JPH06173710A - Air cooling device for gas turbine - Google Patents
Air cooling device for gas turbineInfo
- Publication number
- JPH06173710A JPH06173710A JP31924992A JP31924992A JPH06173710A JP H06173710 A JPH06173710 A JP H06173710A JP 31924992 A JP31924992 A JP 31924992A JP 31924992 A JP31924992 A JP 31924992A JP H06173710 A JPH06173710 A JP H06173710A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- heat exchanger
- gas turbine
- heat
- antifreeze liquid
- air
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
【０００１】[0001]
【産業上の利用分野】本発明は、ガスタービン用空気冷
却装置に関し、特に詳細にはガスタービン用燃料として
消費される液化天然ガスの一部を利用してガスタービン
用燃焼空気を冷却し、それによりガスタービンの最大出
力を増大しかつ熱消費率（Heat Rate)を向上させる装置
に関する。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to an air cooling device for a gas turbine, and more particularly to cooling combustion air for a gas turbine by utilizing a part of liquefied natural gas consumed as fuel for the gas turbine. Accordingly, the present invention relates to a device that increases the maximum output of a gas turbine and improves the heat consumption rate (Heat Rate).
【０００２】[0002]
【従来の技術】火力発電用ガスタービン、特に都市近郊
に立地した火力発電所で稼働する発電用ガスタービン
は、燃料としてその低公害性を理由に一般に液化天然ガ
スを使用している。液化天然ガスは、メタンを主成分と
する天然ガスを加圧、冷却して液化したものであって、
ＬＮＧと略称される。以下、本明細書でも、液化天然ガ
スをＬＮＧと言い、再ガス化した天然ガスをＮＧと言う
ことにする。メタンは常圧下で１１１Ｋ（−１６２°
Ｃ）に冷却すれば液体となり、その体積は、常温、常圧
の気体に比べて約１／６００に減少する。産地でこのよ
うに液化したものを冷凍タンカーで輸送する。従来、発
電所では、主として海水の熱を利用してオープンラック
式気化器等によりＬＮＧを再びガス化し、発電用ガスタ
ービンの燃料として使用している。2. Description of the Related Art Gas turbines for thermal power generation, particularly gas turbines for power generation operating in thermal power plants located in the suburbs of cities, generally use liquefied natural gas as fuel because of its low pollution. Liquefied natural gas is liquefied by compressing and cooling natural gas whose main component is methane.
Abbreviated as LNG. Hereinafter, also in this specification, liquefied natural gas will be referred to as LNG, and regasified natural gas will be referred to as NG. Methane is 111K (-162 °) under normal pressure.
When it is cooled to C), it becomes a liquid, and its volume is reduced to about 1/600 of that of a gas at normal temperature and pressure. The liquefied product is transported in a frozen tanker at the production site. Conventionally, in a power plant, LNG is gasified again by an open rack type vaporizer mainly using heat of seawater and used as fuel for a gas turbine for power generation.
【０００３】一方、最近の電力の需要は、夏期日中のピ
ーク時と、他の時期のオフピーク時との差が大きく、特
に都市近傍でその傾向が著しい。需要を賄うために発電
所を建設しようにも、発電所立地に適合する用地を手当
てするのは、現今極めて難しい状況にある上に、夏期の
ピーク時に合わせて発電能力を増強するのは、経済的に
も不合理である。そこで、既存の発電所の能力を最大限
発揮させて、夏期日中のピーク時の電力需要を賄うこと
が重要になっている。この見地から、既存の発電用ガス
タービンの最大出力を何らかの手段で増強することは、
極めて緊急を要する問題である。On the other hand, the recent demand for electric power has a large difference between the peak hours during the daytime in summer and the off-peak hours during other periods, and this tendency is particularly remarkable in the vicinity of cities. Even if a power plant is built to meet demand, it is currently extremely difficult to find a site that suits the location of the power plant, and it is economical to increase the power generation capacity at the peak of summer. It is irrational. Therefore, it is important to maximize the capacity of existing power plants to meet the peak power demand during the daytime in summer. From this perspective, increasing the maximum output of existing power generation gas turbines by any means
This is an extremely urgent issue.
【０００４】ところで、ガスタービンの最大出力は、同
じフレームであっても、その燃焼用空気の入口温度が低
いほど増大する。例えば、空気の入口温度が３５°Ｃで
のガスタービンの最大出力を１００％とすると、空気の
入口温度を４°Ｃまで冷却したと想定するならば、出力
が約２２％増加して、最大出力は、約１２２％となる。
また、同じフレームのガスタービンの熱消費率（単位仕
事出力当たりの熱入力）は、その燃焼用空気の入口温度
が低い程減少する。即ち、同一の出力値を出力するのに
必要な熱エネルギーの量が減少する。例えば、空気の入
口温度が３５°Ｃでの熱消費率を１００％とすると、空
気の入口温度を４°Ｃまで冷却したと想定するならば、
熱消費率は、約９１乃至９２％の値に減少する。By the way, the maximum output of the gas turbine increases as the inlet temperature of the combustion air decreases, even in the same frame. For example, assuming that the maximum output of the gas turbine at the air inlet temperature of 35 ° C is 100%, assuming that the air inlet temperature is cooled to 4 ° C, the output increases by about 22% and the maximum output increases. The output is about 122%.
