JP4934720B2 - 天然ガス液化プラント及びその電力供給システム、制御装置、運用方法 - Google Patents

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Description

本発明は、天然ガス液化プラント及びその電力供給システム、制御装置、運用方法に関する。
ガス田から採掘した天然ガスを精製・液化する天然ガス液化プラント（以下、単に“プラント”と記載した場合には天然ガス液化プラントを指す）では、他の工業施設から離れている等の立地上の制約から必要動力をプラント内で生成する場合が多い。そのために、例えば採掘した天然ガスを燃料として電力を得る発電設備を複数設置し、それら発電設備からの供給電力を動力とする場合がある（特許文献１等参照）。
特表２００６−５０１４３２号公報
ここで、プラントを安定に稼動させ一定品質の天然ガスを効率的に製造するには一定の所要電力を継続的に作り出す必要があり、そのためには発電設備の非常停止や計画停止に伴うダウンタイムを如何に短縮するかが１つの重要な技術的課題である。例えばプラント内に設置した天然ガス液化用の冷媒を加圧する冷媒圧縮機をモータで駆動する構成とした場合、一般に冷媒圧縮機はプラント内で最も電力を消費し、その所要動力は中容量のガスタービン１基分の発電出力に相当する。そのため、例えば冷媒圧縮機で駆動する発電設備が故障し非常停止せざるを得ない状況となった場合には、冷媒圧縮機を駆動するための電力を別途補わなければならない。
上に述べた課題に関しては、稼動停止に陥った一部の発電設備のバックアップ電源としてガスタービンやコンバインドサイクル等の発電設備を予備に設けておくことが考えられるが、予備発電設備が運転開始後に定格出力に達するまでには相応の時間を要することから電力供給量の一時的な減少を抑えることは難しい。予備発電設備を通常時から待機運転（無負荷運転）しておき、一部の発電設備が稼動停止した場合に予備発電設備を急速起動する方法も考えられるが、ガスタービンは無負荷でも燃料を消費する。無負荷のガスタービンで消費される燃料は電力に変換されることなく浪費されるため、発電設備全体の運用効率が低下する。
本発明は上記に鑑みなされたもので、一部の発電設備が稼動停止に陥った場合にも電力供給量の変動を抑制することができる天然ガス液化プラント及びその電力供給システム、制御装置、運用方法を提供することを目的とする。
上記目的を達成するため、本発明は、天然ガス液化設備に供給する電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動するガスタービンを有する主発電設備と、天然ガス液化設備に供給する電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動する蒸気タービンを有する予備発電設備と、主発電設備及び予備発電設備の発電出力を検出する電力測定器と、蒸気タービンを駆動する蒸気を発生させるボイラと、このボイラからの蒸気を前記主発電設備に供給する蒸気供給系統と、通常時には、前記ボイラを部分負荷運転し主発電設備に蒸気を供給しつつ余剰蒸気を蒸気タービンに供給して蒸気タービンを待機運転させる一方で、主発電設備の一部が稼動停止した場合には、ボイラを全負荷運転に切り換えて予備発電設備を起動し、電力測定器からの検出信号を基に残りの主発電設備への燃料供給量を一時的に増加させる制御装置とを備える。
本発明によれば、一部の発電設備が稼動停止に陥った場合にも電力供給量の変動を抑制することができる。
本発明の第１の実施の形態に係る天然ガス液化プラントの概略構成図である。 主発電設備の一部が稼動停止した場合の各発電設備に対する制御装置の指令の一例を表す図である。 図２に示した電力供給システムの運用に対応するトレンドグラフを表す図である。 本発明の第２の実施の形態に係る天然ガス液化プラントの概略構成図である。
符号の説明
１ ボイラ
２ 蒸気タービン
３ 発電機
５ ガスタービン
６ 排熱回収ボイラ
７ 蒸気タービン
８ 発電機
１０ ガスタービン
１１ 排熱回収ボイラ
１２ 蒸気タービン
１３ 発電機
２０ 燃料調整弁
２１ 蒸気調整弁
２２ 燃料調整弁
２３ 蒸気調整弁
２４ 燃料調整弁
２５ 蒸気調整弁
３０ 油系統
３１ 燃料系統
３２，３３ 蒸気供給系統
５０ 制御装置
５１〜５３ 検出器
１００ 天然ガス液化設備
１０１ 原料ガス
１０４ 主熱交換器
