CN101684749B - 液化天然气发电站及其运行方法 - Google Patents

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Abstract

一种LNG(液化天然气)发电站具有加热/冷却设备，该加热/冷却设备由温度控制设备生成的命令加以控制，该温度控制设备接收该燃气的发热量和温度。从LNG汽化设施导入到燃气轮机发电单元的燃气的发热量由发热量检测器检测，该燃气的温度由温度检测器检测。安装在该温度控制设备中的目标温度计算器根据该发热量计算目标温度，安装在该温度控制设备中的命令生成器通过比较该目标温度和该燃料温度来生成该命令。

Description

液化天然气发电站及其运行方法
本申请是2006年2月22日提交的同名专利申请(申请号为200610008889.3)的分案申请。
对相关申请的交叉参考
本申请基于2005年2月23日提交的在先日本专利申请No.2005-046915并要求它的优先权，其全部内容特此编入参考。
技术领域
本发明涉及具有燃气轮机的液化天然气(LNG)发电站，尤其涉及具有燃气温度控制系统的LNG发电站。
发明背景
本发明涉及采用液化天然气(LNG)作为燃料的LNG发电站以及该LNG发电站的运行方法。
通用燃气轮机发电设施具有燃烧室。该燃烧室将燃料与压缩空气相混和，并燃烧该燃料来产生高温高压燃气。这种燃气被导入到燃气轮机来转动转子，该转子的转动能量被传输到发电站来产生电力。
被普遍认为是清洁能源的液化天然气常被用作导入到该燃烧室的燃料。LNG汽化设施使LNG汽化成为燃气。
在燃气轮机发电站中，LNG汽化设施和燃气轮机发电设施通常是分开建造的。所以，在这两个设施之间不存在交联运行，它们是独立运行的。例如，日本专利No.3214709、日本专利申请公开特开平2-240499、日本专利申请公开2001-124295、日本专利申请公开2002-115564、日本专利申请公开2002-188460和日本专利申请公开2003-49718描述了LNG汽化设施的控制装置和方法，但是，这些文件没有公开发电设施的控制装置和方法。
最近建造的紧凑发电站具有紧邻发电设施的LNG汽化设施。
该紧凑发电站具有安装在LNG汽化设施内的绝热LNG贮罐。增压泵对存储在该LNG贮罐中的LNG加压，并将该LNG输送到汽化器，该汽化器使该LNG汽化。
即使该LNG贮罐是绝热的，热量进入该LNG贮罐也是不可避免的。所以，不断有少量燃气从所存储的LNG中汽化。这些燃气被称为汽化燃气(BOG)。
该LNG贮罐中产生的BOG通过BOG出口阀排放。从其他LNG贮罐排放的BOG被收集到一起并由BOG压缩机加压。此后，该BOG与从该汽化器输出的LNG通过燃气供应管道加以混合，并被供应到该发电设施。
日本所用的大多数LNG是进口的，LNG的特性随LNG的原产地而变化。所以，存储在不同LNG贮罐中的LNG成分可能彼此不同。这种不同导致发热量差异。
因此，该发电设施在燃气供应管道上装备有热量计或气体色谱仪来检测或计算该燃气的发热量，并控制该LNG汽化设施的燃气流动速率以便使该燃气的发热量保持在小的范围之内。
此外，该发电设施还在连接到燃料控制阀的燃气供应管道上装备有燃气加热/冷却设备。测量该燃气加热/冷却设备出口处的燃气温度，并把测量信号传送到该燃气加热/冷却设备。该燃气加热/冷却设备控制该燃气的温度，以便使导入到该燃气轮机的燃气温度保持合适的值。
在其中的LNG汽化设施和发电设施彼此相邻建造以使其紧凑的发电站中，该LNG汽化设施中可能没有足够的空间安装用于生成BOG的处理设备。
BOG的量在很大的范围内变化。举例来说，在接收LNG时，会产生大量的BOG。在冬季气温低的时候，BOG的量就比较少。
所以，根据LNG贮罐的压力，采用例如BOG出口阀和BOG压缩机这样的设备来控制BOG的流动速率，以防止LNG贮罐中的过度压力上升。结果，BOG生成速率的变化直接影响发电设施中的燃气轮机。
