以下に図面を用いて本発明の実施の形態� ��説明する。

 <第1の実施の形態>
 (1)構成
 図1は本発明の第1の実施の形態に係る天然� �ス液化プラントの概略図である。
  図1に示したように、本実施の形態の天然� ��ス液化プラントは、採掘した気体状の天然� ��スを液化する天然ガス液化設備1、化石燃料 を燃焼して発電した電力を天然ガス液化設備 1に供給する電力供給システム2、及び電力供� ��システム2の発電出力を天然ガス液化設備1� �送電する送電線3からなる。

 (1-1)天然ガス液化設備1の構成
 天然ガス液化設備1は、前処理設備10、液化� ��置11、貯蔵装置12、冷媒圧縮機13,14,15及びモ� ��タ131,141,151を備えている。

 前処理設備10は、原料となるガス田で採� �された天然ガスからスラグ・酸性ガス・水� �・水銀等といった液化を阻害する物質を除� �し、精製天然ガス111を精製する設備である� �前処理設備10には、必要に応じて油と分離さ れた天然ガスが供給される。

 液化装置11は、前処理装置10からの精製天 然ガス111と冷媒135,145,155とを熱交換すること� ��精製天然ガス111を冷却し、液化天然ガス112� ��生成する装置である。

 貯蔵装置12は、液化装置11で生成された液 化天然ガス112を蓄える保温機能付きの貯留タ ンク等である。貯蔵装置12に蓄えられた液化� ��然ガス112が製品として出荷される。液化装� ��11や貯蔵装置12で発生したボイルオフガスは 、例えば前処理装置10や液化装置11に供給さ� �、燃料として再利用される。

 冷媒圧縮機13,14,15は、その回転軸がそれ� �れシャフト133,143,153を介してモータ131,141,151� ��出力軸に連結されており、それぞれ対応の� ��ータ131,141,151の回転動力がシャフト133,143,153 を介して伝達されることにより回転駆動する 。冷媒圧縮機13,14,15では、それぞれ液化装置1 1に供給する冷媒135,145,155が圧縮・生成される 。液化装置11で精製天然ガス111と熱交換した� ��の冷媒134,144,154はそれぞれ冷媒圧縮機13,14,15 に戻され、再び冷媒圧縮機13,14,15で圧縮され� ��冷媒135,145,155として液化装置11に供給される 。

 なお、本実施の形態では、冷媒圧縮機と� ��の駆動装置であるモータを各3基ずつ設けた 構成例を図示しているが、冷媒圧縮機とその モータは少なくとも1対あればプラントは成� �し、設置台数は液化装置11に要求される冷却 性能等により適宜増減する。また、冷媒圧縮 機を複数設置する場合、圧縮する冷媒の種類 は各冷媒圧縮機で異なっていても良いし同じ でも良い。

 電気モータ131,141,151は、電力供給システ� �2からからの供給電力によって駆動される。� ��力供給システム2からの電力は、送電線3を� �して天然ガス液化設備1に供給され、それぞ� ��変圧器132,142,152にて電圧調整された上で電� �モータ131,141,151に供給される。

 また、電力供給システム2の定格発電出力 が電気モータ131,141,151の要求電力量より多く� ��余剰電力の発生が想定される場合には、余� ��電力を例えば天然ガス液化設備1内の諸設備 のエネルギーとして消費できるようにするこ とが好ましい。図1では、送電線3から送電線4 を分岐させ、送電線4を介して余剰電力を天� �ガス液化設備1に供給できるようにした構成� ��例示している。特に図示しないが、余剰電� ��を電力供給システム2側の諸設備のエネルギ ーに用いることも考えられるし、場合によっ ては天然ガス液化プラント外の施設に送電し 売却することも考えられる。

 (1-2)電力供給システム2の構成
 電力供給システム2は、通常運転用のコンバ インドサイクル発電設備21~24、予備電源用の� ��ンバインドサイクル発電設備25、これらコ� �バインドサイクル発電設備21~25の稼動状況を それぞれ検出する検出器31~35、及びこれら検� ��器31~35の検出信号を基にコンバインドサイ� �ル発電設備21~25を制御する制御装置40を備え� ��いる。後述するが、制御装置40は、検出器31 ~34からの電力値41~44を基に通常運転用の発電� ��備21~24のいずれかが稼動停止(以下、稼動停� ��した通常運転用の発電設備を“稼動停止機� ��と記載する)したことを検出した場合、稼動 停止機を除く通常運転用のコンバインドサイ クル発電設備(以下、“非稼動停止機”と記� �する)を増出力させ、予備のコンバインドサ� ��クル発電設備25を起動する機能を有してい� �。

