JPWO2009096028A1 - プラント用動力供給システム、その運転方法及び改造方法 - Google Patents

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Abstract

ガスタービン設備２０と、ガスタービン設備からの排ガスで蒸気を発生させる排熱回収ボイラ３と、排熱回収ボイラからの蒸気で駆動される蒸気タービン設備２５と、蒸気タービン設備から抽気した蒸気を水製造装置３０に供給する抽気配管６４と、抽気配管に設けられた抽気流量調節弁９と、大気温度の日変化とともに変化するプラントからの出力指令値（ＭＷＤ）がガスタービン設備及び蒸気タービン設備の定格出力値（ＭＷＤ０）を下回るとき、ガスタービン設備及び蒸気タービン設備の合計出力（ＭＷ）が出力指令値（ＭＷＤ）に近づくように、出力指令偏差値（ΔＭＷ０）に基づいて蒸気タービン設備から抽気する蒸気流量（ＧｂｌｓＤ）を設定する制御装置１１０を備える。これにより、大気温度が低下してもガスタービン設備を定格付近で運転することができるので、プラント用動力供給システムの効率を向上することができる。

Description

本発明は、プラントに動力を供給するプラント用動力供給システムと、その運転方法及び改造方法に関する。
各種プラントの中には、そのプラントの生産物の特性等に起因して、プラントに動力（電力や駆動力等）を供給するシステム（プラント用動力供給システム）に対して継続的かつ安定的な動力を要求するものがある。また、このようなプラントには、燃焼ガスで駆動されるガスタービン設備と、このガスタービン設備からの排ガスで蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラからの蒸気で駆動される蒸気タービン設備とを組み合わせたコンバインドサイクル設備を動力供給システムとして利用し、エネルギー効率の向上を図っているものがある。
この種のプラントの一例としては、ガス田から採掘した天然ガスを精製・液化する天然ガス液化プラントがある。このプラントでは、天然ガスの品質を一定とし、かつ生産量を最大とするために、継続的かつ安定的な動力供給が不可欠となっている。また、天然ガス液化プラントでは、井戸元が他の工業施設から離れた地域に立地している等の制約に対応するために、コンバインドサイクル設備を利用して必要な動力をプラント内で自給しているものがある。
ところで、コンバインドサイクル設備には、昼夜あるいは年間の大気温度変動により発電出力が変動するという設備特性がある。特に、日中あるいは夏季等の温暖時には、他の時間や季節と比較して相対的に大気温度が上昇するので、ガスタービン出力が相対的に低下するという課題がある。かかる課題に対しては、温暖時にガスタービン吸気に水を噴霧してガスタービン出力を増加させる方法が提案されている（特開２００３−２０６７５０号公報等参照）。
特開２００３−２０６７５０号公報
しかし、その一方で、夜間あるいは冬季などの寒冷時には、他の時間や季節と比較して相対的に大気温度が低下するので、ガスタービン出力が相対的に増加して排熱回収ボイラで発生する蒸気が余剰となる。このように余剰蒸気が発生すると、蒸気タービン設備への蒸気供給量と蒸気タービン出力が余剰となり蒸気利用効率が低下してしまう。
これに関連して、天然ガス液化プラントでは、寒冷時には、天然ガスや冷媒（天然ガス冷却用冷媒（混合媒体やプロパン等））の冷却に用いる熱交換器等の冷却性能が相対的に向上するため、冷媒を加圧・圧縮する圧縮機の必要動力が低減し、プラントが要求する動力が減少する傾向がある。この特性は、寒冷時に出力が増加するコンバインドサイクル設備の特性と逆のものであり、寒冷時の余剰蒸気による効率低下はさらに顕著となる。
かかる課題に対し、ガスタービン出力を低下することで蒸気の生成を抑制する方法があるが、ガスタービン設備を中間負荷で運転すると定格付近で運転する場合と比較してエネルギー効率が低下するため、燃料使用の観点から経済的にデメリットがある。
本発明の目的は、プラントに継続的かつ安定的な動力を供給しながら、大気温度が低下した際の効率低下を抑制できるプラント用動力供給システムを提供することにある。
本発明は、上記目的を達成するために、燃料と吸気を燃焼して得た燃焼ガスで駆動されるガスタービン設備と、該ガスタービン設備からの排ガスで蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラからの蒸気で駆動される蒸気タービン設備と、該蒸気タービン設備から抽気した蒸気を蒸気利用設備に供給する抽気配管と、該抽気配管に設けられた抽気流量調節弁と、大気温度の日変化とともに変化するプラントからの出力指令値（ＭＷＤ）が前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の定格出力値（ＭＷＤ０）を下回るとき、前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の合計出力（ＭＷ）が前記出力指令値（ＭＷＤ）に近づくように、前記定格出力値（ＭＷＤ０）と前記出力指令値（ＭＷＤ）の偏差（ΔＭＷ）に基づいて前記蒸気タービン設備から前記抽気配管を介して抽気する蒸気流量（ＧｂｌｓＤ）を決定し、該蒸気流量（ＧｂｌｓＤ）に基づいて決定した開度（ＣＶｂｌｓ）に前記抽気流量調節弁を設定する制御装置とを備える。
本発明によれば、大気温度が低下してもガスタービン設備を定格付近で運転することができるので、プラント用動力供給システムの効率を向上することができる。
