WO2019097728A1 - 天然ガス液化装置の運転方法 - Google Patents

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啓克 内田
松尾　知明
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    • F25J1/0241—Purification or treatment step being integrated between two refrigeration cycles of a refrigeration cascade, i.e. first cycle providing feed gas cooling and second cycle providing overhead gas cooling wherein the overhead cooling comprises providing reflux for a fractionation step
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    • 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
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    • F25J1/0296—Removal of the heat of compression, e.g. within an inter- or afterstage-cooler against an ambient heat sink

Definitions

  • the present invention relates to technology for operating a natural gas liquefier in response to changes in weather conditions.
  • the NG liquefaction system for liquefying natural gas is an air-cooled heat exchanger (ACHE: Air-Cooled Heat Exchanger) for cooling a refrigerant for performing pre-cooling, liquefaction and supercooling of NG, etc.
  • a gas turbine (G / T) may be provided to drive a compressor for compressing the refrigerant that has evaporated after the fluid to be cooled is cooled.
  • ACHE and G / T are air utilization devices that take in air and use them for cooling the refrigerant and burning fuel, and the ACHE cooling capacity and G / T output change according to the temperature of the taken-in air.
  • an NG liquefier liquefaction plant: the term in parentheses in the description of Patent Documents 1 and 2 below is the term used in these patent documents.
  • Weather conditions such as the wind direction and temperature of the site (area) where the NG liquefier is installed, in order to avoid the capacity decrease associated with the circulation and reuse of the warmed air discharged from the air utilization device A technique to reproduce by simulation is described.
  • the techniques described in the cited documents 1 and 2 are techniques for predicting weather conditions such as wind direction and temperature where the probability of occurrence within a predetermined period becomes high, and utilizing them for the design of the air utilization device and determination of the arrangement position, etc. It is. For this reason, there is not disclosed a technique for adjusting the operation of the NG liquefier according to the weather conditions which change with time in the site where the NG liquefier is actually provided.
  • the present invention has been made under such circumstances, and provides a method for operating a natural gas liquefier stably and efficiently in response to changes in weather conditions.
  • the method of operating a natural gas liquefier comprises a compressor for compressing a refrigerant used in liquefying natural gas, and a plurality of air-cooled thermal coolers for cooling the refrigerant compressed by the compressor. And a heat exchanger group including a exchanger. An air-cooled heat exchanger in the heat exchanger group under the conditions of changing the weather condition which is a combination of the temperature of the site where the natural gas liquefier is installed, the wind direction of the wind blowing on the site, and the wind speed.
  • a weather data acquisition step of acquiring weather data relating to the temperature of the site, the wind direction of the wind blowing on the site, and the wind speed The predicted value of the temperature of the cooling air corresponding to the acquired meteorological data is specified, and the change in the cooling capacity of the refrigerant is based on the specified predicted value and the operating state of the plant determined using the predicted value. Determining a load change of the compressor and determining whether or not the operation adjustment of the natural gas liquefying device is required;
  • the weather data acquisition process and the judgment process may be repeatedly performed.
  • the operation method of the natural gas liquefier may have the following features.
  • (B) The operation adjustment of the natural gas liquefier comprises increasing or decreasing the amount of natural gas treated by the natural gas liquefier, and / or a cooler for the fluid to be cooled in the natural gas liquefier, An increase or decrease in the amount of circulation of the refrigerant circulating between the compressor and the compressor.
  • the compressor is a gas turbine compressor, and in the analysis step, in consideration of the case where the exhaust air is taken into a gas turbine driving the gas turbine compressor, the air taken into the gas turbine
  • the predicted value of the temperature is determined by numerical analysis, and in the determination step, the predicted value of the temperature of the air taken into the gas turbine corresponding to the meteorological data is further specified, and the specified predicted value is also included. Predict load changes of gas turbine compressors.
  • the meteorological data is a predicted value obtained by performing meteorological simulation.
  • the present invention predicts the temperature of air taken into the air-cooled heat exchanger according to the result of acquiring weather data, and predicts the load change of the compressor based thereon, and it is necessary to adjust the operation of the natural gas liquefier Therefore, the operation adjustment can be performed according to the change of the weather condition.
  • the NG liquefier 1 shown in FIG. 1 precools the NG from which the impurities have been removed by the pre-treatment by the pre-cooling heat exchanger 31, separates the gas and liquid in the scrub column 32, and then removes the cryogenic main heat exchanger (MCHE: Liquefaction and supercooling at Main Cryogenic Heat Exchanger) 33 to obtain LNG.
  • MCHE cryogenic main heat exchanger
  • the liquid subjected to gas-liquid separation in the scrub column 32 is rectified by the rectification unit 34, and the light component separated in the rectification is sent to the MCHE 33 to form LNG.
  • the NG liquefier 1 includes the outlet side of the C3 refrigerant compressor 35 that compresses the C3 refrigerant that performs precooling of the NG in the precooling heat exchanger 31, and the mixed refrigerant (MR: Mixed Refrigerant) used in the MCHE 33.
  • MR Mixed Refrigerant
  • a large number of ACHEs (heat exchangers) are provided at the outlet side of the MR compressor 36 for compression.
  • the C3 refrigerant is also used as a refrigerant for cooling the MR in the MR cooler 37.
  • FIG. 1 shows an example in which the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36 are driven using gas turbines (G / T) 351 and 361.
  • the ACHE 2 has a structure in which a rotationally driven fan 21 is provided on the upper side or the lower side of a tube bundle (not shown) obtained by bundling a large number of tubes in which C3 refrigerant and MR flow.
  • the tube bundle is open at the top and bottom, and the cooling air is cooled by flowing cooling air from the bottom to the top through the gap between the adjacent tubes. Therefore, when the temperature of the cooling air taken into ACHE 2 rises, the ability to cool the refrigerant decreases.