 図2はコンバインドサイクル発電設備21の概� ��図である。
  ここでは代表してコンバインドサイクル� �電設備21の構成について説明するが、コンバ インドサイクル発電設備22~25の構成も同様で� ��る。以降、コンバインドサイクル発電設備2 1~25のことを適宜、発電設備21~25と記載する。

 図2に示すように、発電設備21は、天然ガ� ��液化プラント1の冷媒圧縮機駆動用のモータ 131,141,151を駆動するための電力を発生する発� ��機64と、この発電機64を駆動するガスタービ ン原動機60及び蒸気タービン原動機70と、発� �機64の発電出力を増強するための出力増強手 段を備えている。発電機64は、タービン63及� �蒸気タービン71に軸65を介して連結されてい� ��。

 ガスタービン原動機60は、吸気(空気)81を� ��縮する空気圧縮機61、この空気圧縮機61から 供給される圧縮空気82とともに燃料83を燃焼� �る燃焼器62、及びこの燃焼器62からの燃焼ガ� ��84により回転動力を得るタービン63を有して いる。

 蒸気タービン原動機70は、タービン63の排 気85を熱源として蒸気91を発生させる排熱回� �ボイラ73、この排熱回収ボイラ73からの蒸気9 1により回転動力を得る蒸気タービン71、及び この蒸気タービン71の排気92を復水する復水� �72を有している。復水器72で凝縮された水93� �再び排熱回収ボイラ73に供給されタービン63� ��排気85により加熱される。水93を加熱した後 の排気86は必要に応じて浄化処理されて大気� ��出される。

 本実施の形態では、発電設備21に、ガス� �ービン原動機60と蒸気タービン原動機70を1基 ずつ設置した場合を例示しているが、これら のガスタービン原動機60及び蒸気タービン原� ��機70の少なくとも一方が複数備えられてい� �も良い。また、1軸型のガスタービン原動機6 0を例示しているが、互いに異なる回転数で� �転可能な高圧タービンと低圧タービンを燃� �器からの燃焼ガスにより駆動する2軸型のガ� ��タービン原動機に代えても良い。さらには� ��単一の蒸気タービン71を備えた蒸気タービ� �原動機70を例示しているが、複数の蒸気ター ビンを備えた蒸気タービン原動機に代えても 良い。また、タービン63と蒸気タービン71を� �電機64と同軸上に連結しているが、タービン 63と蒸気タービン71が異なる軸で駆動し、そ� �ぞれ別の発電機を駆動する構成としても良� �。

 また、本実施の形態では、燃焼器62への� �料83の流量を調整する燃料調整機構として燃 料調整弁59が設けられている。この燃料調整� ��59が、前述した発電機64の発電出力を増強す る出力増強手段を構成する。燃料83の流量を� ��整する方法としては、こうした流量調整弁� ��開度調整の他、燃料を吐出する燃料ポンプ� ��指令を出力し、燃料ポンプの吐出流量を調� ��する構成も考えられる。

 図1に戻り、前述した検出器31~35は、それ� ��れ発電設備21~25の稼動状態を検出する目的� �設置されたものであり、例えば空気圧縮機61 、タービン63、蒸気タービン71、発電機64等の 回転数を検出する回転数検出器等も利用でき る。本実施の形態では、検出器31~35として、� ��発電設備21~25の発電出力(電力供給量)を検出 する電力測定器を利用した場合を例に説明す る。

 検出器31~35は、それぞれ発電設備21~25の近 傍箇所において送電線3の途中に設けられて� �る。少なくとも、対応の発電設備の単独で� �発電出力が検出できるように、他の発電設� �からの送電線との合流点よりも上流側に設� �する。検出器31~35によって測定される電力値 (検出信号)41~45は制御装置40に入力される。

 制御装置40は、検出器31~35からの電力値41~ 45を基に、発電設備21~25の個々の供給電力と� �力供給システム2の全体の供給電力を監視す� ��。制御装置40では、電力供給システム2の全� ��の供給電力を基に、定格出力P0との差分が� �さくなるよう発電設備21~25に対する指令値を 演算し、発電設備21~25に指令信号51~55を出力� �る。

 このとき、制御装置40は、通常時には通� �運転用の発電設備21~24を定格出力P0になるよ� ��に制御するが、検出器31~34からの電力値41~44 を基に通常運転用の発電設備21~24に稼動停止� ��が生じたことを検出した場合、予備の発電� ��備25を起動しつつ、起動した発電設備25が定 格出力P0に達する間、不足電力(稼動停止機の 定格出力P0)の分だけ増出力するように、非稼 動停止機の出力を検出器31~35からの電力値41~4 5を見ながら制御する。

