Способ бесперебойной работы установки сжижения газа

Изобретение относится к способу бесперебойной работы установки сжижения газа. Непрерывно контролируется режим работы, по меньшей мере, тех потребителей электроэнергии блока холодильного компрессора, которые представляют собой второстепенную процентную долю в общей нагрузке блока холодильного компрессора. Рассчитывается весь имеющийся в данный момент времени отрицательный резерв по нагрузке, и, по меньшей мере, одна предварительно заданная турбина отключается, если получаемый посредством регулировки частоты холодильного компрессора или холодильных компрессоров отрицательный резерв по нагрузке меньше, чем потребность в энергии самого большого из холодильных компрессоров, и либо выходит из строя холодильный компрессор, либо скорость изменения частоты (df/dt) в сети энергообеспечения установки сжижения газа превышает определенное заранее предельное значение. Использование изобретения позволит увеличить период бесперебойной работы установки сжижения газа. 3 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

Изобретение относится к способу бесперебойной работы установки сжижения газа, в частности установки сжижения природного газа.

Сжиженный природный газ (сокращенно LNG от английского: liquefied natural gas) представляет собой сжиженный посредством охлаждения природный газ. LNG имеет менее чем 1/600 объема природного газа при атмосферном давлении и поэтому пригоден для транспортировки и хранения; в качестве горючего материала в данном агрегатном состоянии он не может быть использован.

На электростанциях, предвключенных к установке сжижения легких углеводородов, к примеру природного газа, обычно используются газовые турбины, в которых сжигается природный газ, а также при известных условиях паровые турбины, чтобы через подсоединенные генераторы подавать электроэнергию, необходимую для приведения в действие электродвигателей.

В традиционных установках сжижения природного газа турбокомпрессоры для холодильного циркуляционного контура приводятся в действие с помощью непосредственно присоединенных газовых турбин.

Недостатками в соответствии с оригинальной версией данных установок являются остановка производственного процесса при проведении необходимых регулярных работ по техническому обслуживанию на газовых турбинах, сложный пуск или повторный пуск компрессоров с одновальными газовыми турбинами, а также прямая зависимость габаритов и эффективной мощности холодильных компрессоров от газовых турбин известного типа, мощность на валу которых зависит также от ежедневно меняющихся или сезонно изменяющихся условий окружающей среды.

Для устранения этих недостатков в новых установках холодильные компрессоры приводятся в действие посредством не требующих обслуживания электродвигателей с регулируемым числом оборотов. Приводимый в действие посредством газовой или паровой турбины электрический генератор подает электрическую мощность на эти двигатели; предвключенные статические преобразователи частоты делают возможным плавный пуск и работу с регулируемым числом оборотов. В таком случае речь идет об eLNG-установках (е - электрические).

US 7114351 В2 описывает такую установку для подачи электрической мощности на приводные механизмы холодильных компрессоров в процессе LNG. При этом на первом этапе от источника подается электрическая мощность для осуществления процесса сжижения газообразных, легких углеводородов, а на втором этапе хладагент сжимается в холодильном компрессоре, приводимом в действие посредством электродвигателя, с использованием полученной на первом этапе электрической мощности.

Электродвигатели выдают свою номинальную мощность при различных условиях эксплуатации, что обеспечивает непрерывный режим работы холодильных компрессоров, даже при изменяющихся условиях окружающей среды, различном газе, или при различных температурах подачи воздуха на газовые турбины. В US 7114351 В2 изложено далее, что внезапно выходящая из строя газовая турбина могла бы быть заменена одной или же несколькими дополнительными газовыми турбинами в резервном режиме, или одним или же несколькими дополнительными турбоагрегатами в резервном режиме. Недостатком данного метода является, однако, то, что производственный процесс LNG в таком случае уже прерван и проходит несколько часов, прежде чем соответствующий холодильный компрессор снова будет запущен и термически стабилизирован. Таким образом, придется мириться, в частности, с перерывами в работе или с периодами простоя оборудования.

