JPS6256708A - 液化ガス供給設備と発電設備との間のインタロツク方式 - Google Patents
液化ガス供給設備と発電設備との間のインタロツク方式Info
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- JPS6256708A JPS6256708A JP19676385A JP19676385A JPS6256708A JP S6256708 A JPS6256708 A JP S6256708A JP 19676385 A JP19676385 A JP 19676385A JP 19676385 A JP19676385 A JP 19676385A JP S6256708 A JPS6256708 A JP S6256708A
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- Japan
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- gas
- fuel gas
- bog
- liquefied gas
- power generator
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- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
- F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
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- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Regulation And Control Of Combustion (AREA)
Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
〈産業上の利用分野〉
本発明は、液化ガスを燃料とする火力発電プランｌ〜に
於Ｃプる液化ガス供給設備と発電設備との間の協調運転
のためのインタロック方式に関する。
於Ｃプる液化ガス供給設備と発電設備との間の協調運転
のためのインタロック方式に関する。
〈従来の技術〉
液化ガスを燃料とする発電プラントに於て、発電設備を
中間負荷運転した場合、発電設備負荷が成るレベル以下
にまで低下すると液化ガス気化器の負荷が最低安定負荷
以下となり、燃料ガス主管圧力が良好に制御できなくな
る虞れがあった。ぞこで従来は発電設備負荷が成るレベ
ルより低下しないようにインタロックを股（ブるように
していた。
中間負荷運転した場合、発電設備負荷が成るレベル以下
にまで低下すると液化ガス気化器の負荷が最低安定負荷
以下となり、燃料ガス主管圧力が良好に制御できなくな
る虞れがあった。ぞこで従来は発電設備負荷が成るレベ
ルより低下しないようにインタロックを股（ブるように
していた。
〈発明が解決しようとする問題点〉
しかしながら、このように発電設備負荷の下限を設定し
た場合、主管圧力は良好に制御されるものの、様々な条
件に対処し得るように発電設備負荷の下限をかなり大き
めに設定しなければならず、発電設備の運用可能範囲が
狭くなる不都合があった。
た場合、主管圧力は良好に制御されるものの、様々な条
件に対処し得るように発電設備負荷の下限をかなり大き
めに設定しなければならず、発電設備の運用可能範囲が
狭くなる不都合があった。
このような従来技術の欠点に鑑み、本発明の主な目的は
、様々な条件の変化に応じて発電設備負荷の下限を可及
的に低く設定し得るようにして発電設備の運用可能範囲
を拡大し得るようなインタロック方式を提供することに
ある。
、様々な条件の変化に応じて発電設備負荷の下限を可及
的に低く設定し得るようにして発電設備の運用可能範囲
を拡大し得るようなインタロック方式を提供することに
ある。
〈問題点を解決するための手段〉
このような目的は、本発明によれば、液化ガスを燃料と
する火力発電プラン１〜に於ける液化ガス供給Δ、２備
と発電設備との間のインタロック方式であって、自然条
件及び人為的条件により変動するボイルオフガス発生■
と運転中の気化器の最低安定負荷から演算した燃料ガス
送出最低量信号に基づいて前記発電設備の負荷の下限レ
ベルを制限してなるインタロック方式を提供することに
より達成される。
する火力発電プラン１〜に於ける液化ガス供給Δ、２備
