EP2015011A1 - Gasverflüssigungsanlage sowie ein Verfahren zum unterbrechungsfreien Betrieb einer Gasverflüssigungsanlage - Google Patents

Gasverflüssigungsanlage sowie ein Verfahren zum unterbrechungsfreien Betrieb einer Gasverflüssigungsanlage Download PDF

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EP2015011A1
EP2015011A1 EP07013711A EP07013711A EP2015011A1 EP 2015011 A1 EP2015011 A1 EP 2015011A1 EP 07013711 A EP07013711 A EP 07013711A EP 07013711 A EP07013711 A EP 07013711A EP 2015011 A1 EP2015011 A1 EP 2015011A1
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EP
European Patent Office
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refrigerant compressor
power
gas liquefaction
gas
turbo
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP07013711A
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English (en)
French (fr)
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Reiner Balling
Andreas Heinemann
Fritz Kleiner
Ulrich Dr. Tomschi
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Siemens AG
Original Assignee
Siemens AG
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Filing date
Publication date
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    • F25J2280/20—Control for stopping, deriming or defrosting after an emergency shut-down of the installation or for back up system

Definitions

  • the invention relates to a gas liquefaction plant, in particular a natural gas liquefaction plant, and relates to the provision of electrical energy for the uninterrupted operation of such a gas liquefaction plant.
  • the invention further relates to a method for uninterrupted operation of a gas liquefaction plant.
  • LNG liquefied natural gas
  • liquefaction liquefied natural gas As liquefied natural gas (abbreviation LNG for English liquefied natural gas) is called by liquefaction liquefied natural gas.
  • LNG has less than 1 / 600th of the volume of natural gas at atmospheric pressure and is therefore particularly suitable for transport and storage purposes; as fuel, it can not be used in this state of aggregation.
  • Natural gas In power plants operating a liquefaction plant for light hydrocarbons, e.g. Natural gas, upstream, usually come with natural gas-fired gas turbines and optionally steam turbines used to provide the coupled generators, the electrical energy that is needed motor-driven.
  • natural gas-fired gas turbines and optionally steam turbines used to provide the coupled generators, the electrical energy that is needed motor-driven.
  • turbo compressors for the refrigerant circuit are driven by directly coupled gas turbines.
  • the refrigerant compressors are driven by maintenance-free speed-controlled electric motors in newer systems.
  • An electric generator driven by a gas or steam turbine supplies the electric power for these motors; upstream static frequency inverters allow smooth start-up and speed-controlled operation.
  • This is also referred to as an eLNG system (e for electric ).
  • the US Pat. No. 7,114,351 B2 describes such a system for providing the electric power for the drives of the refrigerant compressor of an LNG process.
  • a first step the electric power for the process of liquefying gaseous light hydrocarbons from a source is provided, and in a second step, a refrigerant is compressed in a refrigerant compressor driven by an electric motor using the electric power generated in the first step.
  • Electric motors provide their rated power under various operating conditions, allowing for continuous operation of the refrigerant compressors, even under changing environmental conditions, different gas, or different air inlet temperatures at the gas turbines.
  • the US Pat. No. 7,114,351 B2 further states that a suddenly failing gas turbine by one or more additional gas turbines in standby, or one or more additional turbo sets in standby, could be replaced.
  • the disadvantage of this method is that the LNG production process has already collapsed and it takes a few hours for the affected refrigerant compressor to be restarted and thermally stabilized. So you have to take in particular interruptions or downtime in purchasing.
  • the object of the invention is therefore to specify a highly available gas liquefaction plant and a process for the uninterrupted operation of a gas liquefaction plant.
  • the object directed to the uninterrupted operation of a gas liquefaction plant is achieved by a gas liquefaction plant comprising a power generation part, a transmission part, a refrigerant compressor part and a control device, wherein the power generation part comprises a number of turbo sets and the refrigerant compressor part at least one refrigerant compressor and a drive motor coupled to the refrigerant compressor having electrical drive of the refrigerant compressor, the transmission part provides the power generated in the power generation part of the refrigerant compressor part and the control device is connected to the power generation part and the refrigerant compressor part, wherein the control device in normal operation required for the nominal power required by the partial or full load operation of all turbo sets is available, and the number of turbo sets the minimum number exceeds that is necessary to ensure the continuity of the operation of the refrigerant compressor unit.
  • the power generation part comprises a number of turbo sets and the refrigerant compressor part at least one refrigerant compressor and a drive motor coupled to the refrigerant compressor having electrical drive of the refrig
  • the invention is therefore based on the idea to install an additional turbo set, based on the total power requirement of the eLNG system, following the n + 1 principle.
  • This turbo set is not a standby turbo set. All turbo sets necessary for the operation of the eLNG system, including the n + 1th turbo set, operate in the undisturbed or normal state of the system in part-load operation, ie in each case so much rotating reserve is provided that the failure of a turbo set can be compensated by control technology.
  • One or more designated turbo sets can take over the frequency control and all operational turbo sets are normally loaded evenly. In protective shutdowns (trip) of a turbine or a generator decides a control device (dynamic load computer), whether measures to stabilize the island grid must be initiated or not.
  • the most serious fault expected for the operation of the eLNG system is the unplanned failure of a turbo set in the power generation part, ie in the island power plant - protection shutdowns of compressor drives are subordinate in their effects and in emergency shutdowns in the process plant, the operation may not be maintained.
  • a partial emergency shutdown (ESD, emergency shutdown) in the process plant can also be included in the algorithm of the dynamic load calculator.
  • variable-speed (converter-fed) electric motors and feeding them from a modern combined cycle power plant increases the thermal efficiency of the plant and greenhouse gas emissions are reduced.
  • the refrigerant compressor can be restarted after a process-related shutdown within 10 to 30 minutes instead of 8 to 12 hours in the case of standby turbines or fixed-speed electric motors with Anfahrumrichtern without relieving the compressors and flare without refrigerant.
  • the production of the eLNG system can be maintained without interruption during the lockout of a generator in the power plant.
  • the risk to persons is reduced by shifting maintenance work from the potentially explosive process area to the power plant area.
  • the narrowing of the compressor selection criteria to the speed and power of the gas turbine differs when using application-specific designed variable speed electric motors of an optimization according to process conditions.
  • the power generation part includes a number of turbo sets and the refrigerant compressor part at least one refrigerant compressor and a coupled to the refrigerant compressor drive motor for electrically driving the refrigerant compressor with an electric Have nominal requirements
  • the transmission part provides the power generated in the power generation part of the refrigerant compressor part
  • the control device is connected to the power generation part and the refrigerant compressor part
  • the power required for the nominal demand is provided by the partial or full load operation of all turbo sets in normal operation
  • the number turbo sets exceeds the minimum number necessary to ensure the stability of operation d to ensure the refrigerant compressor part.
