JPH0146682B2 - - Google Patents

Description

【発明の詳細な説明】 ［発明の技術分野］ 本発明は、ガスタービン、発電機および蒸気タ
ービンを一軸上に配列した一軸形複合サイクルプ
ラントが複数軸設置された複合サイクル発電プラ
ントシステムの負荷制御装置に関する。

［発明の技術的背景とその問題点］ 複合サイクル発電プラントの燃料は、液化天然
ガス（以下LNGと略称す）を用いる場合が多い。
LNG基地の系統を第１図において説明する。船
などで輸送されてきたLNGは、LNGタンク１に
収納され、そのLNGをポンプ２，３ａ，３ｂで
引き出して気化器４，５に入れる。一方海水ポン
プ６でくみ上げられた海水７をそれぞれ気化器
４，５に注ぐことにより、−162℃の液化ガス20℃
前後の海水で暖めることで再ガス化される。この
ガスを燃料配管９を通して発電所へ送り、ボイラ
ー又はガスタービンなどの燃料として使用する。

またLNGタンク１に貯蔵されているLNGは、
低温液化（−162℃）されているが、タンク外の
気温は０℃〜35℃位であるために、この両者の温
度差が大きいと常に一部はガス化する。このガス
をボイルオフガス（以下BOGと略称す）と呼ぶ。
このBOGはタンク１内に充満するので、コンプ
レツサー１０によつて引き出して再ガス化して燃
料配管９へ供給している。そしてこの燃料配管９
の燃料圧力１４は、一定圧力になるように調整弁
１２，１３で制御されている。

一軸形複合サイクル発電プラントにおいて、第
１図の燃料配管９からのガスは、燃料調節弁によ
つて制御されてガスタービンの燃焼器に供給され
る。そしてその制御方法は、速度設定信号と相互
に連結されたガスタービン、蒸気タービンおよび
発電機の回転数の検出信号とを演算処理し、その
結果によつてガスタービンの燃焼器に入る燃料流
量を制御してガスタービンの出力を制御してい
る。また一軸形複合サイクル発電プラントでは、
発電機がガスタービンおよび蒸気タービンに直結
されているので、ガスタービンと蒸気タービンの
出力の和が発電機の出力になる。そして負荷検出
器から検出される実負荷と負荷目標値から出力さ
れる負荷設定値とを演算し、負荷すなわち発電機
出力が負荷設定に等しくなるよう制御される。

以上のように複合サイクル発電プラントにおい
ては、負荷制御が常時行なわれているけれども、
第１図のLNG基地の気化器４，５などが故障な
どで停止した場合は、充分なガスが発電所側へ送
られないために第１図のLNG基地の事故で発電
所を強制的に停止せざるを得なかつた。この場合
には、タンク１からのボイルオフガスは常時発生
しているために、空気中へ放出させなければなら
なかつた。

［発明の目的］ 本発明の目的は、LNG基地の気化器などの故
障の場合、燃料タンクからのボイルオフガスを空
気中へ放出することなく、このガスを発電所で使
用して安定した負荷制御を実行し得る複合サイク
ル発電プラントシステムの負荷制御装置を提供す
るにある。

［発明の概要］ 本発明による複合サイクル発電プラントシステ
ムの負荷制御装置は、一軸形複合サイクル発電プ
ラントにおいて、ガスタービンへ燃料を供給する
LNG基地の気化器の停止の場合に、ボイルオフ
ガスによる燃料圧力を一定圧力に制御することに
よつて発電所所内の負荷を一定に制御するように
構成したことを特徴とするものである。

［発明の実施例］ 以下本発明を第２図および第３図に示す実施例
について説明する。まず本発明の対象になる一軸
形複合サイクル発電プラントを示す第１図におい
て、発電プラントを構成するガスタービン２１、
蒸気タービン２５および発電機２６は、空気圧縮
機２３とともに同じ軸で直結されている。そして
第１図のLNG基地の燃料配管９からのガスは、
燃料調節弁２０によつて制御され、ガスタービン
２１の燃焼器２２に供給される。ガスタービン２
１の排ガスは、排熱回収ボイラ２４を通過して蒸
気を発生させる。この蒸気は、蒸気加減弁２８を
介して蒸気タービン２５に供給され、その蒸気の
エンタルピーによりタービン２５を回転させて同
軸に直結した発電機２６を駆動して電力を発生さ
せている蒸気タービン２５で仕事し終つた蒸気
は、復水器２７で復水となる。

