EP2440749B1 - Anordnung zur verflüssigung von erdgas und verfahren zum anfahren der anordnung - Google Patents

Anordnung zur verflüssigung von erdgas und verfahren zum anfahren der anordnung Download PDF

Info

Publication number
EP2440749B1
EP2440749B1 EP10720633.6A EP10720633A EP2440749B1 EP 2440749 B1 EP2440749 B1 EP 2440749B1 EP 10720633 A EP10720633 A EP 10720633A EP 2440749 B1 EP2440749 B1 EP 2440749B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
steam
arrangement
compressor
unit
stt
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Not-in-force
Application number
EP10720633.6A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP2440749A2 (de
Inventor
Hans-Gerd Kölscheid
Klaus Peters
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Original Assignee
Siemens AG
Siemens Corp
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 Siemens AG, Siemens Corp filed Critical Siemens AG
Publication of EP2440749A2 publication Critical patent/EP2440749A2/de
Application granted granted Critical
Publication of EP2440749B1 publication Critical patent/EP2440749B1/de
Not-in-force legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • 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
    • F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
    • F04D25/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically 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
    • F04D27/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or pumping systems specially adapted for elastic fluids
    • F04D27/02—Surge control
    • F04D27/0292—Stop safety or alarm devices, e.g. stop-and-go control; Disposition of check-valves
    • 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
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0205—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level SCR refrigeration cascade
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0211—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0214—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a multi-component refrigerant [MCR] fluid in a closed vapor compression cycle as a dual level refrigeration cascade with at least one MCR cycle
    • 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
    • F25J1/0228—Coupling of the liquefaction unit to other units or processes, so-called integrated processes
    • F25J1/0235—Heat exchange integration
    • F25J1/0242—Waste heat recovery, e.g. from heat of compression
    • 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
    • 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
    • F25J1/0282—Steam turbine 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.
    • F25J1/0281—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
    • F25J1/0283—Gas turbine 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.
    • F25J1/0285—Combination of different types of drivers mechanically coupled to the same refrigerant compressor, possibly split on multiple compressor casings
    • 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.
    • F25J1/0289—Use of different types of prime drivers of at least two refrigerant compressors in a cascade refrigeration system
    • 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.
    • F25J1/029—Mechanically coupling of different refrigerant compressors in a cascade refrigeration system to a common 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
    • F25J2230/20—Integrated compressor and process expander; Gear box arrangement; Multiple compressors on a common shaft
    • 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
    • F25J2240/82—Hot exhaust gas turbine combustion engine with waste heat recovery, e.g. in a combined cycle, i.e. for generating steam 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
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/10—Control for or during start-up and cooling down of the installation

