JP4987973B2 - 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

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 Download PDF

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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。
天然ガス液化プラントに用いられる冷媒圧縮機の駆動方式としては、特許文献１に示すように、ガスタービンや蒸気タービンのように化石燃料を燃料にして駆動するタービンの軸に冷媒圧縮機を直結し、タービンの回転動力を伝達して冷媒圧縮機を駆動する方式（以下、タービン駆動方式と称する）が一般的であった。しかし、タービン駆動方式を採用した場合、メンテナンス等でタービン設備を停止させる際、そのタービン設備により駆動していた冷媒圧縮機が停止してしまう。一般に、タービン設備のメンテナンスには比較的長期間（例えば年間で２０〜４０日程度）を要する。
それに対し、冷媒圧縮機をモータ駆動とし、電力によりモータを駆動して冷媒圧縮機を駆動する方式（以下、モータ駆動方式と称する）の天然ガス液化プラントが建設され始めている（特許文献１等参照）。モータのメンテナンス期間はタービン設備に比べて一般に短く、モータ駆動方式を採用した場合、メンテナンス等によりモータを停止させた場合の冷媒圧縮機の停止期間がタービン駆動方式でタービン設備を停止させる場合に比べて短縮されるメリットがある。このことから、プラント全体の稼働率が上昇し、液化天然ガスの製造コスト低減も期待できる。
特表２００６−５０１４３２号公報
一般にガス田に建設される天然ガス液化プラントは、都市部や他の工業設備から遠く離れた立地条件にあり、近くに大規模な発電設備がないことが多い。そのため、モータ駆動方式を採用した場合、冷媒圧縮機駆動用のモータやその他の設備を駆動するのに十分な電力を外部から調達することは一般に難しい。仮に外部からの供給電力によりモータを駆動するにしても、離れた発電所から送電線を敷設するのには多大な労力、時間及びコストを要する。
そこで、天然ガス液化プラントでは、タービン発電設備をプラント内に複数設置し、プラント運用に必要な電力をプラント内で賄う手法（オンサイト化）を採用する場合がある。この場合、電力供給システム側にタービン設備を持つことになるが、冷媒圧縮機を直接駆動するのはモータであるため、メンテナンスで１基のタービン発電設備を停止させても冷媒圧縮機を停止させずに済む。また、予備のタービン発電設備を設けておけば、停止させるタービン発電設備の代わりに予備のタービン発電設備を稼動させることで、電力供給量の低下も回避することができる。
しかしながら、モータ駆動方式の天然ガス液化プラントをオンサイト化した場合、故障や何らかの外乱等によりいずれかのタービン発電設備が突然稼動停止に陥ったときには、直ちに予備のタービン発電設備を起動しても予備のタービン設備が定格に達するまでに時間を要する。そのため、稼動停止したタービン発電設備が生じた場合には、一時的に電力供給量が低下し天然ガス液化プラントの稼働率を一定に維持することが難しい。
本発明は上記に鑑みなされたもので、稼動停止したタービン発電設備が生じた場合の電力供給量の低下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に、本発明は、複数のコンバインドサイクル発電設備を有するモータ駆動方式式の天然ガス液化プラントにおいて、駆動不能なコンバインドサイクル発電設備が生じた場合に、他のコンバインドサイクル発電設備の出力を予備のコンバインドサイクル発電設備が稼動するまで定格出力から一時的に増強させ、稼動停止機分の出力不足を外部電源から調達することなくプラント内で賄う。
本発明によれば、稼動停止したタービン発電設備が生じた場合の電力供給量の低下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図である。 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に備えられた発電設備の概略図である。 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に備えられた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。 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に備えられた発電設備の概略図である。 本発明の第３の実施の形態に係る天然ガス液化プラントに備えられた発電設備の概略図である。 本発明の第４の実施の形態に係る天然ガス液化プラントに備えられた発電設備の概略図である。 本発明の第５の実施の形態に係る天然ガス液化プラントに備えられた発電設備の概略図である。 参考例に係る天然ガス液化プラントの概略図である。 参考例に係る天然ガス液化プラントに備えられた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。 本発明の第６の実施の形態に係る天然ガス液化プラントの概略図である。 本発明の第６の実施の形態に係る天然ガス液化プラントに備えられた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。
符号の説明
１ 天然ガス液化設備
２ 電力供給システム
１１ 液化装置
１３〜１５ 冷媒圧縮機
２１〜２４ 通常運転用のコンバインドサイクル発電設備
２５ 予備のコンバインドサイクル発電設備
３０ 電力貯蔵設備
３１〜３５ 検出器
４０ 制御装置
４１〜４５ 電力値
５１〜５５ 指令信号
５９ 燃料調整弁
６０ ガスタービン原動機
６１ 空気圧縮機
６２ 燃焼器
６３ タービン
６４ 発電機
６６ 噴霧装置
６７ 蒸気混入装置
６８ 吸気冷却装置
６９ 助燃装置
７０ 蒸気タービン原動機
７１ 蒸気タービン
７２ 復水器
７３ 排熱回収ボイラ
８１ 吸気
８２ 圧縮空気
８３ 燃料
８４ 燃焼ガス
８５，８６ 排気
９１ 蒸気
９２ 排気
９３ 水
１１１ 精製天然ガス
１１２ 液化天然ガス
１３１ モータ
１３４，１３５ 冷媒
１４１ モータ
１４４，１４５ 冷媒
１５１ モータ
１５４，１５５ 冷媒
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
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図である。
図１に示したように、本実施の形態の天然ガス液化プラントは、採掘した気体状の天然ガ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、及び電力供給システム２の発電出力を天然ガス液化設備１に送電する送電線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、液化装置１１、貯蔵装置１２、冷媒圧縮機１３，１４，１５及びモータ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掘された天然ガスからスラグ・酸性ガス・水分・水銀等といった液化を阻害する物質を除去し、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で精製天然ガス１１１を冷却し、液化天然ガス１１２を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に蓄えられた液化天然ガス１１２が製品として出荷される。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、燃料として再利用される。