  • a large number of ACHEs 2 provided in the NG liquefier 1 are, for example, NG and various refrigerants (liquefaction refrigerant and pre-cooling refrigerant) exchanged between the devices constituting the NG liquefier 1. It arranges along the upper surface of the pipe rack 41 holding several piping 42 in which the fluid flows.
  • a large number of devices constituting the NG liquefier 1 are put together in main process units such as pre-treatment of NG, pre-cooling, liquefaction, and supercooling, and arranged adjacent to the above-mentioned pipe rack 41.
  • a pipe rack 41 provided with a large number of ACHEs 2 on the upper surface side and a group of equipment groups provided adjacent to the pipe rack 41 are also referred to as “modules”.
  • the NG liquefaction apparatus 1 receives the NG transported from the well source via the pipeline, liquefies in the process illustrated in FIG. 1, and temporarily stores the LNG for shipping to an LNG tanker etc. Disburses LNG towards the tank to For this reason, as schematically shown in FIG. 2, the NG liquefaction apparatus 1 may be provided near the sea where LNG is shipped.
  • the NG liquefying device 1 is configured by two sets of modules 4 a and 4 b in which an equipment group is provided adjacent to each of two pipe racks 41 configured in an elongated rectangular shape when viewed from the upper surface side. ing.
  • the modules 4a and 4b are arranged adjacent to each other with their long sides oriented along the coastline and intersecting the coastline.
  • a module provided at a position near the sea shown in FIGS. 2 and 3 is referred to as “sea side module 4 a”
  • a module provided at a position far from the sea is referred to as “land side module 4 b”.
  • the wind direction may change so that the wind periodically blows from, for example, a specific time of day or a direction determined in a specific season of the year.
  • FIG. 4 shows a typical example of the change of the wind direction of the wind blowing on the site where the NG liquefier 1 is provided.
  • the horizontal axis in FIG. 4 represents time, and the vertical axis represents the wind direction (360 ° in which the north direction is 0 °).
  • a time zone in which land wind blows from the land side to the sea side exists so as to intersect the long side of the sea side module 4a and the land side module 4b for several hours at night.
  • HAR Hot Air Recirculation
  • FIG. 5 is an explanatory view schematically showing a generation mechanism of HAR in ACHE2.
  • FIG. 4 shows a state in which the pipe rack 41 provided in the sea side module 4a and the land side module 4b is viewed from the side which intersects the direction in which the modules 4a and 4b are arranged.
  • positioned adjacent to the pipe rack 41 is abbreviate
  • the sea side module 4a and the land side module 4b in the positional relationship shown in FIG. 5 for example, when the sea wind from the sea side to the land side shown in FIG. 3 blows, the sea side module 4a located in the windward is provided.
  • the high temperature exhaust air discharged from ACHE 2 flows toward the downwind land side module 4b.
  • a part of the high temperature exhaust air is taken in as cooling air for the ACHE 2 on the land side module 4 b side to generate HAR.
  • the cooling capacity of the ACHE 2 may be reduced.
  • the HAR may also occur in the C3 refrigerant compressor 35 and the G / Ts 351 and 361 that drive the MR compressor 36.
  • HAR may occur when part of the exhaust air from the ACHE 2 provided in the sea side module 4 a and the land side module 4 b flows into the air supply ducts of the G / Ts 351 and 361.
  • part of the high temperature air exhausted from one of the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36 from the G / T 351 or 361 may flow into the air supply duct of the other G / T 361 or 351. In such a case, the output of each of the G / Ts 361 and 351 may be reduced, and the circulation amount of the C3 refrigerant or the MR may be reduced.
  • each HAR occurs in the time zone where the sea breeze or land breeze is shown in FIG. 3 (described as “HAR generation period” in FIG. 4).
  • the HAR generated in any of the ACHE 2 and the G / Ts 351 and 361 affects the output of the G / Ts 351 and 361 for driving the respective compressors 35 and 36.
  • FIG. 6 a mechanism for causing the generation of HAR to cause the output increase of the G / Ts 351 and 361 will be described with an example of the G / T 351 of the C3 refrigerant compressor 35.
  • FIG. 6 (A) shows the contents of the state change associated with the occurrence of HAR
  • FIG. 6 (B) is a condenser of the C3 refrigerant compressor 35, G / T 351 and C3 refrigerant in the NG liquefier 1 ACHE2 is shown extracted.
  • FIG. 6 (B) is a condenser of the C3 refrigerant compressor 35, G / T 351 and C3 refrigerant in the NG liquefier 1 ACHE2 is shown extracted.
  • the output of G / T 351 increases with the occurrence of HAR, and when the output reaches the upper limit value (when the load of C3 refrigerant compressor 35 reaches the upper limit load), G / T 351
  • the emergency stop (trip) mechanism operates to cause the C3 refrigerant compressor 35 to stop.
  • the C3 refrigerant compressor 35 stops the entire operation of the NG liquefier 1 must be stopped, and a large opportunity loss occurs.
  • the output of G / T 351 is lowered in anticipation of the increase in output during the occurrence of HAR, and the increase in output due to HAR occurs Even if this is the case, operation adjustment is required to prevent the output of the G / T 351 from reaching the upper limit value.
  • the output reduction of G / T 351 leads to the decrease of the circulation amount of C3 refrigerant, that is, the decrease of the precooling capacity of NG, and the occurrence of the opportunity loss that the production of LNG can not be increased It becomes a factor.
  • the operation method of the NG liquefaction apparatus 1 is based on the result of acquiring the weather data of the area where the NG liquefaction apparatus 1 is installed.
  • the operation adjustment of the NG liquefier 1 is performed.
  • the details of the operation method will be described with reference to FIGS. 7 and 8.
  • the predicted value of the temperature of is determined (process P1 in FIG. 7: analysis step).
  • the exhaust air discharged from ACHE 2 provided in the above-mentioned sea side module 4 a is for cooling ACHE 2 provided in the land side module 4 b.
