MXPA06004925A - Metodo para produccion eficiente, asincrona de lng - Google Patents

Abstract

Un sistema de impulsión para un compresor de refrigeración tal como el que se utiliza en una planta de licuefacción de gas natural, permite que la velocidad de compresor deseada y la eficiencia de turbina máxima se mantenga a través de varias condiciones de temperatura ambiente. Una turbina de gas se utiliza con un motor arrancador eléctrico con capacidad de impulsión directa localizada en unárbol de impulsión común entre la turbina y el compresor. Una impulsión de frecuencia variable (VFD) se conecta entre la red de energía eléctrica y el motor eléctrico para puestas en marcha suaves, pero también para permitir que la potencia mecánica de la turbina en exceso se convierta en energía eléctrica por el motor que opera como un generador, y se distribuye a la red de energía eléctrica en la frecuencia de la red de energía eléctrica. La tecnología de modulación de amplitud por impulso puede utilizarse para reducir la distorsión armónica en la salida de la VFD. El motor arrancador también funciona como un motor auxiliar cuando la salida de la turbina es insuficiente para impulsar el compresor a la velocidad rotacional necesaria para satisfacer los requerimientos de rendimiento.

Description

MÉTODO PARA PRODUCCIÓN EFICIENTE, ASINCRONA DE LNG DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere generalmente al tipo de plantas de licuefacción de gas natural, y más particularmente, a plantas de LNG (gas natural licuado) que son impulsadas por turbinas de gas. Específicamente, la invención es un método para operar un compresor de refrigeración de LNG y motor asociado arrancador/auxiliar que permite a la turbina de gas operar continuamente en su intensidad más eficiente (potencia máxima) que también permite aún el control completo mediante la variación en la frecuencia rotacional del compresor, no importando las variaciones de la temperatura ambiente. El LNG o Gas Natural Licuado resulta de un proceso en el cual el gas natural se enfría hasta que se vuelve líquido. Licuar el gas natural permite el transporte económico de gas natural cuando el transporte por tubería es de costo prohibido. Los procesos de refrigeración para LNG generalmente requieren compresores de refrigeración e impulsores de compresor y, dependiendo del tamaño de la instalación de LNG, pueden existir múltiples compresores de refrigeración e impulsores . Actualmente, la producción de LNG es dependiente de las turbinas de gas industrial para la potencia mecánica para impulsar los compresores de refrigeración utilizados para enfriar o refrigerar el gas natural . La mayoría de las turbinas de gas industriales que se utilizan en instalaciones de LNG se desarrollaron originalmente para la industria de la energía eléctrica y se adaptaron para uso como impulsores de compresor. Estas turbinas de gas se diseñan para el mercado eléctrico de 50 Hz en el cual la turbina de gas opera a 3000 rpm o para el marcado eléctrico de 60 Hz con una velocidad operativa de 3600 rpm. La variación de velocidad en la generación de energía no se permite debido al requerimiento preciso de la energía 50 Hz o 60 Hz . Cualquier desviación de 3000 rpm o 3600 rpm para la energía 50 Hz y 60 Hz, respectivamente, resultará en problemas importantes para los usuarios de la luz eléctrica. Por ejemplo, si la turbina y el compresor asociado están operando a 3100 rpm, pero la frecuencia de red eléctrica es 50 Hz (3000 rpm) , la frecuencia generada puede ser de 51.7 Hz . Generar energía eléctrica a 51.7 Hz provoca problemas importantes para usuarios conectados al sistema eléctrico. Típicamente los sistemas eléctricos tienen una tolerancia de frecuencia de sólo +0.5 Hz . No obstante, las turbinas de gas típicas diseñadas para la generación de energía sí tienen cierta variabilidad de frecuencia, en el orden de +5%. Esto es útil para maximizar la producción de LNG. Otra característica de tales turbinas de gas es que se diseñan par ser más eficientes cuando operan a su máxima potencia. Cargar completamente la turbina en cualquier velocidad permite la operación en eficiencia pico y reduce las emisiones y el consumo de combustible específico. La intensidad de flujo de combustible puede variarse para incrementar o disminuir la cantidad de energía mecánica que produce la turbina. Incrementar y disminuir la intensidad de flujo de combustible puede hacerse de manera que la velocidad del árbol de la turbina de gas permanezca constante, por ejemplo 3,000 o 3,600 rpm. Al operar una turbina de gas a más bajas intensidades de combustible significativamente reducirá su eficiencia e incrementará sus emisiones. Arrancar una turbina de gas que se utiliza para la generación de potencia es relativamente fácil debido a que el generador no se energiza y sólo la