странице 416 в книге Multivariable feedback control, analysis and design, авторы: Skogestad Sigurd и Postlethwaithe Ian (J. Wiley and Sons, 1996), которая посредством ссылки включена в настоящее описание. Как показано на фиг. 2, для этого контура регулятор 214 корректирует отклонения температуры СПГ с помощью передаточной функции gc3 управления, выведенной из передаточной функции g23 процесса.
Перемещение горячего клапана 18 Джоуля-Томсона вызывает изменение охлаждения, что оказывает такое же воздействие на температуру СПГ, как и частота вращения компрессора. Этот третий контур 203 обратной связи включен последовательно со вторым контуром 202 обратной связи и обеспечивает возможность возврата частоты вращения компрессора к исходному заданному значению.
В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения для регулирования температуры СПГ может использоваться один регулятор большого числа переменных. На зависящий от многих переменных контур 204 обратной связи поступает сигнал рассогласования в виде сочетания измеренного значения температуры СПГ и заданного значения температуры СПГ. Передаточная функция g2 процесса имитирует отклик температуры СПГ на одновременные изменения частоты вращения компрессора на положение горячего клапана Джоуля-Томсона. Далее регулятор 222 большого числа переменных одновременно устанавливает частоту вращения компрессора и положение горячего клапана Джоуля-Томсона с помощью передаточной функции Gc 25 с целью сдвига температуры СПГ к желаемому заданному значению.
На фиг. 3 показана блок-схема типовой установки с СХА для сжижения природного газа, в которой указано размещение датчиков и регуляторов для системы управления на основе частоты вращения; эта система управления является конкретной реализацией системы управления, показанной на фиг. 2. Как видно, первый контур 201 обратной связи из фиг. 2 реализован посредством чувствительного к расходу регулятора 28, который соответствует регулятору 210 расхода из фигуры 2, и отводного клапана 30 сжиженного природного газа. С помощью чувствительного к расходу регулятора 28 измеряется расход восходящего потока СПГ, а на него поступает сигнал уставки SP10 расхода СПГ. На основе сигнала рассогласования, полученного из разности измеренного значения расхода выходящего потока и сигнала уставки SP10, отводной клапан 30 сжиженного природного газа открывается или закрывается с целью поддержания желаемого расхода выходящего потока СПГ.
Второй контур 202 обратной связи из фиг. 2 реализован посредством термочувствительного регулятора 26 и регуляторов 36 частоты вращения компрессора, которые все вместе соответствуют регулятору 212 компрессора из фиг. 2. С помощью термочувствительного регулятора 26 измеряется действительная температура выходящего потока СПГ, а на него подается сигнал уставки SP11 температуры СПГ. На основе сигнала рассогласования, полученного сочетанием измеренной температуры выходящего потока и сигнала уставки SP11, термочувствительный регулятор 26 формирует сигнал для регуляторов 36 компрессора, которые устанавливают частоту вращения компрессора. Как указывалось ранее, в других осуществлениях изобретения более предпочтительно изменять угловое положение лопастей центробежного компрессора или положение статорных лопаток осевого компрессора.
Такие регуляторы, как чувствительный к расходу регулятор 28 и термочувствительный регулятор 26, являются простыми в применении и могут быть выполнены в виде ПИД-регуляторов. Для этих регуляторов пользователь должен задать коэффициенты передачи, а также настроечные параметры согласно уравнению (1). Эта информация может быть определена путем использования модели, основанной на принципах расчета регулятора, которые описаны ранее.
Снова обратимся к фиг. 3, на которой третий контур обратной связи представлен чувствительным к частоте вращения регулятором 53, соответствующим регулятору 214 из фиг. 2, и горячим клапаном 18 Джоуля-Томсона.
Чувствительный к частоте вращения регулятор 53 посредством использования частоты вращения компрессора в качестве характеристики компрессора следующим образом устанавливает степень охлаждения для системы. Во-первых, на чувствительный к частоте вращения регулятор 53 поступают сигнал частоты вращения компрессора (который соответствует текущей частоте вращения) от регуляторов 36 частоты вращения компрессора и заданное значение частоты вращения (которое может рассчитываться независимо от системы или может быть определено как оптимальная частота вращения для текущего массового расхода хладагента в холодильном цикле с замкнутым контуром), после чего в чувствительном к частоте вращения регуляторе 53 рассчитывается управляющий сигнал на основе сигнала рассогласования, который представляет собой объединенные значения действительной частоты вращения компрессора и заданного значения частоты вращения. Следовательно, чувствительный к частоте вращения регулятор 53 регулирует положение горячего клапана 18 Джоуля-Томсона в ответ на управляющий сигнал таким образом, чтобы привести частоту вращения компрессора к желаемому значению частоты вращения.
Способ управления в том виде, как он показан на фиг. 2 и описан ранее, решает две задачи управления. Вторая задача управления решается двумя узлами, при этом оба регулируют температуру выходящего потока СПГ. Использование двух управляемых переменных для регулирования температуры СПГ способствует управляемости и в дополнение к этому обеспечивает возможность работы системы управления в рамках ограничений, накладываемых конкретным выполнением установки для сжижения природного газа.
Можно использовать только контуры 201 и 202, показанные на фиг. 2, для поддержания выпуска СПГ при независимом поддержании температуры СПГ. Однако из-за ограниченного диапазона, в котором характеристики компрессора, к примеру частота вращения, могут изменяться при воздействии контура 202 обратной связи, и низкого коэффициента передачи, связанного с контуром, дополнительная управляемая переменная приносит пользу, которая заключается в предотвращении работы компрессора за пределами предпочтительного рабочего диапазона частот вращения компрессора. Например, работа при слишком высокой частоте вращения может быть очень эффективной, но может привести к повреждению деталей компрессора, а работа при слишком низкой частоте может вызвать помпаж компрессора, когда массовые потоки через компрессор реверсируются. Поэтому в одном варианте осуществления настоящего изобретения может иметься вышеописанный третий контур обратной связи, показанный номером 203 на фиг. 2, для регулирования степени охлаждения природного газа, протекающего через теплообменную систему, путем установки положения горячего клапана 18 Джоуля-Томсона таким образом, чтобы частота вращения компрессора находилась в пределах нормы. В ситуации, когда положение горячего клапана 18 Джоуля-Томсона достигает максимального ограничения, для возврата в желаемые диапазоны режима работы компрессоров и положений горячих клапанов 18 Джоуля-Томсона можно использовать, например, дополнительные заданные значения, включая уставки расхода СПГ и уставки температуры СПГ.
Уставка температуры определяется из требуемых рабочих характеристик установки. Например, в установке для сжижения природного газа, такой как показана на фиг. 2, используют циклический процесс мгновенного испарения, если температура выработки СПГ превышает приблизительно -146oC, при этом выпуск СПГ будет содержать паровой компонент СПГ, который должен быть сожжен в оборудовании, которое находится ниже по потоку от теплообменника, что в результате приводит к излишней потере природного газа. Однако если температура выпуска СПГ ниже, чем приблизительно -151oC, выпуск СПГ не содержит парообразного компонента в количестве, достаточном для заправки топливом двигателей компрессоров внизу по потоку от теплообменника. В таких компрессорах, находящихся внизу по потоку, паровой компонент природного газа используют в качестве источника топлива для приведения в действие компрессоров, и рабочие характеристики компрессоров, находящихся внизу по потоку, будут определять рабочую температуру нижнего конца. Поэтому значение необходимой температуры выпуска СПГ можно выбрать в пределах этого температурного диапазона.
В случае процесса с переохлаждением нет необходимости иметь пары в выходящем потоке СПГ, и требуемая уставка температуры определяется характеристиками резервуара-хранилища, расположенного внизу по потоку (если температура слишком высокая, происходит вспышка паров СПГ, а если температура слишком низкая, процесс сжижения становится неэффективным).
В настоящем варианте осуществления после регулировки горячего клапана 18 Джоуля-Томсона можно использовать дополнительный контур обратной связи для установки положения холодного клапана 16 Джоуля-Томсона с целью регулирования расхода СХА в паровой фазе, а уставку расхода СХА в паровой фазе можно задать так, чтобы при этом регулировалось отношение расходов СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе. Как показано на фиг. 3, на регулятор 51 отношения расходов поступает сигнал отношения расходов СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе с датчика 52 отношения расходов, и в нем отношение расходов СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе сравнивается с заданным значением. Управляющий сигнал на основе сигнала рассогласования, образованного в виде сочетания действительного и требуемого значений отношений расходов СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе, подается на холодный клапан 16 Джоуля-Томсона с целью установки положения клапана. Этот дополнительный контур обратной связи необходим для поддержания соответствующего баланса внутри теплообменника, например, с целью предотвращения падения температуры на выходе трубопровода 120 до слишком низкого значения, что может вызвать повреждение оборудования.
В качестве управляемых переменных можно дополнительно использовать несколько пригодных для этого переменных с целью поддержания работы различных элементов холодильного цикла с замкнутым контуром в рамках эксплуатационных установок системы. Например, обратимся к фиг. 3, где как горячий клапан 18 Джоуля-Томсона, так и холодный клапан 16 Джоуля-Томсона может быть полностью открыт или полностью закрыт, при этом отношение СХА может находиться вне уставки, или же температуры СХА (в паровой фазе или в жидкой фазе) находятся за пределами приемлемых диапазонов. Если управляемые переменные доходят до граничных значений, то в системе может происходить следующее: уставка частоты вращения компрессора будет увеличиваться или уменьшаться, если положение горячего клапана 18 Джоуля-Томсона или холодного клапана 16 Джоуля-Томсона достигает верхней или нижней границы, отношение расходов СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе будет снижаться, если температура СХА, покидающего теплообменник около пучка 110 горячих труб (отсос к первому компрессору), слишком низкая, а безопасное регулирование компрессора будет осуществляться путем открывания рециркуляционного клапана (клапанов) компрессора при приближении до определенной степени к помпажу. Дополнительные ограничения могут быть наложены на давление СХА на выходе компрессора или на производительность компрессора СХА. Соблюдение этих ограничений обеспечивается либо путем вмешательства оператора, либо посредством компьютерного контроля, и в этом случае система управления отличается от описанного иллюстративного варианта осуществления.