燃气轮机对于燃料具有限度。这个限度大约是由表达式(1)所示的、被称为沃伯指数(Wobbe Index)的值(该指数是该燃气发热量、比重和燃烧温度的函数)。
Figure G2009102065974D00031
其中LHV为低发热量；Mwgas为该燃气的比重；Tgas为该燃气的绝对温度(兰金度)。
BOG的发热量不同于LNG的发热量。所以，随着BOG流动速率变化，燃气质量特性迅速地变化。结果，流入该发电设施的燃气轮机的燃料的卡路里就发生变化。
如果燃料的卡路里频繁变化，卡路里就不可能维持在该沃伯指数的限定范围(例如说±5％)之内。所以，有必要在该燃气供应管道中游增加设施，例如在外部燃烧该BOG的闪燃设备(flare facility)，和/或调节燃气流动速率的贮罐。另外，如果该燃气中BOG的混合比例上升到接近100％，就很难运行该燃气轮机。
如果在采取了这些防范措施后该燃料指数的指数值仍然偏离该限定范围，就必须停止该发电站的运行。
发明内容
本发明可以解决上述问题，本发明的目的是提供一种LNG发电站及其运行方法，即使在该BOG生成速率变化时本发明的LNG发电站也能够可靠地实现连续运行。
根据本发明的方面，提供一种LNG发电站，包括：(a)具有燃气轮机和发电机的燃气轮机发电单元；(b)被设计成将汽化LNG作为燃气供应到该燃气轮机发电单元的LNG汽化设施；(c)从该LNG汽化设施延伸到该燃气轮机发电单元的燃气供应管道；(d)设置在该燃气供应管道上该LNG汽化设施和该燃气轮机单元之间的燃气加热/冷却设备，被设计成加热/冷却被导入到该燃气轮机发电单元的燃气；(e)被设计成检测该燃气的发热量的发热量检测器；(f)连接在该燃气供应管道上该燃气加热/冷却设备和该燃气轮机单元之间的温度检测器，被设计成检测燃气的温度；以及(g)该燃气加热/冷却设备的温度控制设备，被设计成控制供应到该燃气轮机发电单元的燃气温度，该温度控制设备具有：连接到该发热量检测器的目标温度计算器，被设计成接收该燃气的发热量并计算被导入到该燃气轮机发电单元的燃气的目标温度；以及连接到该目标温度计算器和该燃气加热/冷却设备的命令发生器，被设计成接收该目标温度和由该温度检测器检测到的该燃气的温度信号，并通过比较该目标温度和该燃气温度来生成控制该燃气加热/冷却设备的命令。
根据本发明的另一个方面，提供一种用于LNG发电站的燃气温度控制系统，该发电站具有包括燃气轮机和发电机的燃气轮机发电单元，被设计成将汽化LNG作为燃气供应到该燃气轮机发电单元的LNG汽化设施，以及从该LNG汽化设施延伸到该燃气轮机发电单元的燃气供应管道，该系统包括：(a)连接在该燃气供应管道上该LNG汽化设施和该燃气轮机单元之间的燃气加热/冷却设备，被设计成加热和冷却被导入到该燃气轮机发电单元的燃气；(b)被设计成检测该燃气的发热量的发热量检测器；(c)连接在该燃气供应管道上该燃气加热/冷却设备和该燃气轮机单元之间的温度检测器，被设计成检测该燃气的温度；以及(d)该燃气加热/冷却设备的温度控制设备，它被设计成控制供应到该燃气轮机发电单元的燃气的温度，该温度控制设备具有：连接到该发热量检测器的目标温度计算器，被设计成接收该燃气的发热量并计算被导入到该燃气轮机发电单元的燃气的目标温度；以及连接到该目标温度计算器和该燃气加热/冷却设备的命令发生器，被设计成接收该燃气的目标温度和由该温度检测器检测到的该燃气的温度信号，并通过比较该目标温度和该燃气的温度来生成控制该燃气加热/冷却设备的命令。
根据本发明的又一个方面，提供一种运行LNG发电站的方法，该方法包括：(a)检测由LNG汽化设施供应的燃气的发热量；(b)生成控制该燃气温度的命令；(c)根据该命令加热/冷却该燃气并将该燃气导入到燃气轮机发电单元；(d)检测被导入到该燃气轮机发电单元的燃气温度；以及(e)根据该发热量计算被导入到该燃气轮机发电单元中的燃气的目标温度；其中通过将该燃气温度与该目标温度加以比较来生成该命令。
