JPH08296797A - ガスタービン吸気冷却システムにおけるｌｎｇ気化器出口冷却水温度制御装置 - Google Patents
ガスタービン吸気冷却システムにおけるｌｎｇ気化器出口冷却水温度制御装置Info
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- JPH08296797A JPH08296797A JP9825995A JP9825995A JPH08296797A JP H08296797 A JPH08296797 A JP H08296797A JP 9825995 A JP9825995 A JP 9825995A JP 9825995 A JP9825995 A JP 9825995A JP H08296797 A JPH08296797 A JP H08296797A
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Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【目的】 ガスタービン吸気冷却システムにおけるＬＮ
Ｇ気化器出口冷却水温度を氷結しないよう制御する。 【構成】 ガスタービン負荷変動によるＬＮＧ流量デマ
ンドＧLNG に応じて必要な冷却水量を与えるフィードフ
ォワード信号ＧWCを熱収支式より得て、目標値と現在温
度との差分に当る補正量をも加算器２６にて加味してＬ
ＮＧ気化器出口冷却水流量を調節するようにした。
Ｇ気化器出口冷却水温度を氷結しないよう制御する。 【構成】 ガスタービン負荷変動によるＬＮＧ流量デマ
ンドＧLNG に応じて必要な冷却水量を与えるフィードフ
ォワード信号ＧWCを熱収支式より得て、目標値と現在温
度との差分に当る補正量をも加算器２６にて加味してＬ
ＮＧ気化器出口冷却水流量を調節するようにした。
Description
【０００１】
【産業上の利用分野】本発明は、ＬＮＧ焚きガスタービ
ンコンバインドサイクル発電所において冷却水を循環さ
せＬＮＧの冷熱をガスタービン吸気冷却に有効利用する
システムにあって、ＬＮＧ気化器出口冷却水温度制御装
置に関する。
ンコンバインドサイクル発電所において冷却水を循環さ
せＬＮＧの冷熱をガスタービン吸気冷却に有効利用する
システムにあって、ＬＮＧ気化器出口冷却水温度制御装
置に関する。
【０００２】
【従来の技術】ＬＮＧ焚きガスタービンコンバインドサ
イクル発電所にあっては、ガスタービンの燃料となるＬ
ＮＧをＮＧに気化する気化器とこの気化器にて得た冷熱
をガスタービンの吸気冷却に用いる吸気冷却器とにより
熱サイクルを形成しており、この場合、ガスタービン吸
気冷却は体積流量一定で回転するガスタービン空気圧縮
機の質量流量を吸気冷却によって増し、これに応じた燃
料ガス流量増加によりタービン出力の増加を企図してい
る。
イクル発電所にあっては、ガスタービンの燃料となるＬ
ＮＧをＮＧに気化する気化器とこの気化器にて得た冷熱
をガスタービンの吸気冷却に用いる吸気冷却器とにより
熱サイクルを形成しており、この場合、ガスタービン吸
気冷却は体積流量一定で回転するガスタービン空気圧縮
機の質量流量を吸気冷却によって増し、これに応じた燃
料ガス流量増加によりタービン出力の増加を企図してい
る。
【０００３】図２は、ＬＮＧ冷熱利用によるガスタービ
ン吸気冷却システムの一例を示している。この例では、
ＬＮＧ気化器１と吸気冷却器３との間で冷却水を循環さ
せ、この冷却水はＬＮＧ気化器１の気化熱源であり吸気
冷却器３の冷媒となる。また、冷却水は後述する如く発
電所内の冷却水を注入するとによっても得ており、ＬＮ
Ｇ気化器１の気化熱源を確保する。
ン吸気冷却システムの一例を示している。この例では、
ＬＮＧ気化器１と吸気冷却器３との間で冷却水を循環さ
せ、この冷却水はＬＮＧ気化器１の気化熱源であり吸気
冷却器３の冷媒となる。また、冷却水は後述する如く発
電所内の冷却水を注入するとによっても得ており、ＬＮ
Ｇ気化器１の気化熱源を確保する。
【０００４】図２において、１はＬＮＧ気化器、２は冷
却水を循環させるポンプ、３はタービンの吸気を冷却す