第２図の複合サイクル発電プラントの制御は、
速度設定３１から出力される速度設定信号３１ａ
と回転数検出器２９からのガスタービン２１、蒸
気タービン２５および発電機２６の回転数２９ａ
を減算器３２に入力し、その減算結果で得られる
偏差信号に演算増巾器、調定率ゲイン３３で比例
演算を行ない、サーボ増巾器３４を通して燃料調
節弁２０の開度を加減することによつて行なわれ
る。この結果ガスタービン２１の燃焼器２２に入
いる燃料流量が制御されてガスタービン２１の出
力が制御される。一方、蒸気タービン２５の方
は、ガスタービン２１の排ガスのエンタルピーに
より排熱回収ボイラ２４からの蒸気エンタルピー
が決定されるために、蒸気加減弁２８を一定開度
にしておくと、復水器２７の真空度により一義的
に出力が決定される。

この結果、発電機２６がガスタービン２１およ
び蒸気タービン２５に連結されているので、ガス
タービン２１と蒸気タービン２５の出力の和が発
電機２６の出力となる。この発電機負荷の検出器
３５から検出される実負荷と、負荷目標値３６か
ら出力される負荷設定器信号の偏差を減算器３７
により演算し、その出力に応じて速度設定器３１
を変化させれば、最終的には偏差が零すなわち負
荷である発電機負荷出力３５が負荷設定３６に等
しくなるように制御される。

次に第３図は一軸形複合サイクル発電プラント
が第一軸から第ｎ軸の複数軸を並設して複合サイ
クル発電プラントシステムを構成し、この発電プ
ラントシステムを電力系統から見て１ユニツトと
して機能するように計画された統括負荷制御装置
を示している。第３図において、各軸は波線で囲
んだ部分で示すように第２図における減算器３
７、発電機負荷検出器３５および速度設定器３１
の各回路を独立に有し、そして各軸の各減算器３
７の入力側に変化率設定器５０を設けている。

これら各軸の変化率設定器５０に指令される負
荷目標値ｉは図示の負荷制御系６７によつて作ら
れる。すなわち、中央給電指令所より与えられる
複合サイクル発電プラントシステムの負荷目標値
４１と、発電所内の負荷設定器より与えられる所
内モード負荷目標値４２のどちらかが切換器４３
で選択されて負荷目標値信号４３ａとなる。この
信号４３ａは負荷変化率設定器４４を通つて負荷
信号４４ａとなり、本発明によつて設けられた第
１図の燃料配管９より検出される燃料圧力を制御
する燃料圧力制御系６６の信号Taと第１図に
LNS基地の気化器４，５などの故障時に加算器
６５で加算される。したがつて正常時は燃料圧力
系６６の信号Taは加算器６５に入力されない。

加算器６５の信号６５ａは負荷下限制限器４５
および負荷の上限制限器４６を経て発電所として
の負荷指令値４６ａとなる。また第１軸から第ｎ
軸までの負荷が加算器４７で加算することによつ
て得られる複合サイクルプラントシステムの実出
力ｇと、負荷指令値４６ａとの偏差ｈが減算器４
８によつて演算されてその偏差を入力する比例積
分演算器４９によつて各軸への負荷目標値ｉが得
られる。各軸に与えられた各軸の負荷目標値ｉ
は、各軸の変化率設定器５０で設定される変化率
制限値以内の変化率となるように制限されて各軸
の負荷指令値３６となる。各軸の負荷指令値３６
と各軸の発電機出力３５の偏差ｌが考算器３７に
よつて演算されて偏差ｌに応じて速度設定器３１
の設定値が増減される。そしてこれ以降は第２図
に制御回路により複合サイクルプラントの出力制
御が行なわれる。

さて本発明において設けた燃料圧力系６６は、
圧力検出器１４で第１図のLNG基地の燃料配管
９の燃料圧力１４ａを検出し、この燃料圧力１４
ａと燃料圧力設定器６１の燃料圧力設定値６１ａ
との偏差を減算器６２で演算し、この演算結果の
偏差６２ａに対して演算器６３で比例、積分を演
算し、この結果を切換器６４を通して圧力信号
Taとして加算器６５に送るように構成されてい
る。そしてその切換器６４は、第１図のLNG基
地が正常の時には無信号Tbを選択して接地され
ており、LNG基地の異常の場合に信号Taを選択
するように構成されている。

次に本発明による複合サイクル発電プラントの
負荷制御装置の作動を第３図にもとずいて説明す
る。プラントの通常運転中は、燃料圧力制御系６
６が切換器６４によつて無信号Tb側に切り換つ
ている。そして負荷制御系６７において、切換器
４３が負荷目標値４１と発電所内モード負荷目標
値４２とのどちらかを選択し、各回路を経るごと
に制御演算されて各軸への負荷目標値ｉを得る。
この負荷目標値ｉは各軸の変化率設定器５０によ
つて各軸の負荷指令値３６とになり、各軸の発電
機出力３５との偏差ｌに応じて速度設定器３１の
設定値が増減される。これ以降は第２図の制御回
路により複合サイクルプラントの出力制御が行な
われる。

