RU2458295C2 - Method applied for uninterrupted operation of gas liquefaction plant - Google Patents

Method applied for uninterrupted operation of gas liquefaction plant Download PDF

Info

Publication number
RU2458295C2
RU2458295C2 RU2010104871/06A RU2010104871A RU2458295C2 RU 2458295 C2 RU2458295 C2 RU 2458295C2 RU 2010104871/06 A RU2010104871/06 A RU 2010104871/06A RU 2010104871 A RU2010104871 A RU 2010104871A RU 2458295 C2 RU2458295 C2 RU 2458295C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
unit
load
refrigeration compressor
turbine
power
Prior art date
Application number
RU2010104871/06A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2010104871A (en
Inventor
Райнер БАЛЛИНГ (DE)
Райнер БАЛЛИНГ
Андреас ХАЙНЕМАН (DE)
Андреас ХАЙНЕМАН
Фритц КЛАЙНЕР (DE)
Фритц КЛАЙНЕР
Ульрих ТОМШИ (DE)
Ульрих ТОМШИ
Original Assignee
Сименс Акциенгезелльшафт
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 Сименс Акциенгезелльшафт filed Critical Сименс Акциенгезелльшафт
Publication of RU2010104871A publication Critical patent/RU2010104871A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2458295C2 publication Critical patent/RU2458295C2/en

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F25J1/0257—Construction and layout of liquefaction equipments, e.g. valves, machines
    • F25J1/0269—Arrangement of liquefaction units or equipments fulfilling the same process step, e.g. multiple "trains" concept
    • F25J1/027—Inter-connecting multiple hot equipments upstream of the cold box
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D25/00—Pumping installations or systems
    • F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
    • F04D25/04—Units comprising pumps and their driving means the pump being fluid-driven
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D25/00—Pumping installations or systems
    • F04D25/16—Combinations of two or more pumps ; Producing two or more separate gas flows
    • 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
    • F25J1/02—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.
    • F25J1/0281—Compression of refrigerant or internal recycle fluid, e.g. kind of compressor, accumulator, suction drum etc. characterised by the type of prime driver, e.g. hot gas expander
    • F25J1/0284—Electrical motor as the prime mechanical driver
    • 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.
    • F25J1/0298—Safety aspects and control of the refrigerant compression system, e.g. anti-surge 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
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/22—Compressor driver arrangement, e.g. power supply by motor, gas or steam turbine
    • 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/70—Steam turbine, e.g. used in a Rankine 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
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/80—Hot exhaust gas turbine combustion engine
    • 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/20—Control for stopping, deriming or defrosting after an emergency shut-down of the installation or for back up system

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: machine building.
SUBSTANCE: operating mode is continuously monitored at least for those electrical consumers of refrigerating compressor unit which represent secondary percentage share in common load of refrigerating compressor unit. The whole negative reserve for load, which is available at the moment, is calculated, and at least one pre-specified turbine is tripped if the negative reserve for load, which is obtained by means of frequency adjustment of refrigerating compressor or refrigerating compressors, is less than the need for energy of the largest refrigerating compressors, and either refrigerating compressor fails, or frequency change rate (df/dt) in the electric network of gas liquefaction plant exceeds certain limit value.
EFFECT: use of invention will allow increasing the period of uninterrupted operation of gas liquefaction plant.
4 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к способу бесперебойной работы установки сжижения газа, в частности установки сжижения природного газа.The invention relates to a method for the smooth operation of a gas liquefaction plant, in particular a natural gas liquefaction plant.

Сжиженный природный газ (сокращенно LNG от английского: liquefied natural gas) представляет собой сжиженный посредством охлаждения природный газ. LNG имеет менее чем 1/600 объема природного газа при атмосферном давлении и поэтому пригоден для транспортировки и хранения; в качестве горючего материала в данном агрегатном состоянии он не может быть использован.Liquefied natural gas (abbreviated LNG from English: liquefied natural gas) is liquefied natural gas by cooling. LNG has less than 1/600 of the volume of natural gas at atmospheric pressure and is therefore suitable for transportation and storage; as a combustible material in this state of aggregation, it cannot be used.

На электростанциях, предвключенных к установке сжижения легких углеводородов, к примеру природного газа, обычно используются газовые турбины, в которых сжигается природный газ, а также при известных условиях паровые турбины, чтобы через подсоединенные генераторы подавать электроэнергию, необходимую для приведения в действие электродвигателей.In power plants that are connected to a light hydrocarbon liquefaction plant, for example natural gas, gas turbines are usually used in which natural gas is burned, and also, under certain conditions, steam turbines to supply electrical energy through connected generators to drive electric motors.

В традиционных установках сжижения природного газа турбокомпрессоры для холодильного циркуляционного контура приводятся в действие с помощью непосредственно присоединенных газовых турбин.In traditional natural gas liquefaction plants, turbochargers for the refrigeration circuit are driven by directly connected gas turbines.

Недостатками в соответствии с оригинальной версией данных установок являются остановка производственного процесса при проведении необходимых регулярных работ по техническому обслуживанию на газовых турбинах, сложный пуск или повторный пуск компрессоров с одновальными газовыми турбинами, а также прямая зависимость габаритов и эффективной мощности холодильных компрессоров от газовых турбин известного типа, мощность на валу которых зависит также от ежедневно меняющихся или сезонно изменяющихся условий окружающей среды.The disadvantages in accordance with the original version of these plants are the shutdown of the production process during the necessary regular maintenance work on gas turbines, the difficult start-up or restart of compressors with single-shaft gas turbines, as well as the direct dependence of the dimensions and effective power of refrigeration compressors on gas turbines of a known type , the shaft power of which also depends on daily changing or seasonally changing environmental conditions.

Для устранения этих недостатков в новых установках холодильные компрессоры приводятся в действие посредством не требующих обслуживания электродвигателей с регулируемым числом оборотов. Приводимый в действие посредством газовой или паровой турбины электрический генератор подает электрическую мощность на эти двигатели; предвключенные статические преобразователи частоты делают возможным плавный пуск и работу с регулируемым числом оборотов. В таком случае речь идет об eLNG-установках (е - электрические).To address these shortcomings in new installations, refrigeration compressors are driven by maintenance-free, variable-speed motors. An electric generator driven by a gas or steam turbine supplies electrical power to these engines; upstream static frequency converters enable smooth start-up and variable speed operation. In this case, we are talking about eLNG-installations (e - electrical).

US 7114351 В2 описывает такую установку для подачи электрической мощности на приводные механизмы холодильных компрессоров в процессе LNG. При этом на первом этапе от источника подается электрическая мощность для осуществления процесса сжижения газообразных, легких углеводородов, а на втором этапе хладагент сжимается в холодильном компрессоре, приводимом в действие посредством электродвигателя, с использованием полученной на первом этапе электрической мощности.US 7114351 B2 describes such an installation for supplying electric power to the drive mechanisms of refrigeration compressors in the LNG process. In this case, at the first stage, electric power is supplied from the source to carry out the process of liquefying gaseous, light hydrocarbons, and at the second stage, the refrigerant is compressed in a refrigeration compressor driven by an electric motor using the electric power obtained at the first stage.