る吸気冷却器である。ＬＮＧ気化器１では、冷却水が冷
却される代りＬＮＧが気化されてＮＧとなりガスタービ
ン燃焼器５に供給される。また、吸気冷却器３では、Ｌ
ＮＧ気化器１にて冷却された冷却水によりガスタービン
の軸流空気圧縮機４に流入する吸気を冷却すると共に冷
却水自体は熱交換により昇温しポンプ２に至る。吸気冷
却器３での吸気冷却用の低温冷却水を得るためには、冷
却水の流量が制御される必要があり、そのため、ＬＮＧ
気化器１の出口に設置した温度検出器１５で検出したＬ
ＮＧ気化器出口冷却水温度が所定の目標温度になるよう
に同温度調節計１４で制御弁１３が調節される。
却水を循環させるポンプ、３はタービンの吸気を冷却す
る吸気冷却器である。ＬＮＧ気化器１では、冷却水が冷
却される代りＬＮＧが気化されてＮＧとなりガスタービ
ン燃焼器５に供給される。また、吸気冷却器３では、Ｌ
ＮＧ気化器１にて冷却された冷却水によりガスタービン
の軸流空気圧縮機４に流入する吸気を冷却すると共に冷
却水自体は熱交換により昇温しポンプ２に至る。吸気冷
却器３での吸気冷却用の低温冷却水を得るためには、冷
却水の流量が制御される必要があり、そのため、ＬＮＧ
気化器１の出口に設置した温度検出器１５で検出したＬ
ＮＧ気化器出口冷却水温度が所定の目標温度になるよう
に同温度調節計１４で制御弁１３が調節される。
【０００５】一方、コンバインドサイクル発電所の所内
冷却水系統は、所内冷却水ポンプ６、冷却水冷却器７及
びタービン潤滑油冷却器８などの熱負荷にて構成され、
常時冷却水が循環している。かかる所内冷却水系統は、
ガスタービン吸気冷却システムとは別であるが、大気温
度が低下し吸気冷却器３の熱交換量が減少する場合に
は、ＬＮＧ気化器１への冷却水熱源不足を補うため、連
絡配管９，１０を通じて所内冷却水ポンプ６により送出
される冷却水がガスタービン吸気冷却水循環ポンプ２の
入口側に注入され、所内冷却水系統がガスタービン吸気
冷却システムに組み込まれる。この場合、ポンプ６から
の冷却水の注入量は、ＬＮＧ気化器入口冷却水温度検出
器１６で得た検出値が所定値に等しくなるように同温度
調節計１１で制御弁１２を調節して加減される。ポンプ
６からの冷却水の注入に際しては、注入される所内冷却
水と同量の冷却水が吸気冷却器３から連絡配管１０を通
ってタービン潤滑油冷却器８及び冷却水冷却器７の出口
に還流されることになる。
冷却水系統は、所内冷却水ポンプ６、冷却水冷却器７及
びタービン潤滑油冷却器８などの熱負荷にて構成され、
常時冷却水が循環している。かかる所内冷却水系統は、
ガスタービン吸気冷却システムとは別であるが、大気温
度が低下し吸気冷却器３の熱交換量が減少する場合に
は、ＬＮＧ気化器１への冷却水熱源不足を補うため、連
絡配管９，１０を通じて所内冷却水ポンプ６により送出
される冷却水がガスタービン吸気冷却水循環ポンプ２の
入口側に注入され、所内冷却水系統がガスタービン吸気
冷却システムに組み込まれる。この場合、ポンプ６から
の冷却水の注入量は、ＬＮＧ気化器入口冷却水温度検出
器１６で得た検出値が所定値に等しくなるように同温度
調節計１１で制御弁１２を調節して加減される。ポンプ
６からの冷却水の注入に際しては、注入される所内冷却
水と同量の冷却水が吸気冷却器３から連絡配管１０を通
ってタービン潤滑油冷却器８及び冷却水冷却器７の出口
に還流されることになる。
【０００６】図２に示す構成にあっては、ＬＮＧが極め
て低温であるので、冷却水の氷結の危険性を下げるため
ＬＮＧ気化器１を図３に示すように凝固点の低いＬＰＧ
の如き中間熱媒を用いた間接的な熱交換装置としてい
る。すなわち、本来のＬＮＧ気化器１７とガスタービン
吸気冷却水冷却器１８とに中間熱媒を循環させ、ガスタ
ービン吸気冷却水冷却器１８にて中間熱媒を加熱し、中
間熱媒蒸気はＬＮＧ気化器１７にて凝縮熱によりＬＮＧ
を加熱気化させている。一方、ガスタービン吸気冷却水
冷却器１８では冷却水が低温に冷却されて吸気冷却器３
へ供給される。
て低温であるので、冷却水の氷結の危険性を下げるため
ＬＮＧ気化器１を図３に示すように凝固点の低いＬＰＧ
の如き中間熱媒を用いた間接的な熱交換装置としてい