１０５ 液化天然ガス
１０６ 混合冷媒冷却装置
１０７ プロパン冷却装置
２００Ａ，Ｂ 主発電設備
３００ 予備発電設備
以下に図面を用いて本発明の実施の形態を説明する。
＜第１の実施の形態＞
（１）構成
（１−１）全体構成
図１は本発明の第１の実施の形態に係る天然ガス液化プラントの概略構成図である。
図１に示すように、本実施の形態の天然ガス液化プラント（以下、単にプラントと記載した場合は天然ガス液化プラントを指す）は、ガス田から採掘した原料ガス１０１を精留し液化して液化天然ガス１０５を製造する天然ガス液化設備１００と、天然ガス液化設備１００に所要電力を供給する電力供給システムとを備えている。
（１−２）天然ガス液化設備１００の構成
天然ガス液化設備１００は、油分離装置１０２、前処理装置１０３、主熱交換器１０４、混合冷媒冷却装置１０６、プロパン冷却装置１０７を備えている。これら各装置は電力系統１４を介して発電設備２００Ａ，２００Ｂ，３００から送られてくる電力により駆動する。
油分離装置１０２は、採掘される原料ガス１０１に随伴する油分をガスから分離する装置である。
前処理装置１０３は、油分離装置１０２で油分が分離された後のガスに含まれる不純物（例えば水素・窒素・硫黄・分子量の大きな炭化水素等）を除去する装置である。
主熱交換器１０４は、前処理装置１０３で得られた精製天然ガスを冷媒と熱交換することで冷却・液化し液化天然ガス１０５を製造する装置である。
混合冷媒冷却装置１０６は、主熱交換器１０４で天然ガスを冷却する混合冷媒（プロパン・ブタン・エタン等を主成分とする）を冷却する装置である。混合冷媒冷却装置１０６で冷却された混合冷媒は、混合冷媒配管１０８を介して主熱交換器１０４に供給され、天然ガスを冷却した後は混合冷媒冷却装置１０６に戻される。
プロパン冷却装置１０７は、混合冷媒冷却装置１０６と主熱交換器１０４との間を還流する混合冷媒を予冷するプロパン冷媒を冷却する装置である。プロパン冷却装置１０７で冷却されたプロパン冷媒は、プロパン配管１０９を介して混合冷媒冷却装置１０６に供給され、そこで混合冷媒を冷却した後、プロパン冷却装置１０７に戻される。
特に図示していないが、混合冷媒冷却装置１０６及びプロパン冷却装置１０７では、それぞれ混合冷媒及びプロパン冷媒を圧縮し加圧する冷媒圧縮機が備えられている。本実施の形態では、これら冷媒圧縮機の回転軸を電動のモータの出力軸に連結し、モータの回転動力により冷媒圧縮機を駆動する構成とする。天然ガス液化設備１００において最も消費電力が大きい装置は、これら冷媒圧縮機（厳密にはそのモータ）であり、電力供給システムからの供給電力は冷媒圧縮機で最も多く消費される。
（１−３）電力供給システムの構成
電力供給システムは、天然ガス液化設備１００への供給電力を発生する主発電設備２００Ａ，２００Ｂ及び予備発電設備３００、予備発電設備３００を駆動する蒸気を発生させるボイラ１、及び電力供給システムを制御する制御装置５０を備えている。
（１−３．１）主発電設備２００Ａ
主発電設備２００Ａは、天然ガス液化設備１００への供給電力を発生する発電機８、この発電機８を駆動するガスタービン５、及びこのガスタービン５を駆動する燃焼ガスを生成する燃焼器４を有している。特に図示していないが、燃料器４にて燃料とともに燃焼する空気を圧縮する空気圧縮機が一般に設けられる。ガスタービン５と発電機８は互いの軸が連結されており、ガスタービン５で得られる回転動力が発電機８に伝達されて発電機８が回転駆動することにより、回転動力が電力に変換される。
燃焼器４には、燃料系統３１を介して液化プロセス中の天然ガス（例えば前処理装置１０３から主熱交換器１０４に供給される精製天然ガス）の一部が天然ガス液化設備１００から供給される。この燃料系統３１は途中で分岐し、一方が燃焼器４に接続し、他方が後で説明する主発電設備２００Ｂの燃焼器９に接続する。それぞれ燃焼器４，９に接続する分岐後の燃料系統３１には、燃焼器４，９への燃料流量を調整する燃料調整弁２２，２４が設けられている。
また、主発電設備２００Ａには、その稼動状態を検出する検出器５１が設けられている。この検出器５１には、例えば発電機８の発電出力を測定する電力測定器を用いることができる他、例えば発電機８やガスタービン５の回転数を検出する回転数検出器も利用できる。場合によってはガスタービン５の作動流体温度を測定する温度測定器を利用することも考えられる。
（１−３．２）主発電設備２００Ｂ