potencia requerida es la potencia para hacer girar la turbina de gas y el generador hasta la velocidad operativa. Una vez a la velocidad operativa, el arrancador se desacopla y la turbina de gas se encarga y activa el generador. Por otro lado, arrancar una turbina de gas que se utiliza como un impulsor de compresor es mucho más demandante comparado con arrancar una turbina de gas que impulsa un generador eléctrico. En general, la potencia requerida para arrancar una turbina de gas y el compresor es mucho mayor debido a la carga de compresión. El refrigerante fluye a través del compresor durante el proceso de arranque y la potencia requerida aumenta sustancialmente con la velocidad en crecimiento. Un motor de arranque grande se requiere para hacer girar la turbina y el compresor hasta la velocidad operativa. Típicamente, este motor arrancador es un motor eléctrico. En una configuración de refrigeración de LNG típica, ilustrada en la Figura 1, un árbol 5 de transmisión común conecta la turbina 2 de gas a un extremo del compresor 3 y el motor 1 arrancador al otro extremo del compresor 3. Los tres dispositivos conectados se refieren como una catenaria de compresión y múltiples catenarias de compresión se refieren como un tren de LNG. Para evitar el choque del tren de impulsión de una puesta en marcha "a través de la línea" , un convertidor 4 de frecuencia se utiliza entre el suministro de energía eléctrica y el motor 1 arrancador. El motor 1 arrancador gradualmente se pone de 0 Hz a la frecuencia de línea (50 ó 60 Hz, según el caso pueda ser) . Un tipo popular de convertidor de frecuencia para tales aplicaciones se llama Impulsión de Frecuencia Variable, o "VFD" . Una vez que el motor arrancador ha acelerado la catenaria hacia la velocidad operativa deseada, la turbina de gas se encarga y proporciona toda la potencia necesaria en el eje. En esa unión, la electricidad para el motor arrancador se desconecta y el motor se deja a "rueda libre". En algunas plantas de LNG, el motor arrancador también se utiliza, cuando se necesita, para proporcionar potencia adicional en el eje mientras la turbina de gas y el compresor están a la velocidad operativa. Agregar potencia en el eje mientras la turbina de gas está operando se refiere como trabajo "auxiliar" . La razón principal para la función auxiliar es que la potencia de salida de la turbina de gas depende de las condiciones ambiente. Cuando incrementa la temperatura ambiente, la densidad del aire disminuye .y por lo tanto la potencia de la turbina de gas disminuye. Inversamente, cuando la temperatura ambiente disminuye, la potencia de la turbina de gas incrementa. Por lo tanto, la producción de LNG tenderá a declinar en los meses más cálidos, e incrementará en los meses más fríos . Las variaciones de producción más pequeñas ocurrirán durante el transcurso de un periodo de 24 horas cuando la temperatura se eleve durante el día y caiga en la noche. La función auxiliar puede utilizarse para mantener las intensidades de producción constante de LNG al proporcionar potencia adicional. La función auxiliar se necesita sólo en la parte más cálida del año y la hora del día cuando la potencia de turbina de gas se reduce. Durante la parte más fría del año y en la noche, la turbina de gas puede estar produciendo potencia mecánica en exceso. Durante tales tiempos, la práctica ha sido reducir la intensidad de flujo de combustible en la turbina de gas lo suficiente para eliminar la producción de potencia en exceso (mantener una velocidad rotacional) y aceptar la eficiencia operativa de la turbina de gas no óptima. Sin embargo, Kikka a describe (en la Patente Norteamericana No. 5,689,141) un método para convertir la potencia mecánica en exceso en energía eléctrica al utilizar el motor arrancador/auxiliar como un generador eléctrico. Ninguna alteración mayor se requiere para hacer a un motor eléctrico reversible de manera que también pueda funcionar como un generador de CA. La potencia de la turbina en exceso convertida puede entonces transferirse a la red de energía eléctrica de suministro de energía eléctrica, la cual puede ser externa o -en el caso de muchas plantas de LNG-auto-generarse utilizando el gas natural disponible como combustible. La energía eléctrica generada reduce las necesidades de energía eléctrica de la planta de LNG. La turbina puede dimensionarse para proporcionar la potencia que el compresor asociado requiere durante la parte más cálida del año. Cuando la temperatura cae y se requiere menos potencia, la turbina puede continuar operando a su máxima salida de potencia donde es más eficiente, con la energía mecánica en exceso convertida en energía eléctrica por el motor arrancador operando en el modo generador. (La mezcla de combustible/aire para la turbina de gas se reajusta cuando cambia la temperatura) .