る。すなわち、本来のＬＮＧ気化器１７とガスタービン
吸気冷却水冷却器１８とに中間熱媒を循環させ、ガスタ
ービン吸気冷却水冷却器１８にて中間熱媒を加熱し、中
間熱媒蒸気はＬＮＧ気化器１７にて凝縮熱によりＬＮＧ
を加熱気化させている。一方、ガスタービン吸気冷却水
冷却器１８では冷却水が低温に冷却されて吸気冷却器３
へ供給される。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】図２，図３の構成にて
判明するように、ガスタービン吸気冷却システムに対す
るＬＮＧ気化器１の役割は第１にガスタービンに必要な
気化ガスを安定供給する事、第２に所定温度の低温冷却
水をガスタービン吸気冷却器３に供給する事である。と
ころが、冷却水とＬＮＧの直接熱交換はもちろん、図３
に示す間接熱交換であっても、極低温（−１６０℃）の
ＬＮＧとの熱交換が行なわれる結果、冷却水の氷結の可
能性は無くならない。そして、一旦氷結すればＬＮＧ気
化器１としての機能が停止し、発電停止の事態を招く。
したがって非常に信頼性の高い安定な制御系を構築しな
ければならない。ところが、図２示すようにＬＮＧ気化
器１の出口に設けた温度検出器１５によるフィードバッ
ク制御のみでは、冷却水温の変化が検出された後、制御
弁１３の修正動作を行うことによる制御遅れなどによ
り、例えばガスタービン負荷増加に伴うＬＮＧ負荷増加
時、一時的に水温が下がり氷結する可能性がある。
判明するように、ガスタービン吸気冷却システムに対す
るＬＮＧ気化器１の役割は第１にガスタービンに必要な
気化ガスを安定供給する事、第２に所定温度の低温冷却
水をガスタービン吸気冷却器３に供給する事である。と
ころが、冷却水とＬＮＧの直接熱交換はもちろん、図３
に示す間接熱交換であっても、極低温（−１６０℃）の
ＬＮＧとの熱交換が行なわれる結果、冷却水の氷結の可
能性は無くならない。そして、一旦氷結すればＬＮＧ気
化器１としての機能が停止し、発電停止の事態を招く。
したがって非常に信頼性の高い安定な制御系を構築しな
ければならない。ところが、図２示すようにＬＮＧ気化
器１の出口に設けた温度検出器１５によるフィードバッ
ク制御のみでは、冷却水温の変化が検出された後、制御
弁１３の修正動作を行うことによる制御遅れなどによ
り、例えばガスタービン負荷増加に伴うＬＮＧ負荷増加
時、一時的に水温が下がり氷結する可能性がある。
【０００８】本発明は、上述の氷結の可能性を無くすよ
うにしたガスタービン吸気冷却システムにおけるＬＮＧ
気化器出口冷却水温度制御装置の提供を目的とする。
うにしたガスタービン吸気冷却システムにおけるＬＮＧ
気化器出口冷却水温度制御装置の提供を目的とする。
【０００９】
【課題を解決するための手段】上述の目的を達成する本
発明は、 （１）ＬＮＧ焚きガスタービンコンバインドサイクル発
電所でのＬＮＧ気化器にて冷却された冷却水を前記発電
所でのガスタービン吸気ダクト内に設置した吸気冷却器
に通し、前記ＬＮＧ気化器と吸気冷却器との間で前記冷
却水を循環させることによりＬＮＧを気化すると共にガ
スタービンの吸気を冷却するガスタービン吸気冷却シス
テムにおいて、ＬＮＧ流量検出器による検出値とガスタ
ービン側から要求されるＬＮＧ流量設定値とからＬＮＧ
流量制御弁を操作するＬＮＧ流量制御手段と、ＬＮＧ気
化器入口冷却水温度検出器による検出値と前記ＬＮＧ流
量設定値とから熱収支式によって冷却水フィードフォワ
ード設定値を演算する演算器と、ＬＮＧ気化器出口冷却
水温度検出器による検出値とＬＮＧ気化器出口冷却水温
度目標値とから冷却水流量補正値を演算するＬＮＧ気化
器出口冷却水量補正手段と、前記冷却水フィードフォワ
ード設定値と前記冷却水流量補正値とを加算する加算器
と、冷却水流量検出器による検出値と前記加算器出力で
ある冷却水流量設定値とから冷却水流量制御弁を操作す
る冷却水流量制御手段と、を有することを特徴とする。 （２）上記（１）において、加算器と冷却水流量制御手
段との間に加算器出力と所定の冷却水流量下限値とを比
較するローリミッタを介在させ、冷却水流量設定値とし
て前記ローリミッタの出力値を用いることを特徴とす
