JP6621618B2 - Gas turbine fuel blending system and method using estimated fuel composition - Google Patents
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Description
本発明は、ガスタービンにおいて使用する燃料配合に関し、より具体的には、ガスタービンにおいて使用する燃料混合気の決定に関する。 The present invention relates to fuel blends for use in gas turbines, and more specifically to the determination of a fuel mixture for use in a gas turbine.
ガスタービンの燃料供給システムは、天然ガスと流動するプロセスガスと配合して、ガスタービンに供給することができる燃料混合気を得る。プロセスガスは、一般に、種々の未知の量の様々なガス成分を含む。プロセスガスと天然ガスを選択した比率で配合することにより、ガスタービンでの使用に好適であるように燃料混合気の組成が制御される。しかしながら、燃料混合気の組成を制御するためには、プロセスガスの組成を決定する必要がある。プロセスガスの組成を決定する１つの方法は、ガスクロマトグラフィーである。しかしながら、ガスクロマトグラフィーは、実施するのに数分を要する。加えて、ガスクロマトグラフィーの測定値に基づいて進める前に、測定値に矛盾のないことを検証するために、ガスクロマトグラフィーの複数回の測定を行うことが多い。従って、ガスクロマトグラフィーを用いたプロセスガスの組成の決定は、プロセスガスを浪費し、選択された又は所望の燃料混合気をガスタービンに提供することができるタイミングが遅くなる。 Gas turbine fuel supply systems combine natural gas and flowing process gas to obtain a fuel mixture that can be supplied to the gas turbine. Process gases generally contain various unknown amounts of various gas components. By blending the process gas and natural gas in a selected ratio, the composition of the fuel mixture is controlled to be suitable for use in a gas turbine. However, in order to control the composition of the fuel mixture, it is necessary to determine the composition of the process gas. One method for determining the composition of the process gas is gas chromatography. However, gas chromatography takes several minutes to perform. In addition, before proceeding on the basis of gas chromatographic measurements, multiple gas chromatographic measurements are often performed to verify that the measurements are consistent. Thus, determination of process gas composition using gas chromatography wastes process gas and delays the timing at which the selected or desired fuel mixture can be provided to the gas turbine.
本発明の１つの実施形態によれば、ガスタービンにおいて使用する燃料を配合する方法は、プロセスガスの発熱量の測定値とプロセスガスの分子量の測定値を得るステップと、発熱量の取得した測定値と分子量の取得した測定値とを用いてプロセスガスの組成の推定を得るステップと、プロセスガスの組成の推定に基づいて、プロセスガスと天然ガスの配合比を選択するステップと、選択した配合比に従ってプロセスガスと天然ガスとを配合して、ガスタービンにおいて使用するための燃料混合気を得るステップと、を含む。 According to one embodiment of the present invention, a method of blending fuel for use in a gas turbine includes obtaining a process gas calorific value measurement and a process gas molecular weight measurement, and obtaining a calorific value measurement. Obtaining an estimate of the composition of the process gas using the measured value and the obtained measurement of the molecular weight, selecting a blending ratio of the process gas and natural gas based on the estimation of the composition of the process gas, and the selected composition Blending process gas and natural gas according to a ratio to obtain a fuel mixture for use in a gas turbine.
本発明の別の実施形態によれば、ガスタービンにおいて使用する燃料を配合するシステムは、プロセスガスの発熱量の測定値とプロセスガスの分子量の測定値を得るように構成された装置と、プロセッサと、を備え、プロセッサが、発熱量の取得した測定値と分子量の取得した測定値とを用いてプロセスガスの組成の推定を得て、プロセスガスの組成の推定に基づいて、プロセスガスと天然ガスの配合比を選択し、選択した配合比に従ってプロセスガスと天然ガスとを配合して、ガスタービンにおいて使用するための燃料混合気を得る、ように構成されている。 In accordance with another embodiment of the present invention, a system for blending fuel for use in a gas turbine includes an apparatus and a processor configured to obtain a process gas heating value measurement and a process gas molecular weight measurement. And the processor obtains an estimate of the process gas composition using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight, and based on the estimated process gas composition, The gas mixture ratio is selected, and the process gas and the natural gas are combined according to the selected mixture ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine.
本発明の別の実施形態によれば、非一時的コンピュータ可読媒体が、プロセッサによってアクセスされたときに、該プロセッサがガスタービンにおいて使用する燃料を配合する方法を実行する命令セットが格納されており、本方法が、プロセスガスの発熱量の測定値とプロセスガスの分子量の測定値を測定装置から得るステップと、発熱量の取得した測定値と分子量の取得した測定値とを用いてプロセスガスの組成の推定を得るステップと、プロセスガスの組成の推定に基づいて、プロセスガスと天然ガスの配合比を選択するステップと、配合比に従ってプロセスガスと天然ガスとを配合して、ガスタービンにおいて使用するための燃料混合気を得るステップと、
を含む。
According to another embodiment of the present invention, a non-transitory computer readable medium is stored with an instruction set for performing a method of formulating fuel for use by a processor in a gas turbine when accessed by the processor. The method uses a step of obtaining a measurement value of the calorific value of the process gas and a measurement value of the molecular weight of the process gas from the measuring device, and using the obtained measurement value of the calorific value and the obtained measurement value of the molecular weight, Obtaining a composition estimate, selecting a process gas and natural gas blend ratio based on the process gas composition estimate, blending the process gas and natural gas according to the blend ratio, and using them in a gas turbine Obtaining a fuel mixture for
including.