Kíkkawa apoya operar la catenaria de compresión a la velocidad rotacional precisa de 3,000 rpm (si la frecuencia de red de energía eléctrica es de 50 Hz) o 3,600 rpm (si la frecuencia de red de energía eléctrica es 60 Hz) de manera que la frecuencia de la electricidad que se genera concuerde con la frecuencia de sistema eléctrico. Esto puede llamarse operación "síncrona" . Kikkawa reconoce que la operación asincrona es una alternativa, con un convertidor de frecuencia utilizado para cambiar la frecuencia de la potencia generada en la frecuencia de red de energía eléctrica. Este convertidor de frecuencia puede ser el mismo utilizado para proporcionar una marcha gradual cuando el motor arrancador se utiliza para poner el tren de LNG en la velocidad operativa. Sin embargo, Kikkawa concluye que tal uso incrementado del convertidor de frecuencia, un dispositivo costoso, puede necesitar tener un convertidor de frecuencia de repuesto. Kikkawa enseña la operación síncrona para evitar esta inversión de capital agregada importante. El método de Kikkawa permite a la turbina de gas operarse en su forma más eficiente, pero no proporciona control de rendimiento, es decir, las turbinas de gas en su disposición pueden operar al máximo de potencia en velocidad síncrona pero ninguna potencia máxima en ninguna otra velocidad. Además, Kikkawa no permite mantener la estabilidad durante periodos transitorios de la operación catenaria de compresor.

La conexión eléctrica entre el propano y las catenarias de compresión de refrigerante mezclado tiene su equivalente mecánico en un acoplamiento rígido, haciendo a la operación estable más difícil de controlar. La configuración no incluye la capacidad de enviar potencia en exceso a la red de energía eléctrica para su uso en otras partes de la planta o fuera de la planta durante estos periodos transitorios. La invención es un sistema de impulsión para un compresor de refrigeración tal como aquellos utilizados en plantas de licuefacción de gas natural, que comprende en una modalidad una turbina de gas para proporcionar potencia primaria para hacer funcionar el compresor, un motor/generador arrancador/auxiliar eléctrico con capacidad impulsión directa colocada entre la turbina y el compresor en un árbol de transmisión común, y un convertidor de frecuencia eléctricamente conectado entre el motor/generador eléctrico y la red de energía eléctrica. El convertidor de frecuencia condiciona la frecuencia de CA de la red de energía eléctrica para una puesta en marcha más suave y el trabajo auxiliar asincrono así como en la red de energía eléctrica de manera que la potencia mecánica de la turbina en exceso pueda convertirse en energía eléctrica por el generador y proporcionarse a la red de energía eléctrica en la frecuencia de red de energía eléctrica, permitiendo de este modo que la velocidad de la turbina sea dictada por las necesidades de rendimiento. En algunas modalidades, el convertidor de frecuencia es una VFD con circuitería de modulación de amplitud impulso para reducir la distorsión armónica en la salida del convertidor de frecuencia. La invención es particularmente adecuada para las plantas de licuefacción de gas natural donde es deseable hacer funcionar la turbina de gas en su potencia máxima para la máxima eficiencia y también para ser capaz de variar la velocidad rotacional del compresor para el control de rendimiento, no importando las condiciones de temperatura ambiente variadas que afectan la potencia de salida de la turbina de gas . BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente invención y sus ventajas se entenderán mejor al referirse a la siguiente descripción detallada y los dibujos anexos. La Figura 1 es un diagrama esquemático de una configuración de ref igeración de LNG típica en uso actual . La Figura 2 ilustra el sistema de equipo y configuración necesarios para la presente invención, mientras la Figura 3 es una fotografía de un compresor de tambor con las partes internas extraídas de un extremo para mantenimiento conveniente. La invención se describirá junto con sus modalidades preferidas. Sin embargo, al grado que la descripción detallada siguiente se especifique para una modalidad particular o uso particular de la invención, esta se pretende para ser ilustrativa solamente, y no se debe interpretar como limitante del alcance de la invención. Por el contrario, se pretende cubrir todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que puedan incluirse dentro del espíritu y alcance de la invención, como se define por las reivindicaciones anexas. La presente invención es un sistema de impulsión asincrono para un compresor de refrigeración tal como el que se utiliza en una planta de licuefacción de gas natural. La Figura 2 ilustra la configuración del sistema de equipo en la presente invención. La potencia de impulsión primaria se proporciona por una turbina 2 de gas, dimensionada para ser capaz de impulsar el compresor (o compresores) 3 de refrigeración y producir potencia mecánica en exceso bajo las condiciones