Further, the heat consumption rate (heat input per unit work output) of the gas turbine of the same frame decreases as the inlet temperature of the combustion air decreases. That is, the amount of heat energy required to output the same output value is reduced. For example, assuming that the heat consumption rate at an air inlet temperature of 35 ° C is 100%, assuming that the air inlet temperature is cooled to 4 ° C,
The heat dissipation rate is reduced to a value of about 91 to 92%.
【０００５】[0005]
【発明が解決しようとする課題】以上のように、ガスタ
ービンの燃焼用空気を冷却することは、ガスタービンの
最大出力を増大させ、かつ熱消費率を向上させるので、
省エネルギーの点からも望ましいことである。そこで、
空気に水又は冷水を噴霧して冷却する試みもなされてい
るが、単に水を噴霧するだけでは、空気はそれ程冷却さ
れず、まは冷水を噴霧するためには冷凍装置等を設置す
る必要が生じて、多額な設備費の割に効果が小さかっ
た。また、冷水を噴霧してガスタービン用燃焼空気を冷
却する一つの方法として、氷蓄熱技術の利用が米国で試
みられている。これは、電力需要のオフピーク時に発電
された余剰の電力を利用して氷を製造し、電力需要のピ
ーク時にその氷に水を混ぜて冷水を作り、その冷熱を使
用して空気を冷却することにより、ガスタービンの最大
出力を上げようとするものである。しかし、いずれも、
その実用化は今後の課題であって、今までのところ、決
め手を模索中であると言うのが実情である。As described above, cooling the combustion air of the gas turbine increases the maximum output of the gas turbine and improves the heat consumption rate.
It is also desirable from the viewpoint of energy saving. Therefore,
Attempts have also been made to cool air by spraying water or cold water, but simply spraying water does not cool the air so much, or it is necessary to install a refrigerating device or the like in order to spray cold water. However, the effect was small for a large amount of equipment costs. Further, the use of ice heat storage technology has been attempted in the United States as one method of spraying cold water to cool combustion air for gas turbines. This is to produce ice using surplus electricity generated during off-peak power demand, mix the ice with water at the peak of power demand to make cold water, and use the cold heat to cool the air. It is intended to increase the maximum output of the gas turbine. However, both
The practical application of this is a future issue, and the reality is that so far we are looking for a decisive factor.
【０００６】一方、ＬＮＧをガス化するには、約８３６
KJ/Kg の大きな熱量を必要とする。この冷熱を使用して
ガスタービン用燃焼空気を冷却することは、以上の問題
を解決する上で望ましいことであるが、かかる冷却方法
は、従来実用化されていなかった。それは、ＬＮＧの気
化温度が−１６２°Ｃと言う極めて低い温度なので、冷
熱源として使用すると、その温度が低すぎて空気中の水
分が熱交換器の伝熱面で凍結する等の問題が生じ、その
取扱が難しかったことによる。On the other hand, in order to gasify LNG, it takes about 836
It requires a large amount of heat of KJ / Kg. It is desirable to use the cold heat to cool the combustion air for a gas turbine in order to solve the above problems, but such a cooling method has not been put into practical use. Since the vaporization temperature of LNG is an extremely low temperature of -162 ° C, when it is used as a cold heat source, the temperature is too low and moisture in the air freezes on the heat transfer surface of the heat exchanger. , Because it was difficult to handle.
【０００７】以上の事情に鑑み、本発明は、ガスタービ
ンの燃料用ＬＮＧの冷熱を利用して、ガスタービン用燃
焼空気を冷却する新規な装置を提供することである。In view of the above circumstances, the present invention is to provide a novel apparatus for cooling combustion air for a gas turbine by utilizing cold heat of LNG for fuel of the gas turbine.
【０００８】[0008]
【課題を解決するための手段】本発明者は、ＬＮＧの冷
熱を利用するに際し、空気を熱交換器で直接冷却する
と、空気中に湿度として含有された水が熱交換器の空気
側チューブ面に凍結し、更に成長して最終的には熱交換
チューブの全面に厚く氷層が形成される。そして、氷層
が形成された熱交換器は、氷層の低い熱伝導率のため、
また氷層が空気流路を閉塞させて、最早や熱交換器の用
を成さなくなることに問題があると認識した。そこで、
中間冷媒として不凍液を使用し、ＬＮＧにより不凍液を
冷却し、次いで冷却された不凍液により空気を冷却する
こと、更に不凍液が熱交換器内で凍結しないように大量
に流すことに着目した。Means for Solving the Problems When the cold heat of LNG is used, the present inventor directly cools air with a heat exchanger, so that water contained as humidity in the air causes a tube surface on the air side of the heat exchanger. After freezing, the ice is further grown, and finally a thick ice layer is formed on the entire surface of the heat exchange tube. And the heat exchanger formed with the ice layer has a low thermal conductivity of the ice layer,
They also recognized that there was a problem that the ice layer clogged the air flow path so that it no longer served the heat exchanger. Therefore,
Attention was paid to using an antifreeze liquid as an intermediate refrigerant, cooling the antifreeze liquid with LNG, then cooling the air with the cooled antifreeze liquid, and further flowing a large amount of the antifreeze liquid so as not to freeze in the heat exchanger.
