JP4879321B2 - 天然ガス液化プラント及びその運転方法 - Google Patents

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Description

本発明は、複数のガスタービン発電装置を備えた天然ガス液化プラント及びその運転方法に関する。
天然ガス液化プラントは、少なくとも１つの冷凍サイクル系統を有し、精製された天然ガスを冷凍サイクル系統の冷媒により冷却して液化するものである。例えば冷凍サイクル系統の冷媒圧縮機は、ガスタービンが直結されて駆動するものが知られているが、一般にガスタービンは作動回転数が限られているため、冷媒圧縮機の作動条件の自由度が小さくなる。そこで、例えば冷媒圧縮機に電動機を直結させるとともに、この電動機に電力を供給するガスタービン発電装置を設けた構成が開示されている（例えば、特許文献１参照）。
特表２００３−５１５７２０号公報
例えば何らかの理由でガスタービン発電装置が故障して稼働停止した場合、冷媒圧縮機を駆動する電動機が電力不足となるため、運転条件の変更が余儀なくされて液化天然ガスの製造量が低下するか、若しくはプラント停止に至る可能性がある。そこで、これに対応するため、予備機を含め複数のガスタービン発電装置を備えさせ、例えば複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが故障して稼働停止した場合に、予備機を起動させる方法が考えられる。ところが、この場合でも、予備機が起動するまでに数分から数十分程度の時間を要し、その間は発電量が低下するため、やはり液化天然ガスの製造量が低下する可能性がある。かといって、予備機を常にスタンバイ状態とすれば、起動時間を無くすことができるものの、燃料を無駄に消費し発電効率が低下することとなる。
本願発明者らは、上述した観点から、予備機が起動するまでの間、稼働継続中のガスタービン発電装置を一時的に過負荷運転させて発電量を増加させることが望ましいとの考えに至った。しかしながら、ガスタービン発電装置を過負荷運転させる方法として例えば燃料を増加させる場合は、ガスタービン発電装置の高温部が通常運転時よりも高温となるため、冷却手段の能力を予め大きくするか新たな冷却手段を設ける必要があり、コスト増大の要因となる。また、ガスタービン発電装置を過負荷運転させる方法として例えば作動流体とは異なる流体を混入させて流量を増加させる場合は、その流体を新たに用意する必要があり、コスト増大の要因となる。
本発明の目的は、コスト低減を図りつつガスタービン発電装置を過負荷運転させることができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる天然ガス液化プラント及びその運転方法を提供することにある。
上記目的を達成するために、本発明は、少なくとも１つの冷凍サイクル系統を有し、精製された天然ガスを前記冷凍サイクル系統の冷媒により冷却して液化する天然ガス液化設備と、前記冷凍サイクル系統の冷媒圧縮機を駆動する電動機に電力を供給する複数のガスタービン発電装置を有する発電設備とを備えた天然ガス液化プラントにおいて、天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素又は窒素を前記複数のガスタービン発電装置に弁を介して供給する供給系統と、前記複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが稼働停止した場合、前記供給系統の弁を開放する指令信号を出力して稼働継続中の前記ガスタービン発電装置に二酸化炭素又は窒素を供給し、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置を過負荷運転させる制御手段とを備える。
本発明によれば、コスト低減を図りつつガスタービン発電装置を過負荷運転させることができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる。