  • all necessary to operate the gas liquefaction turbine sets are operated in normal operation of the liquefaction plant and the turbo sets at part load.
  • control device In order for the control device to work quickly and accurately, it is expedient for the control device to continuously receive information from the power plant control technology and from the compressor control technology.
  • Uninterrupted operation of the gas liquefaction plant can best be achieved by operating the turbo sets so that a positive or negative power reserve covers the failure of the largest turbomachine, with the positive power reserve covering one generator failure and the negative power reserve covering the failure of one engine Compressor line of the refrigerant compressor part.
  • the compressor drive speed is preferably lowered when a previously determined total positive load reserve is smaller than the yielded power of the turbo set before failure. (Following the quadratic load curve of the turbocompressors, the power consumed by the electric motors decreases with the cube of the speed).
  • the negative load reserve is smaller than the energy requirement of the largest refrigerant compressor and either a refrigerant compressor fails or exceeds the specified limits for the mains frequency and its time change, Voltage and phase angle in the energy supply network of the gas liquefaction plant a predetermined limit, it is expedient to turn off predetermined turbines.
  • FIG. 1 shows an integrated solution for a gas liquefaction plant 1 with an island power plant 23 as a power generation part 2, a transmission part 3 for the distribution of energy and a refrigerant compressor part 4.
  • a control device 5 is connected to the power generation part 2, the transmission part 3 and the refrigerant compressor part 4.
  • the power generation part 2 comprises three turbo sets 6, each having a turbine 10 and a generator 12, which are connected via a shaft 11. However, the power generation part 2 may also comprise less than three or more than three turbo sets 6.
  • turbo sets 6 are connected in each case via an electrical transformer 13 to the power station busbar 15 of the transmission part 3, which provides the electrical energy to the motors in the refrigerant compressor part 4 and / or other consumers 26.
  • variable-speed electric motors 8 of the refrigerant compressor 7 are driven via converter transformers 14 and converters 16.
  • Drive motors 8 and refrigerant compressor 7 are connected via shafts 17 and form engine compressor trains 9, which ultimately cause the refrigerant circulation and cooling of the natural gas 21 in the refrigerant circuit 18.
  • FIG. 1 shows a schematic representation of the closed refrigerant circuit 18.
  • Compressed refrigerant is transported from the refrigerant compressor 7 via lines 19 to the liquefaction unit 25. Used gaseous refrigerant is returned via lines 20 to the refrigerant compressors 7.
  • FIG. 1 shows FIG. 1 at the liquefaction unit 25 an inlet for light, gaseous hydrocarbons, such as natural gas 21.
  • gaseous hydrocarbons such as natural gas 21.
  • the natural gas 21 goes from the gaseous to the liquid phase (LNG) 22 by cooling in heat exchangers above.
  • FIG. 2 shows the algorithm of a load computer of the control device 5 for controlling the uninterrupted operation of a gas liquefaction plant 1.
  • the information includes the currently delivered power of each gas turbine, the currently possible maximum power of each gas or steam turbine set and the currently possible minimum load of each gas or steam turbine, expressed in each case in electrical generator power. Based on the power delivered and the currently possible maximum power or on the basis of the output power and the currently possible minimum load, the positive or negative load reserve can be determined.
  • the dynamic load calculator computes the total currently available positive load reserve, taking into account various parameters, e.g. the current ambient temperature, the humidity and the calorific value of the fuel gas, which are already taken into account in the values 101 from the power plant control technology.
  • the dynamic load calculator compares the positive load reserve with the power of the largest turbo set 6. If the total positive load reserve is sufficient to maintain the operation of the eLNG system even if a turbo set 6 is switched off, the dynamic load calculator reports to the wait staff 104. When the power plant and the eLNG system actually have a power cut-out in the power plant, the dynamic load calculator remains passive and the power plant control system balances the remaining available generators 12 with the balance between available and requested load come back.
  • the dynamic load calculator determines that the currently available positive power reserve is not sufficient to compensate for the possible failure of a turbo set 6, it proactively notifies the alarm status "n + 1 not available" 105 to the waiting.
  • the dynamic load calculator can intervene by temporarily reducing the speed of all operational compressor drives to a value that still ensures the stability of the compressor and thus ensures the freedom of production interruption.
  • the information 106 obtained from the compressor control technology is processed continuously by reducing the compressor speed without jeopardizing the stability of the compressor operation, and adds the sum of the possible load reduction of the individual compressor units to the positive load reserve 107. The total achieved thereby Power reserve then possibly covers the failure of a turbo set 6.
  • the associated algorithm is in FIG. 3 shown.
  • 107 denotes the sum of the positive load reserve of the turbo sets 6 and the possible load reduction due to a reduction in the speed of the compressor units.
  • the positive load reserve and the possible load reduction are compared with the currently available power of the largest turbo set 6. Regardless of the result of the comparison, the failure 110 of a turbine 10, the conjunction 110 is true and the speed of the compressor units is reduced 111. If the sum of positive load reserve and possible load reduction is smaller than the performance of the largest or at least affected turbo set 6, additionally takes place a load shedding 112th
  • an independent determination of the line frequency change rate (df / dt) can be used to detect a sudden change in the load conditions - regardless of their cause.
  • the rate of change of frequency is proportional to the respective load step and can thus be used to determine the necessary protection shutdowns.
  • the dynamic load computer initiates a chain of preprogrammed load drops when predefined underfrequency thresholds are reached, in order to prevent a further lowering of the network frequency and thus a protective shutdown of the entire power plant.
  • the stored in the load computer consumers which may be temporarily shut down, without interrupting production, are as fast and to the extent necessary disconnected from the network, as required to maintain the grid frequency.
  • the algorithm applied to the unplanned shutdown of turbo sets 6 is also applicable to the unplanned shutdown of large consumers, especially the large compressor drives.
  • the power plant and machine control technology is designed so that it can compensate for load shedding of this magnitude without the involvement of the dynamic load calculator.
  • FIG. 4 shows the principle.
  • the dynamic load calculator does not intervene. Otherwise, a preselected turbo set 6 is turned off and the resulting positive load reserve offsets the remaining gap.
  • step 113 designates the calculation of the negative load reserve and the determination of the compressor units with the largest load. In step 114, these two values are compared. If the negative load reserve is greater than the larger load of the compressor units, the calculator reports "n + 1 available” 115. Otherwise, it reports "n + 1 not available” 116.