Definitions

  • the invention relates to an arrangement for the liquefaction of natural gas with a gas turbine unit, a steam turbine unit and compressors. Furthermore, the invention relates to a method for starting such a system.
  • natural gas represents a more environmentally friendly, safer, and in some cases better available alternative to other fuels.
  • the gas has the disadvantage that transport and storage can be very expensive and more conveniently carried out in the liquid state. Accordingly, the importance of liquefied natural gas plants is also increasing.
  • Conventional natural gas liquefaction plants conventionally consist of one or two compressors or compressor casings driven by at least one gas turbine or engine.
  • These high-production LNG plants (5 to 10 MPTA) typically use so-called single-shaft gas turbines in which the gas turbine compressor and turbine of the gas turbine are mounted on a shaft train.
  • These single-shaft gas turbines are unable to independently start or run at rated speed and regularly require a starter-helper motor.
  • This starter-helper engine is also regularly used to support the gas turbine at high power requirements.
  • the operation of this engine requires high voltage power electronics, which are designed for outputs of about 40 MW in a larger system.
  • the invention has the object to provide a simplified system concept without having to accept losses in overall efficiency, so that there are reduced investment costs.
  • gas turbine unit also includes a gas turbine compressor associated therewith.
  • gas turbine units, steam turbine units and compressor units mean one or more machines of this corresponding type of machine, which may be arranged parallel or serially to each other. It is essential for the units that corresponding process fluid originates from a common stream and, after passing through the corresponding unit, again forms a common stream, possibly merging into one.
  • the invention enables the arrangement the use of the steam turbine on the one hand as a replacement for an electric starter helper motor for the gas turbine and on the other hand as a drive for a compressor of the liquefaction plant.
  • the electric starter helper motor for starting and possibly supporting the gas turbine can be saved and with this also the very complex and expensive high voltage frequency.
  • a high efficiency especially since the separation of the clutch allows separate control of the gas turbine and steam turbine.
  • Exhaust gas of the gas turbine is used to generate steam for the steam turbine.
  • the two wave trains, the first shaft train of the steam turbine and the second shaft train of the gas turbine are rigid in themselves or can not be separated by means of a switchable clutch. However, this does not exclude releasable fasteners, for example by means of bolts, in the extension of these shaft strands.
  • the switchable coupling between the first shaft train and the second shaft train enables the starting of the gas turbine according to the invention with the aid of the steam turbine.
  • the power of the fired steam generator is preferably gradually replaced by steam from the heat recovery steam generator, this preferably until the complete shutdown of the fired steam generator.
  • the fired steam generator can additionally provide steam for the steam turbine.
  • the first shaft train and / or the second shaft train may be connected to a generator for generating electricity.
  • the particular suitability of the arrangement according to the invention for the operation of a natural gas liquefaction plant is shown when the first compressor unit is in communication with a first heat exchanger of a first stage of cooling the natural gas and the second compressor unit accordingly with a second stage at a lower temperature level than the first stage.
  • the first stage of the gas liquefaction can first be brought to an operating temperature of, for example, -40 ° C., before the gas turbine is started up by means of the steam turbine.
  • the second compressor unit is formed with two compressors, a low-pressure compressor and a high-pressure compressor, wherein these are connected in series such that the Ausrittstik from the low-pressure compressor substantially the inlet pressure of the high-pressure compressor up to any pressure losses in modules arranged therebetween corresponds.
  • a gymnastics engine is not comparable to a starter-helper engine because of the relatively low engine speed in terms of power consumption.
  • FIG. 1 shows an inventive arrangement TR in a schematic process representation with a first wave train SS1 and a second wave train SS2.
  • the two shaft strands SS1, SS2 can be connected to one another by means of a switchable clutch CLU.
  • FIG. 2 shows a parallel connection of three inventive arrangements TR1, TR2, TR3. The guidance of steam ST or condensate COND is shown in both figures.
  • the inventive arrangement TR, TR1, TR2, TR3 each consists of a steam turbine STT and a first compressor unit CO1 on a common first shaft train SS1 and a gas turbine GT and a second Compressor unit CO2 on a second shaft SS2.
  • the second compressor unit CO2 consists of a low-pressure compressor COLP and a high-pressure compressor COHP.
  • the first compressor unit CO1 is shown here with only one compressor housing.
  • the not shown in detail cooling process of the liquefaction plant with the heat exchangers HEX1, HEX2 is formed in two stages, the first stage is supplied to the first heat exchanger HEX1 of the first compressor unit CO1 and the second stage of the liquefaction plant with the second heat exchanger HEX2 from the second compressor unit CO2.
  • the gas turbine GT has its own gas turbine compressor GTCO, by means of which ambient air A is sucked through an air filter AF, mixed with fuel F and burned in a combustion chamber COMB, before the resulting combustion gas CG is expanded downstream in a gas turbine turbine.
  • the gas turbine turbine GTT drives both the gas turbine compressor GTCO and the second compressor unit CO2. After expansion, the hot combustion gas CG reaches a heat recovery heat exchanger HRSG and is cooled there to generate steam before it is released through a flue gas filter FL as purified exhaust EX in the environment, used differently or stored.
  • the steam turbine STT receives live steam LST from the heat recovery steam generator HRSG and the steam ST, which has been expanded in the steam turbine STT, is precipitated in a condenser CON and recycled as condensate COND in the heat recovery steam generator HRSG for generating live steam LST.
  • the steam turbine STT is also removed by means of a tap ET bleed steam EXT.
  • Both the steam turbine STT and the gas turbine GT are kept at a low speed, for example during standstill, by means of a turn drive TD of, for example, between 100 and 150 revolutions per minute so that the shaft does not buckle during cooling.
  • a generator GE which generates electrical energy P, can be connected to the steam turbine STT.
  • auxiliary steam AUXST is provided, which comes either from parallel-operated arrangements TR or a fired steam generator AUXSTG.
  • the FIG. 2 shows this in the parallel arrangement with the fired steam generator AUXSTG.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Description

