JPH11182212A - 火力発電設備 - Google Patents
火力発電設備Info
- Publication number
- JPH11182212A JPH11182212A JP34539597A JP34539597A JPH11182212A JP H11182212 A JPH11182212 A JP H11182212A JP 34539597 A JP34539597 A JP 34539597A JP 34539597 A JP34539597 A JP 34539597A JP H11182212 A JPH11182212 A JP H11182212A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- lng
- condenser
- gas
- boiler
- cooling water
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
(57)【要約】
【課題】復水器冷却水である海水の温度が高く、タービ
ン出力が低下している時、復水器冷却水の温度を下げて
復水器内の圧力の絶対値を低下させ、タービン出力を増
加させる。 【解決手段】ＬＮＧを燃料とするボイラ４で発生した蒸
気をタービン８に送って仕事をさせ、そのタービン排気
である蒸気を、復水器１１で海水を冷却水として凝縮さ
せる火力発電設備において、前記ＬＮＧを復水器１１内
に供給するライン１９を設け、復水器１１内のタービン
排気の中に前記ＬＮＧを直接接触させるようにした。
ン出力が低下している時、復水器冷却水の温度を下げて
復水器内の圧力の絶対値を低下させ、タービン出力を増
加させる。 【解決手段】ＬＮＧを燃料とするボイラ４で発生した蒸
気をタービン８に送って仕事をさせ、そのタービン排気
である蒸気を、復水器１１で海水を冷却水として凝縮さ
せる火力発電設備において、前記ＬＮＧを復水器１１内
に供給するライン１９を設け、復水器１１内のタービン
排気の中に前記ＬＮＧを直接接触させるようにした。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、ボイラ燃料にＬＮ
Ｇ（液化天然ガス）を使用するとともに、復水器の冷却
水として海水を用いた火力発電設備に関する。
Ｇ（液化天然ガス）を使用するとともに、復水器の冷却
水として海水を用いた火力発電設備に関する。
【０００２】
【従来の技術】図７は従来の火力発電設備を示す系統図
である。図７に示すように、ＬＮＧタンク１にはＬＮＧ
（液化天然ガス）が蓄えられ、このＬＮＧは燃料加減弁
２を通り、ＬＮＧ減圧加温装置３に供給される。このＬ
ＮＧ減圧加温装置３では、ＬＮＧを減圧して気化すると
ともに、気化したＬＮＧガスの温度が低くなるため、Ｌ
ＮＧガスを加温する。この後、加温されたＬＮＧガス
は、ボイラ４の燃料としてボイラ燃焼バーナ５から噴出
してボイラ４にて燃焼される。
である。図７に示すように、ＬＮＧタンク１にはＬＮＧ
（液化天然ガス）が蓄えられ、このＬＮＧは燃料加減弁
２を通り、ＬＮＧ減圧加温装置３に供給される。このＬ
ＮＧ減圧加温装置３では、ＬＮＧを減圧して気化すると
ともに、気化したＬＮＧガスの温度が低くなるため、Ｌ
ＮＧガスを加温する。この後、加温されたＬＮＧガス
は、ボイラ４の燃料としてボイラ燃焼バーナ５から噴出
してボイラ４にて燃焼される。
【０００３】ここで、このボイラ４には、ボイラ送風機
６から燃焼用空気が供給され、燃焼後の排ガスが煙突７
から排気される。さらに、ボイラ４にて発生した蒸気
は、蒸気タービン８にて蒸気のエネルギーをロータの回
転力に変換し、発電機９にて電力を発生させる。
６から燃焼用空気が供給され、燃焼後の排ガスが煙突７
から排気される。さらに、ボイラ４にて発生した蒸気
は、蒸気タービン８にて蒸気のエネルギーをロータの回
転力に変換し、発電機９にて電力を発生させる。
【０００４】一方、蒸気タービン８の排気である蒸気
は、排気室１０を経て復水器１１に流入し、この復水器
１１の冷却管１１ａで冷却することにより凝縮され、水
になる。
は、排気室１０を経て復水器１１に流入し、この復水器
１１の冷却管１１ａで冷却することにより凝縮され、水
になる。
【０００５】すなわち、復水器冷却水ポンプ１２を駆動
することにより、復水器１１では、冷却水が入口側水室
１３から入り、冷却管１１ａを通って出口側水室１４へ
抜ける。これにより、復水器１１内のタービン排気蒸気
は、冷却管１１ａ内を流れる冷却水と熱交換することで
冷却して凝縮される。
することにより、復水器１１では、冷却水が入口側水室
１３から入り、冷却管１１ａを通って出口側水室１４へ
抜ける。これにより、復水器１１内のタービン排気蒸気
は、冷却管１１ａ内を流れる冷却水と熱交換することで
冷却して凝縮される。
【０００６】次いで、復水器１１にて凝縮された水は、
復水ポンプ１５にて脱気器１６へ送られた後に、給水ポ
ンプ１７にて加圧され、ボイラ４に供給される。このボ
イラ４では、上記と同様に燃料のＬＮＧを燃焼して蒸気
を発生させ、その蒸気を蒸気タービン８へ再び送る。
復水ポンプ１５にて脱気器１６へ送られた後に、給水ポ
ンプ１７にて加圧され、ボイラ４に供給される。このボ
イラ４では、上記と同様に燃料のＬＮＧを燃焼して蒸気
を発生させ、その蒸気を蒸気タービン８へ再び送る。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】ところで、復水器１１
の冷却水は、一般に海水を用いている場合が多い。海水
は一年間を通してみると、季節によって温度変化があ
り、冬には海水温度が低く、夏には海水温度が高い。復
水器１１内の圧力の絶対値は、海水温度の低い冬に低
く、海水温度の高い夏に高い。したがって、蒸気タービ
ン８の出力は、復水器１１内の圧力が高いと出力が低下
する。よって、夏場に海水温度が大きく上がる火力発電
設備では、定格出力が得られない状況になることもあ
る。
の冷却水は、一般に海水を用いている場合が多い。海水
は一年間を通してみると、季節によって温度変化があ
り、冬には海水温度が低く、夏には海水温度が高い。復
水器１１内の圧力の絶対値は、海水温度の低い冬に低
く、海水温度の高い夏に高い。したがって、蒸気タービ
ン８の出力は、復水器１１内の圧力が高いと出力が低下
する。よって、夏場に海水温度が大きく上がる火力発電
設備では、定格出力が得られない状況になることもあ
る。
【０００８】表１は海水温度つまり復水器冷却水温度と
復水器１１内圧力の絶対値およびタービンの出力変化と
の関係の一例を示す。
復水器１１内圧力の絶対値およびタービンの出力変化と
の関係の一例を示す。
【０００９】
【表１】
【００１０】表１に示すように、復水器冷却水温度が１
０℃から３０℃へ上昇すると、復水器１１内圧力の絶対
値（真空度）が悪くなるとともに、タービン出力は１０
％低下する。
０℃から３０℃へ上昇すると、復水器１１内圧力の絶対
値（真空度）が悪くなるとともに、タービン出力は１０
％低下する。
【００１１】本発明は上述した事情を考慮してなされた
もので、復水器冷却水である海水の温度が高く、タービ
ン出力が低下している時、復水器冷却水の温度を下げて