と発電設備との間のインタロック方式であって、自然条
件及び人為的条件により変動するボイルオフガス発生■
と運転中の気化器の最低安定負荷から演算した燃料ガス
送出最低量信号に基づいて前記発電設備の負荷の下限レ
ベルを制限してなるインタロック方式を提供することに
より達成される。
〈作用〉
ＢＯＧの発生量は気温、気圧などの自然条イ１及び液化
ガスの受入れなどの人為的条件により変動するものであ
るが、ＢＯＧ発生量を的確に予測しておけば、発電設備
負荷の下限値を十分に低く押さえることができるため、
主管圧力を良好に制御ｌｌし得ると共に、発電設備の運
転可能範囲を広くすることができる。
ガスの受入れなどの人為的条件により変動するものであ
るが、ＢＯＧ発生量を的確に予測しておけば、発電設備
負荷の下限値を十分に低く押さえることができるため、
主管圧力を良好に制御ｌｌし得ると共に、発電設備の運
転可能範囲を広くすることができる。
〈実施例〉
以下に添付の図面を参照して本発明を特定の実施例につ
いて詳細に説明する。
いて詳細に説明する。
第１図は、本発明に基づく燃料ガス主管圧力制御１ｌＩ
ｌ装置が適用された液化天然ガス（以下ＬＮＧという。
ｌ装置が適用された液化天然ガス（以下ＬＮＧという。
）を燃料とする火力発電ブラン１−を単純化して示した
構成図である。ＬＮＧ貯［Ｉ］に貯留されたＬＮＧ９は
、プライマリｉドンプ２及びセカンダリポンプ３により
、気化器例えばオープンラック式の気化器４に送り出さ
れ、熱源となる海水などにより液化ガスは気化される。
構成図である。ＬＮＧ貯［Ｉ］に貯留されたＬＮＧ９は
、プライマリｉドンプ２及びセカンダリポンプ３により
、気化器例えばオープンラック式の気化器４に送り出さ
れ、熱源となる海水などにより液化ガスは気化される。
気化したガスは、燃料ガスとして燃料ガス主管５を経て
発電設備７に供給される。
発電設備７に供給される。
発電設備７に於ては、燃料ガスによりガスタービンを運
転し、ガスタービンの廃熱により発生した蒸気を用いて
蒸気タービンを駆動する所謂コンバインドナイクル発電
を行なう。
転し、ガスタービンの廃熱により発生した蒸気を用いて
蒸気タービンを駆動する所謂コンバインドナイクル発電
を行なう。
一方、Ｌ Ｎ Ｇ貯槽１内に貯蔵されたｌ ＮＯ３から
は外部入熱によりボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生し、
気相部１０に滞留する。その♀は気温の上昇と共に増大
し、また１ＮＧをオーシャンタン力からタンク１内に受
入れる際にも一時的（Ｊ増大する。ＢＯＧは、圧縮機６
により圧縮され、燃料ガス主管５に送り込まれる。
は外部入熱によりボイルオフガス（ＢＯＧ）が発生し、
気相部１０に滞留する。その♀は気温の上昇と共に増大
し、また１ＮＧをオーシャンタン力からタンク１内に受
入れる際にも一時的（Ｊ増大する。ＢＯＧは、圧縮機６
により圧縮され、燃料ガス主管５に送り込まれる。
気化器４は一般に複数基用いられるが、気化器４を円滑
に再始動し得るように停止する（冷却保持状態を保つ）
ためには、例えば１ 、５ ｔｏｎ／ｈｏｕｒのガス流
量を保持する必要があり、気化器の負荷を安定に制御し
得るためには、例えば５．５ｔｏ口／ｈｏｕｒの流量を
確保する必要がある。またＢＯＧの発生量は、通常は自
然条件に支配されるため、与えられた自然条件下に於け
るＢＯＧ発生量をコンビコータシミュレーション等によ
り推定することはできる。また人為的条件として、ＬＮ
ＧをＬＮＧｆｔ９槽１に受入れる際にはＢＯＧ発生母が
、例えば５２゜９ ｔｏｎ／ｈｏｕｒに増大する。
に再始動し得るように停止する（冷却保持状態を保つ）
ためには、例えば１ 、５ ｔｏｎ／ｈｏｕｒのガス流
量を保持する必要があり、気化器の負荷を安定に制御し
得るためには、例えば５．５ｔｏ口／ｈｏｕｒの流量を
確保する必要がある。またＢＯＧの発生量は、通常は自
然条件に支配されるため、与えられた自然条件下に於け
るＢＯＧ発生量をコンビコータシミュレーション等によ
り推定することはできる。また人為的条件として、ＬＮ
ＧをＬＮＧｆｔ９槽１に受入れる際にはＢＯＧ発生母が
、例えば５２゜９ ｔｏｎ／ｈｏｕｒに増大する。
発電設備７に供給される燃料ガスの流量はＢＯＧ圧、稲
）幾６により送り出されるＢＯＧガスの流量と気化器４
から送り出される気化ガスの流量との和として与えられ
、発電９．２餐１７７に於ては、その燃料消費量か、供
給される液化ガスの流量を下回らない範囲に於て発電設
備負荷の下限を低く押さえることかできる。発電設備の