В публикации заявителя «All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages», KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005, XP-001544023 предлагается поэтому установка для сжижения газа, включающая в себя блок энергоснабжения, блок передачи, блок холодильного компрессора и регулирующее устройство, причем блок энергоснабжения имеет несколько турбоагрегатов, а блок холодильного компрессора имеет, по меньшей мере, один холодильный компрессор и присоединенный к холодильному компрессору приводной электродвигатель для электропривода холодильного компрессора, блок передачи подает полученную от блока энергоснабжения мощность на блок холодильного компрессора, а регулирующее устройство соединено с блоком энергоснабжения и блоком холодильного компрессора, причем посредством регулирующего устройства в нормальном режиме работы за счет работы всех турбоагрегатов под частичной или полной нагрузкой предоставляется необходимая для номинального потребления мощность, и количество турбоагрегатов превосходит минимальное количество, необходимое для обеспечения непрерывной работы блока холодильного компрессора.

Главной идеей при этом является установка дополнительного турбоагрегата, по сравнению с общей потребностью в мощности eLNG-установки, следуя принципу n+1. Этот турбоагрегат не является турбоагрегатом резервного режима. Все необходимые для работы eLNG-установки турбоагрегаты, включая турбоагрегат n+1, работают в спокойном или нормальном режиме работы установки, в режиме частичной нагрузки, то есть, соответственно, удерживается то количество ротационных резервов, которого достаточно для того, чтобы иметь возможность посредством автоматического регулирования компенсировать выход из строя одного турбоагрегата. При этом один или несколько определенных турбоагрегатов могут принять на себя регулировку частоты, и все оперативные турбоагрегаты при нормальном режиме работы нагружаются одинаково. В случае защитного отключения (trip) турбины или генератора посредством регулирующего устройства (динамическое вычислительное устройство определения нагрузки) решается вопрос о том, должны ли быть приняты меры для стабилизации изолированной сети или нет.

Задача изобретения состоит поэтому в создании способа бесперебойной работы установки сжижения газа.

В способе в соответствии с изобретением для бесперебойной работы установки сжижения газа, включающей в себя блок энергоснабжения, блок передачи, блок холодильного компрессора и регулирующее устройство, причем блок энергоснабжения имеет несколько турбоагрегатов, а блок холодильного компрессора имеет, по меньшей мере, один холодильный компрессор и присоединенный к холодильному компрессору приводной электродвигатель для электропривода холодильного компрессора с номинальным расходом электроэнергии, блок передачи подает полученную от блока энергоснабжения мощность на блок холодильного компрессора, а регулирующее устройство соединено с блоком энергоснабжения и блоком холодильного компрессора, и в нормальном режиме работы за счет работы всех турбоагрегатов под частичной или полной нагрузкой предоставляется необходимая для номинального потребления мощность, причем количество турбоагрегатов превосходит минимальное количество, необходимое для того, чтобы обеспечить стабильность режима работы блока холодильного компрессора, контролируется режим работы, по меньшей мере, тех потребителей электроэнергии блока холодильного компрессора, которые представляют собой второстепенную процентную долю в общей нагрузке блока холодильного компрессора, рассчитывается весь имеющийся в данный момент времени отрицательный резерв по нагрузке и отключается, по меньшей мере, одна предварительно заданная турбина, если получаемый в результате регулировки частоты холодильного компрессора или холодильных компрессоров отрицательный резерв по нагрузке меньше, чем потребность в энергии самого большого из холодильных компрессоров, и либо выходит из строя холодильный компрессор, либо скорость изменения частоты (df/dt) в сети энергообеспечения установки сжижения газа превышает заданное предельное значение.

Здесь следует подчеркнуть, что в отличие от традиционных сетей в изолированных сетях, то есть, к примеру, в блоках энергообеспечения eLNG-установки, имеет место такое соотношение нагрузки и мощности генератора, при котором свыше 80% токовой нагрузки распределено лишь на небольшое количество отдельных нагрузок. В обычных сетях этого не наблюдается, здесь имеется большое количество отдельных нагрузок с малой потенциальной долей в общей нагрузке и поэтому режим работ потребителей электроэнергии не подвергается наблюдению или не контролируется.

Бесперебойного режима работы установки сжижения газа можно добиться, скорее всего, благодаря тому, что турбоагрегаты приводятся в действие таким образом, что предварительный положительный или отрицательный резерв мощности компенсирует выход из строя самого большого турбоагрегата, причем положительный резерв мощности компенсирует выход из строя генератора, а отрицательный резерв мощности - выход из строя линии электродвигатель - компрессор блока холодильного компрессора.