復水器内の圧力の絶対値を低下させ、タービン出力を増
加させる火力発電設備を提供することを目的とする。
もので、復水器冷却水である海水の温度が高く、タービ
ン出力が低下している時、復水器冷却水の温度を下げて
復水器内の圧力の絶対値を低下させ、タービン出力を増
加させる火力発電設備を提供することを目的とする。
【００１２】
【課題を解決するための手段】上述した課題を解決する
ために、請求項１の発明は、ＬＮＧを燃料とするボイラ
で発生した蒸気をタービンに送って仕事をさせ、そのタ
ービン排気である蒸気を、復水器で海水を冷却水として
凝縮させる火力発電設備において、前記ＬＮＧを前記復
水器内に供給するラインを設け、前記復水器内のタービ
ン排気の中に前記ＬＮＧを直接接触させることを特徴と
する。
ために、請求項１の発明は、ＬＮＧを燃料とするボイラ
で発生した蒸気をタービンに送って仕事をさせ、そのタ
ービン排気である蒸気を、復水器で海水を冷却水として
凝縮させる火力発電設備において、前記ＬＮＧを前記復
水器内に供給するラインを設け、前記復水器内のタービ
ン排気の中に前記ＬＮＧを直接接触させることを特徴と
する。
【００１３】請求項１の発明によれば、復水器内のター
ビン排気の中にＬＮＧを直接接触させることにより、タ
ービン排気の温度を下げることができ、復水器内圧力の
絶対値を下げることができる。
ビン排気の中にＬＮＧを直接接触させることにより、タ
ービン排気の温度を下げることができ、復水器内圧力の
絶対値を下げることができる。
【００１４】請求項２の発明は、ＬＮＧを燃料とするボ
イラで発生した蒸気をタービンに送って仕事をさせ、そ
のタービン排気である蒸気を、復水器で海水を冷却水と
して凝縮させる火力発電設備において、前記復水器に入
口側水室を設け、この入口側水室の冷却水中に前記ＬＮ
Ｇを供給するラインを設け、前記入口側水室の冷却水中
に前記ＬＮＧを直接接触させることを特徴とする。
イラで発生した蒸気をタービンに送って仕事をさせ、そ
のタービン排気である蒸気を、復水器で海水を冷却水と
して凝縮させる火力発電設備において、前記復水器に入
口側水室を設け、この入口側水室の冷却水中に前記ＬＮ
Ｇを供給するラインを設け、前記入口側水室の冷却水中
に前記ＬＮＧを直接接触させることを特徴とする。
【００１５】請求項２の発明によれば、入口側水室の冷
却水中にＬＮＧを直接接触させることにより、復水器冷
却水の温度を下げることができ、復水器内圧力の絶対値
を下げることができる。
却水中にＬＮＧを直接接触させることにより、復水器冷
却水の温度を下げることができ、復水器内圧力の絶対値
を下げることができる。
【００１６】請求項３の発明は、請求項１または２記載
の火力発電設備において、復水器および入口側水室のい
ずれか一方で気化したＬＮＧを抽出するガス抽出手段を
設け、この抽出されたＬＮＧをボイラ内へ送気すること
を特徴とする。
の火力発電設備において、復水器および入口側水室のい
ずれか一方で気化したＬＮＧを抽出するガス抽出手段を
設け、この抽出されたＬＮＧをボイラ内へ送気すること
を特徴とする。
【００１７】請求項３の発明によれば、抽出されたＬＮ
Ｇをボイラ内へ送気することにより、気化したＬＮＧを
廃棄することがなくなり、ＬＮＧを有効に利用すること
ができる。
Ｇをボイラ内へ送気することにより、気化したＬＮＧを
廃棄することがなくなり、ＬＮＧを有効に利用すること
ができる。
【００１８】請求項４の発明は、請求項１または２記載
の火力発電設備において、復水器または入口側水室のい
ずれか一方で気化したＬＮＧを抽出するガス抽出手段を
設け、この抽出されたＬＮＧを、ボイラ内に燃焼用空気
を送るボイラ送風機の入口側へ送気することを特徴とす
る。
の火力発電設備において、復水器または入口側水室のい
ずれか一方で気化したＬＮＧを抽出するガス抽出手段を
設け、この抽出されたＬＮＧを、ボイラ内に燃焼用空気
を送るボイラ送風機の入口側へ送気することを特徴とす
る。
【００１９】請求項４の発明によれば、抽出されたＬＮ
Ｇをボイラ送風機の入口側へ送気することにより、気化
したＬＮＧを廃棄することがなくなり、ＬＮＧを有効に
利用することができる。
Ｇをボイラ送風機の入口側へ送気することにより、気化
したＬＮＧを廃棄することがなくなり、ＬＮＧを有効に
利用することができる。
【００２０】
【発明の実施の形態】以下、本発明の実施形態を図面に
基づいて説明する。
基づいて説明する。
【００２１】［第１実施形態］図１は本発明に係る火力
発電設備の第１実施形態を示す系統図である。なお、従
来の構成と同一の部分には、図５と同一の符号を付して
重複する説明を省略する。
発電設備の第１実施形態を示す系統図である。なお、従
来の構成と同一の部分には、図５と同一の符号を付して
重複する説明を省略する。
【００２２】図１に示すように、ＬＮＧタンク１はボイ
ラ４とＬＮＧ供給ライン１８により接続され、このＬＮ
Ｇ供給ライン１８には、燃料加減弁２およびＬＮＧ減圧
加温装置３が設置されている。また、ＬＮＧタンク１と
燃料加減弁２との間のＬＮＧ供給ライン１８には、ＬＮ
Ｇ分岐供給ライン１９の一端が接続されている。
ラ４とＬＮＧ供給ライン１８により接続され、このＬＮ
Ｇ供給ライン１８には、燃料加減弁２およびＬＮＧ減圧
加温装置３が設置されている。また、ＬＮＧタンク１と
燃料加減弁２との間のＬＮＧ供給ライン１８には、ＬＮ
Ｇ分岐供給ライン１９の一端が接続されている。
【００２３】このＬＮＧ分岐供給ライン１９には、ＬＮ
Ｇ流量調整弁２０が設置され、その他端にＬＮＧ噴出ノ
ズル２１が設けられている。このＬＮＧ噴出ノズル２１
は、復水器１１の下部に配置されている。
Ｇ流量調整弁２０が設置され、その他端にＬＮＧ噴出ノ
ズル２１が設けられている。このＬＮＧ噴出ノズル２１
は、復水器１１の下部に配置されている。
【００２４】また、復水器１１内には、図示しない温度
計が設置され、この温度計により検出された検出温度信
号を制御装置２２で得て、この制御装置２２からＬＮＧ
流量調整弁２０に制御信号を送出することにより、ＬＮ
Ｇ流量調整弁２０の開度を制御している。
計が設置され、この温度計により検出された検出温度信
号を制御装置２２で得て、この制御装置２２からＬＮＧ
流量調整弁２０に制御信号を送出することにより、ＬＮ
Ｇ流量調整弁２０の開度を制御している。
【００２５】さらに、復水器１１の上部には、気化した
ＬＮＧガスを抽出するガス抽出部材２３が配置され、こ
のガス抽出部材２３が抽出ガス処理ライン２４を介して
煙突２５と接続されている。そして、抽出ガス処理ライ
ン２４には、ガス抽出ポンプ２６および抽出ガス処理装
置２７が設置されている。
ＬＮＧガスを抽出するガス抽出部材２３が配置され、こ
のガス抽出部材２３が抽出ガス処理ライン２４を介して
煙突２５と接続されている。そして、抽出ガス処理ライ
ン２４には、ガス抽出ポンプ２６および抽出ガス処理装
置２７が設置されている。
【００２６】次に、本実施形態の作用を説明する。
【００２７】ＬＮＧタンク１に蓄えられたＬＮＧは、燃
料加減弁２を通り、ＬＮＧ減圧加温装置３に供給され
る。このＬＮＧ減圧加温装置３では、ＬＮＧを減圧して
気化するとともに、気化したＬＮＧガスの温度が低くな
るため、ＬＮＧガスを加温する。この後、加温されたＬ