  • the temperature prediction of the cooling air taken in by ACHE 2 of the land side module 4b is performed in consideration of the HAR taken in again as air.
  • the exhaust air from the ACHE 2 or the exhaust air from one of the G / Ts 361 and 351 of the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36 takes into consideration the HAR taken into the other side G / Ts 351 and 361 In this state, the temperature of air taken into each of the G / Ts 351 and 361 may be predicted.
  • the numerical analysis is a known numerical fluid dynamics analysis (CFD: Computational Fluid Dynamics) that reproduces the flow of air using finite element method, finite volume method, finite difference method, etc., temperature, wind direction, wind speed, each position
  • CFD numerical Fluid dynamics analysis
  • analysis methods using known multivariate analysis such as multiple regression analysis for determining a statistical correlation with the temperature of air taken into ACHE 2 and G / T 351, 361 can be exemplified.
  • the process state of the NG liquefier 1 (the operating state of the plant) such as the processing amount of NG or the circulating amount of refrigerant is reflected by a known process simulator A simulation is performed to obtain the cooling capacity of each ACHE 2 and the load of the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36 (that is, the outputs of G / T 351 and 361) for each air temperature, and the temperature of the air taken in and the C3 refrigerant compressor 35, the correlation of load changes of the MR compressor 36 is determined in advance.
  • the correlation between the temperature of the air taken into each ACHE2 and G / T 351, 361 and the load change of the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36 determined by the numerical analysis is the weather condition (temperature , Wind direction, wind speed), and stored in a computer, a storage unit of a control system that controls the operation of the NG liquefier 1 or the like.
  • the wind direction from the meteorological observation facility provided within an area ranging from several kilometers to several tens of kilometers from the site where the NG liquefaction apparatus 1 is installed.
  • the actual wind speed may be acquired, and the wind direction and the wind speed of the wind blowing in the premises of the NG liquefaction device 1 may be estimated based on these actual wind measurement values.
  • the data in the said site can be easily acquired about temperature, it is not necessary to necessarily estimate from the result measured in the area away from the site.
  • meteorological data is not limited to the case of acquiring based on the measurement results of the temperature and the wind direction and the wind speed, and may be acquired from the result of meteorological simulation.
  • the weather analysis model created in the execution of the weather simulation, the computational fluid dynamics analysis by CFD, and the method of obtaining the temperature and wind direction of the predetermined area and the wind speed from this analysis result international publication WO2014 / 020778, WO2014 / 021236 Methods that are disclosed in detail in When utilizing the NG liquefier 1 for operation adjustment, it is possible to reproduce, for example, the change in wind direction described using FIG. 4 by performing weather simulation for each period divided into several hours per day. .
  • the load of the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36 is predicted from the specified predicted value of the temperature and the correlation between the temperature of the air taken in and the load change of the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36.
  • Judgment step (2) the output of G / T 351, 361 rises to the extent to the upper limit value described using the state S3 of FIG. You can predict what to do.
  • the processing amount of NG processed in the NG liquefier 1 may be reduced.
  • it circulates between each cooler (pre-cooling heat exchanger 31, MCHE 33, MR cooler 37) and each compressor 35, 36 which perform precooling of NG, liquefaction, and cooling of MR in the NG liquefier 1
  • the amount of circulating refrigerant (C3 refrigerant, MR) may be reduced.
  • the operation of the C3 refrigerant compressors 35 and 36 can be continued in a stable state even when the HAR occurs. Even when the operation adjustment described above is performed, it is possible to significantly reduce the opportunity loss compared to the case where the processing amount of NG and the circulating amount of refrigerant are kept low throughout the year in anticipation of HAR occurrence. .
  • the above-described operation adjustment may be performed automatically, for example, by incorporating a control system that executes the processes P2 to P5 into an APC (Advanced Process Control) system or the like.
  • the operator determines whether the operation adjustment is necessary or not and the simulation of the operation adjustment amount in the processes P2 to P4 and the process P5 is executed offline using a computer, and the NG process and the refrigerant circulation amount reflecting the operation adjustment amount are Operation adjustment may be performed by inputting to a DCS (Distributed Control System).
  • DCS Distributed Control System
  • the following effects can be obtained. Since the necessity of the operation adjustment of the NG liquefier 1 is judged by predicting the temperature of the air taken into ACHE 2 according to the result of acquiring the weather data and predicting the load of the refrigerant compressor, the occurrence of HAR, etc. Operation adjustment can be performed according to changes in weather conditions. As a result, the NG liquefier 1 can be operated stably and efficiently.
  • the present invention can also be applied to the NG liquefier 1 including the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36 which are driven.
  • the present invention can also be applied to the NG liquefaction apparatus 1 including the C3 refrigerant compressor 35 and the MR compressor 36, which are driven by using the G / T and the auxiliary motor.
  • the process configuration of the NG liquefier 1 to which the present invention can be applied is not limited to that illustrated in FIG.
  • the process described with reference to FIG. 7 is applied to operation adjustment for preventing the MR compressor 36 from reaching the upper limit load. It is also good.