本発明の第１の実施の形態に係るプラント用動力供給システムが備えられた天然ガス液化プラントの概略図。 本発明の第１の実施の形態に係るプラント用動力供給システムの概略図。 本発明の第１の実施の形態に係るプラント用動力供給システムのコンバインドサイクル補助制御部１０１の回路図。 本発明の第１の実施の形態に係る最適運転を実施しない場合のプラント運転特性の一例を示す図。 本発明の第１の実施の形態に係る最適運転を実施した際のプラント運転特性の一例を示す図。 本発明の第２の実施の形態に係るプラント用動力供給システムの概略図。
符号の説明
１ タービン
２ 圧縮機
３ 排熱回収ボイラ
５ タービン
６ 吸気噴霧装置
７ 温度計測器
８ 水量調整弁
９ 抽気流量調節弁
１０ 第１冷媒圧縮機
１１ 第２冷媒圧縮機
２０ ガスタービン設備
２３ 流量調節弁
２５ 蒸気タービン設備
３０ 水製造装置
３１ 水タンク
６０ 第１冷凍サイクル系統
６１ 第２冷凍サイクル系統
６３ 噴霧水配管
６４ 抽気配管
１００ コンバインドサイクル制御部
１０１ コンバインドサイクル補助制御部
１０２ プラント制御部
１１０ 制御装置
ＧｂｌｓＤ 蒸気流量
ＣＶｂｌｓ 開度指令
ＧｗａｃＤ 水量
ＣＶｗａｃ 開度指令
ＭＷＤ 出力指令値
ＭＷＤ０ 定格出力値
ΔＭＷ０ 出力指令値偏差
ＭＷ 出力
以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
まず、本発明の第１の実施の形態に係るプラント用動力供給システムが備えられた天然ガス液化プラントについて図１を用いて説明する。
図１は、本発明の第１の実施の形態に係るプラント用動力供給システムが備えられた天然ガス液化プラントの概略図である。
天然ガス液化プラントは、ガス田から採掘した天然ガスを精製・液化し、液化天然ガス（ＬＮＧ）４８を製造する設備である。この図に示す天然ガス液化プラント（以下、適宜プラント）は、主に、主熱交換器４０と、気液分離器４１（セパレータ）と、第１冷凍サイクル系統（混合冷媒冷凍サイクル系統）６０と、第２冷凍サイクル系統（プロパン冷凍サイクル系統）６１を備えている。
主熱交換器４０は、天然ガス精製設備（図示せず）で不純物が分離された天然ガス（原料ガス４９）を第１冷凍サイクル系統６０からの第１冷媒で冷却して液化するものである。
主熱交換器４０には、天然ガス精製設備からの天然ガス導入配管６２が導入されている。天然ガス導入配管６２は、原料ガス４９が流通するもので、主熱交換器４０の内部を通過し、主熱交換器４０の外部まで延びている。また、主熱交換器４０は、第１冷凍サイクル系統６０で冷却された第１冷媒が導入される気液分離器４１と接続されている。気液分離器４１で分離された第１冷媒の液相部分と気相部分は、別々に主熱交換器４０に導かれて原料ガス４９の冷却に用いられる。天然ガス精製設備から供給された原料ガス４９は、主熱交換器４０内を通過する際に第１冷媒によって冷却された後、膨張弁６５を通過する際にさらに減温して液化天然ガス４８となる。
第１冷凍サイクル系統（混合冷媒冷凍サイクル系統）６０は、主熱交換器４０に供給するための第１冷媒を圧縮して冷却するものである。本実施の形態における第１冷凍サイクル系統６０の作動流体（第１冷媒）は、メタン、エタン、及びプロパンを主成分とする混合冷媒（ＭＣＲ）である。第１冷凍サイクル系統６０は、主熱交換器４０で天然ガスの冷却に用いられた第１冷媒を圧縮する低圧冷媒圧縮機１０ａと、低圧冷媒圧縮機１０ａで圧縮された第１冷媒を冷却する中間冷却器４７ａと、中間冷却器４７ａで冷却された第１冷媒を圧縮する高圧冷媒圧縮機１０ｂと、高圧冷媒圧縮機１０ｂで圧縮された第１冷媒を冷却する後置冷却器４７ｂと、プラント用動力供給システム（後述）８０から電力系統１８（図２参照）を介して供給される電力によって低圧冷媒圧縮機１０ａ及び高圧冷媒圧縮機１０ｂを駆動する電気モータ１６を備えている。低圧冷媒圧縮機１０ａの入口は主熱交換器４０と接続されている。後置冷却器４７ｂの出口は、第２冷凍サイクル系統６１の冷却器群（第１冷却器４３、第２冷却器４４、第３冷却器４５）を通過した後に気液分離器４１に接続されている。なお、以降、低圧冷媒圧縮機１０ａと高圧冷媒圧縮機１０ｂを合わせて、第１冷媒圧縮機１０と適宜称する
気液分離器４１は、第２冷凍サイクル系統６１の冷却器群を通過して冷却された第１冷媒の気液分離を行うもので、第３冷却器４５の出口と接続されている。気液分離器４１は、分離した第１冷媒の液相部分と気相部分を別々にして主熱交換器４０に供給している。
第２冷凍サイクル系統（プロパン冷凍サイクル系統）６１は、第１冷媒を冷却するための第２冷媒を圧縮して冷却し、第１冷凍サイクル系統６０からの第１冷媒を第２冷媒で冷却するものである。第２冷凍サイクル系統６１は、冷媒圧縮機（第２冷媒圧縮機）１１と、電気モータ１７と、凝縮器４６と、受液器４２と、第１冷却器４３、第２冷却器４４、及び第３冷却器４５を備えている。なお、本実施の形態における第２冷凍サイクル系統６１の作動流体（第２冷媒）はプロパンである。
冷媒圧縮機１１は、第２冷媒を圧縮するもので、駆動軸に連結された電気モータ１７によって駆動されている。冷媒圧縮機１１の高圧段部分は第１冷却器４３と、中圧段部分は第２冷却器４４と、低圧段部分は第３冷却器４５と接続されている。この接続路を介して冷却器４３，４４，４５から冷媒圧縮機１１に供給される第２冷媒（気体）は、冷媒圧縮機１１内の第２冷媒を冷却する。電気モータ１７の電力は電力系統１８（図２参照）を介して動力供給システム８０から供給されている。