  • Die Erfindung betrifft eine Anordnung zur Verflüssigung von Erdgas mit einer Gasturbineneinheit, einer Dampfturbineneinheit und Verdichtern. Ferner betrifft die Erfindung ein Verfahren zum Anfahren einer derartigen Anlage.
  • Die Verflüssigung von Erdgas ist im Zuge der Rohstoffverknappung und gesteigerten Umweltbewusstseins von zunehmender Bedeutung. In vielen Fällen stellt Erdgas gegenüber anderen Energieträgern eine umweltfreundlichere, sicherere und teilweise besser verfügbare Alternative dar. Mit dem Gas liegt jedoch der Nachteil vor, dass Transport und Lagerung sehr aufwendig sein können und zweckmäßiger im flüssigen Zustand durchführbar sind. Dementsprechend steigt auch die Bedeutung von Anlagen zur Verflüssigung von Erdgas.
  • Herkömmliche Anlagen zur Verflüssigung von Erdgas bestehen üblicher Weise aus ein oder zwei Verdichtern bzw. Verdichtergehäusen, die von mindestens einer Gasturbine oder einem Motor angetrieben werden. Bei diesen Flüssigerdgasanlagen mit einer hohen Jahresproduktion (5 bis 10 MPTA) werden normalerweise sog. Einwellengasturbinen eingesetzt, bei denen sich der Gasturbinenverdichter und die Turbine der Gasturbine auf einem Wellenstrang befinden. Diese Einwellengasturbinen sind nicht in der Lage, eigenständig zu starten bzw. auf Nenndrehzahl anzufahren und benötigen dazu regelmäßig einen Starter-Helper-Motor. Dieser Starter-Helper-Motor wird regelmäßig auch zur Unterstützung der Gasturbine bei hohen Leistungsanforderungen verwendet. Der Betrieb dieses Motors bedarf einer Hochspannungsleistungselektronik, welche auf Leistungen von etwa 40 MW in einer größeren Anlage ausgelegt ist.
  • Ausgehend von der vorhergehend beschriebenen Anlage liegt der Erfindung die Aufgabe zugrunde, ein vereinfachtes Anlagenkonzept bereitzustellen, ohne Einbußen im Gesamtwirkungsgrad in Kauf nehmen zu müssen, so dass sich reduzierte Investitionskosten ergeben.
  • Aus der EP 1 903 189 A1 ist eine Anordnung zu Verflüssigung von Erdgas gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1 bekannt. Aus der EP 0 768 449 A1 ist eine Kraftwerksanlage bekannt mit einer Anordnung zum Anfahren einer Gasturbine mittels einer Dampfturbine.
  • Erfindungsgemäß wird eine Anlage mit den Merkmalen des Anspruchs 1 vorgeschlagen, die weiterhin erfindungsgemäß nach einem Verfahren des Anspruchs 8 angefahren werden kann. Die jeweils rückbezogenen Unteransprüche beinhalten vorteilhafte Weiterbildungen der Erfindung.
  • In der Terminologie der Patentanmeldung umfasst die Gasturbineneinheit auch einen dieser zugeordneten Gasturbinenverdichter. Weiterhin bedeuten Gasturbinen-Einheiten, Dampfturbinen-Einheiten und Verdichter-Einheiten eine oder mehrere Maschinen dieses entsprechenden Maschinentyps, die parallel oder seriell zueinander angeordnet sein können. Wesentlich bei den Einheiten ist, dass entsprechendes Prozessfluid einem gemeinsamen Strom entstammt und nach Durchlauf der entsprechenden Einheit auch wieder einen gemeinsamen Strom bildet, ggf. in einen solchen zusammenmündet.
  • Die Erfindung ermöglicht der Anordnung den Einsatz der Dampfturbine einerseits als Ersatz für einen elektrischen Starter-Helper-Motor für die Gasturbine und andererseits als Antrieb für einen Verdichter der Verflüssigungsanlage. Auf diese Weise kann der elektrische Starter-Helper-Motor zum Anfahren und ggf. zum Unterstützen der Gasturbine eingespart werden und mit diesem auch der sehr komplexe und kostspielige Hochspannungsfrequenzumrichter. Im gleichen Zuge ergibt sich ein hoher Wirkungsgrad, insbesondere da das Trennen der Kupplung eine separate Regelung der Gasturbine und Dampfturbine ermöglicht.
  • Zusätzlich kann der Wirkungsgrad der Anordnung signifikant gesteigert werden, wenn mittels eines Abhitzekessels das
  • Abgas der Gasturbine zur Dampferzeugung für die Dampfturbine verwendet wird. Die beiden Wellenstränge, der erste Wellenstrang der Dampfturbine und der zweite Wellenstrang der Gasturbine, sind in sich starr ausgebildet bzw. nicht mittels schaltbarer Kupplung trennbar. Dies schließt lösbare Befestigungen -beispielsweise mittels Bolzen - in der Erstreckung dieser Wellenstränge jedoch nicht aus. Die schaltbare Kupplung zwischen dem ersten Wellenstrang und dem zweiten Wellenstrang ermöglicht das erfindungsgemäße Anfahren der Gasturbine mit Hilfe der Dampfturbine. Bei der Ausbildung der Erfindung mit einem Abhitzedampferzeuger wird die Leistung des befeuerten Dampferzeugers bevorzugt schrittweise durch Dampf aus dem Abhitzedampferzeuger ersetzt, dies bevorzugt bis zum völligen Abschalten des befeuerten Dampferzeugers. Bei besonderen Leistungsanforderungen kann der befeuerte Dampferzeuger zusätzlich Dampf für die Dampfturbine bereitstellen. Gegebenenfalls können der erste Wellenstrang und/oder der zweite Wellenstrang mit einem Generator zur Stromerzeugung verbunden sein.
  • Die besondere Eignung der erfindungsgemäßen Anordnung für den Betrieb einer Erdgasverflüssigungsanlage zeigt sich, wenn die erste Verdichtereinheit mit einem ersten Wärmetauscher einer ersten Stufe des Abkühlens des Erdgases in Verbindung steht und die zweite Verdichtereinheit entsprechend mit einer zweiten Stufe auf niedrigeren Temperaturniveau als die erste Stufe. Auf diese Weise kann die erste Stufe der Gasverflüssigung zunächst auf eine Betriebstemperatur von beispielsweise -40°C gebracht werden, bevor die Gasturbine mittels der Dampfturbine angefahren wird.
  • Zweckmäßig ist die zweite Verdichtereinheit mit zwei Verdichtern ausgebildet ist, einem Niederdruckverdichter und einem Hochdruckverdichter, wobei diese derart in Reihe geschaltet sind, dass der Ausrittsdruck aus dem Niederdruckverdichter im Wesentlichen dem Eintrittsdruck des Hochdruckverdichters bis auf etwaige Druckverluste in dazwischen angeordneten Modulen, entspricht.
