JPH08335116A - Method and device for controlling fuel supply - Google Patents
Method and device for controlling fuel supplyInfo
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- JPH08335116A JPH08335116A JP14223095A JP14223095A JPH08335116A JP H08335116 A JPH08335116 A JP H08335116A JP 14223095 A JP14223095 A JP 14223095A JP 14223095 A JP14223095 A JP 14223095A JP H08335116 A JPH08335116 A JP H08335116A
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Abstract
Description
【０００１】[0001]
【産業上の利用分野】本発明は、異なる２つのＬＮＧ基
地から火力発電所に燃料ガスを供給するのに用いて好適
な燃料供給制御方法およびその装置に関する。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a fuel supply control method and apparatus suitable for supplying fuel gas to a thermal power plant from two different LNG bases.
【０００２】[0002]
【従来の技術】周知のように、火力発電所は、燃料ガス
の１つとして天然ガスを用いて発電を行っている。この
天然ガスはＬＮＧ（液化天然ガス）が気化されたもので
あり、火力発電所は、このＬＮＧがＬＮＧ基地において
気化された天然ガスを用いて発電を行っている。また、
火力発電所における天然ガスの需要量は、管轄地域の電
力需要に応じて時事刻々と変動する。ＬＮＧ基地は、こ
の変動する需要量に対して、気化器の運転台数あるいは
気化器から出力される天然ガスの流量を制御することに
より、需要量に応じた天然ガスを火力発電所に送出して
いる。As is well known, thermal power plants use natural gas as one of the fuel gases to generate electricity. This natural gas is obtained by vaporizing LNG (liquefied natural gas), and the thermal power plant uses the natural gas vaporized at the LNG base to generate electricity. Also,
The demand for natural gas in thermal power plants fluctuates from time to time according to the power demand in the jurisdiction. The LNG terminal sends natural gas according to the demand amount to the thermal power plant by controlling the number of operating carburetors or the flow rate of natural gas output from the carburetor in response to this fluctuating demand amount. There is.
【０００３】[0003]
【発明が解決しようとする課題】ところで、ＬＮＧ基地
において何らかのトラブルが発生し、発電所が必要とす
る量の天然ガスをＬＮＧ基地が供給できない状態に至る
場合が考えられる。このような状態に対処するために、
異なる２つのＬＮＧ基地から天然ガスの供給を受けるよ
うに火力発電所を構築した場合、火力発電所における天
然ガスの全需要量に対して、この全需要量の個々のＬＮ
Ｇ基地への分配方法が問題となる。すなわち、２つのＬ
ＮＧ基地相互の天然ガス供給能力の違い、および火力発
電所までの距離の違い等が原因となって、２つのＬＮＧ
基地からの天然ガスの供給をうまくバランスさせて、経
時的に変動する火力発電所の需要量に良好に応答した供
給を各ＬＮＧ基地に行わせることが困難であった。By the way, it is conceivable that some trouble may occur at the LNG base and the LNG base may not be able to supply the amount of natural gas required by the power plant. To deal with this situation,
When a thermal power plant is constructed to receive natural gas supply from two different LNG bases, the total LNG demand at the thermal power plant will be compared to the total LN demand for each LN.
How to distribute to G base becomes a problem. That is, two L
Due to differences in natural gas supply capacity between NG bases and differences in distance to thermal power plants, the two LNG
It has been difficult to properly balance the supply of natural gas from the bases so that each LNG base can supply a supply that responds well to the demand of the thermal power plant that fluctuates over time.
【０００４】従来のＬＮＧ基地は、変動する天然ガス需
要量に対して、必要によって運転する気化器の台数の増
減制御を行うことにより要求された量の天然ガスを出力
する。このような気化器の台数制御を行った場合、火力
発電所からの要求量に対して実際に出力される天然ガス
の量に時間的な遅れが生じる。また、この気化器の台数
制御は、個々のＬＮＧ基地において異なるタイミングで
行われる。したがって、ある時刻において火力発電所が
出力した要求量に対して、実際に火力発電所に入力され
る天然ガスの供給量が異なるという問題があった。さら
に、火力発電所から個々のＬＮＧ基地までの距離が異な
る場合、ＬＮＧ基地から出力された天然ガスが実際に火
力発電所に到着するまでの時間が異なるので、この要求
量と実際の供給量との差が生じる。A conventional LNG terminal outputs a required amount of natural gas by controlling the number of carburetors to be operated as necessary in response to a changing demand for natural gas. When such control of the number of carburetors is performed, the amount of natural gas actually output is delayed with respect to the amount demanded from the thermal power plant. The control of the number of carburetors is performed at different timings in each LNG base. Therefore, there is a problem that the supply amount of the natural gas actually input to the thermal power plant differs from the required amount output by the thermal power plant at a certain time. Furthermore, when the distance from the thermal power plant to each LNG base is different, the time until the natural gas output from the LNG base actually arrives at the thermal power plant is different, so this required amount and the actual supply amount are different. Difference occurs.