本発明の天然ガス液化プラントの第１の実施形態の構成を表す概略図である。 本発明の天然ガス液化プラントの第１の実施形態を構成する天然ガス液化設備の構成を表す概略図である。 本発明の天然ガス液化プラントの第２の実施形態の構成を表す概略図である。 本発明の天然ガス液化プラントの第３の実施形態の構成を表す概略図である。
符号の説明
１ 冷媒圧縮機
５ 電動機
２３ 低圧段冷媒圧縮機
２４ 高圧段冷媒圧縮機
６０ 第一の冷凍サイクル系統
６１ 第二の冷凍サイクル系統
６５ 電動機
６８ 天然ガス液化設備
７１ 発電設備
７２ａ〜７２ｅ ガスタービン発電装置
７７ 冷凍装置
７８ 貯蔵タンク
７９ 遮断弁
７９ａ〜７９ｅ 弁
８０ 蒸発器
８１ 全体制御装置（制御手段）
８１ａ〜８１ｅ 制御装置（制御手段）
８５ 供給系統
８５Ａ 供給系統
８５Ｂ 供給系統
８６ａ〜８６ｅ 分岐系統
８７ａ〜８７ｅ 分岐系統
８８ａ〜８８ｃ 注入系統
以下、本発明の実施形態を、図面を参照しつつ説明する。
本発明の第１の実施形態を図１及び図２により説明する。
図１は、本実施形態による天然ガス液化プラントの構成を表す概略図であり、図２は、天然ガス液化設備の構成を表す概略図である。
これら図１及び図２において、天然ガス液化プラントは、大きく分けて、配管６９から導入した天然ガス原料を精製する天然ガス精製設備７０と、この天然ガス精製設備７０で精製した天然ガス（気体状態）を冷却して液化する天然ガス液化設備６８と、発電設備７１とを備えている。天然ガス精製設備７０は、天然ガスの液化のために必要な例えば酸性ガス除去工程や水分除去工程等の精製処理（前処理）を行い、天然ガス原料から二酸化炭素等を含む酸性ガスや水分等を分離するようになっている。
天然ガス液化設備６８は、天然ガス精製設備７０から配管２０を介して導入した高圧の天然ガスを例えば混合冷媒により冷却して液化する主熱交換器２１と、この主熱交換器２１に供給する混合冷媒を作動流体とした冷凍サイクル系統６０と、この冷凍サイクル系統６０の混合冷媒を冷却する例えばプロパン冷媒を作動流体とした冷媒サイクル系統６１とを備えている。
冷凍サイクル系統６０は、例えばメタン、エタン、及びプロパンからなる混合冷媒を作動流体としており、この混合冷媒を圧縮する低圧段冷媒圧縮機２３と、この低圧段冷媒圧縮機２３で圧縮した混合冷媒を冷却する中間冷却器２５と、この中間冷却器２５で冷却した混合冷媒を圧縮する高圧段冷媒圧縮機２４と、この高圧段冷媒圧縮機２４で圧縮した混合冷媒を冷却する後置冷却器２６と、この後置冷却器２６で冷却した混合冷媒をさらに段階的に冷却する高圧蒸発器１５、中圧蒸発器１６、及び低圧蒸発器１７と、この低圧蒸発器１７で例えば−３５℃程度まで冷却した混合冷媒を気液分離する気液分離器２７とを有している。低圧段冷媒圧縮機２３及び高圧段冷媒圧縮機２４は、電動機６５に同軸で連結されており、電動機６５は、発電設備７１からの電力が供給されるようになっている。
主熱交換器２１の内部には、天然ガス製造設備７０からの配管２０が延在しており、主熱交換器２１の内部における配管２０には伝熱経路３１，３２が設けられている。また、主熱交換器２１の内部には、気液分離器２７の液体出口側と接続された配管４３が延在しており、主熱交換器２３の内部における配管４３には伝熱経路２８が設けられている。配管４３の伝熱経路２８の下流側は、主熱交換器２３の外部に取り出されて膨張弁３３が設けられ、この膨張弁３３の下流側には、主熱交換器２３の内部に配置されたノズル３５が接続されている。また、主熱交換器２３の内部には、気液分離器２７の気体出口側と接続された配管４４が延在しており、主熱交換器２３の内部における配管４４には伝熱経路２９，３０が設けられている。配管４４の伝熱経路３０の下流側は、主熱交換器２３の外部に取り出されて膨張弁３４が設けられ、この膨張弁３４の下流側には、主熱交換器２３の内部に配置されたノズル３６が接続されている。