Электродвигатели выдают свою номинальную мощность при различных условиях эксплуатации, что обеспечивает непрерывный режим работы холодильных компрессоров, даже при изменяющихся условиях окружающей среды, различном газе, или при различных температурах подачи воздуха на газовые турбины. В US 7114351 В2 изложено далее, что внезапно выходящая из строя газовая турбина могла бы быть заменена одной или же несколькими дополнительными газовыми турбинами в резервном режиме, или одним или же несколькими дополнительными турбоагрегатами в резервном режиме. Недостатком данного метода является, однако, то, что производственный процесс LNG в таком случае уже прерван и проходит несколько часов, прежде чем соответствующий холодильный компрессор снова будет запущен и термически стабилизирован. Таким образом, придется мириться, в частности, с перерывами в работе или с периодами простоя оборудования.Electric motors give their rated power under various operating conditions, which ensures continuous operation of refrigeration compressors, even under changing environmental conditions, different gas, or at different temperatures of air supply to gas turbines. US 7114351 B2 further states that a sudden failure of a gas turbine could be replaced with one or more additional gas turbines in standby mode, or one or more additional turbine units in standby mode. The disadvantage of this method, however, is that the LNG production process in this case is already interrupted and it takes several hours before the corresponding refrigeration compressor is restarted and thermally stabilized. Thus, it is necessary to put up, in particular, with interruptions in work or with periods of downtime of the equipment.

В публикации заявителя «All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages», KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005, XP-001544023 предлагается поэтому установка для сжижения газа, включающая в себя блок энергоснабжения, блок передачи, блок холодильного компрессора и регулирующее устройство, причем блок энергоснабжения имеет несколько турбоагрегатов, а блок холодильного компрессора имеет, по меньшей мере, один холодильный компрессор и присоединенный к холодильному компрессору приводной электродвигатель для электропривода холодильного компрессора, блок передачи подает полученную от блока энергоснабжения мощность на блок холодильного компрессора, а регулирующее устройство соединено с блоком энергоснабжения и блоком холодильного компрессора, причем посредством регулирующего устройства в нормальном режиме работы за счет работы всех турбоагрегатов под частичной или полной нагрузкой предоставляется необходимая для номинального потребления мощность, и количество турбоагрегатов превосходит минимальное количество, необходимое для обеспечения непрерывной работы блока холодильного компрессора.The applicant’s publication “All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages”, KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005, XP-001544023 therefore proposes a gas liquefaction plant including a power supply unit, a transmission unit, a refrigeration compressor unit and a regulating device, wherein the power supply unit has several turbine units, and the refrigeration compressor unit has at least one refrigeration compressor and a drive motor connected to the refrigeration compressor for electrically driving the refrigeration compressor, a transmission unit under It receives the power received from the power supply unit to the refrigeration compressor unit, and the control device is connected to the power supply unit and the refrigeration compressor unit, and through the control device in normal operation, due to the operation of all turbine units under partial or full load, the power required for the nominal consumption is provided, and the quantity turbine units exceeds the minimum amount necessary to ensure continuous operation of the refrigeration compressor unit.

Главной идеей при этом является установка дополнительного турбоагрегата, по сравнению с общей потребностью в мощности eLNG-установки, следуя принципу n+1. Этот турбоагрегат не является турбоагрегатом резервного режима. Все необходимые для работы eLNG-установки турбоагрегаты, включая турбоагрегат n+1, работают в спокойном или нормальном режиме работы установки, в режиме частичной нагрузки, то есть, соответственно, удерживается то количество ротационных резервов, которого достаточно для того, чтобы иметь возможность посредством автоматического регулирования компенсировать выход из строя одного турбоагрегата. При этом один или несколько определенных турбоагрегатов могут принять на себя регулировку частоты, и все оперативные турбоагрегаты при нормальном режиме работы нагружаются одинаково. В случае защитного отключения (trip) турбины или генератора посредством регулирующего устройства (динамическое вычислительное устройство определения нагрузки) решается вопрос о том, должны ли быть приняты меры для стабилизации изолированной сети или нет.The main idea in this case is the installation of an additional turbine unit, in comparison with the general power requirement of the eLNG installation, following the principle of n + 1. This turbine is not a backup turbine. All turbine units necessary for the operation of the eLNG installation, including the n + 1 turbine unit, operate in the calm or normal mode of operation of the installation, in the partial load mode, that is, accordingly, the number of rotational reserves is kept, which is sufficient to be able to automatically regulation to compensate for the failure of one turbine unit. In this case, one or more specific turbine units can take on the frequency control, and all operational turbine units under normal operation are loaded equally. In the event of a trip trip of a turbine or generator by means of a regulating device (dynamic computing device for determining the load), the question is whether measures should be taken to stabilize the isolated network or not.

Задача изобретения состоит поэтому в создании способа бесперебойной работы установки сжижения газа.The objective of the invention is therefore to create a method for the smooth operation of the gas liquefaction plant.

В способе в соответствии с изобретением для бесперебойной работы установки сжижения газа, включающей в себя блок энергоснабжения, блок передачи, блок холодильного компрессора и регулирующее устройство, причем блок энергоснабжения имеет несколько турбоагрегатов, а блок холодильного компрессора имеет, по меньшей мере, один холодильный компрессор и присоединенный к холодильному компрессору приводной электродвигатель для электропривода холодильного компрессора с номинальным расходом электроэнергии, блок передачи подает полученную от блока энергоснабжения мощность на блок холодильного компрессора, а регулирующее устройство соединено с блоком энергоснабжения и блоком холодильного компрессора, и в нормальном режиме работы за счет работы всех турбоагрегатов под частичной или полной нагрузкой предоставляется необходимая для номинального потребления мощность, причем количество турбоагрегатов превосходит минимальное количество, необходимое для того, чтобы обеспечить стабильность режима работы блока холодильного компрессора, контролируется режим работы, по меньшей мере, тех потребителей электроэнергии блока холодильного компрессора, которые представляют собой второстепенную процентную долю в общей нагрузке блока холодильного компрессора, рассчитывается весь имеющийся в данный момент времени отрицательный резерв по нагрузке и отключается, по меньшей мере, одна предварительно заданная турбина, если получаемый в результате регулировки частоты холодильного компрессора или холодильных компрессоров отрицательный резерв по нагрузке меньше, чем потребность в энергии самого большого из холодильных компрессоров, и либо выходит из строя холодильный компрессор, либо скорость изменения частоты (df/dt) в сети энергообеспечения установки сжижения газа превышает заданное предельное значение.In the method in accordance with the invention for the uninterrupted operation of the gas liquefaction plant, which includes a power supply unit, a transmission unit, a refrigeration compressor unit and an adjusting device, the power supply unit having several turbine units, and the refrigeration compressor unit has at least one refrigeration compressor and a drive motor connected to the refrigeration compressor for electric drive of the refrigeration compressor with a nominal power consumption, the transmission unit delivers received from power supply unit is the power to the refrigeration compressor unit, and the control device is connected to the power supply unit and the refrigeration compressor unit, and in normal operation, due to the operation of all turbine units under partial or full load, the power required for rated consumption is provided, and the number of turbine units exceeds the minimum amount required in order to ensure the stability of the operating mode of the refrigeration compressor unit, the operating mode of at least at least, those consumers of electric power of the refrigeration compressor unit, which are a minor percentage of the total load of the refrigeration compressor unit, calculate all the currently available negative load reserve and turn off at least one predefined turbine, if obtained as a result of adjustment the frequency of the refrigeration compressor or refrigeration compressors, the negative load reserve is less than the energy requirement of the largest of the refrigeration compressors, and either the refrigeration compressor fails, or the frequency change rate (df / dt) in the power supply network of the gas liquefaction plant exceeds a predetermined limit value.