  • Beim Starten vor dem Einkuppeln der Gasturbine an dem ersten Wellenstrang der Dampfturbine ist es zweckmäßig, wenn die Gasturbine bereits auf einer geringen Turndrehzahl (von etwa bis zu 150 Umdrehungen pro Minute) mittels eines Turnmotors gedreht wird und die Dampfturbine auf knapp unterhalb dieser Drehzahl vor dem Einkuppeln gefahren wird, so dass es nicht zu einer Überlastung der schaltbaren Kupplung kommt.
  • Ein Turnmotor ist wegen der verhältnismäßig niedrigen Drehzahl hinsichtlich seiner Leistungsaufnahme nicht mit einem Starter-Helper-Motor vergleichbar.
  • Im Folgenden ist die Erfindung anhand eines speziellen Ausführungsbeispiels, ohne auf dieses Beispiel beschränkt zu sein, unter Bezugnahme auf Zeichnungen näher erläutert. Es zeigen:
    • Figur 1
    eine schematische Darstellung eines Anordnung gemäß der Erfindung,
    Figur 2
    eine schematische Darstellung mehrerer Anordnungen gemäß der Erfindung, die parallel zueinander betrieben werden.
  • Figur 1 zeigt eine erfindungsgemäße Anordnung TR in schematischer Verfahrensdarstellung mit einem ersten Wellenstrang SS1 und einem zweiten Wellenstrang SS2. Die beiden Wellenstränge SS1, SS2 sind mit einer schaltbaren Kupplung CLU miteinander verbindbar. Figur 2 zeigt eine Parallelschaltung dreier erfindungsgemäßer Anordnungen TR1, TR2, TR3. Die Führung von Dampf ST bzw. Kondensat COND ist in beiden Figuren dargestellt.
  • Die erfindungsgemäße Anordnung TR, TR1, TR2, TR3 besteht jeweils aus einer Dampfturbine STT und einer ersten Verdichtereinheit CO1 auf einem gemeinsamen ersten Wellenstrang SS1 und einer Gasturbine GT und einer zweiten Verdichtereinheit CO2 auf einem zweiten Wellenstrang SS2. Die zweite Verdichtereinheit CO2 besteht aus einem Niederdruckverdichter COLP und einem Hochdruckverdichter COHP. Die erste Verdichtereinheit CO1 ist hier mit nur einem Verdichtergehäuse dargestellt. Der nicht näher gezeigte Kühlprozess der Verflüssigungsanlage mit den Wärmetauschern HEX1, HEX2 ist zweistufig ausgebildet, wobei die erste Stufe mit dem ersten Wärmetauschern HEX1 von der ersten Verdichtereinheit CO1 versorgt wird und die zweite Stufe der Verflüssigungsanlage mit dem zweiten Wärmetauscher HEX2 von der zweiten Verdichtereinheit CO2.
  • Die Gasturbine-GT weist einen eigenen Gasturbinenverdichter GTCO auf, mittels dessen Umgebungsluft A durch einen Luftfilter AF angesaugt wird, mit Brennstoff F gemischt wird und in einer Brennkammer COMB verbrannt wird, bevor das entstehende Verbrennungsgas CG stromabwärts in einer Gasturbinenturbine entspannt wird. Die Gasturbinenturbine GTT treibt sowohl den Gasturbinenverdichter GTCO als auch die zweite Verdichtereinheit CO2 an. Nach der Entspannung erreicht das heiße Verbrennungsgas CG einen Abhitzewärmetauscher HRSG und wird dort zur Dampferzeugung abgekühlt, bevor es durch einen Abgasfilter FL als gereinigtes Abgas EX in die Umgebung freigesetzt, anders eingesetzt oder gelagert wird. Die Dampfturbine STT erhält Frischdampf LST aus dem Abhitzedampferzeuger HRSG und der in der Dampfturbine STT entspannte Dampf ST wird in einem Kondensator CON niedergeschlagen und als Kondensat COND im Abhitzedampferzeuger HRSG zur Erzeugung von Frischdampf LST wieder zugeführt. Der Dampfturbine STT wird außerdem mittels einer Anzapfung ET Anzapfdampf EXT entnommen. Sowohl die Dampfturbine STT als auch die Gasturbine GT werden, beispielsweise während Stillständen, mittels eines Turnantriebes TD auf einer geringen Drehzahl gehalten von beispielsweise zwischen 100 und 150 Umdrehungen in der Minute, damit sich beim Abkühlen die Welle nicht verkrümmt. Optional kann an die Dampfturbine STT ein Generator GE angeschlossen werden, der elektrische Energie P erzeugt. Zum Anfahren der Dampfturbine STT wird Hilfsdampf AUXST bereitgestellt, der entweder aus parallel betriebenen Anordnungen TR entstammt oder einem befeuerten Dampferzeuger AUXSTG. Die Figur 2 zeigt dies in der Parallelanordnung mit dem befeuerten Dampferzeuger AUXSTG.
  • Die Anordnung TR, TR1, TR2, TR3 wird jeweils folgendermaßen hochgefahren:
    • In dem befeuerten Dampferzeuger AUXSTG wird Dampf ST zum Hochfahren der Dampfturbine STT mit der ersten Verdichtereinheit CO1 erzeugt. Zu diesem Zeitpunkt ist der erste Wellenstrang SS1 nicht mit dem zweiten Wellenstrang, SS2, auf dem sich die Gasturbine GT und die zweite Verdichtereinheit CO2 befinden, gekoppelt. Der zweite Wellenstrang SS2 wird mittels des Drehantriebes TD langsam mit einer Turndrehzahl zwischen 100 und 150 Umdrehungen in der Minute gedreht. Mittels des Hilfsdampfs AUXST wird die Dampfturbine der ersten Verdichtereinheit CO1 langsam unter Berücksichtigung der notwendigen Haltepunkte auf Betriebsdrehzahl gefahren. Mit Erreichen der Betriebsdrehzahl und der Betriebstemperatur wird der erste Wärmetauscher HEX, der mit der ersten Verdichtereinheit CO1 in Verbindung steht, auf die dem Verflüssigungsprozess angepassten Prozesserfordernisse in der Temperatur abgesenkt. Anschließend wird die Drehzahl des ersten Wellenstrangs SS1 unterhalb der Turndrehzahl des zweiten Wellenstrangs SS2 herabgesetzt und die Kupplung CLU eingekuppelt. Die vorgewärmte Dampfturbine fährt nun den gesamten Wellenstrang auf Betriebsdrehzahl, wobei die Gasturbine GT gezündet wird. Sobald die Gasturbine GT genügend Leistung erzeugt, um die zweite Verdichtereinheit CO2 anzutreiben, wird die Drehzahl des ersten Wellenstrangs geringfügig unter die Drehzahl des zweiten Wellenstranges abgesenkt und die Kupplung CLU ausgekoppelt, so dass beide Stränge getrennt voneinander geregelt werden können. Schrittweise wird der für die Dampfturbine STT benötigte Dampf von dem befeuerten Dampferzeuger AUXSTG auf den Dampf ST von dem Abhitzedampferzeuger HRSG umgestellt.