  • FIG. 5 schematically shows the turbine load in a conventional power generation part of a gas liquefaction plant 1 in nominal operation. All turbines 10 of the power generation part run under nominal full load 27. The so operated power generation part has no positive load reserve to ensure the failure of a turbo set 6 the uninterrupted operation of the entire gas liquefaction plant.
  • FIG. 6 schematically shows the turbine utilization, im in the US Pat. No. 7,114,351 B2 described power generation part of a gas liquefaction plant in nominal operation.
  • the additional turbine 24, which is kept ready in standby mode, is started in the event of the failure of another turbine 10 operating under full load during nominal operation of the gas liquefaction plant.
  • Interruptions and downtimes in the LNG production process can be the result of a failure of a turbine 10 and it may take several hours until the affected refrigerant compressor 7 is restarted and the liquefaction process is thermally stabilized.
  • FIG. 7 shows schematically and by way of example the turbine utilization in the power generation part 2 of a gas liquefaction plant 1 according to the invention in nominal operation for the refrigerant compressor part 4. All turbines 10 run under partial load 28. There is no standby turbine 24. The positive load reserve is sufficient in case of failure of a turbine 10 by increasing the Load of the remaining turbines 10 to ensure the uninterrupted operation of the gas liquefaction plant 1.
  • FIG. 8 shows schematically and by way of example an alternative turbine utilization in the power generation part 2 of a gas liquefaction plant 1 according to the invention in nominal operation for the refrigerant compressor part 4. All turbines 10 run under partial or full load 28,27. Again, there is no standby turbine 24. However, the utilization of the turbines 10 is not necessarily the same. For example, among other parameters, the engine life of the turbines 10 in the Determining the utilization machine-specific consideration.

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Abstract

Die Erfindung betrifft eine Gasverflüssigungsanlage (1) und ein Verfahren zum unterbrechungsfreien Betrieb einer Gasverflüssigungsanlage (1), umfassend einen Energieerzeugungsteil (2), einen Übertragungsteil (3), einen Kältemittelverdichterteil (4) und eine Regeleinrichtung (5), wobei der Energieerzeugungsteil (2) eine Anzahl von Turbosätzen (6) und der Kältemittelverdichterteil (4) mindestens einen Kältemittelverdichter (7) und einen an den Kältemittelverdichter (7) angekoppelten Antriebsmotor (8) zum elektrischen Antrieb des Kältemittelverdichters (7) mit einem elektrischen Nennbedarf aufweisen, der Übertragungsteil (3) die im Energieerzeugungsteil (2) erzeugte Leistung dem Kältemittelverdichterteil (4) zur Verfügung stellt und die Regeleinrichtung (5) mit dem Energieerzeugungsteil (2) und dem Kältemittelverdichterteil (4) verbunden ist, wobei über die Regeleinrichtung (5) im Normalbetrieb die für den Nennbedarf erforderliche Leistung durch den Teil- oder Volllastbetrieb aller Turbosätze (6) bereitstellbar ist, wobei die Anzahl der Turbosätze (6) die Mindestanzahl übersteigt, die notwendig ist, die Kontinuität des Betriebs des Kältemittelverdichterteils (4) sicherzustellen.

Description

  • Die Erfindung betrifft eine Gasverflüssigungsanlage, insbesondere eine Erdgasverflüssigungsanlage, und bezieht sich auf die Bereitstellung elektrischer Energie für den unterbrechungsfreien Betrieb einer solchen Gasverflüssigungsanlage. Die Erfindung betrifft ferner ein Verfahren zum unterbrechungsfreien Betrieb einer Gasverflüssigungsanlage.
  • Als verflüssigtes Erdgas (Abkürzung LNG für engl. liquefied natural gas) bezeichnet man durch Abkühlung verflüssigtes Erdgas. LNG hat weniger als 1/600stel des Volumens von Erdgas bei atmosphärischem Druck und eignet sich daher besonders zu Transport- und Lagerungszwecken; als Brennstoff kann es in diesem Aggregatzustand nicht verwendet werden.
  • In Kraftwerken, die einer Anlage zur Verflüssigung leichter Kohlenwasserstoffe, wie z.B. Erdgas, vorgeschaltet sind, kommen üblicherweise mit Erdgas befeuerte Gasturbinen sowie gegebenenfalls Dampfturbinen zum Einsatz, um über die angekuppelten Generatoren die elektrische Energie bereitzustellen, die motorgetrieben benötigt wird.
  • In konventionellen Erdgasverflüssigungsanlagen werden die Turboverdichter für den Kältemittelkreislauf durch direkt gekuppelte Gasturbinen angetrieben.
  • Gattungsmäßige Nachteile dieser Anlagen sind Produktionsausfall bei den erforderlichen regelmäßigen Wartungsarbeiten an den Gasturbinen, schwieriges An- oder Wiederanfahren der Verdichter mit Einwellengasturbinen, sowie die direkte Abhängigkeit der Größe und der Leistungsabgabe der Kältemittelverdichter von den typgeprüften Gasturbinen selbst, deren Wellenleistung wiederum von täglich schwankenden oder saisonal sich ändernden Umgebungsbedingungen abhängt.
  • Zur Vermeidung dieser Nachteile werden in neueren Anlagen die Kältemittelverdichter durch wartungsfreie drehzahlgeregelte Elektromotoren angetrieben. Ein von einer Gas- oder Dampfturbine angetriebener elektrischer Generator liefert die elektrische Leistung für diese Motoren; vorgeschaltete statische Frequenzumrichter erlauben einen sanften Anlauf und drehzahlgeregelten Betrieb. Man spricht dann auch von einer eLNG-Anlage (e für electric).
  • Die US 7 114 351 B2 beschreibt eine solche Anlage zur Bereitstellung der elektrischen Leistung für die Antriebe der Kältemittelverdichter eines LNG-Prozesses. Hierbei wird in einem ersten Schritt die elektrische Leistung für den Prozess der Verflüssigung gasförmiger leichter Kohlenwasserstoffe aus einer Quelle bereitgestellt und in einem zweiten Schritt ein Kältemittel in einem Kältemittelverdichter verdichtet, der durch einen Elektromotor angetrieben wird, unter Verwendung der im ersten Schritt erzeugten elektrischen Leistung.
