JP2006233796A - Ｌｎｇ利用発電プラントおよびその運転方法 - Google Patents

Abstract

【課題】ＬＮＧを燃料として使用するガスタービン発電プラントにおいて、ＬＮＧの蒸発ガス（ＢＯＧ）の発生量（ＢＯＧ／ＬＮＧ）に変動が生じた場合でも発電設備の運転を停止させることなく安定に運転を継続させる。
【解決手段】ＬＮＧ気化設備側から発電装置１１側に供給される燃料ガスの発熱量を検出し、この値から燃料ガスの温度設定値Ｔ１を状態量演算器１５で演算し、燃料ガス出口温度Ｔ２と前記燃料ガスの温度設定値Ｔ１とを温度演算器１６で比較し、その結果に基づいて燃料ガス出口温度をガス加熱／冷却装置７で制御する。
【選択図】図１

Description

本発明は、液化天然ガスを燃料として用いる発電プラントおよびその運転方法に関する。

図７は発電装置としての一般的なガスタービン発電設備の概略構成図である。図５において、圧縮器３０で加圧された圧縮空気３１は燃焼器３２で燃料３３と混合され、燃料３３を燃焼させて高温高圧の燃焼ガス３４を生成する。この燃焼ガス３４はガスタービン３５に導入されてロータを回転駆動し、その回転エネルギーを発電機３６に伝え発電を行う。

燃焼器３２に導入される燃料３３としては、一般的にクリーンエネルギーとして知られている液化天然ガス（以下、ＬＮＧと称する）が用いられている。このＬＮＧはＬＮＧ気化設備により気化させて燃料ガスとなる。

従来のガスタービン発電プラントは、燃料ガスを生成するＬＮＧ気化設備と、その燃料ガスを燃焼させて発電するガスタービン発電設備とを別々に構成しているため、特に両設備間での連携運転はなく、それぞれ独自に運用を行っている。例えば、特許文献１乃至６には、ＬＮＧ気化設備側での制御装置や方法についての記載はあるが、発電設備側の制御装置や方法についての記載はない。

図８は、近年建設されつつあるＬＮＧ気化設備側と発電設備側とを隣接させたコンパクトな発電プラントの構成例を示す図である。
図８において、符号１はＬＮＧ気化設備側に設置された断熱性のＬＮＧ貯蔵タンクであり、このＬＮＧ貯蔵タンク１に貯蔵されているＬＮＧは、昇圧ポンプ２で昇圧されて気化器３に送られ、ここで気化される。

ＬＮＧ貯蔵タンク１は十分な保冷がなされているものの、若干の外部入熱は避けられず、貯蔵しているＬＮＧは常時わずかな量が気化している。これは蒸発ガス（Boil Off Gas、以下、ＢＯＧと称する）と呼ばれている。

ＬＮＧ貯蔵タンク１で発生したＢＯＧはＢＯＧ出口弁４から排出され、他のＬＮＧ貯蔵タンクから排出されたＢＯＧと合流した後、ＢＯＧ圧縮機４Ｃで昇圧される。その後ガス供給配管６で気化器３から出力されたＬＮＧと混合し、発電設備側に送られるようになっている。

ところで、わが国に使用されているＬＮＧは、そのほとんどが海外からの輸入に依存しているのが現状であり、ＬＮＧの輸入元によりＮＧ性状が変動するため、複数のＬＮＧ貯蔵タンク毎に貯蔵さているＬＮＧの燃料組成が異なり、ガス発熱量に違いが生じてしまう場合がある。

このため、発電設備側では、ガス供給配管６にガスのカロリーメータもしくはガスクロマトグラフィー等の予測発熱量を検出する発熱量計５等を設けて、ガス発熱量を検出もしくは算出し、このガス発熱量が一定の範囲となるようにＬＮＧ気化設備側のガス流量を調整している。

さらに、発電設備側では、発電装置であるガスタービン１１へ供給する燃料ガスの流量を制御する燃料調節弁１０の前段のガス供給配管６にガス加熱／冷却装置７を設置するとともに、その出口側温度を温度検出器８で検出して温度制御装置９に入力することにより、温度制御装置９で燃料ガスの温度を制御し、ガスタービンに供給される燃料ガスを適正な温度に調整している。
特許第３２１４７０９号公報 特開平２−２４０４９９号公報 特開２００１−１２４２９５号公報 特開２００２−１１５５６４号公報 特開２００２−１８８４６０号公報 特開２００３−４９７１８号公報

