WO2021005754A1 - 天然ガスプラントの稼働解析方法 - Google Patents

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    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/106—Removal of contaminants of water

Definitions

  • the present invention relates to a technique for analyzing the operating status of a natural gas plant.
  • LNG plant As a kind of natural gas plant that processes natural gas, there is a liquefied natural gas plant (hereinafter, also referred to as "LNG plant”) that liquefies natural gas.
  • LNG plant a process of cooling natural gas (NG: Natural Gas) with a refrigerant to obtain liquefied natural gas (LNG: Liquefied Natural Gas) is performed.
  • LNG plants include heat exchangers that use refrigerant to cool the fluid to be cooled (NG, other refrigerants, etc.), refrigerant compressors that compress vaporized refrigerant, and air-cooled heat exchangers that cool the compressed refrigerant. It is equipped with a large number of devices such as (ACHE: Air-Cooled Heat Exchanger).
  • the operating state such as the flow rate of the processing fluid, the pressure and the driving force of the power device changes according to the disturbance such as the outside air temperature, the supply pressure of NG, and the NG composition.
  • the disturbance such as the outside air temperature, the supply pressure of NG, and the NG composition.
  • Patent Document 1 predicts the temperature of the air taken into the ACHE and the gas turbine compressor, and relates to an increase / decrease in the LNG production amount (NG processing amount) and an increase / decrease in the circulation amount of the refrigerant.
  • NG processing amount LNG production amount
  • a technique for determining the necessity of performing operation adjustment is described.
  • the equipment installed in the LNG plant there are a large number of equipment whose operating conditions may affect the LNG production amount. For this reason, for example, when the full production of an LNG plant has not been achieved throughout the year, the equipment that caused the production reduction and the degree of its influence may be unknown.
  • the present invention provides a technique for analyzing the items of operation constraints that affect the production volume of a natural gas plant and the degree of influence thereof.
  • the operation analysis method of the natural gas plant of the present invention is an operation analysis method of a natural gas plant that produces a product from natural gas. With respect to the production amount data per unit time of the product and a plurality of controlled devices that constitute the natural gas plant and are operated and controlled within the range of preset operating constraints, each controlled device is subject to the operating constraints. A process of acquiring operation data for determining whether or not there is a conflict in chronological order, and A computer compares the preset standard production amount per unit time with the production amount data, and when the production amount data is less than the standard production amount, when the production amount data is acquired.
  • the production reduction amount which is the difference between the production amount data associated with the operation constraint item and the reference production amount, is obtained, and for each of the operation constraint items, the production is increased according to the magnitude of the production reduction amount. It is characterized by including a step of obtaining the length of a period in which the quantity data is less than the reference production quantity.
  • the operation analysis method of the natural gas plant may have the following features.
  • (A) Include a step of visualizing the correspondence between the length of the period in which the production amount data is less than the standard production amount and the magnitude of the production reduction amount as a graph for each item of the operation constraint.
  • (B) In the step of obtaining the length of the period during which the production amount data is less than the reference production amount, when a plurality of the operation constraint items are associated with the production amount data, these operations are performed. Based on the priority set in advance between the constraint items, the operation constraint item with the highest priority shall be included in the period when the production amount data is less than the standard production amount.
  • the natural gas plant is a liquefied natural gas plant that produces liquefied natural gas from natural gas as a product, or at least one of LPG (Liquefied Petroleum Gas), heavy or light components from natural gas as a product. Being a natural gas treatment plant that separates and recovers.
  • LPG Liquefied Petroleum Gas
  • the combination of the controlled device and its operation constraint item includes at least one combination selected from the combination group of (i) to (v) below.
  • the natural gas plant uses the liquefaction refrigerant to produce the natural gas.
  • the natural gas plant is said to be natural. Treatment is performed by the acidic gas removing section when the gas and the absorbing liquid of the acidic gas are brought into contact with each other to remove the acidic gas contained in the natural gas, and the acidic gas removing section. Later, the upper limit of the acidic gas content in the natural gas
  • This method associates the production volume data of the natural gas plant with the operation data in chronological order, and for multiple operation constraint items, the production volume data is less than the standard production volume according to the magnitude of the production reduction. Since the length of the period is calculated, the degree of influence of each driving constraint on the production reduction can be clarified.
  • FIG. 1 is a block diagram schematically showing a configuration example of an LNG plant.
  • the liquid component contained in the NG produced from the well is separated by the gas-liquid separation unit 11, and then mercury is removed by the mercury removal unit 12.
  • Subsequent acid gas removing unit 13 removes acid gas such as carbon dioxide and hydrogen sulfide.
  • the acid gas removing unit 13 of this example the absorbing liquid containing the amine compound is brought into contact with NG to remove the acid gas. Further, by removing the water in the natural gas by the water removing unit 14, the removal of impurities from the NG before liquefaction is completed.
  • the LNG plant shown in FIG. 1 is provided with a pre-cooling unit 15, in which the pre-cooling unit 15 precools NG before it is liquefied.
  • a precooling refrigerant used for precooling NG a simple substance refrigerant of propane (C3 refrigerant) is used.
  • the precooling unit 15 heat exchange between the NG and the precooling refrigerant is performed via a heat exchanger (not shown). Further, the precooling section 15 is provided with a precooling refrigerant cycle 151 in which the refrigerant vaporized by heat exchange is compressed by the refrigerant compressor 31a, cooled and liquefied by the cooler, and resupplied to the precooling section 15. In this example, an air-cooled heat exchanger (ACHE) 21 is used as these coolers.