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Abstract

【課題】気象条件の変化に応じ、安定、且つ効率的に天然ガス液化装置を運転する方法を提供する。 【解決手段】天然ガスの液化を行う際に用いられる冷媒の圧縮機３５、３６と、圧縮された冷媒を冷却するための複数の空冷式熱交換器２と、を備えた天然ガス液化装置１の運転方法において、解析工程Ｐ１では天然ガス液化装置１が設置されている敷地の気温、風向、風速を変化させた条件下で、空冷式熱交換器２から排出された排気空気が再び取り込まれる場合を考慮して冷却用空気の温度の予測値を、数値解析により求める。気象データ取得工程Ｐ２では前記敷地の気温、風向、風速に係る気象データを取得し、判断工程Ｐ３～Ｐ５では前記気象データと対応する冷却用空気の温度の予測値、及び前記予測値を用いて求めたプラントの運転状態に基づき、圧縮機３５、３６の負荷変化を予測し、天然ガス液化装置１の運転調整の要否を判断する。

Description

天然ガス液化装置の運転方法
　本発明は、気象条件の変化に対応して天然ガス液化装置を運転する技術に関する。
　天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）の液化を行うＮＧ液化装置は、ＮＧの予冷や液化・過冷却を行うための冷媒などを冷却する空冷式熱交換器（ＡＣＨＥ：Air-Cooled Heat Exchanger）や、被冷却流体の冷却後に気化した冷媒を圧縮するための圧縮機を駆動するガスタービン（Ｇ／Ｔ）が設けられている場合がある。
　これらＡＣＨＥやＧ／Ｔは、空気を取り込んで冷媒の冷却や、燃料の燃焼に利用する空気利用装置であり、取り込む空気の温度に応じてＡＣＨＥの冷却能力やＧ／Ｔの出力が変化する。　
　この点、例えば特許文献１、２には、ＮＧ液化装置（液化プラント：以下の特許文献１、２の説明において括弧内の用語は、これらの特許文献にて用いられている用語である）の空気利用装置から排出される温められた空気が循環して再度利用されることに伴う能力低下を回避するために、ＮＧ液化装置が設けられる敷地（領域）の風向や温度などの気象条件を気象シミュレーションにより再現する技術が記載されている。
国際公開ＷＯ２０１４／０２０７７８号 国際公開ＷＯ２０１４／０２１２３６号
　ここで引用文献１、２に記載の技術は、所定の期間内で発生する確率が高くなる風向や温度などの気象条件を予測し、空気利用装置の設計や配置位置の決定などに活用する技術である。　
　このため、実際にＮＧ液化装置が設けられている敷地内にて経時的に変化する気象条件に応じ、ＮＧ液化装置の運転調整を行う技術は開示されていない。
　本発明は、このような背景の下になされたものであり、気象条件の変化に応じ、安定、且つ効率的に天然ガス液化装置を運転する方法を提供する。
　本発明の天然ガス液化装置の運転方法は、天然ガスの液化を行う際に用いられる冷媒を圧縮するための圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された冷媒を冷却するための複数の空冷式熱交換器を含む熱交換器群と、を備えた天然ガス液化装置の運転方法において、
　前記天然ガス液化装置が設置されている敷地の気温、及び当該敷地に吹く風の風向、風速の組み合わせである気象条件を変化させた条件下で、前記熱交換器群内の空冷式熱交換器から排出された排気空気が再び冷却用空気として取り込まれる場合を考慮し、当該熱交換器群内の空冷式熱交換器に取り込まれる冷却用空気の温度の予測値を、数値解析により求める解析工程と、
　前記敷地の気温、当該敷地に吹く風の風向、風速に係る気象データを取得する気象データ取得工程と、
　取得した前記気象データと対応する冷却用空気の温度の予測値を特定し、特定された予測値、及び前記予測値を用いて求めたプラントの運転状態に基づき、前記冷媒の冷却能力変化に伴う前記圧縮機の負荷変化を予測し、前記天然ガス液化装置の運転調整の要否を判断する判断工程と、を含み、
　前記気象データ取得工程と判断工程とを繰り返し実施することを特徴とする。
　前記天然ガス液化装置の運転方法は以下の特徴を備えていてもよい。
（ａ）前記判断工程にて、前記圧縮機の負荷が、設定された上限負荷以上となることが予測された場合に、当該圧縮機の負荷を低減するための天然ガス液化装置の運転調整を行う負荷低減工程を含むこと。　
（ｂ）前記天然ガス液化装置の運転調整は、当該天然ガス液化装置にて処理される天然ガスの処理量の増減、及び/または前記天然ガス液化装置内の被冷却流体の冷却器と、前記圧縮機との間を循環する冷媒の循環量の増減であること。　
（ｃ）前記圧縮機はガスタービン圧縮機であり、前記解析工程では、さらに、前記排気空気が前記ガスタービン圧縮機を駆動するガスタービンに取り込まれる場合を考慮し、当該ガスタービンに取り込まれる空気の温度の予測値を、数値解析により求め、前記判断工程では、さらに前記気象データに対応する前記ガスタービンに取り込まれる空気の温度の予測値を特定し、この特定された予測値も含めて当該ガスタービン圧縮機の負荷変化を予測すること。
（ｄ）前記気象データは、気象シミュレーションを行って得られた予測値であること。
　本発明は、気象データを取得した結果に応じて空冷式熱交換器に取り込まれる空気の温度の予測や、それに基づき前記圧縮機の負荷変化を予測し、天然ガス液化装置の運転調整の要否を判断するので、気象条件の変化に応じた運転調整を行うことができる。