そして、配管４３，４４を流通する混合冷媒は、膨張弁３３，３４で断熱膨張して温度が低下し、ノズル３５，３６から主熱交換器２１の内部に散布されるようになっている。これにより、配管４３を流通する液相の混合冷媒は、散布された混合冷媒と伝熱経路２８において熱交換して自冷却されるようになっている。また、配管４４を流通する気相の混合冷媒は、散布された混合冷媒と伝熱経路２９，３０において熱交換して自冷却され、その大部分が凝縮するようになっている。また、配管２０を流通する天然ガスは、散布された混合冷媒と伝熱経路３１，３２において熱交換して、例えば−１５０℃程度まで冷却されるようになっている。そして、主熱交換器２１で冷却された天然ガスは、配管２２を経由し膨張弁３７に導かれ、膨張弁３７で断熱膨張して温度が低下するようになっている。一方、主熱交換器２１の内部に散布された冷媒は、伝熱経路２８〜３２における熱交換により温度上昇して蒸発し、配管４０を介し低圧段圧縮機２３に供給されるようになっている。
冷凍サイクル系統６１は、作動流体であるプロパン冷媒を圧縮する冷媒圧縮機１と、この冷媒圧縮機１で圧縮したプロパン冷媒を大気又は海水等に放熱して凝縮させる凝縮器１０と、この凝縮器１０で凝縮したプロパン冷媒を受け入れる受液器１１と、この受液器１１からのプロパン冷媒を段階的に膨張させて温度を低下させる高圧膨張弁１２、中圧膨張弁１３、及び低圧膨張弁１４と、これら膨張弁１２，１３，１４で低温となったプロパン冷媒との熱交換により上記冷凍サイクル系統６０の混合冷媒を段階的に冷却する上記高圧蒸発器１５、中圧蒸発器１６、及び低圧蒸発器１７とで構成されている。冷媒圧縮機１は、低圧段冷媒圧縮機２、中圧段冷媒圧縮機３、及び高圧段冷媒圧縮機４で構成され、これら冷媒圧縮機２，３，４は電動機５に同軸で連結されており、電動機５は、発電設備７０からの電力が供給されるようになっている。
高圧蒸発器１５は配管５１を介し受液器１１に接続され、その配管５１に高圧膨張弁１２が設けられている。また、中圧蒸発器１６は配管５２を介し高圧蒸発器１５の液体出口側に接続され、その配管５２に中圧膨張弁１３が設けられている。また、低圧蒸発器１７は配管５３を介し中圧蒸発器１６の液体出口側に接続され、その配管５３に低圧膨張弁１４が設けられている。
高圧蒸発器１５の気体出口側は配管５４を介し高圧段冷媒圧縮機４の吸込側に接続され、その配管５４に高圧吸込調整機構６２が設けられている。また、中圧蒸発器１６の気体出口側は配管５５を介し中圧段冷媒圧縮機３の吸込側に接続され、その配管５５に中圧吸込調整機構６３が設けられている。また、低圧蒸発器１７の気体出口側は配管５６を介し低圧段冷媒圧縮機２の吸込側に接続され、その配管５６に低圧吸込調整機構６４が設けられている。これら吸込調整機構６２，６３，６４は、運転状態に応じて操作され、冷媒圧縮機１の吸気流量を調整可能としている。
そして、高圧蒸発器１５は、高圧膨張弁１２で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の一部が蒸発して、その蒸発潜熱を奪うことにより後置冷却器２６からの混合冷媒を冷却するようになっている。また、高圧蒸発器１５は、気相のプロパン冷媒を高圧段冷媒圧縮機４に供給し、液相のプロパン冷媒を中圧蒸発器１６に供給するようになっている。中圧蒸発器１６は、中圧膨張弁１３で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の一部が蒸発して、その蒸発潜熱を奪うことにより高圧蒸発器１５からの混合冷媒をさらに冷却するようになっている。また、中圧蒸発器１６は、気相のプロパン冷媒を中圧段冷媒圧縮機３に供給し、液相のプロパン冷媒を低圧蒸発器１７に供給するようになっている。低圧蒸発器１７は、低圧膨張弁１４で断熱膨張されて温度が低下し気液混合状態となったプロパン冷媒が導入され、プロパン冷媒の液相の全部が蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより中圧蒸発器１６からの混合冷媒をさらに冷却するようになっている。また、低圧蒸発器１７は、気相のプロパン冷媒を低圧段冷媒圧縮機２に供給するようになっている。