  • ACHE air-cooled heat exchanger
  • a part of the precooling refrigerant is extracted from the precooling refrigerant cycle 151, and a refrigerant cooling cycle for cooling the liquefied refrigerant before being supplied to the liquefied / supercooled unit 16 in the subsequent stage. It has a structure with 152 attached.
  • the precooling refrigerant flowing through the refrigerant cooling cycle 152 is returned to the inlet of the refrigerant compressor 31a on the precooling refrigerant cycle 151 side after the liquefiing refrigerant on the liquefying refrigerant cycle 161 side is cooled by the cooler 33.
  • each refrigerant compressor 31a is driven by using a gas turbine (G / T) 32 as a driving machine (the same applies to the refrigerant compressor 31b of the liquefaction refrigerant cycle 161 described later).
  • the liquefaction / supercooling unit 16 further cools the precooled NG and liquefies it.
  • the refrigerant used for NG liquefaction / supercooling includes nitrogen, methane, ethane, ethylene, and propane. , Butane, Isopentane, and the like, a mixed refrigerant (MR: Mixed Refrigerant) containing a refrigerant component selected from the above is used.
  • the liquefaction / supercooling unit 16 heat exchange between the NG and the above-mentioned refrigerant is performed via a heat exchanger (not shown). Further, the liquefaction / supercooling unit 16 compresses the refrigerant vaporized by heat exchange with the refrigerant compressor 31b, cools and liquefies the refrigerant with the cooler, and resupplyes the liquefaction / supercooling unit 16 to the liquefaction / supercooling unit 16. I have. In this example, ACHE2 is also used as these coolers.
  • the product LNG obtained in the LNG plant is stored in the LNG tank 13 and then shipped to the outside via an LNG tanker or the like.
  • LNG tanker or the like.
  • FIG. 1 it is assumed that there are two LNG plants (A train and B train) shown in FIG.
  • a large number of devices are provided in the LNG plant having the above configuration. And, among these devices, there are those whose operation is controlled so that the operation values such as the flow rate of the processing fluid, the pressure and the driving force of the power equipment are within the range of the preset operation constraints.
  • the device subject to such operation control is referred to as a "device subject to control”
  • the item that becomes an operation constraint is referred to as a "constraint item”.
  • the operation analysis method of the LNG plant in this example focuses on the relationship between the constraint items of these controlled devices and the LNG production amount.
  • the procedure for implementing the operation analysis method will be described with reference to FIG.
  • the operation data of the controlled device and the LNG production amount data provided in the LNG plant are acquired (process P1 in FIG. 2).
  • the operating value of each controlled device installed in the LNG plant is per unit time (for example, every 1 minute, every 5 minutes, or every 15 minutes) via a plant control system such as DCS (Distributed Control System). It is acquired as operation data in chronological order.
  • the production amount data per unit time indicating the production amount of LNG is also acquired in chronological order.
  • process P2 in FIG. 2 it is determined whether or not there is a controlled device that violates the driving constraint (process P2 in FIG. 2). Specifically, paying attention to the correspondence between the operation data of the controlled device and the production data, when the production amount data is less than the preset standard production amount (for example, the full production amount) (production reduction occurs). If so), it is determined whether or not there is a controlled device that violates the operation constraint at the time when the production amount data is acquired. By this determination, it is possible to identify the restricted device that caused the reduction in LNG production and the restricted item (bottleneck) that conflicted with the operation constraint at that time.
  • the preset standard production amount for example, the full production amount
  • the constraint item of the operation constraint that analyzes the relationship with the production volume data the constraint item that is conventionally known to be a factor of production reduction may be selected. Further, the operator involved in the operation of the LNG plant may be interviewed to identify and select the constraint items for which the operation adjustment for reducing the production has to be performed. In addition, all operation data of the LNG plant is acquired, and the operation restrictions that conflicted with the operation restrictions during the period when the production was reduced are uniformly applied without judging whether there is a causal relationship with the production reduction. It may be extracted as a constraint item.
  • the acid gas removing unit 13 that removes the acid gas by bringing the NG and the absorbing liquid into contact with each other, and the upper limit value of the supply flow rate of the absorbing liquid to the acid gas removing unit 13 (* 4 in FIG. 1).
  • the acid gas removing unit 13 includes a contact tower for contacting the NG and the absorbing liquid and a regeneration tower for releasing the acid gas from the absorbing liquid to regenerate the absorbing liquid
  • the "supply flow rate of the absorbing liquid” is , Refers to the "absorption liquid circulation amount" which is the supply flow rate from the regeneration tower to the absorption tower.
  • (V) The upper limit of the acid gas content in the NG after being treated by the acid gas removing unit 13 and the acid gas removing unit 13 (* 5 in FIG. 1).
  • the acid gas content is measured, for example, by an analyzer (not shown) arranged on the outlet side of the acid gas removing unit 13.
  • a preset driving constraint range for example, an alarm alarm value setting range
  • the driving data are used. Examples of methods for comparison can be illustrated. If the operation data is out of the range of the above operation constraint, it is determined that the operation constraint of the controlled device is violated.
  • the alarm issuance record data set for the operation data together with the operation data is acquired in chronological order, and the period during which the alarm is issued violates the operation restrictions of the controlled device. You may judge that you did.
  • the range of driving restrictions is not limited to the case where the setting range of the alarm alarm value is used.
  • the operation value at which the operator voluntarily starts the production reduction may be grasped by hearing or the like and set as a threshold value within the range of the operation constraint.
  • the length of the period during which the production was reduced is determined according to the magnitude of the production reduction (process P3 in FIG. 2).
  • the magnitude of the production reduction is grasped by the ratio of the production amount data to the standard production amount and the difference value.