Здесь следует подчеркнуть, что в отличие от традиционных сетей в изолированных сетях, то есть, к примеру, в блоках энергообеспечения eLNG-установки, имеет место такое соотношение нагрузки и мощности генератора, при котором свыше 80% токовой нагрузки распределено лишь на небольшое количество отдельных нагрузок. В обычных сетях этого не наблюдается, здесь имеется большое количество отдельных нагрузок с малой потенциальной долей в общей нагрузке и поэтому режим работ потребителей электроэнергии не подвергается наблюдению или не контролируется.It should be emphasized here that, in contrast to traditional networks in isolated networks, that is, for example, in power supply units of an eLNG installation, there is such a ratio of load and generator power, in which over 80% of the current load is distributed only to a small number of individual loads . In conventional networks, this is not observed, there are a large number of individual loads with a small potential share in the total load, and therefore the mode of operation of electricity consumers is not monitored or controlled.

Бесперебойного режима работы установки сжижения газа можно добиться, скорее всего, благодаря тому, что турбоагрегаты приводятся в действие таким образом, что предварительный положительный или отрицательный резерв мощности компенсирует выход из строя самого большого турбоагрегата, причем положительный резерв мощности компенсирует выход из строя генератора, а отрицательный резерв мощности - выход из строя линии электродвигатель - компрессор блока холодильного компрессора.An uninterrupted operation of the gas liquefaction plant can be achieved, most likely, due to the fact that the turbine units are operated in such a way that a preliminary positive or negative power reserve compensates for the failure of the largest turbine unit, while a positive power reserve compensates for the generator failure, and negative power reserve - failure of the electric motor - compressor line of the refrigeration compressor unit.

При выходе из строя турбоагрегата в предпочтительном варианте число оборотов на входе компрессора уменьшается, если предварительно заданный общий положительный резерв по нагрузке меньше, чем приведенная мощность турбоагрегата перед выходом из строя. (Следуя квадратичной нагрузочной характеристике турбокомпрессора, потребляемая электродвигателем мощность снижается в третьей степени от числа оборотов.)In case of failure of the turbine unit, in the preferred embodiment, the number of revolutions at the compressor inlet decreases if the predetermined total positive load reserve is less than the reduced power of the turbine unit before failure. (Following the quadratic load characteristic of the turbocharger, the power consumed by the electric motor is reduced to a third degree by the speed.)

Если и за счет снижения числа оборотов на входе компрессора фактическая потребность в энергии блока холодильного компрессора не покрывается, целесообразным является отключение, по меньшей мере, одного предварительно заданного потребителя электроэнергии установки сжижения газа (англ. load shedding).If, and due to the reduction in the number of turns at the compressor inlet, the actual energy demand of the refrigeration compressor unit is not covered, it is advisable to turn off at least one pre-set power consumer of the gas liquefaction plant (English load shedding).

В полной мере бесперебойный режим работы установки сжижения газа при самопроизвольном отключении элементов установки в процессе сжижения газа или при достижении заданных пороговых значений частоты сети и их временное изменение, напряжение и фазовый угол в сети энергообеспечения установки сжижения газа может быть обеспечен посредством отключения предварительно заданных турбин.The fully uninterrupted operation mode of the gas liquefaction plant upon spontaneous shutdown of the plant elements during gas liquefaction or when the specified threshold frequency of the network is reached and their temporary change, voltage and phase angle in the power supply network of the gas liquefaction plant can be achieved by shutting down pre-set turbines.

Самым важным для работы eLNG-установки в плане ожидаемых ошибок является внеплановый выход из строя турбоагрегата в блоке энергоснабжения, то есть в изолированной сети защитные отключения приводных механизмов компрессоров являются по своему воздействию второстепенными и при аварийных отключениях в установке режим работы при определенных условиях не может поддерживаться. В принципе, частичное аварийное отключение (ESD, emergency shut down) в установке также может быть, однако, включено в алгоритм динамического вычислительного устройства определения нагрузки.The most important for the operation of the eLNG installation in terms of expected errors is the unscheduled failure of the turbine unit in the power supply unit, that is, in an isolated network, protective shutdowns of the compressor drive mechanisms are secondary in their effect and during emergency shutdowns in the installation, the operating mode under certain conditions cannot be supported . In principle, a partial emergency shutdown (ESD) in an installation can also, however, be included in the algorithm of a dynamic computing device for determining the load.

В принципе, возможный благодаря этому бесперебойный период работы установки сжижения газа увеличивается за счет устранения необходимых работ по техническому обслуживанию на газовых турбинах в блоке энергоснабжения ранее с одного-двух лет до пяти лет. Увеличению прогнозируемых производственных дней примерно с 340 (полученные ранее опытные данные на непосредственно эксплуатируемых установках сжижения газа) до 365 в год препятствуют только лишь внеплановые (при возникновении неисправностей) отключения.In principle, the possible uninterrupted period of operation of the gas liquefaction plant is increased due to the elimination of the necessary maintenance work on gas turbines in the power supply unit earlier from one to two years to five years. Only unscheduled (in case of malfunctions) shutdowns hinder the increase in forecasted production days from approximately 340 (previously obtained experimental data from directly operated gas liquefaction plants) to 365 per year.

При использовании электромоторов с регулируемым числом оборотов (с питанием от выпрямителя переменного тока) и запитке их от современной GuD-электростанции повышается термический кпд установки и снижается выброс создающих парниковый эффект газов.When using electric motors with an adjustable speed (powered by an AC rectifier) and feeding them from a modern GuD power plant, the thermal efficiency of the installation increases and the emission of greenhouse gases is reduced.

Посредством подходящего конструктивного исполнения двигателей холодильные компрессоры после обусловленного технологическим процессом отключения могут быть снова запущены с помощью пусковых преобразователей переменного тока в интервале от 10 до 30 минут вместо 8-12-часового интервала в случае наличия турбин резервного режима или электродвигателей с постоянным числом оборотов, без разгрузки компрессоров и без сжигания хладагентов.By means of a suitable engine design, refrigeration compressors, after a shutdown caused by the technological process, can be restarted using AC starting converters in the interval from 10 to 30 minutes instead of an 8-12 hour interval in the case of backup turbines or electric motors with a constant speed, without unloading compressors and without burning refrigerants.

При соответствующем конструктивном исполнении питающей изолированной сети и объединении участвующих в процессе автоматизированных систем (к примеру, электростанции, приводных механизмов выпрямителей переменного тока, компрессоров) производственный процесс eLNG-установки и во время аварийного отключения генератора на электростанции может производиться в бесперебойном режиме.With the appropriate design of the isolated insulated network and the combination of automated systems participating in the process (for example, power plants, drive mechanisms of AC rectifiers, compressors), the eLNG installation production process can also be performed without interruption during a generator emergency shutdown.

Уровень потенциальной опасности для обслуживающего персонала снижается за счет переноса работ по техническому обслуживанию из взрывоопасной зоны технологического процесса на электростанцию.The level of potential danger to maintenance personnel is reduced due to the transfer of maintenance work from the hazardous area of the process to the power plant.

Ограничение критериев выбора компрессоров по числу оборотов и мощности газовых турбин при использовании рассчитанных с учетом специфики применения регулируемых по числу оборотов электродвигателей уступает оптимизации в отношении действительных условий технологического процесса.The limitation of the selection criteria for compressors according to the number of revolutions and power of gas turbines when using calculated with regard to the specifics of the application of electric motors regulated by the number of revolutions is inferior to optimization in relation to the actual process conditions.

