JP3564837B2

JP3564837B2 - LNG base

Info

Publication number: JP3564837B2
Application number: JP32922995A
Authority: JP
Inventors: 秀樹松岡
Original assignee: 石川島播磨重工業株式会社
Priority date: 1995-12-18
Filing date: 1995-12-18
Publication date: 2004-09-15
Anticipated expiration: 2015-12-18
Also published as: JPH09170592A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
この発明は、天然ガスを燃料とする火力発電所のＬＮＧ（液化天然ガス）基地においてＢＯＧ（Boil Off Gas、沸騰ガス）を火力発電所へ圧送するターボ圧縮機のサージ防止制御に用いて好適なＬＮＧ基地に関する。
【０００２】
【従来の技術】
ＬＮＧ基地のＬＮＧタンクから発生するＢＯＧを火力発電所側へ送出する手段としてターボ圧縮機が用いられている。一般に、ターボ圧縮機が吐出する圧縮ガスの流量が所定の値を下回ると、流量の低下に伴って吐出圧力も低下するという負抵抗特性を示すようになる。この領域をサージ発生領域というが、一旦サージ発生領域へ突入すると、非サージ領域とサージ発生領域との間でサイクル変動が発生する。このような状態に陥ると、ターボ圧縮機の破損等に至ってしまう。そこで、ターボ圧縮機の動作領域がサージ発生領域へ移行しないようなガス流量制御技術が必要とされる。
【０００３】
図５は従来のガス流量制御技術による、ターボ圧縮機の吐出圧力と吐出流量との関係を示すＰ−Ｑカーブ（圧力−体積カーブ、図における実線カーブ）を示している。同図において、サージ限界ラインはサージ発生領域と非サージ領域の境界線である。また、サージ制御ラインはサージ限界線に沿って一定の余裕幅を持って設定された制御線であって、ガス流量の制御はこのサージ制御ラインに基づいて行われる。同図からわかるように、Ｐ−Ｑカーブはターボ圧縮機の吸込温度に依存して変化する。また、Ｐ−Ｑカーブとサージ限界ラインの交点であるサージ制御点は、吸込温度が低くなるにつれて、同図の右上の方向へ、すなわち吐出流量が大で吐出圧力が小なる方向へ移動する。
【０００４】
従来の流量制御においては、ターボ圧縮機からの吐出ガスの温度と圧力とを用いて、吐出流量を標準状態（０゜Ｃ、１気圧）の流量値に変換（以後、この変換処理を温圧補正という）し、変換後の吐出流量をもとにしてガス流量制御を行っていた。ここで、この温圧補正の詳細は以下のようなものである。
ターボ圧縮機の出口に接続された管路６０（図６参照）にはオリフィス６１が取り付けられている。温圧補正は、このオリフィス６１の設計データに基づいて、温度Ｔ１、圧力Ｐ１を持つ流入ガスの流量値を標準状態のガスの流量値に置き換える。
【０００５】
たとえば、オリフィス６１が、標準基準圧力ＰＤ（本実施形態では８．２ｋｇ／ｃｍ^２Ｇ）、標準基準温度ＴＤ（本実施形態では２５゜Ｃ）、流量値ＫＮ（本実施形態では５００００Ｎｍ^３／Ｈ）におけるオリフィス６１の前後の差圧ΔＰが２５００ｍｍＨｇとして設計されている場合、温圧補正後の流量ＦＮ（以後、ノルマル流量という）は次式で与えられる。
【数１】