  • the expression of production reduction is not particularly limited as long as the degree of production reduction can be grasped.
  • the range of production reduction may be set as appropriate so that the degree of influence of each constraint item can be grasped collectively. For example, when full production is 100%, it is expressed as a production ratio such as "95% or more and less than 100%", or a daily conversion reduction such as "more than 0 tons / day and less than 10 tons / day". The case of expression can be illustrated.
  • the length of the period during which the production was reduced is counted as one minute of each production reduction, and the period is integrated.
  • the length of the production reduction period may be expressed as the period ratio (%) to the total period for which the operation data or production data was acquired, or a predetermined period such as one year or one month, or the total number of hours or the total number of minutes. It may be expressed.
  • FIG. 3 shows the result of the operation analysis on the A train side
  • FIG. 4 shows the result of the operation analysis on the B train side.
  • the horizontal axis indicates the period during which the production cut occurred, and the ratio of the production cut occurrence time [% / year] during the operating period of one year is shown.
  • the production reductions shown on the vertical axis are described by dividing the production amount ratio to the full production amount into a range of 5%.
  • the A train has an upper limit of discharge pressure of the refrigerant compressor 31a for precooling refrigerant over a wide range in which the production amount is 75% or more and less than 100% (in FIG. 3). It can be seen that the bottleneck (described as "C3 compressor discharge pressure upper limit”) may cause a reduction in production.
  • the upper limit of the discharge pressure of the refrigerant compressor 31a for precooling is a bottleneck, and the production is often reduced, but the production reduction is 85% or more. It can be seen that it is limited to the range of less than 100%. In addition, it can be seen that in the B train, the upper limit of the acid gas content becomes a bottleneck and the frequency of production reduction occurs less frequently than in the A train.
  • the graphs shown in FIGS. 3 to 5 are examples of visualization of the operation analysis results, and graphs of other formats may be used. Instead of the length of each bar graph shown in FIGS. 3 and 4, the size of the circle in the pie chart represents the production reduction period, and an example shows the ratio of the constraint items that became bottlenecks in each pie chart. Further, it is not an indispensable requirement to visualize the operation analysis result by the graph, and the process P4 in FIG. 2 may be omitted and the latter stage examination may be performed based only on the operation analysis data.
  • treatment P5 the effect of increasing production after eliminating each bottleneck is estimated.
  • the amount of production increase when the bottleneck can be eliminated is specified by adding the result of multiplying each production reduction range by the production reduction period corresponding to the production reduction range. Then, the increase in profit expected from the increased production can be estimated as the effect of increased production.
  • FIG. 6 is a diagram in which various bottleneck eliminating means are plotted in association with the difficulty level of implementation and the effect of increasing production.
  • the difficulty level shown on the horizontal axis is determined by comprehensively considering the cost required to eliminate the bottleneck, the construction period, and the ease of operation and maintenance.
  • the effect of increasing production shown on the vertical axis can be obtained from the results of the above-mentioned operation analysis.
  • the production amount data and the operation data of the LNG plant are associated with each other in chronological order, and the multiple operation constraint items (constraint items) are according to the magnitude of the production reduction. Since the length of the production reduction period (the period during which the production amount data was less than the standard production amount) is obtained, the degree of influence of each operation constraint item (bottleneck) on the production reduction can be clarified.
  • the LNG plant to which the operation analysis method of this example can be applied is not limited to the example shown in FIG.
  • a one-stage pressure MR type LNG plant may be used in which only the mixed refrigerant (MR), which is a liquefying refrigerant, is used without using the precooling refrigerant or the refrigerant cooling refrigerant (C3 refrigerant in this example).
  • an LNG plant using a single liquefaction refrigerant (refrigerant raw material: nitrogen or methane) may be used.
  • the precooling refrigerant is not limited to the case where a single refrigerant raw material such as propane or propylene is used, and a mixed refrigerant such as methane, ethane, propane or butane may be used.
  • the LNG plant may be provided with a supercooler for supercooling LNG using a supercooling refrigerant using nitrogen or methane as a refrigerant raw material.
  • this technology can also be applied to a cascade-type LNG plant that obtains LNG by sequentially cooling NG using a propane refrigerant, an ethylene refrigerant, and a methane refrigerant.
  • the gas-liquid separation unit 11, the mercury removal unit 12, the acid gas removal unit 13, and the water removal unit 14 can also adopt various configuration examples.
  • the acid gas may be removed by using a separation membrane module that separates the acid gas from NG.
  • the operation analysis method of this example is also applied to a natural gas processing plant that separates and recovers at least one of LPG (Liquefied Petroleum Gas) and heavy components from natural gas and ships the light components in the gas state. can do.
  • LPG Lified Petroleum Gas
  • heavy components and gas are the products.
