JPH0225019B2 - - Google Patents
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-
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Description
【発明の詳細な説明】
〔産業上の利用分野〕
この発明は、エタン、プロパン、ブタン等を含
む凝縮性燃料ガスをガスタービンに供給する燃料
ガス供給方法および装置に関するものである。DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION [Industrial Application Field] The present invention relates to a fuel gas supply method and apparatus for supplying condensable fuel gas containing ethane, propane, butane, etc. to a gas turbine.
［従来の技術］
ガスタービンにおける燃料ガスは、一般に圧縮
機により圧力を高めてガスタービンに供給されて
いる。第５図は、従来の燃料ガス供給装置を示す
一例で、１は圧縮機、２はガスタービン、３はこ
のガスタービン２に接続された負荷、４および５
は弁、６は冷却器である。この例では、配管ｆで
供給され圧縮機１で圧縮された圧縮燃料ガスは、
弁４を介して供給管路ａから供給管路ｃを経て所
定量がガスタービン２に供給される。残りの圧縮
燃料ガスは、弁５から戻り管路ｂに導出され、冷
却器６で冷却され、圧縮機１の吸入側の配管ｄで
供給燃料ガスと混合され、再び圧縮機１に導かれ
るようになつていた。[Prior Art] Fuel gas in a gas turbine is generally supplied to the gas turbine after increasing its pressure using a compressor. FIG. 5 shows an example of a conventional fuel gas supply system, in which 1 is a compressor, 2 is a gas turbine, 3 is a load connected to this gas turbine 2, 4 and 5
is a valve, and 6 is a cooler. In this example, the compressed fuel gas supplied through pipe f and compressed by compressor 1 is
A predetermined amount is supplied to the gas turbine 2 via the valve 4 from the supply pipe a to the supply pipe c. The remaining compressed fuel gas is led out from the valve 5 to the return pipe b, cooled by the cooler 6, mixed with the supplied fuel gas in the suction side pipe d of the compressor 1, and then led to the compressor 1 again. I was getting used to it.
［発明が解決しようとする課題］
この様な従来の装置を用いてエタン、プロパ
ン、ブタン等を含む凝縮性燃料ガスをガスタービ
ンに供給すると、圧縮比が高い場合、圧縮機１か
ら吐出された凝縮性燃料ガスは該圧縮機１により
かなりの高温となるので、ガスタービン２に供給
された凝縮性燃料ガスが燃焼せられて生じた燃焼
ガスが高温になりすぎ、ガスタービン２の材質が
傷みやすく、頻繁に点検を行つたり部品交換を行
わなければならなかつた。[Problems to be Solved by the Invention] When condensable fuel gas containing ethane, propane, butane, etc. is supplied to a gas turbine using such a conventional device, if the compression ratio is high, the amount of gas discharged from the compressor 1 Since the condensable fuel gas is heated to a considerably high temperature by the compressor 1, the combustion gas produced by combusting the condensable fuel gas supplied to the gas turbine 2 becomes too high, and the material of the gas turbine 2 is damaged. However, frequent inspections and parts replacement were required.
この対策として、アフタクーラを供給管路ｃに
設けて圧縮機で高温となつた凝縮性ガスを冷却し
て供給することが考えられるが、実際にこの対策
を行つてみると、該アフタクーラ内またはその下
流側の供給管路の圧力損失や供給管路中の放熱等
によつて該供給管路で、凝縮性燃料ガスの一部が
凝縮液化してミストが生じ、このミストが燃料ガ
スと同伴して、ガスタービン２の燃料コントロー
ル系統に詰まつて種々のトラブルの原因となつ
た。 As a countermeasure to this problem, it is conceivable to install an aftercooler in the supply pipe c to cool and supply the condensable gas that has become high temperature in the compressor. A portion of the condensable fuel gas is condensed and liquefied in the supply pipe due to pressure loss in the downstream supply pipe, heat radiation in the supply pipe, etc., and a mist is generated, and this mist is entrained with the fuel gas. As a result, the fuel control system of the gas turbine 2 was clogged, causing various troubles.
特に、ガスタービン２の燃焼は、内部加圧した
空気中に円周状に配設された燃料スリツトノズル
から高速で燃料ガスを噴出させて行う。燃料スリ
ツトノズルの大きさは0.5〜2.0mmと非常に小さ
く、ガスタービンを安定して性能を保持するには
複数の上記燃料ノズルからの均一な燃料ガスの噴
出およびそれに基づく均一な燃焼が必要である
が、上記ミストが燃料スリツト部に付着し炭化さ
れたりして燃料噴射のアンバランスが生じ、その
結果燃焼のバランスがくずれて部分的に高温部
（ヒートスポツト）が生じ、ひいては燃焼器の破
損につながることがあつた。 In particular, combustion in the gas turbine 2 is performed by ejecting fuel gas at high speed from fuel slit nozzles disposed circumferentially in internally pressurized air. The size of the fuel slit nozzle is very small at 0.5 to 2.0 mm, and in order to maintain stable performance of the gas turbine, it is necessary to eject uniform fuel gas from the multiple fuel nozzles and uniform combustion based on it. However, the above-mentioned mist adheres to the fuel slit and becomes carbonized, causing an imbalance in fuel injection. As a result, the balance of combustion is disrupted and a hot spot is formed in some areas, which can eventually lead to damage to the combustor. We were able to connect.
さらに、上記配管ｆの管路が長い場合、該配管
ｆの圧力損失や放熱等によつて該配管ｆ中で、凝
縮性燃料ガスの一部が凝縮液化してミストが生
じ、圧縮機のトラブルの原因ともなつた。 Furthermore, if the piping f is long, a part of the condensable fuel gas will condense and liquefy in the piping f due to pressure loss and heat radiation in the piping f, creating a mist, which may cause problems with the compressor. It was also the cause of
［課題を解決するための手段］
この発明は上記問題点を解消するために提案さ
れたもので、その第１発明は、圧縮機で凝縮性燃
料ガスをガスタービンに供給する方法において、
燃料ガス中のミストの少なくとも一部を除去して
圧縮機に供給し、該圧縮機からの吐出燃料ガスを
冷却して該冷却により生じた凝縮液の少なくとも
一部をさらに除去した後、該燃料ガスの上記ガス
タービンの負荷に応ずる量を加熱してガスタービ
ンに供給すると共に、残りの該燃料ガスを上記圧
縮機の吸入側に戻すガスタービンにおける燃料ガ
ス供給方法である。[Means for Solving the Problems] The present invention was proposed to solve the above problems, and the first invention provides a method for supplying condensable fuel gas to a gas turbine using a compressor.