Изобретение в качестве примера поясняется более подробно на основании чертежей, на которых схематично и не в масштабе представлено:The invention as an example is explained in more detail on the basis of the drawings, on which is shown schematically and not to scale:

фиг.1 - схема eLNG-установки;figure 1 is a diagram of an eLNG installation;

фиг.2 - алгоритм вычислительного устройства для определения нагрузки регулирующего устройства для положительного резерва по нагрузке для осуществления способа в соответствии с изобретением;figure 2 - algorithm of the computing device for determining the load of the regulatory device for a positive load reserve for implementing the method in accordance with the invention;

фиг.3 - алгоритм вычислительного устройства для определения нагрузки регулирующего устройства для уменьшения числа оборотов блоков компрессора для реализации предпочтительного варианта осуществления изобретения;figure 3 - algorithm of the computing device for determining the load of the regulatory device to reduce the number of revolutions of the compressor blocks to implement the preferred embodiment of the invention;

фиг.4 - алгоритм вычислительного устройства для определения нагрузки регулирующего устройства для отключения предварительно выбранных турбин для реализации другого предпочтительного варианта осуществления изобретения;figure 4 - algorithm of the computing device for determining the load of the regulatory device to shut off pre-selected turbines to implement another preferred embodiment of the invention;

фиг.5 - загрузка турбины в традиционном блоке энергоснабжения установки для сжижения газа;5 is a turbine loading in a conventional power supply unit of a gas liquefaction plant;

фиг.6 - загрузка турбины в блоке энергоснабжения установки для сжижения газа с турбиной, работающей в резервном режиме;6 is a turbine loading in a power supply unit of a gas liquefaction plant with a turbine operating in standby mode;

фиг.7 - загрузка турбины в блоке энергоснабжения установки для сжижения газа с n+1 турбинами в процессе работы под частичной нагрузкой; и7 is a turbine loading in a power supply unit of a gas liquefaction plant with n + 1 turbines during operation under partial load; and

фиг.8 - альтернативный вариант загрузки турбины в блоке энергоснабжения установки для сжижения газа с n+1 турбинами.Fig. 8 is an alternative embodiment of loading a turbine in a power supply unit of a gas liquefaction plant with n + 1 turbines.

На фиг.1 представлена интегральная схема установки 1 сжижения газа с изолированной электростанцией 23 в качестве блока 2 энергоснабжения, с блоком 3 передачи для распределения энергии и с блоком 4 холодильного компрессора. Регулирующее устройство 5 соединено с блоком 2 энергоснабжения, блоком 3 передачи и с блоком 4 холодильного компрессора.Figure 1 shows the integrated circuit of a gas liquefaction plant 1 with an isolated power station 23 as a power supply unit 2, with a transmission unit 3 for energy distribution and with a refrigeration compressor unit 4. The control device 5 is connected to a power supply unit 2, a transmission unit 3, and to a refrigeration compressor unit 4.

Блок 2 энергоснабжения включает в себя три турбоагрегата 6, соответственно, с турбиной 10 и генератором 12, которые соединены посредством вала 11. Блок 2 энергоснабжения может включать в себя, однако, и менее трех или более трех турбоагрегатов 6.The power supply unit 2 includes three turbine units 6, respectively, with a turbine 10 and a generator 12, which are connected via a shaft 11. The power supply unit 2 may, however, include less than three or more than three turbine units 6.

Турбоагрегаты 6, соответственно, посредством электрического трансформатора 13 соединены с токоведущей шиной 15 электростанции блока 3 передачи, который подает электроэнергию к двигателям в блоке 4 холодильного компрессора и/или к другим потребителям 26 электроэнергии.The turbine units 6, respectively, by means of an electric transformer 13 are connected to the busbar 15 of the power plant of the transmission unit 3, which supplies electric power to the engines in the refrigeration compressor unit 4 and / or to other electricity consumers 26.

В блоке 4 холодильного компрессора посредством преобразовательных трансформаторов 14 и выпрямителей 16 переменного тока приводятся в действие выполненные с возможностью изменения числа оборотов электродвигатели 8 холодильного компрессора 7. Приводные электродвигатели 8 и холодильные компрессоры 7 соединены посредством валов 17 и образуют линию 9 электродвигатель - компрессор, которые в конечном счете инициируют циркуляцию хладагентов и охлаждение природного газа 21 в холодильном циркуляционном контуре 18.In block 4 of the refrigeration compressor, by means of converter transformers 14 and rectifiers 16 of alternating current, the electric motors 8 of the refrigeration compressor 7 are rotated. The drive motors 8 and the refrigeration compressors 7 are connected by means of shafts 17 and form an electric motor-compressor line 9, which ultimately initiate the circulation of refrigerants and the cooling of natural gas 21 in the refrigeration circulation circuit 18.

На фиг.1 представлен схематичный вид замкнутого холодильного циркуляционного контура 18. Сжатый хладагент от холодильных компрессоров 7 по трубопроводам 19 подается к сжижающему блоку 25. Использованный газообразный хладагент по трубопроводам 20 подается обратно к холодильным компрессорам 7.Figure 1 presents a schematic view of a closed refrigeration circulation circuit 18. Compressed refrigerant from refrigeration compressors 7 through pipelines 19 is supplied to the liquefaction unit 25. Used gaseous refrigerant through pipelines 20 is fed back to the refrigeration compressors 7.

На фиг.1 представлен далее на сжижающем блоке 25 вход для легких, газообразных углеводородов, таких, к примеру, как природный газ 21. В сжижающем блоке 25 (и в других аналогичных, не представленных здесь блоках) природный газ 21 за счет охлаждения в теплообменниках переходит из газообразной фазы в жидкую фазу (LNG) (22).Figure 1 shows the entrance for light, gaseous hydrocarbons, such as natural gas 21, on the liquefaction unit 25; in the liquefaction unit 25 (and other similar units not shown here), natural gas 21 is cooled by heat exchangers passes from the gaseous phase to the liquid phase (LNG) (22).

На фиг.2 представлен алгоритм в соответствии с изобретением вычислительного устройства определения нагрузки регулирующего устройства 5 для осуществления способа в соответствии с изобретением, то есть для управления бесперебойным режимом работы установки 1 сжижения газа. Для оценки соотношений по нагрузке динамическое вычислительное устройство определения нагрузки непрерывно получает информацию 101 от системы управления электростанцией. Информация включает в себя переданное в данный момент времени значение мощности каждой газовой или паровой турбины, возможное в данный момент времени максимальное значение мощности каждой газовой или паровой турбины и возможное в данный момент времени минимальное значение нагрузки каждой газовой или паровой турбины, выраженное, соответственно, значением электрической мощности генератора. На основании переданного значения мощности и возможного в данный момент времени максимального значения мощности или на основании переданного значения мощности и возможного в данный момент времени минимального значения нагрузки можно определить положительные или отрицательные резервы по нагрузке.Figure 2 presents the algorithm in accordance with the invention of a computing device for determining the load of the regulatory device 5 for implementing the method in accordance with the invention, that is, to control the uninterrupted mode of operation of the gas liquefaction unit 1. To evaluate the load ratios, a dynamic computing device for determining the load continuously receives information 101 from the power plant control system. The information includes the power value of each gas or steam turbine transmitted at a given time, the maximum power value of each gas or steam turbine at a given time, and the minimum load value of each gas or steam turbine at a given time, expressed, respectively, by the value electric power generator. Based on the transmitted power value and the possible maximum power value at a given time, or on the basis of the transmitted power value and the currently possible minimum load value, positive or negative load reserves can be determined.