  • Acid gas removal unit 15 Precooling unit 16 Liquefaction / supercooling unit 31a, 31b Refrigerant compressor 32 G / T

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Abstract

【課題】天然ガスプラントの生産量に影響を及ぼす運転制約の項目とその影響度を解析する技術を提供する。 【解決手段】天然ガスプラントの稼働解析方法は、製品の単位時間当たりの生産量データと、前記天然ガスプラントを構成する複数の制御対象機器についての運転データとを時系列に対応付けて取得する工程と、生産量データが基準生産量未満である場合に、その生産量データを取得した時点にて、前記運転制約に抵触した制御対象機器があったか否かを判定し、運転制約の項目を前記生産量データに対応付けるデータ処理を行う工程と、各運転制約の項目について、前記減産量の大きさに応じて、減産が行われていた期間の長さを求める工程と、を含む。

Description

天然ガスプラントの稼働解析方法
　本発明は、天然ガスプラントの稼働状況を解析する技術に関する。
　天然ガスの処理を行う天然ガスプラントの一種として、天然ガスの液化を行う液化天然ガスプラント（以下、「ＬＮＧプラント」ともいう）がある。ＬＮＧプラントにおいては、冷媒を用いて天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）を冷却し、液化天然ガス（ＬＮＧ：Liquefied Natural Gas）を得る処理が行われる。ＬＮＧプラントは、冷媒を用いて被冷却流体（ＮＧや他の冷媒など）を冷却する熱交換器や、気化した冷媒を圧縮する冷媒圧縮機、圧縮後の冷媒の冷却を行う空冷式熱交換器（ＡＣＨＥ：Air-Cooled Heat Exchanger）などの多数の機器を備えている。
　ＬＮＧプラントの稼働期間中は、これらの多数の機器が同時に稼働し、各々の機器にて各種の流体（ＮＧや冷媒、ＮＧの前処理に用いられる流体）の処理が並行して実施されている。　
　一方でこれらの機器は、外気温度やＮＧの供給圧力、ＮＧ組成などの外乱に応じて処理流体の流量、圧力や動力機器の駆動力などの運転状態が変化する。例えば大きな外乱の影響を受け、機器の運転状態が運転制約の管理範囲を外れるおそれがある場合には、このような運転状態を解消する運転調整を行う必要がある。
　上述の運転調整の一例として、例えば特許文献１には、ＡＣＨＥやガスタービン圧縮機に取り込まれる空気の温度を予測し、ＬＮＧ生産量（ＮＧ処理量）の増減や冷媒の循環量の増減に係る運転調整の実施要否を判定する技術が記載されている。　
　一方で、ＬＮＧプラントに設けられている機器の中で、その運転状態がＬＮＧ生産量に影響を及ぼす可能性のある機器は多数に及ぶ。このため、例えば年間を通じてのＬＮＧプラントのフル生産が達成されていなかった場合に、減産の要因となった機器やその影響度が不明な場合もある。
国際公開第２０１９／０９７７２８号
　本発明は、天然ガスプラントの生産量に影響を及ぼす運転制約の項目とその影響度を解析する技術を提供する。
　本発明の天然ガスプラントの稼働解析方法は、天然ガスから製品を生産する天然ガスプラントの稼働解析方法であって、
　前記製品の単位時間当たりの生産量データと、前記天然ガスプラントを構成し、予め設定された運転制約の範囲内で運転制御される複数の制御対象機器について、各制御対象機器が前記運転制約に抵触したか否かを判定するための運転データと、を時系列に対応付けて取得する工程と、
　コンピュータにより、予め設定した、単位時間あたりの基準生産量と、前記生産量データとを比較し、当該生産量データが前記基準生産量未満である場合に、その生産量データを取得した時点にて、前記運転制約に抵触した制御対象機器があったか否かを判定し、前記抵触した制御対象機器があった場合には、当該制御対象機器に係る運転制約の項目を前記生産量データに対応付けるデータ処理を行う工程と、
　前記運転制約の項目が対応付けられた生産量データと、前記基準生産量との差分である減産量を求め、各々の前記運転制約の項目について、前記減産量の大きさに応じて、前記生産量データが前記基準生産量未満であった期間の長さを求める工程と、を含むことを特徴とする。
　前記天然ガスプラントの稼働解析方法は以下の特徴を備えてもよい。　
（ａ）前記生産量データが前記基準生産量未満であった期間の長さと、前記減産量の大きさとの対応関係を、前記運転制約の項目ごとのグラフとして可視化する工程を含むこと。
（ｂ）前記生産量データが前記基準生産量未満であった期間の長さを求める工程にて、前記生産量データに複数の前記運転制約の項目が対応付けられている場合には、これら運転制約の項目間に予め設定されている優先順位に基づき、優先順位の最も高い運転制約の項目について、前記生産量データが前記基準生産量未満であった期間に含めること。このとき、前記優先順位の最も高い運転制約の項目について、前記基準生産量未満であった期間に含められた前記生産量データに対し、残りの運転制約についての当該生産量データが前記基準生産量未満であった期間を重複して計算すること。
（ｃ）前記天然ガスプラントは、天然ガスから液化天然ガスを製品として生産する液化天然ガスプラント、または、天然ガスからＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）、重質分または軽質分の少なくとも一つを製品として分離・回収する天然ガス処理プラントであること。
（ｅ）前記制御対象機器と、その運転制約の項目との組み合わせは、下記（ｉ）～（ｖ）の組み合わせ群から選択した少なくとも１つの組み合わせを含んでいること。