Наконец, для повышения эффективности процесса можно добавить некоторые действия. Для такой иллюстративной системы упреждающие вычисления на основе измеренных значений текущих характеристик СХА можно использовать для определения нового значения уставки частоты вращения компрессора с учетом массы хладагента, протекающего через систему. На фиг. 2 показан дополнительный блок 205 упреждения частоты вращения, формирующий заданное значение для уставки частоты вращения, а сами вычисления будут описаны более подробно ниже со ссылкой на способ управления, основанный на рециркуляции хладагента. В таком случае, например, табличные значение или график, показывающий оптимальную частоту вращения компрессора для заданного массового расхода СХА, можно использовать для задания уставки частоты вращения компрессора. С этой целью оптимальные характеристики компрессора могут базироваться на независимой переменной, к примеру на производительности компрессора.
Уставки для частоты вращения компрессора СХА или углового положения лопастей центробежного компрессора, или углового положения статорных лопаток осевого компрессора СХА можно определить, используя автономную или интерактивную компьютерную программу оптимизации установившегося режима или вычислительную программу, обеспечивающую получение ряда переменных или коэффициентов, включая (но без ограничения ими): (а) уставку выпуска СПГ; (b) условия подачи природного газа; (с) наличное количество СХА; (d) состав СХА; (е) рабочие давления; (f) доступную мощность; (g) конструктивную схему оборудования; (h) характеристики компрессора; и/или (i) внешние условия.
Уставки для отношения расходов СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе можно определить, используя автономную или интерактивную компьютерную программу оптимизации установившегося режима или вычислительную программу, обеспечивающую получение ряда переменных или коэффициентов, включая (но без ограничения ими): (а) уставку выпуска СПГ; (b) условия подачи природного газа; (с) наличное количество СХА; (d) состав СХА; (е) рабочие давления; (f) доступную мощность; (g) конструктивную схему оборудования; (h) характеристики компрессора; и/или (i) внешние условия.
Во втором иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения предусмотрена система управления, основанная на рециркуляции хладагента, в которой реализуется управление с прямой связью и с обратной связью для установки выработки СПГ путем изменения расходов СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе (с целью изменения суммарного расхода СХА), отношения расходов СХА в жидкой и паровой фазе, отношения суммарного расхода СХА к расходу СПГ и, кроме того, путем установки управляемой переменной (УП) компрессора такой, чтобы значение частоты вращения находилось в оптимальном рабочем диапазоне компрессора для текущего массового расхода СХА.
На фиг. 4 представлена блок-схема высокого уровня, показывающая основные контуры управления с обратной связью и с прямой связью для иллюстративного варианта осуществления настоящего изобретения, основанного на рециркуляции. В состав иллюстративного варианта осуществления входят три основных звена управления: первый контур 401 обратной связи, управляющий нормой выработки СПГ; второе звено 402 обратной связи и прямой связи, управляющее температурой выпуска СПГ; и третье звено 403 прямой связи, устанавливающее частоту вращения компрессора с целью поддержания частоты вращения компрессора в оптимальном диапазоне на основе массы хладагента (суммарного хладагента), протекающего через холодильный цикл с замкнутым контуром.
В первом контуре 401 управления с обратной связью расход СПГ регулируется для того, чтобы изменить (и затем поддерживать) выходящий поток СПГ (выработку СПГ) в сторону приближения к требуемому расходу выпускаемого СПГ, и регулирование расхода может осуществляться, например, путем изменения положения отводного клапана 30 сжиженного природного газа (фиг. 5). В первом контуре обратной связи предусмотрена уставка расхода СПГ, которая задается автономно и может определяться, например, технологическими требованиями.
Динамику процесса в установке для сжижения природного газа можно моделировать с помощью передаточных функций, и при этом можно использовать процедуры, описанные применительно к способу управления, основанному на регулировании частоты вращения компрессора. Производственный процесс в контуре 401 имитирует динамику процесса расхода СПГ с целью изменений положения отводного клапана СПГ с помощью передаточной функции g11'. С помощью регулятора 410 расхода устанавливается расход СПГ на основе сигнала рассогласования, образованного из комбинации заданного значения расхода СПГ и действительного измеренного значения СПГ. Регулятор расхода 410 корректирует отклонения расхода СПГ с помощью передаточной функции gc1', которую можно получить из передаточной функции g11' процесса.
Заданное значение расхода СПГ, передаточная функция g11' процесса и передаточная функция gc1' управления могут быть такими же, как заданное значение расхода СПГ, передаточная функция g11 процесса и передаточная функция gc1 управления для способа управления, основанного на частоте вращения компрессора и представленного позицией 201 на фиг. 2.
Второе звено 402 представляет собой систему управления температурой СПГ с обратной связью и с прямой связью, которая поддерживает температуру СПГ вблизи заданного значения при использовании уставок температуры СПГ и отношения уставок горячего клапана Джоуля-Томсона и холодного клапана Джоуля-Томсона (Д-Т). Регулирование температуры СПГ осуществляется путем установки требуемого заданного значения отношения суммарного расхода СХА к расходу СПГ. Во-первых, текущая измеренная температура выходящего потока СПГ сравнивается с заданным значением температуры СПГ с целью образования сигнала рассогласования, подаваемого на регулятор 414 изменения расхода СХА, который характеризуется передаточной функцией gc2 управления, относящейся к изменению расхода СХА, и это изменение определено как значение приращения расхода СХА, а регулятор обеспечивает сведение на нет разности температур СПГ. С использованием значения приращения расхода СХА и заданного значения расхода СПГ в регуляторе 416 суммарного СХА определяется с помощью передаточной функции gc3 управления необходимый суммарный расход СХА из следующего уравнения (3):
Суммарный расход СХА = Приращение расхода СХА + (Заданное значение расхода СПГ • Отношение суммарного расхода СХА к расходу СПГ) (3)
Во-вторых, суммарный расход СХА и заданное значение отношения СХА в жидкой фазе/СХА в паровой фазе используют для установки расхода СХА в жидкой фазе и расхода СХА в паровой фазе в составе СХА, совершающего циркуляцию в технологическом процессе. Сигналы суммарного расхода СХА и заданного значения отношения СХА в жидкой фазе/СХА в паровой фазе поступают на регулятор 418. отношения СХА в жидкой фазе/СХА в паровой фазе, в котором с помощью передаточной функции gc4' управления определяется новое заданное значение расхода СХА в жидкой фазе и новое значение расхода СХА в паровой фазе, которые задаются приведенными ниже уравнениями (4) и (5):
Новое заданное значение расхода СХА в паровой фазе = Суммарный расход СХА • 1/(Заданное значение отношения СХА в жидкой фазе/СХА в паровой фазе +1) (4)
Новое заданное значение расхода СХА в жидкой фазе = Суммарный расход СХА - Заданное значение расхода СХА в паровой фазе (5)
После того, как новые заданные значения расходов СХА в паровой фазе и СХА в жидкой фазе определены, с помощью двух контуров управления с обратной связью отдельно регулируются расходы СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе. Первый из этих контуров содержит регулятор 419 расхода СХА в жидкой фазе, на который поступает заданное значение расхода жидкого СХА и текущее измеренное значение расхода жидкого СХА (ЖСХА) и который формирует сигнал рассогласования как комбинацию из этих значений расхода СХА в жидкой фазе и с помощью передаточной функции gc5' управления устанавливает расход СХА в жидкой фазе, например, посредством изменения положения горячего клапана 18 Джоуля-Томсона. Аналогично, второй контур управления содержит регулятор 420 расхода СХА в паровой фазе, на который поступают заданное значение расхода парообразного СХА (ПСХА) и текущее измеренное значение расхода ПСХА и который формирует сигнал рассогласования как комбинацию из этих значений расхода СХА в паровой фазе и с помощью, передаточной функции gc6 управления устанавливает расход СХА в паровой фазе, например, посредством изменения положения холодного клапана 16 Джоуля-Томсона. Способом, описанным ранее, передаточные функции gc5' и gc6' управления можно определить из передаточных функций g21' и g22' имитированного процесса с разомкнутым контуром в установке для сжижения природного газа, которые связывают процесс в установке для сжижения природного газа с влиянием расхода СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе на температуру выходящего потока СПГ.
На фиг. 5 приведена блок-схема типовой установки 40B для сжижения природного газа с использованием СХА, на которой показано размещение датчиков и регуляторов для основанной на рециркуляции системы управления, являющейся практической реализацией системы управления из фиг. 4.
Обратимся к фиг. 5, на которой первый контур 401 управления системы управления на основе рециркуляции из фиг. 4 поддерживает расход выходящего потока СПГ на заранее определенном уровне, заданном уставкой SP20, а второй контур управления содержит чувствительный к расходу регулятор 28 и отводной клапан 30 сжиженного природного газа и работает таким же образом, как первый контур управления системы, основанной на частоте вращения компрессора. Чувствительный к расходу регулятор 28 измеряет расход выходящего потока СПГ и принимает сигнал уставки SP20 расхода СПГ. На основе сигнала рассогласования, образованного в виде комбинации измеренного расхода выходящего потока и сигнала уставки SP20, отводной клапан 30 сжиженного природного газа открывается или закрывается с целью поддержания расхода выходящего потока СПГ на требуемом уровне.
Второй контур 402 управления с прямой связью и с обратной связью из фиг. 4 системы управления, основанной на рециркуляции, показан на фиг. 5 и содержит термочувствительный регулятор 26, регулятор 64 суммарного расхода СХА, регулятор 66 расхода СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе, логику 68 прямой связи, чувствительный к расходу СХА в паровой фазе регулятор 72 для установки расхода СХА в паровой фазе путем регулирования холодного клапана 16 Джоуля-Томсона и чувствительный к расходу СХА в жидкой фазе регулятор 70 для установки расхода СХА в жидкой фазе путем регулирования горячего клапана 18 Джоуля-Томсона.
На термочувствительный регулятор 26 поступает сигнал уставки SP21 выходящего потока СПГ, соответствующий требуемой температуре выходящего потока СПГ, и с его помощью также измеряется текущая температура выходящего потока СПГ. На основании сигнала рассогласования, который связан с разностью между текущей температурой и уставкой SP21, термочувствительный регулятор 26 формирует сигнал управления установкой температуры, который указывает на приращение расхода СХА, необходимое для установки температуры СПГ, и этот сигнал управления передается на регулятор 64 суммарного расхода СХА, который соответствует регулятору 416 суммарного СХА из фиг. 4. На регулятор 64 суммарного расхода СХА также поступает уставка SP20, соответствующая необходимому расходу выходящего потока СПГ. С учетом уравнения (1) регулятор 64 суммарного расхода СХА передает на логику 68 прямой связи информацию о требуемом суммарном расходе СХА.