After removing at least a portion of the mist in the fuel gas and supplying it to a compressor, cooling the discharged fuel gas from the compressor and further removing at least a portion of the condensate produced by the cooling, the fuel gas is This is a fuel gas supply method for a gas turbine, in which an amount of gas corresponding to the load of the gas turbine is heated and supplied to the gas turbine, and the remaining fuel gas is returned to the suction side of the compressor.
また第２発明は、凝縮性燃料ガス中のミストの
少なくとも一部を除去するミスト除去手段と、そ
の燃料ガスを圧縮する圧縮機と、その吐出燃料ガ
スを冷却して該冷却により生じた凝縮液の少なく
とも一部を除去する冷却凝縮液分離手段と、該冷
却凝縮液分離手段からの燃料ガスを上記圧縮機の
吸入側に戻す管路と、該管路に設けられその上流
側を所定の圧力に制御する圧力調整弁と、該圧力
調整弁の上流側から分岐されガスタービンに燃料
ガスを供給する燃料ガス供給管路と、該燃料ガス
供給管路に設けられ燃料ガスを加熱する加熱手段
とを具備したガスタービンにおける燃料ガス供給
装置である。 The second invention also provides a mist removing means for removing at least a part of the mist in condensable fuel gas, a compressor for compressing the fuel gas, and a condensed liquid produced by cooling the discharged fuel gas. a cooling condensate separation means for removing at least a portion of the cooling condensate; a pipe line for returning fuel gas from the cooling condensate separation means to the suction side of the compressor; a fuel gas supply pipe branched from the upstream side of the pressure regulation valve to supply fuel gas to the gas turbine; and a heating means provided in the fuel gas supply pipe to heat the fuel gas. This is a fuel gas supply device for a gas turbine equipped with.
［作用］
上記手段を講ずることにより、たとえ供給管路
が長く圧力損失や放熱等によつて該管路中で、凝
縮性燃料ガスの一部が凝縮液化してミストが生じ
ても、圧縮機の手前でそのミストが除去されると
共に、圧縮機によつて圧縮され高温となつた吐出
燃料ガスが冷却され、かつ冷却によつて生じた凝
縮液が除去されて圧縮機の吸入側に循環してくる
ので、圧縮機に流入する凝縮性燃料ガスのミスト
量がそれだけ減少する。さらに、循環する凝縮性
燃料ガスの内からガスタービンの負荷に応ずる量
だけを所定温度に加熱してガスタービンに供給す
るので、その循環する凝縮性燃料ガス中に微細な
ミストがあつても、加熱蒸発せられガス状とな
り、またガスタービンまでの供給管路で圧力損失
や放熱等があつてもガスタービンに流入する凝縮
性燃料ガスにはミストが存在しない。[Operation] By taking the above measures, even if a part of the condensable fuel gas is condensed and liquefied in the supply pipe due to pressure loss or heat radiation due to a long supply pipe, the compressor At the same time, the mist is removed before the compressor cools the discharged fuel gas, which has become high temperature after being compressed by the compressor, and the condensate generated by the cooling is removed and circulated to the suction side of the compressor. Therefore, the amount of mist of condensable fuel gas flowing into the compressor is reduced accordingly. Furthermore, since only the amount of circulating condensable fuel gas that corresponds to the load on the gas turbine is heated to a predetermined temperature and supplied to the gas turbine, even if there is fine mist in the circulating condensable fuel gas, The condensable fuel gas is heated and evaporated into a gaseous state, and there is no mist in the condensable fuel gas that flows into the gas turbine even if there is pressure loss or heat radiation in the supply pipeline to the gas turbine.
以下、この発明の一実施例を図面に従つて説明
する。
An embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings.
第１図は圧縮設備で昇圧して燃料ガスをガスタ
ービンに供給する場合の実施例で、２０はミスト
セパレータ、２１は容積式、ターボ式や軸流式等
の圧縮機、２２は熱交換器、２３はアフタクー
ラ、２４はドレンセパレータ、２５はフイルタ、
２６はガスタービン、２７は負荷、２８はガスタ
ービンの起動前に使用するための補助ドレンセパ
レータである。そして矢印イのようにガス入口２
９から供給された燃料ガスが、ミストセパレータ
２０、圧縮機２１、熱交換器２２、アフタクーラ
２３、ドレンセパレータ２４をそれぞれ経て送ら
れるように配管され、さらに、ドレンセパレータ
２４の下流の配管Ａは、ミストセパレータ２０に
戻るバイパス系統の配管Ｂと、ガスタービン２６
に熱交換器２２およびフイルタ２５を経て送られ
るガスタービン系統の配管Ｃ（このうち熱交換器
２２の上流の配管をC1、下両の配管をC2とする）
とに分岐配管されている。また、ドレンセパレー
タ２４の下流の配管Ａの分岐する直前の部分およ
びミストセパレータ２０にはガスの圧力を検知し
てその圧力に応じて制御信号を出す圧力制御装置
３０，３１がそれぞれ設けられ、前記配管Ｂには
圧力調整弁３２が設けられている。この圧力調整
弁３２は、通常は配管Ａの圧力制御装置３０によ
つて制御されるが、ミストセパレータ２０内の圧
力（すなわち、圧縮機２１の吸込圧力）が異常に
低下したとき、選択制御装置３３によつて切替え
られてミストセパレータ２０側の圧力制御装置３
１の制御信号により作動するようになつている。 Figure 1 shows an embodiment in which fuel gas is supplied to a gas turbine after being pressurized by compression equipment, where 20 is a mist separator, 21 is a positive displacement type, turbo type, or axial type compressor, and 22 is a heat exchanger. , 23 is an aftercooler, 24 is a drain separator, 25 is a filter,
26 is a gas turbine, 27 is a load, and 28 is an auxiliary drain separator for use before starting the gas turbine. Then, as shown by arrow A, gas inlet 2
The pipes are arranged so that the fuel gas supplied from 9 is sent through the mist separator 20, the compressor 21, the heat exchanger 22, the aftercooler 23, and the drain separator 24, respectively, and further, the pipe A downstream of the drain separator 24 is Piping B of the bypass system returning to the mist separator 20 and the gas turbine 26
Piping C of the gas turbine system, which is sent through the heat exchanger 22 and filter 25 to
There is branch piping. In addition, pressure control devices 30 and 31 are provided at the downstream portion of the drain separator 24 and immediately before the branching of the pipe A and the mist separator 20, respectively, to detect the pressure of the gas and output a control signal in accordance with the pressure. A pressure regulating valve 32 is provided in the pipe B. This pressure regulating valve 32 is normally controlled by the pressure control device 30 of the pipe A, but when the pressure inside the mist separator 20 (that is, the suction pressure of the compressor 21) drops abnormally, the selection control valve 32 The pressure control device 3 on the mist separator 20 side is switched by 33.