　（ｉ）前記天然ガスプラントが前記天然ガスの予冷用冷媒の圧縮機を備えている場合の当該予冷用圧縮機と、前記予冷用圧縮機の吐出圧力上限値
　（ｉｉ）前記天然ガスプラントが前記天然ガスの液化用冷媒の圧縮機を備えている場合の当該液化用圧縮機と、前記液化用圧縮機の駆動動力上限値
　（ｉｉｉ）前記天然ガスプラントが前記液化用冷媒を用いて前記天然ガスを液化する場合の当該液化用冷媒の流量調節部と、前記液化用冷媒の流量上限値
　（ｉｖ）前記天然ガスプラントが前記天然ガスと酸性ガスの吸収液とを接触させて、当該天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去部を備えている場合の当該酸性ガス除去部と、前記酸性ガス除去部への前記吸収液の供給流量の上限値
　（ｖ）前記天然ガスプラントが前記天然ガスと酸性ガスの吸収液とを接触させて、当該天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去部を備えている場合の当該酸性ガス除去部と、前記酸性ガス除去部にて処理され後の前記天然ガス中の酸性ガス含有量上限値
　本法は、天然ガスプラントの生産量データと運転データとを時系列に沿って対応付け、複数の運転制約の項目について、減産量の大きさに応じて、生産量データが基準生産量未満であった期間の長さを求めるので、減産に対する各運転制約の影響度を明確にすることができる。
本例の稼働解析方法が適用されるＬＮＧプラントの概要を示すブロック図である。 前記稼働解析方法の実施手順を示す説明図である。 ＬＮＧプラントの稼働解析の結果を示す第１の例である。 前記稼働解析の結果を示す第２の例である。 複数の制約項目が対応付けられている場合の減産期間の算出法に係る説明図である。 前記稼働解析の結果に対応した施策例を示す説明図である。
　以下、天然ガスプラントの一例として、ＬＮＧプラントに対し、本例の稼働解析方法を適用した実施の形態について説明する。　
　図１は、ＬＮＧプラントの構成例を模式的に示したブロック図である。ＬＮＧプラントは、井戸元より産出されたＮＧ中に含まれる液体分を気液分離部１１にて分離した後、水銀除去部１２にて水銀を除去する。続く酸性ガス除去部１３では、二酸化炭素や硫化水素などの酸性ガスの除去を行う。本例の酸性ガス除去部１３においては、アミン化合物を含む吸収液とＮＧとを接触させて、酸性ガスの除去を行う。さらに、水分除去部１４にて天然ガス中の水分を除去することにより、液化前のＮＧからの不純物の除去が完了する。
　図１に示すＬＮＧプラントは予冷部１５を備え、当該予冷部１５においては、液化される前のＮＧの予冷却を行う。ＮＧの予冷に用いられる予冷用冷媒としては、プロパンの単体冷媒（Ｃ３冷媒）が用いられる。
　予冷部１５においては、不図示の熱交換器を介してＮＧと予冷用冷媒との間の熱交換が行われる。さらに予冷部１５には、熱交換により気化した冷媒を冷媒圧縮機３１ａで圧縮した後、クーラーで冷却、液化し、予冷部１５へと再供給する予冷用冷媒サイクル１５１が設けられている。本例では、これらのクーラーとして空冷式熱交換器（ＡＣＨＥ）２１を用いている。
　また、図１に示すＬＮＧプラントは、予冷用冷媒の一部を予冷用冷媒サイクル１５１から抜き出し、後段の液化・過冷却部１６に供給される前の液化用冷媒を冷却するための冷媒冷却サイクル１５２を併設した構成となっている。冷媒冷却サイクル１５２を流れる予冷用冷媒は、冷却器３３にて液化用冷媒サイクル１６１側の液化用冷媒を冷却した後、予冷用冷媒サイクル１５１側の冷媒圧縮機３１ａの入口に戻される。本例ではガスタービン（Ｇ／Ｔ）３２を駆動機として各冷媒圧縮機３１ａを駆動する例を記してある（後述の液化用冷媒サイクル１６１の冷媒圧縮機３１ｂにおいて同じ）。
　液化・過冷却部１６は、予冷却後のＮＧをさらに冷却して液化する。液化・過冷却部１６が混合冷媒方式を採用している場合、ＮＧの液化・過冷却に用いられる冷媒（以下、「液化用冷媒」ともいう）には、窒素、メタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン、イソペンタンなどから選択された冷媒成分を含む混合冷媒（ＭＲ：Mixed Refrigerant）が用いられる。
　液化・過冷却部１６においては、不図示の熱交換器を介してＮＧと上述の冷媒との間の熱交換が行われる。さらに液化・過冷却部１６は、熱交換にて気化した冷媒を冷媒圧縮機３１ｂで圧縮した後、クーラーで冷却、液化し、液化・過冷却部１６へと再供給する液化用冷媒サイクル１６１を備えている。本例では、これらのクーラーとしてもＡＣＨＥ２を用いている。
　ＬＮＧプラントにて得られた製品ＬＮＧは、ＬＮＧタンク１３に貯蔵された後、ＬＮＧタンカーなどを介して外部に出荷される。　
　なお本例では、図１に示すＬＮＧプラントが２系統（Ａトレイン、Ｂトレイン）あるものとする。
　上述の構成を備えるＬＮＧプラントには、多数の機器が設けられている。そして、これらの機器の中には、処理流体の流量、圧力や動力機器の駆動力などの運転値が、予め設定された運転制約の範囲内となるように運転制御されるものが含まれる。以下、このような運転制御の対象機器を「制御対象機器」と呼び、運転制約となる項目を「制約項目」と呼ぶ。
　本例のＬＮＧプラントの稼働解析方法は、これらの制御対象機器の制約項目と、ＬＮＧ生産量との関係に着目する。　
　以下、図２も参照しながら、当該稼働解析方法の実施手順について説明する。
　はじめに、ＬＮＧプラントに設けられている制御対象機器の運転データ及びＬＮＧの生産量データを取得する（図２の処理Ｐ１）。