発電設備７１は、例えば５つのガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅと、これらガスタービン装置７２ａ〜７２ｅに係わる機器をそれぞれ制御する制御装置８１ａ〜８１ｅ（制御手段）と、ガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅの運転状態等に係わる情報を取得するとともに、それらの情報に応じて所定の演算処理が行って生成した指令信号を制御装置８１ａ〜８１ｅ等に出力する全体制御装置８１（制御手段）とを備えている。ガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅは、例えばこの種のものとして公知のシンプルサイクルガスタービンであり、それぞれ、吸気ダクト（図示せず）から外気を吸入して圧縮する空気圧縮機７４と、圧縮した空気と燃料を混合して燃焼させ高温高圧の燃焼ガスを生成する燃焼器７５と、燃焼ガスを膨張させて運動エネルギーに変換するタービン７６と、このタービン７６の運動エネルギーを電力に変換する発電機７３とを備えている。なお、本実施形態では、通常運転時、４つのガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｄを稼働させ、１つのガスタービン発電装置７２ｅは予備機として停止させるものとする。
ところで、本実施形態の天然ガス精製設備７０は、例えばガス田で採掘された天然ガス原料を精製しており、天然ガス原料に多く含まれる二酸化炭素（気体状態）を分離している。そのため、分離された二酸化炭素を処理する処理装置８３と、天然ガス精製設備７０から弁８２を介し処理装置８３に二酸化炭素を供給する処理系統８４とが設けられている。
そして、本実施形態の大きな特徴として、処理系統８４の弁８２の上流側で分岐接続され、二酸化炭素を発電設備７１のガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅに供給する供給系統８５が設けられている。供給系統８５は、遮断弁７９と、この遮断弁７９の下流側で分岐接続され、二酸化炭素をガスタービン発電７２ａ〜７２ｄのタービン７６の高温部（例えば動翼や静翼等）を冷却する冷却系統にそれぞれ注入する分岐系統８６ａ〜８６ｅと、これら分岐系統８６ａ〜８６ｅにそれぞれ設けた弁７９ａ〜７９ｅとを有している。そして、通常は、処理系統８４の弁８２が開き状態、供給系統８５の遮断弁７９が閉じ状態にあり、天然ガス精製設備７０で分離された二酸化炭素は、処理系統８４を介し処理装置８３に供給されて処理されるようになっている。
次に、本実施形態の動作及び作用効果を説明する。
例えば何らかの理由でガスタービン発電装置７２ａが故障して稼働停止した場合、全体制御装置８１は、取得した停止情報に応じて制御装置８１ｅに起動指令信号を出力し、これに応じて制御装置８１ｅは、予備機であるガスタービン発電装置７２ｅを起動させる。しかし、この起動には数分から数十分程度の時間を要する。そこで、全体制御装置８１は、制御装置８１ｂ〜８１ｄに出力増加指令信号を出力し、これに応じて制御装置８１ｂ〜８１ｄは、稼働継続中のガスタービン発電装置７２ｂ〜７２ｄの燃焼器７５に供給する燃料を増加させて、ガスタービン発電装置７２ｂ〜７２ｄを過負荷運転させる。これにより、燃焼器７５の燃焼ガス温度が上昇し、ガスタービン発電装置７２ｂ〜７２ｄの発電量が増加する。本実施形態では、ガスタービン発電装置７２ｂ〜７２ｄのそれぞれの発電量増加分は、通常運転時の１台当たりの発電量の１／３に設定されており、合計すると通常運転時の４台分の発電量を確保することができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる。すなわち、天然ガス液化設備６８の運転条件を維持することができ、プラント能力を維持することができる。
また、このガスタービン発電装置７２ｂ〜７２ｄの過負荷運転において、全体制御装置８１は、処理系統８４の弁８２に制御信号を出力して閉じ状態に切換えるとともに、供給系統８５の遮断弁７９に制御信号を出力して開き状態に切換える。また、制御装置８０ｂ〜８０ｄは、供給系統８５の弁７９ｂ〜７９ｄに制御信号を出力して開き状態とする。これにより、天然ガス精製設備７０で分離された二酸化炭素は、供給系統８５を介しガスタービン発電装置７２ｂ〜７２ｄのタービン７６の高温部を冷却する冷却系統に供給されて、タービン７６の高温部を冷却する。その結果、燃焼ガス温度の増加に伴って通常運転時よりも高温となるタービン７６の高温部の冷却能力を高めることができ、高温部のメタル温度を設計許容値に抑えて健全性を保つことができ、寿命を維持することができる。