1 control signal.
次に上述の燃料ガス供給装置の運転について説
明する。 Next, the operation of the above-mentioned fuel gas supply device will be explained.
(1) ガス入口２９における燃料ガスは通常、温度
は常温、圧力は1.0〜7.0Kg／cm2Ａ（絶対圧）で
ある。(1) The temperature of the fuel gas at the gas inlet 29 is normally room temperature and the pressure is 1.0 to 7.0 Kg/cm 2 A (absolute pressure).
(2) ミストセパレータ２０により通常ミストの約
90％が除去される。(2) The mist separator 20 allows the normal mist to
90% removed.
(3) 圧縮機２１の吸込口においては、ミストセパ
レータ２０および配管系の圧力損失により、圧
力がガス入口２９での圧力より、通常約0.2〜
1.0Kg／cm2低くなる。(3) At the suction port of the compressor 21, the pressure is usually about 0.2 to 0.2 to less than the pressure at the gas inlet 29 due to pressure loss in the mist separator 20 and piping system.
1.0Kg/ cm2 lower.
(4) 圧縮機２１の吐出側では、吐出圧力は通常10
〜16Kg／cm2Ａ（これは、ガスタービン２６の要
求ガス圧力に圧縮機２１とガスタービンとの間
の配管系の圧力損失を加えた大きさの吐出圧力
である）、吐出温度は90〜130℃である。(4) On the discharge side of the compressor 21, the discharge pressure is normally 10
~16Kg/cm 2 A (this is the discharge pressure equal to the required gas pressure of the gas turbine 26 plus the pressure loss of the piping system between the compressor 21 and the gas turbine), and the discharge temperature is 90 ~ The temperature is 130℃.
なお、吐出温度は次式により定まる。 Note that the discharge temperature is determined by the following equation.
Td＝Ts×（Pd／Ps）k-1/k ………（）
但し、可逆断熱式圧縮の場合（容積式圧縮
機）
Td＝Ts×（Pd／Ps）o-1/o ………（）
但し、ポリトロープ圧縮の場合（ターボ式圧
縮機）
ここで、Td：吐出温度（〓）
Ts：吸気温度（〓）
Pd：吐出圧力（Kg／cm2Ａ）
Ps：吸込圧力（Kg／cm2Ａ）
Ｋ：ガス定数比cp／cv
Cp：定圧比熱
Cv：定容比熱
ｎ：ポリトロープ変化の場合の指数
上記の（）、（）式から明らかなように、圧
縮機２１の吐出圧力Pdを下げれば吐出温度Tdも
下がる。そして、圧縮機２１の吐出圧力Pdは圧
力制御装置３０の設定値を下げることによつて下
げることができる。 Td=Ts×(Pd/Ps) k-1/k ………() However, in the case of reversible adiabatic compression (positive displacement compressor) Td=Ts×(Pd/Ps) o-1/o ……… () However, in the case of polytropic compression (turbo compressor), Td: Discharge temperature (〓) Ts: Suction temperature (〓) Pd: Discharge pressure (Kg/cm 2 A) Ps: Suction pressure (Kg/cm 2 A) K: Gas constant ratio cp/cv Cp: Constant pressure specific heat Cv: Constant volume specific heat n: Index in case of polytropic change As is clear from the above equations () and (), the discharge pressure Pd of the compressor 21 is If it is lowered, the discharge temperature Td will also be lowered. The discharge pressure Pd of the compressor 21 can be lowered by lowering the set value of the pressure control device 30.
(5) 熱交換器２２においては、圧縮機２１から出
た高温燃料ガスがガスタービン系統の配管Ｃを
流れる低温燃料ガスに熱エネルギを与えてこれ
を加熱する。なお、この熱交換の現象について
は後でさらに詳しく述べる。(5) In the heat exchanger 22, the high temperature fuel gas discharged from the compressor 21 gives thermal energy to the low temperature fuel gas flowing through the pipe C of the gas turbine system to heat it. Note that this heat exchange phenomenon will be described in more detail later.
(6) 熱交換機２２において少し冷やされた高温燃
料ガスはアフタクーラ２３において常温近くま
で再度冷却される。このとき、燃料ガス中に含
まれる一部の成分は、温度が下がることによつ
て凝縮液化する。なお、クーラの種類によつて
は、この凝縮液は一部クーラのドレン排出口に
より排出される。(6) The high-temperature fuel gas that has been slightly cooled in the heat exchanger 22 is cooled again to near room temperature in the aftercooler 23. At this time, some components contained in the fuel gas are condensed and liquefied as the temperature decreases. Note that, depending on the type of cooler, a portion of this condensed liquid is discharged through the drain outlet of the cooler.
(7) 上記の凝縮液化したガス成分はドレンセパレ
ータ２４で分離除去される。(7) The above condensed and liquefied gas components are separated and removed by the drain separator 24.
(8) なおガス入口２９からドレンセパレータ２４
の下流の配管Ａまでの間には、圧縮機２１の容
量分だけの燃料ガスが流れている。(8) In addition, from the gas inlet 29 to the drain separator 24
Fuel gas corresponding to the capacity of the compressor 21 flows between the downstream pipe A and the pipe A.
(9) ガスタービン系統の配管Ｃには、ガスタービ
ン２６の負荷が要求する分だけ燃料ガスが分岐
して送られる。(9) The amount of fuel gas required by the load of the gas turbine 26 is branched and sent to the piping C of the gas turbine system.
そして、熱交換器２２に入る前には飽和状態
又は過飽和状態にあつた燃料ガスは、熱交換器
２２によつて加熱されて過熱ガスとなりガスタ
ービン２６に供給される。 The fuel gas, which was in a saturated or supersaturated state before entering the heat exchanger 22, is heated by the heat exchanger 22 to become superheated gas and is supplied to the gas turbine 26.