de temperatura ambiente más favorables que puedan esperarse. El sistema incluye un motor/generador 1 arrancador eléctrico. Este motor, regulado por un convertidor 4 de frecuencia tal como una VFD, inicia la catenaria de compresión de reposo y proporciona par motor adicional en el modo auxiliar cuando se necesite para compensar la disminución por clima cálido en la salida de la potencia de la turbina. Operar en el modo de generador, el motor convierte la potencia mecánica en exceso en energía eléctrica. La velocidad de compresor se dicta por las necesidades de rendimiento de la planta de LNG. La VFD no sólo se utiliza para la puesta en marcha y el trabajo auxiliar, sino también para condicionar la frecuencia de la energía eléctrica generada para satisfacer los requerimientos de red de energía, eléctrica. Como se establece previamente, las turbinas de gas tienen cierto margen de variación de velocidad. Aunque relativamente pequeño, este margen proporciona aún impacto significante sobre la economía de la planta a través de la capacidad de variar el rendimiento del LNG al cambiar la velocidad del o los compresores. En particular, la capacidad de hacer funcionar el compresor a 5% más rápido que la velocidad síncrona, y de este modo incrementar o disminuir al reducir la velocidad del compresor, el rendimiento de LNG proporcionadamente, es significante y esta flexibilidad es una característica importante de la presente invención. El uso de la VFD más allá del papel tradicional de la puesta en marcha (descrito en mayor detalle en lo siguiente) hace a esta operación asincrona posible. La ecuación de equilibrio de energía para el modo de la presente invención de la operación puede escribirse: Potencia de la Turbina + [Potencia del Motor Auxiliar/Generador] = Demanda de Potencia de Compresor El término en el lado derecho de la ecuación, Demanda de Potencia de Compresor, es una medida del rendimiento de la planta de LNG e incrementa o disminuye con la velocidad rotacional de la catenaria de LNG. El primer término en el lado izquierdo, Potencia de Turbina, se mantiene mediante la válvula de suministro de combustible en la potencia máxima, por razones de eficiencia. La potencia máxima es una función de la temperatura ambiente, y la mezcla de combustible/a re se ajusta cuando cambia la temperatura. El segundo término en el lado izquierdo, la Potencia del Motor Auxiliar/Generador proporciona el medio para equilibrar la ecuación aún cuando la frecuencia se varía a frecuencias asincronas por el control de producción de la planta de LNG. Este término es positivo cuando el motor se utiliza en el modo auxiliar, y negativo cuando se utiliza en el modo de generador. La invención se describirá en lo siguiente en mayor detalle. Funciones del arrancador/auxiliar/generador El motor/generador tiene tres funciones integradas: arrancador/auxiliar/generador. La función del arrancador acelera la turbina desde la velocidad cero hasta la velocidad completa siguiendo los requerimientos predeterminados de la máquina. Además de la turbina, el motor arrancador debe acelerar también la inercia de toda la catenaria de compresión mas la carga aerodinámica de los compresores. La inercia se refiere a la masa del árbol y la potencia requerida para acelerar la masa del rotor desde la velocidad cero hasta la velocidad completa. La carga aerodinámica se refiere a la potencia requerida para comprimir el gas de refrigeración cuando la catenaria de compresión se acelera a la velocidad completa. La potencia de compresión requerida durante el proceso de arranque sustancialmente incrementa cuando incrementa la velocidad. Las cargas del compresor por inercia y aerodinámico gobiernan las necesidades de potencia del motor arrancador. Durante la secuencia de arranque, la entrada de la turbina y el conducto de escape deben purgarse de gases combustibles antes de la ignición. Este proceso de purga se realiza al hacer girar el árbol de catenaria a una velocidad baja durante un tiempo predeterminado, entonces la turbina se acelera a su velocidad de operación completa en una forma predeterminada. Todo el proceso de arranque puede hacerse sin el riesgo de daño del equipo sólo si el motor arrancador tiene control de velocidad completa. Una VFD proporciona el control de velocidad necesario. Una VFD opera al convertir la señal de CA de entrada en CD, después genera una salida de CA a una frecuencia diferente. La frecuencia de la electricidad controla la velocidad de un motor eléctrico y una VFD permite un control de frecuencia infinito y por lo tanto controla la velocidad del motor. Utilizar una VFD para control de velocidad del motor de arranque, el motor puede operar a las velocidades requeridas para satisfacer el programa de arranque de la turbina de gas. Además, la VFD limita la corriente en a-flujo hacia el motor y evita el sobrecalentamiento y posible daño al motor. El modo auxiliar proporciona potencia mecánica adicional cuando la turbina de gas no puede suministrar toda la potencia mecánica requerida. Esta