В дополнение к этому регулятор 66 отношения расходов СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе, который соответствует регулятору 418 отношения СХА в жидкой фазе/СХА в паровой фазе из фиг. 4, принимает сигнал уставки SP22 отношения расходов СХА в жидкой фазе/СХА в паровой фазе и текущее значение расхода СХА от регулятора 64 суммарного расхода СХА и формирует новые уставки расхода СХА в жидкой фазе и СХА в паровой фазе, которые принимаются и преобразуются с использованием уравнений (2) и (3) соответственно в уставки SP23 и SP24 посредством логики 68 прямой связи.
Наконец, регулятор 419 расхода СХА в жидкой фазе и регулятор 420 расхода СХА в паровой фазе практически реализуются посредством чувствительного к расходу СХА в паровой фазе регулятора 72, предназначенного для установки расхода СХА в паровой фазе на основании новой уставки SP23 путем регулирования холодного клапана 16 Джоуля-Томсона и посредством чувствительного к расходу СХА в жидкой фазе регулятора 70, предназначенного для установки расхода СХА в жидкой фазе на основании новой уставки SP24 путем регулирования горячего клапана 18 Джоуля-Томсона (Д-Т).
Следовательно, регулирование расхода СХА в жидкой фазе до необходимого заданного значения обеспечивается контуром обратной связи, устанавливающим положение горячего клапана 18 Джоуля-Томсона, а регулирование расхода СХА в паровой фазе до необходимого заданного значения производится посредством обратной связи через установку холодного клапана 16 Джоуля-Томсона. Необходимая уставка SP22 для отношения расхода жидкости СХА к расходу пара СХА поддерживается путем изменения уставки SP24 расхода жидкого СХА (ЖСХА). Наконец, отношение суммарного расхода СХА к расходу СПГ устанавливается изменением уставки SP23 расхода парообразного СХА (ПСХА). Таким способом температура выпуска СПГ поддерживается близкой к уставке SP21, а расход выходящего потока СПГ поддерживается близким к уставке SP20.
Обратимся к фиг. 4, где контур 401 обратной связи и звено 402 обратной связи/прямой связи по температуре СПГ сохраняют выпуск СПГ при независимом поддержании температуры СПГ. Поддержание температуры при небольшой инерционности системы путем изменения расходов жидкого СХА (ЖСХА) и парообразного СХА (ПСХА) и отношения суммарный расход СХА/расход СПГ может привести к тому, что компрессор будет работать с частотой вращения, находящейся для заданной массы хладагента, протекающего через компрессор, вне предпочтительного рабочего диапазона компрессора. Поэтому вариант осуществления настоящего изобретения может включать третье звено 403 прямой связи, в котором предусматривается процесс 422 управления с передаточной функцией gc7' управления (как это показано на фиг. 4), и с помощью этого звена частота вращения компрессора устанавливается на основании массы всего хладагента, протекающего через компрессорную систему. Сигнал частоты вращения компрессора с учетом коэффициента передачи gc7' воздействует на температуру выпуска СПГ через передаточную функцию g23' процесса.
Как показано на фиг. 5, звено 403 прямой связи из фиг. 4 может быть практически реализовано посредством регулятора 62 прямой связи и пары регуляторов 36 и 38 частоты вращения для каждой соответствующей компрессорной ступени (т.е. для компрессора 34 низкого давления и компрессора 32 высокого давления). Хотя настоящий вариант осуществления описывается применительно к частоте вращения компрессора, можно использовать эквивалентные характеристики компрессора, к примеру, но без ограничения ими, положение статорных лопаток или угол лопастей. С помощью регулятора 62 прямой связи измеряется массовый расход СХА. Затем регулятор 62 прямой связи формирует сигнал характеристики компрессора, передаваемый на регуляторы 36 и 38 частоты вращения с целью изменения режима работы компрессора, соответственно компрессора 34 низкого давления и компрессора 32 высокого давления, на основании доступной информации о производительности компрессоров. Кроме того, такая регулировка может базироваться на кривых производительности, полученных из характеристик компрессора в функции массового расхода СХА.
В третьем контуре управления частоты вращения компрессоров 32 и 34 смешанного хладагента низкого давления и высокого давления соответственно дополнительно регулируются с помощью регулятора 62 прямой связи. Каждый регулятор 62 прямой связи измеряет текущий расход СХА для соответствующего компрессора и передает сигнал управления частотой вращения на соответствующий регулятор 36 или 38 частоты вращения, при этом сигнал основан на массовом расходе для компрессора 34 низкого давления или компрессора 32 высокого давления, необходимом для достижения максимальной производительности компрессора. Затем в соответствии с этим сигналом регулятор 36 или 38 частоты вращения устанавливает частоту вращения соответствующего компрессора. В установках, в которых частота вращения является фиксированной или не может изменяться с целью адекватного регулирования, можно использовать перемещение в качестве эквивалентной переменной. Например, угловые положения лопастей одного или нескольких центробежных компрессоров СХА можно регулировать для каждого компрессора в зависимости от текущего массового расхода, чтобы достичь максимальной производительности компрессора. Кроме того, угловые положения статорных лопаток одного или нескольких осевых компрессоров СХА можно регулировать для каждого компрессора в зависимости от текущего массового расхода, чтобы достичь максимальной производительности компрессора.
Безопасное управление компрессором достигается путем открывания рециркуляционного клапана (клапанов) компрессора, когда достигается предварительно заданный уровень, близкий к помпажу. Это можно делать, например, посредством вмешательства оператора или с помощью специального регулятора защиты от помпажа.
Ограниченное регулирование температуры рециркулирующего хладагента около пучка 110 горячих труб основного криогенного теплообменника можно осуществлять путем определения соответствующего уровня нижней температуры для температуры около пучка 110 горячих труб с помощью, например, рабочих характеристик системы, а затем измерения температуры горячего конца и сравнения измеренной температуры горячего конца с уровнем ограничения. Если температура ниже, чем уровень ограничения, уставку отношения расходов СХА в жидкой фазе/СХА в паровой фазе понижают.
Уставки для частоты вращения компрессора СХА или углового положения лопастей центробежного компрессора СХА, или углового положения статорных лопаток осевого компрессора СХА определяют, используя автономную или интерактивную компьютерную программу оптимизации установившегося режима или вычислительную программу, обеспечивающую получение ряда переменных или коэффициентов, включая (но без ограничения ими): (а) состав СХА; (b) рабочие давления; (с) доступную мощность; (d) конструктивную схему оборудования; (е) характеристики компрессора; и/или (f) внешние условия.
Уставки для отношения расходов СХА в жидкой фазе определяют, используя автономную или интерактивную компьютерную программу оптимизации установившегося режима или вычислительную программу, обеспечивающую получение ряда переменных или коэффициентов, включая (но без ограничения ими): (а) уставку выпуска СПГ; (b) условия подачи природного газа; (с) наличное количество СХА; (е) рабочие давления; (f) доступную мощность; (g) конструктивную схему оборудования; (h) характеристики компрессора; и/или (i) внешние условия.
Для сравнения характеристик, обеспечиваемых способами управления установками для сжижения природного газа согласно фиг. 3 и 5 выполнен анализ результатов моделирования динамики установки для сжижения природного газа и получены точные нелинейные модели процесса сжижения природного газа. Передаточные функции системы управления и линейные модели, необходимые для нахождения передаточных функций процесса определены так, как это описывалось ранее. Характеристики способа управления, базирующегося на частоте вращения, и способа управления, основанного на рециркуляции, получены при использовании точной нелинейной модели типовой установки для сжижения газа с двумя пучками труб. Результаты получены посредством динамического моделирования звена MCHE/MCR обратной связи. В табл. 1 перечислены параметры системы, включая ключевые переменные процесса и соответствующие начальные значения установившегося режима, для нелинейной модели, использованной при иллюстративном моделировании динамики. Значения, приведенные в табл. 1, являются "моментальными", полученными во время моделирования установки для сжижения природного газа.
Значения в табл. 1 представляют установившийся режим в конкретный момент времени. Как известно в данной области техники, каждая установка для сжижения газа имеет свои особенности, и динамическое моделирование установки для сжижения природного газа должно осуществляться для каждой конкретной установки сжижения природного газа. Следовательно, сравнение заданных параметров управления и соответствующих значений в установившемся режиме, приведенных в табл. 1, может быть только иллюстративным.
Регулируемые параметры приведены в табл. 2.
В табл. 2 даны примерные максимальные, минимальные значения, а также пределы для управляемых параметров и ограничения для управляемых переменных и выходных характеристик. Чтобы привязать эти параметры к другим системам, ниже следует краткое описание того, как эти параметры определены. Для заданного расхода СПГ максимальное значение выработки СПГ установкой определяется особенностями установки и подачей природного газа, при этом минимальное значение равно нулю, что соответствует остановке установки. Поэтому для установки с известной нормой выработки СПГ расход задает оператор установки для сжижения природного газа с учетом графика выработки газа установкой. После определения требуемого расхода параметры управления изменяют примерно на ± 2% относительно типичных значений, обычно используемых для регулирования расхода в установках для сжижения природного газа. Для изменения диапазона расхода СПГ можно использовать большие значения, вплоть до максимальных и минимальных значений, но при этом эффективность установки для сжижения природного газа может снижаться. Для изменения диапазона расхода СПГ можно использовать меньшие значения, но минимальный диапазон определяется точностью измерительных приборов, точностью элементов управления и переходной характеристикой процесса в установке для сжижения природного газа. Поэтому минимальный диапазон можно установить путем анализа или моделирования установки для сжижения природного газа.
Принципы определения максимального и минимального рабочих диапазонов для температуры выходящего потока СПГ были описаны ранее, и они зависят от процессов в нижнем течении потока, таких, как цикл испарения путем сброса давления, процесс переохлаждения или условия транспортировки или хранения, но не ограничены ими. Примерный диапазон изменения температуры СПГ определен как ± 2,5oC из типовых условий работы установки, но можно использовать более узкие диапазоны. Минимальный диапазон определяется точностью измерительных приборов, точностью элементов управления и переходной характеристикой процесса в установке для сжижения природного газа.