ＮＧガスは、ボイラ４の燃料としてボイラ燃焼バーナ５
から噴出してボイラ４にて燃焼される。
料加減弁２を通り、ＬＮＧ減圧加温装置３に供給され
る。このＬＮＧ減圧加温装置３では、ＬＮＧを減圧して
気化するとともに、気化したＬＮＧガスの温度が低くな
るため、ＬＮＧガスを加温する。この後、加温されたＬ
ＮＧガスは、ボイラ４の燃料としてボイラ燃焼バーナ５
から噴出してボイラ４にて燃焼される。
【００２８】ここで、このボイラ４には、ボイラ送風機
６から燃焼用空気が供給され、燃焼後の排ガスが煙突７
から排気される。さらに、ボイラ４にて発生した蒸気
は、蒸気タービン８にて蒸気のエネルギーをロータの回
転力に変換し、発電機９にて電力を発生させる。
６から燃焼用空気が供給され、燃焼後の排ガスが煙突７
から排気される。さらに、ボイラ４にて発生した蒸気
は、蒸気タービン８にて蒸気のエネルギーをロータの回
転力に変換し、発電機９にて電力を発生させる。
【００２９】一方、蒸気タービン８の排気である蒸気
は、排気室１０を経て復水器１１に流入し、この復水器
１１の冷却管１１ａで冷却することにより凝縮され、水
になる。
は、排気室１０を経て復水器１１に流入し、この復水器
１１の冷却管１１ａで冷却することにより凝縮され、水
になる。
【００３０】すなわち、復水器冷却水ポンプ１２を駆動
することにより、復水器１１では、冷却水が入口側水室
１３から入り、冷却管１１ａを通って出口側水室１４へ
抜ける。これにより、復水器１１内のタービン排気蒸気
は、冷却管１１ａ内を流れる冷却水と熱交換することで
冷却して凝縮される。
することにより、復水器１１では、冷却水が入口側水室
１３から入り、冷却管１１ａを通って出口側水室１４へ
抜ける。これにより、復水器１１内のタービン排気蒸気
は、冷却管１１ａ内を流れる冷却水と熱交換することで
冷却して凝縮される。
【００３１】ところで、ＬＮＧタンク１から排出された
液体ＬＮＧは、ＬＮＧ分岐供給ライン１９にも流入す
る。このＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調
整弁２０で流量を調整して減圧すると、液体のＬＮＧは
低温の気体へ気化する。この低温となったＬＮＧの気体
は、復水器１１の下部に配置されたＬＮＧ噴出ノズル２
１から噴出して復水器１１内の温度を低下させる。
液体ＬＮＧは、ＬＮＧ分岐供給ライン１９にも流入す
る。このＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調
整弁２０で流量を調整して減圧すると、液体のＬＮＧは
低温の気体へ気化する。この低温となったＬＮＧの気体
は、復水器１１の下部に配置されたＬＮＧ噴出ノズル２
１から噴出して復水器１１内の温度を低下させる。
【００３２】そして、復水器１１内に噴出されたＬＮＧ
の気体は、タービン排気の蒸気と異なり凝縮しないた
め、復水器１１内の上部に配置されたガス抽出部材２３
により集められ、復水器１１の外部に設置されたガス抽
出ポンプ２６により復水器１１の外へ抽出される。さら
に、ＬＮＧの気体は、ガス抽出ポンプ２６からガス処理
装置２７へ送られ、このガス処理装置２７において燃焼
させるなどの処理を受けた後、煙突２５から排出され
る。
の気体は、タービン排気の蒸気と異なり凝縮しないた
め、復水器１１内の上部に配置されたガス抽出部材２３
により集められ、復水器１１の外部に設置されたガス抽
出ポンプ２６により復水器１１の外へ抽出される。さら
に、ＬＮＧの気体は、ガス抽出ポンプ２６からガス処理
装置２７へ送られ、このガス処理装置２７において燃焼
させるなどの処理を受けた後、煙突２５から排出され
る。
【００３３】ここで、ＬＮＧ流量調整弁２０の開度は、
復水器１１内に設置された温度計により検出された検出
温度信号を制御装置２２で得て、この制御装置２２から
ＬＮＧ流量調整弁２０に制御信号を送出することにより
制御される。
復水器１１内に設置された温度計により検出された検出
温度信号を制御装置２２で得て、この制御装置２２から
ＬＮＧ流量調整弁２０に制御信号を送出することにより
制御される。
【００３４】次いで、復水器１１にて凝縮された水は、
復水ポンプ１５にて脱気器１６へ送られた後に、給水ポ
ンプ１７にて加圧され、ボイラ４に供給される。このボ
イラ４では、上記と同様に燃料のＬＮＧを燃焼して蒸気
を発生させ、その蒸気を蒸気タービン８へ再び送る。
復水ポンプ１５にて脱気器１６へ送られた後に、給水ポ
ンプ１７にて加圧され、ボイラ４に供給される。このボ
イラ４では、上記と同様に燃料のＬＮＧを燃焼して蒸気
を発生させ、その蒸気を蒸気タービン８へ再び送る。
【００３５】このように本実施形態によれば、ボイラ４
の燃料であるＬＮＧを復水器１１内のタービン排気の中
に直接接触させることにより、復水器１１内がＬＮＧの
気化熱により冷却され、復水器１１内圧力の絶対値を下
げることができ、よって蒸気タービン８の出力を増加さ
せることができる。特に、夏場の海水温度上昇による出
力の低下の回復の手段として有効である。
の燃料であるＬＮＧを復水器１１内のタービン排気の中
に直接接触させることにより、復水器１１内がＬＮＧの
気化熱により冷却され、復水器１１内圧力の絶対値を下
げることができ、よって蒸気タービン８の出力を増加さ
せることができる。特に、夏場の海水温度上昇による出
力の低下の回復の手段として有効である。
【００３６】［第２実施形態］図２は本発明に係る火力
発電設備の第２実施形態を示す系統図である。なお、前
記第１実施形態と同一または対応する部分には、同一の
符号を付して説明する。以下の各実施形態も同様であ
る。
発電設備の第２実施形態を示す系統図である。なお、前
記第１実施形態と同一または対応する部分には、同一の
符号を付して説明する。以下の各実施形態も同様であ
る。
【００３７】図２に示すように、ＬＮＧ分岐供給ライン
１９は、一端がＬＮＧ供給ライン１８に接続されるとと
もに、他端が３つに分岐されて分岐管１９ａ〜１９ｃを
構成し、これらの分岐管１９ａ〜１９ｃには、それぞれ
ＬＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃが設置されている。そ
して、各分岐管１９ａ〜１９ｃの先端は、復水器１１の
入口側水室２８内に互いに高さが異なって導かれ、それ
ぞれＬＮＧ噴出ノズル２９が設けられている。
１９は、一端がＬＮＧ供給ライン１８に接続されるとと
もに、他端が３つに分岐されて分岐管１９ａ〜１９ｃを
構成し、これらの分岐管１９ａ〜１９ｃには、それぞれ
ＬＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃが設置されている。そ
して、各分岐管１９ａ〜１９ｃの先端は、復水器１１の
入口側水室２８内に互いに高さが異なって導かれ、それ
ぞれＬＮＧ噴出ノズル２９が設けられている。
【００３８】また、入口側水室２８内には、図示しない
温度計が設置され、この温度計により検出された検出温
度信号を制御装置２２で得て、この制御装置２２からＬ
ＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃに制御信号を送出するこ