　ＬＮＧプラントに設けられている各制御対象機器の運転値は、ＤＣＳ（Distributed Control System）などのプラント制御システムを介して、単位時間当たり（例えば１分や５分ごと、または１５分ごとなど）の運転データとして時系列に沿って取得される。また、ＬＮＧの生産量を示す単位時間当たりの生産量データについても時系列に沿って取得される。
　次いで、運転制約に抵触した制御対象機器の有無を判定する（図２の処理Ｐ２）。　
　具体的には、制御対象機器の運転データと、生産データとの対応関係に着目し、生産量データが予め設定された基準生産量（例えばフル生産量）未満である場合（減産が発生している場合）に、その生産量データを取得した時点にて、運転制約に抵触した制御対象機器があったか否かを判定する。この判定により、ＬＮＧの減産の要因となった制約対象機器と、そのとき運転制約に抵触していた制約項目（ボトルネック）とを特定することができる。
　生産量データとの関連性を解析する運転制約の制約項目としては、減産の要因となり得ることが従来、知られている制約項目を選択してもよい。また、ＬＮＧプラントの運転に携わるオペレータにヒアリングを行い、減産を行う運転調整をせざるを得なかった制約項目を特定して選択してもよい。このほか、ＬＮＧプラントの全運転データを取得し、減産が行われていた期間中に運転制約との抵触が発生していた運転制約を、減産との因果関係の有無を判断せずに、一律に制約項目として抽出してもよい。
　以下に、図１に示すＬＮＧプラントにおける制御対象機器とその制約項目を例示する。
　（ｉ）予冷用冷媒の圧縮機（予冷用圧縮機）３１ａと、当該冷媒圧縮機３１ａの吐出圧力上限値（図１の＊１）
　（ｉｉ）液化用冷媒の圧縮機（液化用圧縮機）３１ｂと、当該冷媒圧縮機３１ｂの駆動動力上限値（図１の＊２）。
　（ｉｉｉ）液化用冷媒の流量調節部１６１ａと、液化用冷媒の流量上限値（図１の＊３）。
　（ｉｖ）ＮＧと吸収液とを接触させて酸性ガスを除去する酸性ガス除去部１３と、酸性ガス除去部１３への吸収液の供給流量の上限値（図１の＊４）。ここで、酸性ガス除去部１３がＮＧと吸収液とを接触させる接触塔と、吸収液から酸性ガスを放出させて吸収液を再生する再生塔とを備える場合、「吸収液の供給流量」は、再生塔から吸収塔への供給流量である「吸収液循環量」を指す。
　（ｖ）酸性ガス除去部１３と、酸性ガス除去部１３にて処理され後のＮＧ中の酸性ガス含有量上限値（図１の＊５）。酸性ガス含有量は、例えば酸性ガス除去部１３の出口側に配置された不図示の分析計により測定される。
　取得した運転データから、各制御対象機器が運転制約に抵触したか否かを判定する手法としては、予め設定された運転制約の範囲（例えばアラーム発報値の設定範囲）と、運転データとを比較する手法を例示できる。運転データが上記運転制約の範囲を外れている場合には、当該制御対象機器の運転制約に抵触したと判断する。
　また例えば、運転データと併せて当該運転データに対して設定されていたアラームの発報実績データを時系列に沿って取得し、アラームが発報した期間は、当該制御対象機器の運転制約に抵触したと判断してもよい。　
　なお、運転制約の範囲はアラーム発報値の設定範囲を用いる場合に限定されない。例えば、制御対象機器の運転変動の発生を回避するために、オペレータが自主的に減産を開始する運転値をヒアリングなどにより把握し、運転制約の範囲のしきい値としてもよい。
　以上に例示した手法により、制御対象機器の運転制約に抵触した制約項目（ボトルネック）を特定したら、抵触が発生した時点の生産データと対応付ける（図２の処理Ｐ２）。　
　このとき、抵触の発生有無の判断を行っている制約項目（例えば図１の＊１～＊５）にて抵触が発生していないにも係らず、減産が発生している場合は、「その他」の制約項目に対応付けてもよい。
　しかる後、ボトルネックごとに、減産量の大きさに応じて、減産を行っていた期間の長さを求める（図２の処理Ｐ３）。　
　減産量の大きさは、基準生産量に対する生産量データの割合や、差分値により把握する。減産量の表現は減産の度合を把握することができれば特段の限定はない。また、各制約項目の影響度合いをまとめて把握できるように、適宜、減産量の範囲を設定してもよい。例えばフル生産を１００％としたとき、「９５％以上、１００％未満」といった生産量割合で表現する場合や、「０トン／日超、１０トン／日以下」といった日量換算の減産量で表現する場合を例示できる。
　また、減産を行っていた期間の長さは、１分ごとの生産データを用いる場合であれば、各々減産が１分間発生していたとカウントして、その期間を積算する。減産期間の長さは、運転データや生産データを取得した全期間や、１年、１ヶ月などの所定の期間に対する期間割合（％）で表現してもよいし、総時間数、総分数で表現してもよい。
　しかる後、稼働解析の結果として、減産が行われていた期間の長さと、前記減産量の大きさとの対応関係を、制約項目ごとのグラフとして可視化する（図２の処理Ｐ４）。　
　図３、図４は、図２の処理Ｐ１～Ｐ３を実施して解析した各制約項目について、減産が発生した期間（生産量データが基準生産量未満であった期間）の長さを減産量の大きさに応じて棒グラフにまとめた結果である。
　図３はＡトレイン側の稼働解析の結果を示し、図４はＢトレイン側の稼働解析の結果を示している。各図中、横軸は減産が発生した期間を示し、１年の稼働期間中の減産発生時間割合［％／年］を記載してある。また、縦軸に示す減産量は、フル生産量に対する生産量割合を５％ごとの範囲に区切って記載してある。
　図３に示す解析結果によれば、Ａトレインは、生産量が７５％以上～１００％未満の広い範囲に亘って、予冷用冷媒の冷媒圧縮機３１ａの吐出圧上限値（図３中には「Ｃ３圧縮機吐出圧上限」と記載）がボトルネックとなって、減産が発生する場合があることが分かる。