その後、予備機であるガスタービン発電装置７２ｅが定格発電運転に達すると、全体制御装置８１は、制御装置８１ｂ〜８１ｄに出力増加の解除指令信号を出力し、これに応じて制御装置８１ｂ〜８１ｄは、ガスタービン発電装置７２ｂ〜７２ｄを通常運転に復帰させる。同時に、全体制御装置８１は、供給系統８５の遮断弁７９に制御信号を出力して閉じ状態に切換えるとともに、処理系統８４の弁８２に制御信号を出力して開き状態に切換える。また、制御装置８１ｂ〜８１ｄは、供給系統８５の弁７９ｂ〜７９ｄに制御信号を出力して閉じ状態とする。
このようにして本実施形態においては、ガスタービン発電装置を過負荷運転させた場合に通常運転時よりも高温となるタービン７６の高温部の冷却材として、天然ガスの精製過程で得られ通常処分される二酸化炭素を有効利用することができる。また、ガスタービン発電装置のタービン７６の高温部を冷却する冷却材を新たに用意する必要がないため、コストの低減を図ることができる。したがって、コスト低減を図りつつガスタービン発電装置を過負荷運転させることができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる。
本発明の第２の実施形態を図３により説明する。本実施形態は、例えば天然ガス原料に含まれる二酸化炭素が少ない場合に適用したものであり、天然ガス精製設備７０で分離された二酸化炭素を液化して貯蔵する実施形態である。
図３は、本実施形態による天然ガス液化プラントの構成を表す概略図である。なお、この図３において、上記第１の実施形態と同等の部分には同一の符号を付し、適宜説明を省略する。
本実施形態では、天然ガス精製設備７０で分離された二酸化炭素を発電設備７１のガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅに供給する供給系統８５Ａが設けられている。供給系統８５Ａは、天然ガス精製設備７０で分離された二酸化炭素（気体状態）を液化する冷凍装置７７と、この冷凍装置７７で液化した二酸化炭素を貯蔵する貯蔵タンク７８と、この貯蔵タンク７８から遮断弁７９を介し供給された二酸化炭素を気化する蒸発器８０と、この蒸発器８０からの二酸化炭素（気体状態）をガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅのタービン７６の高温部（例えばタービン７６の動翼や静翼等）を冷却する冷却系統にそれぞれ注入する分岐系統８６ａ〜８６ｅと、これら分岐系統８６ａ〜８６ｅにそれぞれ設けた弁７９ａ〜７９ｅとを有している。
冷凍装置７７は、詳細を図示しないが、例えば天然ガス液化設備６８の冷凍サイクル系統６０又は６１の冷媒の一部を用いて、二酸化炭素を冷却するようになっている。貯蔵タンク７８の容量は、予備機であるガスタービン発電装置７２ｅが起動した際の定格発電運転に達するまでの時間に基づいて決められている。また、貯蔵タンク７８は、ガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅのタービン７６の高温部への注入に十分な内部圧力が確保できるように設定されている。なお、貯蔵タンク７８の出口側に加圧ポンプを設けることにより、貯蔵タンク７８の内部圧力を低くして壁厚みを小さくすることも可能である。
以上のように構成された本実施形態においても、上記第１の実施形態と同様、コスト低減を図りつつガスタービン発電装置を過負荷運転させることができ、プラント電源の安定化しいてはプラント操業の安定化を図ることができる。また本実施形態においては、二酸化炭素を液化して貯蔵するので、例えば二酸化炭素を気相のまま貯蔵する場合に比べ、貯蔵タンク７８の内部圧力が低くなり、その壁厚みを小さくしコスト低減を図ることができる。また、貯蔵タンク７８の容積が減少し、スペース低減を図ることができる。