【０００６】
また、温圧補正を採用した従来のガス流量制御技術には、以下に示す２つの手法が挙げられる。
（１）ガスの吸込温度が低いほどサージ領域に入る際の流量値が高いことから、流量の最低値を保証するために、プロセス上の最低の吸込温度（図５における温度ＴＳ２）のＰ−Ｑカーブとサージ制御ラインとの交点から吐出流量ＦＡを求める。そして、この流量値を用いて制御を行う流量一定制御方式。
（２）温圧補正を行い、補正後の吐出流量ＦＢからサージ制御ライン上で対応する吐出圧力ＰＢを求める。この吐出圧力ＰＢと前述した吐出流量ＦＡに対応する吐出圧力ＰＡをもとにして、吐出圧力を調整する圧力制御方式。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
ところで、上述したような方式には以下のような欠点がある。
まず、（１）の方式では、流量を調節するために必要に応じてガスをＬＮＧタンクへ戻している。しかし、吸込温度が最低温度よりも高くなった場合には、本来必要とされる量を越えて、ガスをＬＮＧタンクへ戻すことになるため、ＬＮＧタンクの圧力上昇を招来する。
つぎに、（２）の方式では、制御系の圧力設定とプロセス量とがプロセス制御と同時に変化するために、制御・調整が難しく操作に慎重を要する。また、ゲインを急激に上げることができないために、吐出流量・吐出圧力が急変した場合に、制御系がこの変化に追従することができない。
【０００８】
この発明は上記の点に鑑みてなされたものであり、その目的は、ＬＮＧ基地に設置されたターボ圧縮機のサージ防止制御に有効であって、ガス流量値の制御・調整が容易なＬＮＧ基地を提供することにある。
【０００９】
【課題を解決するための手段】
以上の課題を解決するために、第１の発明は、ガスを貯蔵するタンク（１）と、前記タンクから発生するガスを圧縮して圧縮ガスを送り出すターボ圧縮機（２）と、前記圧縮ガスを発電所へ送出する送出弁と、前記ターボ圧縮機から前記タンクへガスを還流する管路と、前記管路の流量を制御する制御弁とを設けたＬＮＧ基地において、前記圧縮ガスの実流量値を計測する流量計測手段（６）と、外部から与えられる一定値の圧縮ガスの流量目標値と前記実流量値との偏差を求める第１の演算手段（１７）と、前記偏差をもとに前記制御弁を調節して前記圧縮ガスの流量値を前記流量目標値に調節する制御手段（７）とから構成したものである。
【００１０】
また、第２の発明は、上記第１の発明において、前記流量計測手段が、前記圧縮ガスの温度を計測する温度計測手段（３）と、前記圧縮ガスの圧力を計測する圧力計測手段（４）と、前記圧縮ガスの差圧流量を計測する差圧流量計測手段（６）と、前記温度、前記圧力、前記差圧流量ならびに前記差圧流量計測手段の設計値とから前記実流量値を算出する第２の演算手段（１４）とからなることを特徴としている。
【００１１】
また、第３の発明は、ガスを貯蔵するタンク（１）と、前記タンクから発生するガスを圧縮して圧縮ガスを送り出すターボ圧縮機（２）と、前記圧縮ガスを発電所へ送出する送出弁と、前記ターボ圧縮機から前記タンクへガスを還流する管路と、前記管路の流量を制御する制御弁とを設けたＬＮＧ基地において、前記圧縮ガスの実流量値を計測する流量計測手段（６）と、外部から与えられる一定値の圧縮ガスの流量目標値と前記実流量値との流量偏差を求める第１の演算手段（１７）と、前記圧縮ガスの圧力を計測する第１の圧力計測手段（１１）と、外部から与えられた圧力限界値と前記圧力との圧力偏差を求める第２の演算手段（１９）と、前記流量偏差と前記圧力偏差の最大値を選択して出力する選択手段（２１）と、前記選択手段により選択された偏差をもとに前記制御弁を調節して前記圧縮ガスの流量値を前記流量目標値に調節する制御手段（７）とから構成したものである。
【００１２】
また、第４の発明は、上記第３の発明において、前記流量計測手段が、前記圧縮ガスの温度を計測する温度計測手段（３）と、前記圧縮ガスの圧力を計測する第２の圧力計測手段と、前記圧縮ガスの差圧流量を計測する差圧流量計測手段（６）と、前記温度、前記圧力、前記差圧流量ならびに前記差圧流量計測手段の設計値とから前記実流量値を算出する第３の演算手段（１４）とからなることを特徴としている。
【００１３】
【作用】
第１または第２の発明によれば、圧縮ガスの流量を実流量で算出し、この実流量と流量目標値との偏差を算出する。そして、この偏差を用いてターボ圧縮機からＬＮＧタンクへの還流管路の流量を調節することで、吐出流量を流量目標値へと制御するようにした。これにより、流量目標値を１点決定するだけでガス流量を制御することが可能となるので、ターボ圧縮機のサージ発生を予防しつつ、ターボ圧縮機からＬＮＧタンクへ戻されるガス流量を低減させたガス流量制御が可能となる。したがって、ガス流量制御が簡単であって制御性の改善が図れるとともに、簡易な構成のガス流量制御装置を提供することができる。
【００１４】
また、第３または第４の発明によれば、ターボ圧縮機の吐出圧力が圧力限界値を越えた場合に、吐出圧力と圧力限界値の偏差を用いてターボ圧縮機からＬＮＧタンクへの還流管路の流量を調節して吐出圧力を抑制するようにしたので、吐出圧力が突発的に圧力限界値を越えるような事象が発生しても、吐出圧力の過剰な上昇による機器の破損を防止することができる。
【００１５】
【発明の実施の形態】
次に、図面を参照してこの発明の一実施形態について説明する。
図１は、同実施形態によるＬＮＧ基地におけるガス流量制御装置の系統図である。また、図２は同装置が制御するターボ圧縮機が設置されたＬＮＧ基地の構成を示している。図２において、ＬＮＧタンク１には港に係留されたＬＮＧ船（タンカー）から移送されたＬＮＧが貯蔵される。ＬＮＧタンク１からはＢＯＧが常時発生している。
【００１６】
ターボ圧縮機２はＢＯＧを圧縮して圧縮ガスを吐出する。ターボ圧縮機２の出口の管路には温度計３、圧力計４が接続され、また、オリフィス５を介して差圧式流量計６が接続されている。これらの計器はそれぞれターボ圧縮機２が吐出したガスの吐出温度、吐出圧力、オリフィス５の前後における差圧流量を測定する。なお、オリフィス５は前述したオリフィス６１と同じ構造・機能を持つ。
【００１７】
ガス流量制御装置７はこれらの測定値をもとにしてミニマムフロー弁８を制御する。なお、制御の詳細については後述する。ミニマムフロー弁８はターボ圧縮機２の吐出ガスの一部をＬＮＧタンク１へ戻す際におけるガス流量を調節する。また、出口弁９はターボ圧縮機２から火力発電所へ送出されるガスの流量・圧力を調節する。出口弁９から送出されるガス圧は、たとえば８ｋｇ／ｃｍ^２である。
【００１８】
次に、ガス流量制御装置７の詳細な構成・機能について図１を参照して説明する。図１における温度計３、圧力計４、差圧式流量計６は、それぞれ図２に示したものと同じ計器である。また、図２においては図示を省略したが、圧力計１１は圧力計４と同じくターボ圧縮機２の吐出圧力を測定する。なお、圧力計１２はターボ圧縮機２の入口圧力を測定するが、この測定値はガス流量制御には使用されない。
【００１９】
１３Ａ、１３Ｂはともに密度補正を行う演算器である。ここで、密度補正とはオリフィス５における「温度Ｔ１、圧力Ｐ１」を持つガスの体積流量値を求めることを言う。この点で、上述した温圧補正が「標準状態」における流量値を求めることと相違している。
密度補正後の流量値である実流量Ｆｆと温圧補正によるノルマル流量ＦＮとの関係は、１気圧が１．０３３ｋｇ／ｃｍ^２であることとボイルシャルルの法則とから次式で表される。
【数２】