とにより、各ＬＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃの開度を
制御している。
温度計が設置され、この温度計により検出された検出温
度信号を制御装置２２で得て、この制御装置２２からＬ
ＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃに制御信号を送出するこ
とにより、各ＬＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃの開度を
制御している。
【００３９】さらに、入口側水室２８の上部には、水位
検出装置３０ａが設置され、この水位検出装置３０ａの
検出信号が水位調整装置３１ａに送出され、この水位調
整装置３１ａは水位検出装置３０ａの水位検出信号に基
づいて入口側水室２８の上部と煙突２５とを接続する抽
出ガス処理ライン２４ａに設置されたガス排出量調整弁
３２ａの開度を制御する。そして、抽出ガス処理ライン
２４ａには、ガス排出量調整弁３２の他にガス抽出ポン
プ２６および抽出ガス処理装置２７が設置されている。
検出装置３０ａが設置され、この水位検出装置３０ａの
検出信号が水位調整装置３１ａに送出され、この水位調
整装置３１ａは水位検出装置３０ａの水位検出信号に基
づいて入口側水室２８の上部と煙突２５とを接続する抽
出ガス処理ライン２４ａに設置されたガス排出量調整弁
３２ａの開度を制御する。そして、抽出ガス処理ライン
２４ａには、ガス排出量調整弁３２の他にガス抽出ポン
プ２６および抽出ガス処理装置２７が設置されている。
【００４０】また、復水器１１の出口側水室３３も入口
側水室２８と同様に、上部に抽出ガス処理ライン２４ｂ
が接続されるとともに、水位検出装置３０ｂが設置さ
れ、この水位検出装置３０ｂの検出信号が水位調整装置
３１ｂに送出され、この水位調整装置３１ｂは水位検出
装置３０ｂの水位検出信号に基づいて抽出ガス処理ライ
ン２４ｂに設置されたガス排出量調整弁３２ｂの開度を
制御する。そして、ガス排出量調整弁３２ｂは、抽出ガ
ス処理ライン２４ｂを介してガス抽出ポンプ２８に接続
されている。
側水室２８と同様に、上部に抽出ガス処理ライン２４ｂ
が接続されるとともに、水位検出装置３０ｂが設置さ
れ、この水位検出装置３０ｂの検出信号が水位調整装置
３１ｂに送出され、この水位調整装置３１ｂは水位検出
装置３０ｂの水位検出信号に基づいて抽出ガス処理ライ
ン２４ｂに設置されたガス排出量調整弁３２ｂの開度を
制御する。そして、ガス排出量調整弁３２ｂは、抽出ガ
ス処理ライン２４ｂを介してガス抽出ポンプ２８に接続
されている。
【００４１】次に、本実施形態の作用を説明する。な
お、以下の作用の説明では、第１実施形態と異なる作用
のみを説明する。
お、以下の作用の説明では、第１実施形態と異なる作用
のみを説明する。
【００４２】ＬＮＧタンク１から排出された液体のＬＮ
Ｇは、ＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調整
弁２０ａ〜２０ｃにて流量を調整しながら減圧すると、
液体のＬＮＧは低温の気体のＬＮＧへ気化する。この低
温の気体となったＬＮＧは、復水器９の入口側水室２８
に設置された各ＬＮＧ噴出ノズル２９から入口側水室２
８内の復水器１１の冷却水の中へ噴出し、冷却水の温度
を低下させる。
Ｇは、ＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調整
弁２０ａ〜２０ｃにて流量を調整しながら減圧すると、
液体のＬＮＧは低温の気体のＬＮＧへ気化する。この低
温の気体となったＬＮＧは、復水器９の入口側水室２８
に設置された各ＬＮＧ噴出ノズル２９から入口側水室２
８内の復水器１１の冷却水の中へ噴出し、冷却水の温度
を低下させる。
【００４３】入口側水室２８内の冷却水と混合した気体
のＬＮＧは、冷却水内を入口側水室２８の上部へ上昇し
ていく。そして、入口側水室２８の上部には、気体のＬ
ＮＧが集まるガス溜りが形成されるものの、水位調整装
置３１ａは、水位検出装置３０ａにより検出した入口側
水室２８内の水位検出信号を受け、ガス排出量調整弁３
２ａの開度を調節することにより、入口側水室２８内の
水位を調節するとともに、入口側水室２８内の気体のＬ
ＮＧをガス抽出ポンプ２６へ抽出させる。さらに、気体
のＬＮＧは、ガス抽出ポンプ２６から抽出ガス処理装置
２７へ送られ、このガス処理装置２７において燃焼させ
るなどの処理を受けた後、煙突２５から排出される。
のＬＮＧは、冷却水内を入口側水室２８の上部へ上昇し
ていく。そして、入口側水室２８の上部には、気体のＬ
ＮＧが集まるガス溜りが形成されるものの、水位調整装
置３１ａは、水位検出装置３０ａにより検出した入口側
水室２８内の水位検出信号を受け、ガス排出量調整弁３
２ａの開度を調節することにより、入口側水室２８内の
水位を調節するとともに、入口側水室２８内の気体のＬ
ＮＧをガス抽出ポンプ２６へ抽出させる。さらに、気体
のＬＮＧは、ガス抽出ポンプ２６から抽出ガス処理装置
２７へ送られ、このガス処理装置２７において燃焼させ
るなどの処理を受けた後、煙突２５から排出される。
【００４４】ところで、入口側水室２８内に噴出される
ＬＮＧの気体は、入口側水室２８の上部構造により入口
側水室２８の外部に抽出されるものの、冷却水と混合し
た気体のＬＮＧの一部は、入口側水室２８から冷却水と
ともに復水器１１内の冷却管１１ａを通って出口側水室
３３へ流入する。
ＬＮＧの気体は、入口側水室２８の上部構造により入口
側水室２８の外部に抽出されるものの、冷却水と混合し
た気体のＬＮＧの一部は、入口側水室２８から冷却水と
ともに復水器１１内の冷却管１１ａを通って出口側水室
３３へ流入する。
【００４５】これらの冷却水中の気体のＬＮＧは、入口
側水室２８と同様に出口側水室３３に設置されている水
位検出装置３０ｂ，水位調整装置３１ｂおよびガス排出
量調整弁３２ｂにより、出口側水室３３の外部に抽出さ
れ、抽出ガス処理ライン２４ｂを通してガス抽出ポンプ
２６へ送られる。
側水室２８と同様に出口側水室３３に設置されている水
位検出装置３０ｂ，水位調整装置３１ｂおよびガス排出
量調整弁３２ｂにより、出口側水室３３の外部に抽出さ
れ、抽出ガス処理ライン２４ｂを通してガス抽出ポンプ
２６へ送られる。
【００４６】なお、ＬＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃの
開度は、入口側水室２８内に設置された温度計により検
出された検出温度信号を制御装置２２で得て、この制御
装置２２からＬＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃに制御信
号を送出することにより制御される。
開度は、入口側水室２８内に設置された温度計により検
出された検出温度信号を制御装置２２で得て、この制御
装置２２からＬＮＧ流量調整弁２０ａ〜２０ｃに制御信
号を送出することにより制御される。
【００４７】このように本実施形態によれば、ボイラ４
の燃料であるＬＮＧを復水器１１の入口側水室２８内の
冷却水の中に直接接触させることにより、ＬＮＧの気化
熱を利用することとなり、入口側水室２８における復水