【０００９】かかる知見に基づいて、本発明に係るガス
タービン用空気冷却装置は、上記目的を達成するため
に、液化天然ガスを冷媒として不凍液を冷却する第１熱
交換器と、冷却した不凍液によってガスタービン用燃焼
空気を冷却する第２熱交換器と、不凍液を第１熱交換器
と第２熱交換器との間で循環する管路と、不凍液を循環
するために管路に設けられたポンプと、第１熱交換器の
不凍液出口温度を０°Ｃ以上でかつガスタービン用燃焼
空気の第２熱交換器入口温度以下の設定温度に保持する
ように、第１熱交換器に流入する液化天然ガスの流量を
調節する温度制御装置とを備え、ポンプは、不凍液が第
１熱交換器内で凍結して第１熱交換器を閉塞させないよ
うな流量で不凍液を循環させることを特徴としている。Based on such knowledge, the air cooling device for a gas turbine according to the present invention has, in order to achieve the above object, a first heat exchanger for cooling an antifreezing liquid using liquefied natural gas as a refrigerant, and a cooled antifreezing liquid. A second heat exchanger for cooling the combustion air for the gas turbine, a pipe for circulating the antifreeze liquid between the first heat exchanger and the second heat exchanger, and a pipe for circulating the antifreeze liquid The pump and the first heat exchanger flow into the first heat exchanger so that the antifreeze outlet temperature of the first heat exchanger is maintained at a set temperature of 0 ° C. or higher and the second heat exchanger inlet temperature of the gas turbine combustion air or lower. And a temperature control device for adjusting the flow rate of the liquefied natural gas, wherein the pump circulates the antifreeze liquid at a flow rate such that the antifreeze liquid does not freeze in the first heat exchanger and block the first heat exchanger. There is.
【００１０】第１熱交換器及び第２熱交換器とも常用の
機器であって、例えば第１熱交換器として多管式熱交換
器を使用し、その熱交換チューブの管内に液化天然ガス
（以下、簡単のためＬＮＧと略称する）を流し、熱交換
器の胴側には不凍液を流し、第２熱交換器としてフィン
付きの熱交換チューブが多数設けられた熱交換器を使用
し、熱交換チューブの管内に不凍液を外側に空気を流
す。温度制御装置は、市販の制御装置を使用した常用の
ものであって、測定した第１熱交換器の不凍液出口温度
に基づき、第１熱交換器に流入する液化天然ガスの流量
を調節するすることにより、０°Ｃ以上でかつガスター
ビン用燃焼空気の第２熱交換器入口温度以下の温度範囲
内に設定された設定温度、実質的に２°以下になるよう
に不凍液出口温度を制御する装置である。Both the first heat exchanger and the second heat exchanger are commonly used equipment. For example, a multi-tube heat exchanger is used as the first heat exchanger, and liquefied natural gas ( Hereinafter, for the sake of simplicity, LNG is flown), the antifreeze liquid is flown on the body side of the heat exchanger, and a heat exchanger provided with a large number of finned heat exchange tubes is used as the second heat exchanger. Pour the antifreeze liquid to the outside of the exchange tube. The temperature controller is a conventional one using a commercially available controller, and regulates the flow rate of liquefied natural gas flowing into the first heat exchanger based on the measured antifreeze liquid outlet temperature of the first heat exchanger. As a result, the antifreeze liquid outlet temperature is controlled so that the set temperature is set within the temperature range of 0 ° C or higher and the second heat exchanger inlet temperature of the combustion air for the gas turbine, or substantially 2 ° or lower. It is a device.
【００１１】本発明で使用する不凍液は、使用温度で凍
結しない液体を意味し、好適には少なくとも−４０°Ｃ
の温度で凍結しないものを使用する。その例には、エチ
レングリコールの含有率が約５２から約８４wt％のエチ
レングリコール水溶液、プロピレングリコールの含有率
が約５６wt％以上のプロピレングリコール水溶液、トリ
エチレングリコールの含有率が約６２から約７７wt％の
トリエチレングリコール水溶液等のいわゆる不凍液のみ
ならず、例えばメタノ−ル、エタノ−ル等の液体をも挙
げることができる。The antifreeze liquid used in the present invention means a liquid which does not freeze at a use temperature, preferably at least -40 ° C.
Use one that does not freeze at the temperature. Examples are ethylene glycol aqueous solutions with ethylene glycol content of about 52 to about 84 wt%, propylene glycol aqueous solutions with propylene glycol content of about 56 wt% or more, and triethylene glycol content of about 62 to about 77 wt%. Not only the so-called antifreeze solution such as the aqueous solution of triethylene glycol, but also liquids such as methanol and ethanol can be mentioned.