る。 （３）上記（１）において、演算器と加算器との間にＬ
ＮＧ流量設定値が増加または減少中のみ前記演算器の出
力に１より大きい定数を乗じる第２演算器を介在させ、
冷却水流量フィードフォワード設定値としてこの第２演
算器の出力値を用いることを特徴とする。
発明は、 （１）ＬＮＧ焚きガスタービンコンバインドサイクル発
電所でのＬＮＧ気化器にて冷却された冷却水を前記発電
所でのガスタービン吸気ダクト内に設置した吸気冷却器
に通し、前記ＬＮＧ気化器と吸気冷却器との間で前記冷
却水を循環させることによりＬＮＧを気化すると共にガ
スタービンの吸気を冷却するガスタービン吸気冷却シス
テムにおいて、ＬＮＧ流量検出器による検出値とガスタ
ービン側から要求されるＬＮＧ流量設定値とからＬＮＧ
流量制御弁を操作するＬＮＧ流量制御手段と、ＬＮＧ気
化器入口冷却水温度検出器による検出値と前記ＬＮＧ流
量設定値とから熱収支式によって冷却水フィードフォワ
ード設定値を演算する演算器と、ＬＮＧ気化器出口冷却
水温度検出器による検出値とＬＮＧ気化器出口冷却水温
度目標値とから冷却水流量補正値を演算するＬＮＧ気化
器出口冷却水量補正手段と、前記冷却水フィードフォワ
ード設定値と前記冷却水流量補正値とを加算する加算器
と、冷却水流量検出器による検出値と前記加算器出力で
ある冷却水流量設定値とから冷却水流量制御弁を操作す
る冷却水流量制御手段と、を有することを特徴とする。 （２）上記（１）において、加算器と冷却水流量制御手
段との間に加算器出力と所定の冷却水流量下限値とを比
較するローリミッタを介在させ、冷却水流量設定値とし
て前記ローリミッタの出力値を用いることを特徴とす
る。 （３）上記（１）において、演算器と加算器との間にＬ
ＮＧ流量設定値が増加または減少中のみ前記演算器の出
力に１より大きい定数を乗じる第２演算器を介在させ、
冷却水流量フィードフォワード設定値としてこの第２演
算器の出力値を用いることを特徴とする。
【００１０】
（１）冷却水流量制御手段の応答性はＬＮＧ負荷変化率
（５〜１０％／min ）に比べて十分早いので、ＬＮＧ負
荷変化時には熱収支式を用いたフィードフォワード制御
により、ＬＮＧ負荷に応じた冷却水流量が得られる。従
ってＬＮＧ気化器出口冷却水温度の安定性は確保され
る。 （２）もしも前述のＬＮＧ気化器入口冷却水温度制御性
能が不十分で一時的に同温度が下がっても、同温度検出
値を熱収支式に代入することにより冷却水流量が増し、
ＬＮＧ気化器出口冷却水温度や気化ガス温度の変動は防
止される。 （３）逆に同温度検出値が高い場合、あるいはＬＮＧ気
化器出口冷却水温度調節計のフィードバック制御に依っ
て一時的に冷却水流量設定値を下げたとしても前記ロー
リミッタ機能により下限値以下となることはなく、安全
な運転が確保される。 （４）ＬＮＧ流量デマンドすなわちＬＮＧ流量設定値変
化時には定数の乗算に依って熱収支から決まる必要な冷
却水流量よりも大きめに与える。このことにより非定常
時においても冷却水氷結の事態に対して安全側で確実に
ＬＮＧを気化させる。
（５〜１０％／min ）に比べて十分早いので、ＬＮＧ負
荷変化時には熱収支式を用いたフィードフォワード制御
により、ＬＮＧ負荷に応じた冷却水流量が得られる。従
ってＬＮＧ気化器出口冷却水温度の安定性は確保され
る。 （２）もしも前述のＬＮＧ気化器入口冷却水温度制御性
能が不十分で一時的に同温度が下がっても、同温度検出
値を熱収支式に代入することにより冷却水流量が増し、
ＬＮＧ気化器出口冷却水温度や気化ガス温度の変動は防
止される。 （３）逆に同温度検出値が高い場合、あるいはＬＮＧ気
化器出口冷却水温度調節計のフィードバック制御に依っ
て一時的に冷却水流量設定値を下げたとしても前記ロー
リミッタ機能により下限値以下となることはなく、安全
な運転が確保される。 （４）ＬＮＧ流量デマンドすなわちＬＮＧ流量設定値変
化時には定数の乗算に依って熱収支から決まる必要な冷
却水流量よりも大きめに与える。このことにより非定常
時においても冷却水氷結の事態に対して安全側で確実に
ＬＮＧを気化させる。
【００１１】
【実施例】ここで、図１を参照して本発明の実施例を説
明する。なお、図１において図２と同一部分には同一符