【００２０】
ここで、ρＮをオリフィス５を流れる流体の標準状態における密度として、
ＫＮ＝ＫＷ／ρＮ …（３）
とおく。
この時、密度ρｎはオリフィスの設計密度ρＤ（本実施形態では、０．００５８７４ｔ／ｍ^３）から次式で与えられる。
【数３】

【００２１】
これにより、（１）式、（３）式、（４）式からノルマル流量ＦＮは次式のように表される。
【数４】

したがって、実流量Ｆｆは（２）式と（５）式を用いて次式のように計算される。
【数５】

なお実際には、演算器１３Ａ、１３Ｂからは（６）式で計算される実流量Ｆｆを２乗した値が出力される。開平演算器１４はこの２乗された流量の平方根を求めて、プロセス変量ＰＶとして出力する。
【００２２】
１５はアナログメモリであって、制御目標となる流量設定値が記憶される。ここで、アナログメモリ１５への設定は手動により行う。１６はゲインコントローラであり、流量設定値がバンプレスに変化するように、変化率制限をつけて設定値ＳＶを出力する。１７は設定値ＳＶとプロセス変量ＰＶとの偏差ΔＥ１を計算する演算器である。１８は定数１２．５ｋｇ／ｃｍ^２を発生する定数発生要素である。この値「１２．５ｋｇ／ｃｍ^２」は、ガス流量制御装置７以外の機器の限界値から決定されており、サージ防止制御とは直接関係しない値である。
【００２３】
１９は定数値「１２．５ｋｇ／ｃｍ^２」に対する吐出圧力の偏差ΔＥ２を計算する演算器である。２０は比例制御要素であり、偏差ΔＥ２を定数倍して偏差ΔＥ３を出力する。２１は偏差ΔＥ１と偏差ΔＥ３のうちの大きい方の値を選択し、偏差ΔＥＭとして出力する高選択回路である。定数発生要素１８、演算器１９、比例制御要素２０ならびに高選択回路２１は、吐出圧力の上昇を防止するために設けられた圧力オーバーライド回路を構成している。
【００２４】
２２は偏差ΔＥＭをもとにして比例・積分動作を行い、その結果を電流値で出力する比例・積分要素である。電流−空気変換器２３は、比例・積分要素が出力した電流値をミニマムフロー弁８の開閉を制御する空気圧信号に変換して出力する。２４Ａ、２４Ｂは警報設定器であり、演算器１３Ｂが出力する流量値を監視しており、流量値が低下してそれぞれ図４に示す本発明のトリップライン、警報設定ラインを越えると警報信号を発生する。
【００２５】
ここで、図４は本実施形態によるターボ圧縮機２の吐出圧力と吐出流量の関係を示している。同図から明らかなように、ガスの吸込温度の変化に応じて吐出圧力は上下するものの、サージ発生領域は吸込温度には依存せずにほぼ一定の吐出流量を境にして存在する。したがって、この吐出流量値を基準にしてガス流量制御を行えば、ターボ圧縮機２がサージ発生領域へ突入するおそれがないことがわかる。これにより、本発明によるトリップライン、警報設定ライン、サージ制御ラインも吸込温度に依存せず一定の流量値に設定される。なお、同図において「従来．．．ライン」とあるのは従来のガス流量制御技術によるサージ制御ライン等を意味している。
【００２６】
以上のことから、本実施形態によれば、実流量の目標設定値としてサージ制御点を１点決定すれば良い。このサージ制御点を決定するに際しては従来のサージ制御ラインを参考としている。実測によれば、通常運用状態ではガスの吸込温度が−１２０゜Ｃ付近で安定状態となり、ガスの受け入れにしたがって徐々に吸込温度が低温側へ移行することがわかっている。そこで、サージ制御点は従来のサージ制御ライン上における吸込温度−１２０゜Ｃにおける吐出流量の値「３２００ｍ^３／Ｈ」としている。また、トリップライン・警報設定ラインはそれぞれ２７００、３０００ｍ^３／Ｈに設定している。
【００２７】
一方、図１の２５はＴＤＰＵ（ＴｉｍｅＤｅｌａｙＰｉｃｋｕｐＵｎｉｔ）であって、入力信号のレベルが３秒間継続して所定のレベル以上であることを検出して警報信号を出力する回路である。ＡＮＤ回路２６Ａ、２６Ｂは、ターボ圧縮機２が起動されていることを示すＴ／Ｃ（ターボ圧縮機）起動信号と、前述した警報信号との論理積をとり、それぞれトリップ信号と吐出流量低警報を発する。
【００２８】
次に、上記構成によるＬＮＧ基地におけるガス流量制御装置７の動作を説明する。まず、ターボ圧縮機２の起動前に、設定値ＳＶが３２００ｍ^３／Ｈとなるようにアナログメモリ１５の内容を手動で設定しておく。
【００２９】
ターボ圧縮機２を起動すると、Ｔ／Ｃ起動信号が有効状態となってトリップ・吐出流量低の検出が有効となる。次に、ガスの温度が−１０５゜Ｃ以下となるまで、ターボ圧縮機２とミニマムフロー弁８側の管路からなる経路をクールダウンする。ここで、吸込温度−１０５゜Ｃより高温の制御範囲内では、ターボ圧縮機２の吐出圧力が出口弁９の送ガス圧力を上回る恐れがない。そこで、クールダウンに要する時間を短縮するため、ミニマムフロー弁８を強制的に全開として、ターボ圧縮機２から吐出されたガスの全量をＬＮＧタンク１へ戻すようにする。
【００３０】
なお、クールダウンに関連して上述のようにミニマムフロー弁８を全開とするための回路と、当該回路の出力と電流−空気変換器２３の出力とを切り替える回路が存在する。しかし、これらの回路は従来技術のものと相違ないため、ここでは図示を省略しまたその説明についても割愛する。
【００３１】
ガスの吸込温度が−１０５゜Ｃに達した時点から制御が開始される。ＬＮＧタンク１から発生したＢＯＧはターボ圧縮機２で圧縮されて吐出される。この吐出ガスの一部は出口弁９から火力発電所へ向けて送出され、残りのガスがミニマムフロー弁８側へ戻されてＬＮＧタンク１へ戻されることになる。
【００３２】
ここで、ターボ圧縮機２から吐出された圧縮ガスをもとにして、温度計３で吐出温度が、圧力計４で吐出圧力が、差圧式流量計６で差圧流量が測定される。この３つの測定値をもとにして演算器１３Ａで密度補正がなされ、この補正結果の平方根が開平演算器１４で計算されて、実流量Ｆｆが出力される。演算器１７は流量の設定値ＳＶと実流量Ｆｆとの偏差ΔＥ１を計算する。またこの時、演算器１９は、圧力計１１が測定した吐出圧力と限界値１２．５ｋｇ／ｃｍ^２との偏差ΔＥ２を計算して出力する。比例制御素子２０はこの計算結果を定数倍して偏差ΔＥ３を出力する。
【００３３】
高選択回路２１は偏差ΔＥ１と偏差ΔＥ３の最大値を求めて偏差ΔＥＭを出力する。いま、偏差ΔＥ１が選択され、なおかつ偏差ΔＥ１が正の値を持つとする。これは、図３に示すように、吐出流量がサージ制御ラインを下回ったことを意味している。ここで、吸込温度−１０５゜Ｃで制御を開始してから吐出流量が設定値ＳＶに達するまでの起動時においても吐出流量が低いためこのような状態となる。
【００３４】
比例・積分要素２２は偏差ΔＥＭをもとにして比例・積分動作を行って、吐出流量が設定値ＳＶになるように制御するため、その制御信号を電流値として出力する。この電流値は電流−空気変換器２３で空気圧信号に変換され、ミニマムフロー弁８は開側に調節される。これにより吐出流量が増大して、流量値がサージ制御点へと調節されてゆく。
【００３５】
また、高選択回路２１において偏差ΔＥ３が選択され、なおかつ偏差ΔＥ３が正の値を持つとする。これは吐出圧力が限界値１２．５ｋｇ／ｃｍ^２を越えてしまったことを意味する。この場合、偏差ΔＥＭも正であるから、上記と同様にしてミニマムフロー弁８が開側に調整されて吐出流量が増大する。図４からわかるように、吐出流量の増大に伴って吐出圧力が減少するため、吐出圧力の上昇を緩和して機器の破損を防止することができる。
【００３６】
また、選択された偏差ΔＥＭが負の値を持つ場合には、吐出流量が設定値ＳＶを越えたことを意味する。この場合には、上記とは反対にミニマムフロー弁８を閉側に調節するため、吐出流量が減少して設定値ＳＶへと調整される。
さらに、密度補正後の流量が３０００ｍ^３／Ｈを下回ると、演算器１３Ｂの出力を監視していた警報設定器２４Ｂが警報信号を発生して吐出流量低警報が発せられる。さらに、流量が２７００ｍ^３／Ｈをも下回る状態が３秒間継続すると、警報設定器２４Ａに加えてＴＤＰＵ２５が作動してトリップ信号を発生する。これを契機に保護回路（図示略）が働いて全機器が停止する。
【００３７】
なお、本実施形態においては、温度計３、圧力計４、差圧式流量計６、圧力計１１がガス流量制御装置７の外部に設けられているように説明したが、これらの計器をガス流量制御装置７の内部に設けるようにしても何ら問題ない。
【００３８】
【発明の効果】
以上説明したように、第１または第２の発明によれば、圧縮ガスの流量を実流量で算出し、この実流量と流量目標値との偏差を算出する。そして、この偏差を用いてターボ圧縮機からＬＮＧタンクへの還流管路の流量を調節することで、吐出流量を流量目標値へと制御するようにした。これにより、流量目標値を１点決定するだけでガス流量を制御することが可能となるので、ターボ圧縮機のサージ発生を予防しつつ、ターボ圧縮機からＬＮＧタンクへ戻されるガス流量を低減させたガス流量制御が可能となるという効果が得られる。したがって、ガス流量制御が簡単であって制御性の改善が図れるとともに、簡易な構成のガス流量制御装置を提供することができるという効果も得られる。
【００３９】