附图说明
根据下面结合附图对本发明特定的、说明性实施例的讨论，本发明的上述和其他特点和改进会变得更清楚，在这些附图中：
图1是根据本发明第一实施例的LNG发电站的方框图；
图2是根据本发明第一实施例的温度控制设备的方框图；
图3是根据本发明第二实施例的LNG发电站的方框图；
图4是根据本发明第三实施例的LNG发电站的方框图；
图5是根据本发明第三实施例的温度控制设备的方框图；
图6是根据本发明第四实施例的LNG发电站的方框图；以及
图7是一个典型燃气轮机发电单元的方框图。
具体实施方式
下文将参考这些附图来说明本发明的多个实施例。
【第一实施例】
图1是根据本发明第一实施例的LNG发电站的方框图。该LNG发电站具有LNG汽化设施40和发电设施41。
LNG汽化设施41具有多个LNG贮罐1。这些LNG贮罐是绝热的。各LNG贮罐1通过各自的BOG出口阀4被连接到公共BOG压缩机4C。各LNG贮罐1也通过各自的增压泵2连接到公共汽化器3。燃气供应管道6从BOG压缩机4C和汽化器3延伸到发电设施41。
在发电设施41中，燃气供应管道6通过燃料控制阀10延伸到燃气轮机发电单元11。发热量检测器5例如用于检测或计算燃气发热量的热量计或气体色谱仪，被安装在燃气供应管道6上LNG汽化设施40和燃料控制阀10之间。
燃气加热/冷却设备7设置于燃气供应管道6上发热量检测器5和燃气控制阀10之间。温度检测器8被安装在燃气供应管道6上燃气加热/冷却设备7和燃料控制阀10之间以便检测燃气加热/冷却设备7的出口处的燃气温度。温度控制设备14被连接到发热量检测器5、温度检测器8和燃气加热/冷却设备7。
图7是燃气轮机发电单元11的方框图。在燃气轮机发电单元11中，被压缩机30压缩的压缩空气31在燃烧室32中与燃料或汽化LNG 33混合。燃烧室32燃烧燃料33来产生高温高压燃烧气体34。这种燃烧气体34被导入到燃气轮机35来转动转子，其中的转动能量被传输到发电机36来产生电力。
LNG贮罐1中存储的LNG由增压泵2加压，并被供应到汽化器3。汽化器3使该LNG汽化。
LNG贮罐1中产生的BOG从BOG出口阀4排出并被输送到BOG压缩机4C。如果LNG汽化设施40具有多个LNG贮罐1，则来自各LNG贮罐1的BOG就被收集起来并被输送到BOG压缩机4C。BOG压缩机4C对该BOG加压。此后，该BOG通过燃气供应管道6与汽化器3输出的LNG混合，并被供应到发电设施41。
在发电设施41中，燃料控制阀10调节供应到燃气轮机发电单元11的燃气的流动速率。温度检测器8检测到的温度被传送到温度控制设备14。利用温度控制设备14，可以减少附加设施，例如用于外部燃烧BOG的闪燃设备或用于缓冲燃气流动速率的贮罐。
温度控制设备14包括目标温度计算器151和命令生成器16。目标温度计算器151从发热量检测器5接收信号。作为发热量检测器5，可以使用能检测估计发热量的燃气热量计或气体色谱仪。然后，目标温度计算器151计算并输出目标温度T1。命令生成器16接收该目标温度信号T1和由安装在燃气加热/冷却设备7出口处的温度检测器8检测到的温度信号，并将控制命令输出到燃气加热/冷却设备7。
图2是温度控制设备14的方框图。目标温度计算器151从发热量检测器5接收发热量信号，更具体地讲，接收低发热量(LHV)信号，并借助表达式(2)计算目标温度T1，以便由表达式(1)表示的沃伯指数保持基本不变。温度计算器151将T1信号传送到命令生成器16。
Figure G2009102065974D00071
其中WI是该燃气的沃伯指数的目标值，而M是该燃气的比重。
在命令生成器16中，比较器161将目标温度T1和由温度检测器8检测到的温度T2加以比较。PID计算器162对T1和T2间的偏差进行P(比例)/I(积分)/D(微分)运算，并将合适的温度控制命令输出到燃气加热/冷却设备7。根据该温度控制命令，燃气加热/冷却设备7能够使作为BOG和LNG混合物的燃气的沃伯指数维持基本不变。