凝縮器４６は、冷媒圧縮機１１の出口と接続されており、冷媒圧縮機１１によって圧縮された第２冷媒を冷却して凝縮している。
受液器４２は、凝縮器４６の出口と接続されており、凝縮器４６で凝縮した第２冷媒を受け入れている。受液器４２内には凝縮して液化した第２冷媒が貯留されている。
第１冷却器４３は、受液器４２の出口と接続されており、膨張弁を介して減圧膨張し減温した第２冷媒を受け入れている。第２冷却器４４は、第１冷却器４３と接続されており、膨張弁を介してさらに減温された第２冷媒を受け入れている。第３冷却器４５は、第２冷却器４４と接続されており、膨張弁を介してまたさらに減温された第２冷媒を受け入れている。
第１冷却器４３、第２冷却器４４、及び第３冷却器４５の内部には第１冷媒（混合冷媒）が流通する配管が配されている。冷却器４３，４４，４５に受け入れられた第２冷媒（プロパン）は、第１冷媒から熱を奪って蒸発し、第１冷媒を段階的に冷却する。これにより混合冷媒（第１冷媒）は、第３冷却器４５を通過した時点で例えば−３５℃程度まで冷却され、気液分離器４１に供給される。
上記のプラントにおいて、天然ガスの品質を一定に保持するには、天然ガスの冷却に用いられる冷媒（第１冷媒及び第２冷媒）の温度変動を最小限に抑制する必要がある。第１冷媒及び第２冷媒の温度は、凝縮器４６、中間冷却器４７ａ、後置冷却器４７ｂの熱交換量によって決定される。大気温度が相対的に高くなる日中や夏季等の温暖時には、これら熱交換器４６，４７ａ，４７ｂのブロア風量や冷却水量を増加させ、冷媒の温度及び圧力を一定制御する。また、これに伴って、プラント全体或いは第１冷媒圧縮機１０及び第２冷媒圧縮機１１の必要とする動力（後述の出力指令値ＭＷＤ）も変化する。
次に本発明の第１の実施の形態に係るプラント用動力供給システムについて説明する。
図２は本発明の第１の実施の形態に係るプラント用動力供給システムの概略図である。
この図に示すプラント用動力供給システム（動力供給システム）８０は、ガスタービン設備２０と、吸気噴霧装置６と、水量調節弁８と、水タンク３１と、排熱回収ボイラ３と、蒸気タービン設備２５と、復水器３５と、水製造装置３０と、電力系統１８と、制御装置１１０を備えている。
ガスタービン設備２０は、タービン１と、圧縮機２と、燃焼器（図示せず）を有しており、圧縮機２で圧縮した吸気と燃料を燃焼器で燃焼して燃焼ガスを発生させ、その燃焼ガスでタービン１を回転駆動している。タービン１には発電機１４が接続されており、電力系統１８を介してプラントに電力を供給している。電力系統１８は、動力供給システムで発電された電力をプラントに供給するもので、その主な電力供給先としては、第１冷媒圧縮機を駆動するモータ１６や、第２冷媒圧縮機１１を駆動するモータ１７がある。
圧縮機２の上流側には吸気噴霧装置６と温度計測器７が設けられている。
吸気噴霧装置６は、ガスタービン設備２０の吸気に水を噴霧するもので、噴霧水配管６３を介して水タンク３１と接続されている。噴霧水配管６３には、大気温度に応じて吸気噴霧装置６に供給する水量を調節する水量調節弁８と、水タンク３１の水を汲み上げる水移送ポンプ３２が設けられている。本実施の形態における水量調節弁８の開度はコンバインドサイクル補助制御部１０１（後述）から出力される開度指令（ＣＶｗａｃ）によって調節されている。なお、吸気噴霧に用いる水としては、配管の腐食等を抑制するために純水が好ましい。
温度計測器７は、大気温度を計測するもので、計測した大気温度Ｔａをコンバインドサイクル補助制御部１０１に出力している。
水タンク３１は吸気噴霧装置６に供給される水が貯蔵されるものである。本実施の形態の水タンク３１には水製造装置３０から純水が供給されている。なお、純水の供給源としては、水製造装置３０の他にも、復水器３５やその他の供給源を利用できるように構成しても良い。
排熱回収ボイラ３は、復水器３５から補給水ポンプ３４を介して供給される水をガスタービン設備２０からの排ガスで加熱し蒸気を発生させるものである。排熱回収ボイラ３はガスタービン設備２０の排気が流通する方向の下流側に設けられている。排熱回収ボイラ３で発生した蒸気の大部分は流量調節弁２３を介して蒸気タービン設備２５に供給され、残りは煙突４を介して外部に放出されている。
蒸気タービン設備２５は、排熱回収ボイラ３からの蒸気で駆動されるタービン５を有している。タービン５には発電機１５が接続されており、蒸気タービン設備２５は電力系統１８を介してプラントに電力を供給している。蒸気タービン設備２５には、蒸気タービン設備２５を流通している蒸気の一部を抽気する抽気配管６４が取り付けられている。なお、本実施の形態の抽気配管６４は、タービン５の初段と最終段の間のいわゆる中間段部分に接続されている。
抽気配管６４は、水製造設備（蒸気利用設備）３０に接続されており、蒸気タービン設備２５から抽気した蒸気を水製造設備３０に供給している。抽気配管６４には大気温度に応じてタービン５からの蒸気の抽気流量を調節する抽気流量調節弁９が設けられている。本実施の形態における抽気流量調節弁９の開度はコンバインドサイクル補助制御部１０１（後述）から出力される開度指令（ＣＶｂｌｓ）によって調節されている。