器１１の冷却水は冷却され、冷却水温度が低下する。そ
のため、復水器１１内の圧力の絶対値が下がり、よって
蒸気タービン８の出力を増加させることができる。
の燃料であるＬＮＧを復水器１１の入口側水室２８内の
冷却水の中に直接接触させることにより、ＬＮＧの気化
熱を利用することとなり、入口側水室２８における復水
器１１の冷却水は冷却され、冷却水温度が低下する。そ
のため、復水器１１内の圧力の絶対値が下がり、よって
蒸気タービン８の出力を増加させることができる。
【００４８】また、本実施形態によれば、各ＬＮＧ噴出
ノズル２９の高さが入口側水室２８内に互いに異なって
設置されているので、入口側水室２８における復水器１
１の冷却水を短時間で冷却することができる。
ノズル２９の高さが入口側水室２８内に互いに異なって
設置されているので、入口側水室２８における復水器１
１の冷却水を短時間で冷却することができる。
【００４９】［第３実施形態］図３は本発明に係る火力
発電設備の第３実施形態を示す系統図である。この第３
実施形態では、前記第１実施形態の抽出ガス処理ライン
２４，煙突２５および抽出ガス処理装置２７を排除し、
復水器１１の上部に配置されたガス抽出部材２３に抽出
ガス供給ライン３４の一端が接続され、その他端がボイ
ラ４に接続されている。そして、抽出ガス供給ライン３
４には、ガス抽出ポンプ２６および抽出ガス調整弁３５
が設置されている。その他の構成は前記第１実施形態と
同様であるのでその説明を省略する。
発電設備の第３実施形態を示す系統図である。この第３
実施形態では、前記第１実施形態の抽出ガス処理ライン
２４，煙突２５および抽出ガス処理装置２７を排除し、
復水器１１の上部に配置されたガス抽出部材２３に抽出
ガス供給ライン３４の一端が接続され、その他端がボイ
ラ４に接続されている。そして、抽出ガス供給ライン３
４には、ガス抽出ポンプ２６および抽出ガス調整弁３５
が設置されている。その他の構成は前記第１実施形態と
同様であるのでその説明を省略する。
【００５０】次に、本実施形態の作用を説明する。
【００５１】ＬＮＧタンク１から排出された液体ＬＮＧ
は、ＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調整弁
２０で流量を調整して減圧すると、液体のＬＮＧは低温
の気体へ気化する。この低温となったＬＮＧの気体は、
復水器１１の下部に配置されたＬＮＧ噴出ノズル２１か
ら噴出して復水器１１内の温度を低下させる。
は、ＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調整弁
２０で流量を調整して減圧すると、液体のＬＮＧは低温
の気体へ気化する。この低温となったＬＮＧの気体は、
復水器１１の下部に配置されたＬＮＧ噴出ノズル２１か
ら噴出して復水器１１内の温度を低下させる。
【００５２】そして、復水器１１内に噴出されたＬＮＧ
の気体は、タービン排気の蒸気と異なり凝縮しないた
め、復水器１１内の上部に配置されたガス抽出部材２３
により集められ、復水器１１の外部に設置されたガス抽
出ポンプ２６により復水器１１の外へ抽出される。さら
に、ＬＮＧの気体は、ガス抽出ポンプ２６から抽出ガス
調整弁３５を経てボイラ４内へ送られ、燃焼される。
の気体は、タービン排気の蒸気と異なり凝縮しないた
め、復水器１１内の上部に配置されたガス抽出部材２３
により集められ、復水器１１の外部に設置されたガス抽
出ポンプ２６により復水器１１の外へ抽出される。さら
に、ＬＮＧの気体は、ガス抽出ポンプ２６から抽出ガス
調整弁３５を経てボイラ４内へ送られ、燃焼される。
【００５３】このように本実施形態によれば、ボイラ４
の燃料であるＬＮＧを復水器１１内のタービン排気の中
に直接接触させることにより、前記第１実施形態と同様
の効果が得られる。また、復水器１１からガス抽出部材
２３により抽出した気化したＬＮＧをボイラ４内へ送っ
て燃焼させることにより、気化したＬＮＧを廃棄するこ
とがなくなり、ＬＮＧを有効に利用することができる。
の燃料であるＬＮＧを復水器１１内のタービン排気の中
に直接接触させることにより、前記第１実施形態と同様
の効果が得られる。また、復水器１１からガス抽出部材
２３により抽出した気化したＬＮＧをボイラ４内へ送っ
て燃焼させることにより、気化したＬＮＧを廃棄するこ
とがなくなり、ＬＮＧを有効に利用することができる。
【００５４】なお、第３実施形態では、復水器１１に設
置したガス抽出部材２３から気化したＬＮＧをボイラ４
内へ送る例を説明したが、これに限らず図２に示すよう
に復水器１１の入口側水室２８または出口側水室３３か
ら気化したＬＮＧをボイラ４内へ送るように構成しても
よい。このように構成した場合でも第３実施形態と同様
の作用および効果が得られる。
置したガス抽出部材２３から気化したＬＮＧをボイラ４
内へ送る例を説明したが、これに限らず図２に示すよう
に復水器１１の入口側水室２８または出口側水室３３か
ら気化したＬＮＧをボイラ４内へ送るように構成しても
よい。このように構成した場合でも第３実施形態と同様
の作用および効果が得られる。
【００５５】［第４実施形態］図４は本発明に係る火力
発電設備の第４実施形態を示す系統図である。この第４
実施形態では、復水器１１の上部に配置されたガス抽出
部材２３に抽出ガス供給ライン３４の一端が接続され、
その他端がボイラ送風機６の入口側に接続されている。
そして、抽出ガス供給ライン３４には、前記第３実施形
態と同様にガス抽出ポンプ２６および抽出ガス調整弁３
５が設置されている。
発電設備の第４実施形態を示す系統図である。この第４
実施形態では、復水器１１の上部に配置されたガス抽出
部材２３に抽出ガス供給ライン３４の一端が接続され、
その他端がボイラ送風機６の入口側に接続されている。
そして、抽出ガス供給ライン３４には、前記第３実施形
態と同様にガス抽出ポンプ２６および抽出ガス調整弁３
５が設置されている。
【００５６】したがって、復水器１１内に噴出されたＬ
ＮＧの気体は、タービン排気の蒸気と異なり凝縮しない
ため、復水器１１内の上部に配置されたガス抽出部材２
３により集められ、復水器１１の外部に設置されたガス
抽出ポンプ２６により復水器１１の外へ抽出される。
ＮＧの気体は、タービン排気の蒸気と異なり凝縮しない
ため、復水器１１内の上部に配置されたガス抽出部材２
３により集められ、復水器１１の外部に設置されたガス
抽出ポンプ２６により復水器１１の外へ抽出される。
【００５７】さらに、ＬＮＧの気体は、ガス抽出ポンプ
２６から抽出ガス調整弁３５を経てボイラ送風機６の入
口側へ送られる。このボイラ送風機６の入口側へ送られ
たＬＮＧの気体は、燃焼用空気とともにボイラ４に供給
されて燃焼し、燃焼後の排ガスが煙突７から排気され
る。
２６から抽出ガス調整弁３５を経てボイラ送風機６の入
口側へ送られる。このボイラ送風機６の入口側へ送られ
たＬＮＧの気体は、燃焼用空気とともにボイラ４に供給
されて燃焼し、燃焼後の排ガスが煙突７から排気され
る。
【００５８】このように第４実施形態によれば、第３実
施形態と同様の作用および効果が得られる。なお、上述
したように、図２に示す復水器１１の入口側水室２８ま
たは出口側水室３３から気化したＬＮＧをボイラ送風機