При выходе из строя турбоагрегата в предпочтительном варианте число оборотов на входе компрессора уменьшается, если предварительно заданный общий положительный резерв по нагрузке меньше, чем приведенная мощность турбоагрегата перед выходом из строя. (Следуя квадратичной нагрузочной характеристике турбокомпрессора, потребляемая электродвигателем мощность снижается в третьей степени от числа оборотов.)

Если и за счет снижения числа оборотов на входе компрессора фактическая потребность в энергии блока холодильного компрессора не покрывается, целесообразным является отключение, по меньшей мере, одного предварительно заданного потребителя электроэнергии установки сжижения газа (англ. load shedding).

В полной мере бесперебойный режим работы установки сжижения газа при самопроизвольном отключении элементов установки в процессе сжижения газа или при достижении заданных пороговых значений частоты сети и их временное изменение, напряжение и фазовый угол в сети энергообеспечения установки сжижения газа может быть обеспечен посредством отключения предварительно заданных турбин.

Самым важным для работы eLNG-установки в плане ожидаемых ошибок является внеплановый выход из строя турбоагрегата в блоке энергоснабжения, то есть в изолированной сети защитные отключения приводных механизмов компрессоров являются по своему воздействию второстепенными и при аварийных отключениях в установке режим работы при определенных условиях не может поддерживаться. В принципе, частичное аварийное отключение (ESD, emergency shut down) в установке также может быть, однако, включено в алгоритм динамического вычислительного устройства определения нагрузки.

В принципе, возможный благодаря этому бесперебойный период работы установки сжижения газа увеличивается за счет устранения необходимых работ по техническому обслуживанию на газовых турбинах в блоке энергоснабжения ранее с одного-двух лет до пяти лет. Увеличению прогнозируемых производственных дней примерно с 340 (полученные ранее опытные данные на непосредственно эксплуатируемых установках сжижения газа) до 365 в год препятствуют только лишь внеплановые (при возникновении неисправностей) отключения.

При использовании электромоторов с регулируемым числом оборотов (с питанием от выпрямителя переменного тока) и запитке их от современной GuD-электростанции повышается термический кпд установки и снижается выброс создающих парниковый эффект газов.

Посредством подходящего конструктивного исполнения двигателей холодильные компрессоры после обусловленного технологическим процессом отключения могут быть снова запущены с помощью пусковых преобразователей переменного тока в интервале от 10 до 30 минут вместо 8-12-часового интервала в случае наличия турбин резервного режима или электродвигателей с постоянным числом оборотов, без разгрузки компрессоров и без сжигания хладагентов.

При соответствующем конструктивном исполнении питающей изолированной сети и объединении участвующих в процессе автоматизированных систем (к примеру, электростанции, приводных механизмов выпрямителей переменного тока, компрессоров) производственный процесс eLNG-установки и во время аварийного отключения генератора на электростанции может производиться в бесперебойном режиме.

Уровень потенциальной опасности для обслуживающего персонала снижается за счет переноса работ по техническому обслуживанию из взрывоопасной зоны технологического процесса на электростанцию.

Ограничение критериев выбора компрессоров по числу оборотов и мощности газовых турбин при использовании рассчитанных с учетом специфики применения регулируемых по числу оборотов электродвигателей уступает оптимизации в отношении действительных условий технологического процесса.

Изобретение в качестве примера поясняется более подробно на основании чертежей, на которых схематично и не в масштабе представлено:

фиг.1 - схема eLNG-установки;

фиг.2 - алгоритм вычислительного устройства для определения нагрузки регулирующего устройства для положительного резерва по нагрузке для осуществления способа в соответствии с изобретением;

фиг.3 - алгоритм вычислительного устройства для определения нагрузки регулирующего устройства для уменьшения числа оборотов блоков компрессора для реализации предпочтительного варианта осуществления изобретения;

фиг.4 - алгоритм вычислительного устройства для определения нагрузки регулирующего устройства для отключения предварительно выбранных турбин для реализации другого предпочтительного варианта осуществления изобретения;

фиг.5 - загрузка турбины в традиционном блоке энергоснабжения установки для сжижения газа;

фиг.6 - загрузка турбины в блоке энергоснабжения установки для сжижения газа с турбиной, работающей в резервном режиме;

фиг.7 - загрузка турбины в блоке энергоснабжения установки для сжижения газа с n+1 турбинами в процессе работы под частичной нагрузкой; и

фиг.8 - альтернативный вариант загрузки турбины в блоке энергоснабжения установки для сжижения газа с n+1 турбинами.