また、第３または第４の発明によれば、ターボ圧縮機の吐出圧力が圧力限界値を越えた場合に、吐出圧力と圧力限界値の偏差を用いてターボ圧縮機からＬＮＧタンクへの還流管路の流量を調節して吐出圧力を抑制するようにしたので、吐出圧力が突発的に圧力限界値を越えるような事象が発生しても、吐出圧力の過剰な上昇による機器の破損を防止することができるという効果が得られる。
【図面の簡単な説明】
【図１】この発明の一実施形態によるガス流量制御装置７の系統図である。
【図２】同実施形態によるガス流量制御装置７が設置されたＬＮＧ基地の系統図である。
【図３】同実施形態によるガス流量制御装置７が制御するターボ圧縮機２の吐出圧力・吐出流量と偏差ΔＥＭとの関係を示す図である。
【図４】同実施形態によるガス流量制御装置７が制御するターボ圧縮機２の吐出圧力と吐出流量の関係を示す図である。
【図５】従来の技術によるガス流量制御装置７が制御するターボ圧縮機２の吐出圧力と吐出流量の関係を示す図である。
【図６】オリフィス６１と、差圧ΔＰ、温度Ｔ１、圧力Ｐ１との関係を示す図である。
【符号の説明】
１…ＬＮＧタンク、２…ターボ圧縮機、３…温度計、４…圧力計、５…オリフィス、６…差圧式流量計、７…ガス流量制御装置、８…ミニマムフロー弁、９…出口弁、１３Ａ、１３Ｂ、１７、１９…演算器、１４…開平演算器、２１…高選択回路、２２…比例・積分要素、２３…電流−空気変換器、ΔＥ１、ΔＥ２、ΔＥ３、ΔＥＭ…偏差、ＳＶ…設定値[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
INDUSTRIAL APPLICABILITY The present invention is suitable for use in surge prevention control of a turbo compressor that pumps BOG (Boil Off Gas, boiling gas) to a thermal power plant at an LNG (liquefied natural gas) base of the thermal power plant using natural gas as fuel. Regarding LNG base .
[0002]
[Prior art]
A turbo compressor is used as a means for sending BOG generated from an LNG tank at an LNG terminal to a thermal power plant. Generally, when the flow rate of the compressed gas discharged from the turbo compressor falls below a predetermined value, a negative resistance characteristic is exhibited in which the discharge pressure decreases as the flow rate decreases. This area is referred to as a surge generation area. Once the area enters the surge generation area, cycle fluctuation occurs between the non-surge area and the surge generation area. In such a state, the turbo compressor may be damaged. Therefore, there is a need for a gas flow control technique that does not shift the operation region of the turbo compressor to the surge generation region.
[0003]
FIG. 5 shows a PQ curve (pressure-volume curve, solid line curve in the figure) showing the relationship between the discharge pressure and the discharge flow rate of the turbo compressor according to the conventional gas flow control technique. In the figure, a surge limit line is a boundary line between a surge generation region and a non-surge region. The surge control line is a control line set with a certain margin along the surge limit line, and the control of the gas flow rate is performed based on the surge control line. As can be seen from the figure, the PQ curve changes depending on the suction temperature of the turbo compressor. Further, the surge control point, which is the intersection of the PQ curve and the surge limit line, moves in the upper right direction in the figure as the suction temperature decreases, that is, in the direction in which the discharge flow rate is large and the discharge pressure is small.
[0004]
In the conventional flow rate control, the discharge flow rate is converted to a flow rate value in a standard state (0 ° C., 1 atm) using the temperature and pressure of the discharge gas from the turbo compressor. And the gas flow rate was controlled based on the discharge flow rate after the conversion. Here, the details of the temperature / pressure correction are as follows.
An orifice 61 is attached to a pipe 60 (see FIG. 6) connected to the outlet of the turbo compressor. In the temperature / pressure correction, the flow value of the inflow gas having the temperature T1 and the pressure P1 is replaced with the flow value of the gas in the standard state based on the design data of the orifice 61.
[0005]
For example, the orifice 61 has a standard reference pressure PD (8.2 kg / cm ² G in the present embodiment), a standard reference temperature TD (25 ° C. in the present embodiment), and a flow rate value KN (50000 Nm ³ / H in the present embodiment). If the pressure difference ΔP before and after the orifice 61 is designed to be 2500 mmHg, the flow rate FN (hereinafter referred to as normal flow rate) after the correction of the temperature and pressure is given by the following equation.
(Equation 1)