ＮＧ液化装置の構成例を示す説明図である。 前記ＮＧ液化装置が設置されている敷地を含む概略地形図である。 前記ＮＧ液化装置を構成するモジュールの配置を示す模式図である。 前記ＮＧ液化装置が設置されている敷地に吹く風の風向の経時変化を示す説明図である。 前記敷地に吹く風とＨＡＲとの関係を示す説明図である。 ＨＡＲの発生がＮＧ液化装置の稼働状態に与える影響を示す説明図である。 前記ＮＧ液化装置の運転調整に係る処理の流れを示す説明図である。 前記運転調整に係るタイムチャートである。
　はじめに、本発明が適用される天然ガスＮＧ液化装置１の構成例について図１を参照しながら説明する。　
　図１に示すＮＧ液化装置１は、前処理により不純物が除去されたＮＧを予冷熱交換器３１により予冷却し、スクラブカラム３２にて気液分離した後、極低温主熱交換器（ＭＣＨＥ：Main Cryogenic Heat Exchanger）３３にて液化、過冷却してＬＮＧを得る。スクラブカラム３２にて気液分離された液体は、精留部３４にて精留され、精留の際に分離された軽質成分はＭＣＨＥ３３へと送られてＬＮＧとなる。
　このＮＧ液化装置１には、予冷熱交換器３１にてＮＧの予冷を行うＣ３冷媒の圧縮を行うＣ３冷媒圧縮機３５の出口側や、ＭＣＨＥ３３にて用いられる混合冷媒（ＭＲ：Mixed Refrigerant）の圧縮を行うＭＲ圧縮機３６の出口側に多数のＡＣＨＥ２（熱交換器群）が設けられている。図１に示すようにＣ３冷媒は、ＭＲ冷却器３７にてＭＲを冷却する冷媒としても用いられる。
　図１には、ガスタービン（Ｇ／Ｔ）３５１、３６１を用いてＣ３冷媒圧縮機３５やＭＲ圧縮機３６を駆動する例を示してある。
　ＡＣＨＥ２は、Ｃ３冷媒やＭＲが流れる多数本のチューブを束ねた不図示のチューブバンドルの上方側、または下方側に回転駆動式のファン２１を設けた構造となっている。チューブバンドルは、上下両面が開放され、隣り合うチューブの隙間を介して、下から上へ向かって冷却用空気を通流させることにより、チューブ内を流れる冷媒が冷却される。　
　従って、ＡＣＨＥ２に取り込まれる冷却用空気の温度が上昇すると、冷媒を冷却する能力が低下する。
　また、図５に示すように、ＮＧ液化装置１に設けられる多数のＡＣＨＥ２は、例えばＮＧ液化装置１を構成する機器間で授受されるＮＧや各種冷媒（液化用冷媒や予冷用冷媒）などの流体が流れる複数の配管４２を保持したパイプラック４１の上面に並べて設けられる。
　さらにＮＧ液化装置１を構成する多数の機器は、例えばＮＧの前処理や予冷、液化・過冷却などの主要な工程単位でまとめられ、上述のパイプラック４１に隣接して配置される。以下の説明では、上面側に多数のＡＣＨＥ２が設けられたパイプラック４１や、このパイプラック４１に隣接して設けられる機器群のまとまりを「モジュール」ともいう。
　次に、ＮＧ液化装置１が設置される地域の地形や気象環境の例について図２～５を参照しながら説明する。　
　例えばＮＧ液化装置１は、井戸元からパイプラインを介して輸送されてきたＮＧを受け入れ、図１に例示したプロセスにて液化した後、ＬＮＧタンカーなどへの出荷のためにＬＮＧを一時的に貯蔵するタンクに向けてＬＮＧを払い出す。このため、図２に模式的に示すように、ＮＧ液化装置１はＬＮＧの出荷が行われる海の近くに設けられる場合がある。
　図２に示す例では、上面側から見て細長い長方形に構成された２系統のパイプラック４１に各々隣接して機器群が設けられた２組のモジュール４ａ、４ｂによってＮＧ液化装置１が構成されている。　
　各モジュール４ａ、４ｂは、その長辺を海岸線に沿った方向に向け、海岸線と交差する方向に向けて隣り合うように配置されている。以下、図２、３に示した、海に近い位置に設けられたモジュールを「海側モジュール４ａ」、海から遠い位置に設けられたモジュールを「陸側モジュール４ｂ」という。
　海に近い地域においては、例えば１日のうちの特定の時刻や、１年のうちの特定の季節に決まった方向から周期的に風が吹くように風向が変化する場合がある。　
　図４は、ＮＧ液化装置１が設けられている敷地に吹く風の１日の風向変化の典型例を示している。図４の横軸は時刻、縦軸は風向（北向きを０°とした３６０°表示）を示している。図４によると、朝方と正午過ぎの数時間ずつ、海側モジュール４ａ、陸側モジュール４ｂの長辺と交差するように海側から陸側へと海風が吹く時間帯が存在している。また、夜間の数時間は海側モジュール４ａ、陸側モジュール４ｂの長辺と交差するように陸側から海側へと陸風が吹く時間帯が存在している。
　一方で既述のＮＧ液化装置１においては、所定の方向から吹く風がＡＣＨＥ２の冷却能力やＧ／Ｔ３５１、３６１の出力に影響を及ぼすＨＡＲ（Hot Air Recirculation）と呼ばれる現象が発生する。
　図５は、ＡＣＨＥ２におけるＨＡＲの発生メカニズムを模式的に示す説明図である。図４は、海側モジュール４ａ、陸側モジュール４ｂに設けられたパイプラック４１を、これらのモジュール４ａ、４ｂの並び方向と交差する側面側から見た状態を示している。なお、図５においては、パイプラック４１に隣接して配置される機器群の記載は省略してある。
　図５に示す位置関係にある海側モジュール４ａ、陸側モジュール４ｂにおいて、例えば図３に示す海側から陸側に向けた海風が吹くと、風上に位置する海側モジュール４ａに設けられたＡＣＨＥ２から排出された温度の高い排気空気が、風下側の陸側モジュール４ｂへ向けて流れていく。この結果、温度の高い排気空気の一部が、陸側モジュール４ｂ側のＡＣＨＥ２の冷却用空気として取り込まれるＨＡＲが発生する。ＨＡＲが発生すると、当該ＡＣＨＥ２の冷却能力が低下してしまうおそれがある。