На фиг.1 представлена интегральная схема установки 1 сжижения газа с изолированной электростанцией 23 в качестве блока 2 энергоснабжения, с блоком 3 передачи для распределения энергии и с блоком 4 холодильного компрессора. Регулирующее устройство 5 соединено с блоком 2 энергоснабжения, блоком 3 передачи и с блоком 4 холодильного компрессора.

Блок 2 энергоснабжения включает в себя три турбоагрегата 6, соответственно, с турбиной 10 и генератором 12, которые соединены посредством вала 11. Блок 2 энергоснабжения может включать в себя, однако, и менее трех или более трех турбоагрегатов 6.

Турбоагрегаты 6, соответственно, посредством электрического трансформатора 13 соединены с токоведущей шиной 15 электростанции блока 3 передачи, который подает электроэнергию к двигателям в блоке 4 холодильного компрессора и/или к другим потребителям 26 электроэнергии.

В блоке 4 холодильного компрессора посредством преобразовательных трансформаторов 14 и выпрямителей 16 переменного тока приводятся в действие выполненные с возможностью изменения числа оборотов электродвигатели 8 холодильного компрессора 7. Приводные электродвигатели 8 и холодильные компрессоры 7 соединены посредством валов 17 и образуют линию 9 электродвигатель - компрессор, которые в конечном счете инициируют циркуляцию хладагентов и охлаждение природного газа 21 в холодильном циркуляционном контуре 18.

На фиг.1 представлен схематичный вид замкнутого холодильного циркуляционного контура 18. Сжатый хладагент от холодильных компрессоров 7 по трубопроводам 19 подается к сжижающему блоку 25. Использованный газообразный хладагент по трубопроводам 20 подается обратно к холодильным компрессорам 7.

На фиг.1 представлен далее на сжижающем блоке 25 вход для легких, газообразных углеводородов, таких, к примеру, как природный газ 21. В сжижающем блоке 25 (и в других аналогичных, не представленных здесь блоках) природный газ 21 за счет охлаждения в теплообменниках переходит из газообразной фазы в жидкую фазу (LNG) (22).

На фиг.2 представлен алгоритм в соответствии с изобретением вычислительного устройства определения нагрузки регулирующего устройства 5 для осуществления способа в соответствии с изобретением, то есть для управления бесперебойным режимом работы установки 1 сжижения газа. Для оценки соотношений по нагрузке динамическое вычислительное устройство определения нагрузки непрерывно получает информацию 101 от системы управления электростанцией. Информация включает в себя переданное в данный момент времени значение мощности каждой газовой или паровой турбины, возможное в данный момент времени максимальное значение мощности каждой газовой или паровой турбины и возможное в данный момент времени минимальное значение нагрузки каждой газовой или паровой турбины, выраженное, соответственно, значением электрической мощности генератора. На основании переданного значения мощности и возможного в данный момент времени максимального значения мощности или на основании переданного значения мощности и возможного в данный момент времени минимального значения нагрузки можно определить положительные или отрицательные резервы по нагрузке.

На первом этапе 102 динамическое вычислительное устройство определения нагрузки рассчитывает весь имеющийся в распоряжении в данный момент времени положительный резерв по нагрузке за счет привлечения различных параметров, таких, к примеру, как температура окружающего воздуха в данный момент времени, влажность воздуха и теплотворная способность горючего газа, которые уже учтены в показателях 101 системы управления электростанцией.

На втором этапе 103 динамическое вычислительное устройство определения нагрузки сравнивает положительный резерв по нагрузке с мощностью самого большого турбоагрегата 6. Если полного объема положительного резерва по нагрузке даже при отключении турбоагрегата 6 оказывается достаточно для того, чтобы надежно поддерживать режим работы eLNG-установки, то динамическое вычислительное устройство определения нагрузки передает на диспетчерские пункты электростанции и eLNG-установки информацию о состоянии 104 под кодом «n+1 имеется в наличии». Если в этом состоянии действительно происходит защитное отключение в электростанции, то динамическое вычислительное устройство определения нагрузки остается не задействованным и система управления электростанцией за счет перераспределения нагрузки на остальных генераторах 12 снова осуществляет выравнивание между имеющейся в наличии и затребованной нагрузкой.