[0006]
Conventional gas flow rate control techniques employing temperature pressure correction include the following two methods.
(1) The lower the gas suction temperature, the higher the flow value when entering the surge region. Therefore, in order to guarantee the lowest flow rate, the P- of the lowest suction temperature in the process (temperature TS2 in FIG. 5). The discharge flow rate FA is obtained from the intersection of the Q curve and the surge control line. Then, a constant flow rate control method in which control is performed using this flow rate value.
(2) The temperature and pressure are corrected, and the corresponding discharge pressure PB is determined on the surge control line from the corrected discharge flow rate FB. A pressure control method for adjusting the discharge pressure based on the discharge pressure PB and the discharge pressure PA corresponding to the discharge flow rate FA described above.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
Incidentally, the above-described method has the following disadvantages.
First, in the method (1), the gas is returned to the LNG tank as needed to adjust the flow rate. However, when the suction temperature becomes higher than the minimum temperature, the gas is returned to the LNG tank in an amount exceeding the originally required amount, so that the pressure of the LNG tank increases.
Next, in the method (2), since the pressure setting of the control system and the process amount change simultaneously with the process control, it is difficult to control and adjust the operation and requires careful operation. Further, since the gain cannot be rapidly increased, when the discharge flow rate and the discharge pressure are suddenly changed, the control system cannot follow these changes.
[0008]
The present invention has been made in view of the above points, and an object of the present invention is to provide an LNG terminal that is effective for surge prevention control of a turbo compressor installed in an LNG terminal and that can easily control and adjust a gas flow value. Is to provide.
[0009]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above problems, a first invention is directed to a tank (1) for storing gas, a turbo compressor (2) for compressing gas generated from the tank and sending out compressed gas, At the LNG terminal provided with a delivery valve for delivering gas to a power plant, a pipe for returning gas from the turbo compressor to the tank, and a control valve for controlling the flow rate of the pipe, A flow rate measuring means (6) for measuring the value; a first calculating means (17) for calculating a deviation between a flow rate target value of the compressed gas given from the outside and the actual flow value; And control means (7) for adjusting the flow rate of the compressed gas to the flow rate target value by adjusting the control valve.
[0010]
In a second aspect based on the first aspect , the flow rate measuring means includes a temperature measuring means (3) for measuring a temperature of the compressed gas, and a pressure measuring means (4) for measuring a pressure of the compressed gas. ), A differential pressure flow rate measuring means (6) for measuring a differential pressure flow rate of the compressed gas, and a design value of the temperature, the pressure, the differential pressure flow rate and the differential pressure flow rate measuring means. And a second calculating means (14) for calculating.
[0011]
Further, a third invention provides a tank (1) for storing gas, a turbo compressor (2) for compressing gas generated from the tank and sending out compressed gas, and sending out the compressed gas to a power plant. Flow measuring means for measuring an actual flow value of the compressed gas at an LNG terminal provided with a valve, a pipe for returning gas from the turbo compressor to the tank, and a control valve for controlling a flow rate of the pipe; (6), a first calculating means (17) for calculating a flow deviation between a flow rate target value of the compressed gas given from outside and the actual flow value, and a first calculating means for measuring the pressure of the compressed gas. Pressure measuring means (11), second calculating means (19) for obtaining a pressure deviation between a pressure limit value given from outside and the pressure, and selecting and outputting the flow rate deviation and the maximum value of the pressure deviation Selecting means (21) for selecting, and the selecting means Those constructed from the control means for adjusting the flow rate value of the compressed gas by adjusting the control valve based on the flow rate target value (7) more selected deviation.
[0012]
In a fourth aspect based on the third aspect , the flow rate measuring means includes a temperature measuring means (3) for measuring the temperature of the compressed gas, and a second pressure measuring means for measuring the pressure of the compressed gas. Means, a differential pressure flow rate measuring means (6) for measuring a differential pressure flow rate of the compressed gas, and a design value of the temperature, the pressure, the differential pressure flow rate, and a design value of the differential pressure flow rate measuring means. And a third calculating means (14) for calculating.
[0013]
[Action]
According to the first or second aspect, the flow rate of the compressed gas is calculated by the actual flow rate, and the deviation between the actual flow rate and the flow rate target value is calculated. The discharge flow rate is controlled to the target flow rate by adjusting the flow rate of the reflux line from the turbo compressor to the LNG tank using the deviation. This makes it possible to control the gas flow rate only by determining one point of the flow rate target value, thereby reducing the gas flow rate returned from the turbo compressor to the LNG tank while preventing the occurrence of surge in the turbo compressor. The gas flow rate can be controlled. Therefore, the gas flow control is simple, the controllability can be improved, and a gas flow control device having a simple configuration can be provided.
[0014]
According to the third or fourth aspect of the present invention, when the discharge pressure of the turbo compressor exceeds the pressure limit value, the return pipe from the turbo compressor to the LNG tank is used by using the deviation between the discharge pressure and the pressure limit value. Since the discharge pressure is controlled by adjusting the flow rate in the passage, even if an event occurs where the discharge pressure suddenly exceeds the pressure limit value, damage to the equipment due to excessive increase in the discharge pressure is prevented. be able to.
[0015]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Next, an embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings.
FIG. 1 is a system diagram of a gas flow control device in an LNG terminal according to the embodiment. FIG. 2 shows a configuration of an LNG base on which a turbo compressor controlled by the apparatus is installed. In FIG. 2, LNG tank 1 stores LNG transferred from an LNG ship (tanker) moored in a port. BOG is constantly generated from the LNG tank 1.
[0016]
The turbo compressor 2 compresses the BOG and discharges a compressed gas. A thermometer 3 and a pressure gauge 4 are connected to a pipe line at an outlet of the turbo compressor 2, and a differential pressure type flowmeter 6 is connected via an orifice 5. These meters respectively measure the discharge temperature and discharge pressure of the gas discharged by the turbo compressor 2 and the differential pressure flow rate before and after the orifice 5. The orifice 5 has the same structure and function as the orifice 61 described above.
[0017]
The gas flow controller 7 controls the minimum flow valve 8 based on these measured values. The details of the control will be described later. The minimum flow valve 8 adjusts a gas flow rate when returning a part of the discharge gas of the turbo compressor 2 to the LNG tank 1. The outlet valve 9 regulates the flow rate and pressure of gas sent from the turbo compressor 2 to the thermal power plant. The gas pressure delivered from the outlet valve 9 is, for example, 8 kg / cm ² .
[0018]
Next, a detailed configuration and functions of the gas flow control device 7 will be described with reference to FIG. The thermometer 3, the pressure gauge 4, and the differential pressure type flow meter 6 in FIG. 1 are the same instruments as those shown in FIG. Although not shown in FIG. 2, the pressure gauge 11 measures the discharge pressure of the turbo compressor 2 similarly to the pressure gauge 4. The pressure gauge 12 measures the inlet pressure of the turbo compressor 2, but this measured value is not used for gas flow control.
[0019]
13A and 13B are arithmetic units for performing density correction. Here, the density correction refers to obtaining a volume flow value of a gas having "temperature T1, pressure P1" at the orifice 5. In this point, the above-described temperature / pressure correction differs from obtaining the flow rate value in the “standard state”.
The relationship between the actual flow rate Ff, which is the flow rate value after the density correction, and the normal flow rate FN obtained by the temperature-pressure correction is expressed by the following equation based on the fact that one atmospheric pressure is 1.033 kg / cm ² and the Boyle-Charles law.
(Equation 2)