主発電設備２００Ｂの構成は、主発電設備２００Ａと実質同様である。すなわち、天然ガス液化設備１００への供給電力を発生する発電機１３、発電機１３を駆動するガスタービン１０、及びガスタービン１０を駆動する燃焼ガスを生成する燃焼器９を有している。燃焼器９には、先に述べたように燃料系統３１を介して液化プロセス中の天然ガスが供給され、その流量は燃料調整弁２４の開度により調整される。主発電設備２００Ｂの稼動状態は、検出器５１と同様の検出器５２により検出される。
（１−３．３）予備発電設備３００
予備発電設備３００は、天然ガス液化設備１００に供給する電力を発生する発電機３、及び発電機３を駆動する蒸気タービン２を有している。蒸気タービン２と発電機３は互いの軸が連結されており、蒸気タービン２で得られる回転動力が発電機３に伝達されて発電機３が回転駆動することにより、回転動力が電力に変換される。予備発電設備３００の稼動状態も、検出器５１と同様の検出器５３により検出される。
（１−３．４）ボイラ１
ボイラ１は油系統３０を介して油分離装置１０２に接続しており、ボイラ１には油分離装置１０２で得られた油が燃料として供給される。油系統３０には、ボイラ１への燃料供給量を調整する燃料調整弁２０が設けられており、燃料調整弁２０の開度によりボイラ１への燃料流量が調整される。ボイラ１の燃料には液化プロセス中の天然ガスを利用することもできるが、一般にボイラが油内に含まれる硫黄分その他不純物に対して耐久性を有していることから、ここでは油分離装置１０２で得られた油をボイラ１の燃料として有効利用する構成としている。
また、ボイラ１は蒸気供給系統３２を介して予備発電用の蒸気タービン２に接続しており、ボイラ１で発生した蒸気の一部が蒸気タービン２に供給されるようになっている。さらに蒸気供給系統３２からは蒸気供給系統３３が分岐しており、ボイラ１からの蒸気が主発電設備２００Ａ，２００Ｂ（例えば、燃焼器４，９や燃焼器４，９に供給される燃焼用空気等）に供給されるようになっている。蒸気供給系統３３は途中で分岐して、分岐後にそれぞれ主発電設備２００Ａ，２００Ｂに接続している。
蒸気供給系統３２の蒸気供給系統３３の分岐部よりも下流側には、蒸気タービン２への蒸気流量を調整する蒸気調整弁２１が設けられている。また、蒸気供給系統３３には、分岐して主発電設備２００Ａ，２００Ｂにそれぞれ接続する支流部分に、主発電設備２００Ａ，２００Ｂへの蒸気流量を調整する蒸気調整弁２３，２５が設けられている。
主発電設備２００Ａ，２００Ｂに蒸気を注入する効果としては、まず、燃焼用空気に蒸気注入した場合、タービン作動流体の増大による出力増大が挙げられる。また、蒸気が燃焼ガス中の潜熱を奪うことにより燃料消費量が同じ場合でもタービン燃焼温度が低下する。すなわち、同等の燃焼温度で比較した場合、蒸気を注入しない場合よりも出力増大が見込まれる。さらには、蒸気注入により燃焼温度が低下するので、燃焼ガスに含まれる窒素酸化物（サーマルＮＯｘ）が減少することもメリットとなる。特に出力増大の効果を利用することによりプラント全体の運転効率を向上させることができ、加えて、製品となる天然ガスのうち発電のために消費される分を減らすこともできる。
（１−３．５）制御装置５０
制御装置５０は、検出器５１〜５３から出力される発電設備２００Ａ，２００Ｂ，３００の稼動状態の各検出信号Ｅｔ１，Ｅｔ２，Ｅｂを入力し、これら検出信号Ｅｔ１，Ｅｔ２，Ｅｂを基に、ボイラ１による蒸気発生量・予備発電設備３００への蒸気供給量・蒸気供給系統３３による主発電設備２００Ａ，２００Ｂへの蒸気供給量・主発電設備２００Ａ，２００Ｂへの燃料供給量を制御する。
蒸気発生量の制御は、燃料調整弁２０に指令信号Ｇｆｂを出力して燃料調整弁２０の開度を制御し、ボイラ１への燃料流量を調整することによりなされる。予備発電設備３００への蒸気供給量の制御は、蒸気調整弁２１に指令信号Ｇｓｂを出力して蒸気調整弁２１の開度を調整することによりなされる。主発電設備２００Ａ，２００Ｂへの蒸気供給量の制御は、蒸気調整弁２３，２５に指令信号Ｇｓ１，Ｇｓ２を出力して蒸気調整弁２３，２５の開度を調整することによりなされる。主発電設備２００Ａ，２００Ｂへの燃料供給量の制御は、燃料調整弁２２，２４に指令信号Ｇｔ１，Ｇｔ２を出力して燃料調整弁２２，２４の開度を調整することによりなされる。
（２）動作
（２−１）天然ガス液化設備１００の動作