На первом этапе 102 динамическое вычислительное устройство определения нагрузки рассчитывает весь имеющийся в распоряжении в данный момент времени положительный резерв по нагрузке за счет привлечения различных параметров, таких, к примеру, как температура окружающего воздуха в данный момент времени, влажность воздуха и теплотворная способность горючего газа, которые уже учтены в показателях 101 системы управления электростанцией.At the first stage 102, the dynamic computing device for determining the load calculates the entire available at the given time positive reserve for the load by attracting various parameters, such as, for example, the ambient temperature at a given time, air humidity and the calorific value of combustible gas, which are already taken into account in indicators 101 of the power plant management system.

На втором этапе 103 динамическое вычислительное устройство определения нагрузки сравнивает положительный резерв по нагрузке с мощностью самого большого турбоагрегата 6. Если полного объема положительного резерва по нагрузке даже при отключении турбоагрегата 6 оказывается достаточно для того, чтобы надежно поддерживать режим работы eLNG-установки, то динамическое вычислительное устройство определения нагрузки передает на диспетчерские пункты электростанции и eLNG-установки информацию о состоянии 104 под кодом «n+1 имеется в наличии». Если в этом состоянии действительно происходит защитное отключение в электростанции, то динамическое вычислительное устройство определения нагрузки остается не задействованным и система управления электростанцией за счет перераспределения нагрузки на остальных генераторах 12 снова осуществляет выравнивание между имеющейся в наличии и затребованной нагрузкой.At the second stage 103, the dynamic computing device for determining the load compares the positive load reserve with the capacity of the largest turbine unit 6. If the full volume of the positive reserve for the load even when the turbine unit 6 is turned off is sufficient to reliably maintain the operation mode of the eLNG installation, then the dynamic computing the load sensing device transmits information on state 104 under the code “n + 1 available” to the control stations of the power plant and eLNG installation. If a protective shutdown in the power plant does occur in this state, then the dynamic computing device for determining the load remains unused and the control system of the power plant, by redistributing the load on the remaining generators 12, again aligns between the available and the requested load.

Если динамическое вычислительное устройство определения нагрузки фиксирует, что имеющегося в наличии в настоящее время положительного резерва по нагрузке недостаточно для того, чтобы компенсировать возможный выход из строя турбоагрегата 6, то оно в качестве профилактической меры подает на диспетчерские пункты сообщение о состоянии 105 повышенной готовности под кодом «n+1 не имеется в наличии».If the dynamic computing device for determining the load detects that the currently available positive reserve for the load is not enough to compensate for the possible failure of the turbine unit 6, then as a preventive measure it sends to the control rooms a status message 105 of high availability under the code "N + 1 is not available."

Это позволяет обслуживающему персоналу мобилизовать, с учетом обстоятельств, законсервированные резервы по нагрузке (к примеру, посредством работ по техническому обслуживанию) или снизить нагрузку сети, к примеру, посредством отключения других потребителей 26 электроэнергии и тем самым при известных условиях предотвратить остановку производственного процесса при выходе из строя турбоагрегата 6. Для этого подходят также ручное перераспределение нагрузки между оперативными турбоагрегатами 6 и изменения в использовании технологического пара.This allows the maintenance personnel to mobilize, under the circumstances, preserved reserves for the load (for example, through maintenance work) or to reduce the network load, for example, by disconnecting other consumers 26 of electricity and thereby, under certain conditions, prevent the production process from stopping upon exit failure of turbine unit 6. For this purpose, manual redistribution of load between operational turbine units 6 and changes in the use of technological oh couple.

Если профилактическое снижение нагрузки со стороны обслуживающего персонала eLNG-установки не инициируется, к примеру, посредством отключения маловажных потребителей 26 электроэнергии или посредством временного сокращения производства, то динамическое вычислительное устройство для определения нагрузки может вмешаться посредством того, что временно уменьшит число оборотов всех оперативных приводных механизмов компрессоров на одно значение, которое еще обеспечивает стабильность работы компрессора и тем самым гарантирует бесперебойный режим производственного процесса. К тому же полученная от системы управления компрессором информация 106 по возможному в данный момент времени уменьшению нагрузки, за счет снижения числа оборотов компрессора, без нанесения ущерба стабильности работы компрессора, непрерывно обрабатывается, и сумма возможного снижения нагрузки отдельных узлов компрессора прибавляется к положительному резерву 107 по нагрузке. Полученный вследствие этого общий резерв по нагрузке компенсирует тогда, возможно, выход из строя турбоагрегата 6.If the preventive load reduction on the part of the service personnel of the eLNG installation is not initiated, for example, by turning off low-power consumers 26 or by temporarily reducing production, the dynamic computing device for determining the load can intervene by temporarily reducing the speed of all operational drive mechanisms compressors to one value, which still ensures the stability of the compressor and thereby guarantees uninterrupted operation th mode of the production process. In addition, information 106 received from the compressor control system on the possible reduction of the load at the given time, is continuously processed by reducing the number of compressor revolutions, without compromising the stability of the compressor, and the sum of the possible reduction in the load of individual compressor nodes is added to the positive reserve 107 load. The resulting total load reserve obtained as a result compensates then, possibly, the failure of the turbine unit 6.

В состоянии повышенной готовности под кодом «n+1 не имеется в наличии» снова может быть осуществлено выравнивание между положительным и отрицательным резервами по нагрузке посредством снижения числа оборотов на входе компрессора. Так как данный процесс может происходить очень быстро, то он осуществляется динамическим вычислительным устройством определения нагрузки только тогда, когда в состоянии повышенной готовности действительно происходит защитное отключение в электростанции.In the high-availability state, under the code “n + 1 is not available”, balancing between positive and negative reserves by load can again be carried out by reducing the number of revolutions at the compressor inlet. Since this process can occur very quickly, it is carried out by a dynamic computing device for determining the load only when, in a state of high availability, a protective shutdown in the power plant actually occurs.

Соответствующий алгоритм показан на фиг.3. Как уже пояснялось ранее, блок 107 обозначает сумму положительного резерва по нагрузке турбоагрегата 6 и возможного снижения нагрузки вследствие уменьшения числа оборотов блоков компрессоров. На следующем этапе 108 положительный резерв и возможное снижение нагрузки сравнивается с имеющейся в наличии в данный момент времени мощностью турбоагрегата 6. Вне зависимости от результатов сравнения при выходе из строя - этап 109 - турбины 10 имеет место логическая операция 110, и число оборотов блоков компрессоров уменьшается - этап 111. Если сумма положительного резерва по нагрузке и возможного снижения нагрузки меньше, чем мощность большего или, по меньшей мере, соответствующего турбоагрегата 6, то дополнительно происходит сброс нагрузки - этап 112.The corresponding algorithm is shown in figure 3. As previously explained, block 107 denotes the sum of the positive load reserve of the turbine unit 6 and the possible reduction in load due to a decrease in the number of revolutions of the compressor blocks. In the next step 108, a positive reserve and a possible reduction in load are compared with the power of the turbine unit 6 currently available. Regardless of the comparison results, in the event of failure - step 109 - of the turbine 10, logical operation 110 takes place, and the number of revolutions of the compressor blocks decreases - stage 111. If the sum of the positive reserve for the load and the possible reduction in load is less than the power of a larger or at least the corresponding turbine unit 6, then additionally the load is shed - e 112 ap.