  • Elektromotoren liefern ihre Nennleistung unter verschiedenen Betriebsbedingungen, was einen Dauerbetrieb der Kältemittelverdichter ermöglicht, selbst bei wechselnden Umgebungsbedingungen, unterschiedlichem Gas, oder unterschiedlichen Lufteingangstemperaturen an den Gasturbinen. Die US 7 114 351 B2 führt weiter aus, dass eine plötzlich ausfallende Gasturbine durch eine oder auch mehrere zusätzliche Gasturbinen im Standby, bzw. einen oder auch mehrere zusätzliche Turbosätze im Standby, ersetzt werden könne. Der Nachteil dieser Methode ist aber, dass der LNG Produktionsprozess dann aber bereits zusammengebrochen ist und es einige Stunden dauert, bis der betroffene Kältemittelverdichter wieder angefahren und thermisch stabilisiert ist. Man hat also insbesondere Unterbrechungen bzw. Stillstandszeiten in Kauf zu nehmen.
  • Aufgabe der Erfindung ist daher die Angabe einer hochverfügbaren Gasverflüssigungsanlage sowie ein Verfahren für den unterbrechungsfreien Betrieb einer Gasverflüssigungsanlage.
  • Erfindungsgemäß wird die auf den unterbrechungsfreien Betrieb einer Gasverflüssigungsanlage gerichtete Aufgabe gelöst durch eine Gasverflüssigungsanlage, umfassend einen Energieerzeugungsteil, einen Übertragungsteil, einen Kältemittelverdichterteil und eine Regeleinrichtung, wobei der Energieerzeugungsteil eine Anzahl von Turbosätzen und der Kältemittelverdichterteil mindestens einen Kältemittelverdichter und einen an den Kältemittelverdichter angekoppelten Antriebsmotor zum elektrischen Antrieb des Kältemittelverdichters aufweisen, der Übertragungsteil die im Energieerzeugungsteil erzeugte Leistung dem Kältemittelverdichterteil zur Verfügung stellt und die Regeleinrichtung mit dem Energieerzeugungsteil und dem Kältemittelverdichterteil verbunden ist, wobei über die Regeleinrichtung im Normalbetrieb die für den Nennbedarf erforderliche Leistung durch den Teil- oder Volllastbetrieb aller Turbosätze bereitstellbar ist, und die Anzahl der Turbosätze die Mindestanzahl übersteigt, die notwendig ist, die Kontinuität des Betriebs des Kältemittelverdichterteils sicherzustellen.
  • Die Erfindung beruht demnach auf dem Gedanken, einen zusätzlichen Turbosatz, gemessen am Gesamt-Leistungsbedarf der eLNG-Anlage, dem n+1 Prinzip folgend, zu installieren. Dieser Turbosatz ist kein Standby-Turbosatz. Alle zum Betrieb der eLNG-Anlage notwendigen Turbosätze, einschließlich dem n+1ten Turbosatz, arbeiten im ungestörten bzw. Normalzustand der Anlage im Teillastbetrieb, d.h. es wird jeweils so viel rotierende Reserve vorgehalten, dass der Ausfall eines Turbosatzes regelungstechnisch ausgeglichen werden kann. Dabei können einer oder mehrere designierte Turbosätze die Frequenzregelung übernehmen und alle operativen Turbosätze werden im Normalfall gleichmäßig belastet. Bei Schutzabschaltungen (trip) einer Turbine oder eines Generators entscheidet eine Regeleinrichtung (dynamischer Lastrechner), ob Maßnahmen zur Stabilisierung des Inselnetzes eingeleitet werden müssen oder nicht.
  • Der für den Betrieb der eLNG-Anlage schwerwiegendste zu erwartende Fehler ist der ungeplante Ausfall eines Turbosatzes im Energieerzeugungsteil, also im Inselkraftwerk - Schutzabschaltungen von Verdichterantrieben sind in ihren Auswirkungen untergeordnet und bei Notabschaltungen in der Prozessanlage kann der Betrieb unter Umständen nicht aufrechterhalten werden. Prinzipiell kann aber auch eine partielle Notabschaltung (ESD, emergency shut down) in der Prozessanlage in den Algorithmus des dynamischen Lastrechners mit einbezogen werden.
  • Die damit prinzipiell mögliche unterbrechungsfreie Betriebsdauer der Gasverflüssigungsanlage wird durch Wegfall notwendiger Wartungsarbeiten an den Gasturbinen im Energieerzeugungsteil von bisher ein bis zwei auf mehr als fünf Jahre erhöht. Einer Erhöhung der voraussehbaren produktiven Tage von circa 340 (bisheriger Erfahrungswert mit direkt getriebenen Gasverflüssigungsanlagen) auf 365 pro Jahr stehen dann nur noch ungeplante (Stör-)Abschaltungen entgegen.
  • Bei Einsatz von drehzahlgeregelten (stromrichtergespeisten) Elektromotoren und Speisung derselben aus einem modernen GuD-Kraftwerk erhöht sich der thermische Wirkungsgrad der Anlage und der Ausstoß von Treibhausgasen wird reduziert.
  • Durch geeignete Auslegung der Antriebsanlagen können die Kältemittelverdichter nach einer prozessbedingten Abschaltung innerhalb von 10 bis 30 Minuten anstatt in 8 bis 12 Stunden im Fall von Standby-Turbinen oder Festdrehzahl-Elektromotoren mit Anfahrumrichtern wieder angefahren werden, ohne die Verdichter zu entlasten und ohne Kältemittel abzufackeln.
  • Bei entsprechender Auslegung des speisenden Inselkraftwerks und Integration der beteiligten Automatisierungssysteme (z. B. Kraftwerk, Stromrichterantriebe, Verdichter) kann die Produktion der eLNG-Anlage auch während der Störabschaltung eines Generators im Kraftwerk unterbrechungsfrei aufrechterhalten werden.
  • Das Personengefährdungspotenzial wird durch Verlagerung von Wartungsarbeiten aus dem explosionsgefährdeten Prozessbereich in den Kraftwerksbereich reduziert.
  • Die Einengung der Verdichterauswahlkriterien auf die Drehzahl und Leistung der Gasturbinen weicht bei Einsatz von anwendungsspezifisch ausgelegten drehzahlgeregelten Elektromotoren einer Optimierung nach Prozessgegebenheiten.