水製造装置３０は、抽気配管６４からの蒸気を利用して海水や河川水等から純水を製造するものである。純水の原料となる海水や河川水は取水ポンプ３３によって水製造装置３０に供給されている。本実施の形態では、取水ポンプ３３によって汲み上げられた海水や河川水は復水器３５にも供給されており、復水器３５で蒸気タービン設備２５からの蒸気の復水に利用されている。水製造装置３０で製造された純水は、水タンク３１や復水器３５に供給されており、吸気噴霧や蒸気として利用される。
制御装置１１０は、プラント全体の制御を行うもので、プラント制御部１０２と、コンバインドサイクル制御部（以下、ＣＣ制御部）１００と、コンバインドサイクル補助制御部（以下、ＣＣ補助制御部）１０１を有している。
プラント制御部１０２は、プラント全体が必要とする総出力（出力指令値ＭＷＤ）と、本発明に係る最適制御の実行を動力供給システムに指示する信号ＳＷとをＣＣ制御部１００及びＣＣ補助制御部１０１に出力するもので、ＣＣ制御部１００とＣＣ補助制御部１０１と接続されている。出力指令値ＭＷＤは、後述の図４及び図５に示すように、大気温度Ｔａの日変化とともに変化する。
信号ＳＷは、ガスタービン設備２０、蒸気タービン設備２５、及び排熱回収ボイラ３からなるコンバインドサイクル設備がそれぞれ定格運転状態に達した後に、本発明に係る大気温度変化に基づくプラントの最適運転の開始又は中止を各制御部１００，１０１に指令するための制御信号である。なお、信号ＳＷを出力するタイミングは、プラント制御部１０２の制御回路で演算して自動的に決定しても良いし、制御装置１１０を操作する作業者が手動で決定しても良い。
ＣＣ制御部１００は燃料流量調節弁２２と接続されている。ＣＣ制御部１００は、プラント制御部１０２から信号ＳＷによる制御開始の合図を受けたら、出力指令値ＭＷＤに基づいて燃料流量調節弁２２の開度を算出し、その算出した開度を保持する開度指令ＣＶｆｕｅｌを燃料流量調節弁２２に出力するものである。開度指令ＣＶｆｕｅｌはガスタービン設備２０の燃焼器への燃料供給量を決定するもので、これによりガスタービン設備２０の出力及びタービン回転数と、排熱回収ボイラ３での蒸気発生量（すなわち、蒸気タービン設備２５への蒸気供給量）が制御される。
ＣＣ補助制御部１０１は、温度計測器７、水量調節弁８、及び抽気流量調節弁９と接続されている。ＣＣ補助制御部１０１は、プラント制御部１０２から信号ＳＷによる制御開始の合図を受けたら、ガスタービン設備２０と蒸気タービン設備２５の実際の出力の合計（即ち、動力供給システムの実際の総出力（以下、出力ＭＷ））が出力指令値（ＭＷＤ）に近づくように、出力指令値ＭＷＤ及び大気温度Ｔａに基づいて、吸気噴霧装置６に供給する噴霧水量（ＧｗａｃＤ）と、蒸気タービン設備２５から抽気する蒸気流量（ＧｂｌｓＤ）とを調節するものである。
なお、上記の説明ではガスタービン設備２０を１台のみ図示したが、プラントが要求する動力に応じて複数台のガスタービン設備を電力系統１８に接続しても良い。複数のガスタービン設備を設置し、各ガスタービン設備から電力系統１８を介してプラントに電力を供給するような構成とすると、複数のガスタービン設備の内いずれかの出力が故障や点検等で低下した場合にも、他のガスタービン設備からの出力で必要な電力を補うことができる。これによりガスタービン設備と冷媒圧縮機を直結する場合と比較して、動力供給システムの信頼性を向上させることができる。なお、この場合、複数台ガスタービン設備と連携する蒸気タービン設備を適宜設け、コンバインドサイクルシステムを構築しても勿論良い。
次に、ＣＣ補助制御部１０１の制御回路の一例を図３を用いて説明する。
図３は本発明の第１の実施の形態に係る動力供給システムのＣＣ補助制御部１０１の回路図である。
この図に示すＣＣ補助制御部１０１は、出力指令値偏差ΔＭＷ０（後述）を算出する減算部５０と、出力指令値偏差ΔＭＷ０の最大値を選択する最大選択部５１と、吸気噴霧装置６に供給すべき水量を算出する水量制御部５２と、水量調節弁８の開度を調節する弁開度制御部５３と、出力指令値偏差ΔＭＷ０の最小値を選択する最小選択部５４と、蒸気タービン設備２５から抽気すべき蒸気流量を算出する蒸気流量制御部５５と、抽気流量調節弁９の開度を調節する弁開度制御部５６を備えている。
減算部５０には、ガスタービン設備２０及び蒸気タービン設備２５（即ち、コンバインドサイクル設備）の定格出力の合計である定格出力値ＭＷＤ０と、出力指令値ＭＷＤが入力されている。減算部５０は、出力指令値ＭＷＤから定格出力値ＭＷＤ０を減算し、出力指令値ＭＷＤと定格出力値ＭＷＤ０の偏差（出力指令値偏差）ΔＭＷ０を算出する。減算部５０で算出された出力指令偏差値ΔＭＷ０は、最大選択部５１と最小選択部５４に出力される。
最大選択部５１は、出力指令偏差値ΔＭＷ０と数値０（ゼロ）を比較して出力指令偏差値ΔＭＷ０が正のとき（即ち、出力指令値ＭＷＤが定格出力値ＭＷＤ０を上回り、需要（ＭＷＤ）に対して出力（ＭＷＤ０）が不足するとき）、その偏差値ΔＭＷ０の最大値ΔＭＷＨを水量制御部５２に出力する。
水量制御部５２には、偏差最大値ΔＭＷＨの他に、温度計測器７から大気温度Ｔａが入力されている。水量制御部５２は、動力供給システムの実際の出力ＭＷが出力指令値ＭＷＤに近づくように、比例積分演算によって偏差最大値ΔＭＷＨから水量ＧｗａｃＤを算出する。このとき、水量制御部５２は、大気温度Ｔａに応じて水量ＧｗａｃＤの値を補正する。このように水量ＧｗａｃＤに大気温度Ｔａに応じた補正を加えると、気温変動による圧縮機２の動力低下を抑制することができる。水量制御部５２で算出された水量ＧｗａｃＤは弁開度制御部５３に出力される。