燃料消費量が、供給燃料の流量を下回った場合には、ガ
ス主管５の圧力を安定に制御することかできなくなる。
）幾６により送り出されるＢＯＧガスの流量と気化器４
から送り出される気化ガスの流量との和として与えられ
、発電９．２餐１７７に於ては、その燃料消費量か、供
給される液化ガスの流量を下回らない範囲に於て発電設
備負荷の下限を低く押さえることかできる。発電設備の
燃料消費量が、供給燃料の流量を下回った場合には、ガ
ス主管５の圧力を安定に制御することかできなくなる。
第２図は発電設備負荷の下限を（ｊえる燃料ガス送出最
低量信号を造成する過程を示し）たブ１」ツク線図で、
ブロック１１に於ては、例えば」ンピニｊ−タシミュレ
ーションにより、与えられた自然条件下に於けるＢＯＧ
発生推定量【こ対応する信号を発生し、加紳器１６に伝
送する。また７Ｊ［］算器１０には、気化器の自動冷却
保持を行なうための流量１ 、５ ｔｏｎ／ｈｏｕｒに
気化器の台数「１を掛は合せた流量に対応する信呂、１
、５ ｎ ｔｏｎ／１１０１Ｊｒ （ブ［」ツク１２
）または気化器の最低安定負荷５．６ｔｏｎ／ｈ。
低量信号を造成する過程を示し）たブ１」ツク線図で、
ブロック１１に於ては、例えば」ンピニｊ−タシミュレ
ーションにより、与えられた自然条件下に於けるＢＯＧ
発生推定量【こ対応する信号を発生し、加紳器１６に伝
送する。また７Ｊ［］算器１０には、気化器の自動冷却
保持を行なうための流量１ 、５ ｔｏｎ／ｈｏｕｒに
気化器の台数「１を掛は合せた流量に対応する信呂、１
、５ ｎ ｔｏｎ／１１０１Ｊｒ （ブ［」ツク１２
）または気化器の最低安定負荷５．６ｔｏｎ／ｈ。
ｕｒとｎ−１１の気化器を自動冷却保持するために必要
な流＄１ 、５ （ｎ−１） ｔｏｒｉ／ｈｏｕｒとの
和、（５，＋３＋ １ 、５ （ｎ −１） ） ｔｏ
ｎ／’ｈｏｕｒ （ブＥ」ツク１３）のいずれかに対応
する信号が与えられる、。
な流＄１ 、５ （ｎ−１） ｔｏｒｉ／ｈｏｕｒとの
和、（５，＋３＋ １ 、５ （ｎ −１） ） ｔｏ
ｎ／’ｈｏｕｒ （ブＥ」ツク１３）のいずれかに対応
する信号が与えられる、。
このブロック１２及びブロック１３のいり゛れからの信
号を加緯器′１Ｇに供給づるかを切替えるスイッチ１５
の切開口シックについては後に訂しく説明する。
号を加緯器′１Ｇに供給づるかを切替えるスイッチ１５
の切開口シックについては後に訂しく説明する。
スイッチ１７には、加紳器１６よりの信号及びブロック
１４からの信号が伝送され、スイツブ１７は、これらの
信号のいずれかを選択してジ−１〜リミツタ１８に供給
する。ブロック１４からは、（液化ガス受入れの際に発
生ずるＢＯＧの量、例えば５２．９ｔｏｎ／ｈｏｕｒ）
＋（気化器最低安定負荷、例えば５．６ｔｏｎ／ｈｏ
ｕｒ） ＋（ｎ−１１３の気化器を冷却保持するために
要する液化ガス流量、例えば１ 、５ （ｎ −１）
ｔｏｎ／ｈｏｕｒ）に相当する信号か伝送される。スイ
ッチ１７は、通常は加停器１６の側を選択するが、液化
ガス受入時にはブロック１４の側を選択する。
１４からの信号が伝送され、スイツブ１７は、これらの
信号のいずれかを選択してジ−１〜リミツタ１８に供給
する。ブロック１４からは、（液化ガス受入れの際に発
生ずるＢＯＧの量、例えば５２．９ｔｏｎ／ｈｏｕｒ）
＋（気化器最低安定負荷、例えば５．６ｔｏｎ／ｈｏ
ｕｒ） ＋（ｎ−１１３の気化器を冷却保持するために
要する液化ガス流量、例えば１ 、５ （ｎ −１）
ｔｏｎ／ｈｏｕｒ）に相当する信号か伝送される。スイ
ッチ１７は、通常は加停器１６の側を選択するが、液化
ガス受入時にはブロック１４の側を選択する。
レートリミッタ１８は燃料ガス送出最低単信号の上昇速
度を制限するもので、ブロック１４が選択された場合に
のみ作動する。レートリミッタ１８の出力信号１９が最
終的な燃料ガス送出最低量信号となるが、例えば二系列
の発電設備が用いられている場合には、配分ユニツ１〜
２０，２１により燃料ガス送出最低量信号を適当に分配
して各系列の発電設備のインタロックを行なうこととな
る１第３図は、第２図に於けるスイッチ１５の切替ロジ
ックを示すもので、ＢＯＧ単独運転が選択された場合、
または気化器が自動運転されていない場合にスイッチ１
５かブロック１２を選択する。
度を制限するもので、ブロック１４が選択された場合に
のみ作動する。レートリミッタ１８の出力信号１９が最
終的な燃料ガス送出最低量信号となるが、例えば二系列
の発電設備が用いられている場合には、配分ユニツ１〜