　またＨＡＲは、Ｃ３冷媒圧縮機３５やＭＲ圧縮機３６を駆動するＧ／Ｔ３５１、３６１においても発生し得る。例えば海側モジュール４ａ、陸側モジュール４ｂに設けられたＡＣＨＥ２からの排気空気の一部が、Ｇ／Ｔ３５１、３６１の給気ダクトに流れ込むことにより、ＨＡＲが発生する場合もある。また、Ｃ３冷媒圧縮機３５とＭＲ圧縮機３６との一方のＧ／Ｔ３５１、３６１から排気された高温空気の一部が、他方のＧ／Ｔ３６１、３５１の給気ダクトに流れ込む場合もある。このような場合には、各Ｇ／Ｔ３６１、３５１の出力が低下し、Ｃ３冷媒やＭＲの循環量が低下してしまうおそれがある。
　発明者らは、上述の各ＨＡＲは、図３に示す海風または陸風が吹く時間帯に発生することを経験的に把握している（図４中に「ＨＡＲ発生期間」と記載）。　
　そして、ＡＣＨＥ２、Ｇ／Ｔ３５１、３６１のいずれで発生するＨＡＲについても、各圧縮機３５、３６を駆動するＧ／Ｔ３５１、３６１の出力に影響を及ぼす。以下、図６を参照しながら、ＨＡＲの発生がＧ／Ｔ３５１、３６１の出力上昇を引き起こすメカニズムについて、Ｃ３冷媒圧縮機３５のＧ／Ｔ３５１の例を挙げて説明する。
　図６（Ａ）は、ＨＡＲの発生に伴う状態変化の内容を示し、図６（Ｂ）には、ＮＧ液化装置１中のＣ３冷媒圧縮機３５、Ｇ／Ｔ３５１及びＣ３冷媒の凝縮器であるＡＣＨＥ２を抜き出して示してある。
　はじめにＡＣＨＥ２側のＨＡＲの影響について説明する。例えば、図４中に海風によるＨＡＲ発生期間と記載されている時間帯にＨＡＲが発生すると、Ｃ３冷媒の凝縮器であって、陸側モジュール４ｂ側に設けられているＡＣＨＥ２に取り込まれる空気（ａ）の温度が上昇する（図６（Ａ）の状態Ｓ１１）。
　この結果、ＡＣＨＥ２の冷却能力が低下し、ＡＣＨＥ２のプロセス側（ｂ）（空気によって冷却されるチューブ内）の温度が上昇する（図６（ａ）の状態Ｓ１２）。プロセス側温度の上昇は、Ｃ３冷媒圧縮機３５の出口（ｃ）の圧力上昇を引き起こし（図６（Ａ）の状態Ｓ１３）、ＨＡＲ発生前と同じＣ３冷媒の循環量を維持するためにはＣ３冷媒圧縮機３５（ｄ）の負荷を増加させる必要が生じる（図６（Ａ）の状態Ｓ１４）。この結果、Ｃ３冷媒圧縮機３５を駆動するＧ／Ｔ３５１（ｆ）の出力が上昇し、上限出力へと近づく（図６（Ａ）の状態Ｓ３）。
　次いで、Ｃ３冷媒圧縮機３５を駆動するＧ／Ｔ３５１側のＨＡＲの影響について説明する。　
　前記Ｇ／Ｔ３５１にてＨＡＲが発生すると、Ｇ／Ｔ３５１に取り込まれる空気（ｅ）の温度が上昇する（図６（Ａ）の状態Ｓ２１）。空気の温度上昇に伴い、空気の密度が低下し、Ｇ／Ｔ３５１（ｆ）の出力が低下する（図６（Ａ）の状態Ｓ２２）。このとき、ＨＡＲ発生前と同じＣ３冷媒の循環量を維持するためにはＧ／Ｔ３５１（ｆ）の出力を上げ、上限出力へと近づける必要がある（図６（Ａ）の状態Ｓ３）。
　以上に説明したメカニズムに基づき、ＨＡＲの発生に伴いＧ／Ｔ３５１の出力が上昇し、当該出力が上限値に到達すると（Ｃ３冷媒圧縮機３５の負荷が上限負荷に達すると）、Ｇ／Ｔ３５１の緊急停止（トリップ）機構が作動し、Ｃ３冷媒圧縮機３５が停止してしまうおそれが生じる。Ｃ３冷媒圧縮機３５が停止すると、ＮＧ液化装置１全体の稼働を停止しなければならず、大きな機会損失が発生してしまう。
　ＨＡＲが発生したとしてもＧ／Ｔ３５１が緊急停止しないようにするためには、ＨＡＲ発生期間中の出力上昇分を見越してＧ／Ｔ３５１の出力を下げておき、ＨＡＲに伴う出力上昇が発生した場合であっても、Ｇ／Ｔ３５１の出力が上限値に到達しないようにする運転調整が必要となる。　
　しかしながらＧ／Ｔ３５１の出力ダウンは、Ｃ３冷媒の循環量の減少、即ち、ＮＧの予冷能力の低下につながり、機器余力があるにも係らずＬＮＧの生産量を増やすことができないという機会損失の発生要因となる。
　以上に説明したＨＡＲの発生に伴う問題点を踏まえ、本実施の形態に係るＮＧ液化装置１の運転方法は、ＮＧ液化装置１が設置されている地域の気象データを取得した結果に基づいて当該ＮＧ液化装置１の運転調整を行う。
　以下、図７、８を参照しながら当該運転方法の詳細について説明する。
　はじめに、ＮＧ液化装置１が設置されている敷地の気温、敷地に吹く風の風向・風速に係る気象条件を変化させた条件下で、数値解析により各ＡＣＨＥ２やＧ／Ｔ３５１、３６１に取り込まれる空気の温度の予測値を求める（図７の処理Ｐ１：解析工程）。　
　このとき、数値解析の際に設定する風の風向によっては、既述の海側モジュール４ａに設けられているＡＣＨＥ２から排出された排気空気が、陸側モジュール４ｂに設けられているＡＣＨＥ２の冷却用空気として再び取り込まれるＨＡＲを考慮した状態で、当該陸側モジュール４ｂのＡＣＨＥ２に取り込まれる冷却用空気の温度予測が行われることになる。
　さらにこのとき、ＡＣＨＥ２からの排気空気、またはＣ３冷媒圧縮機３５とＭＲ圧縮機３６との一方のＧ／Ｔ３６１、３５１からの排気空気が、他方側のＧ／Ｔ３５１、３６１に取り込まれるＨＡＲを考慮した状態で、各Ｇ／Ｔ３５１、３６１に取り込まれる空気の温度予測をしてもよい。
　数値解析は、有限要素法や有限体積法、有限差分法などを利用して空気の流れを再現する公知の数値流体力学解析（ＣＦＤ：Computational Fluid Dynamics）や、気温や風向、風速と、各位置のＡＣＨＥ２、Ｇ／Ｔ３５１、３６１に取り込まれる空気の温度との統計的な相関関係を求める重回帰分析など、公知の多変量解析を用いた解析手法を例示することができる。
　そして、特定された温度の予測値を用い、例えば公知のプロセスシミュレータにより、ＮＧの処理量や冷媒の循環量などのＮＧ液化装置１の運転状態（プラントの運転状態）を反映しつつ、取り込まれる空気の温度ごとに各ＡＣＨＥ２の冷却能力やＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷（即ち、Ｇ／Ｔ３５１、３６１の出力）を求めるシミュレーションを行い、取り込まれる空気の温度とＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷変化の相関関係をあらかじめ求めておく。