弁開度制御部５３には、水量ＧｗａｃＤの他に、プラント制御部１０２からの信号ＳＷが入力されている。弁開度制御部５３は、水量ＧｗａｃＤに基づいて水量調節弁８の開度を決定し、その算出した開度を保持する開度指令ＣＶｗａｃを算出する。弁開度制御部５３で算出された開度指令ＣＶｗａｃは水量調節弁８に出力される。
また、ガスタービン設備２０、蒸気タービン設備２５、及び排熱回収ボイラ３が定格で運転しない場合、あるいは信号ＳＷがプラント最適運転を指令しない場合には、開度０となる開度指令ＣＶｗａｃが出力され吸気噴霧が停止される。
上記のように圧縮機２に吸気噴霧すると、圧縮機２内部における空気温度の上昇を抑制するので、圧縮機２の動力が低下してガスタービン設備２０の出力を上昇することができる。これにより大気温度が上昇して需要（ＭＷＤ）に対して出力（ＭＷＤ０）が不足するときにも、実際の出力ＭＷを出力指令値ＭＷＤに近づけることができる。なお、本実施の形態では、吸気噴霧装置６で純水を充分に微粒化し、圧縮機２内部で完全に蒸発させた場合の出力の上昇幅はおおよそ１０％と見積もられ、吸気噴霧によるプラント全体の出力調整幅は定格出力値ＭＷＤ０の６％程度と見込まれる。したがって、この出力調整幅を考慮して動力供給システムの定格出力値ＭＷＤ０を決定することが好ましい。
一方、最小選択部５４は、出力指令偏差値ΔＭＷ０と数値０（ゼロ）を比較して出力指令偏差値ΔＭＷ０が負のとき（即ち、出力指令値ＭＷＤが定格出力値ＭＷＤ０を下回り、需要（ＭＷＤ）に対して出力（ＭＷＤ０）が過剰になるとき）、その偏差値ΔＭＷ０の最小値（負数における絶対値最大値）ΔＭＷＬを蒸気流量制御部５５に出力する。
蒸気流量制御部５５には、偏差最小値ΔＭＷＬの他に、温度計測器７から大気温度Ｔａが入力されている。蒸気流量制御部５５は、動力供給システムの実際の出力ＭＷが出力指令値ＭＷＤに近づくように、比例積分演算によって偏差最小値ΔＭＷＬから抽気流量ＧｂｌｓＤを算出する。このとき、蒸気流量制御部５５は、大気温度Ｔａに応じて抽気流量ＧｂｌｓＤの値を補正する。このように抽気流量ＧｂｌｓＤに大気温度Ｔａに応じた補正を加えると、気温変動による蒸気タービン設備２５の出力過剰を抑制することができる。蒸気流量制御部５５で算出された抽気流量ＧｂｌｓＤは弁開度制御部５６に出力される。
弁開度制御部５６には、抽気流量ＧｂｌｓＤの他に、プラント制御部１０２からの信号ＳＷが入力されている。弁開度制御部５６は、抽気流量ＧｂｌｓＤに基づいて抽気流量調節弁９の開度を決定し、その算出した開度を保持する開度指令ＣＶｂｌｓを算出する。弁開度制御部５６で算出された開度指令ＣＶｂｌｓは抽気流量調節弁９に出力される。
また、ガスタービン設備２０、蒸気タービン設備２５、及び排熱回収ボイラ３が定格で運転しない場合、あるいは信号ＳＷがプラント最適運転を指令しない場合には、開度０となる開度指令ＣＶｂｌｓが出力され蒸気の抽気が停止される。
上記のように蒸気タービン設備２５から蒸気を抽気すると、蒸気タービン設備２５の出力が低減できるとともに、余剰な蒸気を利用して水製造装置３０で純水を製造することができる。これにより大気温度が低下して需要（ＭＷＤ）に対して出力（ＭＷＤ０）が過剰になるときにも、ガスタービン設備２０の出力を低下させることなく実際の出力ＭＷを出力指令値ＭＷＤに近づけることができる。
なお、上記では、減算部５０の算出する出力指令値偏差ΔＭＷ０が正負になる場合についてのみ説明したが、出力指令値偏差ΔＭＷ０がゼロとなる場合には、信号ＳＷがプラント最適運転を指令しない場合と同様に、各調節弁８，９に開度０となる開度指令を出力するものとする。また、出力指令値偏差ΔＭＷ０がゼロとならない場合でも、出力指令値偏差ΔＭＷ０をゼロとみなす閾値を予め定めておき、出力指令値偏差ΔＭＷ０がその閾値内に収まれば、各調節弁８，９に開度０となる開度指令を出力するように制御しても良い。
次に、本発明の第１の実施の形態の効果について図４及び図５を用いて説明する。
図４は最適運転を実施しない場合のプラント運転特性の一例を示す図である。図４において、上段の図は大気温度Ｔａの日変化を示す図であり、下段の図はそのときの出力指令値ＭＷＤと動力供給システムの出力ＭＷの日変化を示す図である。なお、下段の図では、動力供給システムのガスタービン設備に供給される燃料流量と、蒸気タービン設備に供給される蒸気流量は、それぞれ一定と仮定している。
図４の上段の図に示すように大気温度Ｔａが変化する場合、プラントが必要とする出力指令値ＭＷＤは、大気温度変化と同様に、昼間（１０〜２２時）に上昇して夜間（０〜１０時、２２時〜２４時）に下降する傾向がある。これに対してガスタービン設備と蒸気タービン設備の実際の出力の合計ＭＷ（即ち、コンバインドサイクル設備の実際の出力）は、大気温度変化と反対に昼間に下降して夜間に上昇する傾向がある。
特に本実施の形態のような天然ガス液化プラントでは、寒冷時（例えば夜間）に天然ガスや第１及び第２冷媒の冷却に用いる熱交換器等（例えば、中間冷却器４７ａ、後置冷却器４７ｂ、凝縮器４６）の冷却性能が相対的に向上するため、第１及び第２冷媒を加熱圧縮する冷媒圧縮機１０，１１の必要動力が低減し、出力指令値ＭＷＤが減少する傾向がある。この特性は、寒冷時に出力が増加するコンバインドサイクル設備の特性と逆のものであり、寒冷時の余剰蒸気による効率低下はさらに顕著となる。例えば、図４に示す例では、大気温度Ｔａの日変化によって電力需給量に最大でΔＭＷの偏差が生じる。
この電力需給量の偏差ΔＭＷを低減する方策の１つには、コンバインドサイクル設備を部分負荷運転する方法があるが、これではコンバインドサイクル設備を定格付近で運転する場合と比較して発電効率が低下し、プラント全体としての燃料利用率も低下してしまう。