【００１２】不凍液は、第１熱交換器内で不凍液が凍結
して第１熱交換器を閉塞させないような流量でポンプに
より循環する。不凍液の流量を大きくすると、第１熱交
換器内で不凍液の滞留部分がなくなり、伝熱面における
不凍液側温度を不凍液の凍結温度より高くすることがで
きる。また、凍結しても薄い氷の層であり不凍液の流路
を妨げるものではない。この原理は、従来ＬＮＧを気化
させるために使用されているオープンラック式気化器の
海水の流れにも適用されているものであって、これによ
り、不凍液が熱交換器内で凍結することが防止される。The antifreeze liquid is circulated by a pump at a flow rate such that the antifreeze liquid does not freeze in the first heat exchanger and block the first heat exchanger. When the flow rate of the antifreeze liquid is increased, the portion where the antifreeze liquid stays is eliminated in the first heat exchanger, and the antifreeze liquid side temperature on the heat transfer surface can be made higher than the freezing temperature of the antifreeze liquid. Further, even if frozen, it is a thin layer of ice and does not hinder the flow path of the antifreeze liquid. This principle is also applied to the seawater flow of an open rack type vaporizer that has been conventionally used to vaporize LNG, which prevents the antifreeze liquid from freezing in the heat exchanger. To be done.
【００１３】以下に、第１熱交換器と第２熱交換器の熱
バランスを説明する。空気の流量をＦA ( kg/Sec) 、不
凍液の流量をＦN ( kg/Sec) 、ＬＮＧの流量をＦL ( kg
/Sec) とし、その比熱をそれぞれＣA ( KJ/Kg °C )
、ＣN ( KJ/Kg °C ) 、ＣL ( KJ/Kg °C ) とし、Ｌ
ＮＧの気化潜熱及び顕熱の和をＬ(KJ/Kg) 、空気の入口
温度をＴAI（°Ｃ）、出口温度をＴAO（°Ｃ）、不凍液
の第１熱交換器の入口温度（又は第２熱交換器の出口温
度）をＴFI（°Ｃ）、不凍液の第１熱交換器の出口温度
（又は第２熱交換器の入口温度）をＴFO（°Ｃ）、ＬＮ
Ｇの入口温度を−１６２°Ｃ、出口温度をＴLO（°Ｃ）
とする。第１熱交換器周りの熱バランスは、 ＦN ・（ＴFI−ＴFO）・ＣN ＝ＦL ・Ｌ （１）The heat balance between the first heat exchanger and the second heat exchanger will be described below. The flow rate of air F A (kg / Sec), the flow rate of the antifreeze F N (kg / Sec), the LNG flow rate F L (kg
/ Sec) and then, the specific heat, respectively C A (KJ / Kg ° C )
, C N (KJ / Kg ° C), and C L (KJ / Kg ° C ), L
The sum of the latent heat of vaporization and sensible heat of NG is L (KJ / Kg), the air inlet temperature is T AI (° C), the outlet temperature is T AO (° C), and the inlet temperature of the first antifreeze heat exchanger ( Alternatively, the outlet temperature of the second heat exchanger) is T FI (° C), the outlet temperature of the first antifreeze liquid heat exchanger (or the inlet temperature of the second heat exchanger) is T FO (° C), LN
G inlet temperature is -162 ° C, outlet temperature is T LO (° C)
And Heat balance around the first heat exchanger, F N · (T FI -T FO) · C N = F L · L (1)
【００１４】一方、 第２熱交換器周りの熱バランス
は、 ＦA ・（ＴAI−ＴAO）・ＣA ＝ＦN ・（ＴFI−ＴFO）・ＣN （２） 尚、空気中の水分の凍結を防止するために、ＴAO＞０で
あり、ＴFO＞０である。ＴAO、ＴFI、ＴFO、及びＦN の
値は、ガスタービンの最大出力の所望上昇値、熱消費率
の向上による所要ＬＮＧ量の減少量、第１熱交換器の所
要伝熱面積、第２熱交換器の所要伝熱面積、ポンプの所
要動力等を勘案して経済計算を行い、経済的に最適な値
を選択する。[0014] On the other hand, the heat balance around the second heat exchanger, F A · (T AI -T AO) · C A = F N · (T FI -T FO) · C N (2) In addition, the air T AO > 0 and T FO > 0 in order to prevent the freezing of water in the. The values of T AO , T FI , T FO , and F N are the desired increase value of the maximum output of the gas turbine, the reduction amount of the required LNG amount due to the improvement of the heat consumption rate, the required heat transfer area of the first heat exchanger, Economic calculation is performed in consideration of the required heat transfer area of the second heat exchanger, the required power of the pump, etc., and the economically optimum value is selected.
【００１５】[0015]
【作用】以上の構成により、不凍液は、第１熱交換器に
おいてＬＮＧの冷熱により０°Ｃ以上であって空気の入
口温度以下の設定温度になるように冷却され、一方ＬＮ
Ｇは、不凍液を丁度設定温度に冷却するだけの流量に温
度制御装置により調節された上で、第１熱交換器に入
り、不凍液の熱を奪って気化する。不凍液は、第２熱交
換器で空気を冷却する。その結果、不凍液自体の温度が
高くなり、不凍液は再びにポンプにより第１熱交換器に
循環されて、そこで冷却される。With the above configuration, the antifreeze liquid is cooled in the first heat exchanger by the cold heat of LNG to a set temperature of 0 ° C or higher and equal to or lower than the inlet temperature of air, while LN is cooled.
G is adjusted by the temperature control device to a flow rate that just cools the antifreeze liquid and then enters the first heat exchanger to take heat of the antifreeze liquid and vaporize. The antifreeze liquid cools the air in the second heat exchanger. As a result, the temperature of the antifreeze liquid itself rises, and the antifreeze liquid is again circulated by the pump to the first heat exchanger and cooled there.