号を付し説明を省略する。本実施例においては、ＬＮＧ
気化器１の入口側にＬＮＧ流量制御手段を備えている。
この手段は、ＬＮＧ流量検出器２０と、この流量検出値
と入力ライン２２のＬＮＧ流量デマンドＧLNG とを取り
込むＬＮＧ流量調節計１９と、この調節計１９によって
調節され開閉制御されるＬＮＧ流量制御弁２１とからな
る。ここで、入力ライン２２に現われるのは、ガスター
ビンからのＬＮＧ流量デマンドであり、ＬＮＧ流量設定
値である。そして、流量調節計１９では、ＬＮＧ流量検
出器２０にて得た検出値がＬＮＧ流量デマンドＧLNG と
等しくなるようにＬＮＧ流量制御値２１を調節する。
明する。なお、図１において図２と同一部分には同一符
号を付し説明を省略する。本実施例においては、ＬＮＧ
気化器１の入口側にＬＮＧ流量制御手段を備えている。
この手段は、ＬＮＧ流量検出器２０と、この流量検出値
と入力ライン２２のＬＮＧ流量デマンドＧLNG とを取り
込むＬＮＧ流量調節計１９と、この調節計１９によって
調節され開閉制御されるＬＮＧ流量制御弁２１とからな
る。ここで、入力ライン２２に現われるのは、ガスター
ビンからのＬＮＧ流量デマンドであり、ＬＮＧ流量設定
値である。そして、流量調節計１９では、ＬＮＧ流量検
出器２０にて得た検出値がＬＮＧ流量デマンドＧLNG と
等しくなるようにＬＮＧ流量制御値２１を調節する。
【００１２】ＬＮＧ気化器１の冷却水入口側には、ＬＮ
Ｇ気化器入口冷却水温度検出器２３が備えられ、この点
での温度検出が行なわれている。演算器２４は、入力ラ
イン２２でのＬＮＧ流量デマンドＧLNG と前述の温度検
出器２３の冷却水温度検出値、及びＬＮＧ気化器出口冷
却水温度目標値やＬＮＧ気化器出口ＮＧガス温度目標値
が入力され、後述の熱収支式［数１］によりガスタービ
ン負荷変動によるＬＮＧ流量デマンド変動に応じて必要
な冷却水量を与えるフィードフォワード計算値をライン
２５にて得るものである。
Ｇ気化器入口冷却水温度検出器２３が備えられ、この点
での温度検出が行なわれている。演算器２４は、入力ラ
イン２２でのＬＮＧ流量デマンドＧLNG と前述の温度検
出器２３の冷却水温度検出値、及びＬＮＧ気化器出口冷
却水温度目標値やＬＮＧ気化器出口ＮＧガス温度目標値
が入力され、後述の熱収支式［数１］によりガスタービ
ン負荷変動によるＬＮＧ流量デマンド変動に応じて必要
な冷却水量を与えるフィードフォワード計算値をライン
２５にて得るものである。
【００１３】熱収支式は次のとおりである。
【数１】 ＧWC：冷却水流量フィードフォワード計算値 ＧLNG ：ＬＮＧ流量デマンド ＴNG：ＬＮＧ気化器出口ＮＧガス温度目標値 ＴLNG ：ＬＮＧ気化器入口ＬＮＧ温度（定数） ＴWO：ＬＮＧ気化器出口冷却水温度目標値 ＴWI：ＬＮＧ気化器入口冷却水温度検出値 Ｈ（Ｔ、Ｐ）：ＬＮＧ温度Ｔ、圧力ＰにおけるＬＮＧエ
ンタルピ ＣW ：水の比熱 こうして、この演算器２４による熱収支式によってＬＮ
Ｇ負荷変化があってもその負荷に応じた冷却水流量を得
ることができ、またＬＮＧ気化器入口冷却水温度が低下
したとしてもその変化は熱収支式にて流量増加が得られ
る。
ンタルピ ＣW ：水の比熱 こうして、この演算器２４による熱収支式によってＬＮ
Ｇ負荷変化があってもその負荷に応じた冷却水流量を得
ることができ、またＬＮＧ気化器入口冷却水温度が低下
したとしてもその変化は熱収支式にて流量増加が得られ
る。
【００１４】なお、演算器２４の入力を得るための温度
検出器２３の温度としては、ＬＮＧ気化器１とガスター
ビンとが近い場合には温度検出器１６の温度を用いるこ
とができ、距離が離れている場合にこの温度検出器２３
を設置してその検出値を用いる。
検出器２３の温度としては、ＬＮＧ気化器１とガスター
ビンとが近い場合には温度検出器１６の温度を用いるこ
とができ、距離が離れている場合にこの温度検出器２３
を設置してその検出値を用いる。
【００１５】演算器３０は、演算器２４の出力である冷
却水流量フィードフォワード計算値ＧWCをＬＮＧ流量デ
マンドＧLNG の増加又は減少中のみ係数を乗算して真の
冷却水量フィードフォワード設定値を得るものである。