６の入口側へ送るように構成してもよい。このように構
成した場合でも第４実施形態と同様の作用および効果が
得られる。
施形態と同様の作用および効果が得られる。なお、上述
したように、図２に示す復水器１１の入口側水室２８ま
たは出口側水室３３から気化したＬＮＧをボイラ送風機
６の入口側へ送るように構成してもよい。このように構
成した場合でも第４実施形態と同様の作用および効果が
得られる。
【００５９】［第５実施形態］図５は本発明に係る火力
発電設備の第５実施形態を示す系統図である。この第５
実施形態では、図５に示すように、復水器冷却水ポンプ
１２から入口側水室１３との間の復水器冷却水ライン３
６に、復水器冷却水である海水を冷却する冷却水冷却装
置３７が設置されている。また、この冷却水冷却装置３
７は、ＬＮＧ分岐供給ライン１９におけるＬＮＧ流量調
整弁２０の下流側に設置されている。そして、ＬＮＧ分
岐供給ライン１９における冷却水冷却装置３７の出口側
には逆止弁３８が設置され、この逆止弁３８の出口側の
ＬＮＧ分岐供給ライン１９は、ＬＮＧ供給ライン１８に
接続されている。
発電設備の第５実施形態を示す系統図である。この第５
実施形態では、図５に示すように、復水器冷却水ポンプ
１２から入口側水室１３との間の復水器冷却水ライン３
６に、復水器冷却水である海水を冷却する冷却水冷却装
置３７が設置されている。また、この冷却水冷却装置３
７は、ＬＮＧ分岐供給ライン１９におけるＬＮＧ流量調
整弁２０の下流側に設置されている。そして、ＬＮＧ分
岐供給ライン１９における冷却水冷却装置３７の出口側
には逆止弁３８が設置され、この逆止弁３８の出口側の
ＬＮＧ分岐供給ライン１９は、ＬＮＧ供給ライン１８に
接続されている。
【００６０】さらに、冷却水冷却装置３７内は、水の凝
固点０℃になっても凝固しない冷媒３７ａにより満たさ
れているとともに、冷却水である海水が流れる冷却管３
７ｂが多数設けられている。また、冷却水冷却装置３７
内には、図示しない温度計が設置され、この温度計によ
り検出された検出温度信号を制御装置２２で得て、この
制御装置２２からＬＮＧ流量調整弁２０に制御信号を送
出することにより、ＬＮＧ流量調整弁２０の開度を制御
している。
固点０℃になっても凝固しない冷媒３７ａにより満たさ
れているとともに、冷却水である海水が流れる冷却管３
７ｂが多数設けられている。また、冷却水冷却装置３７
内には、図示しない温度計が設置され、この温度計によ
り検出された検出温度信号を制御装置２２で得て、この
制御装置２２からＬＮＧ流量調整弁２０に制御信号を送
出することにより、ＬＮＧ流量調整弁２０の開度を制御
している。
【００６１】次に、本実施形態の作用を説明する。
【００６２】ＬＮＧタンク１から排出された液体のＬＮ
Ｇは、ＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調整
弁２０まで供給され、このＬＮＧ流量調整弁２０にて流
量を制御しながら、気化させつつ低温になった気体のＬ
ＮＧを冷却水冷却装置３７へ送り込む。
Ｇは、ＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調整
弁２０まで供給され、このＬＮＧ流量調整弁２０にて流
量を制御しながら、気化させつつ低温になった気体のＬ
ＮＧを冷却水冷却装置３７へ送り込む。
【００６３】この冷却水冷却装置３７では、内部が冷媒
３７ａで満たされているため、まず低温になった気体の
ＬＮＧは冷媒３７ａを冷却し、この冷媒３７ａは冷却器
冷却装置３７内の冷却管３７ｂを介して復水器冷却水を
冷却する。
３７ａで満たされているため、まず低温になった気体の
ＬＮＧは冷媒３７ａを冷却し、この冷媒３７ａは冷却器
冷却装置３７内の冷却管３７ｂを介して復水器冷却水を
冷却する。
【００６４】また、気体となったＬＮＧは、冷却器冷却
装置３７を排出した後、逆止弁３８を経てボイラ４のＬ
ＮＧ供給ライン１８ヘ流入し、ＬＮＧ燃料タンク１，燃
料加減弁２およびＬＮＧ減圧加温装置３を通過してきた
気体のＬＮＧと合流して、ボイラ４の燃焼バーナ５から
噴出して燃焼される。
装置３７を排出した後、逆止弁３８を経てボイラ４のＬ
ＮＧ供給ライン１８ヘ流入し、ＬＮＧ燃料タンク１，燃
料加減弁２およびＬＮＧ減圧加温装置３を通過してきた
気体のＬＮＧと合流して、ボイラ４の燃焼バーナ５から
噴出して燃焼される。
【００６５】なお、上記のように逆止弁３８が設置され
ていることから、冷却水冷却装置３７から排出された気
体のＬＮＧは、燃料加減弁２からのＬＮＧと合流する前
に冷却水冷却装置３７へ逆流することがなくなる。
ていることから、冷却水冷却装置３７から排出された気
体のＬＮＧは、燃料加減弁２からのＬＮＧと合流する前
に冷却水冷却装置３７へ逆流することがなくなる。
【００６６】一方、復水器１１に供給される冷却水は、
復水冷却水ポンプ１２を出た後、冷却水冷却装置３７を
通り、冷却水温度を下げた後、復水器１１の入口側水室
１３を経て復水器１１内へ流入することで、復水器１１
内の圧力絶対値をより低くさせて、タービン出力を増加
させる。
復水冷却水ポンプ１２を出た後、冷却水冷却装置３７を
通り、冷却水温度を下げた後、復水器１１の入口側水室
１３を経て復水器１１内へ流入することで、復水器１１
内の圧力絶対値をより低くさせて、タービン出力を増加
させる。
【００６７】ここで、冷却水冷却装置３７のＬＮＧ流量
調整弁２０の開度は、冷却水冷却装置３７の出口温度な
どの検出温度信号を制御装置２２で得て、この制御装置
２２からＬＮＧ流量調整弁２０に制御信号を送出するこ
とにより制御される。
調整弁２０の開度は、冷却水冷却装置３７の出口温度な
どの検出温度信号を制御装置２２で得て、この制御装置
２２からＬＮＧ流量調整弁２０に制御信号を送出するこ
とにより制御される。
【００６８】このように本実施形態によれば、液体ＬＮ
Ｇの気化熱を利用して、復水器１１の冷却水の温度を下
げることにより、復水器１１内の圧力の絶対値を下げ
て、蒸気タービン８の出力を増加させることができる。
Ｇの気化熱を利用して、復水器１１の冷却水の温度を下
げることにより、復水器１１内の圧力の絶対値を下げ
て、蒸気タービン８の出力を増加させることができる。
【００６９】［第６実施形態］図６は本発明に係る火力
発電設備の第６実施形態を示す系統図である。この第６
実施形態では、図６に示すように、ＬＮＧ分岐供給ライ
ン１９におけるＬＮＧ流量調整弁２０の下流側には、冷
媒冷却装置３９が設置され、この冷媒冷却装置３９内に
は冷媒３９ａが収容されている。
発電設備の第６実施形態を示す系統図である。この第６
実施形態では、図６に示すように、ＬＮＧ分岐供給ライ
ン１９におけるＬＮＧ流量調整弁２０の下流側には、冷
媒冷却装置３９が設置され、この冷媒冷却装置３９内に
は冷媒３９ａが収容されている。
【００７０】また、冷媒冷却装置３９は、入口側水室４
０と冷媒循環ライン４１により接続され、この冷媒循環
ライン４１に冷媒循環ポンプ４２が設置されている。そ
して、入口側水室４０内には、冷媒３９ａが通過する冷
却水冷却管４０ａが蛇行して設けられている。
０と冷媒循環ライン４１により接続され、この冷媒循環
ライン４１に冷媒循環ポンプ４２が設置されている。そ