追加の特徴及び利点は、本発明の手法によって実現される。本発明の他の実施形態及び態様は、本明細書において詳細に説明され、請求項に記載された本発明の一部とみなされる。本発明をその利点及び特徴と共に一層よく理解するために、本明細書及び図面を参照されたい。 Additional features and advantages are realized through the techniques of the present invention. Other embodiments and aspects of the invention are described in detail herein and are considered a part of the claimed invention. For a better understanding of the invention with advantages and features thereof, refer to the description and to the drawings.
本発明とみなされる主題は、本明細書と共に提出した特許請求の範囲に具体的に指摘し且つ明確に特許請求している。本発明の上記及び他の特徴及び利点は、添付図面を参照しながら以下の詳細な説明から明らかである。 The subject matter regarded as the invention is particularly pointed out and distinctly claimed in the claims appended hereto. The above and other features and advantages of the present invention will be apparent from the following detailed description with reference to the accompanying drawings.
図１は、ガスタービン１０２を用いて出力及び／又は電力を発生させるシステムの概略図１００を示している。本図１００は、圧縮機１０４、燃焼器１０６、及びタービン段１０８を含むガスタービン１０２を示している。周囲空気１１２は、圧縮機１０４にて受け入れられ、選択空気圧に圧縮される。燃焼器１０６は、圧縮機１０４から圧縮空気を受け取って、燃料供給システム１１０によって燃焼器１０６に供給される燃料混合気と圧縮空気を混合する。燃焼器１０６は、空気−燃料混合気を点火して作動ガスを生成する。作動ガスは、タービン段１０８を通じて排気されて、タービン段１０８のロータ１１４の回転を生じさせる。ロータ１１４は、発電機１１６に結合され、ロータ１１４の回転により発電機１１６において電力が発生する。 FIG. 1 shows a schematic diagram 100 of a system for generating power and / or power using a gas turbine 102. The drawing 100 shows a gas turbine 102 that includes a compressor 104, a combustor 106, and a turbine stage 108. Ambient air 112 is received by compressor 104 and compressed to a selected air pressure. The combustor 106 receives compressed air from the compressor 104 and mixes the fuel mixture and the compressed air supplied to the combustor 106 by the fuel supply system 110. The combustor 106 ignites the air-fuel mixture to generate a working gas. The working gas is exhausted through the turbine stage 108 and causes the rotor 114 of the turbine stage 108 to rotate. The rotor 114 is coupled to the generator 116, and electric power is generated in the generator 116 by the rotation of the rotor 114.
図２は、図１のガスタービン１０２に燃料を提供する燃料供給システム１１０の詳細図を示す。燃料供給システム１１０は、プロセスガス管路２０３からプロセスガス２０２を受け取り、天然ガス管路２０５から天然ガス２０４を受け取る。燃料供給システム１１０は更に、天然ガスとプロセスガスの配合混合気をガスタービン１０２の１又はそれ以上の燃料回路（２０６，２０８）に出力する。例示の目的で、燃料供給システム１１０は、第１の燃料回路２０６及び第２の燃料回路２０８を備えて図示されている。しかしながら、燃料供給システム１１０は、種々の実施形態においてあらゆる数の燃料回路を含むことができる。天然ガス２０４は、ガス制御バルブ２１０を介して第１の燃料回路２０６に結合される。天然ガス２０４は、ガス制御バルブ２１２を介して第２の燃料回路２０８に結合される。プロセスガス２０２は、ガス制御バルブ２１４を介して第１の燃料回路２０６に結合される。プロセスガス２０２は、ガス制御バルブ２１６を介して第２の燃料回路２０８に結合される。ガス制御バルブ２１０,２１２,２１４及び２１６は、該ガス制御バルブ２１０,２１２,２１４及び２１６の状態を制御する制御ユニット２２０に結合される。種々の実施形態において、制御ユニット２２０は、互いに独立してガス制御バルブ２１０,２１２,２１４及び２１６の状態を制御する。従って、ガス制御バルブ２１０,２１２,２１４及び２１６は、第１の燃料回路２０６及び／又は第２の燃料回路２０８において、燃料混合気中のプロセスガス２０２及び天然ガス２０４の配合を制御するよう動作することができる。 FIG. 2 shows a detailed view of a fuel supply system 110 that provides fuel to the gas turbine 102 of FIG. The fuel supply system 110 receives the process gas 202 from the process gas line 203 and the natural gas 204 from the natural gas line 205. The fuel supply system 110 further outputs a blend of natural gas and process gas to one or more fuel circuits (206, 208) of the gas turbine 102. For illustrative purposes, the fuel supply system 110 is shown with a first fuel circuit 206 and a second fuel circuit 208. However, the fuel supply system 110 can include any number of fuel circuits in various embodiments. Natural gas 204 is coupled to first fuel circuit 206 via gas control valve 210. Natural gas 204 is coupled to second fuel circuit 208 via gas control valve 212. Process gas 202 is coupled to first fuel circuit 206 via gas control valve 214. Process gas 202 is coupled to second fuel circuit 208 via gas control valve 216. The gas control valves 210, 212, 214 and 216 are coupled to a control unit 220 that controls the state of the gas control valves 210, 212, 214 and 216. In various embodiments, the control unit 220 controls the state of the gas control valves 210, 212, 214 and 216 independently of each other. Accordingly, the gas control valves 210, 212, 214, and 216 operate to control the blending of the process gas 202 and the natural gas 204 in the fuel mixture in the first fuel circuit 206 and / or the second fuel circuit 208. can do.
