JPH08296797A - Temperature control of lng carbureter outlet cooling water in gas turbine intake cooling system - Google Patents
Temperature control of lng carbureter outlet cooling water in gas turbine intake cooling systemInfo
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Abstract
Description
【０００１】[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。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a system for circulating cooling water in an LNG-fired gas turbine combined cycle power plant to effectively use the cold heat of LNG for cooling the intake air of a gas turbine. Regarding the device.
【０００２】[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。2. Description of the Related Art In an LNG-fired gas turbine combined cycle power plant, L, which is a fuel for a gas turbine, is used.
A heat cycle is formed by a vaporizer that vaporizes NG to NG and an intake air cooler that uses the cold heat obtained by this vaporizer to cool the intake air of a gas turbine. In this case, the gas turbine intake air cooling has a constant volume flow rate. The mass flow rate of the rotating gas turbine air compressor is increased by intake air cooling, and the fuel gas flow rate is correspondingly increased to increase the turbine output.
【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。FIG. 2 shows an example of a gas turbine intake air cooling system utilizing LNG cold heat. In this example,
Cooling water is circulated between the LNG vaporizer 1 and the intake air cooler 3, and this cooling water is a vaporization heat source of the LNG vaporizer 1 and serves as a refrigerant of the intake air cooler 3. The cooling water is also obtained by injecting the cooling water inside the power plant as described later.
The vaporization heat source of the G vaporizer 1 is secured.
【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。In FIG. 2, 1 is an LNG vaporizer, 2 is a pump for circulating cooling water, and 3 is an intake air cooler for cooling the intake air of a turbine. In the LNG vaporizer 1, instead of cooling the cooling water, LNG is vaporized into NG and supplied to the gas turbine combustor 5. Further, in the intake air cooler 3, L
The cooling water cooled by the NG vaporizer 1 cools the intake air flowing into the axial-flow air compressor 4 of the gas turbine, and the cooling water itself heats up to reach the pump 2. In order to obtain the low temperature cooling water for cooling the intake air in the intake air cooler 3, it is necessary to control the flow rate of the cooling water, so that the LNG
L detected by the temperature detector 15 installed at the outlet of the vaporizer 1.
The control valve 13 is adjusted by the temperature controller 14 so that the NG vaporizer outlet cooling water temperature reaches a predetermined target temperature.
【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。On the other hand, the on-site cooling water system of the combined cycle power plant is composed of a heat load such as an on-site cooling water pump 6, a cooling water cooler 7 and a turbine lubricating oil cooler 8.
Cooling water is constantly circulating. The internal cooling water system is
Although it is different from the gas turbine intake air cooling system, when the atmospheric temperature decreases and the heat exchange amount of the intake air cooler 3 decreases, in order to make up for the shortage of the cooling water heat source to the LNG vaporizer 1, the connecting pipe 9, The cooling water delivered by the in-house cooling water pump 6 through 10 is injected into the inlet side of the gas turbine intake cooling water circulation pump 2, and the in-house cooling water system is incorporated in the gas turbine intake cooling system. In this case, the injection amount of the cooling water from the pump 6 is controlled by the temperature controller 11 to adjust the control valve 12 so that the detection value obtained by the LNG vaporizer inlet cooling water temperature detector 16 becomes equal to a predetermined value. It is adjusted. When injecting the cooling water from the pump 6, the same amount of cooling water as the in-house cooling water to be injected is passed from the intake air cooler 3 through the connecting pipe 10 to the outlets of the turbine lubricating oil cooler 8 and the cooling water cooler 7. It will be refluxed.
【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。In the structure shown in FIG. 2, since LNG is extremely low in temperature, the LNG vaporizer 1 has a low freezing point LPG as shown in FIG. 3 in order to reduce the risk of freezing of cooling water.
An indirect heat exchange device using an intermediate heat medium such as That is, the intermediate heat medium is circulated between the original LNG vaporizer 17 and the gas turbine intake cooling water cooler 18, and the gas turbine intake cooling water cooler 18 heats the intermediate heat medium, and the intermediate heat medium vapor is LNG vaporized. LNG due to condensation heat in vessel 17
Is being heated and vaporized. On the other hand, in the gas turbine intake cooling water cooler 18, the cooling water is cooled to a low temperature and the intake cooling device 3
Supplied to
【０００７】[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。As can be seen from the configurations shown in FIGS. 2 and 3, the role of the LNG vaporizer 1 for the gas turbine intake air cooling system is firstly to stably supply the vaporized gas required for the gas turbine. Second, the low temperature cooling water of a predetermined temperature is supplied to the gas turbine intake air cooler 3. However, as well as direct heat exchange between cooling water and LNG,
Even with the indirect heat exchange shown in (1), heat exchange with LNG at an extremely low temperature (-160 ° C) is performed, and as a result, the possibility of freezing of the cooling water does not disappear. Then, once frozen, the function of the LNG vaporizer 1 is stopped, causing a situation in which power generation is stopped.