　一方、図４に示す解析結果によれば、Ｂトレインは、予冷用冷媒の冷媒圧縮機３１ａの吐出圧上限値がボトルネックとなって減産が発生する割合は多いが、減産量は８５％以上～１００％未満の範囲に限定されることが分かる。またＡトレインと比較して、Ｂトレインでは、酸性ガス含有量上限値がボトルネックとなって減産が発生する頻度は少ないことが分かる。
　ここで、上述の運転解析を行うにあたり、減産が発生している所定の期間中に、複数の制約項目にて運転制約に対する抵触が発生している場合もあり得る。　
　この場合には図３、４に示す各制約項目（＊１～＊５）に対して優先順位を定めることができる。そして、より優先順位の高い制約項目についての減産期間算出のために用いられた生産量データは、残りの制約項目についての減産期間の算出には用いないようにしてもよい。
　例えば図５中に「重複期間」と併記した期間は、吸収液循環量（＊４）とＮＧ中の酸性ガス含有量（＊５）との２つの制約項目にて運転制約に対する抵触が発生している。そこでＮＧ中の酸性ガス含有量よりも、吸収液循環量を優先させて生産量データとの対応付けを行うことにより、減産期間を重複カウントしないようにすることができる。
　一方で、当該重複期間においてどのような制約項目がボトルネックとなっているのかを識別できるように、ある制約項目（図５の例では「吸収液循環量」）との対応付けが行われた生産量データに対し、残りの運転制約（同図の例では「酸性ガス含有量」）についても重複して対応付けを行い、当該重複した減産期間を計算してもよい。この結果、複数のボトルネックに対応しなければ、減産の解消を図ることが困難な制約項目を把握することができる。
　さらにこの場合は、図５の棒グラフについて、「吸収液循環量のみ」に起因する減産期間、「吸収液循環量及び酸性ガス含有量の双方」に起因する減産期間、「酸性ガス含有量のみ」に起因する減産期間という区分を作って稼働解析を行ってもよい。
　なお、図３～５に示すグラフは、稼働解析結果の可視化の一例であり、他の形式のグラフを用いてもよい。図３、４に示す各棒グラフの長さに替えて、円グラフの円の大きさで減産期間を表し、各円グラフ内にボトルネックとなった制約項目の割合を示す場合を例示できる。
　また、グラフによって稼働解析結果を可視化することは、必須の要件ではなく、図２の処理Ｐ４を省略し、稼働解析のデータのみに基づいて後段の検討を行ってもよい。
　図２の説明に戻ると、以上に説明した処理Ｐ１～Ｐ４は、例えばコンピュータを用いてデータの取得やデータ処理、解析結果の可視化が行われる。特に処理Ｐ２のデータ処理は、制御対象機器の運転制約への抵触の有無の判定、抵触の発生した制約項目（ボトルネック）と生産データとの対応付けがコンピュータを用いて実施される。　
　そして、これらの処理の結果をまとめた解析結果に基づき、各ボトルネック解消後の増産効果を推定する（処理Ｐ５）。ボトルネックごとに、各減産量範囲と、当該減産量範囲に対応する減産期間とを乗算した結果を足し合わせることにより、当該ボトルネックを解消できた場合の増産量を特定する。そして、当該増産量から見込まれる収益の増加分を増産効果と推定できる。
　次いで、増産効果と、各ボトルネックの解消に要する費用とを比較した費用対効果に基づき、推奨するボトルネック解消手段を選定する。　
　図６は、各種のボトルネック解消手段を、その実施難易度と、増産効果とに対応付けてプロットした図である。横軸に示す難易度は、ボトルネックの解消に必要な費用や工期、運転やメンテナンスのしやすさなどを総合的に考慮して定められる。縦軸に示す増産効果は、上述の稼働解析の結果から求めることができる。　
　図３、４に示すデータ処理の結果を用いることにより、各施策についての費用対効果が明確になり、より効果的な施策を選定するための判断材料を提供することができる。
　また例えば、ＬＮＧプラントの運転において、初めに予冷用冷媒の冷媒圧縮機３１ａの吐出圧力上限値に係るアラームが発報し、その結果、オペレータがＬＮＧの減産を行って、当該吐出圧力が運転管理値範囲内に復帰したとする。このため、ＬＮＧの減産が継続しているにもかかわらず、図１に示す各制約項目（＊１～＊５）においては、運転制約に対する抵触は発生していない場合がある。このような場合には、図３、４の「その他」の要因として計上される減産が発生していることになる。
　このとき、例えば図６中に示す施策のなかで比較的、実施が容易な予冷用冷媒の凝縮器であるＡＣＨＥの吸気温度低減（同図中には「Ｃ３凝縮器（ＡＣＨＥ）吸気温度低減」と記載してある）を行ったとする。
　この場合には、図３、４中に「Ｃ３圧縮機吐出上限（＊１）」と記されたボトルネックに起因する減産の一部を解消できる。これに加えて、上述の例のような運転調整の実施に伴って「その他」の要因に計上された減産の一部を解消することもできる。
　本例の稼働解析方法によれば、ＬＮＧプラントの生産量データと運転データとを時系列に沿って対応付け、複数の運転制約の項目（制約項目）について、減産量の大きさに応じて、減産期間（生産量データが基準生産量未満であった期間）の長さを求めるので、減産に対する各運転制約項目（ボトルネック）の影響度を明確にすることができる。
　ここで図１に示す例では、ＮＧの予冷及びＭＲ（液化用冷媒）の冷却を行うためにＣ３冷媒を用いるＬＮＧプラントについて本例の運転解析方法を適用した例を説明した。但し、本例の運転解析方法を適用可能なＬＮＧプラントは、図１に示す例に限定されない。
　例えば予冷用冷媒や冷媒冷却用冷媒（本例ではＣ３冷媒）を用いず、液化用冷媒である混合冷媒（ＭＲ）のみを用いた１段階圧力式ＭＲ方式のＬＮＧプラントであってもよい。