Если динамическое вычислительное устройство определения нагрузки фиксирует, что имеющегося в наличии в настоящее время положительного резерва по нагрузке недостаточно для того, чтобы компенсировать возможный выход из строя турбоагрегата 6, то оно в качестве профилактической меры подает на диспетчерские пункты сообщение о состоянии 105 повышенной готовности под кодом «n+1 не имеется в наличии».

Это позволяет обслуживающему персоналу мобилизовать, с учетом обстоятельств, законсервированные резервы по нагрузке (к примеру, посредством работ по техническому обслуживанию) или снизить нагрузку сети, к примеру, посредством отключения других потребителей 26 электроэнергии и тем самым при известных условиях предотвратить остановку производственного процесса при выходе из строя турбоагрегата 6. Для этого подходят также ручное перераспределение нагрузки между оперативными турбоагрегатами 6 и изменения в использовании технологического пара.

Если профилактическое снижение нагрузки со стороны обслуживающего персонала eLNG-установки не инициируется, к примеру, посредством отключения маловажных потребителей 26 электроэнергии или посредством временного сокращения производства, то динамическое вычислительное устройство для определения нагрузки может вмешаться посредством того, что временно уменьшит число оборотов всех оперативных приводных механизмов компрессоров на одно значение, которое еще обеспечивает стабильность работы компрессора и тем самым гарантирует бесперебойный режим производственного процесса. К тому же полученная от системы управления компрессором информация 106 по возможному в данный момент времени уменьшению нагрузки, за счет снижения числа оборотов компрессора, без нанесения ущерба стабильности работы компрессора, непрерывно обрабатывается, и сумма возможного снижения нагрузки отдельных узлов компрессора прибавляется к положительному резерву 107 по нагрузке. Полученный вследствие этого общий резерв по нагрузке компенсирует тогда, возможно, выход из строя турбоагрегата 6.

В состоянии повышенной готовности под кодом «n+1 не имеется в наличии» снова может быть осуществлено выравнивание между положительным и отрицательным резервами по нагрузке посредством снижения числа оборотов на входе компрессора. Так как данный процесс может происходить очень быстро, то он осуществляется динамическим вычислительным устройством определения нагрузки только тогда, когда в состоянии повышенной готовности действительно происходит защитное отключение в электростанции.

Соответствующий алгоритм показан на фиг.3. Как уже пояснялось ранее, блок 107 обозначает сумму положительного резерва по нагрузке турбоагрегата 6 и возможного снижения нагрузки вследствие уменьшения числа оборотов блоков компрессоров. На следующем этапе 108 положительный резерв и возможное снижение нагрузки сравнивается с имеющейся в наличии в данный момент времени мощностью турбоагрегата 6. Вне зависимости от результатов сравнения при выходе из строя - этап 109 - турбины 10 имеет место логическая операция 110, и число оборотов блоков компрессоров уменьшается - этап 111. Если сумма положительного резерва по нагрузке и возможного снижения нагрузки меньше, чем мощность большего или, по меньшей мере, соответствующего турбоагрегата 6, то дополнительно происходит сброс нагрузки - этап 112.

Наряду с расчетным определением разности между положительным и отрицательным резервами по нагрузке, может использоваться независимое определение скорости изменения частоты сети (df/dt) для распознавания внезапного изменения соотношений по нагрузке - без учета его причин. Скорость изменения частоты пропорциональна соответствующему скачку нагрузки и может использоваться, таким образом, для определения необходимых защитных отключений.

Так как изменение частоты является прямым следствием произошедшего события, а определение скорости изменения требует большего количества времени, чем срабатывание защиты через прямые сигналы к отключению, операция, основанная на расчете изменения частоты, была бы произведена, при известных условиях, слишком поздно. Поэтому данную функцию можно рассматривать как резервный вариант для описанного прямого отключения. Кроме того, должен быть обеспечен тот факт, чтобы операции, являющиеся следствием расчетного определения пониженной частоты, не являлись причиной ложных срабатываний.