なお、上記第１及び第２の実施形態においては、特に説明しなかったが、全体制御装置８１及び制御装置８１ａ〜８１ｅは、ガスタービン発電装置を過負荷運転させる場合に燃料の増加量がそれぞれ異なるように制御してもよく、燃料の増加量に応じて弁７９ａ〜７９ｅの開度をそれぞれ制御してもよい。このような場合も、上記同様の効果を得ることができる。
また、上記第１及び第２の実施形態においては、供給系統８５，８５Ａは、ガスタービン発電装置のタービン７６の高温部（例えば動翼や静翼等）を冷却する冷却系統に二酸化炭素を供給して冷却させる場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、他の高温部として、例えば燃焼器ライナ、燃焼器とタービンとを接続するダクト、及びタービン排気ディフューザ等に供給して冷却させてもよい。この場合も、上記同様の効果を得ることができる。
また、上記第１及び第２の実施形態においては、特に説明しなかったが、例えばタービン７６の高温部を冷却した後の二酸化炭素を、タービン７６のガス流路に流出させてもよい。また、例えば供給系統８５，８５Ａの分岐系統８６ａ〜８６ｂはそれぞれ、圧縮機７４の出口又は燃焼器７５の入口に二酸化炭素を注入する注入系統を設けてもよい。これらの場合には、作動流体の流量が増加し、ガスタービン発電装置の発電量をさらに増加させることができる。
本発明の第３の実施形態を図４により説明する。本実施形態は、貯蔵タンク７８で貯蔵した液相の二酸化炭素をそのままガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅに供給する実施形態である。
図４は、本実施形態による天然ガス液化プラントの構成を表す概略図である。なお、この図４において、上記第２の実施形態と同等の部分には同一の符号を付し、適宜説明を省略する。
本実施形態では、供給系統８５Ｂは、天然ガス精製設備７０で分離された二酸化炭素（気体状態）を液化する冷凍装置７７と、この冷凍装置７７で液化した二酸化炭素を貯蔵する貯蔵タンク７８と、この貯蔵タンク７８からの二酸化炭素（液体状態）を遮断弁７９を介しガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅにそれぞれ供給する分岐系統８７ａ〜８７ｅと、これら分岐系統８７ａ〜８７ｅにそれぞれ設けた弁７９ａ〜７９ｅとを有している。分岐系統８７ａの弁７９ａの下流側には、圧縮機の７３の吸気側に二酸化炭素を注入する注入系統８８ａと、圧縮機７３の中間段に二酸化炭素を注入する注入系統８８ｂと、圧縮機７３の出口又は燃焼器の入口に二酸化炭素を注入する注入系統８８ｃとが分岐して設けられている。また、分岐系統８７ｂ〜８７ｅにも、同様の注入系統８８ａ〜８８ｃがそれぞれ設けられている。
次に、本実施形態の動作及び作用効果を説明する。
例えば何らかの理由でガスタービン発電装置７２ａが故障して稼働停止した場合、全体制御装置８１は、取得した停止情報に応じて制御装置８１ｅに起動指令信号を出力し、制御装置８１ｅは、予備機であるガスタービン発電装置７２ｅを起動させる。また、全体制御装置８１は、供給系統８５Ｂの遮断弁７９に制御信号を出力して開き状態に切換えるとともに、制御装置８１ｂ〜８１ｄに出力増加指令信号を出力する。これに応じて、制御装置８１ａ〜８１ｄは、供給系統８５の弁７９ｂ〜７９ｄに制御信号を出力して開き状態とする。そして、注入系統８８ａから注入した二酸化炭素が蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより圧縮機７３の吸気が冷却されて密度が大きくなり、かつ蒸発した二酸化炭素が混入することによって作動流体の流量が増加する。また、注入系統８８ｂから注入した二酸化炭素が蒸発し、その蒸発潜熱を奪うことにより圧縮機７３の圧縮過程の空気が冷却されて後段の圧縮動力が低減する。また、注入系統８８ｃから注入した二酸化炭素が混入することによって作動流体の流量が増加する。その結果、燃焼ガス温度が通常時と同じであっても、ガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｄの発電量を増加させることができる。