(10) ガスタービン系統の配管Ｃに送られる燃料ガ
スは上述のようにガスタービン２６の負荷２７
に見合う量だけしか流れないため、余剰分の燃
料ガスは圧力調整弁３２及び配管Ｂを経てガス
入口２９に戻る。(10) The fuel gas sent to the pipe C of the gas turbine system is connected to the load 27 of the gas turbine 26 as described above.
Since only the amount corresponding to the amount flows, the excess fuel gas returns to the gas inlet 29 via the pressure regulating valve 32 and the pipe B.
したがつて、圧力制御装置３０によつて圧力
を検知して、その検知した圧力に応じて圧力調
整弁３２の開度を調整することにより、ガスタ
ービン系統の配管Ｃに送られる燃料ガスの圧力
を一定に保つことができる。 Therefore, by detecting the pressure with the pressure control device 30 and adjusting the opening degree of the pressure regulating valve 32 according to the detected pressure, the pressure of the fuel gas sent to the pipe C of the gas turbine system can be adjusted. can be kept constant.
なお、バイパス系統の配管Ｂからガス入口２
９に戻る燃料ガスはアフタクーラ２３を経たも
のでなければならない。なぜならば、圧縮機２
１が容積式のものであつても、完全な可逆断熱
変化により圧縮されるのではなく、圧縮機の摩
擦熱などにより実際には余分に加熱されるた
め、圧縮された高温燃料ガスを圧力調整弁３２
で断熱膨張させたとしても、もとの供給ガス温
度まで下がらず、したがつて、このバイパスガ
スが循環していると仮に考えると、その燃料ガ
スは圧縮機２１により相乗的に加熱され、その
結果圧縮機２１の吐出ガスの温度が上昇してい
き機械的問題が生じるからである。 In addition, gas inlet 2 is connected from piping B of the bypass system.
The fuel gas returning to 9 must pass through the aftercooler 23. Because compressor 2
Even if 1 is a positive displacement type, it is not compressed by a complete reversible adiabatic change, but is actually heated excessively by the friction heat of the compressor, so the pressure of the compressed high-temperature fuel gas must be adjusted. valve 32
Even if the fuel gas is adiabatically expanded in This is because the temperature of the gas discharged from the compressor 21 increases as a result, causing mechanical problems.
(11) ミストセパレータ２０側の圧力制御装置３４
は、ドレンセパレータ２４の下流の配管Ａの圧
力制御装置３０と同様に制御信号を出してお
り、通常は選択制御装置３３によつて無視され
ているが、ガス入口２９の燃料ガスの供給量が
減少して圧縮機２１の吸込圧力が一定値以下に
下つたときには、選択制御装置３３によつて切
替えがなされ、圧力調整弁３２は、ミストセパ
レータ２０側の圧力制御装置３１によつてのみ
制御される。この場合、配管Ａの圧力制御装置
３０は無視され、圧縮機２１の吐出側のガスを
吸込側に戻して圧縮機２１の吸込側の圧力低下
を防ぐように、圧力調整弁３２が開となる制御
がなされる。これは、圧縮機２１の吸込圧力が
低下した場合、圧縮機２１に異常な影響を与え
て故障の原因となるし、また、吸込圧が真空近
くになれば空気を吸う可能性ができてきわめて
危険であるためであり、すなわちガスタービン
２６への供給より、圧縮機２１の保護を優先さ
せるためである。この様に入口２９の供給量が
減つてガスタービン系統の配管Ｃにおける圧力
が一定値以下に低下したときには、図示しない
別の燃料系統（通常は液体燃料）に切り替える
か、あるいはガスタービン２６の運転を止め
る。(11) Pressure control device 34 on the mist separator 20 side
outputs a control signal in the same way as the pressure control device 30 of the pipe A downstream of the drain separator 24, and is normally ignored by the selection control device 33, but when the amount of fuel gas supplied to the gas inlet 29 is When the suction pressure of the compressor 21 decreases and falls below a certain value, the selection control device 33 performs switching, and the pressure regulating valve 32 is controlled only by the pressure control device 31 on the mist separator 20 side. Ru. In this case, the pressure control device 30 of the pipe A is ignored, and the pressure regulating valve 32 is opened so as to return the gas on the discharge side of the compressor 21 to the suction side and prevent a pressure drop on the suction side of the compressor 21. Control is exercised. This is because if the suction pressure of the compressor 21 decreases, it will have an abnormal effect on the compressor 21 and cause it to malfunction, and if the suction pressure becomes close to vacuum, there is a possibility that air will be sucked in, which is extremely dangerous. This is because it is dangerous, that is, the protection of the compressor 21 is prioritized over the supply to the gas turbine 26. In this way, when the supply amount at the inlet 29 decreases and the pressure in the pipe C of the gas turbine system drops below a certain value, either switch to another fuel system (usually liquid fuel) not shown, or operate the gas turbine 26. stop.
(12) また、補助ドレンセパレータ２８はガスター
ビン２６の起動時に用いるもので、起動前にガ
スタービン２６の手前のバルブ３４を閉、補助
ドレンセパレータ２８側のバルブ３５を開とし
て圧縮機２１を運転し、燃料ガスを循環させて
冷えている配管を温め、各配管が温まつた後ガ
スタービン２６を起動する。これによつて起動
のはじめから好ましい過熱ガスをガスタービン
２６に供給することができる。(12) The auxiliary drain separator 28 is used when starting the gas turbine 26. Before starting, the valve 34 in front of the gas turbine 26 is closed and the valve 35 on the auxiliary drain separator 28 side is opened to operate the compressor 21. Then, the fuel gas is circulated to warm the cold pipes, and after each pipe is warmed up, the gas turbine 26 is started. This makes it possible to supply preferable superheated gas to the gas turbine 26 from the beginning of startup.
次に前述の(5)の項で述べた熱交換器２２におけ
る熱交換の現象について述べる。 Next, the phenomenon of heat exchange in the heat exchanger 22 described in the above section (5) will be described.
一般に熱交換器における交換熱量Ｑは次式で定
まる。 Generally, the amount of heat exchanged Q in a heat exchanger is determined by the following equation.