して、入口側水室４０内には、冷媒３９ａが通過する冷
却水冷却管４０ａが蛇行して設けられている。
【００７１】さらに、入口側水室４０内には、図示しな
い温度計が設置され、この温度計により検出された検出
温度信号を制御装置２２で得て、この制御装置２２から
ＬＮＧ流量調整弁２０に制御信号を送出することによ
り、ＬＮＧ流量調整弁２０の開度を制御している。
い温度計が設置され、この温度計により検出された検出
温度信号を制御装置２２で得て、この制御装置２２から
ＬＮＧ流量調整弁２０に制御信号を送出することによ
り、ＬＮＧ流量調整弁２０の開度を制御している。
【００７２】次に、本実施形態の作用を説明する。
【００７３】ＬＮＧタンク１から排出された液体のＬＮ
Ｇは、ＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調整
弁２０にて流量調整されるとともに、減圧され低温の気
体へと気化する。冷媒冷却装置３９において冷媒３９ａ
は、上記低温の気体のＬＮＧにて冷却される。
Ｇは、ＬＮＧ分岐供給ライン１９を経てＬＮＧ流量調整
弁２０にて流量調整されるとともに、減圧され低温の気
体へと気化する。冷媒冷却装置３９において冷媒３９ａ
は、上記低温の気体のＬＮＧにて冷却される。
【００７４】すると、温度の低下した冷媒３９ａは、冷
媒循環ポンプ４２により冷却水冷却管４０ａを備えた入
口側水室４０へ送られて、冷却水と熱交換して冷却水の
温度を下げる。よって、復水器１１内の圧力絶対値をよ
り低くさせて、蒸気タービン８の出力を増加させること
ができる。
媒循環ポンプ４２により冷却水冷却管４０ａを備えた入
口側水室４０へ送られて、冷却水と熱交換して冷却水の
温度を下げる。よって、復水器１１内の圧力絶対値をよ
り低くさせて、蒸気タービン８の出力を増加させること
ができる。
【００７５】ここで、ＬＮＧ流量調整弁２０の開度は、
入口側水室４０内の温度などの検出温度信号を制御装置
２２で得て、この制御装置２２からＬＮＧ流量調整弁２
０に制御信号を送出することにより制御される。
入口側水室４０内の温度などの検出温度信号を制御装置
２２で得て、この制御装置２２からＬＮＧ流量調整弁２
０に制御信号を送出することにより制御される。
【００７６】このように本実施形態によれば、液体ＬＮ
Ｇの気化熱を利用して、復水器１１の冷却水の温度を下
げることにより、復水器１１内の圧力の絶対値を下げ
て、蒸気タービン８の出力を増加させることができる。
Ｇの気化熱を利用して、復水器１１の冷却水の温度を下
げることにより、復水器１１内の圧力の絶対値を下げ
て、蒸気タービン８の出力を増加させることができる。
【００７７】
【発明の効果】以上説明したように、本発明の請求項
１，２によれば、ボイラの燃料であるＬＮＧを復水器内
のタービン排気の中に直接接触させたり、入口側水室の
冷却水中にＬＮＧを直接接触させることにより、復水器
冷却水の温度を下げることができ、復水器内圧力の絶対
値を下げることができる。よってタービンの出力を増加
させることができる。特に、夏場の海水温度上昇による
出力の低下の回復の手段として有効である。
１，２によれば、ボイラの燃料であるＬＮＧを復水器内
のタービン排気の中に直接接触させたり、入口側水室の
冷却水中にＬＮＧを直接接触させることにより、復水器
冷却水の温度を下げることができ、復水器内圧力の絶対
値を下げることができる。よってタービンの出力を増加
させることができる。特に、夏場の海水温度上昇による
出力の低下の回復の手段として有効である。
【００７８】また、本発明の請求項３，４によれば、抽
出されたＬＮＧをボイラ内やボイラ送風機の入口側へ送
気することにより、気化したＬＮＧを廃棄することがな
くなり、ＬＮＧを有効に利用することができる。
出されたＬＮＧをボイラ内やボイラ送風機の入口側へ送
気することにより、気化したＬＮＧを廃棄することがな
くなり、ＬＮＧを有効に利用することができる。
【図１】本発明に係る火力発電設備の第１実施形態を示
す系統図。
す系統図。
【図２】本発明に係る火力発電設備の第２実施形態を示
す系統図。
す系統図。
【図３】本発明に係る火力発電設備の第３実施形態を示
す系統図。
す系統図。
【図４】本発明に係る火力発電設備の第４実施形態を示
す系統図。
す系統図。
【図５】本発明に係る火力発電設備の第５実施形態を示
す系統図。
す系統図。
【図６】本発明に係る火力発電設備の第６実施形態を示
す系統図。
す系統図。
【図７】従来の火力発電設備を示す系統図。
１ ＬＮＧタンク ２ 燃料加減弁 ３ ＬＮＧ減圧加温装置 ４ ボイラ ５ ボイラ燃焼バーナ ６ ボイラ送風機 ７ 煙突 ８ 蒸気タービン ９ 発電機 １０ 排気室 １１ 復水器 １１ａ 冷却管 １２ 復水器冷却水ポンプ １３ 入口側水室 １４ 出口側水室 １５ 復水ポンプ １６ 脱気器 １７ 給水ポンプ １８ ＬＮＧ供給ライン １９ ＬＮＧ分岐供給ライン １９ａ〜１９ｃ 分岐管 ２０ ＬＮＧ流量調整弁 ２０ａ〜２０ｃ ＬＮＧ流量調整弁 ２１ ＬＮＧ噴出ノズル ２２ 制御装置 ２３ ガス抽出部材 ２４ 抽出ガス処理ライン ２４ａ，２４ｂ 抽出ガス処理ライン ２５ 煙突 ２６ ガス抽出ポンプ ２７ 抽出ガス処理装置 ２８ 入口側水室 ２９ ＬＮＧ噴出ノズル ３０ａ，３０ｂ 水位検出装置 ３１ａ，３１ｂ 水位調整装置 ３２ａ，３２ｂ ガス排出量調整弁 ３３ 出口側水室 ３４ 抽出ガス供給ライン ３５ 抽出ガス調整弁 ３６ 復水器冷却水ライン ３７ 冷却水冷却装置 ３７ａ 冷媒 ３７ｂ 冷却管 ３８ 逆止弁 ３９ 冷媒冷却装置 ３９ａ 冷媒 ４０ 入口側水室 ４０ａ 冷却水冷却管 ４１ 冷媒循環ライン ４２ 冷媒循環ポンプ
Claims (4)
- 【請求項１】 ＬＮＧを燃料とするボイラで発生した蒸
気をタービンに送って仕事をさせ、そのタービン排気で
ある蒸気を、復水器で海水を冷却水として凝縮させる火
力発電設備において、前記ＬＮＧを前記復水器内に供給
するラインを設け、前記復水器内のタービン排気の中に
前記ＬＮＧを直接接触させることを特徴とする火力発電
設備。 - 【請求項２】 ＬＮＧを燃料とするボイラで発生した蒸
気をタービンに送って仕事をさせ、そのタービン排気で
ある蒸気を、復水器で海水を冷却水として凝縮させる火
力発電設備において、前記復水器に入口側水室を設け、
この入口側水室の冷却水中に前記ＬＮＧを供給するライ
ンを設け、前記入口側水室の冷却水中に前記ＬＮＧを直
接接触させることを特徴とする火力発電設備。 - 【請求項３】 請求項１または２記載の火力発電設備に
おいて、復水器および入口側水室のいずれか一方で気化
したＬＮＧを抽出するガス抽出手段を設け、この抽出さ
れたＬＮＧをボイラ内へ送気することを特徴とする火力
発電設備。 - 【請求項４】 請求項１または２記載の火力発電設備に
おいて、復水器または入口側水室のいずれか一方で気化
したＬＮＧを抽出するガス抽出手段を設け、この抽出さ
れたＬＮＧを、ボイラ内に燃焼用空気を送るボイラ送風