制御ユニット２２０は、プロセッサ２２２とメモリ記憶デバイス２２４とを含む。メモリ記憶デバイス２２４は、半導体メモリデバイス、リードオンリーメモリデバイス、その他のような好適な非一時的コンピュータ可読媒体を含むことができる。メモリ記憶デバイス２２４は、プロセッサ２２２によりアクセスされて、本明細書で開示される種々の方法を実施することができるプログラム２２６を含むことができる。加えて、プロセッサ２２２は、種々のパラメータ及び／又は計算値をメモリ記憶デバイス２２４に格納させることができる。 The control unit 220 includes a processor 222 and a memory storage device 224. Memory storage device 224 may include any suitable non-transitory computer readable medium, such as a semiconductor memory device, a read only memory device, or the like. The memory storage device 224 can include a program 226 that can be accessed by the processor 222 to perform the various methods disclosed herein. In addition, the processor 222 can cause various parameters and / or calculated values to be stored in the memory storage device 224.
天然ガス管路２０５は、天然ガス２０４の品質を評価する天然ガスウォッベ計器２３０を含む。天然ガスウォッベ計器２３０は、天然ガス管路２０５における天然ガス２０４の発熱量及び分子量を測定する。天然ガスウォッベ計器２３０は、約３０秒以内などの比較的短い時間量で測定値を得ることができる。 The natural gas line 205 includes a natural gas wobbe instrument 230 that evaluates the quality of the natural gas 204. The natural gas Wobbe meter 230 measures the calorific value and molecular weight of the natural gas 204 in the natural gas pipe line 205. The natural gas Wobbe instrument 230 can obtain measurements in a relatively short amount of time, such as within about 30 seconds.
プロセスガス管路２０３は、プロセスガスウォッベ計器２３２、プロセスガス分析器２３４、及びガスクロマトグラフ２３６を含む。プロセスガスウォッベ計器２３２は、プロセスガス２０２の発熱量及び分子量の測定値を得る。プロセスガス分析器２３４もまた、プロセスガス２０２の発熱量及び分子量の測定値を得る。ガスクロマトグラフ２３６は、プロセスガス２０２の組成を決定する。プロセスガスウォッベ計器２３２は、比較的短い時間量（約３０秒）でその測定値を取得する。プロセスガス分析器２３４は、中間の時間量（約２分）でその測定値を取得し、ガスクロマトグラフ２３６は、比較的長い時間量（約５分）で組成を取得する。プロセスガスウォッベ計器２３２は、プロセスガス分析器２３４又はガスクロマトグラフ２３６よりも前に測定値を取得することができるが、このような測定値は、プロセスガス２０２の組成を完全に決定するのに好適ではない可能性がある。それでも尚、プロセスガスウォッベ計器２３２は、本明細書で開示される方法を用いて、プロセスガス２０２の組成の第１の推定を得るのに用いることができる。 Process gas line 203 includes a process gas Wobbe instrument 232, a process gas analyzer 234, and a gas chromatograph 236. The process gas Wobbe instrument 232 obtains measurements of the calorific value and molecular weight of the process gas 202. The process gas analyzer 234 also obtains calorific value and molecular weight measurements of the process gas 202. Gas chromatograph 236 determines the composition of process gas 202. The process gas Wobbe instrument 232 takes its measurements in a relatively short amount of time (about 30 seconds). The process gas analyzer 234 takes its measurements over an intermediate amount of time (about 2 minutes) and the gas chromatograph 236 gets the composition over a relatively long amount of time (about 5 minutes). The process gas wobbe instrument 232 can take measurements prior to the process gas analyzer 234 or the gas chromatograph 236, but such measurements are suitable for fully determining the composition of the process gas 202. It may not be. Nevertheless, the process gas Wobbe instrument 232 can be used to obtain a first estimate of the composition of the process gas 202 using the methods disclosed herein.
天然ガスウォッベ計器２３０、プロセスガスウォッベ計器２３２、プロセスガス分析器２３４、及びガスクロマトグラフ２３６は、制御ユニット２２０に結合され、処理のために制御ユニット２２０に測定値を提供する。制御ユニット２２０は、少なくともプロセスガス２０２の発熱量及び分子量の測定値に基づいた推定組成を有する燃料混合気を得るように、天然ガス２０４とプロセスガス２０２の好適な配合比を決定する本明細書で開示される方法を実施する。制御ユニット２２０は更に、第１の燃料回路２０６及び第２の燃料回路２０８の何れにおいて推定した燃料混合気の組成を得るために、プロセスガス２０２と天然ガス２０４の適切な配合比を達成するようガス制御バルブ２１０,２１２,２１４及び２１６を制御する。燃料混合気の好適な配合比を決定する方法について以下で説明する。 Natural gas Wobbe instrument 230, process gas Wobbe instrument 232, process gas analyzer 234, and gas chromatograph 236 are coupled to control unit 220 and provide measurements to control unit 220 for processing. The control unit 220 determines a suitable blending ratio of the natural gas 204 and the process gas 202 to obtain a fuel mixture having an estimated composition based at least on the calorific value and molecular weight measurement of the process gas 202. The method disclosed in is carried out. The control unit 220 is further configured to achieve an appropriate blending ratio of the process gas 202 and the natural gas 204 to obtain an estimated fuel mixture composition in either the first fuel circuit 206 or the second fuel circuit 208. The gas control valves 210, 212, 214 and 216 are controlled. A method for determining a suitable blending ratio of the fuel mixture will be described below.