situación ocurre cuando las temperaturas ambiente son más cálidas que las temperaturas ambiente de diseño. Una VFD se utiliza en el modo auxiliar para proporcionar potencia adicional en cualquier velocidad. Como se establece, la turbina de gas tendrá cierta capacidad de velocidad variable que puede utilizarse para el control de capacidad. Por lo tanto, la velocidad de la turbina de gas no necesariamente es una velocidad síncrona típica de 3000 rpm (50 Hz) o 3600 rpm (60 Hz) . El control de capacidad por medio del control de velocidad es una ventaja que solamente puede realizarse cuando el motor auxiliar se opera mediante una VFD o dispositivo de control de frecuencia similar. Un motor que no se opera mediante una VFD debe operar a la velocidad síncrona prevaleciente; de este modo, el control de capacidad por medio del control de velocidad no es posible. El modo de generador convierte la potencia mecánica en exceso en energía eléctrica. Esta situación ocurre cuando las temperaturas ambiente son más frías que la temperatura ambiente de diseño y la turbina de gas produce más potencia mecánica. La misma VFD que se utiliza para las funciones de arranque y auxiliar también se utiliza para operar el motor como un generador. Tal necesidad para la VFD surge cuando la capacidad de velocidad variable de la turbina de gas se utiliza para el control de capacidad, en cuyo caso la energía eléctrica generada de la potencia mecánica en exceso será asincrona con la red de energía eléctrica. La potencia de la turbina de gas en exceso de este modo se convierte en energía eléctrica útil independientemente de la velocidad en la cual puede estar operando la turbina de gas. Nuevamente, la velocidad en la cual está operando la turbina de gas no necesariamente es una velocidad síncrona típica de 3000 rpm (50 Hz) o 3600 rpm (60 Hz) . La generación de potencia mediante una VFD permite a la potencia mecánica en exceso convertirse en energía eléctrica a velocidades diferentes a la velocidad síncrona prevaleciente o frecuencia de red de energía eléctrica. La VFD condiciona la potencia generada asincrona para correlacionar la frecuencia de red de energía eléctrica. Un generador que no se opera mediante una VFD debe operar a velocidades síncronas, de este modo el control de capacidad y la optimización de LNG por medio del control de velocidad no es posible. Impulsión de Frecuencia Variable Como se establece, el arrancador/auxiliar/generador requiere una VFD (impulsión de frecuencia variable) u otro convertidor de frecuencia para operar en el presente método inventivo. La VFD (indicada por 4 en la Figura 2) convierte la energía de CA en energía de CD después convierte la energía de CD nuevamente a la energía de CA a una frecuencia específica. Las VFD que son adecuadas para esta invención pueden comprarse de ASIRobicon o Mitsubishi Electric. Como se indica en la Figura 2, la conversión de CA/CD/CA puede ocurrir en cualquier dirección "desde la red de energía eléctrica" o "hasta la red de energía eléctrica" . La red de energía eléctrica puede ser el sistema de distribución de energía local dentro de una planta o la red de energía eléctrica puede ser el sistema de distribución de energía de una compañía de servicio eléctrico. Una conversión "desde la red de energía eléctrica" proporciona energía eléctrica para las funciones de arranque y auxiliar, es decir, potencia mecánica adicional. Una conversión "hasta la red de energía eléctrica" envía la potencia mecánica en exceso que se ha convertido en energía eléctrica medíante la función de generador hacia la red de energía eléctrica. Una ventaja inherente de utilizar una VFD es que permite a la catenaria o catenarias de refrigeración de LNG tener un mecanismo de control de capacidad al ajusfar la velocidad de las catenarias de compresión. Cuando la velocidad de la catenaria de compresión se incrementa (por ejemplo, de 3000 rpm a 3100 rpm) la capacidad o producción se incrementa. Alternativamente, cuando la velocidad de la catenaria de compresión se disminuye (es decir, de 3000 rpm a 2900 rpm) la capacidad o producción se disminuye. En la presente invención la VFD y el motor operan en conjunto como un sistema arrancador para la catenaria de compresión. La VFD condiciona la frecuencia eléctrica proporcionada al motor arrancador de manera que la velocidad del motor entonces se controla por la frecuencia eléctrica condicionada. Cuando se incrementa la frecuencia eléctrica, la velocidad del motor arrancador se incrementa e inversamente cuando la frecuencia eléctrica se disminuye la velocidad del motor se disminuye. Similarmente, la combinación del motor y VFD puede operar en el modo auxiliar para ayudar a la turbina de gas a proporcionar la potencia adicional. Como se describe para el modo de arranque, la VFD condiciona la frecuencia eléctrica proporcionada al motor auxiliar de manera que la velocidad del motor entonces se controla por la frecuencia eléctrica condicionada. Durante el modo auxiliar, la VFD proporciona el control de frecuencia adecuado para