機の入口側へ送気することを特徴とする火力発電設備。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP34539597A JPH11182212A (ja) | 1997-12-15 | 1997-12-15 | 火力発電設備 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP34539597A JPH11182212A (ja) | 1997-12-15 | 1997-12-15 | 火力発電設備 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH11182212A true JPH11182212A (ja) | 1999-07-06 |
Family
ID=18376315
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP34539597A Pending JPH11182212A (ja) | 1997-12-15 | 1997-12-15 | 火力発電設備 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH11182212A (ja) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008029701A1 (fr) * | 2006-09-05 | 2008-03-13 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Système de détection de fuite de gaz pour un refroidisseur de gaz |
| JP2016008042A (ja) * | 2014-06-25 | 2016-01-18 | 潮冷熱株式会社 | Ｌｎｇ船のバイナリー発電システム |
| CN109281719A (zh) * | 2017-07-20 | 2019-01-29 | 斗山重工业建设有限公司 | 混合发电系统 |
| JP2019094792A (ja) * | 2017-11-20 | 2019-06-20 | 株式会社タクマ | 燃焼排ガスからの熱回収発電設備及びその制御方法 |
-
1997
- 1997-12-15 JP JP34539597A patent/JPH11182212A/ja active Pending
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008029701A1 (fr) * | 2006-09-05 | 2008-03-13 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Système de détection de fuite de gaz pour un refroidisseur de gaz |
| US8251130B2 (en) | 2006-09-05 | 2012-08-28 | Mitsubishi Heavy Industries Compressor Corporation | Gas leak detecting system for gas cooler |
| JP2016008042A (ja) * | 2014-06-25 | 2016-01-18 | 潮冷熱株式会社 | Ｌｎｇ船のバイナリー発電システム |
| CN109281719A (zh) * | 2017-07-20 | 2019-01-29 | 斗山重工业建设有限公司 | 混合发电系统 |
| JP2019094792A (ja) * | 2017-11-20 | 2019-06-20 | 株式会社タクマ | 燃焼排ガスからの熱回収発電設備及びその制御方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP3976857B2 (ja) | ガスタービン冷却空気冷却器としての強制貫流蒸気発生装置を備えた複合動力プラント | |
| US6530208B1 (en) | Steam cooled gas turbine system with regenerative heat exchange | |
| JP3650112B2 (ja) | ガス・蒸気タービン複合設備のガスタービン冷却媒体の冷却装置 | |
| KR100284392B1 (ko) | 복합 사이클 플랜트내의 증기터빈의 시동을 효과적으로 실시하는 방법 | |
| JP4705018B2 (ja) | ガスタービン組の運転方法 | |
| JPH0758043B2 (ja) | 排気ガスからの熱回収方法及び装置並びに熱回収蒸気発生器 | |
| EP1132594A1 (en) | Gas turbine power generation equipment and air humidifying apparatus | |
| US7096659B1 (en) | Gas turbine electric power generation equipment and air humidifier | |
| CA2016697A1 (en) | Method and apparatus for operating a combined cycle power plant having a defective deaerator | |
| CN101713339A (zh) | 用燃气加热器的水排放来减小给水泵尺寸的蒸汽调温装置 | |
| JPH03124902A (ja) | 複合サイクル発電プラント及びその運転方法 | |
| EP1752618A3 (en) | Steam cooled system in combined cycle power plant | |
| JPH09203304A (ja) | 廃棄物を燃料とする複合発電システム | |
| JP2003161164A (ja) | コンバインドサイクル発電プラント | |
| JPH11182212A (ja) | 火力発電設備 | |
| US7033420B2 (en) | Process and apparatus for the thermal degassing of the working medium of a two-phase process | |
| KR100447291B1 (ko) | 가스의 압력을 상승시키는 방법 및 장치 | |
| KR101935637B1 (ko) | 복합화력발전시스템 | |
| JP3746591B2 (ja) | ガス化複合発電設備 | |
| JPH11117712A (ja) | ガスタービンコンバインドプラント | |
| JP2003021301A (ja) | ボイラ設備及びコンバインドサイクルガスタービン発電設備及びコンバインドサイクルプラント及びボイラ設備の水回収方法 | |
| US4416117A (en) | Thermally producing a high-speed atomized liquid jet | |
| JPH05302504A (ja) | 液化天然ガスを用いる冷熱発電装置 | |
| JP3782609B2 (ja) | 廃棄物処理設備に付帯する熱回収設備の高圧蒸気復水系 | |
| JPH09170405A (ja) | 加圧流動層複合発電設備 |