冷媒圧縮機１３，１４，１５は、その回転軸がそれぞれシャフト１３３，１４３，１５３を介してモータ１３１，１４１，１５１の出力軸に連結されており、それぞれ対応のモータ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１１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と熱交換した後の冷媒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で圧縮されて冷媒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、冷媒圧縮機とそ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立し、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、電力供給システム２からからの供給電力によって駆動される。電力供給システム２からの電力は、送電線３を介して天然ガス液化設備１に供給され、それぞれ変圧器１３２，１４２，１５２にて電圧調整された上で電気モータ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、余剰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然ガス液化設備１に供給できるようにした構成を例示している。特に図示しないが、余剰電力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、予備電源用のコンバインドサイクル発電設備２５、これらコン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、及びこれら検出器３１〜３５の検出信号を基にコンバインドサイクル発電設備２１〜２５を制御する制御装置４０を備えている。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設備２１〜２４のいずれかが稼動停止（以下、稼動停止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”と記載する）を増出力させ、予備のコンバインドサイクル発電設備２５を起動する機能を有している。
図２はコンバインドサイクル発電設備２１の概略図である。
ここでは代表してコンバインドサイクル発電設備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の構成も同様である。以降、コンバインドサイクル発電設備２１〜２５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、天然ガス液化プラント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電機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、発電機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及び蒸気タービン７１に軸６５を介して連結されている。
ガスタービン原動機６０は、吸気（空気）８１を圧縮する空気圧縮機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を燃焼する燃焼器６２、及びこの燃焼器６２からの燃焼ガス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収ボイラ７３、この排熱回収ボイラ７３からの蒸気９１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を復水する復水器７２を有している。復水器７２で凝縮された水９３は再び排熱回収ボイラ７３に供給されタービン６３の排気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放出される。
本実施の形態では、発電設備２１に、ガスタービン原動機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動機７０の少なくとも一方が複数備えられていても良い。また、１軸型のガスタービン原動機６０を例示しているが、互いに異なる回転数で回転可能な高圧タービンと低圧タービンを燃焼器からの燃焼ガスにより駆動する２軸型のガス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ン原動機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を発電機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、それぞれ別の発電機を駆動する構成としても良い。
また、本実施の形態では、燃焼器６２への燃料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。この燃料調整弁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の流量を調整する方法としては、こうした流量調整弁の開度調整の他、燃料を吐出する燃料ポンプに指令を出力し、燃料ポンプの吐出流量を調整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、それぞれ発電設備２１〜２５の稼動状態を検出する目的で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、各発電設備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いる。少なくとも、対応の発電設備の単独での発電出力が検出できるように、他の発電設備からの送電線との合流点よりも上流側に設置する。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電力供給システム２の全体の供給電力を監視する。制御装置４０では、電力供給システム２の全体の供給電力を基に、定格出力Ｐ０との差分が小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を出力する。
このとき、制御装置４０は、通常時には通常運転用の発電設備２１〜２４を定格出力Ｐ０になるように制御するが、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に稼動停止機が生じたことを検出した場合、予備の発電設備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４１〜４５を見ながら制御する。