図３は、本発明による燃焼工程を実施する方法を例示したフローチャート３００を示す。ブロック３０２において、第１の燃料混合気がガスタービンに供給される。第１の燃料混合気は、プロセスガス２０２及び天然ガス２０４を配合することにより得られる。第１の燃料混合気の組成は、プロセスガス２０２の組成の第１の推定に基づいて決定される。プロセスガス２０２の組成の第１の推定は、プロセスガスウォッベ計器２３２からの発熱量及び分子量の測定値を用いて得られる。第１の燃料混合気を決定する方法の詳細については、以下の式（１）〜（５）に関して考察される。ブロック３０４において、第２の燃料混合気がガスタービンに供給される。第２の燃料混合気は、プロセスガスの組成の第２の推定に基づいてプロセスガス２０２と天然ガス２０４を配合することによって得られる。プロセスガス２０２の組成の第２の推定は、プロセスガス分析器２３４を用いて得られたプロセスガス２０２の発熱量及び分子量の測定値に基づいている。第２の燃料混合気を得る方法の詳細については、以下の式（６）〜（１０）に関して考察される。ブロック３０６において、第３の（作動）燃料混合気がガスタービン１０２に供給される。第３の燃料混合気は、ガスクロマトグラフ２３６を用いて得られたプロセスガス２０２の組成に基づいている。 FIG. 3 shows a flowchart 300 illustrating a method of performing a combustion process according to the present invention. At block 302, a first fuel mixture is supplied to the gas turbine. The first fuel mixture is obtained by blending the process gas 202 and the natural gas 204. The composition of the first fuel mixture is determined based on a first estimate of the composition of the process gas 202. A first estimate of the composition of process gas 202 is obtained using the calorific value and molecular weight measurements from process gas Wobbe instrument 232. Details of the method for determining the first fuel mixture are discussed with respect to the following equations (1)-(5). At block 304, a second fuel mixture is supplied to the gas turbine. The second fuel mixture is obtained by blending process gas 202 and natural gas 204 based on a second estimate of the process gas composition. The second estimate of the composition of process gas 202 is based on the calorific value and molecular weight measurements of process gas 202 obtained using process gas analyzer 234. Details of the method of obtaining the second fuel mixture are discussed with respect to the following equations (6) to (10). At block 306, a third (working) fuel mixture is supplied to the gas turbine 102. The third fuel mixture is based on the composition of the process gas 202 obtained using the gas chromatograph 236.
図４は、１つの実施形態による、第１の燃料混合気を得る方法を例示したフローチャート４００を示す。例示的な実施形態において、本方法は、ガスタービン１０２の始動時に用いることができる。ブロック４０２において、プロセスガス２０２についての発熱量及び分子量の測定値が、プロセスガスウォッベ計器２３２を用いて得られる。この測定は、矛盾のない測定の値を確実にするために複数回行うことができる。ブロック４０４において、プロセスガス２０２の組成の第１の推定は、プロセスガス２０２の発熱量及び分子量の取得した測定値を用いて決定される。組成の第１の推定を取得する方法については、式（１）〜（５）に関して以下で考察される。ブロック４０６において、プロセスガス２０２と天然ガス２０４の配合比は、プロセスガスの組成の第１の推定を用いて決定される。ブロック４０８において、選択した配合比に従って（ガス制御バルブ２１０,２１２,２１４及び２１６により）プロセスガスと天然ガスが配合されて、第１の燃料混合気を得る。ブロック４１０において、第１の燃料混合気がガスタービンに供給される。 FIG. 4 shows a flowchart 400 illustrating a method for obtaining a first fuel mixture, according to one embodiment. In the exemplary embodiment, the method may be used when starting gas turbine 102. At block 402, calorific value and molecular weight measurements for process gas 202 are obtained using process gas Wobbe instrument 232. This measurement can be made multiple times to ensure consistent measurement values. At block 404, a first estimate of the composition of the process gas 202 is determined using the acquired measurements of the heating value and molecular weight of the process gas 202. The method of obtaining the first estimate of composition is discussed below with respect to equations (1)-(5). At block 406, the blend ratio of process gas 202 and natural gas 204 is determined using a first estimate of process gas composition. At block 408, process gas and natural gas are blended (via gas control valves 210, 212, 214, and 216) according to the selected blend ratio to obtain a first fuel mixture. At block 410, a first fuel mixture is supplied to the gas turbine.
プロセスガス２０２は、複数のガス（例えば、水素、エタン、エチレン、プロパン、窒素、その他）の組成を含む。プロセスガス２０２中のこれらの組成ガスのモル分率は未知数であり、Ｘ０，Ｘ１，Ｘ２，Ｘ３及びＸ４として表され、以下の式（１）〜（５）により制約される。