 具体的には、制御装置40は、非稼動停止� �を増出力させる際、非稼動停止機のそれぞ� �の燃料調整弁59に指令信号51~54を出力し、燃� ��調整弁59の開度を制御して燃焼器62への燃料 83の流量を増加させる。これにより、非稼動� ��止機の発生による発電出力の不足分が迅速� ��補われる。また、非稼動停止機の増出力と� ��もに、制御装置40は、予備の発電設備25の燃 料調整弁59に指令信号55を出力し、燃焼器62に 燃料83を供給して発電設備25を起動する。そ� �後、予備の発電設備25の発電出力の上昇とと もに非稼動停止機のそれぞれの発電出力を下 げていき(燃料83を減らしていき)、予備の発� �設備25が定格出力P0に達したら、各非稼動停� ��機を定格出力P0に戻す。

 (2)動作説明
 次に、上記構成の天然ガス液化プラントの� ��作について説明する。

 (2-1)天然ガス液化設備1の動作
 まず、冷媒圧縮機13,14,15は、それぞれシャ� �ト133,143,153を介して伝達されるモータ131,141,1 51の回転動力により回転駆動し各冷媒134,144,15 4を圧縮する。

 一方、原料となるガス田で採掘された天� ��ガスは、必要に応じて油と分離されて前処� ��設備10に供給され、前処理設備10でスラグ・ 酸性ガス・水分・水銀等といった液化を阻害 する物質が除去される。こうして精製された 精製天然ガス111は、液化装置11で冷媒圧縮機1 3,14,15からの冷媒135,145,155と熱交換することで 冷却され液化される。液化装置11で生成され� ��液化天然ガス112は貯蔵装置12に蓄えられ、� �料製品として出荷される。

 なお、液化装置11で精製天然ガス111と熱� �換した後の冷媒134,144,154はそれぞれ冷媒圧縮 機13,14,15に戻され、液化装置11や貯蔵装置12で 発生したボイルオフガスは例えば前処理装置 10や液化装置11に供給され、燃料として再利� �される。

 (2-2)電力供給システム2の動作
 (2-2.1)通常時
 まずガスタービン原動機60では、作動流体� �ある吸気81が空気圧縮機61で圧縮され、圧縮� ��気82が燃焼器62に供給される。燃料器62では� ��圧縮空気82とともに燃料83が燃焼されて高温 の燃焼ガス84が生成され、燃焼ガス84によっ� �タービン63が駆動される。

 一方、蒸気タービン原動機70では、作動� �体である蒸気91により蒸気タービン71が駆動� ��れ、蒸気タービン71からの排気92は復水器72� ��凝縮される。復水器72で凝縮された水93は、 排熱回収ボイラ73に供給され、ガスタービン� ��動機60の排気85と熱交換する。これにより、 生成された蒸気91が再び蒸気タービン71へと� �入する。

 このようにして回転動力を得たガスター� ��ン原動機60と蒸気タービン原動機70により発 電機64が駆動され、回転動力から電気エネル� ��ーが得られる。通常運転時には、通常運転� ��の発電設備21~24から各発電機64で発電された 電力が送電線3に出力され、送電線3を介して� ��然ガス液化設備1に電力供給される。天然ガ ス液化設備1に供給された電力は、変圧器132,1 42,152で電圧を調整された上でそれぞれモータ 131,141,151に供給され、これによりモータ131,141 ,151が駆動して冷媒圧縮機13,14,15が駆動する。

 本実施の形態における発電設備21~24に想� �される具体的な作動条件の一例を説明する� �、まず作動流体である吸気81は、圧力が0.1MPa 程度、温度が20℃程度の状態で空気圧縮機61� �流入する。空気圧縮機61に流入した空気は、 所定の圧力比(例えば15)まで圧縮され、圧力� �2.0MPa程度、温度が400℃程度の圧縮空気82とな って燃焼器62へと流入する。圧縮空気82は、� �焼器62で燃焼されて1400℃程度の燃焼ガス84と なってタービン63へ流入し、タービン63で仕� �をした後、600℃程度の排気85となって排熱回 収ボイラ73に供給される。この場合、排熱回� ��ボイラ73として三重圧再熱式ボイラを用い� �と、コンバインドサイクル全体の熱効率は50 %LHV以上が見込まれる。予備の発電設備25につ いても同様である。

 (2-2.2)稼動停止機発生時
 図3は通常運転用の発電設備に稼動停止機が 生じた場合の各発電設備の電力値の時間履歴 である。

 図3において、例えば通常運転用の発電設 備24が時刻T0に故障や何らかの外乱等により� �動停止したと仮定すると、稼動停止機24の電 力値44は定格出力P0から低下する(この場合ゼ� ��になる)。制御装置40は、電力値44の低下を� �知したら、予備の発電設備25に指令信号55と� ��て起動信号を出力し、発電設備25を起動す� �。