前述した図８で示すようなＬＮＧ気化設備側と発電設備側とを隣接させてコンパクトに建造された発電プラントの場合は、特許文献１乃至６に記載のようにＬＮＧ気化設備側にＢＯＧ発生に対する処理装置を設置する余裕がなくなってきている。
このＢＯＧの発生量は変動幅が非常に大きく、ＬＮＧの受け入れ時には大量に発生し、気温の低い冬期では発生量が減少する。

このため、ＬＮＧ貯蔵タンク１の圧力に基づいてＢＯＧ出口弁４やＢＯＧ圧縮機４ＣなどでＢＯＧ流量を制御し、ＬＮＧ貯蔵タンクの圧力上昇を防いでいる。その結果、ＢＯＧの発生量に変動が生じ、このＢＯＧ発生量の変動はそのまま発電設備側のガスタービンに影響を与える。

ガスタービンでは、燃料に関して、以下の（１）式で示すWobbe Indexと呼ばれる燃料指標（発熱量、燃料比重および燃焼温度の関数）で与えられる制限値がある。

このＢＯＧの発熱量はＬＮＧの発熱量とは異なるために、ＢＯＧ流量が変わると、燃料性状が急激に変化し、発電設備側のガスタービンに流入する燃料カロリーが変わってしまう。

燃料カロリーの変動が多いと、Wobbe Indexの制限値（例えば、±５％以内）に入らなくなるため、ＢＯＧを外部で燃やすフレア設備１２や、ガス供給配管６の途中に燃料ガスの流量を吸収するタンク類１３などの追加設備を設けなければならなかった。また、燃料ガス中のＢＯＧの混合率が１００％近くまで高まると、ガスタービンの運転に支障がでるという問題があった。
しかし、このような対策を講じてもなお燃料指標の制限値を逸脱する場合には、発電プラントの運転を停止しなければならないという問題点があった。

本発明は以上の課題を解決するためになされたものであり、ＢＯＧ／ＬＮＧ発生量に変動が生じた場合でも運転継続を確実に行い得るＬＮＧ利用発電プラントおよびその運転方法を得ることを目的とする。

上記の目的を達成するために、請求項１に係るＬＮＧ利用発電プラントの発明は、ＬＮＧ気化設備と、前記ＬＮＧ気化設備に接続され燃料ガスの供給を受ける発電装置と、前記ＬＮＧ気化設備と前記発電装置との間に接続され、燃料ガス温度を制御するガス加熱／冷却装置とからなるＬＮＧ利用発電プラントにおいて、前記ＬＮＧ気化設備側から前記発電装置側に供給される燃料ガスの発熱量又は発熱量に相当する信号を検出する手段と、前記ガス加熱／冷却装置の出口側燃料ガスの温度を検出する温度検出手段と、前記燃料ガスの発熱量又は発熱量に相当する検出信号の双方若しくはいずれか一方が入力され、燃料ガスの温度設定値を設定する設定温度演算器と、前記温度検出手段の検出温度と前記設定温度演算器により設定された温度設定値とを比較し、その比較結果に基づいて温度制御指令を出力する温度演算器とを備え、前記温度演算器から出力された温度制御指令に基づいて前記ガス加熱／冷却装置を制御することを特徴とする。

また、請求項７に記載のＬＮＧ利用発電プラントの運転方法の発明は、ＬＮＧ気化設備側からガス加熱／冷却装置を経て発電装置側へ供給される燃料ガスの発熱量又は発熱量に相当する信号を検出し、これら発熱量又は発熱量に相当する検出信号の双方もしくはいずれか一方を用いて燃料ガスの温度設定値を演算し、前記ガス加熱／冷却装置の出口側燃料ガス温度を検出し、この燃料ガス温度と前記設定温度とを比較し、その比較結果に基づいて発電設備入口側の燃料ガス温度が設定温度となるように前記ガス加熱／冷却装置を制御することを特徴とする。

本発明のＬＮＧ利用発電プラントおよびその運転方法によれば、フレア設備や流量を吸収するタンク類等の追加設備追加設備を必要とせずにＢＯＧ／ＬＮＧ発生量に変動が生じた場合でも運転継続を確実に行うことができる。

以下、本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。なお以下述べる実施の形態の説明において、図８に示す従来のＬＮＧ利用発電プラントと同一部分には同一の符号を付し、詳細な説明は適宜省略する。