coincidir con la velocidad de la turbina de gas . La generación de energía eléctrica requiere ya sea una velocidad de operación constante o cierto medio para compensar la generación de potencia de velocidad "inactiva" . Normalmente, una red de energía eléctrica de potencia de 50 Hz requiere que los generadores operen a 3000 rpm y una red de energía eléctrica de potencia 60 Hz requiere que los generadores operen a 3600 rpm. Cualquier desviación de las velocidades síncronas para la generación de potencia provocará problemas importantes para los usuarios de energía eléctrica que se conectan a la red de energía eléctrica. En la presente invención, la VFD proporciona el medio para la compensación para la generación de potencia de velocidad "inactiva" por el proceso de conversión de CA/CD descrito previamente . El proceso de convertir la energía de la potencia mecánica en energía eléctrica puede describirse por un ejemplo en el cual la frecuencia de la red de energía eléctrica local es de 50 Hz, pero el proceso de LNG requiere que los compresores operen a 3100 rpm. Si el generador de catenaria se conectó directamente a la red de energía eléctrica (ninguna VFD) , la frecuencia generada puede ser de 51.7 Hz . Esta situación no es aceptable y puede provocar problemas eléctricos para la red de energía eléctrica. Utilizar una VFD permite a la frecuencia generada por catenaria de 51.7 Hz (3100 rpm) condicionarse a la frecuencia de red de energía eléctrica de 50 Hz . Esta capacidad permite la variación de velocidad de la catenaria de compresión para el control de capacidad mientras genera electricidad en la red de energía eléctrica a la frecuencia requerida. Este esquema de control de capacidad también puede utilizarse en una red de energía eléctrica de 60 Hz . Los controles de la turbina de gas, junto con la VFD, proporcionan el medio para manejar el control de capacidad de LNG así como controlar la potencia mecánica en exceso que se convierte en energía eléctrica. El hecho de que las VFD puedan utilizarse para convertir la potencia en cualquier frecuencia a la frecuencia de red de energía eléctrica mejora grandemente la operabilidad de la configuración, ya que la velocidad de la turbina de gas puede cambiarse para coincidir con los requerimientos del compresor sin impactar la exportación de la energía hacia la red de energía eléctrica. También incrementa la estabilidad del proceso durante las corrientes momentáneas, ya que las VFD permiten que las velocidades de operación de las catenarias del compresor de refrigeración impulsado por turbina en un tren de LNG para desacoplarse: un cambio en el requerimiento de velocidad de una de las catenarias del compresor permite que la velocidad se incremente o disminuya cuando es necesario sin impactar la velocidad del otro compresor. A pesar de este desacoplamiento, las VFD pueden importar eficientemente y exportar la energía a cada catenaria de compresión cuando es necesario. Las VFD en uso durante la operación sirven para asegurar la importación y exportación suaves de potencia y estabilidad operacional general . Una VFD emitirá cierto nivel de distorsión armónica hacia el motor y la red de energía eléctrica. Dos diferentes tipos de VFD están comerciaimente disponibles. La distorsión armónica varía grandemente con el tipo de VFD (LCI o PWM) . Una VFD tipo LC1 (Inversor Conmutado de Carga) emitirá más distorsión armónica que una VFD tipo PWM (Modulada por Amplitud de Impulso) . Consecuentemente, una VFD tipo LCI requiere filtros eléctricos externos para reducir distorsiones armónicas disruptivas. Los filtros externos requieren un espacio relativamente grande cuando se compara con el espacio requerido para el gabinete de VFD. Los filtros armónicos requiex~en mantenimiento periódico y se diseñan para un sistema eléctrico que no se espera cambie con el tiempo. El sistema eléctrico cambiará si los componentes eléctricos adicionales se agregan y se conectan a la red de energía eléctrica. Consecuentemente, el diseño del filtro debe cambiarse para acomodar el sistema eléctrico modificado. Una VFD tipo PWM emite menos distorsión armónica y los filtros externos no se necesitan. Los cambios al sistema eléctrico y a la red de energía eléctrica no impactan a una VFD tipo PWM. Para la presente invención, una VFD tipo PWM se utiliza en modalidades preferidas y está disponible de ASIRobicon o Mitsubishi Electric. Las VFD tipo PWM se han utilizado en muchas aplicaciones tales como: aplicaciones de bombeo, aplicaciones de tubería, aplicaciones de ventilador centrífugo y compresor centrífugo. Sin embargo, la VFD tipo LCI también puede utilizarse en la presente invención, y tal VFD puede comprarse de Mitsubishi Electric, Siemens, ABB, o Alstom. Kikkawa argumenta que el uso de VFD para más que una puesta en marcha puede requerir que se tenga a la mano una VFD de repuesto. Puesto que la VFD es relativamente costosa, Kikkawa concluye que es económicamente ventajoso evitar esta inversión de capital agregada y operar en el modo síncrono. En el presente