【０００５】本発明は、上述する問題点に鑑みてなされ
たもので、異なる２つのＬＮＧ基地から１つの火力発電
所に天然ガスを供給する場合において、火力発電所の天
然ガスの要求量に対してより応答性良く天然ガスを供給
することが可能な燃料供給制御方法およびその装置を提
供することを目的とする。The present invention has been made in view of the above-mentioned problems, and when natural gas is supplied to one thermal power plant from two different LNG bases, the amount of natural gas required by the thermal power plant is reduced. It is an object of the present invention to provide a fuel supply control method and apparatus capable of supplying natural gas with higher responsiveness.
【０００６】[0006]
【課題を解決するための手段】請求項１記載の燃料供給
制御方法は、上述した目的を達成するために、液化天然
ガスを気化して天然ガスを発生させる第１、第２のＬＮ
Ｇ基地から１つの発電所に天然ガスを供給する供給制御
方法であって、前記第１のＬＮＧ基地は、前記発電所か
ら出力された天然ガスの要求量のうち、最も高速応答し
て供給することができる一定範囲内の第１の制御流量に
基づいて天然ガスの送出流量を制御して前記発電所に送
出し、前記第２のＬＮＧ基地は、前記要求量から前記第
１の制御流量を差し引いた第２の制御流量に基づいて天
然ガスの送出流量を制御することを特徴としている。In order to achieve the above-mentioned object, the fuel supply control method according to the first aspect of the present invention vaporizes liquefied natural gas to generate natural gas.
A supply control method for supplying natural gas from a G base to one power plant, wherein the first LNG base supplies the natural gas at the highest speed among the required amount of natural gas output from the power plant. The natural gas delivery flow rate is controlled based on a first control flow rate within a certain range that can be delivered to the power plant, and the second LNG base determines the first control flow rate from the required amount. It is characterized in that the delivery flow rate of natural gas is controlled based on the subtracted second control flow rate.
【０００７】請求項２記載の燃料供給制御方法は、請求
項１記載の発明において、前記第２の制御流量は、前記
要求量の変動に応じて単位時間毎にステップ状に変化す
ることを特徴としている。According to a second aspect of the fuel supply control method of the present invention, in the first aspect of the invention, the second control flow rate changes stepwise every unit time in accordance with the fluctuation of the required amount. I am trying.
【０００８】請求項３記載の燃料供給制御方法は、請求
項１または２記載の発明において、前記一定範囲は、液
化天然ガスを気化させる気化器の運転台数の変更を必要
としない範囲であることを特徴とする。According to a third aspect of the fuel supply control method of the present invention, in the first or second aspect of the invention, the predetermined range is a range in which the number of operating vaporizers for vaporizing liquefied natural gas does not need to be changed. Is characterized by.
【０００９】請求項４記載の燃料供給制御方法は、請求
項１ないし３いずれかの項記載の発明において、前記第
１の制御流量および前記第２の制御流量は、過去に前記
発電所から出力された天然ガスの要求量に基づいて算出
された予測要求量に基づいて設定されることを特徴とす
る。According to a fourth aspect of the present invention, in the fuel supply control method according to any one of the first to third aspects, the first control flow rate and the second control flow rate are output from the power plant in the past. It is characterized in that it is set based on the predicted demand amount calculated based on the demanded amount of natural gas.
【００１０】請求項５記載の燃料供給制御方法は、請求
項３記載の発明において、前記予測要求量は、テーラー
展開式に基づいて算出されることを特徴とする。According to a fifth aspect of the fuel supply control method of the present invention, in the third aspect of the invention, the predicted required amount is calculated based on a Taylor expansion formula.
【００１１】請求項６記載の燃料供給制御装置は、天然
ガスを用いて発電すると共に、該発電する電力に応じて
変動する天然ガスの要求量を負荷要求信号として出力す
る発電所と、前記負荷要求信号が入力され、前記要求量
のうち自らが最も速く応答することができる一定範囲内
の第１の制御流量に基づいて天然ガスの送出流量を制御
して前記発電所に送出する第１のＬＮＧ基地と、前記要
求量から前記第１の制御流量を差し引いた第２の制御流
量に基づいて天然ガスの送出流量を制御して前記発電所
に送出する第２のＬＮＧ基地とからなることを特徴とす
る。According to a sixth aspect of the present invention, there is provided a fuel supply control device, which uses natural gas to generate electric power, and which outputs a required amount of natural gas that fluctuates according to the generated electric power as a load request signal, and the load. A request signal is input, the first control unit controls the delivery flow rate of natural gas based on a first control flow rate within a certain range in which the request signal can respond most quickly, and sends it to the power plant. An LNG base and a second LNG base for controlling the delivery flow rate of natural gas based on a second control flow rate obtained by subtracting the first control flow rate from the required flow rate and delivering the natural gas to the power plant. Characterize.