[0020]
Here, ρN is the density of the fluid flowing through the orifice 5 in the standard state,
KN = KW / ρN (3)
far.
At this time, the density ρn is given by the following equation from the design density ρD of the orifice (in the present embodiment, 0.005874 t / m ³ ).
(Equation 3)

[0021]
Thus, from Equations (1), (3), and (4), the normal flow rate FN is expressed by the following equation.
(Equation 4)

Therefore, the actual flow rate Ff is calculated as follows using the equations (2) and (5).
(Equation 5)

In practice, the computing units 13A and 13B output a value obtained by squaring the actual flow rate Ff calculated by the equation (6). The square root calculator 14 finds the square root of the squared flow rate and outputs it as a process variable PV.
[0022]
Reference numeral 15 denotes an analog memory which stores a flow rate set value to be a control target. Here, the setting in the analog memory 15 is manually performed. Reference numeral 16 denotes a gain controller which outputs a set value SV with a change rate limit so that the flow set value changes to bumpless. Reference numeral 17 denotes a calculator for calculating a deviation ΔE1 between the set value SV and the process variable PV. Reference numeral 18 denotes a constant generating element that generates a constant of 12.5 kg / cm ² . This value “12.5 kg / cm ² ” is determined from the limit value of equipment other than the gas flow control device 7 and is not directly related to surge prevention control.
[0023]
Reference numeral 19 denotes a calculator for calculating a deviation ΔE2 of the discharge pressure with respect to a constant value “12.5 kg / cm ² ”. Reference numeral 20 denotes a proportional control element which outputs a deviation ΔE3 by multiplying the deviation ΔE2 by a constant. Reference numeral 21 denotes a high selection circuit that selects the larger one of the deviation ΔE1 and the deviation ΔE3 and outputs the selected value as the deviation ΔEM. The constant generating element 18, the computing unit 19, the proportional control element 20, and the high selection circuit 21 constitute a pressure override circuit provided for preventing an increase in the discharge pressure.
[0024]
Reference numeral 22 denotes a proportional / integral element for performing a proportional / integral operation based on the deviation ΔEM and outputting the result as a current value. The current-to-air converter 23 converts the current value output from the proportional / integral element into a pneumatic signal for controlling the opening and closing of the minimum flow valve 8 and outputs the signal.