Установление максимального и минимального рабочего диапазонов для компрессоров низкого давления и высокого давления зависит от спецификаций на конкретные компрессоры, приводимых производителями. Примерный диапазон изменения частоты вращения компрессора, который не превышает 5 мин-1 в продолжение 1 с, является характерным для типовых компрессоров установки. Максимальная скорость изменения может определяться рабочими характеристиками механизмов.
Как описывалось ранее, рабочие диапазоны горячего клапана Джоуля-Томсона, холодного клапана Джоуля-Томсона и отводного клапана СПГ находятся между состояниями полного открытия и полного закрытия, и в этом диапазоне допускается свободное перемещение.
Наконец, ограничения выходных характеристик также определяются конструктивными особенностями установки для сжижения природного газа. Давление на выходе определяется расчетным давлением контура теплообмена, температура кожуха на горячем конце определяется минимальной температурой, при которой не происходит повреждения оборудования внизу по потоку; она может быть приблизительно -50oC, а при работе установки для сжижения природного газа обычно используют значение температуры -38oC. Интервал до наступления помпажа устанавливают достаточным для того, чтобы исключить помпаж компрессоров.
Для приведенного примера с использованием способа управления на основе частоты вращения компрессора, как это показано на фиг. 2, и в случае реализаций функций управления с помощью ПИД-регуляторов передаточные функции управления имеют следующие настроечные параметры: для gc1 (характеризующей управление расходом СПГ) пропорциональный прирост составляет 10-5 1/(кг • моль/ч), а время интегрирования τ1 равно 2 с; для gc2 (характеризующей управление температурой СПГ) пропорциональный прирост составляет -500 мин-1/oC, а время интегрирования τ1 равно 295 с. Как описывалось ранее, для третьего контура обратной связи использован алгоритм управления, основанный на модели. Для его реализации применен фильтр первого порядка, и постоянная времени фильтра является установочным настроечным параметром. Постоянная времени связана с требуемой частотой вращения через отклик системы с замкнутым контуром и может быть ограничена из соображений устойчивости.
Для приведенного примера с использованием способа управления на основе рециркуляции хладагента, как это показано на фиг. 4, постоянные пропорционального приращения имеют следующие настроечные параметры: для gc1' (характеризующей управление расходом СПГ) пропорциональный прирост составляет 10-5 1/(кг • моль/ч), а время интегрирования τ1 равно 2 с; для gc2' (характеризующей управление температурой СПГ) пропорциональный прирост составляет 600, а время интегрирования τ1 равно 2500 с; для gc3' приращение определено из модели процесса, с учетом отклика при разомкнутом контуре; для gc4' приращение определено из модели процесса с учетом отклика при разомкнутом контуре; для gc5' (характеризующей управление расходом с помощью горячего клапана Джоуля-Томсона) пропорциональное приращение составляет 10-5 1/(кг • моль/ч), а время интегрирования τ1 равно 1 с; для gc6' (характеризующей управление расходом с помощью холодного клапана Джоуля-Томсона) пропорциональное приращение составляет 3,528 • 10-6 1/(кг • моль/ч), а время интегрирования τ1 равно 1 с; и для gc7' приращение определено из модели процесса, полученной с учетом отклика при разомкнутом контуре.
Рассмотрены четыре различных сценария моделирования. Результаты получены как для способа управления на основе частоты вращения, так и для способа управления на основе рециркуляции, при этом сделано сравнение с соответствующими требуемыми заданными значениями. Результаты для разных сценариев моделирования показаны на фиг. с 6 по 9 и представлены в виде зависимостей различных исследовавшихся переменных от времени. Шкала времени, использованная на фиг. с 6 по 9, задана в секундах (28800 с = 8 ч). Представленные на фиг. с 6 по 9 результаты моделирования как для способа управления на основе частоты компрессора (отмеченные буквой а), так и для способа на основе рециркуляции (отмеченные буквой b) адекватно удовлетворяют задачам управления согласно различным сценариям.
На фиг. с 6A по 6D показаны характеристики способов управления на основе частоты вращения компрессоров и рециркуляции с использованием сценария, относящегося к ступенчатому снижению на 4% уставки расхода СПГ. Фиг. 6A представляет собой график, иллюстрирующий регулирование расхода СПГ в зависимости от времени, фиг. 6B представляет собой график, иллюстрирующий регулирование температуры СПГ в зависимости от времени, фиг. 6C представляет собой график, иллюстрирующий регулирование частоты вращения компрессора в зависимости от времени, и фиг. 6D представляет собой график, иллюстрирующий изменение положения клапана Джоуля-Томсона в зависимости от времени, для случая ступенчатого снижения на 4% уставки расхода СПГ.
Из фиг. 6A и фиг. 6B видно, что жесткое регулирование расхода и температуры соответственно достигается с помощью как способа управления на основе частоты вращения компрессора, так и способа управления на основе рециркуляции. На фиг. 6C показана зависимость частоты вращения компрессора от времени, в обоих случаях управления первоначально наблюдается быстрое уменьшение частоты вращения, необходимое для снижения исходной температуры, и это обусловлено меньшей тепловой нагрузкой. Как указывалось ранее, основанная на частоте вращения стратегия рассчитана на сброс частоты вращения назад до исходного заданного значения (4550 мин-1 для этого примера) и осуществляется путем использования положения горячего клапана Джоуля-Томсона в качестве дополнительной управляемой переменной. Уменьшение отверстия горячего клапана Джоуля-Томсона оказывает такое же воздействие на температуру СПГ/ хотя и более медленное, чем частота вращения компрессора. Совместное действие обеих управляемых переменных при осуществлении схемы, показанной на фиг. 3, вынуждает частоту вращения компрессора возвращаться к исходному значению вскоре после первоначального изменения. Для этого примера в новом установившемся режиме частота возвращается к исходному заданному значению, а горячий клапан Джоуля-Томсона закрывается приблизительно на 5%.
На фиг. с 7A по 7E приведены характеристики способов управления на основе частоты вращения компрессора и рециркуляции с использованием сценария, относящегося к ступенчатому повышению на 4% уставки расхода СПГ. Фиг. 7A представляет собой график, иллюстрирующий регулирование расхода СПГ в зависимости от времени, фиг. 7B представляет собой график, иллюстрирующий регулирование температуры СПГ в зависимости от времени, фиг. 7C представляет собой график, иллюстрирующий зависимости положения горячего клапана Джоуля-Томсона и положения холодного клапана Джоуля-Томсона от времени, фиг. 7D представляет собой график, иллюстрирующий зависимость температуры кожуха теплообменника от времени, и фиг. 7E представляет собой график, иллюстрирующий регулирование частоты вращения компрессора в зависимости от времени, для случая ступенчатого повышения на 4% уставки СПГ.
Из характеристик, приведенных на фиг. с 7A по 7E, видно, что в случае этого сценария расход СПГ и температура хорошо управляются в пределах требуемого диапазона, указанного в табл. 2, хотя температурный отклик является более замедленным для способа на основе рециркуляции. Фиг. с 7A по 7E отражают некоторые эффекты, ограничивающие управление для этого сценария. Исходный выходящий поток СПГ в установившемся режиме уже является значительным, а уставка расхода СПГ дополнительно возрастает на 4%. Положение горячего клапана Джоуля-Томсона не устраняет ограничения (определенного как 1,16 в табл. 2), но холодный клапан Джоуля-Томсона не достигает ограничения. В случае способа, основанного на частоте вращения, положение холодного клапана Джоуля-Томсона изменяется и является мерой, предотвращающей излишнее охлаждение горячего конца теплообменника. Положение холодного клапана 16 Джоуля-Томсона достигает ограничения, но способы управления все еще являются действенными, и с их помощью осуществляют регулирование характеристики пучка горячих труб с приближением к ограничению. Когда положение холодного клапана 18 Джоуля-Томсона достигает ограничения, с помощью способов управления этого примера уставка частоты вращения компрессора повышается с 4550 мин-1 до приблизительно 4850 мин-1.
На фиг. с 8A по 8D приведены характеристики способов управления на основе частоты вращения компрессора и рециркуляции с использованием сценария, относящегося к линейному уменьшению на 35% (по 1% в минуту) уставки расхода СПГ. Фиг. 8A представляет собой график, иллюстрирующий регулирование расхода СПГ в зависимости от времени, фиг. 8B является графиком, иллюстрирующим регулирование температуры СПГ в зависимости от времени, фиг. 8C представляет собой график, иллюстрирующий регулирование частоты вращения компрессоров низкого давления и высокого давления в зависимости от времени, и фиг. 8D является графиком, иллюстрирующим изменение положения горячего клапана Джоуля-Томсона в зависимости от времени, для линейного уменьшения на 35% (по 1% в минуту) уставки расхода СПГ.
Из фиг. с 8A по 8D видно, что регулирование расхода и температуры СПГ с помощью раскрытых способов управления вполне находится в рамках требований, приведенных в табл. 2. Для этого примера на фиг. 8C показаны зависимости частот вращения компрессоров, из которых видно, что в случае стратегии на основе частоты вращения сразу же после завершения линейного падения нормы выработки посредством регулирования положения горячего клапана Джоуля-Томсона частоты вращения компрессоров возвращаются к исходным значениям. Следовательно, компрессоры имеют рабочий диапазон частот вращения, достаточный для последующего линейного уменьшения (или линейного увеличения) расхода СПГ. В этом иллюстративном сценарии с линейным снижением выработки на 35% компрессоры находятся в режиме, приближающемся к помпажу. В такой ситуации предотвращение помпажа осуществляется посредством открывания клапанов рециркуляции для каждого компрессора, как только интервал до наступления помпажа станет меньше 8%.
Фиг. 9A представляет собой график, иллюстрирующий регулирование расхода СПГ в зависимости от времени, а на фиг. 9B показан график, иллюстрирующий регулирование температуры СПГ в зависимости от времени, для сценария со следящим управлением и с подавлением возмущений. Как видно, способы управления на основе частоты вращения компрессора и на основе рециркуляции позволяют адекватно регулировать расход и температуру СПГ. Для этого сценария имитировалась следующая последовательность событий: в момент времени 100 с - возрастание уставки расхода СПГ на +2% (18472); в момент времени 1000 с - изменение уставки температуры СПГ на 2% (холоднее; значение температуры -149oC); в момент времени 5000 с - снижение давления подачи на 2%; в момент времени 10000 с - уменьшение состава C1 в подаче на 2%; в момент времени 15000 с - повышение температуры MCR в сепараторе высокого давления на 2%; и в момент времени 20000 с - изменение уставки температуры СПГ на 4% (горячее; значение температуры -143,1oC).
Хотя здесь были показаны и описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, понятно, что такие варианты осуществления являются только примерами. Многочисленные варианты, изменения и замены могут быть осуществлены специалистами в данной области техники без отступления от сущности изобретения. Соответственно, подразумевается, что приложенная формула изобретения охватывает все такие варианты как находящиеся в рамках сущности и объема изобретения.