２０，２１により燃料ガス送出最低量信号を適当に分配
して各系列の発電設備のインタロックを行なうこととな
る１第３図は、第２図に於けるスイッチ１５の切替ロジ
ックを示すもので、ＢＯＧ単独運転が選択された場合、
または気化器が自動運転されていない場合にスイッチ１
５かブロック１２を選択する。
しかしながら、気化器運転が選択されかつ気化器の自動
運転負荷が一定レベルを越えた場合には、スイッチ１５
はブロック１３を選択することどなる。またＢＯＧ圧縮
機トリップ等によりＢＯＧ単独運転から気化器運転に移
行した場合にも、ブロック１３が選択されることとなる
。
運転負荷が一定レベルを越えた場合には、スイッチ１５
はブロック１３を選択することどなる。またＢＯＧ圧縮
機トリップ等によりＢＯＧ単独運転から気化器運転に移
行した場合にも、ブロック１３が選択されることとなる
。
次に第４図から第６図までに基づき前記した燃料ガス送
出最低量信号の変化の状況を説明する。
出最低量信号の変化の状況を説明する。
第４図は液化ガスを貯槽１に受入れる際のＢＯＧ発生量
の増大に伴う燃料ガス送出最低量信号の変化を示す。液
化ガス受入開始前は、自然条件に応じたＢＯＧ発生母に
対して多少の余裕を加味した燃料ガス送出最低子信号が
ブロック１１から送り出され、そのまま発電設備側に伝
送される。液化ガスの受入れが開始されて４５分経過す
ると、スイッチ１７がブロック１４の側に切替えられ、
同時にレートリミッタ１８が作動するため、燃料ガス送
出最低量信号が約４５分間直線的に増大する力瓢成る値
に達して以後、この値は一定に維持される。液化ガスの
受入れが終了すると、スイッチ１７が加算器１６の側に
切替えられ、再び液化ガス受入開始前の状態に復帰する
。
の増大に伴う燃料ガス送出最低量信号の変化を示す。液
化ガス受入開始前は、自然条件に応じたＢＯＧ発生母に
対して多少の余裕を加味した燃料ガス送出最低子信号が
ブロック１１から送り出され、そのまま発電設備側に伝
送される。液化ガスの受入れが開始されて４５分経過す
ると、スイッチ１７がブロック１４の側に切替えられ、
同時にレートリミッタ１８が作動するため、燃料ガス送
出最低量信号が約４５分間直線的に増大する力瓢成る値
に達して以後、この値は一定に維持される。液化ガスの
受入れが終了すると、スイッチ１７が加算器１６の側に
切替えられ、再び液化ガス受入開始前の状態に復帰する
。
第５図は気化器運転からＢＯＧ単独運転に切替え、再び
気化器運転に復帰する場合を示す。気化器運転が選択さ
れ、気化器が自動冷却保持状態に絞られ、かつ気化器の
自動運転負荷が一定レベル以上であれば、スイッチ１５
がブロック１３の側に切替えられ、燃料ガス送出最低量
信号か成るレベルにある。ＢＯＧ単独運転に切替えられ
ると、スイッチ１５がブロック１２の側に倒され、燃料
ガス送出最低量信号が前記レベルよりも低いレベルに保
持され、主に自然条件によるＢＯＧ発生通を若干上回る
レベルを推移することとなる。その間、気化器はすべて
冷却保持運転状態に落とされている。気化器の運転を再
開すると、気化器入口の液化ガス流量が徐々に増大し、
成るレベル、例エバ５．６＋ １ 、５ （ｎ−１）
ｔｏｎ／ｈｏｕｒにするとスイッチ１５かブロック１３
の側に倒され、燃料ガス送出最低量信号のレベルが高め
られる。
気化器運転に復帰する場合を示す。気化器運転が選択さ
れ、気化器が自動冷却保持状態に絞られ、かつ気化器の
自動運転負荷が一定レベル以上であれば、スイッチ１５
がブロック１３の側に切替えられ、燃料ガス送出最低量
信号か成るレベルにある。ＢＯＧ単独運転に切替えられ
ると、スイッチ１５がブロック１２の側に倒され、燃料
ガス送出最低量信号が前記レベルよりも低いレベルに保
持され、主に自然条件によるＢＯＧ発生通を若干上回る
レベルを推移することとなる。その間、気化器はすべて
冷却保持運転状態に落とされている。気化器の運転を再
開すると、気化器入口の液化ガス流量が徐々に増大し、
成るレベル、例エバ５．６＋ １ 、５ （ｎ−１）
ｔｏｎ／ｈｏｕｒにするとスイッチ１５かブロック１３
の側に倒され、燃料ガス送出最低量信号のレベルが高め
られる。
第６図は、ＢＯＧ単独運転中にＢＯＧ圧縮畏のトリップ
等より気化器運転に移行した場合を示している。ＢＯＧ
圧縮機がトリップ等する前は、燃料ガス送出最低量信号
は実際のＢＯＧ発生吊を若干上回るようなレベルに保持
されるか、Ｂ ＯＧ圧縮機が（〜リップ等すると、燃料
主管に供給されるＢＯＧの流儀が急激に減少するため、
それを補うべく気化器が始動され、スイッチ１５がブロ