Reference numerals

24A and 24B denote alarm setting devices which monitor the flow value output by the arithmetic unit 13B. When the flow value decreases and exceeds the trip line and alarm setting line of the present invention shown in FIG. appear.
[0025]
Here, FIG. 4 shows the relationship between the discharge pressure and the discharge flow rate of the turbo compressor 2 according to the present embodiment. As can be seen from the figure, although the discharge pressure rises and falls in accordance with the change in the gas suction temperature, the surge generation region exists at a substantially constant discharge flow rate without depending on the suction temperature. Therefore, if the gas flow rate control is performed based on this discharge flow rate value, it is understood that there is no possibility that the turbo compressor 2 will enter the surge generation region. As a result, the trip line, the alarm setting line, and the surge control line according to the present invention are set to a constant flow rate value without depending on the suction temperature. In the figure, "conventional ... line" means a surge control line or the like by the conventional gas flow control technology.
[0026]
From the above, according to the present embodiment, one surge control point may be determined as the target set value of the actual flow rate. In determining the surge control point, a conventional surge control line is referred to. According to actual measurements, it is known that in a normal operation state, the gas suction temperature becomes stable at around -120 ° C, and the suction temperature gradually shifts to a lower temperature side as the gas is received. Therefore, the surge control point is set to the discharge flow value “3200 m ³ / H” at the suction temperature of −120 ° C. on the conventional surge control line. The trip line and the alarm setting line are set at 2700 and 3000 m ³ / H, respectively.
[0027]
On the other hand, reference numeral 25 in FIG. 1 denotes a TDPU (Time Delay Pickup Unit), which is a circuit for detecting that the level of the input signal is continuously higher than a predetermined level for 3 seconds and outputting an alarm signal. The AND circuits 26A and 26B take the logical product of the T / C (turbo compressor) start signal indicating that the turbo compressor 2 is started and the above-mentioned alarm signal, and respectively perform a trip signal and a discharge flow low alarm. Emits.
[0028]
Next, the operation of the gas flow control device 7 in the LNG terminal having the above configuration will be described. First, before starting the turbo compressor 2, the contents of the analog memory 15 are manually set so that the set value SV becomes 3200 m ³ / H.
[0029]
When the turbo compressor 2 is started, the T / C start signal becomes effective, and the detection of the trip / low discharge flow becomes effective. Next, the path composed of the turbo compressor 2 and the pipeline on the minimum flow valve 8 side is cooled down until the temperature of the gas becomes −105 ° C. or less. Here, within the control range where the suction temperature is higher than −105 ° C., there is no possibility that the discharge pressure of the turbo compressor 2 exceeds the gas supply pressure of the outlet valve 9. Therefore, in order to shorten the time required for the cool down, the minimum flow valve 8 is forcibly opened to return the entire amount of gas discharged from the turbo compressor 2 to the LNG tank 1.
[0030]
In addition, there is a circuit for fully opening the minimum flow valve 8 as described above in relation to the cool down, and a circuit for switching between the output of the circuit and the output of the current-air converter 23. However, since these circuits are not different from those of the prior art, they are not shown here and the description thereof is omitted.
[0031]
Control starts when the gas suction temperature reaches -105 ° C. BOG generated from the LNG tank 1 is compressed and discharged by the turbo compressor 2. A part of the discharged gas is sent from the outlet valve 9 to the thermal power plant, and the remaining gas is returned to the minimum flow valve 8 and returned to the LNG tank 1.
[0032]
Here, based on the compressed gas discharged from the turbo compressor 2, the discharge temperature is measured by the thermometer 3, the discharge pressure is measured by the pressure gauge 4, and the differential pressure flow rate is measured by the differential pressure type flow meter 6. Based on these three measured values, the computing unit 13A performs density correction, the square root of the correction result is calculated by the square root computing unit 14, and the actual flow rate Ff is output. The arithmetic unit 17 calculates a deviation ΔE1 between the set value SV of the flow rate and the actual flow rate Ff. At this time, the calculator 19 calculates and outputs a deviation ΔE2 between the discharge pressure measured by the pressure gauge 11 and the limit value 12.5 kg / cm ² . The proportional control element 20 multiplies this calculation result by a constant and outputs a deviation ΔE3.
[0033]
The high selection circuit 21 calculates the maximum value of the deviation ΔE1 and the deviation ΔE3 and outputs the deviation ΔEM. Now, it is assumed that the deviation ΔE1 is selected and that the deviation ΔE1 has a positive value. This means that the discharge flow rate has fallen below the surge control line as shown in FIG. Here, the state is such that the discharge flow rate is low even at the time of start-up from the start of the control at the suction temperature of −105 ° C. until the discharge flow rate reaches the set value SV.
[0034]
The proportional / integral element 22 performs a proportional / integral operation based on the deviation ΔEM to control the discharge flow rate to the set value SV, and outputs a control signal as a current value. This current value is converted to a pneumatic signal by the current-to-air converter 23, and the minimum flow valve 8 is adjusted to the open side. As a result, the discharge flow rate increases, and the flow value is adjusted to the surge control point.