（第１の実施の形態）
本発明の第１の実施の形態について、図１および図２を参照して説明する。
図１は、本発明の第１の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図である。図１において、本実施の形態が図８の従来技術と大きく異なるところは、ガス加熱／冷却装置７を制御するための温度制御装置９に替わる新たな温度制御装置１４を採用したことと、ＢＯＧを外部で燃やすフレア設備１２および燃料ガスの流量を吸収するタンク類１３などの追加設備を不要にしたことにあり、その他の構成は図８の場合と同じなので説明を省略する。

本実施の形態１の温度制御装置１４は、ガス供給配管６に設けた燃料ガスのカロリーメータあるいはガスクロなどの予測される発熱量を検出する発熱量計５からの検出信号を入力して温度設定値Ｔ１を演算し出力する第１の設定温度演算器１５_１と、温度設定値Ｔ１と温度検出器８によりガス加熱／冷却装置７の出口側で検出された温度信号とを入力してガス加熱／冷却装置７に制御指令を出力する温度演算器１６とから構成される。

図２は温度制御装置１４の内部構成の一例を示す図である。図２において、設定温度演算器１５_１は発熱量計５からの発熱量信号（ＬＨＶ）を入力し、前述の（１）式で示したWobbe Indexが一定となるように、（２）式を用いて温度設定値Ｔ１を演算し、温度演算器１６に出力する。

温度演算器１６では、第１の設定温度演算器１５_１で求めた温度設定値Ｔ１と、温度検出器８から取り込んだ温度信号Ｔ２とを比較器１６_１で比較し、その偏差をＰＩＤ演算器１６_２でＰ（比例）・Ｉ（積分）・Ｄ（微分）演算を行い、ガス加熱／冷却装置７へ適切な温度制御指令信号を出力する。ガス加熱／冷却装置７はこの温度制御指令信号に基づいて、ＢＯＧとＬＮＧとが混合した燃料ガスのWobbe Indexを一定範囲に収めることができるので、発電プラントの運転を継続して確実に行うことができる。

以上述べたように、本発明の第１の実施の形態に係るＬＮＧ利用発電プラントは、ＬＮＧ気化設備側のガス供給配管６を流れる燃料ガスの発熱量信号に基づいてガス出口温度の温度設定値Ｔ１を設定し、この温度設定値Ｔ１とガス加熱／冷却装置７出口側の実際のガス出口温度Ｔ２とを比較し、ガス出口温度Ｔ２が発電装置１１にとって最適な温度となるように温度制御するようにしたので、ＢＯＧ／ＬＮＧ発生量の変動により頻繁に燃料性状が変化する場合やＢＯＧ混合率が１００％近くに高まる場合でも、温度設定値Ｔ１を変更することにより、Wobbe Indexを略一定範囲（例えば、±５％）に収めることができ、発電プラントの運転を継続して確実に行うことができる。

（第２の実施の形態）
次に、本発明の第２の実施の形態について図３を参照して説明する。
図３は、本発明の第２の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図である。本実施の形態は、第１の実施の形態を一部変更したものである。すなわち、図３に示すように、発熱量計５からの発熱量信号を入力する替りに、別途設けられているＢＯＧ出口弁４から、発熱量に相当する状態量信号としてＢＯＧ出口弁開台数信号（ＢＯＧ出口弁の開放している台数信号）を使用し、このＢＯＧ出口弁開台数信号を第２の設定温度演算器１５_２に入力するように構成したものである。その他の構成は図１に示す第１の実施の形態と変わらないので、同一の符号を付し、詳細な説明は省略する。

本実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントは、ＢＯＧ出口弁４から検出されたＢＯＧ出口弁開台数信号を第２の設定温度演算器１５_２へ入力し、この第２の設定温度演算器１５_２では入力されたＢＯＧ出口弁開台数信号に基づき、前述の（２）式に基づいて発電設備側に最適な燃料ガスの温度設定値Ｔ１を演算し、その値を温度演算器１６へ出力する。

温度演算器１６では、第２の設定温度演算器１５_２で演算して求めた温度設定値Ｔ１と、温度検出器８から取り込んだガス加熱／冷却装置７出口側の実際のガス出口温度Ｔ２とを比較器１６_１で比較し、その偏差をＰＩＤ演算器１６_２でＰ（比例）・Ｉ（積分）・Ｄ（微分）演算を行い、ガス加熱／冷却装置７へ適切な温度制御指令信号を出力する。ガス加熱／冷却装置７はこの温度制御指令信号に基づいて、ＢＯＧとＬＮＧとが混合した燃料ガスのWobbe Indexを一定範囲に収めることができる。