如上所述，该LNG发电站的第一实施例根据流过LNG汽化设施40中的燃料供应管道6的燃气的发热量设定燃气出口处的目标温度T1。将目标温度T1和燃气加热/冷却设备7出口处的实际燃气出口温度T2加以比较，而且对该温度加以控制以便保持燃气出口温度T2适合于燃气轮机发电单元11。所以，即使该燃料特性由于BOG生成速率的变化而频繁变化，或者即使BOG/LNG混合比例上升到大约100％，也能够通过改变目标温度T1而将沃伯指数维持在限定范围(例如±5％)之内。故而，该LNG发电站能够可靠地连续运行。
【第二实施例】
图3是根据本发明第二实施例的LNG发电站的方框图。如图3所示，本实施例与第一实施例有局部差别，这个差别体现在温度控制设备14从BOG出口阀4而不是从发热量检测器5接收信号。
安装在温度控制设备14内的目标温度计算器152接收表示已打开BOG出口阀4的数量的信号，该信号被用作相当于发热量的状态量信号以代替由发热量检测器5检测到的发热量。已打开BOG阀4的数量的信号被输入到目标温度计算器152。
其他结构特征与图1、图2和图7所示的第一实施例没有差别，它们被赋予完全相同的参考符号，这里省略对其详细说明。
在根据本实施例的LNG发电站中，已打开BOG出口阀4的数量的信号被发送到目标温度计算器152。根据已打开BOG出口阀4的数量，目标温度计算器152计算适合于发电设施41的目标温度T1并将T1信号发送到命令生成器16。
命令生成器16将经过目标温度计算器152的计算所获得的目标温度T1和燃气加热/冷却设备7出口处的实际燃气出口温度T2加以比较。命令生成器16中的PID计算器162(见图2)对T1和T2之间的偏差进行P(比例)/I(积分)/D(微分)运算，并将合适的温度控制命令输出到燃气加热/冷却设备7。根据该温度控制命令，燃气加热/冷却设备7能够使作为BOG和LNG混合物的燃气的沃伯指数保持基本不变。
正如上面所述的那样，该LNG发电站根据作为状态量信号的已打开BOG出口阀4的数量将T1设定为该燃气在燃气出口处的目标温度，其中该状态量信号相当于沃伯指数表达式中的所检测到的发热量。所获得目标温度T1和燃气加热/冷却设备7出口处的实际燃气出口温度T2由比较器161进行相互比较。温度被控制成使燃气出口温度T2保持适合于燃气轮机发电单元11。所以，即使燃料特性由于BOG生成速率的变化而频繁变化，或者即使该BOG/LNG混合比例上升到大约100％，沃伯指数也能够通过改变目标温度T1而被保持在限定范围(例如±5％)之内。故而，该LNG发电站能够可靠地连续运行。
【第三实施例】
图4是根据本发明的第三实施例的LNG发电站的方框图。图5是本实施例中所用的温度控制设备的方框图。
如果LNG汽化设施40中的已运行出口阀4的数量发生变化，燃气的发热量变化对已运行的BOG出口阀数量的变化会有小的延迟。
所以，如果像第一实施例中那样，将来自发热量检测器5(例如燃气热量计或气体色谱仪)的检测信号导入到温度控制设备14，那么与第二实施例中表示已运行BOG出口阀4数量的信号被导入到温度控制设备14的情况相比，响应速度会下降，但精度会提高。
相反，如果像第二实施例中那样将已运行BOG出口阀数量信号导入到温度控制设备14，那么与来自发热量检测器5(例如燃气热量计或气体色谱仪)的检测信号被导入到温度控制设备14的情况相比，精度或多或少会下降，但响应速度会更快。
所以，本发明已被设计成获得温度控制设备14，该控制设备既利用了第一实施例的高精度特点，也利用了第二实施例的高响应速度特点。
在本实施例中，目标温度计算单元15被用来代替第一实施例中的目标温度计算器151或第二实施例中的目标温度计算器152。