　また、予冷用冷媒を用いる場合においても、単独の液化用冷媒（冷媒原料：窒素やメタン）を用いたＬＮＧプラントでもよい。反対に、予冷用冷媒についてもプロパンやプロピレンなどの単独の冷媒原料を用いる場合に限定されず、メタン、エタン、プロパン、ブタンなどの混合冷媒を用いてもよい。また、窒素やメタンを冷媒原料とする過冷却用冷媒を用いてＬＮＧを過冷却する過冷却器を備えたＬＮＧプラントであってもよい。
　この他、プロパン冷媒、エチレン冷媒、メタン冷媒を用いて、ＮＧを順次、冷却することによりＬＮＧを得るカスケード方式のＬＮＧプラントに対しても、本技術を適用することができる。
　さらに、気液分離部１１、水銀除去部１２、酸性ガス除去部１３や水分除去部１４も様々な構成例を採用することができる。例えば、ＮＧから酸性ガスを分離する分離膜モジュールを用いて酸性ガスの除去を行ってもよい。　
　この他、天然ガスからＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）及び重質分の少なくとも一方を分離・回収し、軽質分はガスの状態で出荷する天然ガス処理プラントに対しても本例の稼働解析方法は適用することができる。この場合には、ＬＰＧや重質分、ガスが製品となる。
１３　　　　酸性ガス除去部
１５　　　　予冷部
１６　　　　液化・過冷却部
３１ａ、３１ｂ
　　　　　　冷媒圧縮機
３２　　　　Ｇ／Ｔ
 
 

 

Claims (6)

  1. 　天然ガスから製品を生産する天然ガスプラントの稼働解析方法であって、
    　前記製品の単位時間当たりの生産量データと、前記天然ガスプラントを構成し、予め設定された運転制約の範囲内で運転制御される複数の制御対象機器について、各制御対象機器が前記運転制約に抵触したか否かを判定するための運転データと、を時系列に対応付けて取得する工程と、
    　コンピュータにより、予め設定した、単位時間あたりの基準生産量と、前記生産量データとを比較し、当該生産量データが前記基準生産量未満である場合に、その生産量データを取得した時点にて、前記運転制約に抵触した制御対象機器があったか否かを判定し、前記抵触した制御対象機器があった場合には、当該制御対象機器に係る運転制約の項目を前記生産量データに対応付けるデータ処理を行う工程と、
    　前記運転制約の項目が対応付けられた生産量データと、前記基準生産量との差分である減産量を求め、各々の前記運転制約の項目について、前記減産量の大きさに応じて、前記生産量データが前記基準生産量未満であった期間の長さを求める工程と、を含むことを特徴とする天然ガスプラントの稼働解析方法。
  2. 　前記生産量データが前記基準生産量未満であった期間の長さと、前記減産量の大きさとの対応関係を、前記運転制約の項目ごとのグラフとして可視化する工程を含むことを特徴とする請求項１に記載の天然ガスプラントの稼働解析方法。
  3. 　前記生産量データが前記基準生産量未満であった期間の長さを求める工程にて、前記生産量データに複数の前記運転制約の項目が対応付けられている場合には、これら運転制約の項目間に予め設定されている優先順位に基づき、優先順位の最も高い運転制約の項目について、前記生産量データが前記基準生産量未満であった期間に含めることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスプラントの稼働解析方法。
  4. 　前記優先順位の最も高い運転制約の項目について、前記基準生産量未満であった期間に含められた前記生産量データに対し、残りの運転制約についての当該生産量データが前記基準生産量未満であった期間を重複して計算することを特徴とする請求項３に記載の天然ガスプラントの稼働解析方法。
  5. 　前記天然ガスプラントは、天然ガスから液化天然ガスを製品として生産する液化天然ガスプラント、または、天然ガスからＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）、重質分または軽質分の少なくとも一つを製品として分離・回収する天然ガス処理プラントであることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスプラントの稼働解析方法。
  6. 　前記制御対象機器と、その運転制約の項目との組み合わせは、下記（ｉ）～（ｖ）の組み合わせ群から選択した少なくとも１つの組み合わせを含んでいることを特徴とする請求項１に記載の天然ガスプラントの稼働解析方法。
    　（ｉ）前記天然ガスプラントが前記天然ガスの予冷用冷媒の圧縮機を備えている場合の当該予冷用圧縮機と、前記予冷用圧縮機の吐出圧力上限値
    　（ｉｉ）前記天然ガスプラントが前記天然ガスの液化用冷媒の圧縮機を備えている場合の当該液化用圧縮機と、前記液化用圧縮機の駆動動力上限値
    　（ｉｉｉ）前記天然ガスプラントが前記液化用冷媒を用いて前記天然ガスを液化する場合の当該液化用冷媒の流量調節部と、前記液化用冷媒の流量上限値
    　（ｉｖ）前記天然ガスプラントが前記天然ガスと酸性ガスの吸収液とを接触させて、当該天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去部を備えている場合の当該酸性ガス除去部と、前記酸性ガス除去部への前記吸収液の供給流量の上限値
    　（ｖ）前記天然ガスプラントが前記天然ガスと酸性ガスの吸収液とを接触させて、当該天然ガスに含まれる酸性ガスを除去する酸性ガス除去部を備えている場合の当該酸性ガス除去部と、前記酸性ガス除去部にて処理され後の前記天然ガス中の酸性ガス含有量上限値
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