以上のように、本発明の第２の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントは、検出した発熱量に相当する状態量信号としてのＢＯＧ出口弁開台数信号をWobbe Indexの式に代入してガス出口温度の温度設定値Ｔ１を演算によって求め、この求めた温度設定値Ｔ１とガス加熱／冷却装置７出口側の実際のガス出口温度Ｔ２とを比較器１６_１で比較し、その偏差をＰＩＤ演算器１６_２でガス出口温度が発電装置１１にとって最適な温度となるように温度制御するようにしたので、ＢＯＧ／ＬＮＧ発生量の変動により頻繁に燃料性状が変化する場合やＢＯＧ混合率が１００％近くに高まる場合でも、温度設定値Ｔ１を変更することにより、Wobbe Indexを略一定範囲（例えば、±５％）に収めることができ、発電プラントの運転を継続して確実に行うことができる。

（第３の実施の形態）
次に、本発明の第３の実施の形態について図４および図５を参照して説明する。
図４は本発明の第３の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図であり、図５は本実施の形態で使用した温度制御装置の一例を示すブロック図である。ＬＮＧ気化設備でＢＯＧ出口弁の運転台数を変化させた場合、ＢＯＧ出口弁の運転台数の変化時点からやや遅れて燃料ガスの発熱量が変化するので、第１の実施の形態のようにガスのカロリーメータあるいはガスクロなどの発熱量計５の検出信号を温度制御装置１４に導入した場合、第２の実施の形態のようにＢＯＧ出口弁運転台数信号を温度制御装置１４に導入した場合に比べて応答速度は遅くなるが、精度は高いという特徴がある。逆に言えば、第２の実施の形態のようにＢＯＧ出口弁運転台数信号を温度制御装置１４に導入した場合、ガスのカロリーメータあるいはガスクロなどの発熱量計５の検出信号を温度制御装置１４に導入した場合と比べて精度が多少低いが、応答速度は速いという特徴がある。

そこで、本実施の形態では、第１の実施の形態の精度が高いという特長と、第２の実施の形態の応答速度が速いという長所を生かした温度制御装置１４を得るようにしたものである。

図５は本実施の形態で使用した温度制御装置１４の一例を示すブロック図である。
図５において、発熱量計５の検出信号を第１の設定温度演算器１５_１へ入力し、ＢＯＧ出口弁４から検出された発熱量に相当する状態量信号としてのＢＯＧ出口弁開台数信号を第２の設定温度演算器１５_２へ入力し、これら第１および第２の設定温度演算器１５_１、１５_２でそれぞれ温度設定値Ｔ１を演算する。これら設定温度演算器１５_１、１５_２による温度設定値Ｔ１の演算の仕方は前述した第１および第２の実施の形態で述べたように、（１）式で示したWobbe Indexが一定となるように、（２）式を用いて温度設定値Ｔ１を演算する。

１５_３はＢＯＧ出口弁開台数信号の変化を検出する変化検出器であり、ＢＯＧ出口弁開台数信号に変化が生じるとこれを検出し、切換器１５_４に切換え信号を与えて第２の設定温度演算器１５_２の演算結果を温度演算器１６へ出力させる。そして、ＢＯＧ出口弁開台数信号が変化してから後述する設定時間が経過すると復帰し、切換器１５_４に復帰信号（あるいは動作解除信号）を与えて第２の設定温度演算器１５_２の演算結果に替えて第１の設定温度演算器１５_１の演算結果を温度演算器１６へ出力させる。

なお、変化検出器１５_３の復帰時間は次のようにして設定する。すなわち、燃料ガスの発熱量は、出口弁開台数の変化直後は変化できずにやや遅れて変化し始め、その後安定した値になるので、この安定した値になる時間を考慮して変化検出器１５_３の復帰時間を設定する。

いま、ＢＯＧ出口弁４の開の台数が変化したとする。するとＢＯＧ出口弁開台数信号が直ちに変化するので、変化検出器１５_３が直ちに動作し、第２の設定温度演算器１５_２において（１）式で示したWobbe Indexが一定となるように、（２）式を用いて発電装置１１にとって最適な燃料ガスの温度設定値Ｔ１を演算し、その値を温度演算器１６へ出力する。

そして、ＢＯＧ出口弁開台数が変化してから設定時間を経過すると、変化検出器１５_３は復帰して設定温度演算器１５_２の演算結果に替えて発熱量計５の検出信号に基づいた設定温度演算器１５_１の演算結果を温度演算器１６へ出力する。