  • Im erfinderischen Verfahren zum unterbrechungsfreien Betrieb einer Gasverflüssigungsanlage, umfassend einen Energieerzeugungsteil, einen Übertragungsteil, einen Kältemittelverdichterteil und eine Regeleinrichtung, wobei der Energieerzeugungsteil eine Anzahl von Turbosätzen und der Kältemittelverdichterteil mindestens einen Kältemittelverdichter und einen an den Kältemittelverdichter angekoppelten Antriebsmotor zum elektrischen Antrieb des Kältemittelverdichters mit einem elektrischen Nennbedarf aufweisen, der Übertragungsteil die im Energieerzeugungsteil erzeugte Leistung dem Kältemittelverdichterteil zur Verfügung stellt, und die Regeleinrichtung mit dem Energieerzeugungsteil und dem Kältemittelverdichterteil verbunden ist, wird im Normalbetrieb die für den Nennbedarf erforderliche Leistung durch den Teil- oder Volllastbetrieb aller Turbosätze bereitgestellt, wobei die Anzahl der Turbosätze die Mindestanzahl übersteigt, die notwendig ist, die Stabilität des Betriebs des Kältemittelverdichterteils sicherzustellen.
  • Vorteilhafterweise werden alle zum Betrieb der Gasverflüssigungsanlage notwendigen Turbosätze im Normalbetrieb der Verflüssigungsanlage und der Turbosätze bei Teillast betrieben.
  • Vorzugsweise werden alle operativen Generatoren im Normalfall gleichmäßig belastet werden.
  • Damit die Regeleinrichtung schnell und exakt arbeitet, ist es zweckmäßig, dass die Regeleinrichtung kontinuierlich Informationen aus der Kraftwerksleittechnik und aus der Verdichterleittechnik erhält.
  • Ein unterbrechungsfreier Betrieb der Gasverflüssigungsanlage lässt sich am ehesten dadurch erreichen, dass die Turbosätze so betrieben werden, dass eine vorgehaltene positive oder negative Leistungsreserve den Ausfall der größten Turbomaschine deckt, wobei die positive Leistungsreserve den Ausfall eines Generators deckt und die negative Leistungsreserve den Ausfall eines Motor-Verdichterstrangs des Kältemittelverdichterteils.
  • Bei Ausfall eines Turbosatzes wird vorzugsweise die Verdichterantriebsdrehzahl abgesenkt, wenn eine zuvor bestimmte gesamte positive Lastreserve kleiner ist, als die erbrachte Leistung des Turbosatzes vor dem Ausfall. (Der quadratischen Lastkennlinie der Turboverdichter folgend, reduziert sich die von den Elektromotoren aufgenommene Leistung mit der dritten Potenz der Drehzahl).
  • Wird auch durch die Reduzierung der Verdichterantriebsdrehzahl der aktuelle Energiebedarf des Kältemittelverdichterteils nicht gedeckt, ist es zweckmäßig, vorbestimmte elektrische Verbraucher der Gasverflüssigungsanlage abzuschalten (englisch load shedding).
  • Der weitestgehend unterbrechungsfreie Betrieb der Gasverflüssigungsanlage bei ungewollter Abschaltung von Teilanlagen im Verflüssigungsprozess oder beim Überschreiten der vorgegebenen Grenzwerte für die Netzfrequenz und deren zeitlicher Änderung, Spannung und Phasenwinkel im Energieversorgungsnetz der Gasverflüssigungsanlage kann dadurch sichergestellt werden, dass vorbestimmte Turbinen abgeschaltet werden.
  • Ist die negative Lastreserve kleiner als der Energiebedarf des größten Kältemittelverdichters und fällt entweder ein Kältemittelverdichter aus oder überschreiten die vorgegebenen Grenzwerte für die Netzfrequenz und deren zeitlicher Änderung, Spannung und Phasenwinkel im Energieversorgungsnetz der Gasverflüssigungsanlage eine vorgegebene Grenze, ist es zweckmäßig, vorbestimmte Turbinen abzuschalten.
  • Die Erfindung wird beispielhaft anhand der Zeichnungen näher erläutert. Es zeigen schematisch und nicht maßstäblich:
    • Figur 1
    eLNG-Anlagenkonzept
    Figur 2
    Lastrechner-Algorithmus der Regeleinrichtung für die positive Lastreserve
    Figur 3
    Lastrechner-Algorithmus der Regeleinrechnung für die Reduzierung der Drehzahl der Verdichtereinheiten
    Figur 4
    Lastrechner-Algorithmus der Regeleinrichtung für die Abschaltung vorgewählter Turbinen
    Figur 5
    Turbinenauslastung in konventionellem Energieerzeugungsteil einer Gasverflüssigungsanlage
    Figur 6
    Turbinenauslastung im Energieerzeugungsteil einer Gasverflüssigungsanlage mit Standby-Turbine
    Figur 7
    Turbinenauslastung im Energieerzeugungsteil einer Gasverflüssigungsanlage mit n+1 Turbinen im Teillastbetrieb
    Figur 8
    alternative Turbinenauslastung im Energieerzeugungsteil einer Gasverflüssigungsanlage mit n+1 Turbinen
  • Die Figur 1 zeigt eine integrierte Lösung für eine Gasverflüssigungsanlage 1 mit einem Inselkraftwerk 23 als Energieerzeugungsteil 2, einem Übertragungsteil 3 für die Verteilung der Energie und einem Kältemittelverdichterteil 4. Eine Regeleinrichtung 5 ist mit dem Energieerzeugungsteil 2, dem Übertragungsteil 3 und dem Kältemittelverdichterteil 4 verbunden.
  • Der Energieerzeugungsteil 2 umfasst drei Turbosätze 6, mit jeweils einer Turbine 10 und einem Generator 12, die über eine Welle 11 verbunden sind. Der Energieerzeugungsteil 2 kann aber auch weniger als drei oder mehr als drei Turbosätze 6 umfassen.
  • Die Turbosätze 6 sind über jeweils einen elektrischen Transformator 13 mit der Kraftwerksstromschiene 15 des Übertragungsteils 3 verbunden, welcher die elektrische Energie den Motoren im Kältemittelverdichterteil 4 und/oder anderen Verbrauchern 26 zur Verfügung stellt.
  • Im Kältemittelverdichterteil 4 werden über Stromrichtertransformatoren 14 und Stromrichter 16 die drehzahlveränderbaren Elektromotoren 8 der Kältemittelverdichter 7 angetrieben. Antriebsmotoren 8 und Kältemittelverdichter 7 sind über Wellen 17 verbunden und bilden Motor-Verdichterstränge 9, die letztlich die Kältemittelzirkulation und Kühlung des Erdgases 21 im Kältemittelkreislauf 18 bewirken.
  • Die Figur 1 zeigt eine schematische Darstellung des geschlossenen Kältemittelkreislaufs 18. Komprimiertes Kältemittel wird von den Kältemittelverdichtern 7 über Leitungen 19 zur Verflüssigungseinheit 25 transportiert. Verbrauchtes gasförmiges Kältemittel wird über Leitungen 20 zu den Kältemittelverdichtern 7 zurückgeführt.