【００１６】[0016]
【実施例】以下、添付図面を参照し、実施例に基づいて
本発明をより詳細に説明する。図１は、本発明に係るガ
スタービン用空気冷却装置（以下、簡単のために装置と
略称する）の一実施例のフローシートである。装置１０
は、ＬＮＧを再ガス化したＮＧを燃料とする発電用ガス
タービン１１に燃焼用冷却空気を供給する本発明に係る
ガスタービン用空気冷却装置であって、第１熱交換器１
２と、第２熱交換器１４とを備えている。第１熱交換器
１２と第２熱交換器１４との不凍液側は、第１熱交換器
１２から第２熱交換器１４に不凍液を供給する供給管路
１６と、第２熱交換器１４から第１熱交換器１２に不凍
液を戻す戻り管路１８とにより、それぞれ相互に接続さ
れている。戻り管路１８には、不凍液の中間溜槽２０
と、戻り管路１８経由中間溜槽２０から第１熱交換器に
不凍液を循環させるポンプ２２とが設けられている。DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS The present invention will now be described in more detail based on embodiments with reference to the accompanying drawings. FIG. 1 is a flow sheet of an embodiment of an air cooling device for a gas turbine (hereinafter, simply referred to as a device for simplicity) according to the present invention. Device 10
Is a gas turbine air cooling device according to the present invention for supplying combustion cooling air to a power generation gas turbine 11 using NG, which is LNG regasified, as a fuel.
2 and the second heat exchanger 14. The antifreeze liquid sides of the first heat exchanger 12 and the second heat exchanger 14 are connected to the supply pipe line 16 for supplying the antifreeze liquid from the first heat exchanger 12 to the second heat exchanger 14, and the second heat exchanger 14. They are connected to each other by a return pipe 18 for returning the antifreeze liquid to the first heat exchanger 12. An intermediate reservoir 20 for antifreeze liquid is provided in the return line 18.
And a pump 22 for circulating the antifreeze liquid from the intermediate reservoir 20 via the return line 18 to the first heat exchanger.
【００１７】更に、装置１０には、第１熱交換器１２か
ら出る不凍液の温度を制御するために、ＬＮＧの流量調
節用の自動流量調節弁２６と不凍液温度検出器２７とを
第１熱交換器１２の不凍液出口及びＬＮＧ供給管２４に
それぞれ備えた温度制御装置２８が設けてある。温度制
御装置２８は、不凍液の出口温度を設定温度にするよう
に不凍液温度検出器２７の測定温度に基づいて流量調節
弁２６によりＬＮＧ流量を調節する。ここで、設定温度
は、空気中の水分を凍結させないように０°Ｃ以上であ
って空気の入口温度以下の温度、実質的には２°Ｃ以下
とする。第１熱交換器１２は、多管式の所謂シェルアン
ドチューブ型熱交換器であって、熱交換チューブの管内
にＬＮＧを流し、胴側に不凍液を流す構成である。第２
熱交換器１４は、熱交換チューブにフィンを設けたフィ
ンチューブ型の熱交換器であって、フィンチューブ内に
不凍液を流し、フィンチューブの外側に空気を流す構成
となっている。Further, in the apparatus 10, in order to control the temperature of the antifreeze liquid discharged from the first heat exchanger 12, an automatic flow rate control valve 26 for adjusting the flow rate of LNG and an antifreeze liquid temperature detector 27 are exchanged with the first heat exchanger. A temperature control device 28 provided in each of the antifreeze outlet of the container 12 and the LNG supply pipe 24 is provided. The temperature control device 28 adjusts the LNG flow rate by the flow rate adjusting valve 26 based on the temperature measured by the antifreeze liquid temperature detector 27 so that the outlet temperature of the antifreeze liquid becomes the set temperature. Here, the set temperature is set to 0 ° C. or higher and equal to or lower than the inlet temperature of air, substantially 2 ° C. or lower so as not to freeze water in the air. The first heat exchanger 12 is a multi-tubular so-called shell-and-tube heat exchanger, and has a configuration in which LNG is caused to flow inside the heat exchange tube and antifreeze is caused to flow toward the barrel side. Second
The heat exchanger 14 is a fin-tube type heat exchanger in which fins are provided on the heat exchange tube, and has a configuration in which an antifreeze liquid is flown into the fin tube and air is flown outside the fin tube.
【００１８】空気は、空気入口ダクト３０を介して第２
熱交換器１４のフィンチューブ外側の空気流路側に流
入、冷却され、空気出口ダクト３２を介してガスタービ
ン１１に流入する。一方、ＬＮＧ入口管２４を介して第
１熱交換器１２の熱交換チューブ側に流入したＬＮＧ
は、第１熱交換器１２内で気化し、かつ沸点温度より高
い温度に昇温されて第１熱交換器１２を離れ、ＮＧ出口
管３４を通してＮＧ送入管３６に合流する。別の手段で
ＬＮＧから再ガス化されたＮＧは、ＮＧ送入管３６を介
して供給され、装置１０で気化したＮＧと合流してガス
タービン１１に流入している。Air passes through the air inlet duct 30 to the second
It flows into the air flow path side outside the fin tube of the heat exchanger 14, is cooled, and flows into the gas turbine 11 via the air outlet duct 32. On the other hand, the LNG that has flowed into the heat exchange tube side of the first heat exchanger 12 via the LNG inlet pipe 24.