次にプラントの通常運転中に第１図のLNG基
地で、気化器４，５などが故障して正常に燃料を
発電所へ送ることができなくなつた場合には、燃
料圧力制御系６６の切換器６４が信号Ta側に切
り換わる。またその時に中央給電指令所からの負
荷設定器４１が切換器４３で選択されている場合
は、発電所内での負荷設定器４２側に切り換わ
る。この場合の負荷設定値は、LNG基地の事故
に対応して低い値に設定される。

またLNG基地事故時の場合は、改めて設定さ
れた低い負荷設定値に合わせて前もつて設定され
ている燃料圧力の設定器６１からの信号６１ａと
実際の燃料圧力１４ａ（この燃料１４ａはボイル
オフガスそのものの圧力となる）との偏差６２を
とり、設定された燃料圧力になるようにしながら
負荷指令として発電所所内で設定されている負荷
４４ａに加えられる。このようにして決定された
系列としての負荷目標値６５ａは、前記したよう
に負荷上限値４５および負荷下限値４６を通過し
て系列としての負荷目標値４６ａとなる。以下の
制御は前記したものと同様であるので省略する。
このようにしてLNG基地で事故が発生して気化
器が停止した場合においても、ボイルオフガスの
みは一定圧力が得られるので、そのボイルオフガ
スを有効に利用して発電プラントを運転すべく負
荷制御が続行される。

［発明の効果］ 以上のように本発明においては、ガスタービ
ン、発電機および蒸気タービンを組み合わせた一
軸型複合サイクル発電プラントが複数軸設置され
た複合サイクルプラントシステムにおいて、中央
給電指令所または発電所所内からの負荷設定値を
うけて発電所所内の負荷を負荷設定値に追従させ
る負荷制御系に、前記ガスタービンへ燃料を供給
するLNG基地の気化器の停止の場合にボイルオ
フガスによる燃料圧力を一定圧力に制御する燃料
圧力制御系を附加したことにより、LNG基地の
気化器の故障の場合でも、そのLNGタンクから
のボイルオフガスを空気中へ放出することなく、
かえつてこのガスを発電所で使用して一定制御で
運転を続行することが可能となる。

【図面の簡単な説明】

第１図はLNG基地のガス配管関係を示す系統
図、第２図は一軸形複合サイクル発電プラントを
示す概略構成図、第３図は本発明による複合サイ
クル発電プラントシステムの負荷制御装置の一実
施例を示す系統図である。 １……LNGタンク、４，５……気化器、９…
…燃料配管、２１……ガスタービン、２２……燃
焼器、２３……空気圧縮機、２４……排熱回収ボ
イラ、２５……蒸気タービン、３１……速度設定
器、３３……調定率ゲイン、３４……サーボ増巾
器、３５……発電機負荷検出器、３６……負荷目
標値、４１，４２……負荷目標値、４３……切換
器、４４……負荷変化率設定器、４５……負荷下
限制限器、４６……負荷上限制限器、４９……比
例、積分演算器、５０……変化率設定器、６１…
…燃料圧力設定器、６３……演算器、６４……切
換器、６５……加算器、６６……燃料圧力制御
系、６７……負荷制御系。

Claims (1)

1. 【特許請求の範囲】 １ ガスタービン、発電機および蒸気タービンを
   組み合せた一軸形複合サイクル発電プラントを一
   軸または複数軸設置した複合サイクルプラントシ
   ステムにおいて、中央給電指令所又は発電所所内
   からの負荷設定値を受けて発電所所内の負荷を負
   荷設定値に追従させる負荷制御系と、前記ガスタ
   ービンへ燃料を供給するLNG基地の気化器の停
   止時にボイルオフガスによる燃料圧力を一定圧力
   に制御する燃料圧力制御系とを具備し、前記
   LNG基地の気化器の停止時に燃料圧力制御系の
   予め設定されている燃料圧力信号と実際の燃料圧
   力との偏差をとり、これを予め設定された燃料圧
   力になるように負荷制御系の負荷指令に加えるよ
   うに構成したことを特徴とする複合サイクル発電
   プラントシステムの負荷制御装置。 ２ 燃料圧力制御系は、予め設定された燃料圧力
   設定値とLNG基地の燃料配管より検出される燃
   料圧力との偏差を演算する減算器と、この偏差に
   対して比例、積分を演算する演算器と、この演算
   結果をLNG基地の気化器の停止時のみ負荷制御
   系に加える切換器とから構成したことを特徴とす
   る特許請求の範囲第１項記載の複合サイクル発電
   プラントシステムの負荷制御装置。