Ｑ＝Ｕ×Ａ×Δtm ………（）
Ｕ：総括伝熱係数
Ａ：伝熱面積（一定）
Δtm：対数平均温度差
Δtm＝Δt1−Δt2／log ｅΔt1／Δt2………（
）
Δt1＝T2−t1
Δt2＝T1−t2
T1：加熱流体の熱交換器入口における温度
T2：加熱流体の熱交換器出口における温度
t1：被加熱流体の熱交換器入口おける温度
t2：被加熱流体の熱交換器出口における温度
被加熱流体の流量（すなわち、ガスタービン系
統の配管Ｃにおける流量）が減り、ガス流速が減
ると、総括伝熱係数Ｕが小さくなる。また、被加
熱流体の出口における温度t2は上昇するが、加熱
流体と被加熱流体の温度差、すなわちT1−t2（＝
Δt2）が小さくなり、（）式における分子の数
値は大きくなるが、それにも増して分母の数値の
方が大きくなるので対数平均温度差Δtmは小さ
くなる（このことは、（）式において、数学的
演算により直ちに導かれることである）。したが
つて、被加熱流体の流量Ｇが小さくなると熱交換
量Ｑも小さくなる。 Q=U×A×Δtm ………() U: Overall heat transfer coefficient A: Heat transfer area (constant) Δtm: Logarithmic average temperature difference Δtm=Δt 1 −Δt 2 /log eΔt 1 /Δt 2 ………(
) Δt 1 = T 2 − t 1 Δt 2 = T 1 − t 2 T 1 : Temperature of the heating fluid at the inlet of the heat exchanger T 2 : Temperature of the heating fluid at the exit of the heat exchanger t 1 : Heat exchange of the heated fluid Temperature t 2 at the inlet of the heat exchanger: Temperature of the fluid to be heated at the outlet of the heat exchanger When the flow rate of the fluid to be heated (that is, the flow rate in piping C of the gas turbine system) decreases and the gas flow velocity decreases, the overall heat transfer coefficient U decreases. Become. Also, the temperature t 2 at the outlet of the heated fluid increases, but the temperature difference between the heated fluid and the heated fluid, that is, T 1 − t 2 (=
Δt 2 ) becomes smaller, and the numerical value of the numerator in equation () becomes larger, but the numerical value of the denominator becomes larger, so the logarithmic average temperature difference Δtm becomes smaller (this means that in equation (), (which can be directly derived from mathematical operations). Therefore, as the flow rate G of the fluid to be heated decreases, the amount of heat exchange Q also decreases.
ところで、一定の熱面積を有する熱交換器にお
いて移動する熱量として、加熱される被加熱流体
の温度上昇は次式で定まる。 By the way, as the amount of heat transferred in a heat exchanger having a fixed thermal area, the temperature rise of the heated fluid is determined by the following equation.
Δt＝Ｑ／Ｇ×Cp
Ｇ：被加熱流体の流量
Cp：被加熱流体の比熱
Δt：被加熱流体の温度上昇
ここにおいて、前述した如く被加熱流体の流量
Ｇが小さくなつても、熱交換量Ｑも小さくなるの
で、被加熱流体の温度上昇Δtはそれ程大きくな
らない。 Δt=Q/G×Cp G: Flow rate of the heated fluid Cp: Specific heat of the heated fluid Δt: Temperature rise of the heated fluid Here, as mentioned above, even if the flow rate G of the heated fluid becomes small, the heat exchange amount Since Q also becomes small, the temperature rise Δt of the heated fluid does not become so large.
すなわち、ガスタービン２６の負荷が減少し
て、ガスタービン系統の配管Ｃに流れるガス量が
減つても（なお、その限度は、一般に定格負荷時
の流量の約40％である）、この熱交換器２２にお
いて加熱しすぎることがない。このように実施例
においては、熱交換器２２の加熱流体として圧縮
機の吐出燃料ガスを用いていることにより、この
熱交換器２２は、加熱しすぎることのない自己調
整能をもつものとなつており、ガスタービン２６
へ送る燃料ガスの温度上昇を許容値以内に収める
ことが可能となつている。 In other words, even if the load on the gas turbine 26 decreases and the amount of gas flowing into the piping C of the gas turbine system decreases (the limit is generally about 40% of the flow rate at rated load), this heat exchange There is no possibility of overheating in the vessel 22. In this embodiment, by using the discharged fuel gas of the compressor as the heating fluid of the heat exchanger 22, the heat exchanger 22 has a self-regulating ability to prevent overheating. gas turbine 26
It has become possible to keep the temperature rise of the fuel gas sent to the fuel gas within the permissible value.
さらに、上記温度上昇が許容値を越えるケース
がある場合でも、ガスタービン２６が必要とする
圧力範囲（通常約８〜14Kg／cm2Ｇ（ゲージ圧））で
吐圧力を下げることにより圧縮機２１の吐出温度
を下げて、ガスタービン２６へ送る燃料ガスの温
度を許容値以内に納めることができる。この状況
を詳しく説明すれば、前述した（）式、（）
式より明らかとなり、圧縮機２１の吐出圧力Pd
を下げれば、吐出温度Tdも下がる。そして圧縮
機２１の吐出圧力Pdを下げることは圧力制御装
置３０の設定値を下げることによつて行うことが
できるので、圧力制御装置３０の設定値をガスタ
ービン２６が必要とする圧力範囲内で低く設定す
ることによつて圧縮機２１の吐出温度を下げるこ
とができ、その結果として、ガスタービン系統の
配管C2のガス温度を下げることができる。 Furthermore, even if there is a case where the temperature rise exceeds the allowable value, the compressor 21 can be lowered by lowering the discharge pressure within the pressure range required by the gas turbine 26 (usually about 8 to 14 kg/cm 2 G (gauge pressure)). By lowering the discharge temperature of the gas turbine 26, the temperature of the fuel gas sent to the gas turbine 26 can be kept within an allowable value. To explain this situation in detail, the above-mentioned () expression, ()
It is clear from the formula that the discharge pressure Pd of the compressor 21
If the temperature is lowered, the discharge temperature Td will also be lowered. Since the discharge pressure Pd of the compressor 21 can be lowered by lowering the setting value of the pressure control device 30, the setting value of the pressure control device 30 is kept within the pressure range required by the gas turbine 26. By setting it low, the discharge temperature of the compressor 21 can be lowered, and as a result, the gas temperature in the pipe C2 of the gas turbine system can be lowered.