Claims (13)

  1. Anordnung (TR) zu Verflüssigung von Erdgas, mit
    - einer Gasturbineneinheit (GT) umfassend einen Gasturbinenverdichter (GTCO),
    - einer Dampfturbineneinheit (STT),
    - einer ersten Verdichtereinheit (C01) zur Verflüssigung des Erdgases,
    - einer zweiten Verdichtereinheit (CO2) wobei die Dampfturbineneinheit (STT) und die erste
    Verdichtereinheit (CO1) einen gemeinsamen fest zusammengefügten ersten Wellenstrang (SS1) aufweisen und
    wobei die Gasturbineneinheit (GT) und die zweite Verdichtereinheit (CO2) einen gemeinsamen fest zusammengefügten zweiten Wellenstrang (SS2) aufweisen,
    dadurch gekennzeichnet, dass
    die Anordnung ferner
    - eine schaltbare Kupplung (CLU)und
    - einen befeuerten Dampferzeuger (AUXSTG) zur Versorgung der Dampfturbineneinheit (SST) mit Dampf (ST) umfasst,
    wobei der erste Wellenstrang (SS1) und der zweite Wellenstrang (SS2) mittels der Kupplung (CLU) miteinander verbindbar und trennbar sind.
  2. Anordnung (TR) nach Anspruch 1,
    wobei der zweite Wellenstrang (SS2) keinen elektrischen Starter-Helper-Motor aufweist.
  3. Anordnung (TR) nach Anspruch 1 oder 2,
    wobei die erste Verdichtereinheit (C01) mit einem ersten Wärmetauscher (HEX1) verbunden ist, mittels dessen das Erdgas auf eine erste Temperatur abgekühlt wird.
  4. Anordnung (TR) nach mindestens dem vorhergehenden Anspruch 3,
    wobei die zweite Verdichtereinheit (CO2) mit einem zweiten Wärmetauscher (HEX2) verbunden ist, mittels dessen das Erdgas auf eine zweite Temperatur abgekühlt wird, welche niedriger ist als die erste Temperatur.
  5. Anordnung (TR) nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche,
    wobei die zweite Verdichtereinheit (CO2) einen Niederdruckverdichter (COLP) und einen
    Hochdruckverdichter (COHP) aufweist und verdichtetes Prozessgas von dem Niederdruckverdichter (COLP) in den Hochdruckverdichter (COHP) geleitet wird.
  6. Anordnung (TR) nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche,
    wobei ein Generator (GE) mit der Dampfturbine (STT) zur Stromerzeugung in Verbindung steht.
  7. Anordnung (TR) nach mindestens einem der vorhergehenden Ansprüche,
    wobei ein Abhitzedampferzeuger (HRSG) vorgesehen ist, der mittels Verbrennungsgases (CG) aus der Gasturbine (GT) Dampf (ST) für die Dampfturbine (STT) erzeugt.
  8. Verfahren zum Anfahren einer Anordnung zur Verflüssigung von Erdgas,
    welche Anordnung aufweist:
    - eine Gasturbineneinheit (GT) umfassend einen Gasturbinenverdichter (GTCO),
    - eine Dampfturbineneinheit (STT),
    - eine erste Verdichtereinheit (CO1),
    - eine Kupplung (CLU),
    - einen befeuerten Dampferzeuger (AUXSTG) zur Versorgung der Dampfturbineneinheit (STT) mit Dampf (ST) und
    - eine zweite Verdichtereinheit (CO2),
    wobei die Dampfturbineneinheit (STT) und die erste Verdichtereinheit (CG1) einen gemeinsamen fest zusammengefügten ersten Wellenstrang (SS1)
    aufweisen und wobei die Gasturbineneinheit (GT) einen zweiten Wellenstrang (SS2) aufweist,
    wobei der erste Wellenstrang (SS1) und der zweite Wellenstrang (SS2) mittels der Kupplung (CLU) miteinander verbindbar und trennbar sind,
    welches Verfahren folgende Schritte umfasst:
    - Erzeugen von Dampf (ST) in dem befeuerten Dampferzeuger (AUXSTG)
    - Anfahren der Dampfturbine (ST) auf Betriebsdrehzahl,
    - Betrieb des ersten Verdichters (CO1), bis ein erster Wärmetauscher (HEX1) zum Abkühlen des Erdgases eine erste Betriebstemperatur erreicht hat,
    - Einkuppeln der Kupplung (CLU) und Zünden der Gasturbine (GT).
  9. Verfahren nach dem vorhergehenden Patentanspruch 8,
    wobei nach dem Zünden der Gasturbine (GT) schrittweise eine Umstellung der Versorgung der Dampfturbine (STT) mit Dampf (ST) aus einem mit Verbrennungsgas (CG) der Gasturbine (GT) betriebenen Abhitzedampferzeuger (HRSG) statt aus dem befeuerten Dampferzeuger (AUXSTG) erfolgt.
  10. Verfahren nach mindestens dem Anspruch 8 oder 9,
    wobei die Gasturbine (GT) vor dem Einkuppeln mittel eines Turn-Antriebes (TD) mit einer Turndrehzahl gedreht wird.
  11. Verfahren nach dem Anspruch 8, 9 oder 10,
    wobei die Drehzahl der Dampfturbine (STT) vor dem Einkuppeln abgesenkt wird.
  12. Verfahren nach mindestens dem vorhergehenden Anspruch 11,
    wobei die Absenkung der Drehzahl der Dampfturbine (STT) vor dem Einkuppeln unter die Turndrehzahl erfolgt.
  13. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche 8 bis 12,
    wobei die Kupplung (CLU) den ersten Wellenstrang (SS1) von dem zweiten Wellenstrang (SS2) trennt, nachdem beide Wellenstränge (SS1, SS2) die Betriebsdrehzahl erreicht haben.
EP10720633.6A 2009-06-09 2010-06-01 Anordnung zur verflüssigung von erdgas und verfahren zum anfahren der anordnung Not-in-force EP2440749B1 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102009024407 2009-06-09
PCT/EP2010/057640 WO2010142574A2 (de) 2009-06-09 2010-06-01 Anordnung zur verflüssigung von erdgas und verfahren zum anfahren der anordnung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP2440749A2 EP2440749A2 (de) 2012-04-18
EP2440749B1 true EP2440749B1 (de) 2016-12-14