Если данных мер недостаточно для выравнивания разности между положительным и отрицательным резервами по нагрузке, то динамическое вычислительное устройство определения нагрузки инициирует цепочку предварительно запрограммированных сбросов нагрузки при достижении определенных заранее пороговых значений пониженной частоты, чтобы предотвратить дальнейшее уменьшение частоты сети - и тем самым защитное отключение всей электростанции в целом. Заложенные в базу данных динамического вычислительного устройства определения нагрузки потребителя электроэнергии, которые при известных условиях временно могут быть отключены без остановки производственного процесса, отключаются от сети настолько быстро и в том необходимом объеме, который требуется для поддержания частоты сети.

В принципе, ориентированный на внеплановое отключение турбоагрегатов 6 алгоритм может использоваться также и для внепланового отключения крупных потребителей электроэнергии, прежде всего крупных приводных механизмов компрессоров. Система управления электростанцией и агрегатами осуществлена таким образом, что она может регулировать сбросы нагрузки данного порядка величин без привлечения динамического вычислительного устройства определения нагрузки. На фиг.4 представлен принцип действия. Если сумма получаемых в результате регулирования частоты отрицательных резервов по нагрузке больше, чем самый большой предполагаемый сброс нагрузки за счет отключения приводных механизмов компрессоров, то динамическое вычислительное устройство определения нагрузки не вмешивается. В противном случае предварительно выбранный турбоагрегат 6 отключается, и полученный положительный резерв по нагрузке выравнивает оставшиеся недостачи.

Этап 113 представляет собой при этом вычисление отрицательного резерва по нагрузке и определение блоков компрессоров с самой большой нагрузкой. На этапе 114 оба эти значения сравниваются. Если отрицательный резерв по нагрузке больше, чем самая большая нагрузка блоков компрессоров, то вычислительное устройство выдает сообщение 115 под кодом «n+1 имеется в наличии». В противном случае оно выдает сообщение 116 под кодом «n+1 не имеется в наличии».

На основании данных системы 101 управления электростанцией, а также системы 106 управления компрессорами производится согласование - этап 117 - турбоагрегатов 6 и блоков компрессоров. Посредством данного согласования предварительно выбранные турбины 10 отключаются, если отрицательный резерв по нагрузке - этап 116 - меньше, чем потребность в энергии со стороны самых крупных блоков компрессора, и - этап 124 -либо выходит из строя блок компрессора - этап 122, либо - этап 123 - скорость изменения частоты - этап 120 - в сети энергообеспечения установки 1 сжижения газа превышает заданное предельное значение - этап 121.

При еще больших сбросах нагрузки - этап 126 - к примеру, в случае частичного аварийного отключения от процесса, при известных условиях от сети должно быть отключено несколько турбоагрегатов 6 - этап 128. Если характеристика и величина - этап 118 - такого аварийного отключения известны, то и такой процесс, в принципе, может регулироваться с помощью вычислительного устройства определения нагрузки, к примеру, посредством того, что производится предварительный отбор - этап 119 - предназначенных для отключения турбин 10, чтобы при известных условиях иметь возможность и далее осуществлять отдельную фазу технологического процесса. Большие сбросы нагрузки - этап 126 - и превышение - этап 121 - предельного значения скорости изменения частоты - этап 120 - в плане не исключительного разделения - этап 127 - связаны друг с другом.

На фиг.5 схематично представлена степень загрузки турбины в традиционном блоке энергоснабжения установки 1 сжижения газа, в номинальном режиме работы. Все турбины 10 блока энергоснабжения работают под номинальной полной нагрузкой 27. Эксплуатируемый таким образом блок энергоснабжения не имеет положительного резерва по нагрузке, чтобы в случае выхода из строя турбоагрегата 6 иметь возможность обеспечить бесперебойный режим работы всей установки сжижения газа.

На фиг.6 схематично представлена степень загрузки турбины в описанном в US 7114351 В2 блоке энергоснабжения установки сжижения газа, в номинальном режиме работы. Дополнительная, находящаяся в резервном режиме турбина 24, запускается при выходе из строя другой, работающей в номинальном режиме установки сжижения газа под полной нагрузкой, турбины 10. Следствием выхода из строя турбины 10 могут быть остановки и простои оборудования в процессе работы LNG, и это может продолжаться несколько часов, пока соответствующий холодильный компрессор 7 не будет снова запущен в ход и процесс сжижения термически стабилизируется.