Ｘ０＋Ｘ１＋Ｘ２＋Ｘ３＋Ｘ４＝１ 式（１）
Ｘ０・ＭＷ０＋Ｘ１・ＭＷ１＋Ｘ２・ＭＷ２＋Ｘ３・ＭＷ３＋Ｘ４・ＭＷ４＝ＭＷｍｉｘ 式（２）
Ｘ０・ＭＷ０・ＬＨＶ０＋Ｘ１・ＭＷ１・ＬＨＶ１＋Ｘ２・ＭＷ２・ＬＨＶ２＋Ｘ３・ＭＷ３・ＬＨＶ３＋Ｘ４・ＭＷ４・ＬＨＶ４
＝ＭＷｍｉｘ・ＬＨＶｍｉｘ 式（３）
α＝ｘ２／ｘ１ 式（４）
β＝ｘ３／ｘ１ 式（５）
ここで、ＭＷ０，ＭＷ１，ＭＷ２，ＭＷ３及びＭＷ４は、プロセスガス２０２のガス成分の分子量、ＬＨＶ０，ＬＨＶ１，ＬＨＶ２，ＬＨＶ３及びＬＨＶ４は、プロセスガス２０２のガス成分の発熱量である。分子量（ＭＷ０，ＭＷ１，ＭＷ２，ＭＷ３，ＭＷ４）及び発熱量（ＬＨＶ０，ＬＨＶ１，ＬＨＶ２，ＬＨＶ３，ＬＨＶ４）は、既知の値である。パラメータα及びβは、プロセスガス２０２の混合パラメータであり、オペレータにより調整することができる。プロセスガスウォッベ計器２３２は、プロセスガス２０２のＭＷｍｉｘ及びＬＨＶｍｉｘ（すなわち、分子量と発熱量）それぞれの測定値を得る。式（１）〜（５）は、５元（すなわちモル分率）の５つの線形方程式のセットである。分数量Ｘ０，Ｘ１，Ｘ２，Ｘ３及びＸ４及び従ってプロセスガス２０２の組成は、式（１）〜（５）を解くことにより決定することができる。プロセスガス２０２は、式（１）〜（５）に含まれる５つのガス以外の追加のガスを含むことができることは理解される。従って、式（１）〜（５）を用いて決定されるプロセスガス２０２の組成は、プロセスガス２０２の組成の第１の推定を与える。プロセスガス２０２の組成の第１の推定が決定すると、選択された配合比に従ってプロセスガス２０２と天然ガス２０４を配合し、第１の燃料回路２０６及び第２の燃料回路２０８のうちの１又はそれ以上において選択された組成を有する第１の燃料混合気を得ることができる。式（１）〜（５）はまた、天然ガスの分子量及び発熱量の測定値に関して用いて、天然ガス２０４の組成の推定を決定することもできる。第１の燃料混合気の配合比は、プロセスガス２０２の推定組成と天然ガス２０４の推定組成とを用いて決定することができる。また、プロセスガスウォッベ計器２３２及び／又は天然ガスウォッベ計器２３０を用いて得られる追加の測定値を用いて、第１の燃料混合気の配合比を調整することができる。
The process gas 202 includes a composition of a plurality of gases (eg, hydrogen, ethane, ethylene, propane, nitrogen, etc.). The mole fractions of these composition gases in the process gas 202 are unknown and are represented as X 0 , X 1 , X 2 , X 3 and X 4 and are constrained by the following equations (1) to (5). .
X 0 + X 1 + X 2 + X 3 + X 4 = 1 Formula (1)
X 0 · MW 0 + X 1 · MW 1 + X 2 · MW 2 + X 3 · MW 3 + X 4 · MW 4 = MW mix formula (2)
X 0・ MW 0・ LHV 0 + X 1・ MW 1・ LHV 1 + X 2・ MW 2・ LHV 2 + X 3・ MW 3・ LHV 3 + X 4・ MW 4・ LHV 4
= MW mix · LHV mix formula (3)
α = x 2 / x 1 formula (4)
β = x 3 / x 1 formula (5)
Here, MW 0 , MW 1 , MW 2 , MW 3 and MW 4 are the molecular weights of the gas components of the process gas 202, and LHV 0 , LHV 1 , LHV 2 , LHV 3 and LHV 4 are the gas components of the process gas 202. The calorific value of The molecular weight (MW 0 , MW 1 , MW 2 , MW 3 , MW 4 ) and the calorific value (LHV 0 , LHV 1 , LHV 2 , LHV 3 , LHV 4 ) are known values. The parameters α and β are mixing parameters of the process gas 202 and can be adjusted by an operator. The process gas Wobbe instrument 232 obtains measurements of the MW mix and LHV mix (ie, molecular weight and calorific value) of the process gas 202, respectively. Equations (1)-(5) are a set of five linear equations of five elements (ie mole fraction). The fractions X 0 , X 1 , X 2 , X 3 and X 4 and thus the composition of the process gas 202 can be determined by solving equations (1)-(5). It will be appreciated that the process gas 202 can include additional gases other than the five gases included in equations (1)-(5). Thus, the composition of process gas 202 determined using equations (1)-(5) provides a first estimate of the composition of process gas 202. Once the first estimate of the composition of the process gas 202 is determined, the process gas 202 and natural gas 204 are blended according to the selected blend ratio, and one or more of the first fuel circuit 206 and the second fuel circuit 208 is blended. A first fuel mixture having the composition selected above can be obtained. Equations (1)-(5) can also be used with respect to natural gas molecular weight and calorific value measurements to determine an estimate of the natural gas 204 composition. The blend ratio of the first fuel mixture can be determined using the estimated composition of the process gas 202 and the estimated composition of the natural gas 204. In addition, the blend ratio of the first fuel mixture can be adjusted using additional measurements obtained using the process gas wobbe instrument 232 and / or the natural gas wobbe instrument 230.