具体的には、制御装置４０は、非稼動停止機を増出力させる際、非稼動停止機のそれぞれの燃料調整弁５９に指令信号５１〜５４を出力し、燃料調整弁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、非稼動停止機の発生による発電出力の不足分が迅速に補われる。また、非稼動停止機の増出力とともに、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。その後、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）、予備の発電設備２５が定格出力Ｐ０に達したら、各非稼動停止機を定格出力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動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、それぞれシャフト１３３，１４３，１５３を介して伝達されるモータ１３１，１４１，１５１の回転動力により回転駆動し各冷媒１３４，１４４，１５４を圧縮する。
一方、原料となるガス田で採掘された天然ガスは、必要に応じて油と分離されて前処理設備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１３，１４，１５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で生成された液化天然ガス１１２は貯蔵装置１２に蓄えられ、燃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と熱交換した後の冷媒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、燃料として再利用される。
（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、作動流体である吸気８１が空気圧縮機６１で圧縮され、圧縮空気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によってタービン６３が駆動される。
一方、蒸気タービン原動機７０では、作動流体である蒸気９１により蒸気タービン７１が駆動され、蒸気タービン７１からの排気９２は復水器７２で凝縮される。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、ガスタービン原動機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へと流入する。
このようにして回転動力を得たガスタービン原動機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ギーが得られる。通常運転時には、通常運転用の発電設備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を介して天然ガス液化設備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１３２，１４２，１５２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に想定される具体的な作動条件の一例を説明すると、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に流入する。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、圧力が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、燃焼器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で仕事をした後、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、排熱回収ボイラ７３として三重圧再熱式ボイラを用いると、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は定格出力Ｐ０から低下する（この場合ゼロになる）。制御装置４０は、電力値４４の低下を検知したら、予備の発電設備２５に指令信号５５として起動信号を出力し、発電設備２５を起動する。
また、制御装置４０は、予備の発電設備２５の起動と同時に（又はそれに前後して）、予備の発電設備２５を含めた電力供給システム２の全体の電力供給量の変動が小さくなるよう、非稼動停止機２１〜２３を増出力させる。この場合、制御装置４０は、例えば電力値４１〜４５を基に電力供給システム２の全体の定格出力Ｐ０と現在の発電出力との差分を演算し、その差分を補うだけの増出力分から非稼動停止機２１〜２３のそれぞれに要求される増出力分を演算し、その演算結果を基に非稼動停止機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、非稼動停止機２１〜２３の発電出力を一時的に定格出力Ｐ０から増強出力Ｐ１（＞Ｐ０）に増加させ、発電設備２４の稼動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に達するまでの間、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、電力値４５の増加に応じて非稼動停止機２１〜２３の発電出力を減少させていく。そして、発電設備２５の電力値４５が定格出力Ｐ０に達する頃、電力値４１〜４３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、例えば発電設備２４が稼動停止しても、予備の発電設備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Ｐ０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の全体の供給電力の変動を抑制することができる。
このように本実施の形態によれば、仮に発電設備２１〜２４に故障や何らかの外乱等により駆動不能な非稼動停止機が生じても、電力供給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制することができ、効率的に液化天然ガスを生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２１〜２４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。したがって、冷媒圧縮機１３，１４，１５をモータ駆動方式とすることで送電線３、変圧器１３２，１４２，１５２及びモータ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をタービン駆動方式とし、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をモータ駆動方式とすることにより、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。