 また、制御装置40は、予備の発電設備25の 起動と同時に(又はそれに前後して)、予備の� ��電設備25を含めた電力供給システム2の全体� ��電力供給量の変動が小さくなるよう、非稼� ��停止機21~23を増出力させる。この場合、制� �装置40は、例えば電力値41~45を基に電力供給� ��ステム2の全体の定格出力P0と現在の発電出� ��との差分を演算し、その差分を補うだけの� ��出力分から非稼動停止機21~23のそれぞれに� �求される増出力分を演算し、その演算結果� �基に非稼動停止機21~23に指令信号51~53(出力増 加信号)を出力する。これにより、非稼動停� �機21~23の発電出力を一時的に定格出力P0から� ��強出力P1(>P0)に増加させ、発電設備24の稼� ��停止による発電出力の不足分を迅速に補う� ��

 その後、制御装置40は、発電設備25の電力 値45を監視し、発電し始めてから定格出力P0� �達するまでの間、非稼動停止機21~23にそれぞ れ指令信号51~53(出力減少信号)を出力し、電� �値45の増加に応じて非稼動停止機21~23の発電� ��力を減少させていく。そして、発電設備25� �電力値45が定格出力P0に達する頃、電力値41~4 3がそれぞれ定格出力P0に戻るように非稼動停 止機21~23を制御する。

 (3)発明の実施の形態の効果
 本実施の形態では、先に説明したように、� ��えば発電設備24が稼動停止しても、予備の� �電設備25を稼動させることで電力供給量の低 下を抑制することができる。このとき、予備 の発電設備25が運転を開始してから定格出力P 0に達するまでの間、非稼動停止機21~23を一時 的に増出力することで、電力供給システム2� �全体の供給電力の変動を抑制することがで� �る。

 このように本実施の形態によれば、仮に� ��電設備21~24に故障や何らかの外乱等により� �動不能な非稼動停止機が生じても、電力供� �量の低下を抑制することができる。よって� �天然ガス液化プラントの稼働率の変動を抑� �することができ、効率的に液化天然ガスを� �産することができる。

 また、前述した通り、通常時の発電設備2 1~24による供給電力は、送電線3及び変圧器132, 142,152を介してそれぞれモータ131,141,151に供給 され、冷媒圧縮機13,14,15を駆動する。したが� ��て、冷媒圧縮機13,14,15をモータ駆動方式と� �ることで送電線3、変圧器132,142,152及びモー� �131,141,151において電力損失を伴う。しかし、 この電力損失の見込み値は、合計でも例えば 10%程度と小さい。先述したように、コンバイ ンドサイクル全体の熱効率には50%LHV以上を見 込めるので、仮に冷媒圧縮機13,14,15をタービ� ��駆動方式とし、一般的な熱効率(例えば35%LHV 程度)のガスタービン原動機で冷媒圧縮機13,14 ,15をそれぞれ駆動した場合に比べても、大幅 に熱効率を向上させることができる。

 また、冷媒圧縮機13,14,15をモータ駆動方� �とすることにより、冷媒圧縮機13,14,15をター ビン駆動方式とするよりも、冷媒圧縮機13,14, 15の稼働率を上昇させることができる。これ� ��、一般にガスタービン原動機に比べてモー� ��はメンテナンス期間が短いので、冷媒圧縮� ��13,14,15を直接駆動する駆動装置としてモー� �を用いることで、タービン駆動方式よりも� �媒圧縮機13,14,15の停止期間を短縮できること による。

 さらには、本実施の形態では、天然ガス� ��化プラントをオンサイト化しているので、� ��然ガス液化設備1側ではモータ駆動方式の採 用により化石燃料焚きのタービン原動機が用 いられていないが、電力供給システム2側に� �スタービン原動機60や蒸気タービン原動機70� ��設けている。ただ、これらは発電用であり� ��媒圧縮機13,14,15に伝達する回転動力を得る� �めのものではない。つまり、ガスタービン� �動機60や蒸気タービン原動機70は、冷媒圧縮� ��13,14,15に直結されていないため、メンテナ� �スの際に冷媒圧縮機13,14,15を停止させる必要 がない。これもモータ駆動方式の採用による メリットである。

 また、本実施の形態では、モータ駆動方� ��を採用し、冷媒圧縮機駆動用のモータ131,141 ,151に対する供給電力を発電する設備として� �ンバインドサイクル発電設備21~25を用いてい る。このように、モータ駆動方式の場合、モ ータの駆動に必要な電力を熱効率の高いコン バインドサイクルで賄うことによって、プラ ント全体の効率を向上させることができ、ひ いては運用コストの低下にもつながる。