電力供給システムからの供給電力により混合冷媒冷却装置１０６とプロパン冷却装置１０７の冷媒圧縮機が駆動する。これにより、プロパン冷却装置１０７で冷却されたプロパン冷媒が混合冷媒冷却装置１０６に供給され、プロパン冷却装置１０７に還流する。混合冷媒冷却装置１０６では、プロパン冷媒と熱交換することで冷却された混合冷媒が主熱交換器１０４に供給され、その後混合冷媒冷却装置１０６に還流する。
一方、ガス田で採掘された原料ガス１０１は、油分離装置１０２で油分を除去され、さらに前処理装置１０３で不純物（例えば水素・窒素・硫黄・分子量の大きな炭化水素等）を除去され精製される。この精製天然ガスは、主熱交換器１０４に供給され、ここで混合冷媒冷却装置１０６からの混合冷媒と熱交換することで冷却され、液化天然ガス１０５として図示しない貯蔵装置に貯蔵される。
（２−２）電力供給システムの動作
通常運転状態では、天然ガス液化設備１００からの天然ガスが燃料として燃焼器４，９に供給され、燃焼器４，９からの燃焼ガスによりガスタービン５，１０が駆動する。ガスタービン５，１０の回転動力は発電機８，１３に伝達され、発電機８，１３にて回転動力が電力に変換される。こうして主発電設備２００Ａ，２００Ｂで得られた電力が電力系統１４を介して天然ガス液化設備１００に供給される。
このとき、油分離装置１０２からの油を焚くことでボイラ１が部分負荷運転されており、ボイラ１での発生蒸気が主発電設備２００Ａ，２００Ｂに供給され、主発電設備２００Ａ，２００Ｂの出力増加による効率向上が図られる。そして、ボイラ１の発生蒸気の余剰分は予備発電用の蒸気タービン２に供給され、これにより蒸気タービン２を待機運転する。
図２は主発電設備の一部が稼動停止した場合の各発電設備に対する制御装置５０の指令の一例を表す図である。図２において、縦軸は時間経過を表している。
時刻ｔ０では、電力供給システムは通常運転状態にあり、主発電設備２００Ａ，２００Ｂとも全負荷運転（定格出力）で運用され、主発電設備２００Ａ，２００Ｂで発生した電力の全量が電力系統１４を介して天然ガス液化設備１００に供給されている。この時点では、ボイラ１は部分負荷運転されており、ボイラ１で発生した蒸気を主発電設備２００Ａ，２００Ｂの燃焼器４，９に注入することで、主発電設備２００Ａ，２００Ｂにおける発電出力を増加させている。このとき、前述したように、蒸気調整弁２３，２５の開度は一定（設定値）で維持し、主発電設備２００Ａ，２００Ｂに供給される蒸気流量とボイラ１で発生した蒸気流量の差分つまり余剰蒸気を蒸気タービン２に供給し、蒸気タービン２を予熱し起動可能状態（待機運転状態）としておく。
その後、例えば時刻ｔ１において検出器５１からの検出信号Ｅｔ１により主発電設備の一部（ここでは主発電設備２００Ａとする）の出力低下が検出されたとすると、制御装置５０は、電力供給システムの運転を通常運転からバックアップ運転に切り換える。
その後、制御装置５０は、時刻ｔ２において、主発電設備２００Ａの発電機８を系統から切り離す（解列する）とともに、主発電設備２００Ａに対して指令信号Ｇｔ１，Ｇｓ１として停止信号を出力する（燃料・蒸気の流量指令値を０にする）。指令信号Ｇｔ１，Ｇｓ１がともに流量０を指令することにより、燃料調整弁２２及び蒸気調整弁２３は全閉となり主発電設備２００Ａは停止する。
一方、時刻ｔ２において、制御装置５０は、指令信号Ｇｆｂによる燃料流量指令値を増加させる。指令信号Ｇｆｂを増加指令としたことにより燃料調整弁２０の開度が増し、その結果、ボイラ１での蒸気発生量が増加する。同時に、制御装置５０は、発電機３を予備発電用の蒸気タービン２に接続し、指令信号Ｇｓｂによる蒸気タービン２への蒸気流量指令値を増加する。これにより蒸気調整弁２１の開度が増し、待機運転状態にあった予備発電設備３００で速やかに発電が開始される。予備発電設備３００の発電出力は、検出信号Ｅｂを基に目標値との偏差が小さくなるように演算された指令信号（蒸気流量指令値）Ｇｓｂにより制御される。
時刻ｔ２において、継続して稼動する主発電設備２００Ｂに対し、制御装置５０は引き続き定格出力での運転を指令するが、電力供給システム全体の発電出力の変動が抑制されるように、予備発電設備３００の発電出力の検出値Ｅｂを基に（予備発電設備３００の発電出力の不足分に応じて）燃料調整弁２４への指令信号（燃料流量指令）Ｇｔ２を制御する（一時的に増加させる）。これにより、主発電設備２００Ａの稼動停止による出力低下、予備発電設備３００の発電開始に伴う電力系統１４の電圧・周波数変動を抑制する。