すなわち、一定周期で記憶されるＬＮＧ流量デマンドＧ
LNG につき、 ｜ＧLNG （今回値）−ＧLNG （前回値）｜≦εのとき
ＧW ＝ＧWCとし、 上記以外のときＧW ＝ＧWC・Ｋとする。ここで、 ＧW ：真の冷却水流量フィードフォワード設定値 ＧWC ：冷却水流量フィードフォワード計算値 ＧLNG ：ＬＮＧ流量デマンド Ｋ ：定数（Ｋ＞１） ε ：小さい定数 この演算器３０により、ＬＮＧ負荷変動時にも確実に気
化熱源である冷却水流量が確保できる。
却水流量フィードフォワード計算値ＧWCをＬＮＧ流量デ
マンドＧLNG の増加又は減少中のみ係数を乗算して真の
冷却水量フィードフォワード設定値を得るものである。
すなわち、一定周期で記憶されるＬＮＧ流量デマンドＧ
LNG につき、 ｜ＧLNG （今回値）−ＧLNG （前回値）｜≦εのとき
ＧW ＝ＧWCとし、 上記以外のときＧW ＝ＧWC・Ｋとする。ここで、 ＧW ：真の冷却水流量フィードフォワード設定値 ＧWC ：冷却水流量フィードフォワード計算値 ＧLNG ：ＬＮＧ流量デマンド Ｋ ：定数（Ｋ＞１） ε ：小さい定数 この演算器３０により、ＬＮＧ負荷変動時にも確実に気
化熱源である冷却水流量が確保できる。
【００１６】ＬＮＧ気化器出口冷却水温度調節計１４
は、ＬＮＧ気化器出口冷却水温度検出器１５の検出温度
とＬＮＧ気化器出口冷却水温度目標値とが入力されてＬ
ＮＧ気化器冷却水量補正値が出力され、目標温度への差
分に当る補正流量が得られる。加算器２６では、信号ラ
イン３１のフィードフォワード計算値ＧW とＬＮＧ気化
器出口冷却水温度調節計１４の補正出力との加算が行な
われる。また、ローリミッタ２７では、加算器２６の出
力と下限設定値とを比較して、冷却水流量設定値の下限
を確保する。通常この下限値は冷却水流量の最大値の３
０％程度である。冷却水流量調節計２９では、冷却水流
量検出値２８にて得た流量がローリミッタ２７にて下限
設定したそれ以上の値に等しくなるよう冷却水流量制御
弁１３を調節する。
は、ＬＮＧ気化器出口冷却水温度検出器１５の検出温度
とＬＮＧ気化器出口冷却水温度目標値とが入力されてＬ
ＮＧ気化器冷却水量補正値が出力され、目標温度への差
分に当る補正流量が得られる。加算器２６では、信号ラ
イン３１のフィードフォワード計算値ＧW とＬＮＧ気化
器出口冷却水温度調節計１４の補正出力との加算が行な
われる。また、ローリミッタ２７では、加算器２６の出
力と下限設定値とを比較して、冷却水流量設定値の下限
を確保する。通常この下限値は冷却水流量の最大値の３
０％程度である。冷却水流量調節計２９では、冷却水流
量検出値２８にて得た流量がローリミッタ２７にて下限
設定したそれ以上の値に等しくなるよう冷却水流量制御
弁１３を調節する。
【００１７】図１においては、演算器３０、ローリミッ
タ２７を加えた構成を示しており、ＬＮＧ流量デマンド
変化時や冷却水流量下限値を考慮して手当てをしている
が、これらが備えられない構成であってもＬＮＧ流量デ
マンドに応じたフィードフォワード計算値を得ることは
できる。
タ２７を加えた構成を示しており、ＬＮＧ流量デマンド
変化時や冷却水流量下限値を考慮して手当てをしている
が、これらが備えられない構成であってもＬＮＧ流量デ
マンドに応じたフィードフォワード計算値を得ることは
できる。
【００１８】図１の構成によれば、ＬＮＧ流量デマン
ド、ＬＮＧ気化器入口・出口冷却水温度、ＬＮＧ流量デ
マンド変化時、ＬＮＧ気化器出口温度目標値による補
正、流量下限値をそれぞれ加味してＬＮＧ気化器出口冷
却水流量を設定することができる。
ド、ＬＮＧ気化器入口・出口冷却水温度、ＬＮＧ流量デ
マンド変化時、ＬＮＧ気化器出口温度目標値による補
正、流量下限値をそれぞれ加味してＬＮＧ気化器出口冷
却水流量を設定することができる。
【００１９】
【発明の効果】本発明によれば、ガスタービン吸気冷却
システムの吸気冷却器入口、即ちＬＮＧ気化器出口冷却
水温度制御において、確実にＬＮＧを気化すると共にＬ
ＮＧ負荷変動やＬＮＧ気化器入口冷却水温度変動などの
外乱に対して安定な低温の吸気冷却水入口温度（ＬＮＧ
気化器出口温度）を得ることができ、ガスタービン吸気