Therefore, it is necessary to construct a highly reliable and stable control system. However, as shown in FIG. 2, only the feedback control by the temperature detector 15 provided at the outlet of the LNG vaporizer 1 may cause a control delay due to the correction operation of the control valve 13 after the change in the cooling water temperature is detected. For example, when the LNG load increases as the gas turbine load increases, the water temperature may temporarily drop and the ice may freeze.
【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。The present invention is an LNG in gas turbine intake air cooling system that eliminates the possibility of icing.
An object of the present invention is to provide a vaporizer outlet cooling water temperature control device.
【０００９】[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。Means for Solving the Problems The present invention that achieves the above-mentioned object is as follows: (1) LNG-fired gas turbine The cooling water cooled by the LNG vaporizer in a combined cycle power plant is used in the gas turbine in the power plant. In a gas turbine intake cooling system for vaporizing LNG and cooling the intake air of a gas turbine by circulating the cooling water between the LNG vaporizer and the intake cooler through an intake cooler installed in an intake duct , LNG from the detection value by the LNG flow rate detector and the LNG flow rate set value required from the gas turbine side.
LNG flow rate control means for operating the flow rate control valve, a calculator for calculating a cooling water feedforward set value by a heat balance equation from a detected value by the LNG vaporizer inlet cooling water temperature detector and the LNG flow rate set value, and LNG LNG vaporizer outlet cooling water amount correction means for calculating a cooling water flow rate correction value from a value detected by the vaporizer outlet cooling water temperature detector and a LNG vaporizer outlet cooling water temperature target value, the cooling water feedforward set value and the above An adder for adding the cooling water flow rate correction value, a cooling water flow rate control means for operating the cooling water flow rate control valve from the detection value by the cooling water flow rate detector and the cooling water flow rate set value which is the adder output, It is characterized by having. (2) In (1) above, a low limiter for comparing the output of the adder with a predetermined lower limit value of the cooling water flow rate is interposed between the adder and the cooling water flow rate control means, and the low limiter of the low limiter is set as the cooling water flow rate set value. It is characterized by using an output value. (3) In the above (1), L is provided between the arithmetic unit and the adder.
Only when the NG flow rate setting value is increasing or decreasing, interpose a second computing unit that multiplies the output of the computing unit by a constant greater than 1,
The output value of the second computing unit is used as the cooling water flow rate feedforward set value.
【００１０】[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。(1) The responsiveness of the cooling water flow rate control means is sufficiently faster than the LNG load change rate (5 to 10% / min). Therefore, when the LNG load changes, feedforward control using a heat balance equation is used to respond to the LNG load. A high cooling water flow rate can be obtained. Therefore, the stability of the LNG vaporizer outlet cooling water temperature is secured. (2) Even if the LNG vaporizer inlet cooling water temperature control performance described above is insufficient and the temperature temporarily drops, the cooling water flow rate increases by substituting the detected temperature value into the heat balance equation.
Fluctuations in the LNG vaporizer outlet cooling water temperature and vaporized gas temperature are prevented. (3) On the contrary, when the detected temperature value is high, or even if the cooling water flow rate set value is temporarily lowered by the feedback control of the LNG vaporizer outlet cooling water temperature controller, the low limiter function keeps the value below the lower limit value. It will not happen and safe driving will be secured. (4) When the LNG flow rate demand, that is, the LNG flow rate set value changes, it is given larger than the required cooling water flow rate determined from the heat balance by multiplication of a constant. As a result, even in the non-steady state, the LNG is surely vaporized on the safe side against the situation of freezing of the cooling water.
【００１１】[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。EXAMPLE An example of the present invention will now be described with reference to FIG. In FIG. 1, the same parts as those in FIG. 2 are designated by the same reference numerals and the description thereof will be omitted. In this embodiment, LNG
An LNG flow rate control means is provided on the inlet side of the vaporizer 1.
This means includes an LNG flow rate detector 20, an LNG flow rate controller 19 that takes in the detected flow rate value and the LNG flow rate demand G LNG of the input line 22, and an LNG flow rate control valve that is controlled by the controller 19 to open and close. 21 and. Here, what appears on the input line 22 is the LNG flow rate demand from the gas turbine, which is the LNG flow rate set value. Then, in the flow rate controller 19, the LNG flow rate control value 21 is adjusted so that the detection value obtained by the LNG flow rate detector 20 becomes equal to the LNG flow rate demand G LNG .