なお、図２では主発電設備２００Ｂの蒸気調整弁２５に対する指令信号（蒸気流量指令値）Ｇｓ２を一定としたが、ボイラ１の出口における蒸気圧力を制御して、ボイラ１の負荷上昇に伴う蒸気圧力の過渡的な変動を防止するようにしても良い。
時刻ｔ３では、以上の操作が全て完了した状態を表しており、主発電設備２００Ａが完全に停止し、主発電設備２００Ｂ・予備発電設備３００・ボイラ１の全負荷運転が継続され、天然ガス液化設備１００で必要とされる電力は主発電設備２００Ｂの発電出力及び予備発電設備３００の発電出力によって供給された状態となる。予備発電設備３００で発電出力を賄っている間、例えば稼動停止した主発電設備２００Ａを復旧し、その後、電力供給システムの運用を時刻ｔ０での状態に復帰させる。
図３は図２に示した電力供給システムの運用に対応するトレンドグラフを表す図である。横軸は図２の縦軸に対応する時間軸であり、時刻ｔ０〜ｔ３も図２のそれに対応している。
図３では、上３段が発電出力、下３段が電力供給システムへの指令値の時間履歴を表している。詳細には、最上段は予備発電設備３００の発電出力（検出値Ｅｂ）の時間変化、２段目は主発電設備２００Ａの発電出力（検出値Ｅｔ１）、３段目は主発電設備２００Ｂの発電出力（検出値Ｅｔ２）をそれぞれ表している。４段目は、ボイラ１への燃料流量指令（燃料調整弁２０への指令信号Ｇｆｂ）及び蒸気タービン２への蒸気流量指令（蒸気調整弁２１への指令信号Ｇｓｂ）の時間変化を表している。５段目は、主発電設備２００Ａへのタービン燃料流量指令（燃料調整弁２２への指令信号Ｇｔ１）及びタービン蒸気流量指令（蒸気調整弁２３への指令信号Ｇｓ１）の時間変化を表している。６段目は、主発電設備２００Ｂへのタービン燃料流量指令（燃料調整弁２４への指令信号Ｇｔ２）及びタービン蒸気流量指令（蒸気調整弁２５への指令信号Ｇｓ２）の時間変化を表している。
時刻ｔ２において主発電設備２００Ａの発電が停止した（Ｅｔ１＝０が検出された）とき、指令信号Ｇｓｂ，Ｇｆｂの増加に伴う予備発電設備３００の発電出力Ｅｂの上昇により、主発電設備２００Ａの稼動停止による出力低下分が補償されている。また、予備発電設備３００は、それまで待機運転されているので停止した状態から起動する場合に比べて定格運転に達する時間は短いが、起動直後に定格出力に達する訳ではない。したがって、予備発電設備３００が定格出力に達するまでの間、継続運転中の主発電設備２００Ｂに対するタービン燃料流量指令Ｇｔ２を制御する（一時的に増加させる）ことにより、電力供給システムの全体の発電出力（電力系統１４の電圧及び周波数）の変動が抑えられている。
なお、本実施の形態では、主発電設備２００Ａが稼動停止した場合のボイラ１・主発電設備２００Ｂ・予備発電設備３００の動作について説明したが、主発電設備２００Ｂが稼動停止した場合にボイラ１・主発電設備２００Ａ・予備発電設備３００を制御する場合も同様である。
（３）発明の実施の形態の効果
本実施の形態では、主発電設備の一部が稼動停止した場合のバックアップ電源として予備発電設備３００を備えている。この予備発電設備３００は、通常時から待機運転しているので、定格出力に到達するまでに要する時間が短く緊急の電力低下にも迅速に対応することができる。予備発電設備３００の待機運転用の蒸気はボイラ１から供給されるが、待機運転中、ボイラ１からの蒸気は主に主発電設備２００Ａ，２００Ｂの出力増加用に利用され、余剰分が予備発電設備３００に供給される。したがって、予備発電設備３００の待機運転のためにボイラ１で消費される燃料を浪費させずに主発電設備２００Ａ，２００Ｂにて有効に電力に変換することができ、電力供給システム全体の運用効率の低下を抑制することができる。
このとき、予備発電設備３００が定格出力に達するまでに若干の時間を要するが、これに対しては稼動停止したもの以外の主発電設備の出力を増加させることで対応できる。蒸気タービン２は待機運転からの起動なので定格出力には短時間で到達するため、主発電設備の出力増加も短時間で済み、主発電設備への負担も小さく抑えられる。
このように、本実施の形態によれば、一部の発電設備が稼動停止に陥った場合にも電力供給量の変動を抑制することができるので、発電設備の非常停止や計画停止に伴うダウンタイムを効果的に短縮することができる。よって、変動の少ない電力を継続的に天然ガス液化設備１００に供給することができ、プラントを安定に稼動させ一定品質の天然ガスを効率的に製造することができる。