　数値解析により求めた各ＡＣＨＥ２やＧ／Ｔ３５１、３６１に取り込まれる空気の温度とＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷変化の相関関係は、数値解析を行う際に設定した気象条件（気温、風向、風速）と対応付け、コンピューターや、ＮＧ液化装置１の稼働制御を行う制御システムの記憶部などに記憶しておく。
　次いで、ＮＧ液化装置１が稼働している期間中に、ＮＧ液化装置１が設置されている敷地の気温、敷地に吹く風の風向・風速に係るリアルタイムの気象データを取得する（図７の処理Ｐ２：気象データ取得工程）。　
　例えば図５に示すように、これらの気象データは、ＮＧ液化装置１が設置されている敷地内に気象ポール５を設置し、当該気象ポール５から取得してもよい。
　気象ポール５を設けることが困難な場合などにおいては、例えばＮＧ液化装置１が設置されている敷地から、半径、数キロメートル～数十キロメートル程度の範囲の地域内に設けられた気象観測施設から風向、風速に係る実測値を取得し、これらの実測値に基づいてＮＧ液化装置１の敷地内に吹く風の風向、風速を推定してもよい。なお、気温については前記敷地内のデータを容易に取得することができるので、必ずしも敷地から離れた地域で測定した結果からの推定を行わなくてもよい。
　この他、気象データは、気温や風の風向、風速を測定した結果に基づいて取得する場合に限定されず、気象シミュレーションを行った結果から取得してもよい。気象シミュレーションの実行にあたって作成する気象解析モデルや、ＣＦＤによる数値流体力学解析、及びこの解析結果から所定の地域の温度や風の風向、風速を求める手法は、国際公開ＷＯ２０１４／０２０７７８号、ＷＯ２０１４／０２１２３６号に詳細に開示されている手法を活用することができる。　
　ＮＧ液化装置１の運転調整への活用にあたっては、例えば１日を数時間ごとに区切った各期間について気象シミュレーションを実施することにより、図４を用いて説明した風向変化などを再現することができる。
　こうして気象データを取得したら、当該気象データに対応した、各ＡＣＨＥ２に取り込まれる冷却用空気の温度の予測値、及びＧ／Ｔ３５１、３６１に取り込まれる空気の温度の予測値を特定する（図７の処理Ｐ３：判断工程（１））。
　そして、特定された温度の予測値および、取り込まれる空気の温度とＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷変化の相関関係から、Ｃ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷を予測する（図７の処理Ｐ４：判断工程（２））。　
　この結果、取得した気象データの条件下でＨＡＲが発生する場合には、図６（Ａ）の状態Ｓ３を用いて説明した上限値に対して、Ｇ／Ｔ３５１、３６１の出力がどの程度まで上昇するのかを予測することができる。
　しかる後、Ｃ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷の予測値に基づき、ＮＧ液化装置１における運転調整の要否判断、及び運転調整を行う（図７の処理Ｐ５：判断工程（３））。　
　例えばＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷の予測値が、Ｇ／Ｔ３５１、３６１にて緊急停止が発生するおそれがある上限負荷以上となることが予測された場合には、これらＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷を低減するためのＮＧ液化装置１の運転調整を行う（負荷低減工程）。
　Ｃ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６の負荷を低減するための運転調整としては、ＮＧ液化装置１にて処理されるＮＧの処理量を下げてもよい。また、ＮＧ液化装置１内にてＮＧの予冷、液化、ＭＲの冷却を行う各冷却器（予冷熱交換器３１、ＭＣＨＥ３３、ＭＲ冷却器３７）と、各圧縮機３５、３６との間を循環する冷媒（Ｃ３冷媒、ＭＲ）の循環量を低減してもよい。
　これにより、ＨＡＲ発生時にも安定した状態でＣ３冷媒圧縮機３５、３６の稼働を継続することができる。　
　なお、上述の運転調整を実施する場合であっても、ＨＡＲ発生を見越して、ＮＧの処理量や冷媒の循環量を通年で低く抑える場合に比べて大幅な機会損失の低減を図ることができる。
　以上に説明した図７の処理Ｐ２～Ｐ５を繰り返し実施する。これにより、ＨＡＲの発生が終了し、Ｃ３冷媒圧縮機３５、３６の負荷に余裕が生じるタイミングとなったら、ＮＧの処理量や冷媒の循環量を元に戻すことができる。
　上述の運転調整は、例えばＡＰＣ（Advanced Process Control）システムなどに、処理Ｐ２～Ｐ５を実行する制御システムを組み込んで、自動的に行ってもよい。また、処理Ｐ２～Ｐ４、及び処理Ｐ５の運転調整要否の判断や運転調整量のシミュレーションは、オペレータがコンピューターを用いてオフラインで実行し、運転調整量を反映したＮＧ処理や冷媒循環量を、ＤＣＳ（Distributed Control System）に入力して運転調整を実行してもよい。
　次に、図７を用いて説明した各処理の実施に伴って実現されるＮＧ液化装置１の運転調整の一例について、図８（ａ）～（ｄ）に示すタイムチャートを参照しながら説明する。　
　始めに、図８（ｄ）に示すＮＧの処理量の左端の状態において、同図（ｃ）に示すように上限負荷未満の負荷にてＣ３冷媒圧縮機３５の運転が行われているとする。