これは、一般にガスタービン原動機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１３，１４，１５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、天然ガス液化プラントをオンサイト化しているので、天然ガス液化設備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側にガスタービン原動機６０や蒸気タービン原動機７０を設けている。ただ、これらは発電用であり冷媒圧縮機１３，１４，１５に伝達する回転動力を得るためのものではない。つまり、ガスタービン原動機６０や蒸気タービン原動機７０は、冷媒圧縮機１３，１４，１５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、モータ駆動方式を採用し、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コ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ガス液化プラントに備えられた発電設備の概略図である。
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第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６１の入口に冷却液（水等）８７を噴霧する噴霧装置６６が設置されている。空気圧縮機６１の吸気８１に冷却液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の吸込流量が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、指令信号５１により噴霧装置６６の噴霧量を制御する。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）それぞれの噴霧装置６６に指令信号５１として流量増加信号を出力する。空気圧縮機６１の吸気８１に対する冷却液８７の噴霧量が増加することにより、各非稼動停止機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。
＜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ガス液化プラントに備えられた発電設備の概略図である。
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第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６１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装置６７が設置されている。燃料機６２に供給される圧縮空気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加させることができ、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、指令信号５１により蒸気混入装置６７の蒸気流量を制御する。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）のそれぞれの蒸気混入装置６７に指令信号５１として流量増加信号を出力する。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、各非稼動停止機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が定格に達した頃、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の出口からタービン６３の入口までの間に蒸気混入装置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ガス液化プラントに備えられた発電設備の概略図である。
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第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６１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を冷却する機能を果たせば、その態様は限定されないが、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（例えば天然ガス液化プラント１側で使用される冷媒等）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を用いて吸気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吸気冷却の効果がある。吸気冷却装置６８を設けることにより、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８１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、指令信号５１により吸気冷却装置６８を制御する。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）のそれぞれの吸気冷却装置６８に指令信号５１として吸気温度低下信号を出力する。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が定格に達した頃、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。
＜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ガス液化プラントに備えられた発電設備の概略図である。
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第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から排熱回収ボイラ７３までの間に助燃装置６９を設置している。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７３の熱源温度を高める役割を果たす。助燃装置６９で燃焼する燃料は、天然ガス液化設備１の液化プロセス中に発生したガス（例えば液化装置１１や貯蔵装置１２で発生したボイルオフガス）が想定されるが、場合によっては、精製天然ガス１１１、或いは液化天然ガス１１２も使用可能である。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を助燃することにより排気８５の温度が上昇するので、排熱回収ボイラ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、指令信号５１により助燃装置６９の燃料供給量やＯＮ／ＯＦＦを制御する。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）のそれぞれの助燃装置６９に指令信号５１として燃料増加信号又は燃料の供給開始を指令する信号を出力する。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。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、外部から燃料を調達する場合に比べてプラント全体の効率を向上させることができる。