温度演算器１６はＢＯＧ出口弁開台数が変化した直後は、第２の設定温度演算器１５_２から出力された温度設定値Ｔ１と、温度検出器８により検出したガス加熱／冷却装置７出口側の実際のガス出口温度Ｔ２とを比較し、ガス出口温度が温度設定値Ｔ１となるように、ガス加熱／冷却装置７を制御してガス出口温度の制御を行い、変化検出器１５_３で設定した復帰時間後は、第１の設定温度演算器１５_１から出力された温度設定値Ｔ１と、温度検出器８により検出したガス加熱／冷却装置７出口側の実際のガス出口温度Ｔ２とを比較し、ガス出口温度が温度設定値Ｔ１となるように、ガス加熱／冷却装置７を制御してガス出口温度の制御を行う。

以上のように、本発明の第３の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントは、ＬＮＧ気化設備側の供給管を流れる燃料ガスの発熱量信号と、発熱量に相当する状態量信号であるＢＯＧ出口弁開台数信号とを温度制御装置１４に入力し、ＢＯＧ出口弁運転台数が変化した場合、まずＢＯＧ出口弁開台数信号に基づいて求めた温度設定値Ｔ１を温度演算器１６に出力し、かつ予め設定した時間経過後は発熱量信号に基づいて求めた温度設定値Ｔ１を温度演算器１６に出力するようにしたので、ＢＯＧ出口弁運転台数の変化に対して応答速度が速く、しかも精度の高い温度制御装置１４を得ることができる。

この結果、前述の実施の形態と同様に、ＢＯＧ／ＬＮＧ発生量の変動により頻繁に燃料性状が変化する場合やＢＯＧ混合率が１００％近くに高まる場合でも、温度設定値を変更することにより、燃料指標を略一定範囲（例えば、±５％）に収めることができ、発電プラントの運転を継続して確実に行うことができることは勿論である。

なお、本実施の形態では設定温度演算器１５は、ＢＯＧ出口弁開台数が変化した場合、変化検出器１５_３により第２の設定温度演算器１５_２の演算結果をまず出力させ、設定時間後第１の設定温度演算器１５_１の演算結果を切換えて出力するようにしたが、本発明はこれに限定されるものではなく、次のように変更することができる。すなわち、演算結果を切換える代わりに、第１の設定温度演算器１５_１および第２の設定温度演算器１５_２の入力側を切換えることにより、変化検出器１５_３により選択された側の設定温度演算器だけに温度設定値Ｔ１を演算させるようにしてもよい。例えば、変化検出器１５_３がＢＯＧ出口弁開台数の変化を検出した場合、第２の設定温度演算器１５_２のみに温度設定値Ｔ１の演算を行わせて温度演算器１６に演算結果を出力させ、変化検出器１５_３の復帰後は第１の設定温度演算器１５_１のみに温度設定値Ｔ１の演算を行わせて温度演算器１６に演算結果を出力するようにしてもよい。

（第４の実施の形態）
次に、本発明の第４の実施の形態について図６を参照して説明する。
図６は本発明の第４の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図である。本実施の形態は第３の実施の形態を発展させたものであり、図６で示すように、発熱量計５の動特性モデル１７を温度制御装置１４内に設けたものである。

本実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントは、温度制御装置１４に発熱量計５の動特性モデル１７を入力しておき、ＢＯＧ出口弁開台数信号により動特性モデル１７に先行制御信号（フィードフォワード信号）を作成させ、このフィードフォワード信号を補正信号として温度演算器１６に入力するようにしたので、発熱量信号と発熱量に相当する状態量信号（ＢＯＧ出口弁開台数信号）とを組み合わせた場合に生じる検出遅れ（一次遅れとむだ時間）を補償することができ、応答が速くしかも精度の良い温度設定値Ｔ１を求めることができる。

このため温度演算器１６は、この温度設定値Ｔ１とガス加熱／冷却装置７出口側の実際のガス出口温度Ｔ２とを比較し、ガス出口温度が発電装置１１にとって最適な温度となるように温度制御することができるので、ＢＯＧ／ＬＮＧ発生量の変動により頻繁に燃料性状が変化する場合やＢＯＧ混合率が１００％近くに高まる場合でも、温度設定値を変更することにより、燃料指標を略一定範囲（例えば、±５％）に収めることができ、発電プラントの運転を継続して確実に行うことができる。