　このとき、気象データの取得結果から、時刻Ｔ１にてＨＡＲが発生することが確認され、Ｃ３冷媒圧縮機３５の負荷が上限負荷に近づくことが予測されたら、ＮＧ液化装置１の運転調整の判断を行う。図８に示す例では、ＮＧ液化装置１におけるＮＧの処理量を低減することにより、Ｃ３冷媒圧縮機３５の負荷を下げている。　
　この結果、図８（ｃ）中に破線で示した、Ｃ３冷媒圧縮機３５の負荷が上限負荷を超えて上昇する状態を回避し、安定してＣ３冷媒圧縮機３５の運転を継続することができる。
　次いで、気象データの取得結果から、ＨＡＲの終息が確認されたら、Ｃ３冷媒圧縮機３５の負荷が減少し上限負荷に対して余裕ができることが分かる（時刻Ｔ２）。そこで、ＮＧ液化装置１におけるＮＧの処理量を増加させ、例えばＨＡＲ発生前の稼働状態に戻す。
　本発明によれば以下の効果がある。気象データを取得した結果に応じてＡＣＨＥ２に取り込まれる空気の温度の予測や、冷媒圧縮機の負荷を予測することによりＮＧ液化装置１の運転調整の要否を判断するので、ＨＡＲの発生など、気象条件の変化に応じた運転調整が可能となる。この結果、ＮＧ液化装置１を安定、且つ効率的に稼働させることができる。
　ここで、図１に示す実施の形態では、Ｇ／Ｔ３５１、３６１を用いて駆動するＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６を備えたＮＧ液化装置１の例を示したが、本発明はモーター駆動のＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６を備えたＮＧ液化装置１にも適用することができる。また、本発明はＧ／Ｔおよび補助モーターを用いて駆動するＣ３冷媒圧縮機３５、ＭＲ圧縮機３６を備えたＮＧ液化装置１にも適用することができる。
　例えばＨＡＲの発生により、図６（Ａ）の状態Ｓ１１～Ｓ１４を用いて説明した事象が起きると、Ｃ３冷媒圧縮機３５を駆動するモーターの出力が上限出力に到達し、緊急停止するおそれが生じ得る。この場合にも図７を用いて説明した処理Ｐ１～Ｐ５の実行により、Ｃ３冷媒圧縮機３５の停止を避けて安定した稼働を継続することができる。
　また、本発明を適用可能なＮＧ液化装置１のプロセス構成は図１に例示したものに限定されない。例えばＣ３冷媒を用いた予冷を行わないＮＧ液化装置１において、ＭＲ圧縮機３６が上限負荷に到達することを防止するための運転調整に対して、図７を用いて説明した処理を適用してもよい。
１　　　　　ＮＧ液化装置
２　　　　　ＡＣＨＥ
３５　　　　Ｃ３圧縮機
３５１　　　Ｇ／Ｔ
３６　　　　ＭＲ圧縮機
３６１　　　Ｇ／Ｔ
４ａ　　　　海側モジュール
４ｂ　　　　陸側モジュール
４１　　　　パイプラック
５　　　　　気象ポール

 

Claims (5)

  1. 　天然ガスの液化を行う際に用いられる冷媒を圧縮するための圧縮機と、前記圧縮機で圧縮された冷媒を冷却するための複数の空冷式熱交換器を含む熱交換器群と、を備えた天然ガス液化装置の運転方法において、
    　前記天然ガス液化装置が設置されている敷地の気温、及び当該敷地に吹く風の風向、風速の組み合わせである気象条件を変化させた条件下で、前記熱交換器群内の空冷式熱交換器から排出された排気空気が再び冷却用空気として取り込まれる場合を考慮し、当該熱交換器群内の空冷式熱交換器に取り込まれる冷却用空気の温度の予測値を、数値解析により求める解析工程と、
    　前記敷地の気温、当該敷地に吹く風の風向、風速に係る気象データを取得する気象データ取得工程と、
    　取得した前記気象データと対応する冷却用空気の温度の予測値を特定し、特定された予測値、及び前記予測値を用いて求めたプラントの運転状態に基づき、前記冷媒の冷却能力変化に伴う前記圧縮機の負荷変化を予測し、前記天然ガス液化装置の運転調整の要否を判断する判断工程と、を含み、
    　前記気象データ取得工程と判断工程とを繰り返し実施することを特徴とする天然ガス液化装置の運転方法。
  2. 　前記判断工程にて、前記圧縮機の負荷が、設定された上限負荷以上となることが予測された場合に、当該圧縮機の負荷を低減するための天然ガス液化装置の運転調整を行う負荷低減工程を含むことを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置の運転方法。
  3. 　前記天然ガス液化装置の運転調整は、当該天然ガス液化装置にて処理される天然ガスの処理量の増減、及び/または前記天然ガス液化装置内の被冷却流体の冷却器と、前記圧縮機との間を循環する冷媒の循環量の増減であることを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置の運転方法。
  4. 　前記圧縮機はガスタービン圧縮機であり、前記解析工程では、さらに、前記排気空気が前記ガスタービン圧縮機を駆動するガスタービンに取り込まれる場合を考慮し、当該ガスタービンに取り込まれる空気の温度の予測値を、数値解析により求め、前記判断工程では、さらに前記気象データに対応する前記ガスタービンに取り込まれる空気の温度の予測値を特定し、この特定された予測値も含めて当該ガスタービン圧縮機の負荷変化を予測することを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置の運転方法。
  5. 　前記気象データは、気象シミュレーションを行って得られた予測値であることを特徴とする請求項１に記載の天然ガス液化装置の運転方法。

     
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