そして、圧力制御装置３０の設定値を変えるこ
とは、手動で行つてもよい。このような設定値の
変更は、夏期と冬期とでガス入口２９から供給さ
れる燃料ガスの温度に著しい差がある場合などに
行うとよい。又、第２図のように、ガスタービン
系統の配管C2に、温度を検知してその検知した
温度に応じた制御信号を出す温度制御装置３６を
設け、この制御信号によつて配管Ａの圧力制御装
置３０の設定値を変えるようにし、このようなカ
スケード制御によつて圧力制御装置３０の設定値
の変更を自動的に行うようにしてもよい。 The set value of the pressure control device 30 may be changed manually. Such a change in the set value is preferably performed when there is a significant difference in the temperature of the fuel gas supplied from the gas inlet 29 between summer and winter. Further, as shown in Fig. 2, a temperature control device 36 is installed in the pipe C2 of the gas turbine system to detect the temperature and output a control signal according to the detected temperature. The set value of the pressure control device 30 may be changed, and the set value of the pressure control device 30 may be automatically changed by such cascade control.
以上の様にしてガスタービン２６に許容値以内
の温度でミストのない過熱燃料ガスを供給するこ
とができる。 In the manner described above, superheated fuel gas without mist can be supplied to the gas turbine 26 at a temperature within an allowable value.
上記第１図及び第２図で示した実施例では、本
発明の冷却凝縮液分離手段がアフタクーラ２３と
ドレンセパレータ２４で構成され、また、ミスト
除去手段がミストセパレータ２０によつて構成さ
れるとともに、本発明の加熱手段が熱交換器２２
で構成されている。 In the embodiment shown in FIGS. 1 and 2, the cooling condensate separation means of the present invention is composed of an aftercooler 23 and a drain separator 24, and the mist removal means is composed of a mist separator 20. , the heating means of the present invention is the heat exchanger 22
It is made up of.
第３図は、他の具体的な実施例を示すもので、
定格2500KWのガスタービン２６，２６の２基に
燃料を供給するものである。そして、吸込圧力
1.033Kg／cm2Ａから吐出圧力17.3Kg／cm2Ｇに圧縮
するために２段の往復動圧縮機４１，４２を設
け、中間クーラ（冷却器）４３、中間ミストセパ
レータ４４を設けている。中間クーラ４３、およ
びアフタクーラ２３は大気温度が最高45℃の条件
における空冷式である。また、熱交換器２２の容
量はガスタービン定格2500KW2台分とし、約
10000kcal／Ｈの交換熱容量を有する伝熱面積1.4
m2の二重管式熱交換器を用いている。なお、第１
図と共通する部分については同一符号を付して説
明を省略する。また使用する燃料ガスの性状は次
のものとする。 FIG. 3 shows another specific example.
It supplies fuel to two gas turbines 26 and 26 with a rating of 2500KW. and suction pressure
Two-stage reciprocating compressors 41 and 42 are provided to compress from 1.033 Kg/cm 2 A to a discharge pressure of 17.3 Kg/cm 2 G, and an intermediate cooler 43 and an intermediate mist separator 44 are provided. The intermediate cooler 43 and the aftercooler 23 are air-cooled when the atmospheric temperature is at a maximum of 45°C. In addition, the capacity of the heat exchanger 22 is equivalent to two gas turbines with a rating of 2500KW, and is approximately
Heat transfer area 1.4 with exchange heat capacity of 10000kcal/H
A double pipe heat exchanger of m 2 is used. In addition, the first
Portions common to those in the figures are designated by the same reference numerals, and description thereof will be omitted. The properties of the fuel gas used shall be as follows.
成分 １段目圧縮機４１入口におけるモル比
（％）
メタン 15.82
エタン 13.84
プロパン 22.26
イソブタン 6.26
ノルマルブタン 13.99
ノルマルペンタン 5.50
ヘキサン 4.40
ヘプタン 3.69
水蒸気 3.14
硫化水素 3.95
窒 素 0.87
炭酸ガス 1.34
合 計 100％
上記燃料ガスを用いた場合の結果を示すと、第
３図の各段階に記す通りとなり、ガスタービン２
６に65℃のミストのない燃料ガスを供給すること
ができた。Component Molar ratio (%) at the inlet of the first stage compressor 41 Methane 15.82 Ethane 13.84 Propane 22.26 Isobutane 6.26 Normal butane 13.99 Normal pentane 5.50 Hexane 4.40 Heptane 3.69 Water vapor 3.14 Hydrogen sulfide 3.95 Nitrogen 0.87 Carbon dioxide 1.34 Total 100% Above fuel gas The results when using gas turbine 2 are as shown in each stage of Fig. 3.
6 was able to supply mist-free fuel gas at 65℃.
以上の実施例において、アフタクラー２３の容
量は、後述の第４図に示す外部熱源によるヒータ
５０を用いたものと較べ、熱交換器２２の容量
10000Kcal／Ｈ相当分だけ小さくすることが可能
となつた。 In the above embodiment, the capacity of the aftercooler 23 is larger than that of the heat exchanger 22, compared to the case using a heater 50 from an external heat source shown in FIG. 4, which will be described later.
It has become possible to reduce the size by the equivalent of 10,000 Kcal/H.
また、ガスタービン２６側への燃料ガス供給量
はガスタービン１台無負荷運転の時に最少となる
が、このときガスタービン２６へ送られる燃料ガ
スは熱交換器２２において最高に加熱され、その
ときのガス温度は77℃であつた。この温度はガス
タービンへ送られる燃料ガスとしては許容される
範囲内のものである。またこれによつてミストの
ない過熱燃料ガスを供給することができたのでガ
スタービンのオーバホールの行なう時期を通常の
10％程度のばしても問題なく、かつ運転中のトラ
ブル頻度は約半分に減つた。さらに4000時間毎に
点検・清掃作業を行なう定期点検においてもガス
タービンの燃焼器、燃料ノズル部分の清掃が第５
図に示す従来の燃料ガス供給装置の場合に比べて
極端が差があり、その部分交換も少なかつた。 Further, the amount of fuel gas supplied to the gas turbine 26 side is at its minimum when one gas turbine is in no-load operation, but the fuel gas sent to the gas turbine 26 at this time is heated to the maximum in the heat exchanger 22, and at that time The gas temperature was 77°C. This temperature is within an acceptable range for fuel gas sent to a gas turbine. In addition, as we were able to supply superheated fuel gas without mist, we were able to reduce the time for gas turbine overhaul compared to normal times.
Even if it was increased by about 10%, there was no problem, and the frequency of troubles during driving was reduced by about half. Furthermore, cleaning of the gas turbine's combustor and fuel nozzle is the fifth step in regular inspections, which are performed every 4,000 hours.