なお、本実施の形態では、天然ガス液化設備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の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れる。
＜参考例＞
図８は参考例に係る天然ガ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、稼動停止機が発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、本例では、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抑制策として、非稼動停止機を一時的に増出力する代わりに、通常運転時に蓄えた余剰電力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には電力貯蔵設備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、通常運転時の電力供給システム２の余剰電力の一部がこの送電線５を介して電力貯蔵設備３０に供給され蓄電される。本例において、制御装置４０には各発電設備２１〜２５で発電した電力値４１〜４５が入力されるが、出力制御用の指令信号は通常運転用発電設備２１〜２４には送信されず、予備用発電設備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。その他の構成は、前述した各実施の形態と同様である。
なお、本例では、電力貯蔵設備３０としてフライホイールを想定している。フライホイールは、供給された余剰電力ではずみ車を回転させておき、はずみ車の回転エネルギーを電気に変換する。つまり、余剰電力を回転エネルギーとして保存しておいて、必要時に回転エネルギーを電力に戻すものである。はずみ車の回転エネルギーは慣性力により保存される。具体的には、フライホイールは、はずみ車と、はずみ車を回転させる回転子、これらを回転させる電動機、回転エネルギーを電気に変える発電機からなるのが通常である。一般に、回転エネルギーの損失を抑制するため、軸部の摩擦損失やはずみ車の空気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磁気によって回転子を浮上させたり、はずみ車の空気抵抗による損失を防ぐためにはずみ車の周囲を真空にしたりする。
但し、電力貯蔵設備３０はフライホイールに限定されず、蓄電機能を有する他の装置に代えても良い。電力貯蔵設備として効果的な他の具体例としては、ナトリウム硫黄電池（ＮａＳ電池）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蔵するもので、例えば、電池本体と、電池本体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に多くの電力を蓄えることができ、電解質が固体であるため自己放電がないというメリットもある。その他、キャパシターを用いることもできる。
図９は本例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は定格出力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、予備の発電設備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号を出力し、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で発電が始まり電力値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として電力供給量減少信号を出力し、電力供給設備３０による電力供給量を減少させていく。発電設備２５が定格出力Ｐ０に達する頃、電力貯蔵設備３０の電力供給量はゼロになる。
＜第６の実施の形態＞
図１０は本発明の第６の実施の形態に係る天然ガ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の実施の形態のいずれかと参考例とを組み合わせた実施の形態である。すなわち、稼動停止機が発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、非稼動停止機を増出力するのに加え、電力貯蔵設備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、非稼動停止機の発電出力と電力貯蔵設備３０による電力供給量を制御装置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て説明すると、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、電力供給視システム２の全体の発電量が制御装置４０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に出力される。さらに、電力貯蔵設備３０に対しても指令信号５０が送信され、電力貯蔵設備３０の電力供給量が制御される。
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１１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は定格出力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、予備の発電設備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を出力し、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、非稼動停止機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値４５が増加するにつれ、制御装置４０は、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るように、非稼動停止機２１〜２３の発電出力と電力貯蔵設備３０による電力供給量を徐々に減少させていく。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、非稼動停止機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する。
本実施の形態においても、予備の発電設備２５が運転開始してから定格に達するまでの電力供給システム２の電力供給量の変動を抑制することができるので、前述した各実施の形態と同様の効果を得ることができる。また、供給電力の低下を非稼動停止機２１〜２３の出力増加と電力貯蔵設備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れ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と増出力後の増強出力Ｐ１の差が大きい場合には、複数の出力増加手段を組み合わせて利用することで増出力量の増加が期待でき、稼動停止機が発生した状況下により柔軟に対応することができる。