ック］３の側に強制的に倒され、燃料ガス送出最低早信
号のレベルが上昇する。
等より気化器運転に移行した場合を示している。ＢＯＧ
圧縮機がトリップ等する前は、燃料ガス送出最低量信号
は実際のＢＯＧ発生吊を若干上回るようなレベルに保持
されるか、Ｂ ＯＧ圧縮機が（〜リップ等すると、燃料
主管に供給されるＢＯＧの流儀が急激に減少するため、
それを補うべく気化器が始動され、スイッチ１５がブロ
ック］３の側に強制的に倒され、燃料ガス送出最低早信
号のレベルが上昇する。
このようにして、液化ガス供給設備の側にてＢＯＧ発生
発生側値、液化ガス気化器運転状態、液化ガス受入れの
有無などのデータから燃料ガス送出最低量信号を造成（
）て、該信号が発電設備側に発信される。発電設備側で
は、この信号の示づ値以上の母の燃料ガスを澗費してい
れば、気化器運転負荷が最低安定負荷以下になることか
なく、燃料ガス主管圧力を良好に制御することかできる
。
発生側値、液化ガス気化器運転状態、液化ガス受入れの
有無などのデータから燃料ガス送出最低量信号を造成（
）て、該信号が発電設備側に発信される。発電設備側で
は、この信号の示づ値以上の母の燃料ガスを澗費してい
れば、気化器運転負荷が最低安定負荷以下になることか
なく、燃料ガス主管圧力を良好に制御することかできる
。
〈発明の効果〉
このように、発電設備と液化ガス供給設備との間の協調
を保った運転を行なうことにより、発電設備の運転可能
範囲を広く取ることができ、しかち燃料ガス主管圧力を
ずべて自動的に制御することかできるため、火力発電プ
ラントの効率的な運−用か可能となると共に、発電設備
と液化ガス供給設備との間の協調を図るための運転員の
労力を不要とすることができるため、その効果は極めて
大である。
を保った運転を行なうことにより、発電設備の運転可能
範囲を広く取ることができ、しかち燃料ガス主管圧力を
ずべて自動的に制御することかできるため、火力発電プ
ラントの効率的な運−用か可能となると共に、発電設備
と液化ガス供給設備との間の協調を図るための運転員の
労力を不要とすることができるため、その効果は極めて
大である。
第１図は、本発明を適用し得る火力発電プラントの一例
を示すブロック図である。 第２図は、燃料ガス送出最低量信号を発生する構成のフ
ローを示す説明図である。 第３図は、第２図のスイッチ１５の切換ロジックを示す
フロー図である。 第４図乃至第６図は燃料ガス送出最低量信号の変化を示
すグラフである。 １・・・ＬＮＧ貯槽 ２・・・プライマリポンプ３
・・・セカンダリポンプ４・・・気化器５・・・燃（′
ミ１万ス主管 ６・・・Ｂ ＯＧ圧縮機７・・・発電
設備 ８・・・燃料ガス供給設備９・・・ＩＮＧ
１０・・・貯槽内気相部１１〜１４・・・
ブロック１５・・・スイッチ１６・・・７Ｊ［ｌ韓器
１７・・・スイッチ１Ｂ・・・レートリミッタ１
９・・・出力信号２０．２１・・・配分ユニット
を示すブロック図である。 第２図は、燃料ガス送出最低量信号を発生する構成のフ
ローを示す説明図である。 第３図は、第２図のスイッチ１５の切換ロジックを示す
フロー図である。 第４図乃至第６図は燃料ガス送出最低量信号の変化を示
すグラフである。 １・・・ＬＮＧ貯槽 ２・・・プライマリポンプ３
・・・セカンダリポンプ４・・・気化器５・・・燃（′
ミ１万ス主管 ６・・・Ｂ ＯＧ圧縮機７・・・発電
設備 ８・・・燃料ガス供給設備９・・・ＩＮＧ
１０・・・貯槽内気相部１１〜１４・・・
ブロック１５・・・スイッチ１６・・・７Ｊ［ｌ韓器
１７・・・スイッチ１Ｂ・・・レートリミッタ１
９・・・出力信号２０．２１・・・配分ユニット
Claims (1)
- 液化ガスを燃料とする火力発電プラントに於ける液化ガ
ス供給設備と発電設備との間のインタロック方式であつ
て、自然条件及び人為的条件により変動するボイルオフ
ガス発生量と運転中の気化器の最低安定負荷から演算し
た燃料ガス送出最低量信号に基づいて前記発電設備の負
荷の下限レベルを制限してなるインタロック方式。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP19676385A JPS6256708A (ja) | 1985-09-05 | 1985-09-05 | 液化ガス供給設備と発電設備との間のインタロツク方式 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP19676385A JPS6256708A (ja) | 1985-09-05 | 1985-09-05 | 液化ガス供給設備と発電設備との間のインタロツク方式 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS6256708A true JPS6256708A (ja) | 1987-03-12 |