加えて、天然ガス液化設備１００の冷媒圧縮機をモータ駆動方式とすることにより、冷媒圧縮機をタービン駆動方式とするよりも、冷媒圧縮機の稼働率を上昇させることができる。これは、一般にガスタービンに比べてモータはメンテナンス期間が短いので、冷媒圧縮機を直接駆動する駆動装置としてモータを用いることで、タービン駆動方式よりも冷媒圧縮機の停止期間を短縮できることに起因する。
さらには、本実施の形態では、天然ガス液化プラントをオンサイト化しているので、モータ駆動方式の採用により天然ガス液化設備１００側では駆動装置で燃料を消費しないが、電力供給システム側にガスタービン５，１０等が設けられている。ただ、これらは発電用であり冷媒圧縮機に伝達する回転動力を得るためのものではない。つまり、ガスタービン５，１０等は、冷媒圧縮機に直結されていないため、メンテナンスの際に冷媒圧縮機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。
＜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ガス液化プラントの概略構成図である。
本実施の形態が第１の実施の形態と異なる点は主発電設備がコンバインドサイクルを構成している点であり、その点を除く他の構成は第１の実施の形態と同様である。図２において、第１の実施の形態と同様の部分又は対応する部分には同符号を付して説明を省略する。
本実施の形態において、主発電設備２００Ａには、ガスタービン５からの排気を熱源として蒸気を発生させる排熱回収ボイラ６と、この排熱回収ボイラ６からの蒸気により駆動する蒸気タービン７とが加わって、主発電設備２００Ａがコンバインドサイクルを構成している。ガスタービン５には、蒸気タービン７が同軸上に連結されており、ガスタービン５の回転動力に蒸気タービン７の回転動力が加わることにより発電機８の回転動力が増加し、一般のガスタービン発電設備に比べて発電効率が向上する。
主発電設備２００Ｂにも同様に、ガスタービン１０からの排気を熱源として蒸気を発生させる排熱回収ボイラ１１と、この排熱回収ボイラ６からの蒸気により駆動する蒸気タービン１２とが加わって、主発電設備２００Ｂがコンバインドサイクルを構成している。
本例では、ボイラ１からの蒸気を排熱回収ボイラ６，１１の蒸気に注入し、蒸気タービン７，１２に供給される作動流体の流量を増加させて主発電設備２００Ａ，２００Ｂの出力を増加させている。
上記構成の本実施の形態の天然ガス液化プラントでは、通常運転時には、ボイラ１で発生した蒸気を各蒸気タービン７，１２に供給して主発電設備２００Ａ，２００Ｂの増負荷を図りつつ、余剰蒸気を蒸気タービン２に供給して蒸気タービン２を待機運転する。
一方、例えば主発電設備２００Ｂが稼動停止した場合には、発電機１３を電力系統１４から切り離して燃料調整弁２４及び蒸気調整弁２５を閉じガスタービン１０及び蒸気タービン１２を停止させると同時に、燃料調整弁２０を開いてボイラ１での蒸気発生量を増大させる。そして、発電機３を予備発電用の蒸気タービン２に接続して蒸気調整弁２１を開き、主発電設備２００Ｂに供給していた蒸気及びボイラ１の蒸気増加分を蒸気タービン２に供給して予備発電設備３００を起動し、発電機３で発生した電力を電力系統１４に送出する。主発電設備２００Ｂの稼動停止及び予備発電設備３００の起動による電力系統１４の電力及び周波数の変動は、燃料調整弁２４の開度調整による主発電設備２００Ａ側の発電出力の増大で制御する。
本実施の形態によっても第１の実施の形態と同様の効果が得られる。さらには、本実施の形態では、天然ガス液化設備１００の冷媒圧縮機駆動用のモータに対する供給電力を発電する設備としてコンバインドサイクルを用いている。このように、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。
＜その他＞
以上においては、ボイラ１の燃料として原料ガス１０１に随伴して得られる油を使用したが、ボイラ１の燃料として油と天然ガスを併用、あるいは天然ガスのみを用いても良い。例えば原料ガス１０１に随伴して得られる油の量がボイラ１の燃料流量に足りない場合、ボイラ１の助燃に天然ガスを用いる構成とすることができる。この場合、ボイラ１は油用のバーナ及び天然ガス用のバーナを備え、システム内の油の貯蔵量に応じて天然ガス用のバーナを点火したり消火したりする。