Claims (34)

1. Способ для управления выработкой выходящего потока сжиженного природного газа путем охлаждения природного газа, протекающего при процессе сжижения, отличающийся тем, что включает стадии (а) измерения температуры и расхода выходящего потока сжиженного природного газа и (b) изменения охлаждения природного газа для регулирования значения температуры выходящего потока сжиженного природного газа и независимого регулирования расхода сжиженного природного газа, протекающего при процессе, чтобы посредством этого поддержать расход выходящего потока сжиженного природного газа на заданном уровне расхода, а температуру - на заданном уровне температуры.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия (b) дополнительно включает этапы создания охлаждения в холодильном цикле с замкнутым контуром, где компрессор регулирует расход и давление хладагента, и изменения, по меньшей мере, одной характеристики компрессора, выбранной из группы, состоящей из частоты вращения, углового положения лопастей и положения статорных лопаток компрессора для изменения режима холодильного цикла с замкнутым контуром, чтобы посредством этого отрегулировать значение температуры выходящего потока сжиженного природного газа.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что дополнительно содержит стадии (с) определения соответствующего заданного значения, основанного на ограничениях, устанавливаемых рабочим диапазоном компрессора, для, по меньшей мере, одной характеристики компрессора, (d) приведения, по меньшей мере, одной характеристики компрессора к соответствующему заданному значению и (е) изменения, основанного на регулировании, по меньшей мере, одной характеристики компрессора, по меньшей мере, одного значения, связанного с рециркуляцией хладагента, чтобы посредством этого сохранить значение расхода и температуру выходящего потока сжиженного природного газа.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что на стадии (d) изменяется, по меньшей мере, одна характеристика охлаждения на основе сигнала обратной связи, базирующегося на, по меньшей мере, одной характеристике компрессора и на соответствующем заданном значении.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает стадии измерения расхода хладагента и расхода выходящего потока сжиженного природного газа, образования отношения расхода хладагента к расходу сжиженного природного газа и регулирования отношения для изменения режима холодильного цикла с замкнутым контуром, чтобы посредством этого установить значение температуры выходящего потока сжиженного природного газа.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что хладагент частично конденсируют для образования жидкости хладагента и пара хладагента, а стадия измерения расхода дополнительно включает измерение расхода пара хладагента и расхода жидкости хладагента, а стадия регулирования отношения дополнительно включает регулирование расхода пара хладагента для задания расхода хладагента и регулирование расхода жидкости хладагента для изменения отношения до достижения заданного отношения расходов.
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что хладагент частично конденсируют для образования жидкости хладагента и пара хладагента, а стадия измерения расхода дополнительно включает измерение расхода пара хладагента и расхода жидкости хладагента, а стадия регулирования отношения дополнительно включает регулирование расхода жидкости хладагента для задания расхода хладагента и регулирование расхода пара хладагента для изменения отношения до достижения заранее заданного отношения расходов.
8. Способ для одновременного управления температурой и расходом потока сжиженного природного газа, выходящего при процессе сжижения природного газа, осуществляемый путем охлаждения природного газа, отличающийся тем, что включает этапы определения заданного расхода для выходящего потока сжиженного природного газа, выявления действительного расхода выходящего потока сжиженного природного газа, регулирования действительного расхода выходящего потока сжиженного природного газа до заранее заданного расхода, определения заданной температуры для выходящего потока сжиженного природного газа, выявления действительной температуры выходящего потока сжиженного природного газа и регулирования охлаждения, предусмотренного для природного газа, для регулирования температуры выходящего потока сжиженного природного газа до заданной температуры.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что процесс сжижения природного газа проводят в установке, которая содержит теплообменник, имеющий горячий конец и холодный конец, а также впускное отверстие на его горячем конце для потока поступающего природного газа, трубопровод внутри теплообменника для охлаждения и сжижения природного газа посредством косвенного теплообмена с потоком хладагента, заключенным в отдельном холодильном цикле, и линию сжиженного природного газа для передачи выходящего потока сжиженного природного газа к холодному концу теплообменника, указанная линия имеет устройство для регулирования расхода сжиженного природного газа, при этом холодильный цикл включает компрессор для сжатия холодильного агента, конденсатор для конденсации сжатого хладагента, расширительное устройство для расширения хладагента и средство для введения расширенного холодильного агента в зону испарения в теплообменнике, в которой осуществляется косвенный теплообмен расширенного хладагента с потоком природного газа и обеспечивается его охлаждение, посредством чего природный газ сжижается, и средство для возврата расширенного испаренного хладагента с горячего конца к компрессору, и в котором управление охлаждением выполняется посредством управления с обратной связью путем воздействия на переменную процесса, выбранную из группы, состоящей из режима работы компрессора и режима работы расширительного устройства.
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что конденсатор функционирует таким образом, что частично конденсирует сжатый хладагент для образования парообразного хладагента и жидкого хладагента, и предусмотрено два отдельных расширительных устройства для парообразного хладагента и жидкого хладагента, при этом либо одним, либо двумя отдельными расширительными устройствами управляют раздельно.
11. Способ по п.9, отличающийся тем, что компрессор хладагента выбирают из группы, состоящей из центробежного компрессора, имеющего лопасти, и осевого компрессора, имеющего статорные лопатки, а расходом выходящего потока сжиженного природного газа управляют с использованием обратной связи путем регулирования устройства управления расходом сжиженного природного газа, а температурой выходящего потока сжиженного природного газа управляют с использованием обратной связи путем регулирования переменной компрессора, выбранной из группы, состоящей из частоты вращения компрессора хладагента, угла лопастей и угла статорных лопаток.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что переменная компрессора представляет собой частоту вращения компрессора хладагента и, (а) если температура выходящего потока сжиженного природного газа выше, чем заданная температура, частоту вращения компрессора хладагента повышают, или (b) если температура выходящего потока сжиженного природного газа ниже, чем заданная температура, частоту вращения компрессора хладагента снижают.
13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что компрессор выполнен в виде центробежного компрессора, а переменной компрессора является угол лопастей, и (а) если температура выходящего потока сжиженного природного газа выше, чем заданная температура, угол лопастей увеличивают, или, (b) если температура выходящего потока сжиженного природного газа ниже, чем заданная температура, угол лопастей уменьшают.
14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что компрессор выполнен в виде осевого компрессора, а переменной компрессора является угол статорных лопаток, и (а) если температура выходящего потока сжиженного природного газа выше, чем заданная температура, угол статорных лопаток увеличивают, или, (b) если температура выходящего потока сжиженного природного газа ниже, чем заданная температура, угол статорных лопаток уменьшают.
15. Способ по п.11, отличающийся тем, что расходом и температурой выходящего потока сжиженного природного газа управляют одновременно благодаря обратной связи с помощью одновременного и согласованного регулирования посредством регулятора большого числа переменных из устройства управления расходом сжиженного природного газа и, по меньшей мере, одной из переменных компрессора.
16. Способ по п.9, отличающийся тем, что трубопровод для охлаждения природного газа в теплообменнике проходит через, по крайней мере, горячую зону рядом с горячим концом теплообменника и через холодную зону рядом с холодным концом теплообменника, зона испарения в холодильном цикле разделена на, по крайней мере, горячую зону и холодную зону, аналогичные соответственно горячей зоне и холодной зоне, через которые проходит трубопровод, с отдельным расширительным устройством для введения конденсированного хладагента в каждую из горячей зоны и холодной зоны, и в котором расширительное устройство горячей зоны регулирует поток, по меньшей мере, части конденсированного хладагента к горячей зоне, в расширительное устройство холодной зоны регулирует поток, по меньшей мере, части конденсированного хладагента к холодной зоне, при этом способ дополнительно включает стадии определения требуемого заданного значения для переменной компрессора, нахождения текущего значения такой переменной компрессора, сравнения указанного требуемого заданного значения с текущим значением и регулирования расширительного устройства горячей зоны посредством управления с обратной связью, основанного на разности и на интегральной разности между требуемым заданным значением и текущим значением переменной компрессора, таким образом, чтобы достичь изменения температуры выходящего потока сжиженного природного газа в том же самом направлении, которое достигается путем регулирования переменной компрессора, и возврата переменной компрессора назад к требуемому заданному значению.