  • Weiterhin zeigt die Figur 1 an der Verflüssigungseinheit 25 einen Einlass für leichte, gasförmige Kohlenwasserstoffe, wie z.B. Erdgas 21. In der Verflüssigungseinheit 25 (und weiteren ähnlichen, hier nicht dargestellten Stufen) geht das Erdgas 21 durch Kühlen in Wärmetauschern von der gasförmigen in die flüssige Phase (LNG) 22 über.
  • Figur 2 zeigt den Algorithmus eines Lastrechners der Regeleinrichtung 5 zur Steuerung des unterbrechungsfreien Betriebs einer Gasverflüssigungsanlage 1. Zur Beurteilung der Lastverhältnisse erhält der dynamische Lastrechner laufend Informationen 101 aus der Kraftwerksleittechnik. Die Informationen umfassen die momentan abgegebene Leistung jeder Gas- bzw. Dampfturbine, die momentan mögliche maximale Leistung jedes Gas- bzw. Dampfturbinensatzes und die momentan mögliche Mindestlast jeder Gas- bzw. Dampfturbine, ausgedrückt jeweils in elektrischer Generatorleistung. Anhand der abgegebenen Leistung und der momentan möglichen maximalen Leistung beziehungsweise anhand der abgegebenen Leistung und der momentan möglichen Mindestlast, lassen sich die positive bzw. negative Lastreserve bestimmen.
  • In einem ersten Schritt 102 berechnet der dynamische Lastrechner die insgesamt momentan verfügbare positive Lastreserve unter Einbeziehung verschiedener Parameter, wie z.B. der momentanen Umgebungstemperatur, der Luftfeuchte und des Brennwertes des Brenngases, die bereits in den Werten 101 aus der Kraftwerksleittechnik berücksichtigt sind.
  • In einem zweiten Schritt 103 vergleicht der dynamische Lastrechner die positive Lastreserve mit der Leistung des größten Turbosatzes 6. Reicht die gesamte positive Lastreserve auch bei Abschaltung eines Turbosatzes 6 aus, den Betrieb der eLNG-Anlage aufrecht zu erhalten, meldet der dynamische Lastrechner an die Warten des Kraftwerks und der eLNG-Anlage den Zustand "n+1 verfügbar" 104. Erfolgt in diesem Zustand wirklich eine Schutzabschaltung im Kraftwerk, bleibt der dynamische Lastrechner passiv, und die Kraftwerksleittechnik stellt durch Umlastung der verbliebenen Generatoren 12 das Gleichgewicht zwischen verfügbarer und angeforderter Last wieder her.
  • Stellt der dynamische Lastrechner fest, dass die momentan verfügbare positive Leistungsreserve nicht ausreicht, um den möglichen Ausfall eines Turbosatzes 6 zu kompensieren, meldet er den Alarmzustand "n+1 nicht verfügbar" 105 prophylaktisch an die Warten.
  • Dies ermöglicht es dem Bedienpersonal eventuell stillgesetzte Leistungsreserven (z.B. durch Wartungsarbeiten) zu mobilisieren, oder die Belastung des Netzes zu reduzieren, z.B. durch Abschaltung anderer Verbraucher 26, und damit ggf. einer Produktionsunterbrechung bei Ausfall eines Turbosatzes 6 vorzubeugen. Auch manuelle Umlastungen zwischen den operativen Turbosätzen 6 und Änderungen im Prozessdampfverbrauch sind dazu geeignet.
  • Wird die prophylaktische Lastreduzierung nicht vom Bedienpersonal der eLNG-Anlage initiiert, z.B. durch Abschaltung unwichtiger Verbraucher 26 oder temporärer Reduktion der Produktion, kann der dynamische Lastrechner eingreifen, indem er die Drehzahl aller operativen Verdichterantriebe temporär auf einen Wert absenkt, der die Stabilität des Verdichters noch sicherstellt und damit die Unterbrechungsfreiheit der Produktion gewährleistet. Hierzu wird die aus der Verdichterleittechnik erhaltene Information 106 zu den momentan möglichen Lastreduzierungen durch Senkung der Verdichter-Drehzahl, ohne die Stabilität des Verdichterbetriebs zu gefährden, kontinuierlich verarbeitet und die Summe der möglichen Lastreduzierung der einzelnen Verdichtereinheiten zur positiven Lastreserve addiert 107. Die dadurch erzielte gesamte Leistungsreserve deckt dann möglicherweise den Ausfall eines Turbosatzes 6.
  • Im Alarmzustand "n+1 nicht verfügbar" kann also das Gleichgewicht zwischen positiver und negativer Lastreserve durch eine Absenkung der Verdichterantriebsdrehzahl wieder hergestellt werden. Da dieser Vorgang sehr schnell erfolgen kann, wird er vom dynamischen Lastrechner nur ausgelöst, wenn im Alarmzustand wirklich eine Schutzabschaltung im Kraftwerk erfolgt.
  • Der zugehörige Algorithmus ist in Figur 3 gezeigt. Wie bereits erläutert, bezeichnet 107 die Summe aus der positiven Lastreserve der Turbosätze 6 und der möglichen Lastreduzierung infolge einer Reduzierung der Drehzahl der Verdichtereinheiten. In einem nächsten Schritt 108 werden die positive Lastreserve und die mögliche Lastreduzierung mit der momentan verfügbaren Leistung des größten Turbosatzes 6 verglichen. Unabhängig vom Ergebnis des Vergleichs ist bei Ausfall 109 einer Turbine 10 die Konjunktion 110 wahr und die Drehzahl der Verdichtereinheiten wird verringert 111. Ist die Summe aus positiver Lastreserve und möglicher Lastreduzierung kleiner als die Leistung des größten oder zumindest betroffenen Turbosatzes 6, erfolgt zusätzlich ein Lastabwurf 112.
  • Neben der rechnerischen Ermittlung der Differenz zwischen positiver und negativer Lastreserve kann eine unabhängige Bestimmung der Netzfrequenz-Änderungsgeschwindigkeit (df/dt) dazu benutzt werden, eine plötzliche Veränderung der Lastverhältnisse zu erkennen - ohne Rücksicht auf deren Ursache. Die Frequenz-Änderungsgeschwindigkeit ist proportional zum jeweiligen Lastsprung und kann somit zur Bestimmung der notwendigen Schutzabschaltungen verwendet werden.