このような課題に対して、本実施の形態の動力供給システムは、蒸気タービン設備２５から抽気した蒸気を水製造装置３０に供給する抽気配管６４と、抽気流量調節弁９と、プラントからの出力指令値ＭＷＤがガスタービン設備２０及び蒸気タービン設備２５の定格出力値ＭＷＤ０を下回るとき、ガスタービン設備２０及び蒸気タービン設備２５の合計出力ＭＷが出力指令値ＭＷＤに近づくように、定格出力値ＭＷＤ０と出力指令値ＭＷＤの偏差ΔＭＷに基づいて蒸気タービン設備２５から抽気する蒸気流量ＧｂｌｓＤを決定し、その蒸気流量ＧｂｌｓＤに基づいて決定した開度ＣＶｂｌｓに抽気流量調節弁９を保持する制御装置１１０を備えている。
このように構成された動力供給システムにおいて、大気温度が低下して出力指令値ＭＷＤ（需要電力）が定格出力値ＭＷＤ０（供給電力）を下回ると判断された場合（即ち、出力指令偏差値ΔＭＷ０が負のとき）には、制御装置１１０のＣＣ補助制御部１０１は、まず、出力指令偏差値ΔＭＷ０と大気温度Ｔａから抽気流量ＧｂｌｓＤを算出し、その算出した抽気流量ＧｂｌｓＤに基づいて開度指令ＣＶｂｌｓを算出する。次に、ＣＣ補助制御部１０１は、算出したその開度指令ＣＶｂｌｓを抽気流量調節弁９に出力して、出力指令値ＭＷＤの変化に出力ＭＷが追従するように抽気流量調節弁９の開度を調節する。
このように出力指令値ＭＷＤの変化に出力ＭＷが追従するように蒸気タービン設備２５からの蒸気の抽気流量を調節すると、蒸気タービン設備２５の出力を出力指令値ＭＷＤの変化に応じて低減することができるので、ガスタービン設備２０を定格付近で運転しながら出力ＭＷを出力指令値ＭＷＤに近づけることができる。また、本実施の形態では蒸気タービン設備２５から抽気した蒸気を水製造装置３０に供給し、気温上昇時に吸気噴霧装置６で必要となる純水を製造しているので、排熱回収ボイラ３で発生した蒸気を有効利用することができる。すなわち、本実施の形態によれば、大気温度が低下してもガスタービン設備２０を定格付近で運転しながら出力指令値ＭＷＤの変化に出力ＭＷを追従させることができるので、プラント用動力供給システムの効率を向上することができる。
ここで上記効果の具体例を図５を用いて説明する。
図５は最適運転を実施した際のプラント運転特性の一例を示す図である。図５において、上段の図は大気温度Ｔａが図４の上段の図のように変化した場合の出力ＭＷの日変化を示す図であり、下段の図はそのときの水量調節弁８と抽気流量調節弁９の開度（％）を示す図である。
この図５に示す例では、信号ＳＷによってプラント最適運転が常にされているものとする。また、０〜１０時と２２〜２４時の間に「出力指令値ＭＷＤ＜定格出力値ＭＷＤ０（即ち、出力指令偏差値ΔＭＷ０＜０）」が成立し、１０〜２２時の間に「出力指令値ＭＷＤ＞定格出力値ＭＷＤ０（即ち、出力指令偏差値ΔＭＷ０＞０）」が成立するように動力供給システムの定格出力値ＭＷＤ０が設定されているものとする。
この場合において、大気温度Ｔａが相対的に低い深夜から朝の間（０〜１０時、２２〜２４時）には、出力指令偏差値ΔＭＷ０が負となるので、蒸気タービン設備２５の出力を低減して出力ＭＷを出力指令値ＭＷＤに近づける制御が行われる。特に、この例では、０〜８時にかけて出力ＭＷを一定に保持する制御が行われており、抽気流量調節弁９の開度がαに保持されている。このように抽気流量調節弁９の開度を出力指令値ＭＷＤの変化に応じて調節すると、蒸気タービン設備２５の出力を定格からΔＭＷｂｌｄ（図５上段参照）だけ低下させることができるので、ガスタービン設備２０を定格付近で運転しながら出力ＭＷを出力指令値ＭＷＤに近づけることができる。
ところで、本実施の形態の動力供給システムは、ガスタービン設備２０の吸気に水を噴霧する吸気噴霧装置６と、吸気噴霧装置６に供給される水が貯蔵された水タンク３１と、水タンク３１と吸気噴霧装置６を接続する噴霧水配管６３と、噴霧水配管６３に設けられた水量調節弁８と、大気温度を計測する温度計測器７と、プラントからの出力指令値ＭＷＤがガスタービン設備２０及び蒸気タービン設備２５の定格出力値ＭＷＤ０を上回るとき、ガスタービン設備２０及び蒸気タービン設備２５の合計出力ＭＷが出力指令値ＭＷＤに近づくように、定格出力値ＭＷＤ０と出力指令値ＭＷＤの偏差ΔＭＷ及び温度計測器７からの大気温度Ｔａに基づいて、水タンク３１から吸気噴霧装置６に供給する水量ＧｗａｃＤを決定し、その水量ＧｗａｃＤに基づいて決定した開度ＣＶｗａｃに水量調節弁８を保持する制御装置１１０をさらに備えている。
このように構成された動力供給システムにおいて、大気温度が上昇して出力指令値ＭＷＤ（需要電力）が定格出力値ＭＷＤ０（供給電力）を上回ると判断された場合（即ち、出力指令偏差値ΔＭＷ０が正のとき）には、制御装置１１０のＣＣ補助制御部１０１は、出力指令値ＭＷＤの偏差ΔＭＷと大気温度Ｔａに基づいて、吸気噴霧装置６に供給する水量ＧｗａｃＤを決定する。そして、ＣＣ補助制御部１０１は、その水量ＧｗａｃＤに基づいて決定した開度指令ＣＶｗａｃを水量調節弁８に出力し、出力指令値ＭＷＤの変化に出力ＭＷが追従するように水量調節弁８の開度を調節する。
このように出力指令値ＭＷＤの変化に出力ＭＷが追従するように圧縮機２入口への吸気噴霧量を調整すると、出力指令値ＭＷＤの変化に応じて圧縮機２の駆動力を低減することができるので、ガスタービン設備２０の出力を出力指令値ＭＷＤの変化に応じて定格から増加することができる。これにより、大気温度が上昇しても出力指令値ＭＷＤの変化に出力ＭＷを追従させることができるので、プラント用動力供給システムの効率をさらに向上することができる。