17. Способ по п.16, отличающийся тем, что хладагент представляет собой многокомпонентный хладагент, который частично конденсируют так, что образуется жидкость хладагента и пар хладагента, при этом жидкость хладагента протекает через холодную зону и горячую зону, а способ дополнительно включает стадии предварительного определения требуемого отношения расхода жидкого хладагента к расходу парообразного хладагента, измерения текущего расхода жидкого хладагента, измерения текущего расхода парообразного хладагента, определения текущего отношения расхода жидкого хладагента к расходу парообразного хладагента и регулирования расширения/расхода в холодной зоне устройством управления для приведения отношения расхода жидкого хладагента к расходу парообразного хладагента до заданного отношения.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что дополнительно включает ограниченное управление температурной хладагента как механизм для возврата расширенного, испарившегося хладагента от горячего конца теплообменника к компрессору, содержащее стадии предварительного определения нижнего граничного значения температуры для возвращаемого хладагента на горячем конце, измерения температуры возвращаемого хладагента на горячем конце, сравнения измеренной температуры с граничной температурой, при этом, если измеренная температура ниже, чем граничная температура, то уменьшают отношение расхода жидкого хладагента к расходу парообразного хладагента до тех пор, пока измеренная температура не станет выше, чем граничная температура.
19. Способ по п.17, отличающийся тем, что дополнительно включает определение давления нагнетания компрессора и энергопотребление компрессора, и кроме того, включает ограниченное регулирование параметра процесса, выбранного из группы, состоящей из давления нагнетания компрессора, энергопотребления компрессора, расширения/расхода на холодном конце устройством управления и расширения/расхода на горячем конце устройством управления, посредством изменения требуемого заданного значения для переменной компрессора, выбранной из группы, состоящей из частоты вращения компрессора, угла лопастей и угла статорных лопаток.
20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что определение требуемого заданного значения осуществляют посредством расчета оптимизации установившегося режима с использованием факторов, выбранных из группы, состоящей из заданного расхода выходящего потока сжиженного природного газа, условий подачи природного газа, количества хладагента в холодильном цикле, состава смешанного хладагента, рабочих давлений, располагаемой мощности, конструктивной схемы оборудования, характеристик компрессора и окружающих условий.
21. Способ по п.18, отличающийся тем, что определение требуемого отношения расхода жидкости хладагента к расходу пара хладагента осуществляют посредством расчета оптимизации установившегося режима с использованием факторов, выбранных из группы, состоящей из заданного расхода выходящего потока сжиженного природного газа, условий подачи природного газа, количества хладагента в холодильном цикле, состава смешанного хладагента, рабочих давлений, располагаемой мощности, конструктивной схемы оборудования, характеристик компрессора и окружающих условий.
22. Способ по п.17, отличающийся тем, что установку расхода выходящего потока сжиженного природного газа осуществляют посредством управления с обратной связью устройством регулирования расхода сжиженного природного газа, приведение расхода жидкого хладагента к заданному значению осуществляют посредством управления с обратной связью расширением/расходом в горячей зоне устройством регулирования, приведение расхода пара хладагента к заданному значению осуществляют посредством управления с обратной связью расширением/расхода в холодной зоне устройством регулирования, заданное значение для отношения расхода жидкости хладагента к расходу пара хладагента поддерживают путем регулирования заданного значения для расхода жидкости хладагента, заданное значение для отношения суммарного расхода хладагента (жидкого и парообразного) к расходу выходящего потока сжиженного природного газа получают путем регулирования заданного значения расхода пара хладагента, и регулирование температуры выходящего потока сжиженного природного газа осуществляют путем регулирования заданного значения отношения суммарного расхода хладагента к расходу выходящего потока сжиженного природного газа.
23. Способ по п.22, отличающийся тем, что частоту вращения компрессора хладагента регулируют как функцию массового расхода через компрессор для достижения максимальной производительности компрессора.
24. Способ по п.22, отличающийся тем, что углы лопастей компрессора хладагента регулируют как функцию массового расхода через компрессор для достижения максимальной производительности компрессора.
25. Способ по п.22, отличающийся тем, что углы статорных лопаток компрессора хладагента регулируют как функцию массового расхода через компрессор для достижения максимальной производительности компрессора.
26. Способ по п.22, отличающийся тем, что дополнительно включают ограниченное управление температурой возвращаемого хладагента как механизм для возврата расширенного, испарившегося хладагента от горячего конца теплообменника к компрессору, содержащее стадии предварительного определения нижнего граничного значения температуры для возвращаемого хладагента на горячем конце, измерения температуры возвращаемого хладагента на горячем конце, сравнения измеренной температуры с граничной температурой, при этом, если измеренная температура ниже, чем граничная температура, то уменьшают отношение расхода жидкого хладагента к расходу парообразного хладагента до тех пор, пока измеренная температура не станет выше, чем граничная температура.
27. Способ по п.22, отличающийся тем, что заданное значение для расхода жидкого хладагента к расходу парообразного хладагента определяют посредством расчета оптимизации установившегося режима с использованием факторов, выбранных из группы, состоящей из заданного расхода выходящего потока сжиженного природного газа, условий подачи природного газа, количества хладагента в холодильном цикле, состава смешанного хладагента, рабочих давлений, располагаемой мощности, конструктивной схемы оборудования, характеристик компрессора и окружающих условий.
28. Устройство для регулирования выработки выходящего потока сжиженного природного газа путем охлаждения природного газа, протекающего через процесс сжижения, отличающееся тем, что оно содержит измерительное средство для измерения температуры и расхода выходящего потока сжиженного природного газа и управляющее средство для изменения охлаждения природного газа для регулирования значения температуры выходящего потока сжиженного природного газа и для независимого регулирования расхода сжиженного природного газа, протекающего при процессе, чтобы посредством этого поддержать расход выходящего потока сжиженного природного газа на заданном уровне расхода, а температуру - на заданном уровне температуры.
29. Устройство по п.28, отличающееся тем, что управляющее средство дополнительно содержит средство для изменения характеристики, связанной с компрессором, обеспечивающим охлаждение, чтобы посредством этого регулировать значение температуры выходящего потока сжиженного природного газа.
30. Устройство по п.29, отличающееся тем, что компрессор регулирует расход и давление хладагента, а характеристика, связанная с компрессором, является, по меньшей мере, одной характеристикой компрессора, выбранной из группы, состоящей из частоты вращения, углового положения лопастей и положения статорных лопаток компрессора, для регулирования режима холодильного цикла с замкнутым контуром, чтобы посредством этого регулировать значение температуры выходящего потока сжиженного природного газа.
31. Устройство по п.30, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит средство для определения соответствующего заданного значения, основанного на ограничениях, определяющих рабочий диапазон компрессора для, по меньшей мере, одной характеристики компрессора, и средство для приведения, по меньшей мере, одной характеристики компрессора к соответствующему заданному значению, а варьирующее средство включает средство для изменения, основанное на регулировании, по меньшей мере, одной характеристики компрессора, связанной с рециркуляцией хладагента, чтобы посредством этого поддерживать значение расхода и температуру выходящего потока сжиженного природного газа.
32. Устройство по п.28, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит средство для изменения характеристики смешанного хладагента, обеспечивающего охлаждение, чтобы посредством этого регулировать значение температуры выходящего потока сжиженного газа.
33. Устройство по п.32, отличающееся тем, что измерительное средство дополнительно содержит средство для измерения расхода смешанного хладагента и расхода выходящего потока сжиженного природного газа и средство для образования отношения расхода смешанного хладагента к расходу сжиженного природного газа, а управляющее средство дополнительно содержит средство для регулирования отношения для регулирования режима холодильного цикла с замкнутым контуром, чтобы посредством этого установить значение температуры выходящего потока сжиженного природного газа.
34. Устройство по п.33, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит второе средство для измерения расхода пара смешанного хладагента и расхода жидкости смешанного хладагента и средство для регулирования расхода смешанного жидкого хладагента для задания расхода смешанного хладагента и впоследствии регулирования расхода смешанного парообразного хладагента для регулирования отношения до достижения ограничения клапана, а также средство для изменения после этого характеристики компрессора, обеспечивающего охлаждение, чтобы посредством этого установить значение температуры выходящего потока сжиженного природного газа.
RU98114480A 1997-07-24 1998-07-23 Способ и устройство для регулируемого контроля выработки и температуры в оборудовании со смешанным хладагентом, предназначенном для сжижения природного газа RU2142605C1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/899,899 US5791160A (en) 1997-07-24 1997-07-24 Method and apparatus for regulatory control of production and temperature in a mixed refrigerant liquefied natural gas facility
US08/899,899 1997-07-24