[0035]
It is also assumed that the deviation ΔE3 is selected in the high selection circuit 21 and that the deviation ΔE3 has a positive value. This means that the discharge pressure has exceeded the limit value of 12.5 kg / cm ² . In this case, since the deviation ΔEM is also positive, the minimum flow valve 8 is adjusted to the open side in the same manner as described above, and the discharge flow rate increases. As can be seen from FIG. 4, since the discharge pressure decreases with an increase in the discharge flow rate, the rise in the discharge pressure can be moderated, and damage to the device can be prevented.
[0036]
If the selected deviation ΔEM has a negative value, it means that the discharge flow rate has exceeded the set value SV. In this case, contrary to the above, the minimum flow valve 8 is adjusted to the closed side, so that the discharge flow rate is reduced and adjusted to the set value SV.
Further, when the flow rate after the density correction falls below 3000 m ³ / H, the alarm setting unit 24B monitoring the output of the computing unit 13B generates an alarm signal and issues a low discharge flow rate alarm. Further, when the flow rate is lower than 2700 m ³ / H for 3 seconds, the TDPU 25 operates in addition to the alarm setter 24A to generate a trip signal. This triggers a protection circuit (not shown) to stop all devices.
[0037]
In this embodiment, the thermometer 3, the pressure gauge 4, the differential pressure type flow meter 6, and the pressure gauge 11 have been described as being provided outside the gas flow control device 7. There is no problem even if it is provided inside the control device 7.
[0038]
【The invention's effect】
As described above, according to the first or second aspect, the flow rate of the compressed gas is calculated based on the actual flow rate, and the deviation between the actual flow rate and the flow rate target value is calculated. The discharge flow rate is controlled to the target flow rate by adjusting the flow rate of the reflux line from the turbo compressor to the LNG tank using the deviation. This makes it possible to control the gas flow rate only by determining one point of the flow rate target value, thereby reducing the gas flow rate returned from the turbo compressor to the LNG tank while preventing the occurrence of surge in the turbo compressor. Thus, the effect that the gas flow rate can be controlled is obtained. Therefore, the gas flow control is simple, controllability can be improved, and a gas flow control device with a simple configuration can be provided.
[0039]
According to the third or fourth aspect, when the discharge pressure of the turbo compressor exceeds the pressure limit value, the return pipe from the turbo compressor to the LNG tank is used by using the deviation between the discharge pressure and the pressure limit value. Since the discharge pressure is controlled by adjusting the flow rate in the passage, even if an event occurs where the discharge pressure suddenly exceeds the pressure limit value, damage to the equipment due to excessive increase in the discharge pressure is prevented. The effect that it can be obtained is obtained.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a system diagram of a gas flow control device 7 according to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a system diagram of an LNG base on which the gas flow control device 7 according to the embodiment is installed.
FIG. 3 is a diagram showing a relationship between a deviation ΔEM and a discharge pressure / discharge flow rate of the turbo compressor 2 controlled by a gas flow control device 7 according to the embodiment.
FIG. 4 is a diagram showing a relationship between a discharge pressure and a discharge flow rate of the turbo compressor 2 controlled by the gas flow control device 7 according to the embodiment.
FIG. 5 is a diagram showing a relationship between a discharge pressure and a discharge flow rate of a turbo compressor 2 controlled by a gas flow control device 7 according to a conventional technique.
FIG. 6 is a diagram showing a relationship between an orifice 61, a differential pressure ΔP, a temperature T1, and a pressure P1.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... LNG tank, 2 ... Turbo compressor, 3 ... Thermometer, 4 ... Pressure gauge, 5 ... Orifice, 6 ... Differential pressure type flow meter, 7 ... Gas flow control device, 8 ... Minimum flow valve, 9 ... Outlet valve, 13A, 13B, 17, 19: arithmetic unit, 14: square root arithmetic unit, 21: high selection circuit, 22: proportional / integral element, 23: current-air converter, ΔE1, ΔE2, ΔE3, ΔEM: deviation, SV ... Set value

Claims

A tank for storing gas, a turbo compressor for compressing gas generated from the tank and sending out compressed gas, a delivery valve for delivering the compressed gas to a power plant, and recirculating gas from the turbo compressor to the tank And an LNG terminal provided with a control valve for controlling the flow rate of the pipe,
Temperature measuring means for measuring the temperature of the compressed gas,
Pressure measuring means for measuring the pressure of the compressed gas,
Differential pressure flow rate measuring means for measuring the differential pressure flow rate of the compressed gas,
The volume is corrected by correcting the differential pressure flow rate measured by the differential pressure flow rate measuring means based on the temperature measured by the temperature measuring means, the pressure measured by the pressure measuring means, and the design value of the differential pressure flow rate measuring means. An LNG base comprising: a control unit that calculates a flow rate value and controls the control valve so that the volume flow rate value becomes a flow rate target value .

The LNG base according to claim 1, wherein the control means controls the control valve to open to reduce the pressure when the pressure measured by the pressure measurement means exceeds a limit value .