método inventivo, este problema potencial es mitigado por el diseño modular y al mantener las partes de VFD de repuesto a la mano. Una VFD de PWM puede construirse de tal forma que la potencia de salida total se logra al conectar múltiples módulos de VFD más pequeños en paralelo. Al conectar múltiples VFD pequeños en paralelo, los módulos individuales de VFD pueden aislarse eléctricamente y repararse mientras los módulos de VFD restantes continúan operando. La evaluación de potencia de cada módulo de VFD debe ser tal que si un módulo está fuera de servicio, los módulos de VFD restantes pueden suministrar colectivamente la energía eléctrica requerida hasta/desde el motor/generador. Cada módulo de VFD consiste de varios módulos de potencia que pueden reemplazarse fácilmente cuando estén defectuosos. Los módulos de potencia defectuosos se envían a reparación después se regresan como partes de repuesto. Los módulos de potencia son los bloques de construcción de una VFD de PWM grande y son relativamente económicos comparados con una VFD completa. De esta forma, el uso de una VFD de PWM para el trabajo del motor y el generador es económica y técnicamente ventajosa. El costo de ciclo de vida es de costo más efectivo, y un motor y una VFD funcionan como un arrancador/auxiliar y un generador. Además, la reparación en línea significativamente incrementa la confiabilidad general de la VFD e incrementa la disponibilidad general de la planta de LNG. Las V"D de PWM modulares están comerciaimente disponibles. Ubicación del Arrancador/Auxiliar/Generador dentro de la Catenaria La Figura 2 ilustra la integración del motor/generador dentro de la catenaria de compresión para la presente invención. El motor/generador 1 se coloca entre la turbina 2 de gas y el compresor 3 en lugar de la configuración de LNG convencional en la cual el compresor está entre el motor y la turbina como se muestra en la Figura 1. (Véase también Figura 1 en la patente de Kikkawa) . Existe un árbol 5 de transmisión común, y el motor debe tener una capacidad de "impulsión directa" igual o mayor que la potencia de salida de la turbina de gas. La impulsión directa se refiere al diseño mecánico del motor para permitir que la potencia de la turbina de gas se transmita hacia el equipo de compresión a través del motor en un árbol acoplado. El árbol motor debe diseñarse para transmitir la potencia de la turbina de gas y la potencia del motor. Las ventajas de la configuración de la presente invención son: facilidad de mantenimiento, acoplamiento estándar, sistema de aceite lubricante estándar, y configuración de plataforma de deslizamiento de turbina-generador estándar. Facilidad de mantenimiento . Poner el motor entre la turbina de gas y los compresores permite el acceso de mantenimiento al compresor al final de la catenaria de compresión. El último compresor es generalmente el cuerpo de compresor de alta presión y un tipo de tambor de compresor se utiliza para este trabajo de compresión. Los compresores de tambor requieren un extremo del compresor para estar libres de obstrucciones para extraer las partes internas del compresor durante los procedimientos de mantenimiento. La Figura 3 ilustra las partes interiores de un compresor de tambor extraídas para mantenimiento. Si el motor se localizara en la ubicación convencional de LNG al final de la catenaria de compresión, el motor necesitaría removerse para realizar mantenimiento en un compresor de tambor localizado entre el motor y la turbina de gas. Acoplamiento de turbina y un generador de gas estándar. Poner el motor entre la turbina de gas y el generador es una disposición estándar para las turbinas de gas utilizadas en la generación de energía eléctrica. El acoplamiento utilizado para conectar la turbina de gas al motor de este modo es un acoplamiento estándar. Sistema de aceite lubricante de la turbina de un generador de gas estándar. El sistema de aceite lubricante para la turbina de gas y el motor es un diseño estándar para aplicaciones de generación de energía. El sistema de aceite lubricante de turbina de gas se dimensiona generalmente para acomodar los requerimientos de la turbina de gas y el motor. Si el compresor se localiza entre el motor y la turbina de gas, un sistema lubricante común para la turbina de gas y el motor es impráctíco. Configuración de plataforma de deslizamiento de turbina-generador de gas estándar. La plataforma de deslizamiento o la infraestructura en la que se montan la turbina de gas y el motor también es un diseño estándar. Utilizando diseños estándares reduce costo y tiempo de fabricación. La descripción anterior se dirige a modalidades particulares de la presente invención para el propósito de ilustrarla. Será aparente, sin embargo, para alguien de experiencia en la técnica, que muchas modificaciones y variaciones para las modalidades descritas en la presente son posibles. Todas las modificaciones y variaciones se pretenden para estar dentro del alcance de la presente invención, como se define en las reivindicaciones anexas.