Наряду с расчетным определением разности между положительным и отрицательным резервами по нагрузке, может использоваться независимое определение скорости изменения частоты сети (df/dt) для распознавания внезапного изменения соотношений по нагрузке - без учета его причин. Скорость изменения частоты пропорциональна соответствующему скачку нагрузки и может использоваться, таким образом, для определения необходимых защитных отключений.Along with the calculated determination of the difference between positive and negative reserves for the load, an independent determination of the rate of change of the network frequency (df / dt) can be used to recognize a sudden change in the ratio of the load - without taking into account its causes. The rate of change of frequency is proportional to the corresponding jump in the load and can be used, thus, to determine the necessary protective shutdowns.

Так как изменение частоты является прямым следствием произошедшего события, а определение скорости изменения требует большего количества времени, чем срабатывание защиты через прямые сигналы к отключению, операция, основанная на расчете изменения частоты, была бы произведена, при известных условиях, слишком поздно. Поэтому данную функцию можно рассматривать как резервный вариант для описанного прямого отключения. Кроме того, должен быть обеспечен тот факт, чтобы операции, являющиеся следствием расчетного определения пониженной частоты, не являлись причиной ложных срабатываний.Since the change in frequency is a direct consequence of the event, and the determination of the rate of change requires more time than the protection acting through direct signals to turn off, an operation based on the calculation of the frequency change would be carried out, under certain conditions, too late. Therefore, this function can be considered as a backup option for the described direct shutdown. In addition, it must be ensured that operations resulting from the calculated determination of a reduced frequency do not cause false positives.

Если данных мер недостаточно для выравнивания разности между положительным и отрицательным резервами по нагрузке, то динамическое вычислительное устройство определения нагрузки инициирует цепочку предварительно запрограммированных сбросов нагрузки при достижении определенных заранее пороговых значений пониженной частоты, чтобы предотвратить дальнейшее уменьшение частоты сети - и тем самым защитное отключение всей электростанции в целом. Заложенные в базу данных динамического вычислительного устройства определения нагрузки потребителя электроэнергии, которые при известных условиях временно могут быть отключены без остановки производственного процесса, отключаются от сети настолько быстро и в том необходимом объеме, который требуется для поддержания частоты сети.If these measures are not enough to equalize the difference between the positive and negative load reserves, then the dynamic computing device for determining the load initiates a chain of pre-programmed load shedding when the predetermined threshold values of the reduced frequency are reached in order to prevent a further decrease in the frequency of the network - and thus a protective shutdown of the entire power plant generally. The energy consumer load definitions stored in the database of a dynamic computing device, which under certain conditions can be temporarily disconnected without stopping the production process, are disconnected from the network so quickly and to the extent necessary to maintain the network frequency.

В принципе, ориентированный на внеплановое отключение турбоагрегатов 6 алгоритм может использоваться также и для внепланового отключения крупных потребителей электроэнергии, прежде всего крупных приводных механизмов компрессоров. Система управления электростанцией и агрегатами осуществлена таким образом, что она может регулировать сбросы нагрузки данного порядка величин без привлечения динамического вычислительного устройства определения нагрузки. На фиг.4 представлен принцип действия. Если сумма получаемых в результате регулирования частоты отрицательных резервов по нагрузке больше, чем самый большой предполагаемый сброс нагрузки за счет отключения приводных механизмов компрессоров, то динамическое вычислительное устройство определения нагрузки не вмешивается. В противном случае предварительно выбранный турбоагрегат 6 отключается, и полученный положительный резерв по нагрузке выравнивает оставшиеся недостачи.In principle, the algorithm oriented to unscheduled shutdown of turbine units 6 can also be used to unscheduled shutdown of large consumers of electricity, especially large compressor drive mechanisms. The control system of the power plant and units is implemented in such a way that it can regulate the load shedding of a given order of magnitude without involving a dynamic computing device for determining the load. Figure 4 presents the principle of operation. If the sum of the negative load reserves resulting from the regulation of the frequency is greater than the largest expected load shed due to the shutdown of the compressor drive mechanisms, the dynamic computing device for determining the load does not interfere. Otherwise, the pre-selected turbine 6 is turned off, and the resulting positive load reserve equalizes the remaining shortages.

Этап 113 представляет собой при этом вычисление отрицательного резерва по нагрузке и определение блоков компрессоров с самой большой нагрузкой. На этапе 114 оба эти значения сравниваются. Если отрицательный резерв по нагрузке больше, чем самая большая нагрузка блоков компрессоров, то вычислительное устройство выдает сообщение 115 под кодом «n+1 имеется в наличии». В противном случае оно выдает сообщение 116 под кодом «n+1 не имеется в наличии».Step 113 is the calculation of the negative reserve for the load and the determination of the compressor units with the highest load. At 114, both of these values are compared. If the negative load reserve is greater than the largest load of compressor units, then the computing device generates a message 115 under the code "n + 1 is available." Otherwise, it issues a message 116 under the code "n + 1 is not available."

На основании данных системы 101 управления электростанцией, а также системы 106 управления компрессорами производится согласование - этап 117 - турбоагрегатов 6 и блоков компрессоров. Посредством данного согласования предварительно выбранные турбины 10 отключаются, если отрицательный резерв по нагрузке - этап 116 - меньше, чем потребность в энергии со стороны самых крупных блоков компрессора, и - этап 124 -либо выходит из строя блок компрессора - этап 122, либо - этап 123 - скорость изменения частоты - этап 120 - в сети энергообеспечения установки 1 сжижения газа превышает заданное предельное значение - этап 121.Based on the data of the power plant control system 101, as well as the compressor control system 106, a coordination is made - step 117 - of the turbine units 6 and compressor blocks. Through this coordination, pre-selected turbines 10 are turned off if the negative load reserve - step 116 - is less than the energy demand from the largest compressor blocks, and - step 124 — either the compressor block fails — step 122, or — step 123 - the rate of change of frequency - step 120 - in the power supply network of the installation 1 gas liquefaction exceeds a predetermined limit value - step 121.

При еще больших сбросах нагрузки - этап 126 - к примеру, в случае частичного аварийного отключения от процесса, при известных условиях от сети должно быть отключено несколько турбоагрегатов 6 - этап 128. Если характеристика и величина - этап 118 - такого аварийного отключения известны, то и такой процесс, в принципе, может регулироваться с помощью вычислительного устройства определения нагрузки, к примеру, посредством того, что производится предварительный отбор - этап 119 - предназначенных для отключения турбин 10, чтобы при известных условиях иметь возможность и далее осуществлять отдельную фазу технологического процесса. Большие сбросы нагрузки - этап 126 - и превышение - этап 121 - предельного значения скорости изменения частоты - этап 120 - в плане не исключительного разделения - этап 127 - связаны друг с другом.With even greater load shedding - step 126 - for example, in the case of a partial emergency shutdown from the process, under certain conditions, several turbine units should be disconnected from the network 6 - step 128. If the characteristic and magnitude - step 118 - of such an emergency shutdown are known, then such a process, in principle, can be controlled using a computing device for determining the load, for example, by preliminary selection - step 119 - designed to shut off the turbines 10, so that under certain conditions able to continue to carry a separate phase of the process. Large load shedding - step 126 - and exceeding - step 121 - the limit value of the rate of change of frequency - step 120 - in terms of non-exclusive separation - step 127 - are connected to each other.