【００１２】請求項７記載の燃料供給制御装置は、請求
項６記載の発明において、前記第１のＬＮＧ基地は、前
記負荷要求信号に基づいてステップ状の第２の制御流量
を出力するステップ発生手段を有することを特徴とす
る。According to a seventh aspect of the present invention, in the fuel supply control apparatus according to the sixth aspect, the first LNG base outputs a step-like second control flow rate based on the load request signal. It is characterized by having means.
【００１３】請求項８記載の燃料供給制御装置は、請求
項６または７記載の発明において、前記一定範囲は、液
化天然ガスを気化させる気化器の運転台数の変更を必要
としない範囲であることを特徴とする。In the fuel supply control device according to claim 8, in the invention according to claim 6 or 7, the predetermined range is a range that does not require a change in the number of operating vaporizers for vaporizing liquefied natural gas. Is characterized by.
【００１４】請求項９記載の燃料供給制御装置は、請求
項６ないし８いずれかの項記載の発明において、前記第
１の制御流量および前記第２の制御流量は、過去に前記
発電所から出力された天然ガスの要求量に基づいて算出
された予測要求量に基づいて設定されることを特徴とす
る。According to a ninth aspect of the present invention, in the fuel supply control apparatus according to any one of the sixth to eighth aspects, the first control flow rate and the second control flow rate are output from the power plant in the past. It is characterized in that it is set based on the predicted demand amount calculated based on the demanded amount of natural gas.
【００１５】請求項１０記載の燃料供給制御装置は、請
求項９記載の発明において、前記予測要求量は、テーラ
ー展開式に基づいて算出されることを特徴とする。According to a tenth aspect of the present invention, in the fuel supply control apparatus according to the ninth aspect, the predicted demand amount is calculated based on a Taylor expansion formula.
【００１６】[0016]
【作用】本発明の燃料供給制御方法及びその装置によれ
ば、第１のＬＮＧ基地は、自らが最も高速応答すること
ができる一定範囲内の第１の制御流量に基づいて天然ガ
スを発電所に供給するように制御される。そして、第２
のＬＮＧ基地は、発電所が必要とする要求量から第１の
制御流量を差し引いた第２の制御流量に基づいて天然ガ
スを発電所に供給するように制御される。According to the fuel supply control method and the apparatus thereof of the present invention, the first LNG base produces natural gas at the power plant based on the first control flow rate within a certain range in which the first LNG base can respond at the highest speed. Controlled to supply. And the second
LNG base is controlled to supply the natural gas to the power plant based on the second control flow rate obtained by subtracting the first control flow rate from the required amount required by the power plant.
【００１７】[0017]
【実施例】以下、図面を参照して本発明の一実施例につ
いて説明する。図１は、本実施例の天然ガス供給システ
ムの構成の概要を示すブロック図である。この図におい
て、符号Ａ1は第１ＬＮＧ基地、Ａ2は第２ＬＮＧ基地、
またＢは火力発電所である。この火力発電所Ｂは、第１
ＬＮＧ基地Ａ1と第２ＬＮＧ基地Ａ2の２ヶ所のＬＮＧ基
地から天然ガスの供給を受け、該天然ガスを燃料として
管轄地域の電力需要に応じた発電を行っている。また、
この火力発電所Ｂは、この発電に必要とする天然ガスの
必要量を負荷要求信号として第１ＬＮＧ基地Ａ1に出力
する。An embodiment of the present invention will be described below with reference to the drawings. FIG. 1 is a block diagram showing an outline of the configuration of the natural gas supply system of this embodiment. In this figure, symbol A1 is the first LNG base, A2 is the second LNG base,
B is a thermal power plant. This thermal power plant B is
Natural gas is supplied from two LNG terminals, the LNG terminal A1 and the second LNG terminal A2, and the natural gas is used as a fuel to generate electricity according to the power demand in the jurisdiction. Also,
The thermal power plant B outputs the required amount of natural gas required for this power generation to the first LNG base A1 as a load request signal.