Is vaporized in the first heat exchanger 12, is heated to a temperature higher than the boiling point temperature, leaves the first heat exchanger 12, and joins the NG inlet pipe 36 through the NG outlet pipe 34. The NG regasified from the LNG by another means is supplied through the NG inlet pipe 36, merges with the NG vaporized in the apparatus 10, and flows into the gas turbine 11.
【００１９】具体例 出力が１００，０００KWの典型的なガスタービンに使用
する空気冷却装置を例に取り、具体例を説明する。ガス
タービンの所要入力は、熱効率を２９．８％とすると、
３３６，０００Kw( KJ/Sec) である。従って、気化天然
ガス（以下、簡単のためＮＧと略称する）の発熱量を５
６，０００KJ/Kg とすると、所要ＮＧ量は、３３６，０
００KJ/Sec／５６，０００KJ/Kg ＝６．０kg/Secとな
る。所要空気量ＦA ( kg/Sec) は、理論空気量を１０．
５２として、８７．５Nm3/Sec 、又は１１４kg/Secとな
る。夏期のピークロード時の運転を想定して空気入口温
度ＴAIを３５°Ｃ、出口温度ＴAOを２°Ｃとすると、空
気を冷却する所要冷却熱Ｑは、空気の比熱ＣA を０．２
４(Kcal/Kg°C)、即ち１．０ KJ/Kg°C とすれば、 Ｑ＝ＦA ・（ＴAI−ＴAO）・ＣA ＝１１４・（３５−２）・１．０ ＝３，７６２KJ/SecConcrete Example A concrete example will be described by taking an air cooling device used for a typical gas turbine having an output of 100,000 kW as an example. As for the required input of the gas turbine, if the thermal efficiency is 29.8%,
It is 336,000 Kw (KJ / Sec). Therefore, the calorific value of vaporized natural gas (hereinafter, abbreviated as NG for simplicity) is 5
Given 6,000KJ / Kg, the required NG amount is 336,0
It becomes 00KJ / Sec / 56,000KJ / Kg = 6.0kg / Sec. The required air flow rate F A (kg / Sec) is the theoretical air flow rate of 10.
52 is 87.5 Nm 3 / Sec, or 114 kg / Sec. Air inlet temperature T AI 35 ° C (95 ° F) assumes operation during summer peak load, when the outlet temperature T AO and 2 ° C, the required cooling heat Q to cool the air, the specific heat C A of air 0. Two
4 (Kcal / Kg ° C) , i.e. if 1.0 KJ / Kg ° C, Q = F A · (T AI -T AO) · C A = 114 · (35-2) · 1.0 = 3,762KJ / Sec
【００２０】一方、ＬＮＧの−１６０°Ｃから−１０°
Ｃまでの気化熱と顕熱とを利用するとすれば、その冷熱
量は、８３６KJ/Kg である。従って、所要ＮＧ量の気化
から得られる冷熱量は、８３６KJ/Kg ×６．０kg/Sec＝
５，０１６KJ/Secとなるので、燃焼用空気を冷却する冷
熱量は、利用できる全冷熱量の約７５％となる。従っ
て、ＬＮＧの２５％は、他の方法、例えば従来の海水に
よる方法によって気化させることになる。On the other hand, from -160 ° C of LNG to -10 °
If the vaporization heat and sensible heat up to C are used, the amount of cold heat is 836 KJ / Kg. Therefore, the amount of cold heat obtained from the vaporization of the required NG amount is 836 KJ / Kg x 6.0 kg / Sec =
Since it is 5,016 KJ / Sec, the amount of cold heat that cools the combustion air is about 75% of the total amount of cold heat that can be used. Therefore, 25% of LNG will be vaporized by other methods, such as conventional seawater methods.
【００２１】使用する不凍液は、エチレングリコールを
７０wt％溶解したエチレングリコール水溶液であって、
その凍結温度は、−４０°Ｃ以下である。不凍液として
使用するエチレングリコール水溶液の流量ＦN は、小型
熱交換器を使用したモデル実験或いはオープンラック式
気化器の場合の海水の実績から、第１熱交換器での熱交
換量に基づいて設定する。その流量は、本具体例では、
１００kg/Secである。その流量を循環できる性能を有す
るポンプ２２を設備する。The antifreeze used is an aqueous solution of ethylene glycol in which 70 wt% of ethylene glycol is dissolved.
The freezing temperature is -40 ° C or lower. The flow rate F N of the ethylene glycol aqueous solution used as the antifreeze is set based on the heat exchange amount in the first heat exchanger based on the model experiment using the small heat exchanger or the seawater performance in the case of the open rack type vaporizer. To do. The flow rate is, in this example,
It is 100 kg / Sec. A pump 22 having the ability to circulate the flow rate is installed.