上記の制御に関して、図５に示した例では、大気温度が上昇する１２〜２０時に水量調節弁８を開度βに保持して圧縮機２の入口に対して吸気噴霧を行っている。これによりコンバインドサイクル設備の出力がΔＭＷｗａｃだけ上昇するので、大気温度が上昇した場合にも出力ＭＷをプラントが求める出力指令値ＭＷＤに追従させることができる。
なお、図５の例では、０〜８時と１２〜２０時において出力ＭＷを一定に保持する制御を行ったが、全時間帯に亘って出力指令値ＭＷＤと出力ＭＷの偏差がゼロに近づくように出力ＭＷを制御しても良い。この場合には動力供給システムの効率を更に向上させることができる。
以上のように、本実施の形態によれば、プラントが要求する出力指令値ＭＷＤに大気温度Ｔａの日変化による上下変動が発生しても、ガスタービン設備２０を定格付近で運転しながら出力ＭＷを調節できるので、コンバインドサイクル設備の発電効率及びプラント全体の燃料利用率を一定にでき、プラント全体としての効率運用が可能となる。
次の本発明の第２の実施の形態に係るプラント用動力供給システムについて説明する。
図６は本発明の第２の実施の形態に係るプラント用動力供給システムの概略図である。先の図と同じ部分には同じ符号を付し説明は省略する。
本実施の形態の動力供給システムが第１の実施の形態のものと異なる点は、タービン１に第１冷媒圧縮機１０Ａの駆動軸が接続されており、タービン５に第２冷媒圧縮機１１Ａの駆動軸が接続されている点にある。この構成により、図６に示す動力供給システムは、ガスタービン設備２０で得られた動力で第１冷媒圧縮機１０を直接駆動し、蒸気タービン設備２５で得られた動力で第２冷媒圧縮機１１を直接駆動している。
従来、このようにタービン１，５の回転軸を冷媒圧縮機１０，１１の駆動軸に直結した場合には、各冷媒圧縮機１０，１１の必要動力が個別に変化した場合、その必要動力の変化にコンバインドサイクル設備の出力を追従させることが難しかった。
ところが上記のように構成した本実施の形態によれば、水量調整弁８への開度指令ＣＶｗａｃは、ガスタービン設備２０の出力及び第１冷媒圧縮機１０の必要動力の偏差から計算することができ、抽気流量調整弁９への開度指令ＣＶｂｌｓは、蒸気タービン設備２５の出力及び第２冷媒圧縮機１１の必要動力の偏差から計算することができる。したがって、本実施の形態によれば、開度指令ＣＶｗａｃ，ＣＶｂｌｓを制御することにより、ガスタービン設備２０と蒸気タービン設備２５の出力を個別に制御することができる。これにより、第１冷媒圧縮機１０と第２冷媒圧縮機１１の必要動力が個別に変化した場合にも柔軟に対応することができる。
なお、上記の説明では、ガスタービン設備２０で第１冷媒圧縮機１０を駆動し、蒸気タービン設備２５で第２冷媒圧縮機１１を駆動する構成を取り上げたが、これとは逆にガスタービン設備２０で第２冷媒圧縮機１１を、蒸気タービン設備２５で第１冷媒圧縮機１０を駆動する構成としても良い。
また、図６に示したガスタービン設備２０の回転軸あるいは蒸気タービン２５の回転軸に発電機（図示せず）を追加し、第１冷媒圧縮機１０又は第２冷媒圧縮機１１で余剰となった駆動力で電力を発生しても良い。このように発電機を追加すれば、冷媒圧縮機１０，１１の駆動に用いられず余剰となった出力をプラント内の他の設備に電力として供給できるので、コンバインドサイクル設備が発生した出力の利用効率を更に向上することができる。
ところで、上記各実施の形態では、天然ガスを冷却する冷媒として混合冷媒及びプロパンを利用する方式（プロパン予冷式ＭＣＲ方式）を取り上げて説明したが、天然ガスの液化方式には種々の方法が提案されており、これは天然ガス冷却の一方法にすぎない。本発明の動力供給システムは大型圧縮機を駆動する天然ガス液化プラントならばどの方式でも適用可能であり、上記に例示した冷却・液化方式に依存しない。
また、上記の各実施の形態では、蒸気タービン設備２５から抽気した蒸気の供給先を水製造装置３０としたが、抽気配管６４の一端をヒートポンプや地域冷暖房等の蒸気利用設備に接続し、抽気した蒸気を他の設備の熱源として利用しても良い。
さらに、上記では、天然ガス液化プラントの動力供給システムを例に挙げて説明したが、この他にも、そのプラントの性質上、プラントの動力需要に合致した動力供給が常に求められ、継続的かつ安定的な動力が求められるプラントであれば本発明は適用可能である。

Claims (10)

  1. 燃料と吸気を燃焼して得た燃焼ガスで駆動されるガスタービン設備と、
    該ガスタービン設備からの排ガスで蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、
    該排熱回収ボイラからの蒸気で駆動される蒸気タービン設備と、
    該蒸気タービン設備から抽気した蒸気を蒸気利用設備に供給する抽気配管と、
    該抽気配管に設けられた抽気流量調節弁と、
    大気温度の日変化とともに変化するプラントからの出力指令値が前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の定格出力値を下回るとき、前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の合計出力が前記出力指令値に近づくように、前記定格出力値と前記出力指令値の偏差に基づいて前記蒸気タービン設備から前記抽気配管を介して抽気する蒸気流量を決定し、該蒸気流量に基づいて決定した開度に前記抽気流量調節弁を設定する制御装置とを備えることを特徴とするプラント用動力供給システム。