【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。On the cooling water inlet side of the LNG vaporizer 1, LN
A G vaporizer inlet cooling water temperature detector 23 is provided, and temperature detection is performed at this point. The calculator 24 calculates the LNG flow rate demand G LNG in the input line 22, the cooling water temperature detection value of the temperature detector 23, the LNG vaporizer outlet cooling water temperature target value, and the LNG vaporizer outlet NG gas temperature target value. A feedforward calculation value that is input and gives a required cooling water amount according to the LNG flow rate demand fluctuation due to the gas turbine load fluctuation is obtained by the line 25 by the heat balance equation [Formula 1] described later.
【００１３】熱収支式は次のとおりである。The heat balance equation is as follows.
【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。[Equation 1] G WC : Cooling water flow rate feed forward calculation value G LNG : LNG flow rate demand T NG : LNG vaporizer outlet NG gas temperature target value T LNG : LNG vaporizer inlet LNG temperature (constant) T WO : LNG vaporizer outlet cooling water temperature Target value T WI : LNG vaporizer inlet cooling water temperature detection value H (T, P): LNG enthalpy at LNG temperature T, pressure P C W : specific heat of water Thus, the LN is calculated by the heat balance equation by the calculator 24.
Even if there is a change in the G load, a flow rate of cooling water corresponding to the load can be obtained, and even if the LNG vaporizer inlet cooling water temperature decreases, the change can be obtained by the heat balance equation.
【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。As the temperature of the temperature detector 23 for obtaining the input of the calculator 24, the temperature of the temperature detector 16 can be used when the LNG vaporizer 1 and the gas turbine are close to each other, and the distance is This temperature detector 23
Is installed and the detected value is used.
【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。The calculator 30 multiplies the cooling water flow rate feedforward calculation value G WC , which is the output of the calculator 24, by the coefficient only during the increase or decrease of the LNG flow rate demand G LNG to obtain the true cooling water amount feedforward set value. I will get it.
That is, the LNG flow rate demand G stored in a fixed cycle.
For LNG , if G LNG (current value) -G LNG (previous value) | ≦ ε, then G W = G WC ; otherwise, G W = G WC · K. Here, G W : True cooling water flow rate feedforward set value G WC : Cooling water flow rate feedforward calculated value G LNG : LNG flow rate demand K: Constant (K> 1) ε: Small constant By this calculator 30, LNG The flow rate of cooling water, which is a heat source for vaporization, can be reliably secured even when the load changes.
【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。LNG vaporizer outlet cooling water temperature controller 14
Is input with the detected temperature of the LNG vaporizer outlet cooling water temperature detector 15 and the LNG vaporizer outlet cooling water temperature target value L
The NG vaporizer cooling water amount correction value is output, and the correction flow rate corresponding to the difference to the target temperature is obtained. In the adder 26, the feedforward calculated value G W of the signal line 31 and the corrected output of the LNG vaporizer outlet cooling water temperature controller 14 are added. Further, the low limiter 27 secures the lower limit of the cooling water flow rate set value by comparing the output of the adder 26 and the lower limit set value. Normally, this lower limit is 3 which is the maximum of the cooling water flow rate.
It is about 0%. In the cooling water flow rate controller 29, the cooling water flow rate control valve 13 is adjusted so that the flow rate obtained by the cooling water flow rate detection value 28 becomes equal to or higher than the lower limit value set by the low limiter 27.
【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。FIG. 1 shows a configuration in which a computing unit 30 and a low limiter 27 are added, and the treatment is made in consideration of the change in LNG flow rate demand and the lower limit value of the cooling water flow rate, but these are not provided. Even with the configuration, it is possible to obtain the feedforward calculated value according to the LNG flow rate demand.
【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。According to the configuration of FIG. 1, when the LNG flow rate demand, the LNG vaporizer inlet / outlet cooling water temperature, the LNG flow rate demand change, the LNG vaporizer outlet temperature target value correction, and the flow rate lower limit value are taken into consideration. The carburetor outlet cooling water flow rate can be set.
【００１９】[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。According to the present invention, LNG is surely vaporized and L is surely vaporized in the cooling water temperature control of the inlet cooler inlet of the gas turbine inlet cooling system, that is, the LNG vaporizer outlet.
Stable low-temperature inlet cooling water inlet temperature (LNG) that is stable against disturbances such as NG load fluctuations and LNG vaporizer inlet cooling water temperature fluctuations
Vaporizer outlet temperature) can be obtained, and the original function of the gas turbine intake cooling system (improvement of gas turbine output)
Can be realized reliably.
【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。FIG. 1 is a configuration diagram of an LNG vaporizer outlet cooling water temperature control device in a gas turbine intake air cooling system according to an embodiment of the present invention.
【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。FIG. 2 is a configuration diagram of a conventional LNG vaporizer outlet cooling water temperature control device in a gas turbine intake air cooling system.