【００１８】第１ＬＮＧ基地Ａ1は、気化器ａ1a、流量
計ａ1b、流量制御弁ａ1c、乗算器ａ1d、流量制御装置
（ＰＩＤ）ａ1e、ステップ発生器ａ1fによって構成され
ている。 気化器ａ1aは、ＬＮＧタンク（図示略）に貯
留されたＬＮＧを気化させて天然ガスを出力する装置で
あり、第１ＬＮＧ基地Ａ1には複数の気化器ａ1aが設け
られている。この気化器ａ1aは、火力発電所Ｂの天然ガ
スの要求量に応じて所定台数が稼働されて天然ガスを出
力する。流量計ａ1bは、気化器ａ1aから出力される天然
ガスの流量を計測し、この計測値を乗算器ａ1dに出力す
る。乗算器ａ1dは、この計測値を所定倍して流量検出信
号として流量制御装置ａ1eに出力する。The first LNG base A1 is composed of a vaporizer a1a, a flow meter a1b, a flow control valve a1c, a multiplier a1d, a flow control device (PID) a1e, and a step generator a1f. The vaporizer a1a is a device that vaporizes LNG stored in an LNG tank (not shown) and outputs natural gas, and a plurality of vaporizers a1a are provided at the first LNG base A1. A predetermined number of the vaporizers a1a are operated according to the required amount of natural gas in the thermal power plant B and output natural gas. The flow meter a1b measures the flow rate of the natural gas output from the vaporizer a1a and outputs the measured value to the multiplier a1d. The multiplier a1d multiplies this measured value by a predetermined value and outputs it as a flow rate detection signal to the flow rate control device a1e.
【００１９】ここで、上述したように、負荷要求信号に
よって示される天然ガスの要求量は、火力発電所Ｂの管
轄地域の電力需要に応じて変動する。ステップ発生器ａ
1fはこの要求量を一定時間間隔で検出し、この検出値を
第１ＬＮＧ基地Ａ1の目標送出量を示す第１制御量と第
２ＬＮＧ基地Ａ2の目標送出量を示す第２制御量とに分
割し、流量制御装置ａ1eおよび第２ＬＮＧ基地Ａ2にそ
れぞれ出力する。Here, as described above, the required amount of natural gas indicated by the load request signal fluctuates according to the power demand in the jurisdiction of the thermal power plant B. Step generator a
1f detects this required amount at regular time intervals and divides this detected value into a first controlled variable indicating the target delivery amount of the first LNG base A1 and a second controlled variable indicating the target delivery amount of the second LNG base A2. , To the flow control device a1e and the second LNG base A2, respectively.
【００２０】流量制御装置ａ1eは、乗算器ａ1dから入力
された流量検出信号の示す流量が第１制御流量となるよ
うに指示する制御信号を流量制御弁ａ1cに出力する。流
量制御弁ａ1cは、この制御信号に基づいて弁の開口度を
変えることにより、第１ＬＮＧ基地Ａ1から送出される
天然ガスの量を調節する。The flow control device a1e outputs to the flow control valve a1c a control signal instructing that the flow indicated by the flow detection signal input from the multiplier a1d becomes the first control flow. The flow control valve a1c adjusts the amount of natural gas delivered from the first LNG base A1 by changing the opening degree of the valve based on this control signal.
【００２１】続いて、第２ＬＮＧ基地Ａ2は、気化器ａ2
a、流量計ａ2b、流量制御弁ａ2c、乗算器ａ2d、流量制
御装置（ＰＩＤ）ａ2eによって構成されている。気化器
ａ2aは、上述した気化器ａ1aと同様にＬＮＧタンク（図
示略）に貯留されたＬＮＧを気化させて天然ガスを出力
する装置であり、第２ＬＮＧ基地Ａ2には複数の気化器
ａ2aが設けられている。この気化器ａ2aは、火力発電所
Ｂへの天然ガスの送出量に応じて所定台数が稼働されて
天然ガスを出力する。流量計ａ2bは、気化器ａ2aから出
力される天然ガスの流量を計測し、この計測値を乗算器
ａ2dに出力する。乗算器ａ2dは、この計測値を所定倍し
て流量制御装置ａ2eに出力する。Subsequently, the second LNG base A2 is connected to the vaporizer a2.
a, a flow meter a2b, a flow control valve a2c, a multiplier a2d, and a flow control device (PID) a2e. The vaporizer a2a is a device that vaporizes LNG stored in an LNG tank (not shown) and outputs natural gas similarly to the vaporizer a1a described above, and a plurality of vaporizers a2a are provided in the second LNG base A2. Has been. A predetermined number of the vaporizers a2a are operated according to the amount of natural gas delivered to the thermal power plant B and output natural gas. The flowmeter a2b measures the flow rate of the natural gas output from the vaporizer a2a and outputs the measured value to the multiplier a2d. The multiplier a2d multiplies this measured value by a predetermined value and outputs it to the flow rate control device a2e.
【００２２】流量制御装置ａ2eは、乗算器ａ2dから入力
された流量検出信号の示す流量がステップ発生器ａ1fか
ら入力された信号が示す第２制御流量となるように指示
する制御信号を流量制御弁ａ2cに出力する。流量制御弁
ａ2cは、この信号に基づいて弁の開口度を制御し、第２
ＬＮＧ基地Ａ2から送出される量を調節する。The flow rate control device a2e issues a control signal for instructing the flow rate indicated by the flow rate detection signal input from the multiplier a2d to be the second control flow rate indicated by the signal input from the step generator a1f. Output to a2c. The flow control valve a2c controls the opening degree of the valve based on this signal,
Adjust the amount delivered from LNG base A2.