There is a difference in the extremes compared to the conventional fuel gas supply device shown in the figure, and fewer parts were replaced.
以上の実施例については、この発明の加熱手段
を圧縮機２１の吐出燃料ガスを加熱流体とする熱
交換器２２を使用した例を示したが、これに代え
て蒸気等の加熱流体又は電気を熱源とする外部熱
源をもちいてもよい。 In the above embodiments, an example was shown in which the heating means of the present invention was a heat exchanger 22 using the fuel gas discharged from the compressor 21 as the heating fluid, but instead of this, a heating fluid such as steam or electricity could be used. An external heat source may be used as the heat source.
第４図は、加熱手段として外部熱源によるヒー
タ５０をもちいた実施例である。なお、第１図と
共通する部分については同一符号を付して説明を
省略する。 FIG. 4 shows an embodiment in which a heater 50 using an external heat source is used as the heating means. Note that parts common to those in FIG. 1 are denoted by the same reference numerals, and explanations thereof will be omitted.
第４図において矢印イのようにガス入口２９か
ら供給された燃料ガスが、ミストセパレータ２
０、圧縮機２１、アフタクーラ２３、ドレンセパ
レータ２４をそれぞれ経て送られるように配管さ
れ、さらに、ドレンセパレータ２４の下流の配管
Ａは、ミストセパレータ２０に戻るバイパス系統
の配管Ｂと、ガスタービン２６にヒータ５０を経
て送られるガスタービン系統の配管Ｃとに分岐配
管されている。また、ドレンセパレータ２４の下
流の配管Ａの分岐点とヒータ５０の間の配管Ｃに
圧力制御装置３０が設けられ、ヒータ５０とガス
タービン２６の間のガスタービン近傍の配管Ｃに
は温度制御装置５１が設けられている。この温度
制御装置５１によつてガスタービン２６におくら
れる燃料ガスの温度を常時検出しながらヒータ５
０の蒸気等の加熱流体供給配管５２に設けられた
流量調整弁５３を制御し、ミストのない過熱燃料
ガスをガスタービン２６に供給するようになつて
いる。この過熱の程度はヒータ５０からガスター
ビン２６までの配管Ｃの長さ及び外気温によつて
ことなるが、一般的には供給燃料ガスの露点プラ
ス５℃〜20℃に加熱すれば十分である。このヒー
タ５０の加熱によりミストがガスタービン２６に
流入しないのでガスタービンの燃焼状態を長期に
安定させることができる。 In FIG. 4, the fuel gas supplied from the gas inlet 29 as indicated by arrow A flows into the mist separator 2.
0, a compressor 21, an aftercooler 23, and a drain separator 24. Further, the pipe A downstream of the drain separator 24 is connected to a bypass system pipe B returning to the mist separator 20, and a gas turbine 26. A branch pipe is provided to a pipe C of the gas turbine system that is sent through the heater 50. Further, a pressure control device 30 is provided in a pipe C between the branch point of the pipe A downstream of the drain separator 24 and the heater 50, and a temperature control device is provided in the pipe C near the gas turbine between the heater 50 and the gas turbine 26. 51 are provided. While constantly detecting the temperature of the fuel gas sent to the gas turbine 26 by the temperature control device 51, the heater 5
A flow rate regulating valve 53 provided in a heating fluid supply pipe 52 such as steam or the like is controlled to supply mist-free superheated fuel gas to the gas turbine 26. The degree of this superheating varies depending on the length of the pipe C from the heater 50 to the gas turbine 26 and the outside temperature, but generally it is sufficient to heat the fuel gas to a temperature of 5 to 20 degrees Celsius above the dew point of the supplied fuel gas. . By heating the heater 50, mist does not flow into the gas turbine 26, so that the combustion state of the gas turbine can be stabilized for a long period of time.
なお、５４は加熱流体の戻り配管である。 Note that 54 is a return pipe for heating fluid.
［発明の効果］
以上説明したように、この発明の燃料ガス供給
方法および装置によれば、凝縮性燃料ガス中のミ
ストの少なくとも一部を除去して圧縮機に供給
し、該圧縮機からの吐出燃料ガスを冷却し生じた
凝縮液の少なくとも一部をさらに除去した後、該
燃料ガスの上記ガスタービンの負荷に応ずる量を
加熱してガスタービンに供給すると共に、残りの
該燃料ガスを上記圧縮機の吸入側に戻すようにし
たので、
イ 凝縮性燃料ガス特有の問題である燃料ガス供
給管路の圧力損失や供給管路中の放熱等によつ
て生ずるミストにより、燃料スリツト部に炭化
物が付着する等のガスタービンの燃料系統のト
ラブルを押えることができると共に、ガスター
ビンの燃焼状態を長期に安定させることができ
てタービンのトラブル頻度を押えることができ
る。[Effects of the Invention] As explained above, according to the fuel gas supply method and device of the present invention, at least a part of the mist in the condensable fuel gas is removed and supplied to the compressor, and the mist from the compressor is After cooling the discharged fuel gas and further removing at least a portion of the resulting condensate, an amount of the fuel gas corresponding to the load of the gas turbine is heated and supplied to the gas turbine, and the remaining fuel gas is heated and supplied to the gas turbine. Since the gas is returned to the suction side of the compressor, (a) mist generated due to pressure loss in the fuel gas supply pipe and heat dissipation in the supply pipe, which is a problem unique to condensable fuel gas, causes carbide to form in the fuel slit. It is possible to prevent troubles in the fuel system of the gas turbine such as adhesion of gas, and it is also possible to stabilize the combustion state of the gas turbine for a long period of time, thereby reducing the frequency of troubles in the turbine.
ロ また、定期点検時における燃料ノズルの清掃
が軽減されその部品交換も少なくなる。(b) Also, cleaning of the fuel nozzle during periodic inspections is reduced and the number of parts replaced is reduced.
ハ 圧縮機からの吐出燃料ガスを冷却し、生じた
凝縮液の少なくとも一部を除去した燃料ガスを
圧縮機の吸入側に循環するようにしたので、圧
縮機に流入する燃料ガスのミスト量がそれだけ
減り、冷却凝縮液分離手段や加熱手段の負荷を
軽減できる。C. The fuel gas discharged from the compressor is cooled, and the fuel gas from which at least a portion of the resulting condensate has been removed is circulated to the suction side of the compressor, so the amount of fuel gas mist flowing into the compressor is reduced. This decreases accordingly, and the load on the cooling condensate separation means and heating means can be reduced.