  2. 請求項１記載のプラント用動力供給システムにおいて、
    前記ガスタービン設備の吸気に水を噴霧する吸気噴霧装置と、
    該吸気噴霧装置に供給される水が貯蔵された水タンクと、
    該水タンクと前記吸気噴霧装置を接続する噴霧水配管と、
    該噴霧水配管に設けられた水量調節弁と、
    大気温度を計測する温度計測器とをさらに備え、
    前記制御装置は、さらに、大気温度の日変化とともに変化するプラントからの出力指令値が前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の定格出力値を上回るとき、前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の合計出力が出力指令値に近づくように、前記定格出力値と前記出力指令値の偏差及び前記温度計測器からの大気温度に基づいて前記水タンクから前記噴霧水配管を介して前記吸気噴霧装置に供給する水量を決定し、該水量に基づいて決定した開度に前記水量調節弁を設定することを特徴とするプラント用動力供給システム。
  3. 請求項２記載のプラント用動力供給システムにおいて、
    前記蒸気利用設備は前記水タンクに供給される水を製造する水製造装置であることを特徴とするプラント用動力供給システム。
  4. 請求項１記載のプラント用動力供給システムにおいて、
    前記ガスタービン設備と前記蒸気タービン設備には、前記プラントに電力供給する発電機が接続されていることを特徴とするプラント用動力供給システム。
  5. 請求項１記載のプラント用動力供給システムにおいて、
    前記ガスタービン設備と前記蒸気タービン設備には、前記プラントの回転駆動装置が接続されていることを特徴とするプラント用動力供給システム。
  6. 請求項５記載のプラント用動力供給システムにおいて、
    前記ガスタービン設備と前記蒸気タービン設備の少なくとも一方には、前記プラントに電力供給する発電機が接続されていることを特徴とするプラント用動力供給システム。
  7. 請求項１から６いずれかに記載のプラント用動力供給システムにおいて、
    前記プラントは天然ガス液化プラントであることを特徴とするプラント用動力供給システム。
  8. 燃料と吸気を燃焼して得た燃焼ガスで駆動されるガスタービン設備と、このガスタービン設備からの排ガスで蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラからの蒸気で駆動される蒸気タービン設備とを備えるプラント用動力供給システムの運転方法において、
    大気温度の日変化とともに変化するプラントからの出力指令値が前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の定格出力値を下回るとき、前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の合計出力が前記出力指令値に近づくように、前記定格出力値と前記出力指令値の偏差に基づいて前記蒸気タービン設備から抽気する蒸気流量を決定し、
    該決定した蒸気流量に基づいて前記蒸気タービン設備から蒸気利用設備に供給する蒸気流量を調節することを特徴とするプラント用動力供給システムの運転方法。
  9. 請求項８記載のプラント用動力供給システムの運転方法において、
    さらに、大気温度の日変化とともに変化するプラントからの出力指令値が前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の定格出力値を上回るとき、前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の合計出力が出力指令値に近づくように、前記定格出力値と前記出力指令値の偏差及び大気温度に基づいて前記ガスタービン設備の吸気に噴霧する水量を決定し、
    該決定した水量に基づいて前記ガスタービン設備の吸気に噴霧する水量を調節することを特徴とするプラント用動力供給システムの運転方法。
  10. 燃料と吸気を燃焼して得た燃焼ガスで駆動されるガスタービン設備と、該ガスタービン設備からの排ガスで蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、該排熱回収ボイラからの蒸気で駆動される蒸気タービン設備とを備えるプラント用動力供給システムに対して、
    前記蒸気タービン設備から抽気した蒸気を蒸気利用設備に供給する抽気配管と、
    該抽気配管に設けられた抽気流量調節弁と、
    大気温度の日変化とともに変化するプラントからの出力指令値が前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の定格出力値を下回るとき、前記ガスタービン設備及び前記蒸気タービン設備の合計出力が前記出力指令値に近づくように、前記定格出力値と前記出力指令値の偏差に基づいて前記蒸気タービン設備から前記抽気配管を介して抽気する蒸気流量を決定し、該蒸気流量に基づいて決定した開度に前記抽気流量調節弁を設定する制御装置とを追設することを特徴とするプラント用動力供給システムの改造方法。
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