Фиг.7 схематично и в качестве примера демонстрирует степень загрузки турбины в блоке 2 энергоснабжения установки сжижения газа в соответствии с документом заявителя «All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages», KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005, XP-001544023, в номинальном режиме работы для блока 4 холодильного компрессора. Все турбины 10 работают под частичной нагрузкой 28. В данном случае находящаяся в резервном режиме турбина 24 отсутствует. Положительного резерва нагрузки достаточно для того, чтобы при выходе из строя одной турбины 10 за счет повышения нагрузки оставшихся турбин 10 обеспечить бесперебойный режим работы установки 1 сжижения газа.

Фиг.8 схематично и в качестве примера демонстрирует альтернативный вариант степени загрузки турбины в блоке 2 энергоснабжения установки сжижения газа в соответствии с документом заявителя «All Electric Driven Refrigeration Compressors in LNG Plants Offer Advantages», KLEINER et al., GASTECH, 14. März 2005, XP-001544023, в номинальном режиме работы для блока 4 холодильного компрессора. Все турбины 10 работают под частичной или полной нагрузкой 28, 27. И в данном случае находящаяся в резервном режиме турбина 24 отсутствует. Степень загрузки турбин 10, однако, не обязательно одинакова. К примеру, наряду с другими параметрами, при определении степени загрузки может учитываться срок службы турбин 10.

1. Способ бесперебойной работы установки (1) сжижения газа, включающей в себя блок (2) энергоснабжения, блок (3) передачи, блок (4) холодильного компрессора и регулирующее устройство (5), причем блок (2) энергоснабжения имеет несколько турбоагрегатов (6), а блок (4) холодильного компрессора имеет, по меньшей мере, один холодильный компрессор (7) и присоединенный к холодильному компрессору (7) приводной электродвигатель (8) для электропривода холодильного компрессора (7) с номинальным расходом электроэнергии, блок (3) передачи подает полученную от блока (2) энергоснабжения мощность на блок (4) холодильного компрессора, а регулирующее устройство (5) соединяют с блоком (2) энергоснабжения и блоком (4) холодильного компрессора, и в нормальном режиме работы за счет работы всех турбоагрегатов (6) под частичной или полной нагрузкой предоставляют необходимую для номинального потребления мощность, причем количество турбоагрегатов (6) превосходит минимальное количество, необходимое для обеспечения непрерывной работы блока (4) холодильного компрессора,
отличающийся наличием следующих этапов способа:
- непрерывный контроль режима работы, по меньшей мере, тех потребителей электроэнергии блока (4) холодильного компрессора, которые представляют собой второстепенную процентную долю в общей нагрузке блока (4) холодильного компрессора,
- расчет всего имеющегося в данный момент времени отрицательного резерва по нагрузке,
- отключение, по меньшей мере, одной предварительно заданной турбины (10), если получаемый посредством регулировки частоты холодильного компрессора или холодильных компрессоров (7) отрицательный резерв по нагрузке меньше, чем потребность в энергии самого большого из холодильных компрессоров (7), и либо выходит из строя холодильный компрессор (7), либо скорость изменения частоты (df/dt) в сети энергообеспечения установки (1) сжижения газа превышает заданное предельное значение (121).

2. Способ по п.1, причем рассчитывают весь имеющийся в распоряжении в данный момент времени положительный резерв по нагрузке и число оборотов на входе компрессора при выходе из строя турбоагрегата (6) уменьшают, если положительный резерв по нагрузке меньше, чем полученная турбоагрегатом (6) перед выходом из строя мощность.

3. Способ по п.2, причем, по меньшей мере, один предварительно заданный потребитель электроэнергии отключают от установки (1) сжижения газа, если после выхода из строя турбоагрегата (6) даже за счет сниженного числа оборотов на входе компрессора фактическая мощность турбоагрегатов (6) не может покрыть фактическую потребность в энергии блока (4) холодильного компрессора.

4. Способ по любому из пп.1-3, причем при достижении заранее определенных нижних пороговых значений частоты в сети энергообеспечения установки (1) сжижения газа определенные заранее нагрузки сбрасывают.