冷却システムの本来の機能（ガスタービンの出力向上）
を確実に実現できる。
システムの吸気冷却器入口、即ちＬＮＧ気化器出口冷却
水温度制御において、確実にＬＮＧを気化すると共にＬ
ＮＧ負荷変動やＬＮＧ気化器入口冷却水温度変動などの
外乱に対して安定な低温の吸気冷却水入口温度（ＬＮＧ
気化器出口温度）を得ることができ、ガスタービン吸気
冷却システムの本来の機能（ガスタービンの出力向上）
を確実に実現できる。
【図１】本発明の実施例に係わるガスタービン吸気冷却
システムにおけるＬＮＧ気化器出口冷却水温度制御装置
の構成図。
システムにおけるＬＮＧ気化器出口冷却水温度制御装置
の構成図。
【図２】ガスタービン吸気冷却システムにおける従来の
ＬＮＧ気化器出口冷却水温度制御装置の構成図。
ＬＮＧ気化器出口冷却水温度制御装置の構成図。
【図３】ガスタービン吸気冷却システムにおけるＬＮＧ
気化器の一例の構成図。
気化器の一例の構成図。
１ ＬＮＧ気化器 １３ 冷却水流量制御弁 １４ ＬＮＧ気化器出口冷却水温度調節計 １５ ＬＮＧ気化器出口冷却水温度検出器 １６ ＬＮＧ気化器入口冷却水温度検出器 １９ ＬＮＧ流量調節計 ２０ ＬＮＧ流量検出器 ２１ ＬＮＧ流量制御弁 ２３ ＬＮＧ気化器入口冷却水温度検出器 ２４ 演算器 ２６ 加算器 ２７ ローリミッタ ２８ 冷却水流量検出器 ２９ 冷却水流量調節計 ３０ 演算器
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 押田 博樹 愛知県名古屋市東区東新町１番地 中部電 力株式会社火力部内 (72)発明者 田内 邦明 広島県広島市西区観音新町四丁目６番22号 三菱重工業株式会社広島製作所内 (72)発明者 竹下 和子 広島県広島市西区観音新町四丁目６番22号 三菱重工業株式会社広島製作所内 (72)発明者 吉田 圭二郎 東京都千代田区丸の内二丁目５番１号 三 菱重工業株式会社内
Claims (3)
- 【請求項１】 ＬＮＧ焚きガスタービンコンバインドサ
イクル発電所でのＬＮＧ気化器にて冷却された冷却水を
前記発電所でのガスタービン吸気ダクト内に設置した吸
気冷却器に通し、前記ＬＮＧ気化器と吸気冷却器との間
で前記冷却水を循環させることによりＬＮＧを気化する
と共にガスタービンの吸気を冷却するガスタービン吸気
冷却システムにおいて、 ＬＮＧ流量検出器による検出値とガスタービン側から要
求されるＬＮＧ流量設定値とからＬＮＧ流量制御弁を操
作するＬＮＧ流量制御手段と、 ＬＮＧ気化器入口冷却水温度検出器による検出値と前記
ＬＮＧ流量設定値とから熱収支式によって冷却水フィー
ドフォワード設定値を演算する演算器と、 ＬＮＧ気化器出口冷却水温度検出器による検出値とＬＮ
Ｇ気化器出口冷却水温度目標値とから冷却水流量補正値
を演算するＬＮＧ気化器出口冷却水量補正手段と、 前記冷却水フィードフォワード設定値と前記冷却水流量
補正値とを加算する加算器と、 冷却水流量検出器による検出値と前記加算器出力である
冷却水流量設定値とから冷却水流量制御弁を操作する冷
却水流量制御手段と、 を有することを特徴とするガスタービン吸気冷却システ
ムにおけるＬＮＧ気化器出口冷却水温度制御装置。 - 【請求項２】 加算器と冷却水流量制御手段との間に加
算器出力と所定の冷却水流量下限値とを比較するローリ
ミッタを介在させ、冷却水流量設定値として前記ローリ
ミッタの出力値を用いることを特徴とする請求項１記載
のガスタービン吸気冷却システムにおけるＬＮＧ気化器
出口冷却水温度制御装置。 - 【請求項３】 演算器と加算器との間にＬＮＧ流量設定
値が増加または減少中のみ前記演算器の出力に１より大
きい定数を乗じる第２演算器を介在させ、 冷却水流量フィードフォワード設定値としてこの第２演
算器の出力値を用いることを特徴とする請求項１記載の
ガスタービンの吸気冷却システムにおけるＬＮＧ気化器