在图5中，来自发热量检测器5的检测信号被发送到第一目标温度计算器151。已打开BOG出口阀4的数量被作为状态量信号发送到第二目标温度计算器152，其中该状态量信号相当于BOG出口阀4所检测到的发热量。目标温度计算器151和152各自计算目标温度T1。至于这些目标温度计算器151和152如何借助表达式(2)来计算目标温度T1以使表达式(1)所表示的沃伯指数维持基本不变，在第一和第二实施例中已经加以说明。
图5中的标号“153”表示用于检测已打开BOG出口阀4数量的变化的变化检测器。当已打开BOG出口阀4的数量变化时，变化检测器153检测这种变化并将切换信号发送到开关154以便使第二目标温度计算器152的计算结果被发送到命令生成器16。在已打开BOG出口阀4的数量发生变化之后再经过后面将要加以说明的特定时段(预定时段)，变化检测器153发给开关154返回信号(或者操作取消信号)，以便使第一目标温度计算器151的计算结果代替第二目标温度计算器152的计算结果被发送到命令生成器16。
变化检测器153的预定时段的设置方法如下。即，该燃气的发热量在已打开出口阀4的数量变化之后略迟一点才开始变化，然后变成稳定的值。考虑该数值变成稳定值的时段，就可以设置变化检测器153的预定时段。
现在假设已打开BOG出口阀4的数量发生了变化。那么，已打开BOG出口阀4的数量信号立即变化。所以，变化检测器153立即工作，并且第二目标温度计算器152利用表达式(2)计算对燃气轮机发电单元11最佳的燃气目标温度T1，以便表达式(1)中所示的沃伯指数保持基本不变。变化检测器153将该值输出到命令生成器16。
在已打开BOG出口阀4的数量变化之后再经过上述预定时段，变化检测器153将返回信号发给命令生成器16。而开关154传送第一目标温度计算器151根据来自发热量检测器5的检测信号所得的计算结果，以代替第二目标温度计算器152的计算结果。
一旦已打开BOG出口阀4的数量发生变化，命令生成器16就将第二目标温度计算器152输出的目标温度T1和温度检测器8检测到的、燃气加热/冷却设备7出口处的实际燃气出口温度T2加以比较。命令生成器16通过控制燃气加热/冷却设备7来控制该燃气出口温度，以使该燃气出口温度基本等于目标温度T1。在变化检测器153的上述预定时段之后，命令生成器16将第一目标温度计算器151输出的目标温度T1和温度检测器8检测到的、燃气加热/冷却设备7出口处的实际燃气出口温度T2加以比较。命令生成器16通过控制燃气加热/冷却设备7来控制该燃气出口温度，以使该燃气出口温度基本等于目标温度T1。
如上所述，在根据本发明的第三实施例的LNG发电站中，流过LNG汽化设施40中的供应管道的燃气的发热量信号以及作为状态信号的已打开BOG出口阀数量信号被输入到温度控制设备14，该状态信号相当于该发热量。如果已打开BOG出口阀4的数量发生变化，根据已打开BOG出口阀4的数量所获得的目标温度T1首先被输出到命令生成器16。在经过事先设置的预定时段之后，根据该发热量信号所获得的另一个目标温度T1被输出到命令生成器16。所以，温度控制设备14对已打开BOG出口阀的数量变化响应非常迅速，而且具有高的精度。
所以，由于上述原因，即使燃料特性由于BOG生成速率的变化而频繁变化，或者即使BOG/LNG混合比例升高到大约100％，也能够像前面的实施例那样，通过改变该目标温度而将沃伯指数维持在该限定范围(例如±5％)之内。故而，该LNG发电站能够可靠地连续运行。
在本实施例中，如果已打开BOG出口阀4的数量发生变化，目标温度计算单元15就首先让第二目标温度计算器152的计算结果通过变化检测器153输出。在预定时段之后，第一目标温度计算器151的结算结果才由开关154输出。
但是，本实施例可以按照如下方式修改。即，不切换这些计算结果，而是对第一目标温度计算器151和第二目标温度计算器152的输入进行相互切换，以便仅仅由变化检测器153选择的目标温度计算器来计算目标温度T1。举例来说，如果变化检测器153检测到已打开BOG出口阀数量的变化，那么只由第二目标温度计算器152计算目标温度T1并将计算结果输出到命令生成器16。在变化检测器153的预定时段之后，只由第一目标温度计算器151计算目标温度T1并将计算结果输出到命令生成器16。