Family

ID=43309272

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP10720633.6A Not-in-force EP2440749B1 (de) 2009-06-09 2010-06-01 Anordnung zur verflüssigung von erdgas und verfahren zum anfahren der anordnung

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9926934B2 (de)
EP (1) EP2440749B1 (de)
CN (1) CN102498267B (de)
WO (1) WO2010142574A2 (de)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9309810B2 (en) 2012-12-14 2016-04-12 Electro-Motive Diesel, Inc. System for converting gaseous fuel into liquid fuel
US10436074B2 (en) * 2013-01-24 2019-10-08 Tascosa Advanced Service, Inc. Combined brayton/rankine cycle gas and steam turbine generating system operated in two closed loops
US10731501B2 (en) * 2016-04-22 2020-08-04 Hamilton Sundstrand Corporation Environmental control system utilizing a motor assist and an enhanced compressor
DE102016217886A1 (de) 2016-09-19 2018-03-22 Siemens Aktiengesellschaft Anlage und Verfahren mit einer Wärmekraftanlage und einem Prozessverdichter
WO2019011326A1 (zh) * 2017-07-14 2019-01-17 上海电气电站设备有限公司 汽轮机快速启动暖机系统、预暖系统及其暖机方法
CN108278156A (zh) * 2018-01-17 2018-07-13 中国科学院工程热物理研究所 新风冷热电联供系统
WO2020228986A1 (en) * 2019-05-13 2020-11-19 Nuovo Pignone Tecnologie - S.R.L. Compressor train with combined gas turbine and steam turbine cycle
RU2734127C1 (ru) * 2019-12-26 2020-10-13 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" Маневренная теплоэлектроцентраль с паровым приводом компрессора
EP3916206A1 (de) * 2020-05-26 2021-12-01 Yara International ASA Verfahren und system zum betreiben eines gasverdichters in einer ammoniak- und harnstoffanlage
US11703278B2 (en) 2020-06-19 2023-07-18 Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation Liquefied natural gas compression system
WO2025032023A1 (en) * 2023-08-04 2025-02-13 Sabic Global Technologies B.V. Turbine-powered air compressor assembly for a system for dehydrogenation of a hydrocarbon