選択された時間量の後、プロセスガス分析器２３４からの測定値は、制御ユニット２２０が利用可能となる。すなわち、プロセスガス分析器２３４からの測定値は、プロセスガスウォッベ計器２３２からの測定値の代わりに使用することができる。プロセスガス分析器２３４は、プロセスガス２０２の発熱量及び分子量の測定値を提供する。このような測定は、矛盾のない測定の値を確実にするために複数回行うことができる。測定された値は、プロセスガス２０２の組成の第２の推定が得られる線形方程式の別のセット（式（６）〜（１０））と共に用いることができる。式（６）〜（１０）は、プロセスガスの追加の成分のモル分率ＸＡ及びＸＢを含む。モル分率ＸＡ及びＸＢ、並びにその分子量（ＭＷＡ，ＭＷＢ）及び発熱量（ＬＨＶＡ，ＬＨＶＢ）は既知の物理量である。従って、式（６）〜（１０）は、５つの未知の変数に関する５つの方程式であり、これらを解くことで、プロセスガス２０２の組成の第２の推定を得ることができる。
Ｘ０＋Ｘ１＋Ｘ２＋Ｘ３＋Ｘ４＋ＸＡ＋ＸＢ＝１ 式（６）
Ｘ０・ＭＷ０＋Ｘ１・ＭＷ１＋Ｘ２・ＭＷ２＋Ｘ３・ＭＷ３＋Ｘ４・ＭＷ４＋ＸＡ・ＭＷＡ＋ＸＢ・ＭＷＢ＝ＭＷｍｉｘ 式（７）
Ｘ０・ＭＷ０・ＬＨＶ０＋Ｘ１・ＭＷ１・ＬＨＶ１＋Ｘ２・ＭＷ２・ＬＨＶ２＋Ｘ３・ＭＷ３・ＬＨＶ３＋Ｘ４・ＭＷ４・ＬＨＶ４
＋ＸＡ・ＭＷＡ・ＬＨＶＡ＋ＸＢ・ＭＷＢ・ＬＨＶＢ＝ＭＷｍｉｘ・ＬＨＶｍｉｘ 式（８）
α＝ｘ２／ｘ１ 式（９）
β＝ｘ３／ｘ１ 式（１０）
式（６）〜（１０）を用いて得られるプロセスガスの組成の第２の推定は、式（１）〜（５）を用いて得られた第１の推定に比べ、プロセスガスの組成のより近い近似値が得られる。プロセスガス２０２の組成の第２の推定は、制御ユニット２２０において用いてプロセスガス２０２と天然ガス２０４の配合比を制御して、第１の燃料回路２０６及び第２の燃料回路２０８の一方又は両方における第２の燃料混合気を得ることができる。式（６）〜（１０）は２つの追加のモル分率ＸＡ及びＸＢを示しているが、あらゆる数の既知の追加のモル分率を式（６）〜（１０）で用いることができる。
After the selected amount of time, measurements from process gas analyzer 234 are available to control unit 220. That is, the measured value from the process gas analyzer 234 can be used in place of the measured value from the process gas Wobbe instrument 232. Process gas analyzer 234 provides measurements of the calorific value and molecular weight of process gas 202. Such measurements can be made multiple times to ensure consistent measurement values. The measured values can be used with another set of linear equations (Equations (6)-(10)) from which a second estimate of the composition of process gas 202 is obtained. Equations (6)-(10) include the mole fractions X A and X B of the additional components of the process gas. Molar fractions X A and X B , and their molecular weights (MW A , MW B ) and calorific values (LHV A , LHV B ) are known physical quantities. Thus, equations (6)-(10) are five equations for five unknown variables, and solving them can give a second estimate of the composition of process gas 202.
X 0 + X 1 + X 2 + X 3 + X 4 + X A + X B = 1 Formula (6)
X 0 · MW 0 + X 1 · MW 1 + X 2 · MW 2 + X 3 · MW 3 + X 4 · MW 4 + X A · MW A + X B · MW B = MW mix formula (7)
X 0・ MW 0・ LHV 0 + X 1・ MW 1・ LHV 1 + X 2・ MW 2・ LHV 2 + X 3・ MW 3・ LHV 3 + X 4・ MW 4・ LHV 4
+ X A · MW A · LHV A + X B · MW B · LHV B = MW mix · LHV mix formula (8)
α = x 2 / x 1 formula (9)
β = x 3 / x 1 formula (10)
The second estimation of the composition of the process gas obtained using the equations (6) to (10) is equivalent to the composition of the process gas compared to the first estimation obtained using the equations (1) to (5). A closer approximation is obtained. A second estimate of the composition of the process gas 202 is used in the control unit 220 to control the blending ratio of the process gas 202 and the natural gas 204 to one or both of the first fuel circuit 206 and the second fuel circuit 208. A second fuel mixture can be obtained. Equations (6)-(10) show two additional mole fractions X A and X B , but any number of known additional mole fractions can be used in equations (6)-(10). it can.
最後に、ガスクロマトグラフ２３６を用いてプロセスガス２０２の組成が決定されると、この組成を用いてプロセスガス２０２と天然ガス２０４を配合し、第１の燃料回路２０６及び第２の燃料回路２０８の一方又は両方における第３の（作動）燃料混合気を得ることができる。ガスクロマトグラフ２３６からの測定は、矛盾のない測定の値を確実にするために複数回行うことができる。 Finally, when the composition of the process gas 202 is determined using the gas chromatograph 236, the process gas 202 and the natural gas 204 are blended using this composition, and the first fuel circuit 206 and the second fuel circuit 208 are combined. A third (working) fuel mixture in one or both can be obtained. Measurements from the gas chromatograph 236 can be made multiple times to ensure consistent measurement values.
プロセスガス２０２の組成の決定に関して本発明を考察したが、本明細書で開示される方法を用いて天然ガス２０４の組成を決定することも可能である。例えば、天然ガスウォッベ計器２３０からの測定値を式（１）〜（５）と共に用いて、天然ガス２０４の組成を得ることができる。天然ガス２０４の組成及びプロセスガス２０２の組成に関する知見を用いて、第１の燃料混合気及び第２の燃料混合気についての配合比を決定することができる。 Although the present invention has been discussed with respect to determining the composition of process gas 202, it is also possible to determine the composition of natural gas 204 using the methods disclosed herein. For example, the measured value from the natural gas wobbe meter 230 can be used with equations (1)-(5) to obtain the composition of natural gas 204. Knowledge regarding the composition of the natural gas 204 and the composition of the process gas 202 can be used to determine the blending ratio for the first fuel mixture and the second fuel mixture.