Claims (11)

1. REIVINDICACIONES 1. Un sistema de impulsión para operación asincrona de un compresor de refrigeración, caracterizado porque comprende: una turbina de gas adaptada para impulsar el compresor; un motor eléctrico con capacidad de impulsión directa, conectado eléctricamente a una red de energía eléctrica de CA y conectado mecánicamente a la turbina y el compresor y localizado entre los mismos en un árbol de impulsión común y capaz de arrancar la turbina y compresor en reposo y ponerlos en la velocidad rotacional operativa, el motor se adapta para funcionar también como un generador de CA para convertir la potencia mecánica de la turbina en exceso en energía eléctrica; y un convertidor de frecuencia conectado entre el motor y la red de energía eléctrica para condicionar la frecuencia en ambas direcciones (hacia la red de energía eléctrica y desde la red de energía eléctrica) permitiendo con esto ambas la operación asincrona y la operación de turbina de gas más eficiente.
2. 2. El sistema de impulsión de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el convertidor de frecuencia es una impulsión de frecuencia variable.
3. 3. El sistema de impulsión de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la impulsión de frecuencia variable es del tipo modulado por amplitud de impulso.
4. 4. El sistema de impulsión de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la impulsión de frecuencia variable es de diseño modular.
5. 5. El sistema de impulsión de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la turbina se dimensiona de manera que su salida de potencia evaluada es sustancialmente igual a la potencia requerida para impulsar el compresor en condiciones de temperatura ambiente promedio esperadas .
6. 6. El sistema de impulsión de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el motor eléctrico se dimensiona para producir potencia suficiente para suplementar la salida de potencia de la turbina de manera que el compresor pueda operarse a velocidad rotacional deseada en las condiciones de temperatura ambiente esperada más calientes .
7. 7. El sistema de impulsión de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el compresor de refrigeración se diseña para su uso en una planta de licuefacción de gas natural.
8. 8. Un método para operar un compresor de refrigeración impulsado por turbina de gas para licuar gas natural que tiene un motor/generador arrancador/auxiliar eléctrico con capacidad de impulsión directa localizada en un árbol de impulsión común entre la turbina y el compresor, y que además tiene un convertidor de frecuencia conectado eléctricamente entre el motor/generador eléctrico y una red de energía eléctrica de CA, el método está caracterizado porque comprende las siguientes etapas : (a) utilizar el motor eléctrico para poner la turbina y el compresor a la velocidad rotacional de operación cuando la frecuencia de la potencia de CA proporcionada al motor desde el convertidor de frecuencia se ponga gradualmente en la velocidad de operación de la catenaria de compresión; (b) proporcionar potencia desde la turbina, suplementada cuando sea necesario por el motor eléctrico para hacer girar el compresor a la velocidad rotacional requerida para el rendimiento deseado, la turbina se opera sustancialmente en su salida de potencia más eficiente; y (c) desviar cualquier potencia de turbina en exceso hacia el motor/generador que opera en el modo del generador, después de utilizar el convertidor de frecuencia para condicionar la frecuencia de la salida de CA del generador a aquella de la red de energía eléctrica antes de la distribución a la red de energía eléctrica.
9. 9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el convertidor de frecuencia es una impulsión de frecuencia variable.
10. 10. El método de conformidad con la reivindicación , caracterizado porque la impulsión de frecuencia variable del tipo modulado por amplitud de impulso.
11. 11. El método de conformidad con la reivindicación 0, caracterizado porque la impulsión de frecuencia variable de diseño modular.