また、以上の各実施の形態では、発電設備としてコンバインドサイクル発電設備２１〜２５を用いる場合を例示したが、天然ガス液化プラント全体の要求電力量によっては、ガスタービン発電設備や蒸気タービン発電設備等の化石燃料燃焼型のタービン発電設備を用いることもできる。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基の通常運転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）あれば本発明に係る天然ガス液化プラントは成立し、２基、３基、或いは５基以上の通常運転用発電設備が設けられる場合にも本発明は適用可能である。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適用した場合を例に挙げて説明したが、冷媒圧縮機がタービン駆動方式である場合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１３１，１４１，１５１以外に天然ガス液化設備１に備えられた電動の各装置への供給電力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。

Claims (20)

  1. 天然ガスを液化する天然ガス液化設備と、
    この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タービンを有する複数の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備と、
    前記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タービンを有する予備のコンバインドサイクル発電設備と、
    前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた場合、当該稼動停止機以外の前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を定格出力から一時的に増出力させるとともに、前記予備のコンバインドサイクル発電設備を起動し、前記稼動停止機分の出力不足を外部電源から調達することなくプラント内で賄う制御装置と
    を備えたことを特徴とする天然ガス液化プラント。
  2. 天然ガスを冷媒と熱交換して液化する液化装置と、
    この液化装置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タービンを有する複数の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備と、
    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タービンを有する予備のコンバインドサイクル発電設備と、
    これらコンバインドサイクル発電設備の稼動状況を検出する検出器と、
    この検出器からの信号を基に前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じたことを検出した場合、前記予備のコンバインドサイクル発電設備を起動しつつ、前記予備のコンバインドサイクル発電設備が定格出力に達する間、前記稼動停止機の出力分を補うように前記検出器からの信号を基に当該稼動停止機以外の前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を定格出力から一時的に増出力させ、前記稼動停止機分の出力不足を外部電源から調達することなくプラント内で賄う制御装置と
    を備えたことを特徴とする天然ガス液化プラント。
  3. 請求項２の天然ガス液化プラントにおいて、前記検出器として、前記コンバインドサイクル発電設備の発電出力を検出する電力測定器を備えて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、
    前記コンバインドサイクル発電設備は、燃料を燃焼する燃焼器、この燃焼器からの燃焼ガスにより回転動力を得るガスタービン、このガスタービンの排気を熱源として蒸気を発生させる排熱回収ボイラ、この排熱回収ボイラからの蒸気により回転動力を得る蒸気タービン、及びこの蒸気タービンの排気を復水する復水器を有することを特徴とする天然ガス液化プラント。
  5. 請求項１の天然ガス液化プラントにおいて、
    前記コンバインドサイクル発電設備は、燃料を燃焼する燃焼器、この燃焼器からの燃焼ガスにより回転動力を得るガスタービン、及び前記燃焼器への燃料流量を調整する燃料調整機構を備えており、
    前記制御装置は、前記稼動停止機以外の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させる際、それらコンバインドサイクル発電設備の前記燃料調整機構を制御して前記燃焼器への燃料流量を増加させることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  6. 請求項４の天然ガス液化プラントにおいて、
    前記コンバインドサイクル発電設備は、空気を圧縮し前記燃焼器に圧縮空気を供給する空気圧縮機、及びこの空気圧縮機の出口から前記ガスタービンの入口までの間の作動流体に蒸気を混入する蒸気混入装置をさらに備えており、
    前記制御装置は、前記稼動停止機以外の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させる際、それらコンバインドサイクル発電設備の前記蒸気混入装置を制御して前記ガスタービンの作動流体に混入する蒸気流量を増加させることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  7. 請求項４の天然ガス液化プラントにおいて、
    前記コンバインドサイクル発電設備は、空気を圧縮し前記燃焼器に圧縮空気を供給する空気圧縮機、及びこの空気圧縮機の入口温度を調整する吸気冷却装置をさらに備えており、
    前記制御装置は、前記稼動停止機以外の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させる際、それらコンバインドサイクル発電設備の前記吸気冷却装置を制御して前記空気圧縮機の入口温度を低下させることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  8. 請求項４の天然ガス液化プラントにおいて、
    前記コンバインドサイクル発電設備は、空気を圧縮し前記燃焼器に圧縮空気を供給する空気圧縮機、及びこの空気圧縮機の吸気に冷却液を噴霧する噴霧装置をさらに備えており、