【００２３】次に、上述した天然ガス供給システムの動
作について詳しく説明する。ここで、通常のＬＮＧ基地
は、火力発電所の要求量が増大し、稼働中の気化器のみ
によってこの要求量を送出することができないと判断し
た場合、停止中の気化器を新たに稼働させて要求量に対
応する。本実施例においては、第２ＬＮＧ基地Ａ2は第
２制御量に基づき必要に応じて気化器ａ2aの稼働台数を
変更も含めた天然ガスの送出量の制御を行う。しかし、
第１ＬＮＧ基地Ａ1は、以下に説明するように、気化器
ａ1aの稼働台数の変更制御を行うことなく、稼働中の特
定台数の気化器ａ1aのみによる一定範囲（最適制御範
囲）内の天然ガスを送出するように制御される。Next, the operation of the above natural gas supply system will be described in detail. Here, when the normal LNG base determines that the demand of the thermal power plant increases and it is not possible to send out this demand only by the carburetor in operation, the carburetor in operation is newly activated. To meet the demand. In the present embodiment, the second LNG base A2 controls the delivery amount of natural gas including changing the operating number of the carburetor a2a as necessary based on the second control amount. But,
As will be described below, the first LNG base A1 does not perform change control of the number of operating vaporizers a1a, but outputs natural gas within a certain range (optimal control range) by a specific number of vaporizers a1a in operation. Controlled to send.
【００２４】図２（ａ）は、この天然ガス供給システム
の動作を説明する図である。図２（ａ）において、特性
Ｌ1は、負荷要求信号において示される天然ガスの要求
量であり、経時的に変化する。この要求量は、負荷要求
信号としてステップ発生器ａ1fに常時入力される。ステ
ップ発生器ａ1fは、単位時間ｔ0毎に時刻ｔ0、２ｔ0、
３ｔ0、……において要求量を検出し、この検出値を以
下のように分割して第１制御流量と第２制御流量とを決
定する。FIG. 2 (a) is a diagram for explaining the operation of this natural gas supply system. In FIG. 2A, the characteristic L1 is the required amount of natural gas indicated by the load request signal and changes with time. This required amount is always input to the step generator a1f as a load request signal. The step generator a1f outputs the time t0, 2t0,
At 3t0, ..., The required amount is detected, and the detected value is divided as follows to determine the first control flow rate and the second control flow rate.
【００２５】すなわち、ステップ発生器ａ1fは、火力発
電所Ｂから入力された必要量に対して、上述した最適制
御範囲を越えないように第１制御流量を決定する。例え
ば、図２（ａ）において時刻６ｔ0における必要量は値
Ｔ1であり、ステップ発生器ａ1fは、この必要量Ｔ1から
一定量Ｔ2を差し引いた流量（Ｔ1−Ｔ2）が図２（ｂ）
に示す最適制御範囲Ｚを越えないように一定量Ｔ2を決
定する。図２（ｂ）において、最適制御範囲Ｚは流量
（Ｙ0±Ｙa）の範囲に設定されており、上述した流量
（Ｔ1−Ｔ2）は、この図において制御流量Ｙ1となる。That is, the step generator a1f determines the first control flow rate with respect to the required amount input from the thermal power plant B so as not to exceed the above-mentioned optimum control range. For example, in FIG. 2A, the required amount at time 6t0 is the value T1, and the step generator a1f has a flow rate (T1-T2) obtained by subtracting a constant amount T2 from the required amount T1 in FIG. 2B.
The constant amount T2 is determined so as not to exceed the optimum control range Z shown in. In FIG. 2B, the optimum control range Z is set to the range of the flow rate (Y0 ± Ya), and the above-mentioned flow rate (T1-T2) is the control flow rate Y1 in this figure.
【００２６】ここで、時刻６ｔ0から時刻７ｔ0にかけて
必要量は増大しており、時刻７ｔ0における制御流量Ｙ2
が流量（Ｙ0＋Ｙa）を越える場合が考えられる。しか
し、この必要量の特性Ｌ1の単位時間ｔ0における変化量
は、経験的にその最大量が求めらる。したがって、この
最大変化量を加味して一定量Ｔ2を決定することによ
り、時刻７ｔ0において制御流量Ｙ2が流量（Ｙ0＋Ｙa）
を越えることがないように設定することができる。Here, the required amount increases from time 6t0 to time 7t0, and the control flow rate Y2 at time 7t0 is increased.
May exceed the flow rate (Y0 + Ya). However, the maximum amount of change in the required amount characteristic L1 in the unit time t0 is empirically obtained. Therefore, by determining the constant amount T2 in consideration of this maximum change amount, the control flow rate Y2 at the time 7t0 becomes the flow rate (Y0 + Ya).
It can be set not to exceed.