【第四实施例】
图6是根据本发明的第四实施例的LNG发电站的方框图。本实施例是第三实施例的一种扩展。如图6所示，温度控制设备14中安装了发热量检测器5的动态特性模型17。
动态特性模型17根据已打开BOG出口阀4的数量生成提前控制信号(前馈信号)。命令生成器16接收该前馈信号作为校正信号。所以，如果发热量信号和相当于该发热量信号的状态信号(已打开BOG出口阀的数量)在组合时导致检测延迟(基本延迟和静寂时间)，该延迟可以得到补偿。于是，能够以快速响应速度和极高的精度获得目标温度T1。
所以，命令生成器16能够将目标温度T1和燃气加热/冷却设备7出口处的实际燃气出口温度T2加以比较，并执行温度控制以使该燃气出口温度是该燃气轮机发电设备11的最佳温度。所以，即使该燃料特性由于BOG生成速率的变化而频繁变化，或者即使BOG/LNG混合比例上升到大约100％，沃伯指数也能够通过改变该目标温度而被维持在该限定范围(例如±5％)之内。故而，该LNG发电站能够可靠地连续运行。
而且，动态特性模型17所生成的提前控制信号被作为校正信号发送到命令生成器16。所以，该温度能够被提前控制。另外，该燃气的燃料指数也能够在大的范围内以较高精度被维持在该限定范围之内。
在上述的每个实施例中，燃气轮机发电单元11不限于简单的燃气轮机发电设施，它可以是组合循环发电站或既包括组合循环发电站也包括水电站的另外一种发电站。
借助上述公开可以对本发明进行各种修改和变化。所以应理解的是，在所附权利要求的范围内，本发明能够以不同于本文具体所描述的方式来实施。

Claims (6)

1.一种LNG发电站，包括：
LNG汽化设施；
发电装置，与所述LNG汽化设施连接并接受燃气的供给；
燃气加热/冷却装置，连接于所述LNG汽化设施和所述发电装置之间，并控制燃气温度；该LNG发电站的特征在于，
所述LNG发电站还包括：
打开出口阀数量信号检测单元，对将所述LNG汽化设施侧产生的汽化燃气排出的出口阀的打开出口阀数量信号进行检测；
温度检测单元，检测所述燃气加热/冷却装置的出口侧燃气的温度；
目标温度计算器，输入所述打开出口阀数量信号，设定燃气的目标温度值；以及
温度计算器，将所述温度检测单元的检测温度与所述目标温度计算器所设定的温度目标值进行比较，根据该比较结果输出温度控制指令，
根据所述温度计算器输出的温度控制指令来控制所述燃气加热/冷却装置。
2.如权利要求1所述的LNG发电站，其特征在于，该LNG发电站还设置有检测从所述LNG汽化设施侧供给到所述发电装置侧的所述燃气的发热量的发热量检测单元，该发热量检测单元所检测出的所述发热量的信号被输入到所述目标温度计算器中。
3.如权利要求2所述的LNG发电站，其特征在于，发热量检测单元是热量计或气体色谱仪的任一种。
4.如权利要求2或3所述的LNG发电站，其特征在于，所述LNG发电站具有发热量检测单元的动态特性模型。
5.如权利要求4所述的LNG发电站，其特征在于，根据所述LNG汽化设施侧的状态量信号启动动态特性模型并生成提前控制信号，将该提前控制信号输入到所述温度计算器中，并对检测延迟进行校正。
6.一种LNG发电站的运行方法，其特征在于，所述方法包括：
对将所述LNG汽化设施侧产生的汽化燃气排出的出口阀的打开出口阀数量信号进行检测，使用所述打开出口阀数量信号来计算燃气的温度目标值，检测燃气加热/冷却装置的出口侧的燃气温度，将该燃气温度与所述目标温度进行比较，根据该比较结果控制所述燃气加热/冷却装置，以使发电设施入口侧的燃气温度为目标温度。
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