【００２２】エチレングリコール水溶液の第１熱交換器
の出口温度、即ち第２熱交換器の入口温度ＴFOを０°Ｃ
に設定すると、エチレングリコール水溶液の比熱ＣN を
３．７( KJ/Kg °C ) とすれば、第１熱交換器の入口温
度、即ち第２熱交換器の出口温度ＴFI（°Ｃ）は、 ＴFI＝Ｑ／（ＦN ・ＣN ）＋ＴFO で１０°Ｃとなる。第１熱交換器１２及び第２熱交換器
１４の所要伝熱面積は、既に確立している手法に従って
以上のデータから求めることができる。２°Ｃの空気を
ガスタービンに送入することにより、３５°Ｃの空気を
送入する場合に比べて、最大出力を約２４％大きくする
ことが可能であり、また熱消費率を１２％軽減すること
が可能となる。The outlet temperature of the ethylene glycol aqueous solution from the first heat exchanger, that is, the inlet temperature T FO of the second heat exchanger is 0 ° C.
When the specific heat C N of the ethylene glycol aqueous solution is set to 3.7 (KJ / Kg ° C), the inlet temperature of the first heat exchanger, that is, the outlet temperature T FI (° C) of the second heat exchanger is set. Is T FI = Q / (F N · C N ) + T FO, which is 10 ° C. The required heat transfer area of the first heat exchanger 12 and the second heat exchanger 14 can be obtained from the above data according to the method already established. By sending 2 ° C air to the gas turbine, it is possible to increase the maximum output by about 24% compared to sending 35 ° C air, and the heat consumption rate is 12%. It is possible to reduce.
【００２３】冷熱を利用することなくＬＮＧを気化させ
ていた従来方法に対して、本実施例は、簡単な構造の装
置により、ＬＮＧの冷熱を有効に利用してガスタービン
用燃焼空気を冷却し、それによりガスタービンの最大出
力を上昇させ、かつ熱消費率を低下させて所要ＬＮＧ量
を軽減することができる。In contrast to the conventional method in which LNG is vaporized without utilizing cold heat, this embodiment uses a device having a simple structure to effectively utilize the cold heat of LNG to cool the combustion air for a gas turbine. As a result, the maximum output of the gas turbine can be increased and the heat consumption rate can be reduced to reduce the required LNG amount.
【００２４】[0024]
【発明の効果】本発明によれば、以上の構成により、従
来殆ど利用されなかった発電用ガスタービンの燃料用Ｌ
ＮＧの冷熱を有効に利用することによりより、ガスター
ビン用燃焼空気を冷却することができる装置を実現して
いる。これにより、ガスタービンの最大出力を大きく
し、かつ熱消費率を低下させて所要ＬＮＧ量を軽減する
ことができる。EFFECTS OF THE INVENTION According to the present invention, with the above-described structure, the fuel L of the gas turbine for power generation, which has been hardly used in the past, is used.
By effectively utilizing the cold heat of NG, a device capable of cooling combustion air for a gas turbine is realized. As a result, the maximum output of the gas turbine can be increased, the heat consumption rate can be reduced, and the required LNG amount can be reduced.
【図１】本発明に係るガスタービン用空気冷却装置の一
実施例のフローシートである。FIG. 1 is a flow sheet of an embodiment of an air cooling device for a gas turbine according to the present invention.
【符号の説明】 １０ 本発明に係るガスタービン用空気冷却装置 １２ 第１熱交換器 １４ 第２熱交換器 １６ 不凍液供給管路 １８ 不凍液戻り管路 ２０ 不凍液中間タンク ２２ ポンプ ２４ ＬＮＧ供給管 ２６ 流量調節弁 ２７ 不凍液温度検出器 ２８ 不凍液温度制御装置[Explanation of Codes] 10 Air Cooling Device for Gas Turbine According to the Present Invention 12 First Heat Exchanger 14 Second Heat Exchanger 16 Antifreeze Supply Pipeline 18 Antifreeze Return Pipeline 20 Antifreeze Intermediate Tank 22 Pump 24 LNG Supply Pipe 26 Flow Rate Control valve 27 Antifreeze temperature detector 28 Antifreeze temperature control device
─────────────────────────────────────────────────────
─────────────────────────────────────────────────── ───
【手続補正書】[Procedure amendment]
【提出日】平成５年１２月８日[Submission date] December 8, 1993
【手続補正２】[Procedure Amendment 2]
【補正対象書類名】明細書[Document name to be amended] Statement
【補正対象項目名】発明の名称[Name of item to be amended] Title of invention
【補正方法】変更[Correction method] Change
【補正内容】[Correction content]
【発明の名称】 ガスタービン用空気冷却装置Title: Air cooling device for gas turbine
Claims (1)
却する第１熱交換器と、 冷却した前記不凍液によってガスタービン用燃焼空気を
冷却する第２熱交換器と、 前記不凍液を第１熱交換器と第２熱交換器との間で循環
する管路と、 前記不凍液を循環するために前記管路に設けられたポン
プと、 前記第１熱交換器の不凍液出口温度を０°Ｃ以上でかつ
前記ガスタービン用燃焼空気の前記第２熱交換器入口温
度以下の設定温度に保持するように、第１熱交換器に流
入する液化天然ガスの流量を調節する温度制御装置とを
備え、 前記ポンプは、前記不凍液が前記第１熱交換器内で凍結
して該第１熱交換器を閉塞させないような流量で前記不
凍液を循環させることを特徴とするガスタービン用空気
冷却装置。1. A first heat exchanger for cooling an antifreeze liquid using liquefied natural gas as a cold heat source, a second heat exchanger for cooling combustion air for a gas turbine by the cooled antifreeze liquid, and a first heat exchange for the antifreeze liquid. Line circulating between the heat exchanger and the second heat exchanger, a pump provided in the pipe line for circulating the antifreeze liquid, and an antifreeze liquid outlet temperature of the first heat exchanger at 0 ° C or higher. And a temperature control device for adjusting the flow rate of the liquefied natural gas flowing into the first heat exchanger so as to maintain the set temperature of the combustion air for the gas turbine equal to or lower than the second heat exchanger inlet temperature, An air cooling device for a gas turbine, wherein the pump circulates the antifreeze liquid at a flow rate such that the antifreeze liquid does not freeze in the first heat exchanger and block the first heat exchanger.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP31924992A JPH06173710A (en) | 1992-11-05 | 1992-11-05 | Air cooling device for gas turbine |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP31924992A JPH06173710A (en) | 1992-11-05 | 1992-11-05 | Air cooling device for gas turbine |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH06173710A true JPH06173710A (en) | 1994-06-21 |