また、動特性モデル１７により生成された先行制御信号を、補正信号として温度検出器１６へ入力するようにしたので、温度制御を先行的に動作させることができ、さらに精度よく広い範囲で燃料ガスの燃料指標を一定範囲に収めることができる。

なお、上述した各実施の形態において、発電装置１１は単なるガスタービン発電設備に限定されるものではなく、コンバインドサイクル発電プラントでもよく、またコンバインドサイクル発電プラントと造水プラントとを併せ持つプラントであってもよい。

本発明の第１の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図。 本発明の第１の実施の形態で使用した温度制御装置の一例を示すブロック図。 本発明の第２の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図。 本発明の第３の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図。 本発明の第３の実施の形態で使用した温度制御装置の一例を示すブロック図。 本発明の第４の実施の形態によるＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図。 従来のＬＮＧ利用発電プラントの構成を示すブロック図。 従来の一般的なＬＮＧ利用発電プラントを示すブロック図。

符号の説明

１…ＬＮＧ貯蔵タンク、２…昇圧ポンプ、３…気化器、４…ＢＯＧ出口弁、４Ｃ…ＢＯＧ圧縮機、５…発熱量計、６…ガス供給配管、７…ガス加熱／冷却装置、８…ガス温度検出器、９…温度制御装置、１０…燃料調節弁、１１…発電装置、１２…フレア設備、１３…タンク類、１４…温度制御装置、１５、１５_１、１５_２…設定温度演算器、１５_３…変化検出器、１５_４…切換器、１６…温度演算器、１６_１…比較器、１６_２…ＰＩＤ演算器、１７…動特性モデル。

Claims (7)

1. ＬＮＧ気化設備と、前記ＬＮＧ気化設備に接続され燃料ガスの供給を受ける発電装置と、前記ＬＮＧ気化設備と前記発電装置との間に接続され、燃料ガス温度を制御するガス加熱／冷却装置とからなるＬＮＧ利用発電プラントにおいて、
   前記ＬＮＧ気化設備側から前記発電装置側に供給される燃料ガスの発熱量又は発熱量に相当する信号を検出する手段と、前記ガス加熱／冷却装置の出口側燃料ガスの温度を検出する温度検出手段と、前記燃料ガスの発熱量又は発熱量に相当する検出信号の双方若しくはいずれか一方が入力され、燃料ガスの温度設定値を設定する設定温度演算器と、前記温度検出手段の検出温度と前記設定温度演算器により設定された温度設定値とを比較し、その比較結果に基づいて温度制御指令を出力する温度演算器とを備え、前記温度演算器から出力された温度制御指令に基づいて前記ガス加熱／冷却装置を制御することを特徴とするＬＮＧ利用発電プラント。
2. 前記燃料ガスの発熱量を検出する手段がカロリーメータ又はガスクロマトログラフィーのいずれかであることを特徴とする請求項１記載のＬＮＧ利用発電プラント。
3. 前記燃料ガスの発熱量に相当する信号を検出する手段がＬＮＧ気化設備側の状態量を検出する装置であることを特徴とする請求項１記載のＬＮＧ利用発電プラント。
4. 前記設定温度演算器に燃料ガスの発熱量および発熱量に相当する検出信号を入力し、設定温度を演算することを特徴とする請求項１記載のＬＮＧ利用発電プラント。
5. 前記温度制御装置は燃料ガスの発熱量を検出する装置の動特性モデルを有することを特徴とする請求項４記載のＬＮＧ利用発電プラント。
6. 前記ＬＮＧ気化設備側の状態量信号によって動特性モデルを起動して先行制御信号を作成し、この先行制御信号を前記温度演算器へ入力して検出遅れを補正するようにしたことを特徴とする請求項５記載のＬＮＧ利用発電プラント。
7. ＬＮＧ気化設備側からガス加熱／冷却装置を経て発電装置側へ供給される燃料ガスの発熱量又は発熱量に相当する信号を検出し、これら発熱量又は発熱量に相当する検出信号の双方もしくはいずれか一方を用いて燃料ガスの温度設定値を演算し、前記ガス加熱／冷却装置の出口側燃料ガス温度を検出し、この燃料ガス温度と前記設定温度とを比較し、その比較結果に基づいて発電設備入口側の燃料ガス温度が設定温度となるように前記ガス加熱／冷却装置を制御することを特徴とするＬＮＧ利用発電プラントの運転方法。

Images