限られた数の実施形態のみに関して本発明を詳細に説明してきたが、本発明はこのような開示された実施形態に限定されないことは理解されたい。むしろ、本発明は、上記で説明されていない多くの変形、改造、置換、又は均等な構成を組み込むように修正することができるが、これらは、本発明の技術的思想及び範囲に相応する。加えて、本発明の種々の実施形態について説明してきたが、本発明の態様は記載された実施形態の一部のみを含むことができる点を理解されたい。従って、本発明は、上述の説明によって限定されるとみなすべきではなく、添付の請求項の範囲によってのみ限定される。 Although the invention has been described in detail with respect to only a limited number of embodiments, it is to be understood that the invention is not limited to such disclosed embodiments. Rather, the invention can be modified to incorporate many variations, modifications, substitutions, or equivalent arrangements not described above, which correspond to the spirit and scope of the invention. In addition, while various embodiments of the invention have been described, it is to be understood that aspects of the invention can include only some of the described embodiments. Accordingly, the invention is not to be seen as limited by the foregoing description, but is only limited by the scope of the appended claims.
１００ 概略図
１０２ ガスタービン
１０４ 圧縮機
１０６ 燃焼器
１０８ タービン段
１１０ 燃料供給システム
１１２ 周囲空気
１１４ ロータ
１１６ 発電機
２０２ プロセスガス
２０３ プロセスガス管路
２０４ 天然ガス
２０５ 天然ガス管路
２０６ 第１の燃料回路
２０８ 第２の燃料回路
２１０ ガス制御バルブ
２１２ ガス制御バルブ
２１４ ガス制御バルブ
２１６ ガス制御バルブ
２２０ 制御ユニット
２２２ プロセッサ
２２４ メモリ記憶デバイス
２２６ プログラム
２３０ ウォッベ計器（天然ガスの）
２３２ ウォッベ計器（プロセスガスの）
２３４ プロセスガス分析器
２３６ ガスクロマトグラフ
３００ フローチャート
３０２ ブロック
３０４ ブロック
３０６ ブロック
４００ フローチャート
４０２ ブロック
４０４ ブロック
４０６ ブロック
４０８ ブロック
４１０ ブロック
100 schematic diagram 102 gas turbine 104 compressor 106 combustor 108 turbine stage 110 fuel supply system 112 ambient air 114 rotor 116 generator 202 process gas 203 process gas line 204 natural gas 205 natural gas line 206 first fuel circuit 208 Second fuel circuit 210 Gas control valve 212 Gas control valve 214 Gas control valve 216 Gas control valve 220 Control unit 222 Processor 224 Memory storage device 226 Program 230 Wobbe instrument (of natural gas)
232 Wobbe instrument (for process gas)
234 Process gas analyzer 236 Gas chromatograph 300 Flowchart 302 Block 304 Block 306 Block 400 Flowchart 402 Block 404 Block 406 Block 408 Block 410 Block
Claims (17)
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を得るステップと、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るステップと、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択するステップと、
前記選択した配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得るステップと、
前記プロセスガス（２０２）の組成を前記プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値及び前記プロセスガス（２０２）の分子量の測定値に関連付ける線形方程式のセットを用いて、前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るステップとを含む、方法。 A method of blending fuel for use in a gas turbine (102) comprising:
Obtaining a measurement of the calorific value of the process gas (202) and a measurement of the molecular weight of the process gas (202);
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight;
Selecting a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) based on an estimate of the composition of the process gas (202);
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the selected blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102) ;
Using a set of linear equations that relate the composition of the process gas (202) to the measured heating value of the process gas (202) and the measured molecular weight of the process gas (202), the process gas (202) and a step of obtaining an estimate of the composition, methods.
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を得るステップと、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るステップと、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択するステップと、
前記選択した配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得るステップと、
（ｉ）ウォッベ計器（２３２）及び（ｉｉ）プロセスガス分析器（２３４）のうちの少なくとも１つを用いて前記プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値と前記プロセスガス（２０２）の分子量の測定値を得るステップとを含む、方法。 A method of blending fuel for use in a gas turbine (102) comprising:
Obtaining a measurement of the calorific value of the process gas (202) and a measurement of the molecular weight of the process gas (202);
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight;
Selecting a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) based on an estimate of the composition of the process gas (202);
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the selected blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102);
(I) using at least one of the Wobbe instrument (232) and (ii) process gas analyzer (234) to measure the calorific value of the process gas (202) and the molecular weight of the process gas (202); and obtaining a measurement value, a method.
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を得るステップと、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るステップと、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択するステップと、
前記選択した配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得るステップと、
前記天然ガス（２０４）の組成を前記天然ガス（２０４）の発熱量の測定値及び前記天然ガス（２０４）の分子量の測定値に関連付ける線形方程式のセットを用いて、前記天然ガス（２０４）の組成を決定するステップとを含む、方法。 A method of blending fuel for use in a gas turbine (102) comprising:
Obtaining a measurement of the calorific value of the process gas (202) and a measurement of the molecular weight of the process gas (202);
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight;
Selecting a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) based on an estimate of the composition of the process gas (202);
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the selected blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102);
Using a set of linear equations that relate the composition of the natural gas (204) to a calorific value measurement of the natural gas (204) and a molecular weight measurement of the natural gas (204), the natural gas (204) and determining a composition, method.
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を得るように構成された装置と、
プロセッサ（２２２）と、
を備え、前記プロセッサ（２２２）が、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得て、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択し、
前記選択した配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得る、
ように構成され、
前記プロセッサ（２２２）が更に、前記プロセスガス（２０２）の組成を発熱量の測定値及び分子量の測定値に関連付ける線形方程式のセットを用いて、前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るように構成されている、システム。 A system (110) for blending fuel for use in a gas turbine (102) comprising:
An apparatus configured to obtain a measurement of the calorific value of the process gas (202) and a measurement of the molecular weight of the process gas (202);
A processor (222);
The processor (222) comprising:
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight,
Based on an estimate of the composition of the process gas (202), a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) is selected,
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the selected blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102);
It is configured to,
The processor (222) is further configured to obtain an estimate of the composition of the process gas (202) using a set of linear equations that relate the composition of the process gas (202) to a calorific value measurement and a molecular weight measurement. Configured in the system.