また、冷媒圧縮機がモータ駆動方式である天然ガス液化プラントに本発明を適用した場合を例に挙げて説明したが、ガスタービンや蒸気タービンの回転動力を冷媒圧縮機に伝達して冷媒圧縮機を駆動するタービン駆動方式のプラントにも本発明は適用可能である。この場合、冷媒圧縮機駆動用のモータ以外に天然ガス液化設備１００に備えられた電動の各装置への供給電力を賄うのに電力供給システムが用いられ、主発電装置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発電装置を起動することができる。
また、ボイラ１で燃料を焚いて蒸気を発生させる場合を例に挙げて説明したが、ガスタービンを有する主発電設備が多く設置され出力に余裕がある場合、各ガスタービンからの排気により蒸気を発生させるボイラにボイラ１の役割を担わせることも考えられる。この場合、発生蒸気を主発電設備の出力増加用に供給させ、余剰分を予備発電設備の蒸気タービンに供給して待機運転する。そして、主発電設備の一部が稼動停止したら、主発電設備への燃料供給量を増加させつつ、予備蒸気タービンへの蒸気供給量を増加させ蒸気タービンを起動する。また主発電設備にコンバインドサイクルを用いる場合、コンバインドサイクルの設置数が多く出力にも余力があるようなら、コンバインドサイクルの排熱回収ボイラにボイラ１の役割を担わせることも考えられ、排熱回収ボイラでの発生蒸気の一部で予備発電用の蒸気タービンを起動させるようにしても良い。
また、主発電設備が複数ある場合に本発明を適用した場合を例に挙げて説明したが、主発電設備と予備発電設備が各１基のプラントにも本発明は適用可能である。この場合、予備発電設備が定格出力に達するまでの出力低下を抑制することは難しいが、予備発電設備を迅速に定格出力に到達させることができるので、短時間で電力不足を解消することができる。さらに主発電設備と予備発電設備とでそれぞれ別個の発電機を駆動する場合を例に挙げて説明したが、主発電設備と予備発電設備が各１基であるような場合には、予備発電設備と主発電設備とで発電機を共用し、主発電設備のタービン軸と予備発電設備の蒸気タービンの軸とに発電機の接続が切り換えられるようにすれば、稼動停止した主発電設備から切り離された発電機を蒸気タービンに接続して電力をバックアップすることも考えられる。
また、混合冷媒及びプロパン冷媒で天然ガスを冷却する方式（プロパン予冷式ＭＣＲ方式）を採用した天然ガス液化プラントに本発明を適用した場合を例に挙げて説明したが、プロパンＭＣＲ方式はガス冷却の一手法である。主熱交換器１０４でのガス冷却方式には種々の方法が提案されており、冷媒圧縮機を駆動する天然ガス液化設備であれば、どのガス冷却方式の天然ガス液化設備を採用した場合でも本発明は適用可能であり、同様の効果を得ることができる。

Claims (7)

  1. 天然ガスを冷媒と熱交換して液化する主熱交換器と、
    この主熱交換器に供給する冷媒を圧縮する冷媒圧縮機と、
    この冷媒圧縮機を駆動するモータと、
    このモータを駆動するための電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動するガスタービンを有する複数の主発電設備と、
    前記モータを駆動するための電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動する蒸気タービンを有する予備発電設備と、
    前記主発電設備及び予備発電設備の発電出力を検出する電力測定器と、
    前記蒸気タービンを駆動する蒸気を発生させるボイラと、
    このボイラからの蒸気を前記主発電設備に供給する蒸気供給系統と、
    通常時には、前記ボイラを部分負荷運転し前記主発電設備に蒸気を供給しつつ余剰蒸気を前記蒸気タービンに供給して前記蒸気タービンを待機運転させる一方で、前記主発電設備の一部が稼動停止した場合には、前記ボイラを全負荷運転に切り換えて前記予備発電設備を起動し、前記電力測定器からの検出信号を基に残りの主発電設備への燃料供給量を一時的に増加させる制御装置と
    を備えたことを特徴とする天然ガス液化プラント。