На фиг.5 схематично представлена степень загрузки турбины в традиционном блоке энергоснабжения установки 1 сжижения газа, в номинальном режиме работы. Все турбины 10 блока энергоснабжения работают под номинальной полной нагрузкой 27. Эксплуатируемый таким образом блок энергоснабжения не имеет положительного резерва по нагрузке, чтобы в случае выхода из строя турбоагрегата 6 иметь возможность обеспечить бесперебойный режим работы всей установки сжижения газа.Figure 5 schematically shows the degree of loading of the turbine in a conventional power supply unit of the gas liquefaction unit 1, in nominal operation mode. All turbines 10 of the power supply unit operate under nominal full load 27. The power supply unit operated in this way does not have a positive load reserve so that in case of failure of the turbine unit 6 it is possible to ensure uninterrupted operation of the entire gas liquefaction plant.

На фиг.6 схематично представлена степень загрузки турбины в описанном в US 7114351 В2 блоке энергоснабжения установки сжижения газа, в номинальном режиме работы. Дополнительная, находящаяся в резервном режиме турбина 24, запускается при выходе из строя другой, работающей в номинальном режиме установки сжижения газа под полной нагрузкой, турбины 10. Следствием выхода из строя турбины 10 могут быть остановки и простои оборудования в процессе работы LNG, и это может продолжаться несколько часов, пока соответствующий холодильный компрессор 7 не будет снова запущен в ход и процесс сжижения термически стабилизируется.Figure 6 schematically shows the degree of loading of the turbine in the power supply unit of the gas liquefaction installation described in US 7114351 B2, in nominal operation mode. An additional standby turbine 24 starts when another turbine operating in the nominal mode of gas liquefaction under full load, turbine 10, fails. The failure of turbine 10 may result in equipment shutdowns and downtimes during LNG operation, and this may continue for several hours until the corresponding refrigeration compressor 7 is started up again and the liquefaction process is thermally stabilized.

Фиг.7 схематично и в качестве примера демонстрирует степень загрузки турбины в блоке 2 энергоснабжения установки сжижения газа в соответствии с документом заявителя «All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages», KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005, XP-001544023, в номинальном режиме работы для блока 4 холодильного компрессора. Все турбины 10 работают под частичной нагрузкой 28. В данном случае находящаяся в резервном режиме турбина 24 отсутствует. Положительного резерва нагрузки достаточно для того, чтобы при выходе из строя одной турбины 10 за счет повышения нагрузки оставшихся турбин 10 обеспечить бесперебойный режим работы установки 1 сжижения газа.Fig. 7 schematically and as an example shows the degree of turbine loading in the power supply unit 2 of the gas liquefaction unit in accordance with the applicant's document "All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages", KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005, XP -001544023, in the nominal operating mode for unit 4 of the refrigeration compressor. All turbines 10 operate under partial load 28. In this case, the standby turbine 24 is absent. A positive load reserve is sufficient to ensure the failure of a single turbine 10 by increasing the load of the remaining turbines 10 to ensure uninterrupted operation of the gas liquefaction unit 1.

Фиг.8 схематично и в качестве примера демонстрирует альтернативный вариант степени загрузки турбины в блоке 2 энергоснабжения установки сжижения газа в соответствии с документом заявителя «All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages», KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005, XP-001544023, в номинальном режиме работы для блока 4 холодильного компрессора. Все турбины 10 работают под частичной или полной нагрузкой 28, 27. И в данном случае находящаяся в резервном режиме турбина 24 отсутствует. Степень загрузки турбин 10, однако, не обязательно одинакова. К примеру, наряду с другими параметрами, при определении степени загрузки может учитываться срок службы турбин 10.Fig. 8 schematically and by way of example illustrates an alternative embodiment of the degree of turbine loading in the power supply unit 2 of the gas liquefaction unit according to the applicant's document "All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages", KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005 , XP-001544023, in nominal operating mode for unit 4 of the refrigeration compressor. All turbines 10 operate under partial or full load 28, 27. And in this case, the standby turbine 24 is absent. The degree of loading of the turbines 10, however, is not necessarily the same. For example, along with other parameters, when determining the degree of loading, the service life of turbines 10 can be taken into account.

Claims (4)

1. Способ бесперебойной работы установки (1) сжижения газа, включающей в себя блок (2) энергоснабжения, блок (3) передачи, блок (4) холодильного компрессора и регулирующее устройство (5), причем блок (2) энергоснабжения имеет несколько турбоагрегатов (6), а блок (4) холодильного компрессора имеет, по меньшей мере, один холодильный компрессор (7) и присоединенный к холодильному компрессору (7) приводной электродвигатель (8) для электропривода холодильного компрессора (7) с номинальным расходом электроэнергии, блок (3) передачи подает полученную от блока (2) энергоснабжения мощность на блок (4) холодильного компрессора, а регулирующее устройство (5) соединяют с блоком (2) энергоснабжения и блоком (4) холодильного компрессора, и в нормальном режиме работы за счет работы всех турбоагрегатов (6) под частичной или полной нагрузкой предоставляют необходимую для номинального потребления мощность, причем количество турбоагрегатов (6) превосходит минимальное количество, необходимое для обеспечения непрерывной работы блока (4) холодильного компрессора,
отличающийся наличием следующих этапов способа:
- непрерывный контроль режима работы, по меньшей мере, тех потребителей электроэнергии блока (4) холодильного компрессора, которые представляют собой второстепенную процентную долю в общей нагрузке блока (4) холодильного компрессора,
- расчет всего имеющегося в данный момент времени отрицательного резерва по нагрузке,
- отключение, по меньшей мере, одной предварительно заданной турбины (10), если получаемый посредством регулировки частоты холодильного компрессора или холодильных компрессоров (7) отрицательный резерв по нагрузке меньше, чем потребность в энергии самого большого из холодильных компрессоров (7), и либо выходит из строя холодильный компрессор (7), либо скорость изменения частоты (df/dt) в сети энергообеспечения установки (1) сжижения газа превышает заданное предельное значение (121).1. The method of uninterrupted operation of the gas liquefaction plant (1), which includes a power supply unit (2), a transmission unit (3), a refrigeration compressor unit (4) and a control device (5), the power supply unit (2) having several turbine units ( 6), and the refrigeration compressor unit (4) has at least one refrigeration compressor (7) and a drive motor (8) connected to the refrigeration compressor (7) to electrically drive the refrigeration compressor (7) with a nominal power consumption, block (3 ) transmission transmits received from the block (2 ) power supply to the unit (4) of the refrigeration compressor, and the control device (5) is connected to the unit (2) of power supply and the unit (4) of the refrigeration compressor, and in normal operation due to the operation of all turbine units (6) under partial or full load provide the power necessary for nominal consumption, and the number of turbine units (6) exceeds the minimum amount necessary to ensure continuous operation of the refrigeration compressor unit (4),
characterized by the following steps of the method:
- continuous monitoring of the operation of at least those consumers of electric power of the refrigeration compressor unit (4), which represent a minor percentage of the total load of the refrigeration compressor unit (4),
- calculation of all available at the given time negative reserve for the load,
- shutting down at least one predefined turbine (10) if the negative load reserve obtained by adjusting the frequency of the refrigeration compressor or refrigeration compressors (7) is less than the energy requirement of the largest of the refrigeration compressors (7), and either the refrigeration compressor (7) is malfunctioning, or the frequency change rate (df / dt) in the power supply network of the gas liquefaction plant (1) exceeds a predetermined limit value (121). 2. Способ по п.1, причем рассчитывают весь имеющийся в распоряжении в данный момент времени положительный резерв по нагрузке и число оборотов на входе компрессора при выходе из строя турбоагрегата (6) уменьшают, если положительный резерв по нагрузке меньше, чем полученная турбоагрегатом (6) перед выходом из строя мощность.2. The method according to claim 1, whereby the entire positive load reserve available at the given time is calculated and the number of revolutions at the compressor inlet when the turbine unit fails (6) is reduced if the positive load reserve is less than that obtained by the turbine unit (6 ) before power failure. 3. Способ по п.2, причем, по меньшей мере, один предварительно заданный потребитель электроэнергии отключают от установки (1) сжижения газа, если после выхода из строя турбоагрегата (6) даже за счет сниженного числа оборотов на входе компрессора фактическая мощность турбоагрегатов (6) не может покрыть фактическую потребность в энергии блока (4) холодильного компрессора.3. The method according to claim 2, wherein at least one predetermined electricity consumer is disconnected from the gas liquefaction unit (1) if, after the failure of the turbine unit (6), even due to a reduced number of revolutions at the compressor inlet, the actual power of the turbine units ( 6) cannot cover the actual energy requirement of the unit (4) of the refrigeration compressor. 4. Способ по любому из пп.1-3, причем при достижении заранее определенных нижних пороговых значений частоты в сети энергообеспечения установки (1) сжижения газа определенные заранее нагрузки сбрасывают. 4. The method according to any one of claims 1 to 3, moreover, upon reaching a predetermined lower threshold frequency value in the power supply network of the installation (1) gas liquefaction, predetermined loads are reset.
RU2010104871/06A 2007-07-12 2008-07-08 Method applied for uninterrupted operation of gas liquefaction plant RU2458295C2 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP07013711A EP2015011A1 (en) 2007-07-12 2007-07-12 Gas liquefaction facility and method for continuous operation of a gas liquefaction facility
EP07013711.2 2007-07-12