  • Da eine Frequenzänderung eine direkte Konsequenz des auslösenden Ereignisses ist, und die Bestimmung der Änderungsgeschwindigkeit mehr Zeit benötigt als eine Schutzauslösung über die direkten Abschaltsignale, würde eine Aktion aus der errechneten Frequenzänderung ggf. zu spät kommen. Deshalb kann diese Funktion als Backup zur beschriebenen direkten Abschaltung angesehen werden. Außerdem muss sichergestellt sein, dass Aktionen, die aus der rechnerischen Ermittlung der Unterfrequenz resultieren, keine Fehlauslösungen verursachen.
  • Reichen die beschriebenen Maßnahmen zum Ausgleich des Unterschieds zwischen positiver und negativer Lastreserve nicht aus, initiiert der dynamische Lastrechner eine Kette von vorprogrammierten Lastabwürfen bei Erreichen von vordefinierten Unterfrequenzschwellen, um ein weiteres Absenken der Netzfrequenz - und damit einer Schutzabschaltung des gesamten Kraftwerks - vorzubeugen. Die im Lastrechner hinterlegten Verbraucher, die ggf. zeitweise abgeschaltet werden können, ohne die Produktion zu unterbrechen, werden so schnell und im notwendigen Umfang vom Netz getrennt, wie es die Aufrechterhaltung der Netzfrequenz erfordert.
  • Prinzipiell ist der auf die ungeplante Abschaltung von Turbosätzen 6 angewandete Algorithmus auch anwendbar auf die ungeplante Abschaltung großer Verbraucher, vor allem der großen Verdichterantriebe. Die Kraftwerks- und Maschinenleittechnik ist so ausgelegt, dass sie Lastabwürfe dieser Größenordnung ohne Mitwirkung des dynamischen Lastrechners ausregeln kann. Figur 4 zeigt das Prinzip.
  • Ist die Summe der durch Frequenzregelung erreichbaren negativen Lastreserve größer als der größte anzunehmende Lastabwurf durch Abschaltung von Verdichterantrieben, greift der dynamische Lastrechner nicht ein. Andernfalls wird ein vorgewählter Turbosatz 6 abgeschaltet und die resultierende positive Lastreserve gleicht die verbleibende Lücke aus.
  • 113 bezeichnet hierbei die Berechnung der negativen Lastreserve und die Bestimmung der Verdichtereinheiten mit der größten Last. Im Schritt 114 werden diese beiden Werte verglichen. Ist die negative Lastreserve größer als die größere Last der Verdichtereinheiten, meldet der Rechner "n+1 verfügbar" 115. Im anderen Fall meldet er "n+1 nicht verfügbar" 116.
  • Anhand der Daten aus der Kraftwerksleittechnik 101 sowie der Verdichterleittechnik 106 erfolgt eine Zuordnung 117 von Turbosätzen 6 und Verdichtereinheiten. Mithilfe dieser Zuordnung werden vorgewählte Turbinen 10 abgeschaltet, wenn die negative Lastreserve kleiner ist 116 als der Energiebedarf der größten Verdichtereinheiten und 124 entweder eine Verdichtereinheit ausfällt 122 oder 123 die Frequenzänderungsgeschwindigkeit 120 im Energieversorgungsnetz der Gasverflüssigungsanlage 1 eine vorgegebene Grenze überschreitet 121.
  • Bei noch größeren Lastabwürfen 126, z.B. im Falle von partiellen Notabschaltungen aus dem Prozess, müssen ggf. mehrere Turbosätze 6 vom Netz genommen werden 128. Sind der Ablauf und die Größe 118 einer solchen Notabschaltung bekannt, kann auch ein solcher Vorgang vom Lastrechner prinzipiell gesteuert werden, z.B. indem eine Vorauswahl 119 abzuschaltender Turbinen 10 getroffen wird, um ggf. einen Teilprozess weiter betreiben zu können. Große Lastabwürfe 126 und das Überschreiten 121 einer Grenze der Frequenzänderungsgeschwindigkeit 120 sind im Sinne einer nicht-ausschließenden Disjunktion 127 miteinander verknüpft.
  • Figur 5 zeigt schematisch die Turbinenauslastung in einem konventionellen Energieerzeugungsteil einer Gasverflüssigungsanlage 1 im Nennbetrieb. Alle Turbinen 10 des Energieerzeugungsteils laufen unter nominaler Volllast 27. Der so betriebene Energieerzeugungsteil verfügt über keine positive Lastreserve, um bei Ausfall eines Turbosatzes 6 den unterbrechungsfreien Betrieb der kompletten Gasverflüssigungsanlage sicherstellen zu können.
  • Figur 6 zeigt schematisch die Turbinenauslastung, im in der US 7 114 351 B2 beschriebenen Energieerzeugungsteil einer Gasverflüssigungsanlage im Nennbetrieb. Die zusätzliche, im Standby bereitgehaltene Turbine 24, wird bei Ausfall einer anderen im Nennbetrieb der Gasverflüssigungsanlage unter Volllast laufenden Turbine 10 gestartet. Unterbrechungen und Stillstandszeiten im LNG-Produktionsprozess können bei Ausfall einer Turbine 10 die Folge sein und es kann einige Stunden dauern, bis der betroffene Kältemittelverdichter 7 wieder angefahren und der Verflüssigungsprozess thermisch stabilisiert ist.
  • Figur 7 zeigt schematisch und beispielhaft die Turbinenauslastung im Energieerzeugungsteil 2 einer erfindungsgemäßen Gasverflüssigungsanlage 1 im Nennbetrieb für den Kältemittelverdichterteil 4. Alle Turbinen 10 laufen unter Teillast 28. Es gibt keine Standby-Turbine 24. Die positive Lastreserve ist ausreichend, bei Ausfall einer Turbine 10 durch Erhöhen der Last der verbleibenden Turbinen 10 den unterbrechungsfreien Betrieb der Gasverflüssigungsanlage 1 sicherzustellen.
  • Figur 8 zeigt schematisch und beispielhaft eine alternative Turbinenauslastung im Energieerzeugungsteil 2 einer erfindungsgemäßen Gasverflüssigungsanlage 1 im Nennbetrieb für den Kältemittelverdichterteil 4. Alle Turbinen 10 laufen unter Teil- oder Volllast 28,27. Auch hier gibt es keine Standby-Turbine 24. Die Auslastung der Turbinen 10 ist jedoch nicht notwendigerweise gleich. Beispielsweise kann, neben anderen Parametern, die Maschinenstandzeit der Turbinen 10 bei der Bestimmung der Auslastung maschinenspezifisch berücksichtigt werden.