  2. 請求項１の天然ガス液化プラントにおいて、前記主発電設備は、前記ガスタービンからの排気を熱源として蒸気を発生させる排熱回収ボイラと、この排熱回収ボイラからの蒸気により駆動する蒸気タービンとをさらに備えたコンバインドサイクルであることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  3. 請求項１の天然ガス液化プラントにおいて、前記ボイラの燃料に天然ガス採掘時に随伴して得られた油を用いることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  4. 請求項１の天然ガス液化プラントにおいて、前記主発電設備の燃料に液化天然ガスの製造プロセス中の天然ガスを用いることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  5. 天然ガスを冷媒と熱交換して液化する主熱交換器と、この主熱交換器に供給する冷媒を圧縮する冷媒圧縮機と、この冷媒圧縮機を駆動するモータとを備えた天然ガス液化プラントの電力供給システムであって、
    前記モータを駆動するための電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動するガスタービンを有する複数の主発電設備と、
    前記モータを駆動するための電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動する蒸気タービンを有する予備発電設備と、
    前記主発電設備及び予備発電設備の発電出力を検出する電力測定器と、
    前記蒸気タービンを駆動する蒸気を発生させるボイラと、
    このボイラからの蒸気を前記主発電設備に供給する蒸気供給系統と、
    通常時には、前記ボイラを部分負荷運転し前記主発電設備に蒸気を供給しつつ余剰蒸気を前記蒸気タービンに供給して前記蒸気タービンを待機運転させる一方で、前記主発電設備の一部が稼動停止した場合には、前記ボイラを全負荷運転に切り換えて前記予備発電設備を起動し、前記電力測定器からの検出信号を基に残りの主発電設備への燃料供給量を一時的に増加させる制御装置と
    を備えたことを特徴とする電力供給システム。
  6. 天然ガスを冷媒と熱交換して液化する主熱交換器と、この主熱交換器に供給する冷媒を圧縮する冷媒圧縮機と、この冷媒圧縮機を駆動するモータと、このモータを駆動するための電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動するガスタービンを有する複数の主発電設備とを備えた天然ガス液化プラントの制御装置であって、
    前記天然ガス液化プラントは、前記モータを駆動するための電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動する蒸気タービンを有する予備発電設備と、前記主発電設備及び予備発電設備の発電出力を検出する電力測定器と、前記蒸気タービンを駆動する蒸気を発生させるボイラと、このボイラからの蒸気を前記主発電設備に供給する蒸気供給系統とを備え、
    前記天然ガス液化プラントの制御装置は、通常時には、前記ボイラを部分負荷運転し前記主発電設備に蒸気を供給しつつ余剰蒸気を前記蒸気タービンに供給して前記蒸気タービンを待機運転させる一方で、前記主発電設備の一部が稼動停止した場合には、前記ボイラを全負荷運転に切り換えて前記予備発電設備を起動し、前記電力測定器からの検出信号を基に残りの主発電設備への燃料供給量を一時的に増加させることを特徴とする制御装置。
  7. 天然ガスを冷媒と熱交換して液化する主熱交換器と、この主熱交換器に供給する冷媒を圧縮する冷媒圧縮機と、この冷媒圧縮機を駆動するモータと、このモータを駆動するための電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動するガスタービンを有する複数の主発電設備と、前記モータを駆動するための電力を発生する発電機及びこの発電機を駆動する蒸気タービンを有する予備発電設備と、前記主発電設備及び予備発電設備の発電出力を検出する電力測定器と、前記蒸気タービンを駆動する蒸気を発生させるボイラと、このボイラからの蒸気を前記主発電設備に供給する蒸気供給系統とを備えた天然ガス液化プラントの運用方法であって、
    通常時には、前記ボイラを部分負荷運転し前記主発電設備に蒸気を供給しつつ余剰蒸気を前記蒸気タービンに供給して前記蒸気タービンを待機運転させる一方で、前記主発電設備の一部が稼動停止した場合には、前記ボイラを全負荷運転に切り換えて前記予備発電設備を起動し、前記電力測定器からの検出信号を基に残りの主発電設備への燃料供給量を一時的に増加させることを特徴とする運用方法。
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