Family
ID=18108084
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP31924992A Pending JPH06173710A (en) | 1992-11-05 | 1992-11-05 | Air cooling device for gas turbine |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH06173710A (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH08210152A (en) * | 1995-02-07 | 1996-08-20 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Cooling air introducing device of gas turbine |
| US9919774B2 (en) | 2010-05-20 | 2018-03-20 | Excelerate Energy Limited Partnership | Systems and methods for treatment of LNG cargo tanks |
| KR102383198B1 (en) * | 2020-09-28 | 2022-04-05 | 한국서부발전 주식회사 | Gas Turbine Inlet Air Cooling System utilizing LNG Cold Energy |
| CN114876641A (en) * | 2022-06-14 | 2022-08-09 | 西安热工研究院有限公司 | Gas turbine inlet air cooling system utilizing LNG gasification cold energy and working method thereof |
| CN116804381A (en) * | 2023-06-29 | 2023-09-26 | 米奇科技（北京）有限公司 | Liquid air energy storage power generation system and equipment |
-
1992
- 1992-11-05 JP JP31924992A patent/JPH06173710A/en active Pending
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH08210152A (en) * | 1995-02-07 | 1996-08-20 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Cooling air introducing device of gas turbine |
| US9919774B2 (en) | 2010-05-20 | 2018-03-20 | Excelerate Energy Limited Partnership | Systems and methods for treatment of LNG cargo tanks |
| KR102383198B1 (en) * | 2020-09-28 | 2022-04-05 | 한국서부발전 주식회사 | Gas Turbine Inlet Air Cooling System utilizing LNG Cold Energy |
| CN114876641A (en) * | 2022-06-14 | 2022-08-09 | 西安热工研究院有限公司 | Gas turbine inlet air cooling system utilizing LNG gasification cold energy and working method thereof |
| CN116804381A (en) * | 2023-06-29 | 2023-09-26 | 米奇科技（北京）有限公司 | Liquid air energy storage power generation system and equipment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0828925B1 (en) | A liquefied natural gas (lng) fueled combined cycle power plant and an lng fueled gas turbine plant | |
| CN109708000B (en) | L-CH2 type hydrogen station heat management system | |
| CN206094713U (en) | Marine LNG cold energy freezer system with improved generation trades hot junction to be constructed | |
| CN114216046A (en) | LNG cold energy and data center cold supply coupling system and method | |
| CA2412160C (en) | Method and apparatus for cooling the inlet air of combustion turbines | |
| CN205505271U (en) | Vaporization of marine LNG and air conditioner integrated system | |
| JPH07139370A (en) | Method and device for gasifying and feeding liquefied natural gas | |
| CN204693025U (en) | A kind of LNG vaporizer adopting step vaporisation techniques | |
| JP4986664B2 (en) | Gas turbine combustion air cooling system | |
| JPH06173710A (en) | Air cooling device for gas turbine | |
| JP2002039695A (en) | Liquefied gas vaporization system utilizing waste heat, and waste heat supply method | |
| JP2000018049A (en) | Cooling system for combustion air gas turbine and cooling method | |
| CN211120163U (en) | L NG cold energy recovery ice making system | |
| CN209278836U (en) | A kind of LNG gasification peculiar to vessel and cold recovery exchange system | |
| CN210772577U (en) | Combined cooling and heating system | |
| JPH11117766A (en) | Air cooling system and method for gas turbine | |
| CN214566099U (en) | LNG (liquefied Natural gas) vehicle and ship refrigeration micro-power air conditioning system | |
| CN209398467U (en) | LNG power fuel gasification peculiar to vessel and cold, heat and electricity three-way supply system | |
| CN109458554A (en) | A kind of LNG gasification peculiar to vessel and cold recovery exchange system and method | |
| JPH06229258A (en) | Regenerative gas turbine air cooling device | |
| CN205843449U (en) | A kind of LNG vaporization device utilizing phase-change heat-exchange technology | |
| JP2000145476A (en) | Combustion air cooling system for gas turbine | |
| CN211600225U (en) | Liquefied natural gas cold energy recycling system | |
| CA2222607C (en) | A liquefied natural gas (lng) fueled combined cycle power plant and an lng fueled gas turbine plant | |
| CN220303795U (en) | Air conditioner energy storage system with built-in evaporator energy storage box and external heat exchanger |