| JPH0566485B2 JPH0566485B2 (ja) | 1993-09-21 |
Family
ID=16363214
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP19676385A Granted JPS6256708A (ja) | 1985-09-05 | 1985-09-05 | 液化ガス供給設備と発電設備との間のインタロツク方式 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPS6256708A (ja) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2008291817A (ja) * | 2007-05-28 | 2008-12-04 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 発電プラント及び発電プラントの発電方法 |
| JP4551548B2 (ja) * | 2000-10-04 | 2010-09-29 | 大阪瓦斯株式会社 | 発電設備およびこれを用いる発電方法 |
| JP2016070119A (ja) * | 2014-09-29 | 2016-05-09 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ガスタービン設備、その制御装置、及びガスタービン設備の制御方法 |
| JP2017061933A (ja) * | 2015-09-25 | 2017-03-30 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | ガスタービンエンジン用の液化石油ガス燃料調整システム |
| CN112648033A (zh) * | 2020-12-25 | 2021-04-13 | 西安石油大学 | 一种利用lng冷能的bog燃气轮机/超临界co2布雷顿/卡琳娜联合循环发电系统 |
-
1985
- 1985-09-05 JP JP19676385A patent/JPS6256708A/ja active Granted
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4551548B2 (ja) * | 2000-10-04 | 2010-09-29 | 大阪瓦斯株式会社 | 発電設備およびこれを用いる発電方法 |
| JP2008291817A (ja) * | 2007-05-28 | 2008-12-04 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 発電プラント及び発電プラントの発電方法 |
| JP2016070119A (ja) * | 2014-09-29 | 2016-05-09 | 三菱日立パワーシステムズ株式会社 | ガスタービン設備、その制御装置、及びガスタービン設備の制御方法 |
| JP2017061933A (ja) * | 2015-09-25 | 2017-03-30 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | ガスタービンエンジン用の液化石油ガス燃料調整システム |
| CN112648033A (zh) * | 2020-12-25 | 2021-04-13 | 西安石油大学 | 一种利用lng冷能的bog燃气轮机/超临界co2布雷顿/卡琳娜联合循环发电系统 |
| CN112648033B (zh) * | 2020-12-25 | 2022-07-22 | 西安石油大学 | 一种利用lng冷能的bog燃气轮机、超临界co2布雷顿、卡琳娜联合循环发电系统 |
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| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH0566485B2 (ja) | 1993-09-21 |
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