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2010104871A RU2010104871A (en) 2011-08-20
RU2458295C2 true RU2458295C2 (en) 2012-08-10

Family

ID=39104484

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010104871/06A RU2458295C2 (en) 2007-07-12 2008-07-08 Method applied for uninterrupted operation of gas liquefaction plant

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20100257895A1 (en)
EP (2) EP2015011A1 (en)
CN (1) CN101784857B (en)
AU (1) AU2008274289B2 (en)
RU (1) RU2458295C2 (en)
WO (1) WO2009007359A2 (en)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE102009017613A1 (en) * 2009-04-16 2010-10-28 Siemens Aktiengesellschaft Method for operating several machines
US8108081B2 (en) * 2009-08-12 2012-01-31 Sunpower Corporation System and method for associating a load demand with a variable power generation
FR2977015B1 (en) * 2011-06-24 2015-07-03 Saipem Sa METHOD FOR LIQUEFACTING NATURAL GAS WITH TRIPLE FIRM CIRCUIT OF REFRIGERATING GAS
EP2604960A1 (en) * 2011-12-15 2013-06-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of operating a compressor and system and method for producing a liquefied hydrocarbon stream
EP2660547A1 (en) 2012-05-03 2013-11-06 Siemens Aktiengesellschaft Metallurgical assembly
US9939194B2 (en) * 2014-10-21 2018-04-10 Kellogg Brown & Root Llc Isolated power networks within an all-electric LNG plant and methods for operating same
JP6415989B2 (en) * 2015-01-05 2018-10-31 三菱重工サーマルシステムズ株式会社 Cooling device for liquefied gas
EP3339653B1 (en) 2016-12-21 2021-07-07 ABB Schweiz AG Compressor control during power supply system disturbances
WO2019110770A1 (en) * 2017-12-07 2019-06-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of operating a liquefied natural gas production facility
JP6556891B2 (en) * 2018-03-09 2019-08-07 三菱重工サーマルシステムズ株式会社 Cooling device for liquefied gas and maintenance method thereof
CN108561194B (en) * 2018-04-27 2020-07-14 中国神华能源股份有限公司 Primary frequency modulation control device and method for generator set

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1359603A1 (en) * 1985-12-25 1987-12-15 Всесоюзный научно-исследовательский институт гелиевой техники Method of controlling cryogenic unit modes of operation
EP0768449A1 (en) * 1995-10-10 1997-04-16 Asea Brown Boveri Ag Process for operating a power plant
US7069733B2 (en) * 2003-07-30 2006-07-04 Air Products And Chemicals, Inc. Utilization of bogdown of single-shaft gas turbines to minimize relief flows in baseload LNG plants
US7114351B2 (en) * 2002-09-30 2006-10-03 Bp Corporation North America Inc. All electric LNG system and process

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2539298C (en) * 2003-11-06 2010-04-13 Exxonmobil Upstream Research Company Method for efficient, nonsynchronous lng production
JP4564376B2 (en) * 2005-02-23 2010-10-20 株式会社東芝 LNG power generation plant and its operation method

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1359603A1 (en) * 1985-12-25 1987-12-15 Всесоюзный научно-исследовательский институт гелиевой техники Method of controlling cryogenic unit modes of operation
EP0768449A1 (en) * 1995-10-10 1997-04-16 Asea Brown Boveri Ag Process for operating a power plant
US7114351B2 (en) * 2002-09-30 2006-10-03 Bp Corporation North America Inc. All electric LNG system and process
US7069733B2 (en) * 2003-07-30 2006-07-04 Air Products And Chemicals, Inc. Utilization of bogdown of single-shaft gas turbines to minimize relief flows in baseload LNG plants

Also Published As

Publication number Publication date
EP2165137A2 (en) 2010-03-24
AU2008274289A1 (en) 2009-01-15
WO2009007359A3 (en) 2009-10-22
RU2010104871A (en) 2011-08-20
CN101784857B (en) 2012-09-26
US20100257895A1 (en) 2010-10-14
CN101784857A (en) 2010-07-21
WO2009007359A2 (en) 2009-01-15
EP2015011A1 (en) 2009-01-14
AU2008274289B2 (en) 2012-12-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2458295C2 (en) Method applied for uninterrupted operation of gas liquefaction plant
KR101117084B1 (en) Method for efficient, nonsynchronous ??? production
US9059587B2 (en) System and method of supplying power to loads of a drilling rig
US9065300B2 (en) Dual fuel system and method of supplying power to loads of a drilling rig
US20100038907A1 (en) Power Generation
AU2016269270B2 (en) Improvements in energy storage
RU2535442C2 (en) Method of operation of combined power station
US20050172630A1 (en) Method for operation of a power generation plant
US20150142192A1 (en) Method of regulating a plant comprising cogenerating installations and thermodynamic systems intended for air conditioning and/or heating
US20180123349A1 (en) Modular power supply and storage products
JP6742592B2 (en) Micro grid control system
JP5778356B2 (en) BOG processing equipment and BOG processing method
GB2476475A (en) Power and cooling system for a data centre
WO2009096028A1 (en) Motive power supply system for plant, method for operating the same, and method for modifying the same
JP2018003598A (en) Electrical power*heat medium production system and its control method
RU2354024C1 (en) Integrated power system and operating procedure for integrated power system
JP4987973B2 (en) Natural gas liquefaction plant and power supply system, control device and operation method thereof
US20060007613A1 (en) Method for power adaptation in an electricity network
CN109441650B (en) Uninterrupted self-starting voltage-stabilizing power supply ventilation control system applicable to high-gas tunnel
US20240235199A1 (en) Plant for the production of electrical energy and method for operating said plant
US20220181657A1 (en) Energy management systems for fuel cells
Wagner et al. Combined Heating and Power Using Microturbines in a Major Urban Hotel.
JP2021076056A (en) Power generating system, control device, and power generation method
Shehab Data Center Renovation
Abeuov et al. Operation conditions of gas-turbine plants in electrical power system

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130709