【００２７】このように、ステップ発生器ａ1fは、単位
時間ｔ0毎に必要量の検出と一定量の算出とを行う。こ
の結果、ステップ発生器ａ1fは、必要量特性Ｌ1からス
テップ状の特性Ｌ2を差し引いた特性Ｌ3を第１制御流量
として流量制御装置ａ1eに出力し、流量制御弁ａ1cから
火力発電所Ｂに送出される天然ガスは、流量制御装置ａ
1eにより特性Ｌ3に沿って制御される。一方、ステップ
発生器ａ1fは、ステップ状の特性Ｌ2を第２制御流量と
して第２ＬＮＧ基地Ａ2に出力する。そして、流量制御
装置ａ2eは、流量制御弁ａ2cから火力発電所Ｂに送出さ
れる天然ガスの送出量を特性Ｌ2に沿って制御する。As described above, the step generator a1f detects the required amount and calculates the constant amount for each unit time t0. As a result, the step generator a1f outputs the characteristic L3 obtained by subtracting the stepwise characteristic L2 from the required amount characteristic L1 as the first control flow rate to the flow rate control device a1e, and is sent from the flow rate control valve a1c to the thermal power plant B. The natural gas is a flow controller a
It is controlled along the characteristic L3 by 1e. On the other hand, the step generator a1f outputs the stepped characteristic L2 as the second control flow rate to the second LNG base A2. Then, the flow control device a2e controls the delivery amount of the natural gas delivered from the flow control valve a2c to the thermal power plant B along the characteristic L2.
【００２８】したがって、第１ＬＮＧ基地Ａ1から火力
発電所Ｂに供給される天然ガスの供給量（特性Ｌ3）と
第２ＬＮＧ基地Ａ2から火力発電所Ｂに供給される天然
ガスの供給量（特性Ｌ2）との合計量は、火力発電所Ｂ
から要求された要求量（特性Ｌ1）に等しくなる。ま
た、第１ＬＮＧ基地Ａ1から火力発電所Ｂに供給される
天然ガスの供給量は、最適制御範囲Ｚ内となるように制
御されるので、第１ＬＮＧ基地Ａ1においては稼働する
気化器ａ1aの台数を変更する必要がない。したがって、
第１ＬＮＧ基地Ａ1は、火力発電所の要求量に対して応
答性の良く天然ガスを送出することができる。Therefore, the amount of natural gas supplied from the first LNG base A1 to the thermal power plant B (characteristic L3) and the amount of natural gas supplied from the second LNG base A2 to the thermal power plant B (characteristic L2) And the total amount is the thermal power plant B
It becomes equal to the required amount (characteristic L1) requested from. Further, since the amount of natural gas supplied from the first LNG base A1 to the thermal power plant B is controlled so as to be within the optimum control range Z, the number of carburetors a1a operating at the first LNG base A1 is controlled. No need to change. Therefore,
The first LNG base A1 can deliver natural gas with good responsiveness to the demand of the thermal power plant.
【００２９】なお、上述したステップ発生器ａ1fを次の
ように構成することにより、火力発電所の要求量に対し
て、更に応答性良く天然ガスを供給することが可能とな
る。By configuring the above-mentioned step generator a1f as follows, it becomes possible to supply natural gas with higher responsiveness to the required amount of the thermal power plant.
【００３０】すなわち、ステップ発生器ａ1fにメモリを
備え、負荷要求信号によって示される過去の天然ガス要
求量を記憶する。そして、これら記憶された過去の天然
ガス要求量に基づいて天然ガス要求量の変動特性の現在
時刻における微分係数を算出する。例えば、図３に示す
火力発電所の要求流量の特性Ｌ2において、時刻６ｔ0
（天然ガスの要求流量Ｔ1）を現在時刻とした場合、時
刻６ｔ0以前の時刻における要求流量をメモリに記憶
し、点ｘ0における部分係数すなわち接線Ｓの傾きαを
算出する。そして、この傾きαを以下のテーラー展開式
（時刻６ｔ0のまわりの１次のテーラー展開式）に代入
することにより、将来時刻７ｔ0における天然ガス要求
量Ｌ2（７ｔ0）を予測する。 Ｌ2（７ｔ0）＝Ｔ1＋α・（７ｔ0−６ｔ0） （１）That is, the step generator a1f is provided with a memory for storing the past natural gas demand amount indicated by the load demand signal. Then, the differential coefficient at the current time of the variation characteristic of the natural gas demand is calculated based on the stored past natural gas demand. For example, in the required flow rate characteristic L2 of the thermal power plant shown in FIG.