 <第2の実施の形態>
 図4は本発明の第2の実施の形態に係る天然� �ス液化プラントに備えられた発電設備の概� �図である。
  本実施の形態の天然ガス液化プラントは� �発電設備の増出力手段が異なる点を除いて� �1の実施の形態と同様の構成である。そこで� ��第1の実施の形態と同様に、ここでは複数あ るうちの1つの発電設備21の構成について説明 するが、発電設備22~25の構成も同様である。

 図4に示した発電設備21では、空気圧縮機6 1の入口に冷却液(水等)87を噴霧する噴霧装置6 6が設置されている。空気圧縮機61の吸気81に� ��却液87を噴霧することにより、空気圧縮機61 における吸気冷却効果と中間冷却効果が得ら れるので、空気圧縮機61の吸気81の吸込流量� �増加し圧縮動力も減少する。これによって� �発電設備21の出力を増加させることができる 。

 本実施の形態において、制御装置40は、� �令信号51により噴霧装置66の噴霧量を制御す� ��。制御装置40は、通常運転用の発電設備21~24 に稼動停止機(例えば発電設備24)が生じた場� �、予備の発電設備25を起動しつつ、非稼動停 止機(例えば発電設備21~23)それぞれの噴霧装� �66に指令信号51として流量増加信号を出力す� ��。空気圧縮機61の吸気81に対する冷却液87の� ��霧量が増加することにより、各非稼動停止� ��21~23の出力が増加する。

 その後、制御装置40は、予備の発電設備25 の出力が上昇するにつれ、各非稼動停止機21~ 23の噴霧装置66に指令信号51として流量減少信 号を出力し、予備の発電設備25が定格に達し� ��頃、各非稼動停止機21~23を定格出力P0に戻す 。

 本実施の形態においても第1の実施の形態 と同様の効果が得られる。

 <第3の実施の形態>
 図5は本発明の第3の実施の形態に係る天然� �ス液化プラントに備えられた発電設備の概� �図である。
  本実施の形態の天然ガス液化プラントも� �発電設備の増出力手段が異なる点を除いて� �1の実施の形態と同様の構成である。そこで� ��第1の実施の形態と同様に、ここでは複数あ るうちの1つの発電設備21の構成について説明 するが、発電設備22~25の構成も同様である。

 図5に示した発電設備21では、空気圧縮機6 1の出口から燃焼器62の入口にかけてのある箇 所に圧縮空気82に蒸気88を混入する蒸気混入� �置67が設置されている。燃料機62に供給され� ��圧縮空気82に冷却液87を噴霧することにより 、タービン63に流入する総エネルギー量を増� ��させることができ、発電設備21の出力を増� �させることができる。

 本実施の形態において、制御装置40は、� �令信号51により蒸気混入装置67の蒸気流量を� ��御する。制御装置40は、通常運転用の発電� �備21~24に稼動停止機(例えば発電設備24)が生� �た場合、予備の発電設備25を起動しつつ、非 稼動停止機(例えば発電設備21~23)のそれぞれ� �蒸気混入装置67に指令信号51として流量増加� ��号を出力する。燃焼器62への圧縮空気82に対 する蒸気88の混入量が増加することにより、� ��非稼動停止機21~23の出力が増加する。

 その後、制御装置40は、予備の発電設備25 の出力が上昇するにつれ、各非稼動停止機21~ 23の蒸気混入装置67に指令信号51として流量減 少信号を出力し、予備の発電設備25が定格に� ��した頃、各非稼動停止機21~23を定格出力P0に 戻す。

 本実施の形態においても第1の実施の形態 と同様の効果が得られる。

 なお、空気圧縮機61の出口から燃焼機62の 入口までの間に限らず、空気圧縮機61の出口� ��らタービン63の入口までの間に蒸気混入装� �67を設けることも考えられる。

 <第4の実施の形態>
 図6は本発明の第4の実施の形態に係る天然� �ス液化プラントに備えられた発電設備の概� �図である。
  本実施の形態の天然ガス液化プラントも� �発電設備の増出力手段が異なる点を除いて� �1の実施の形態と同様の構成である。そこで� ��第1の実施の形態と同様に、ここでは複数あ るうちの1つの発電設備21の構成について説明 するが、発電設備22~25の構成も同様である。

 図6に示した発電設備21では、空気圧縮機6 1の入口温度を調整する吸気冷却装置68が設置 されている。吸気冷却装置68は、吸気81を冷� �する機能を果たせば、その態様は限定され� �いが、例えば氷蓄装置を用いて吸気81を冷却 することも考えられるし、何らかの冷媒(例� �ば天然ガス液化プラント1側で使用される冷� ��等)と熱交換する熱交換器、天然ガス液化プ ラント1側の低温排熱と熱交換する熱交換器� �用いて吸気81を冷却することも考えられる。 また、図4に示した第2の実施の形態の方法も� ��気冷却の効果がある。吸気冷却装置68を設� �ることにより、空気圧縮機61における吸気冷 却効果が得られるので、空気圧縮機61の吸気8 1の吸込流量が増加して発電設備21の出力を増 加させることができる。