【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。FIG. 3 LNG in a gas turbine intake air cooling system
The block diagram of an example of a vaporizer.
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 1 LNG vaporizer 13 Cooling water flow control valve 14 LNG vaporizer outlet cooling water temperature controller 15 LNG vaporizer outlet cooling water temperature detector 16 LNG vaporizer inlet cooling water temperature detector 19 LNG flow controller 20 LNG flow detector 21 LNG flow control valve 23 LNG vaporizer inlet cooling water temperature detector 24 calculator 26 adder 27 low limiter 28 cooling water flow detector 29 cooling water flow controller 30 calculator
───────────────────────────────────────────────────── 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 ─────────────────────────────────────────────────── --- Continuation of the front page (72) Inventor Hiroki Oshida 1 Higashishinmachi, Higashi-ku, Nagoya-shi, Aichi Chubu Electric Power Co., Inc. Thermal Power Department (72) Inventor Kuniaki Tanauchi 4-6-22 Kannon-shinmachi, Nishi-ku, Hiroshima-shi, Hiroshima Mitsubishi Heavy Industries Ltd. Hiroshima Works (72) Inventor Kazuko Takeshita 4-6-22 Kannon Shinmachi, Nishi-ku, Hiroshima City, Hiroshima Prefecture Mitsubishi Heavy Industries Ltd. Hiroshima Works (72) Inventor Keijiro Yoshida 2-5 Marunouchi, Chiyoda-ku, Tokyo No. 1 Sanryo Heavy Industries Co., Ltd.
Claims (3)
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。1. A cooling water cooled by an LNG vaporizer at an LNG-fired gas turbine combined cycle power plant is passed through an intake air cooler installed in a gas turbine intake duct at the power plant, and the LNG vaporizer is connected to the LNG vaporizer. In a gas turbine intake air cooling system that vaporizes LNG by circulating the cooling water with an intake air cooler and cools the intake air of a gas turbine, a detection value by an LNG flow rate detector and an LNG required from the gas turbine side The LNG flow rate control means for operating the LNG flow rate control valve based on the flow rate set value, the cooling water feedforward set value by a heat balance equation from the detection value by the LNG vaporizer inlet cooling water temperature detector and the LNG flow rate set value And the value detected by the LNG vaporizer outlet cooling water temperature detector and the LN
An LNG vaporizer outlet cooling water amount correction means for calculating a cooling water flow rate correction value from a G vaporizer outlet cooling water temperature target value, and an adder for adding the cooling water feedforward set value and the cooling water flow rate correction value And a cooling water flow rate control means for operating a cooling water flow rate control valve based on a detection value of the cooling water flow rate detector and a cooling water flow rate set value which is the output of the adder, and a gas turbine intake cooling system. LNG vaporizer outlet cooling water temperature control device in.
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。2. A low limiter for comparing the output of the adder with a predetermined cooling water flow rate lower limit value is interposed between the adder and the cooling water flow rate control means, and the output value of the low limiter is used as the cooling water flow rate set value. The LNG vaporizer outlet cooling water temperature control device in the gas turbine intake air cooling system according to claim 1, characterized in that.
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。3. A cooling water flow rate feedforward setting is provided between the arithmetic unit and the adder by interposing a second arithmetic unit for multiplying the output of the arithmetic unit by a constant larger than 1 only when the LNG flow rate set value is increasing or decreasing. The LNG vaporizer outlet cooling water temperature control device in an intake air cooling system of a gas turbine according to claim 1, wherein the output value of the second computing unit is used as the value.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP9825995A JPH08296797A (en) | 1995-04-24 | 1995-04-24 | Temperature control of lng carbureter outlet cooling water in gas turbine intake cooling system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP9825995A JPH08296797A (en) | 1995-04-24 | 1995-04-24 | Temperature control of lng carbureter outlet cooling water in gas turbine intake cooling system |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH08296797A true JPH08296797A (en) | 1996-11-12 |
Family
ID=14214961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP9825995A Withdrawn JPH08296797A (en) | 1995-04-24 | 1995-04-24 | Temperature control of lng carbureter outlet cooling water in gas turbine intake cooling system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH08296797A (en) |
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 (en) * | 2018-12-03 | 2020-06-11 | いすゞ自動車株式会社 | Internal combustion engine system, vehicle, and ignition timing correction method of ignition plug |
-
1995
- 1995-04-24 JP JP9825995A patent/JPH08296797A/en not_active Withdrawn
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| WO2020116425A1 (en) * | 2018-12-03 | 2020-06-11 | いすゞ自動車株式会社 | Internal combustion engine system, vehicle, and spark plug ignition timing correction method |
| CN113167170A (en) * | 2018-12-03 | 2021-07-23 | 五十铃自动车株式会社 | Internal combustion engine system, vehicle, and ignition timing correction method for spark plug |
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