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2142605C1 true RU2142605C1 (ru) 1999-12-10

Family

ID=25411707

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU98114480A RU2142605C1 (ru) 1997-07-24 1998-07-23 Способ и устройство для регулируемого контроля выработки и температуры в оборудовании со смешанным хладагентом, предназначенном для сжижения природного газа

Country Status (12)

Country Link
US (1) US5791160A (ru)
EP (1) EP0893665B1 (ru)
JP (1) JP3016479B2 (ru)
KR (1) KR100282788B1 (ru)
CN (1) CN1220385A (ru)
AU (1) AU699073B1 (ru)
CA (1) CA2243837C (ru)
DE (1) DE69809651T2 (ru)
ID (1) ID20619A (ru)
MY (1) MY117162A (ru)
NO (1) NO317035B1 (ru)
RU (1) RU2142605C1 (ru)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2469249C2 (ru) * 2007-07-12 2012-12-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения потока углеводородов
RU2490565C2 (ru) * 2007-10-17 2013-08-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для регулирования компрессора для хладагента и их использование в способе охлаждения потока углеводородов
RU2499209C2 (ru) * 2008-04-09 2013-11-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и установка для сжижения потока углеводородов
RU2525048C2 (ru) * 2008-09-19 2014-08-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ охлаждения углеводородного потока и устройство для его осуществления
RU2686355C1 (ru) * 2016-03-10 2019-04-25 ДжГК Корпорейшн Способ определения состава смешанного хладагента для установки сжижения природного газа
RU2706892C2 (ru) * 2014-12-29 2019-11-21 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения криогенного теплообменника и способ сжижения потока углеводородов
RU2749542C2 (ru) * 2016-04-06 2021-06-15 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Способ управления установкой сжижения природного газа
RU2750577C1 (ru) * 2017-12-27 2021-06-29 ЭМГ Энергимонтагегруппен АБ Адаптивное управление мощностью с избыточностью
RU2780915C1 (ru) * 2022-05-06 2022-10-04 Общество с ограниченной ответственностью "КРИОИНЖИНИРИНГ" (ООО "КРИОИНЖИНИРИНГ") Способ производства сжиженного природного газа и установка для его осуществления (варианты)