出口冷却水温度制御装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP9825995A JPH08296797A (ja) | 1995-04-24 | 1995-04-24 | ガスタービン吸気冷却システムにおけるｌｎｇ気化器出口冷却水温度制御装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP9825995A JPH08296797A (ja) | 1995-04-24 | 1995-04-24 | ガスタービン吸気冷却システムにおけるｌｎｇ気化器出口冷却水温度制御装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH08296797A true JPH08296797A (ja) | 1996-11-12 |
Family
ID=14214961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP9825995A Withdrawn JPH08296797A (ja) | 1995-04-24 | 1995-04-24 | ガスタービン吸気冷却システムにおけるｌｎｇ気化器出口冷却水温度制御装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH08296797A (ja) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6996479B2 (en) * | 2000-09-29 | 2006-02-07 | Infineon Technologies Ag | Method and apparatus for measuring and controlling the water content of a water-containing liquid mixture |
| US9851052B2 (en) | 2012-05-14 | 2017-12-26 | Hyundai Heavy Industries Co., Ltd. | Method and system for treating a liquefied gas |
| JP2020090906A (ja) * | 2018-12-03 | 2020-06-11 | いすゞ自動車株式会社 | 内燃機関システム、車両および点火プラグの点火時期補正方法 |
-
1995
- 1995-04-24 JP JP9825995A patent/JPH08296797A/ja not_active Withdrawn
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6996479B2 (en) * | 2000-09-29 | 2006-02-07 | Infineon Technologies Ag | Method and apparatus for measuring and controlling the water content of a water-containing liquid mixture |
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| JP2020090906A (ja) * | 2018-12-03 | 2020-06-11 | いすゞ自動車株式会社 | 内燃機関システム、車両および点火プラグの点火時期補正方法 |
| WO2020116425A1 (ja) * | 2018-12-03 | 2020-06-11 | いすゞ自動車株式会社 | 内燃機関システム、車両および点火プラグの点火時期補正方法 |
| CN113167170A (zh) * | 2018-12-03 | 2021-07-23 | 五十铃自动车株式会社 | 内燃机系统、车辆及火花塞的点火正时修正方法 |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A300 | Withdrawal of application because of no request for examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A300 Effective date: 20020702 |