    前記制御装置は、前記稼動停止機以外の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させる際、それらコンバインドサイクル発電設備の前記噴霧装置を制御して前記空気圧縮機の吸気に対する冷却液の噴霧量を増加させることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  9. 請求項４に記載された天然ガス液化プラントにおいて、
    前記コンバインドサイクル発電設備は、前記ガスタービンの排気を加熱し前記排熱回収ボイラの熱源温度を高める助燃装置をさらに備えており、
    前記制御装置は、前記稼動停止機以外の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させる際、それらコンバインドサイクル発電設備の前記助燃装置を制御して前記ガスタービンの排気を加熱することを特徴とする天然ガス液化プラント。
  10. 請求項９の天然ガス液化プラントにおいて、
    前記助燃装置の燃料として、天然ガスの液化プロセス中に発生したガスを用いることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  11. 請求項１の天然ガス液化プラントにおいて、
    電力貯蔵設備を備えており、
    前記制御装置は、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた場合、前記稼動停止機以外の前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させるのに加えて前記電力貯蔵設備により電力を供給することを特徴とする電力供給システム。
  12. 請求項１１の天然ガス液化プラントにおいて、
    前記電力貯蔵設備として、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備の発電出力の一部を回転エネルギーに変換しておき、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた際に前記回転エネルギーを電力に変換するフライホイール蓄電設備を備えていることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  13. 請求項１１の天然ガス液化プラントにおいて、
    前記電力貯蔵設備として、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備の発電出力の一部を蓄えるＮａＳ電池を備えていることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  14. 請求項１１の天然ガス液化プラントにおいて、
    前記電力貯蔵設備として、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備の発電出力の一部を蓄えるキャパシターを備えていることを特徴とする天然ガス液化プラント。
  15. 天然ガスを液化する天然ガス液化設備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タービンを有する複数の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備と、
    前記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タービンを有する予備のコンバインドサイクル発電設備と、
    前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた場合、当該稼動停止機以外の前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を定格出力から一時的に増出力させるとともに、前記予備のコンバインドサイクル発電設備を起動し、前記稼動停止機分の出力不足を外部電源から調達することなくプラント内で賄う制御装置と
    を備えたことを特徴とする電力供給システム。
  16. 請求項１５の電力供給システムにおいて、
    電力貯蔵設備を備えており、
    前記制御装置は、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた場合、前記稼動停止機以外の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させるのに加えて前記電力貯蔵設備により電力を供給することを特徴とする電力供給システム。
  17. 天然ガスを液化する天然ガス液化設備と、この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タービンを有する複数の通常運転用のコンバインドサイクル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タービンを有する予備のコンバインドサイクル発電設備を備え、
    前記制御装置は、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた場合、当該稼動停止機以外の前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を定格出力から一時的に増出力させるとともに、前記予備のコンバインドサイクル発電設備を起動し、前記稼動停止機分の出力不足をプラント内で賄うことを特徴とする制御装置。
  18. 請求項１７の制御装置において、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた場合、前記稼動停止機以外の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させるのに加えて電力貯蔵設備により電力を供給することを特徴とする制御装置。
  19. 天然ガスを液化する天然ガス液化設備と、この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タービンを有する複数の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備と、前記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タービンを有する予備のコンバインドサイクル発電設備とを備えた天然ガス液化プラントの運用方法であって、
    前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた場合、当該稼動停止機以外の前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を定格出力から一時的に増出力させるとともに、前記予備のコンバインドサイクル発電設備を起動し、前記稼動停止機分の出力不足を外部電源から調達することなくプラント内で賄うことを特徴とする運用方法。
  20. 請求項１９の運用方法において、前記通常運転用のコンバインドサイクル発電設備に稼動停止機が生じた場合、前記稼動停止機以外の通常運転用のコンバインドサイクル発電設備を増出力させるのに加えて電力貯蔵設備により電力を供給することを特徴とする運用方法。
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