Claims (19)

  1. Eine Gasverflüssigungsanlage (1) umfassend einen Energieerzeugungsteil (2), einen Übertragungsteil (3), einen Kältemittelverdichterteil (4) und eine Regeleinrichtung (5), wobei der Energieerzeugungsteil (2) eine Anzahl von Turbosätzen (6) und der Kältemittelverdichterteil (4) mindestens einen Kältemittelverdichter (7) und einen an den Kältemittelverdichter (7) angekoppelten Antriebsmotor (8) zum elektrischen Antrieb des Kältemittelverdichters (7) mit einem elektrischen Nennbedarf aufweisen, der Übertragungsteil (3) die im Energieerzeugungsteil (2) erzeugte Leistung dem Kältemittelverdichterteil (4) zur Verfügung stellt und die Regeleinrichtung (5) mit dem Energieerzeugungsteil (2) und dem Kältemittelverdichterteil (4) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass über die Regeleinrichtung (5) im Normalbetrieb die für den Nennbedarf erforderliche Leistung durch den Teil- oder Volllastbetrieb aller Turbosätze (6) bereitstellbar ist, wobei die Anzahl der Turbosätze (6) die Mindestanzahl übersteigt, die notwendig ist, die Kontinuität des Betriebs des Kältemittelverdichterteils (4) sicherzustellen.
  2. Die Gasverflüssigungsanlage (1) nach Anspruch 1, wobei über die Regeleinrichtung (5) im Normalbetrieb die für den Nennbedarf erforderliche Leistung durch den Teillastbetrieb aller Turbosätze (6) bereitstellbar ist.
  3. Die Gasverflüssigungsanlage (1) nach Anspruch 1 oder 2, wobei eine maximale Abgabeleistung aller Turbosätze (6) den Nennbedarf um mindestens die maximale Abgabeleistung des Turbosatzes (6) mit der größtmöglichen Abgabeleistung übersteigt.
  4. Die Gasverflüssigungsanlage (1) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Gas ein Erdgas (21) ist.
  5. Die Gasverflüssigungsanlage (1) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei mindestens zwei Kältemittelverdichter (7) vorgesehen sind, mit jeweils einem Antriebsmotor (8).
  6. Die Gasverflüssigungsanlage (1) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Drehzahl der Antriebsmotoren (8) variabel ist.
  7. Die Gasverflüssigungsanlage (1) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Energieerzeugungsteil (2) eine Gasturbinenanlage mit einer Anzahl von Gas-Turbosätzen (6) ist.
  8. Die Gasverflüssigungsanlage (1) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Energieerzeugungsteil (2) eine Gas-und Dampfturbinenanlage ist, mit einer Anzahl von Gasturbinen (10) und Dampfturbinen (10).
  9. Ein Verfahren zum unterbrechungsfreien Betrieb einer Gasverflüssigungsanlage (1) umfassend einen Energieerzeugungsteil (2), einen Übertragungsteil (3), einen Kältemittelverdichterteil (4) und eine Regeleinrichtung (5), wobei der Energieerzeugungsteil (2) eine Anzahl von Turbosätzen (6) und der Kältemittelverdichterteil (4) mindestens einen Kältemittelverdichter (7) und einen an den Kältemittelverdichter (7) angekoppelten Antriebsmotor (8) zum elektrischen Antrieb des Kältemittelverdichters (7) mit einem elektrischen Nennbedarf aufweisen, der Übertragungsteil (3) die im Energieerzeugungsteil (2) erzeugte Leistung dem Kältemittelverdichterteil (4) zur Verfügung stellt und die Regeleinrichtung (5) mit dem Energieerzeugungsteil (2) und dem Kältemittelverdichterteil (4) verbunden ist, dadurch gekennzeichnet, dass im Normalbetrieb die für den Nennbedarf erforderliche Leistung durch den Teil- oder Volllastbetrieb aller Turbosätze (6) bereitgestellt wird, wobei die Anzahl der Turbosätze (6) die Mindestanzahl übersteigt, die notwendig ist, die Kontinuität des Betriebs des Kältemittelverdichterteils (4) sicherzustellen.
  10. Verfahren nach Anspruch 9, wobei im Normalbetrieb der Gasverflüssigungsanlage (1) alle Turbosätze (6) bei Teillast betrieben werden.
  11. Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, wobei alle operativen Generatoren (12) im Normalbetrieb gleichmäßig belastet werden.
  12. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 11, wobei eine Regeleinrichtung (5) kontinuierlich Informationen aus einer Kraftwerksleittechnik (101) und aus einer Verdichterleittechnik (106) erhält.
  13. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 12, wobei die Turbosätze (6) so betrieben werden, dass eine vorgehaltene positive oder negative Leistungsreserve den Ausfall der größten Turbomaschine deckt.
  14. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 13, wobei als Turbomaschine ein Turbosatz (6) verwendet wird.
  15. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 14, wobei als Turbomaschine ein Motor-Verdichterstrang (9) des Kältemittelverdichterteils (4) verwendet wird.
  16. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 15, wobei eine Verdichterantriebsdrehzahl bei Ausfall eines Turbosatzes (6) abgesenkt wird, wenn eine zuvor bestimmte gesamte positive Lastreserve kleiner ist, als die erbrachte Leistung des Turbosatzes (6) vor dem Ausfall.
  17. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 16, wobei vorbestimmte elektrische Verbraucher der Gasverflüssigungsanlage (1) abgeschaltet werden, wenn nach Ausfall eines Turbosatzes (6) auch durch die Reduzierung der Verdichterantriebsdrehzahl die aktuelle Leistung der Turbosätze (6) den aktuellen Energiebedarf des Kältemittelverdichterteils (4) nicht deckt.
  18. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 15, bei dem vorbestimmte Turbinen (10) abgeschaltet werden, wenn Teilanlagen aus dem Verflüssigungsprozess abgeschaltet werden oder die Frequenzänderungsgeschwindigkeit im Energieversorgungsnetz der Gasverflüssigungsanlage (1) einen vorgegebenen Grenzwert überschreitet.
  19. Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 15, bei dem vorbestimmte Turbinen (10) abgeschaltet werden, wenn die negative Lastreserve kleiner ist als der Energiebedarf des größten Kältemittelverdichters (7) und entweder ein Kältemittelverdichter (7) ausfällt oder die Frequenzänderungsgeschwindigkeit im Energieversorgungsnetz der Gasverflüssigungsanlage (1) eine vorgegebene Grenze überschreitet.
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