ニ 燃料ガスの上記ガスタービンの負荷に応ずる
量を加熱してガスタービンに供給するようにし
たので、加熱手段の負荷を低減でき、省エネル
ギーである。D. Since the amount of fuel gas corresponding to the load on the gas turbine is heated and supplied to the gas turbine, the load on the heating means can be reduced and energy can be saved.
ホ ミスト除去手段で燃料ガス中のミストの少な
くとも一部を除去して圧縮機に供給するように
したので、圧縮機、冷却凝縮液分離手段および
加熱手段の負荷を低減できると共に、圧縮機の
トラブルを軽減できる。Since at least a part of the mist in the fuel gas is removed by the homist removal means and supplied to the compressor, the load on the compressor, cooling condensate separation means, and heating means can be reduced, and the load on the compressor can be reduced. can be reduced.
など、種々のきわめて優れた効果がえられる。Various excellent effects can be obtained.
第１図は本発明の一実施例を示すシステム図、
第２図は他の実施例を示すシステム図、第３図は
さらに他の実施例を示すシステム図、第４図はさ
らに他の実施例を示すシステム図、第５図は従来
の燃料ガス供給装置のシステム図である。
２１……圧縮機、２３……アフタクーラ、２４
……ドレンセパレータ、２６……ガスタービン、
２２……熱交換器、２９……ガス入口、３０，３
１……圧力制御装置、３２……圧力調整弁、３３
……選択制御装置、４１……１段目圧縮機、４２
……２段目圧縮機、４３……中間クーラ。
FIG. 1 is a system diagram showing an embodiment of the present invention;
Fig. 2 is a system diagram showing another embodiment, Fig. 3 is a system diagram showing yet another embodiment, Fig. 4 is a system diagram showing still another embodiment, and Fig. 5 is a conventional fuel gas supply. FIG. 2 is a system diagram of the device. 21...Compressor, 23...Aftercooler, 24
...Drain separator, 26...Gas turbine,
22...Heat exchanger, 29...Gas inlet, 30,3
1... Pressure control device, 32... Pressure regulating valve, 33
... Selection control device, 41 ... First stage compressor, 42
...Second stage compressor, 43...Intermediate cooler.
Claims (1)
給する方法において、燃料ガス中のミストの少な
くとも一部を除去して圧縮機に供給し、該圧縮機
からの吐出燃料ガスを冷却して該冷却により生じ
た凝縮液の少なくとも一部をさらに除去した後、
該燃料ガスの上記ガスタービンの負荷に応ずる量
を加熱してガスタービンに供給すると共に、残り
の該燃料ガスを上記圧縮機の吸入側に戻すことを
特徴とするガスタービンにおける燃料ガス供給方
法。 ２ 凝縮性燃料ガス中のミストの少なくとも一部
を除去するミスト除去手段と、その燃料ガスを圧
縮する圧縮機と、その吐出燃料ガスを冷却して該
冷却により生じた凝縮液の少なくとも一部を除去
する冷却凝縮液分離手段と、該冷却凝縮液分離手
段からの燃料ガスを上記圧縮機の吸入側に戻す管
路と、該管路に設けられその上流側を所定の圧力
に制御する圧力調整弁と、該圧力調整弁の上流側
から分岐されガスタービンに燃料ガスを供給する
燃料ガス供給管路と、該燃料ガス供給管路に設け
られ燃料ガスを加熱する加熱手段とを具備したこ
とを特徴とするガスタービンにおける燃料ガス供
給装置。[Claims] 1. A method for supplying condensable fuel gas to a gas turbine using a compressor, in which at least part of the mist in the fuel gas is removed and supplied to the compressor, and the fuel gas discharged from the compressor is After cooling and further removing at least a portion of the condensate produced by the cooling,
A method for supplying fuel gas in a gas turbine, characterized in that an amount of the fuel gas corresponding to the load of the gas turbine is heated and supplied to the gas turbine, and the remaining fuel gas is returned to the suction side of the compressor. 2. A mist removing means for removing at least part of the mist in the condensable fuel gas, a compressor for compressing the fuel gas, and a compressor for cooling the discharged fuel gas and removing at least part of the condensate produced by the cooling. A cooling condensate separation means for removal, a pipe line for returning the fuel gas from the cooling condensate separation means to the suction side of the compressor, and a pressure adjustment provided in the pipe line for controlling the upstream side thereof to a predetermined pressure. A valve, a fuel gas supply pipe branched from the upstream side of the pressure regulating valve to supply fuel gas to the gas turbine, and a heating means provided in the fuel gas supply pipe to heat the fuel gas. A fuel gas supply device for a gas turbine characterized by:
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP22129085A JPS6187926A (en) | 1985-10-04 | 1985-10-04 | Fuel gas supply device in gas turbine |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP22129085A JPS6187926A (en) | 1985-10-04 | 1985-10-04 | Fuel gas supply device in gas turbine |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP56063073A Division JPS57179356A (en) | 1981-04-25 | 1981-04-25 | Fuel gas feeding apparatus for gas combustion type internal combustion engine |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS6187926A JPS6187926A (en) | 1986-05-06 |
| JPH0225019B2 true JPH0225019B2 (en) | 1990-05-31 |
Family
ID=16764466
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP22129085A Granted JPS6187926A (en) | 1985-10-04 | 1985-10-04 | Fuel gas supply device in gas turbine |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS6187926A (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2012087786A (en) * | 2010-10-18 | 2012-05-10 | General Electric Co <Ge> | System and method for supplying fuel to gas turbine |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9371917B2 (en) * | 2013-04-30 | 2016-06-21 | General Electric Company | Fuel conditioning system |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5565296A (en) * | 1978-11-06 | 1980-05-16 | Texaco Development Corp | Production of hydrogen and carbon monoxide contained gas flow |
-
1985
- 1985-10-04 JP JP22129085A patent/JPS6187926A/en active Granted
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS5565296A (en) * | 1978-11-06 | 1980-05-16 | Texaco Development Corp | Production of hydrogen and carbon monoxide contained gas flow |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2012087786A (en) * | 2010-10-18 | 2012-05-10 | General Electric Co <Ge> | System and method for supplying fuel to gas turbine |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS6187926A (en) | 1986-05-06 |
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