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を得るように構成された装置と、
プロセッサ（２２２）と、
を備え、前記プロセッサ（２２２）が、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得て、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択し、
前記選択した配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得る、
ように構成され、
前記装置が更に、（ｉ）ウォッベ計器（２３２）及び（ｉｉ）プロセスガス分析器（２３４）のうちの少なくとも１つを含む、システム。 A system (110) for blending fuel for use in a gas turbine (102) comprising:
An apparatus configured to obtain a measurement of the calorific value of the process gas (202) and a measurement of the molecular weight of the process gas (202);
A processor (222);
The processor (222) comprising:
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight,
Based on an estimate of the composition of the process gas (202), a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) is selected,
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the selected blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102);
Configured as
It said apparatus further comprises at least one of (i) Wobbe meter (232) and (ii) a process gas analyzer (234), the system.
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を得るように構成された装置と、
プロセッサ（２２２）と、
を備え、前記プロセッサ（２２２）が、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得て、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択し、
前記選択した配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得る、
ように構成され、
前記プロセッサ（２２２）が更に、前記天然ガス（２０４）の組成を前記天然ガス（２０４）の発熱量の測定値及び前記天然ガス（２０４）の分子量の測定値に関連付ける線形方程式のセットを用いて、前記天然ガス（２０４）の組成を決定するよう構成されている、システム。 A system (110) for blending fuel for use in a gas turbine (102) comprising:
An apparatus configured to obtain a measurement of the calorific value of the process gas (202) and a measurement of the molecular weight of the process gas (202);
A processor (222);
The processor (222) comprising:
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight,
Based on an estimate of the composition of the process gas (202), a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) is selected,
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the selected blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102);
Configured as
The processor (222) further uses a set of linear equations that relate the composition of the natural gas (204) to a calorific value measurement of the natural gas (204) and a molecular weight measurement of the natural gas (204). the natural gas is configured to determine the composition of (204), the system.
前記方法が、
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を測定装置から得るステップと、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るステップと、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択するステップと、
前記配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得るステップと、
前記プロセスガス（２０２）の組成を発熱量の測定値及び分子量の測定値に関連付ける線形方程式のセットを用いて、前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るステップを含む、非一時的コンピュータ可読媒体。 A non-transitory computer readable medium having stored thereon an instruction set that, when accessed by a processor (222), performs a method of formulating fuel for use in a gas turbine (102),
The method comprises
Obtaining a measured value of the calorific value of the process gas (202) and a measured value of the molecular weight of the process gas (202) from a measuring device;
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight;
Selecting a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) based on an estimate of the composition of the process gas (202);
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102) ;
Using a set of linear equations that relate the composition of the process gas (202) to the measured value of the measured value and the molecular weight of calorific value, comprising the steps of obtaining an estimate of the composition of the process gas (202), a non-transitory computer readable Medium.
前記方法が、
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を測定装置から得るステップと、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るステップと、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択するステップと、
前記配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得るステップと、
（ｉ）ウォッベ計器（２３２）及び（ｉｉ）プロセスガス分析器（２３４）のうちの少なくとも１つから前記プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値と前記プロセスガス（２０２）の分子量の測定値を得るステップとを含む、非一時的コンピュータ可読媒体。 A non-transitory computer readable medium having stored thereon an instruction set that, when accessed by a processor (222), performs a method of formulating fuel for use in a gas turbine (102),
The method comprises
Obtaining a measured value of the calorific value of the process gas (202) and a measured value of the molecular weight of the process gas (202) from a measuring device;
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight;
Selecting a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) based on an estimate of the composition of the process gas (202);
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102);
(I) a measured value of the calorific value of the process gas (202) and a measured value of the molecular weight of the process gas (202) from at least one of the Wobbe instrument (232) and (ii) the process gas analyzer (234). the obtained and a step, non-transitory computer readable media.
前記方法が、
プロセスガス（２０２）の発熱量の測定値とプロセスガス（２０２）の分子量の測定値を測定装置から得るステップと、
前記発熱量の取得した測定値と前記分子量の取得した測定値とを用いて前記プロセスガス（２０２）の組成の推定を得るステップと、
前記プロセスガス（２０２）の組成の推定に基づいて、前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）の配合比を選択するステップと、
前記配合比に従って前記プロセスガス（２０２）と天然ガス（２０４）とを配合して、前記ガスタービン（１０２）において使用するための燃料混合気を得るステップと、
前記天然ガス（２０４）の組成を前記天然ガス（２０４）の発熱量の測定値及び前記天然ガス（２０４）の分子量の測定値に関連付ける線形方程式のセットを用いて、前記天然ガス（２０４）の組成を決定するステップとを含む、非一時的コンピュータ可読媒体。 A non-transitory computer readable medium having stored thereon an instruction set that, when accessed by a processor (222), performs a method of formulating fuel for use in a gas turbine (102),
The method comprises
Obtaining a measured value of the calorific value of the process gas (202) and a measured value of the molecular weight of the process gas (202) from a measuring device;
Obtaining an estimate of the composition of the process gas (202) using the acquired measured value of the calorific value and the acquired measured value of the molecular weight;
Selecting a blending ratio of the process gas (202) and natural gas (204) based on an estimate of the composition of the process gas (202);
Blending the process gas (202) and natural gas (204) according to the blending ratio to obtain a fuel mixture for use in the gas turbine (102);
The composition of the pre-Symbol natural gas (204) using a set of linear equations that relate the measured value of the molecular weight of the calorific value of the measurement values and the natural gas (204) of the natural gas (204), wherein the natural gas (204) and determining the composition of non-transitory computer readable media.
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