 本実施の形態において、制御装置40は、� �令信号51により吸気冷却装置68を制御する。� ��御装置40は、通常運転用の発電設備21~24に稼 動停止機(例えば発電設備24)が生じた場合、� �備の発電設備25を起動しつつ、非稼動停止機 (例えば発電設備21~23)のそれぞれの吸気冷却� �置68に指令信号51として吸気温度低下信号を� ��力する。空気圧縮機61の吸気81の温度を低下 させることにより、各非稼動停止機21~23の出� ��が増加する。

 その後、制御装置40は、予備の発電設備25 の出力が上昇するにつれ、各非稼動停止機21~ 23の吸気冷却装置68に指令信号51として吸気温 度上昇信号を出力し、予備の発電設備25が定� ��に達した頃、各非稼動停止機21~23を定格出� �P0に戻す。

 本実施の形態においても第1の実施の形態 と同様の効果が得られる。

 <第5の実施の形態>
 図7は本発明の第5の実施の形態に係る天然� �ス液化プラントに備えられた発電設備の概� �図である。
  本実施の形態の天然ガス液化プラントも� �発電設備の増出力手段が異なる点を除いて� �1の実施の形態と同様の構成である。そこで� ��第1の実施の形態と同様に、ここでは複数あ るうちの1つの発電設備21の構成について説明 するが、発電設備22~25の構成も同様である。

 図7に示した発電設備21では、タービン63� �ら排熱回収ボイラ73までの間に助燃装置69を� ��置している。助燃装置69は、タービン63の排 気85を燃焼熱により加熱し、排熱回収ボイラ7 3の熱源温度を高める役割を果たす。助燃装� �69で燃焼する燃料は、天然ガス液化設備1の� �化プロセス中に発生したガス(例えば液化装� ��11や貯蔵装置12で発生したボイルオフガス)� �想定されるが、場合によっては、精製天然� �ス111、或いは液化天然ガス112も使用可能で� �る。また、外部から燃料を供給しても良い� �助燃装置69によって排気85を助燃することに� ��り排気85の温度が上昇するので、排熱回収� �イラ73の発生蒸気量を増加させることができ 、空気圧縮機61の吸気81の吸込流量が増加し� �発電設備21の出力を増加させることができる 。

 本実施の形態において、制御装置40は、� �令信号51により助燃装置69の燃料供給量やON/O FFを制御する。制御装置40は、通常運転用の� �電設備21~24に稼動停止機(例えば発電設備24)� �生じた場合、予備の発電設備25を起動しつつ 、非稼動停止機(例えば発電設備21~23)のそれ� �れの助燃装置69に指令信号51として燃料増加� ��号又は燃料の供給開始を指令する信号を出� ��する。各タービン63の排気85の温度を上昇さ せることにより、各非稼動停止機21~23の出力� ��増加する。

 その後、制御装置40は、予備の発電設備25 の出力が上昇するにつれ、各非稼動停止機21~ 23の助燃装置69に指令信号51として燃焼減少信 号又は燃料の供給停止を指令する信号を出力 し、予備の発電設備25が定格に達した頃、各� ��稼動停止機21~23を定格出力P0に戻す。

 本実施の形態においても第1の実施の形態 と同様の効果が得られる。また、天然ガスの 液化プロセスで発生したボイルオフガスを助 燃装置69の燃料に用いる場合、外部から燃料� ��調達する場合に比べてプラント全体の効率� ��向上させることができる。

 なお、本実施の形態では、天然ガス液化� ��備1への供給電力を生成するのにコンバイン ドサイクル発電設備を用いているので、蒸気 タービン原動機70の蒸気発生源がタービン63� �排気熱を熱源とする排熱回収ボイラ73となっ ている。しかしながら、仮にコンバインドサ イクルではなく単なる蒸気タービン発電設備 を用いる場合、燃料焚きのボイラを蒸気発生 源とすることもあり得る。この場合には、ボ イラの熱量はボイラへの燃料流量によるため 、蒸気発生量を調整するのにボイラへの燃料 供給量を調整する機構を設け、これを制御装 置40により制御する構成とすることも考えら� ��る。