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CH76249A (de) 1914-03-27 1914-11-16 Conrad Kohler Gasturbinenanlage, bei welcher die Abwärme der heißen Verbrennungsgase zum Betriebe einer Dampfturbine ausgenützt wird
US1880066A (en) * 1930-11-06 1932-09-27 Universal Gear Shift Corp Gear shifting mechanism
US2550844A (en) * 1946-06-14 1951-05-01 Daniel V Meiller Natural gas storage
GB1168081A (en) 1966-02-18 1969-10-22 Ass Elect Ind Improvements relating to Gas Turbine Plants
US3964891A (en) * 1972-09-01 1976-06-22 Heinrich Krieger Process and arrangement for cooling fluids
DE2852078A1 (de) 1978-12-01 1980-06-12 Linde Ag Verfahren und vorrichtung zum abkuehlen von erdgas
DE3316070A1 (de) 1983-05-03 1984-11-08 Rudolf Dr. 6800 Mannheim Wieser Gasturbinenaggregat
DE3907217A1 (de) 1989-03-07 1990-09-13 Steinmueller Gmbh L & C Verfahren zum betreiben eines kombinierten gasturbinen-/dampfturbinen-prozesses
US5042246A (en) * 1989-11-06 1991-08-27 General Electric Company Control system for single shaft combined cycle gas and steam turbine unit
DE4426354C2 (de) * 1994-07-25 2003-03-06 Alstom Kombianlage
DE19537637A1 (de) * 1995-10-10 1997-04-17 Asea Brown Boveri Verfahren zum Betrieb einer Kraftwerksanlage
JP3694530B2 (ja) * 1996-06-26 2005-09-14 株式会社日立製作所 一軸型コンバインドサイクルプラント及びその運転方法
DE19757588A1 (de) 1996-12-24 1998-07-02 Hitachi Ltd Stromerzeugungssystem mit Gasturbine und Energiespeicher
US6474069B1 (en) 2000-10-18 2002-11-05 General Electric Company Gas turbine having combined cycle power augmentation
DE10056231B4 (de) * 2000-11-13 2012-02-23 Alstom Technology Ltd. Verfahren zum Betrieb eines Kombikraftwerks
JP3716244B2 (ja) * 2002-09-19 2005-11-16 三菱重工業株式会社 クラッチを備えた一軸コンバインドプラントの運転制御装置及び運転制御方法。
US7526926B2 (en) 2003-11-06 2009-05-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method for efficient nonsynchronous LNG production
EP1591628A1 (de) * 2004-04-30 2005-11-02 Siemens Aktiengesellschaft Kombianlage sowie Verfahren zur dessen Abkühlung
DE102004039019A1 (de) * 2004-08-11 2006-02-23 Airbus Deutschland Gmbh Drucklufterzeugungssystem
JP4581563B2 (ja) 2004-08-31 2010-11-17 株式会社日立製作所 コンバインドサイクル発電設備，蒸気火力発電設備
EP1903189A1 (de) * 2006-09-15 2008-03-26 Siemens Aktiengesellschaft LNG-Anlage in Kombination mit Gas- und Dampfturbinen
EP2072609A1 (de) * 2007-04-27 2009-06-24 Hitachi Ltd. Erdgasverflüssigungsanlage und stromversorgungssystem, steuergerät und betriebsverfahren dafür