Families Citing this family (58)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DZ2533A1 (fr) * 1997-06-20 2003-03-08 Exxon Production Research Co Procédé perfectionné de réfrigération à constituants pour la liquéfaction de gaz naturel.
US6185468B1 (en) * 1998-02-20 2001-02-06 Impact Systems, Inc. Decoupling controller for use with a process having two input variables and two output variables
US6332336B1 (en) * 1999-02-26 2001-12-25 Compressor Controls Corporation Method and apparatus for maximizing the productivity of a natural gas liquids production plant
US6721608B1 (en) * 2000-03-20 2004-04-13 Mark L. Rutherford Partitioned control structure
MY128820A (en) * 2000-04-25 2007-02-28 Shell Int Research Controlling the production of a liquefied natural gas product stream
US6295833B1 (en) * 2000-06-09 2001-10-02 Shawn D. Hoffart Closed loop single mixed refrigerant process
US6530240B1 (en) * 2001-12-10 2003-03-11 Gas Technology Institute Control method for mixed refrigerant based natural gas liquefier
US6553772B1 (en) 2002-05-09 2003-04-29 Praxair Technology, Inc. Apparatus for controlling the operation of a cryogenic liquefier
US7014835B2 (en) * 2002-08-15 2006-03-21 Velocys, Inc. Multi-stream microchannel device
US6622519B1 (en) 2002-08-15 2003-09-23 Velocys, Inc. Process for cooling a product in a heat exchanger employing microchannels for the flow of refrigerant and product
TWI314637B (en) * 2003-01-31 2009-09-11 Shell Int Research Process of liquefying a gaseous, methane-rich feed to obtain liquefied natural gas
US6742357B1 (en) * 2003-03-18 2004-06-01 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated multiple-loop refrigeration process for gas liquefaction
MXPA05009889A (es) * 2003-03-18 2005-12-05 Air Prod & Chem Proceso de refrigeracion de circuitos multiples integrado para licuefaccion de gas.
US20070012072A1 (en) * 2005-07-12 2007-01-18 Wesley Qualls Lng facility with integrated ngl extraction technology for enhanced ngl recovery and product flexibility
US7500370B2 (en) * 2006-03-31 2009-03-10 Honeywell International Inc. System and method for coordination and optimization of liquefied natural gas (LNG) processes
WO2007123924A2 (en) * 2006-04-19 2007-11-01 Saudi Arabian Oil Company Optimization of a dual refrigeration system natural gas liquid plant via empirical experimental method
EP1921406A1 (en) * 2006-11-08 2008-05-14 Honeywell Control Systems Ltd. A process of liquefying a gaseous methane-rich feed for obtaining liquid natural gas
US8650906B2 (en) * 2007-04-25 2014-02-18 Black & Veatch Corporation System and method for recovering and liquefying boil-off gas
US8783061B2 (en) * 2007-06-12 2014-07-22 Honeywell International Inc. Apparatus and method for optimizing a natural gas liquefaction train having a nitrogen cooling loop
US20090025422A1 (en) * 2007-07-25 2009-01-29 Air Products And Chemicals, Inc. Controlling Liquefaction of Natural Gas
WO2009098278A2 (en) * 2008-02-08 2009-08-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and apparatus for cooling down a cryogenic heat exchanger and method of liquefying a hydrocarbon stream
US9243842B2 (en) 2008-02-15 2016-01-26 Black & Veatch Corporation Combined synthesis gas separation and LNG production method and system
NO331740B1 (no) * 2008-08-29 2012-03-12 Hamworthy Gas Systems As Fremgangsmate og system for optimalisert LNG produksjon
US20100175425A1 (en) * 2009-01-14 2010-07-15 Walther Susan T Methods and apparatus for liquefaction of natural gas and products therefrom
US9291388B2 (en) * 2009-06-16 2016-03-22 Praxair Technology, Inc. Method and system for air separation using a supplemental refrigeration cycle
JP5726184B2 (ja) * 2009-07-03 2015-05-27 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイＳｈｅｌｌ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｍａａｔｓｃｈａｐｐｉｊ Ｂｅｓｌｏｔｅｎｖｅｎｎｏｏｔｓｈａｐ 冷却された炭化水素流を製造する方法及び装置
MX2011002717A (es) * 2009-07-13 2011-06-22 N Wayne Mckay Proceso para eliminar componentes condensables de un fluido.
US8011191B2 (en) 2009-09-30 2011-09-06 Thermo Fisher Scientific (Asheville) Llc Refrigeration system having a variable speed compressor
JP5191969B2 (ja) * 2009-09-30 2013-05-08 三菱重工コンプレッサ株式会社 ガス処理装置
ES2745738T3 (es) * 2010-03-31 2020-03-03 Linde Ag Un intercambiador de calor principal y un proceso para enfriar una corriente del lado de los tubos
US10113127B2 (en) 2010-04-16 2018-10-30 Black & Veatch Holding Company Process for separating nitrogen from a natural gas stream with nitrogen stripping in the production of liquefied natural gas
NO332122B1 (no) * 2010-05-10 2012-07-02 Hamworthy Gas Systems As Fremgangsmate for regulering av en mellommediumskrets ved varmeveksling av et primaermedium
CN101967413A (zh) * 2010-06-07 2011-02-09 杭州福斯达实业集团有限公司 采用单一混合工质制冷来液化天然气的方法和装置
KR101037226B1 (ko) * 2010-10-26 2011-05-25 한국가스공사연구개발원 천연가스 액화공정
WO2012075266A2 (en) 2010-12-01 2012-06-07 Black & Veatch Corporation Ngl recovery from natural gas using a mixed refrigerant
KR101387946B1 (ko) * 2011-12-20 2014-04-24 지에스건설 주식회사 천연가스 액화장치의 제어시스템
US10139157B2 (en) 2012-02-22 2018-11-27 Black & Veatch Holding Company NGL recovery from natural gas using a mixed refrigerant
US9436497B2 (en) * 2012-09-10 2016-09-06 Apple Inc. Linking multiple independent control systems to distribute response
DE102012021637A1 (de) * 2012-11-02 2014-05-08 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Abkühlen einer Kohlenwasserstoff-reichen Fraktion
US11428463B2 (en) * 2013-03-15 2022-08-30 Chart Energy & Chemicals, Inc. Mixed refrigerant system and method
DE102013018341A1 (de) * 2013-10-31 2015-04-30 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und Vorrichtung zur Regelung des Drucks in einem Flüssigerdgasbehälter
US10563913B2 (en) 2013-11-15 2020-02-18 Black & Veatch Holding Company Systems and methods for hydrocarbon refrigeration with a mixed refrigerant cycle
US9709325B2 (en) * 2013-11-25 2017-07-18 Chevron U.S.A. Inc. Integration of a small scale liquefaction unit with an LNG plant to convert end flash gas and boil-off gas to incremental LNG
US11874055B2 (en) 2014-03-04 2024-01-16 Conocophillips Company Refrigerant supply to a cooling facility
US9574822B2 (en) 2014-03-17 2017-02-21 Black & Veatch Corporation Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system
US9759480B2 (en) 2014-10-10 2017-09-12 Air Products And Chemicals, Inc. Refrigerant recovery in natural gas liquefaction processes
JP6689277B2 (ja) * 2014-12-12 2020-04-28 ドレッサー ランド カンパニーＤｒｅｓｓｅｒ−Ｒａｎｄ Ｃｏｍｐａｎｙ 天然ガスを液化するシステムおよび方法
AU2016368494B2 (en) * 2015-12-08 2020-03-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Controlling refrigerant compression power in a natural gas liquefaction process
CN106766670A (zh) * 2017-01-06 2017-05-31 四川杰瑞恒日天然气工程有限公司 天然气制冷系统及方法
US10584918B2 (en) * 2017-01-24 2020-03-10 GE Oil & Gas, LLC Continuous mixed refrigerant optimization system for the production of liquefied natural gas (LNG)
US10935312B2 (en) 2018-08-02 2021-03-02 Air Products And Chemicals, Inc. Balancing power in split mixed refrigerant liquefaction system
CN111090294B (zh) * 2019-12-31 2024-06-07 合肥万豪能源设备有限责任公司 一种冷箱自适应控制装置和控制方法
EP4133226A1 (en) * 2020-04-08 2023-02-15 Cryostar SAS Liquefaction and subcooling system and method
WO2021240689A1 (ja) * 2020-05-27 2021-12-02 千代田化工建設株式会社 液化天然ガスプラントの運転条件決定方法及びそのシステム
US20220074654A1 (en) * 2020-09-04 2022-03-10 Air Products And Chemicals, Inc. Method to control the cooldown of main heat exchangers in liquefied natural gas plant
CN116075674A (zh) * 2021-01-15 2023-05-05 普和希控股公司 制冷回路及制冷装置
CN112946195B (zh) * 2021-02-03 2023-10-03 中油锐思技术开发有限责任公司 多元热流体余氧检测装置
CN114674114B (zh) * 2022-03-23 2023-12-05 中海石油气电集团有限责任公司 一种lng液化过程智能监测与运行优化方法及系统

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2074594B1 (ru) * 1970-01-08 1973-02-02 Technip Cie
US3763658A (en) * 1970-01-12 1973-10-09 Air Prod & Chem Combined cascade and multicomponent refrigeration system and method
FR2085216B2 (ru) * 1970-02-12 1973-08-10 Technip Cie
FR2201444B1 (ru) * 1972-09-22 1977-01-14 Teal Procedes Air Liquide Tech
US4698080A (en) * 1984-06-15 1987-10-06 Phillips Petroleum Company Feed control for cryogenic gas plant
US4809154A (en) * 1986-07-10 1989-02-28 Air Products And Chemicals, Inc. Automated control system for a multicomponent refrigeration system
US4746407A (en) * 1987-02-20 1988-05-24 Phillips Petroleum Company Fractionator reflux pump method and apparatus
US5139548A (en) * 1991-07-31 1992-08-18 Air Products And Chemicals, Inc. Gas liquefaction process control system
US5473900A (en) * 1994-04-29 1995-12-12 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for liquefaction of natural gas

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2469249C2 (ru) * 2007-07-12 2012-12-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения потока углеводородов
RU2490565C2 (ru) * 2007-10-17 2013-08-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для регулирования компрессора для хладагента и их использование в способе охлаждения потока углеводородов
RU2499209C2 (ru) * 2008-04-09 2013-11-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и установка для сжижения потока углеводородов
RU2525048C2 (ru) * 2008-09-19 2014-08-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ охлаждения углеводородного потока и устройство для его осуществления
RU2706892C2 (ru) * 2014-12-29 2019-11-21 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ и устройство для охлаждения криогенного теплообменника и способ сжижения потока углеводородов
RU2686355C1 (ru) * 2016-03-10 2019-04-25 ДжГК Корпорейшн Способ определения состава смешанного хладагента для установки сжижения природного газа
RU2749542C2 (ru) * 2016-04-06 2021-06-15 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Способ управления установкой сжижения природного газа
RU2750577C1 (ru) * 2017-12-27 2021-06-29 ЭМГ Энергимонтагегруппен АБ Адаптивное управление мощностью с избыточностью
RU2780915C1 (ru) * 2022-05-06 2022-10-04 Общество с ограниченной ответственностью "КРИОИНЖИНИРИНГ" (ООО "КРИОИНЖИНИРИНГ") Способ производства сжиженного природного газа и установка для его осуществления (варианты)

Also Published As

Publication number Publication date
ID20619A (id) 1999-01-28
CA2243837A1 (en) 1999-01-24
NO317035B1 (no) 2004-07-26
DE69809651T2 (de) 2003-09-25
JPH1192770A (ja) 1999-04-06
EP0893665A2 (en) 1999-01-27
DE69809651D1 (de) 2003-01-09
EP0893665B1 (en) 2002-11-27
CA2243837C (en) 2001-03-27
NO983358L (no) 1999-01-25
EP0893665A3 (en) 1999-06-09
NO983358D0 (no) 1998-07-21
CN1220385A (zh) 1999-06-23
KR19990014147A (ko) 1999-02-25
KR100282788B1 (ko) 2001-03-02
MY117162A (en) 2004-05-31
US5791160A (en) 1998-08-11
AU699073B1 (en) 1998-11-19
JP3016479B2 (ja) 2000-03-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2142605C1 (ru) Способ и устройство для регулируемого контроля выработки и температуры в оборудовании со смешанным хладагентом, предназначенном для сжижения природного газа
RU2495343C2 (ru) Способ и устройство для охлаждения криогенного теплообменника и способ сжижения углеводородного потока
EP1036293B1 (en) Process of liquefying a gaseous, methane-rich feed to obtain liquefied natural gas
AU643906B2 (en) Gas liquefaction process control system
JP5785282B2 (ja) 天然ガス液化の制御
RU2749542C2 (ru) Способ управления установкой сжижения природного газа
WO2009050175A1 (en) Method and apparatus for controlling a refrigerant compressor, and use thereof in a method of cooling a hydrocarbon stream
RU2706892C2 (ru) Способ и устройство для охлаждения криогенного теплообменника и способ сжижения потока углеводородов
RU2060431C1 (ru) Способ управления процессом сжижения газа
JP7240458B2 (ja) 液化天然ガスプラントにおける主熱交換器のクールダウンを制御するための方法
Khan et al. Robust control of Propane Pre-cooled mixed refrigerant process for natural gas liquefaction
Bronfenbrenner et al. An Innovative Control Scheme of a C3/MR Lng Plant
Jacobsen DIPLOMA WORK 2007

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20110407

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20110724