 <第6の実施の形態>
 図8は本発明の第6の実施の形態に係る天然� �ス液化プラントの概略図である。
  第1~第5の実施の形態では、稼動停止機が� �生した場合に予備の発電設備25が定格に達す るまでの間の出力低下の抑制策として、非稼 動停止機を一時的に増出力することとした。 それに対し、本実施の形態では、予備の発電 設備25が定格に達するまでの間の出力低下の� ��制策として、非稼動停止機を一時的に増出� ��する代わりに、通常運転時に蓄えた余剰電� ��の一部を供給電力に付加する。

 すなわち、図8に示した天然ガス液化プラ ントにおける電力供給システム2には電力貯� �設備30が設けられている。電力供給システム 2と天然ガス液化設備1を接続する送電線3から は送電線5が分岐しており、通常運転時の電� �供給システム2の余剰電力の一部がこの送電� ��5を介して電力貯蔵設備30に供給され蓄電さ� ��る。本実施の形態において、制御装置40に� �各発電設備21~25で発電した電力値41~45が入力� ��れるが、出力制御用の指令信号は通常運転� ��発電設備21~24には送信されず、予備用発電� �備25にのみ送信される。また、制御装置40は� ��電力貯蔵設備30に対して指令信号50を出力し 、電力貯蔵設備30の電力供給量が制御する。� ��の他の構成は、前述した各実施の形態と同� ��である。

 なお、本実施の形態では、電力貯蔵設備3 0としてフライホイールを想定している。フ� �イホイールは、供給された余剰電力ではず� �車を回転させておき、はずみ車の回転エネ� �ギーを電気に変換する。つまり、余剰電力� �回転エネルギーとして保存しておいて、必� �時に回転エネルギーを電力に戻すものであ� �。はずみ車の回転エネルギーは慣性力によ� �保存される。具体的には、フライホイール� �、はずみ車と、はずみ車を回転させる回転� �、これらを回転させる電動機、回転エネル� �ーを電気に変える発電機からなるのが通常� �ある。一般に、回転エネルギーの損失を抑� �するため、軸部の摩擦損失やはずみ車の空� �抵抗を抑制する構成が採られる場合が多い� �例えば、摩擦損失を抑制するため超伝導と� �気によって回転子を浮上させたり、はずみ� �の空気抵抗による損失を防ぐためにはずみ� �の周囲を真空にしたりする。

 但し、電力貯蔵設備30はフライホイール� �限定されず、蓄電機能を有する他の装置に� �えても良い。電力貯蔵設備として効果的な� �の具体例としては、ナトリウム硫黄電池(NaS� ��池)等が例示できる。NaS電池は、ナトリウム (Na)と硫黄(S)の化学反応を利用して電力を貯� �するもので、例えば、電池本体と、電池本� �の充放電を制御する制御盤等を備えている� �このNaS電池は、鉛電池等に比べても高効率� �多くの電力を蓄えることができ、電解質が� �体であるため自己放電がないというメリッ� �もある。その他、キャパシターを用いるこ� �もできる。

 図9は本実施の形態において通常運転用の発 電設備に稼動停止機が生じた場合の各発電設 備の電力値の時間履歴である。
  図9に示した通り、時刻T0に発電設備24が故 障や何らかの外乱等により稼動停止したと仮 定すると、稼動停止機24の電力値44は定格出� �P0から0になる。電力値44の出力低下を制御装 置40にて検知すると、制御装置40は、予備の� �電設備25を起動する。それに合わせ、制御装 置40は、電力供給システム2の全体の電力供給 量の変動が極力小さくなるように、電力貯蔵 設備30に指令信号50として電力供給量増加信� �を出力し、電力貯蔵設備30により稼動停止機 24の定格出力P0分の電力を供給する。

 その後、予備の発電設備25で発電が始ま� �電力値45が増加するにつれ、電力供給システ ム2の全体の発電出力の変動が極力小さくな� �ように、電力貯蔵設備30に指令信号50として� ��力供給量減少信号を出力し、電力供給設備3 0による電力供給量を減少させていく。発電� �備25が定格出力P0に達する頃、電力貯蔵設備3 0の電力供給量はゼロになる。

 本実施の形態においても、予備の発電設� ��25が運転開始してから定格に達するまでの� �力供給システム2の電力供給量の変動を抑制� ��ることができるので、前述した各実施の形� ��と同様の効果を得ることができる。また、� ��実施の形態の場合、通常運転時から継続し� ��稼動する発電設備21~23の出力が定格出力P0で 維持されるため、発電設備21~23の構成部品の� ��頼性が高い状態で継続的に運用することが� ��きる。

 <第7の実施の形態>
 図10は本発明の第7の実施の形態に係る天然� ��ス液化プラントの概略図である。
  本実施の形態は、第1~第5の実施の形態の� �ずれかと第6の実施の形態とを組み合わせた� ��施の形態である。すなわち、稼動停止機が� ��生した場合に予備の発電設備25が定格に達� �るまでの間の出力低下の抑制策として、非� �動停止機を増出力するのに加え、電力貯蔵� �備30からも電力を供給する。予備の発電設備 25が定格に達するまでの間、非稼動停止機の� ��電出力と電力貯蔵設備30による電力供給量� �制御装置40により制御し、電力供給システム 2の全体の電力供給量の変動を抑制する。