When (required flow rate T1 of natural gas) is the current time, the required flow rate before the time 6t0 is stored in the memory, and the partial coefficient at the point x0, that is, the slope α of the tangent S is calculated. Then, by substituting this inclination α into the following Taylor expansion formula (first-order Taylor expansion formula around time 6t0), the natural gas demand amount L2 (7t0) at future time 7t0 is predicted. L2 (7t0) = T1 + α ・ (7t0-6t0) (1)
【００３１】この傾きαは、例えば、過去の時刻５ｔ0
における要求流量Ｔ3を上記メモリに記憶し、点ｘ0と点
ｘaとを通過する直線の傾きを算出することによって求
めることが可能である。このように、現在時刻６ｔ0お
よび過去の時刻における要求量量から将来時刻７ｔ0に
おける要求量量を予測することができる。したがって、
この予測結果に基づいて上述した第１制御流量および第
２制御流量を決定することにより、より応答性良く天然
ガスを供給することが可能である。なお、式（１）は１
次のテーラー展開式であるが、これをより高次のテーラ
ー展開式とすることにより、更に精度良く将来時刻にお
ける要求流量の予測を行うことができる。The inclination α is, for example, 5t0 in the past.
It can be obtained by storing the required flow rate T3 in the above memory in the memory and calculating the slope of the straight line passing through the points x0 and xa. In this way, the demand amount at the future time 7t0 can be predicted from the demand amount at the current time 6t0 and the past time. Therefore,
By determining the above-mentioned first control flow rate and second control flow rate based on this prediction result, it is possible to supply natural gas with better responsiveness. Note that the formula (1) is 1
The following Taylor expansion formula is used, but by using this as a higher-order Taylor expansion formula, it is possible to more accurately predict the required flow rate at a future time.
【００３２】[0032]
【発明の効果】以上説明したように、本発明の燃料供給
制御方法およびその装置によれば、第１のＬＮＧ基地は
自らが最も高速応答することができる一定範囲内の第１
の制御流量に基づいて制御され、第２のＬＮＧ基地は、
発電所が必要とする要求量から第１の制御流量を差し引
いた第２の制御流量に基づいて天然ガスを発電所に供給
するように制御される。すなわち、第２の制御流量は第
１の制御流量に従属して決定され、かつ、第１のＬＮＧ
基地から発電所に供給される天然ガスの供給量は最も高
速応答することができる一定範囲内に設定されるため、
発電所に対する第１のＬＮＧ基地および第２のＬＮＧ基
地の距離の違いに係わりなく、この第１のＬＮＧ基地か
ら供給された天然ガスに第２のＬＮＧ基地から供給され
た天然ガスを加算した総供給量は、第１のＬＮＧ基地お
よび第２のＬＮＧ基地を各々独立に制御した場合に比較
して要求量に対する応答性が良好となる。As described above, according to the fuel supply control method and the apparatus therefor of the present invention, the first LNG base has the first LNG base within a certain range in which it can respond at the highest speed.
The second LNG base is controlled based on the control flow rate of
The natural gas is controlled to be supplied to the power plant based on the second control flow rate obtained by subtracting the first control flow rate from the required amount required by the power plant. That is, the second control flow rate is determined depending on the first control flow rate, and the first LNG is determined.
Since the amount of natural gas supplied from the base to the power plant is set within a certain range that enables the fastest response,
Regardless of the difference in distance between the first LNG base and the second LNG base to the power plant, the total of natural gas supplied from the first LNG base and natural gas supplied from the second LNG base is added. Regarding the supply amount, the responsiveness to the requested amount becomes good as compared with the case where the first LNG base and the second LNG base are independently controlled.
【図１】本発明の構成例の概要を示すブロック図であ
る。FIG. 1 is a block diagram showing an outline of a configuration example of the present invention.
【図２】本発明の動作を説明する第１の図である。FIG. 2 is a first diagram illustrating the operation of the present invention.
【図３】本発明の動作を説明する第２の図である。FIG. 3 is a second diagram illustrating the operation of the present invention.
Ａ1 第１ＬＮＧ基地 Ａ2 第２ＬＮＧ基地 Ｂ 火力発電所 ａ1a、ａ2a 気化器 ａ1b、ａ2b 流量計 ａ1c、ａ2c 流量制御弁 ａ1d、ａ2d 乗算器 ａ1e、ａ2e 流量制御装置 ａ1f ステップ発生器 A1 1st LNG base A2 2nd LNG base B Thermal power plant a1a, a2a Vaporizer a1b, a2b Flowmeter a1c, a2c Flow control valve a1d, a2d Multiplier a1e, a2e Flow control device a1f Step generator
Claims (10)
させる第１、第２のＬＮＧ基地から１つの発電所に天然
ガスを供給する供給制御方法であって、 前記第１のＬＮＧ基地は、前記発電所から出力された天
然ガスの要求量のうち、最も高速応答して供給すること
ができる一定範囲内の第１の制御流量に基づいて天然ガ
スの送出流量を制御して前記発電所に送出し、 前記第２のＬＮＧ基地は、前記要求量から前記第１の制
御流量を差し引いた第２の制御流量に基づいて天然ガス
の送出流量を制御する、 ことを特徴とする燃料供給制御方法。1. A supply control method for supplying natural gas from one of a first and a second LNG base for vaporizing liquefied natural gas to generate a natural gas, wherein the first LNG base comprises: The power plant controlling the delivery flow rate of the natural gas based on a first control flow rate within a certain range that can be supplied in response to the highest speed among the required amount of the natural gas output from the power plant. And the second LNG base controls the delivery flow rate of the natural gas based on a second control flow rate obtained by subtracting the first control flow rate from the required quantity, the fuel supply control, Method.