Also Published As

Publication number Publication date
WO2010142574A3 (de) 2012-02-16
US9926934B2 (en) 2018-03-27
US20120131950A1 (en) 2012-05-31
CN102498267B (zh) 2015-11-25
CN102498267A (zh) 2012-06-13
WO2010142574A2 (de) 2010-12-16
EP2440749A2 (de) 2012-04-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2440749B1 (de) Anordnung zur verflüssigung von erdgas und verfahren zum anfahren der anordnung
DE3853074T2 (de) Nachrüstung von einkreis-gasturbinen für luftspeicherbetrieb.
EP1914407B1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbinenanlage
DE102009003406A1 (de) Verfahren und System zur Unterstützung einer Modifikation eines Kombikreislauf-Arbeitsfluids und dessen Verbrennung
EP2366062B1 (de) Verfahren zur stabilisierung der netzfrequenz eines elektrischen stromnetzes
EP0758045B1 (de) Anfahrverfahren einer als Einwellenanlage ausgeführten Kombianlage
DE3411444A1 (de) Gasturbinenkraftwerk mit luftspeicherung und verfahren zum betrieb desselben
EP1795725B1 (de) Gasturbine mit geregelter Luftkühlung
DE112009001835T5 (de) System und Verfahren zum Betreiben eines Gasturbinenantriebs mit einem alternativen Arbeitsfluid
WO2012031309A1 (de) Elektrisches kraftwerk
EP2061954B1 (de) Verdichtungsanlage
EP2592241A1 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gas- und Dampfturbinenanlage für die Frequenzstützung
EP1286030B1 (de) Gas- und Luftturbinenanlage
DE102015001662A1 (de) Brennkraftmaschine, Verfahren zum Betreiben derselben und Steuerungseinrichtung zur Duchführung des Verfahrens
CH630441A5 (de) Luftspeicher-gasturbinenkraftwerk und verfahren zu dessen betrieb.
EP2393708B1 (de) Verbrennungskraftmaschinenanlage mit abgasenergierückgewinnung für schwimmende einrichtungen
EP0995891B1 (de) Turbomaschine und Verfahren zum Betrieb derselben
DE2263051A1 (de) Gasturbinenanlage mit vorgeschaltetem luftspeicher
EP1904731B1 (de) Gas- und dampfturbinenanlage sowie verfahren zu deren betrieb
DE112006002028B4 (de) Verfahren zum Betrieb einer Gasturbine sowie Gasturbine zur Durchführung des Verfahrens
DE19621926C2 (de) Verfahren zum Anfahren einer Kombi-Kraftwerksanlage bei Netzausfall
DE967201C (de) Anlage zur Erzeugung von Druckluft
EP3759330B1 (de) Erweiterter gasturbinenprozess mit expander
WO2021160367A1 (de) Erneuerung von dampfturbinenanlagen und anlage
DE102012223818A1 (de) Einsatz eines Hilfsaggregates zur Bereitstellung von Abgaswärme für den Abhitzedampferzeuger eines GuD-Kraftwerks

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20111111

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A2

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO SE SI SK SM TR

DAX Request for extension of the european patent (deleted)
RAP1 Party data changed (applicant data changed or rights of an application transferred)

Owner name: SIEMENS AKTIENGESELLSCHAFT

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R079

Ref document number: 502010012880

Country of ref document: DE

Free format text: PREVIOUS MAIN CLASS: F01K0013020000

Ipc: F25J0001000000

RIC1 Information provided on ipc code assigned before grant

Ipc: F01K 13/02 20060101ALI20151127BHEP

Ipc: F04D 25/06 20060101ALI20151127BHEP

Ipc: F04D 25/02 20060101ALI20151127BHEP

Ipc: F25J 1/02 20060101ALI20151127BHEP

Ipc: F04D 27/02 20060101ALI20151127BHEP

Ipc: F04D 25/04 20060101ALI20151127BHEP

Ipc: F25J 1/00 20060101AFI20151127BHEP

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

INTG Intention to grant announced

Effective date: 20160711

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): AL AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HR HU IE IS IT LI LT LU LV MC MK MT NL NO PL PT RO SE SI SK SM TR

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

Ref country code: CH

Ref legal event code: NV

Representative=s name: SIEMENS SCHWEIZ AG, CH

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: FG4D

Free format text: LANGUAGE OF EP DOCUMENT: GERMAN

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: REF

Ref document number: 853968

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20170115

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 502010012880

Country of ref document: DE

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LV

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

REG Reference to a national code

Ref country code: LT

Ref legal event code: MG4D

REG Reference to a national code

Ref country code: NL

Ref legal event code: MP

Effective date: 20161214

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170314

Ref country code: SE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

Ref country code: LT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

Ref country code: GR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170315

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

Ref country code: FI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 8

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: EE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

Ref country code: RO

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

Ref country code: SK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

Ref country code: IS

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170414

Ref country code: CZ

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

RAP2 Party data changed (patent owner data changed or rights of a patent transferred)

Owner name: SIEMENS AKTIENGESELLSCHAFT

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BG

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170314

Ref country code: ES

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

Ref country code: SM

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

Ref country code: PT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20170414

Ref country code: PL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 502010012880

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PCOW

Free format text: NEW ADDRESS: WERNER-VON-SIEMENS-STRASSE 1, 80333 MUENCHEN (DE)

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed

Effective date: 20170915

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MC

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20170601

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: SI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

REG Reference to a national code

Ref country code: IE

Ref legal event code: MM4A

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170601

Ref country code: IE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170601

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170601

REG Reference to a national code

Ref country code: BE

Ref legal event code: MM

Effective date: 20170630

REG Reference to a national code

Ref country code: FR

Ref legal event code: PLFP

Year of fee payment: 9

REG Reference to a national code

Ref country code: AT

Ref legal event code: MM01

Ref document number: 853968

Country of ref document: AT

Kind code of ref document: T

Effective date: 20170601

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: BE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170630

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Payment date: 20180614

Year of fee payment: 9

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 20180820

Year of fee payment: 9

Ref country code: IT

Payment date: 20180627

Year of fee payment: 9

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20170601

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CH

Payment date: 20180910

Year of fee payment: 9

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: HU

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT; INVALID AB INITIO

Effective date: 20100601

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CY

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20161214

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: MK

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 502010012880

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: TR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190601

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20200101

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190630

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190630

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: FR

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20190630

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: AL

Free format text: LAPSE BECAUSE OF FAILURE TO SUBMIT A TRANSLATION OF THE DESCRIPTION OR TO PAY THE FEE WITHIN THE PRESCRIBED TIME-LIMIT

Effective date: 20161214