 制御装置40が授受する信号の経路につい� �説明すると、まず制御装置40には、各発電設 備21~25で発電した電力量41~45が入力され、電� �供給視システム2の全体の発電量が制御装置4 0により監視される。制御装置40からは、発電 出力を制御する信号が各発電設備21~25に出力� ��れる。さらに、電力貯蔵設備30に対しても� �令信号50が送信され、電力貯蔵設備30の電力� ��給量が制御される。

 図11は本実施の形態において通常運転用の� �電設備に稼動停止機が生じた場合の各発電� �備の電力値の時間履歴である。
  図11に示した通り、時刻T0に発電設備24が� �障や何らかの外乱等により稼動停止したと� �定すると、稼動停止機24の電力値44は定格出� ��P0から0になる。電力値44の出力低下を制御� �置40にて検知すると、制御装置40は、予備の� ��電設備25を起動する。

 また、制御装置40は、予備の発電設備25の 運転を開始するのに合わせて、非稼動停止機 21~23に増出力を指令する指令信号51~53を出力� �、電力貯蔵設備30に電力供給を開始する指令 信号50を出力する。これにより、非稼動停止� ��21~23の出力が定格出力P0から増強出力P2(P0< P2<P1)に上昇し、電力貯蔵設備30に出力が0か らP3(P0<P3<P1)に上昇する。

 その後、発電設備25で発電が始まり電力� �45が増加するにつれ、制御装置40は、電力供� ��システム2の全体の発電出力の変動が極力小 さくなるように、非稼動停止機21~23の発電出� ��と電力貯蔵設備30による電力供給量を徐々� �減少させていく。そして、予備の発電設備25 が定格出力P0に達する頃、制御装置40は、非� �動停止機21~23の発電出力を定格出力P0に戻し� ��電力貯蔵設備30による電力供給量をゼロに� �る。

 本実施の形態においても、予備の発電設� ��25が運転開始してから定格に達するまでの� �力供給システム2の電力供給量の変動を抑制� ��ることができるので、前述した各実施の形� ��と同様の効果を得ることができる。また、� ��給電力の低下を非稼動停止機21~23の出力増� �と電力貯蔵設備30からの電力供給の双方で補 っているため、第1~第5の実施の形態に比べる と、発電設備21~23の増出力分が小さく抑えら� ��る分だけ発電設備の負担が軽減される。

 <その他>
 図2及び図4~図7で示した出力増加手段は、単 体で用いても良いし、任意に組み合わせて利 用することもできる。定格出力P0と増出力後� ��増強出力P1の差が大きい場合には、複数の� �力増加手段を組み合わせて利用することで� �出力量の増加が期待でき、稼動停止機が発� �した状況下により柔軟に対応することがで� �る。

 また、以上の各実施の形態では、発電設� ��としてコンバインドサイクル発電設備21~25� �用いる場合を例示したが、天然ガス液化プ� �ント全体の要求電力量によっては、ガスタ� �ビン発電設備や蒸気タービン発電設備等の� �石燃料燃焼型のタービン発電設備を用いる� �ともできる。また、ガスタービン原動機60に おいては、使用する燃料や条件によっては空 気圧縮機61が省略できる場合もある。

 また、電力供給システム2に4基の通常運� �用の発電設備を設けた場合を例に挙げたが� �通常運転用の発電設備は複数基(2基以上)あ� �ば本発明に係る天然ガス液化プラントは成� �し、2基、3基、或いは5基以上の通常運転用� �電設備が設けられる場合にも本発明は適用� �能である。さらには、電力供給システム2に1 基の予備の発電設備を設けた場合を例に挙げ たが、予備の発電設備が複数基あっても良い 。この場合、通常運転用の複数基の発電設備 が稼動停止に陥った場合の対応にも柔軟に対 応することができる。

 また、天然ガス液化設備1の冷媒圧縮機13, 14,15がモータ駆動方式である場合に本発明を� ��用した場合を例に挙げて説明したが、冷媒� ��縮機がタービン駆動方式である場合にも本� ��明は適用可能である。この場合、冷媒圧縮� ��駆動用のモータ131,141,151以外に天然ガス液� �設備1に備えられた電動の各装置への供給電� ��を発生させるのに電力供給システム2が用い られ、通常運転用の発電装置の一部が稼動停 止した場合に必要であれば先に説明したよう な運用により予備の発電装置を起動すること ができる。