動に応じて単位時間毎にステップ状に変化することを特
徴とする請求項１記載の燃料供給制御方法。2. The fuel supply control method according to claim 1, wherein the second control flow rate is changed stepwise every unit time in accordance with a change in the required amount.
せる気化器の運転台数の変更を必要としない範囲であ
る、 ことを特徴とする請求項１または２記載の燃料供給制御
方法。3. The fuel supply control method according to claim 1, wherein the predetermined range is a range in which it is not necessary to change the operating number of vaporizers for vaporizing liquefied natural gas.
御流量は、過去に前記発電所から出力された天然ガスの
要求量に基づいて算出された予測要求量に基づいて設定
される、 ことを特徴とする請求項１ないし３いずれかの項記載の
燃料供給制御方法。4. The first control flow rate and the second control flow rate are set based on a predicted demand amount calculated based on a demand amount of natural gas output from the power plant in the past. 4. The fuel supply control method according to claim 1, wherein:
づいて算出されることを特徴とする請求項３記載の燃料
供給制御方法。5. The fuel supply control method according to claim 3, wherein the predicted demand amount is calculated based on a Taylor expansion formula.
電する電力に応じて変動する天然ガスの要求量を負荷要
求信号として出力する発電所と、 前記負荷要求信号が入力され、前記要求量のうち自らが
最も速く応答することができる一定範囲内の第１の制御
流量に基づいて天然ガスの送出流量を制御して前記発電
所に送出する第１のＬＮＧ基地と、 前記要求量から前記第１の制御流量を差し引いた第２の
制御流量に基づいて天然ガスの送出流量を制御して前記
発電所に送出する第２のＬＮＧ基地と、 からなることを特徴とする燃料供給制御装置。6. A power plant that generates power using natural gas and outputs a requested amount of natural gas that fluctuates according to the generated power as a load request signal, and the load request signal is input to the requested amount. A first LNG base that controls the delivery flow rate of natural gas based on a first control flow rate within a certain range in which it can respond the fastest, and sends the natural gas to the power plant; A fuel supply control device comprising: a second LNG base for controlling the delivery flow rate of natural gas based on the second control flow rate obtained by subtracting the first control flow rate and delivering the natural gas to the power plant.
信号に基づいてステップ状の第２の制御流量を出力する
ステップ発生手段を有する、 ことを特徴とする請求項６記載の燃料供給制御装置。7. The fuel supply control according to claim 6, wherein the first LNG base has a step generating means for outputting a step-like second control flow rate based on the load request signal. apparatus.
せる気化器の運転台数の変更を必要としない範囲であ
る、 ことを特徴とする請求項６または７記載の燃料供給制御
装置。8. The fuel supply control device according to claim 6, wherein the predetermined range is a range in which it is not necessary to change the operating number of vaporizers that vaporize the liquefied natural gas.
御流量は、過去に前記発電所から出力された天然ガスの
要求量に基づいて算出された予測要求量に基づいて設定
される、 ことを特徴とする請求項６ないし８いずれかの項記載の
燃料供給制御装置。9. The first control flow rate and the second control flow rate are set based on a predicted demand amount calculated based on a demand amount of natural gas output from the power plant in the past. 9. The fuel supply control device according to claim 6, wherein the fuel supply control device is a fuel supply control device.
基づいて算出されることを特徴とする請求項９記載の燃
料供給制御装置。10. The fuel supply control device according to claim 9, wherein the predicted demand amount is calculated based on a Taylor expansion formula.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP14223095A JPH08335116A (en) | 1995-06-08 | 1995-06-08 | Method and device for controlling fuel supply |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP14223095A JPH08335116A (en) | 1995-06-08 | 1995-06-08 | Method and device for controlling fuel supply |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH08335116A true JPH08335116A (en) | 1996-12-17 |
Family
ID=15310455
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP14223095A Withdrawn JPH08335116A (en) | 1995-06-08 | 1995-06-08 | Method and device for controlling fuel supply |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH08335116A (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2015528266A (en) * | 2012-06-04 | 2015-09-24 | ケイ２アイピー ホールディングス、エルエルシー | General power plant and data center |
-
1995
- 1995-06-08 JP JP14223095A patent/JPH08335116A/en not_active Withdrawn
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2015528266A (en) * | 2012-06-04 | 2015-09-24 | ケイ２アイピー ホールディングス、エルエルシー | General power plant and data center |
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