このように本実施形態においては、ガスタービン発電装置を過負荷運転させるために作動流体に混入させる流体として、天然ガスの精製過程で得られて通常処分される二酸化炭素を有効利用することができる。また、作動流体に混入させる流体を新たに用意する必要がないため、コストの低減を図ることができる。したがって、コスト低減を図りつつ、ガスタービン発電装置を過負荷運転させることができる。
なお、上記第３の実施形態においては、供給系統８５Ｂは、液体状態の二酸化炭素を圧縮機７４の吸気側、圧縮機７４の中間段、圧縮機７４の出口又は燃焼器７５の入口に注入する場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、例えば液体状態の二酸化炭素をガスタービン発電装置の高温部（例えばタービン動翼や静翼、燃焼器ライナ、燃焼器とタービンとを接続するダクト、及びタービン排気ディフューザ等）に供給してもよい。但し、この場合、注入部の低温側メタル温度が低下しすぎて熱応力が増加する可能性があるため、注入部位及び注入量の設計には細心の注意を払う必要がある。
なお、以上においては、天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素をガスタービン発電装置に供給する場合を例にとって説明したが、これに限られない。すなわち、例えば天然ガスの精製過程で得られた窒素をガスタービン発電装置に供給するようにしてもよく、この場合も上記同様の効果を得ることができる。但し、窒素に比べて二酸化炭素は、液化温度が低いので液化しやすく、蒸発潜熱が大きいので冷却効果が高いため、好ましい。
また、ガスタービン発電装置７２ａ〜７２ｅは、シンプルサイクルガスタービンの構成とする場合を例にとって説明したが、これに限られず、例えば蒸気タービン等と組み合わせたコンバインドサイクルガスタービンの構成としてもよいことは言うまでもない。

Claims (7)

  1. 少なくとも１つの冷凍サイクル系統を有し、精製された天然ガスを前記冷凍サイクル系統の冷媒により冷却して液化する天然ガス液化設備と、前記冷凍サイクル系統の冷媒圧縮機を駆動する電動機に電力を供給する複数のガスタービン発電装置を有する発電設備とを備えた天然ガス液化プラントにおいて、
    天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素又は窒素を前記複数のガスタービン発電装置に弁を介して供給する供給系統と、
    前記複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが稼働停止した場合、前記供給系統の弁を開放する指令信号を出力して稼働継続中の前記ガスタービン発電装置に二酸化炭素又は窒素を供給し、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置を過負荷運転させる制御手段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記載の天然ガス液化プラントにおいて、前記供給系統は、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の高温部に二酸化炭素又は窒素を供給する系統を有することを特徴とする天然ガス液化プラント。
  3. 請求項１記載の天然ガス液化プラントにおいて、前記供給系統は、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の作動流体に混入するように二酸化炭素又は窒素を供給する系統を有することを特徴とする天然ガス液化プラント。
  4. 請求項１記載の天然ガス液化プラントにおいて、前記供給系統は、二酸化炭素又は窒素を液化する冷凍装置と、前記冷凍装置で液化した二酸化炭素又は窒素を貯蔵する貯蔵タンクと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４記載の天然ガス液化プラントにおいて、前記供給系統は、前記貯蔵タンクからの前記二酸化炭素又は窒素を気化する蒸発器を有することを特徴とする天然ガス液化プラント。
  6. 少なくとも１つの冷凍サイクル系統を有し、精製された天然ガスを前記冷凍サイクル系統の冷媒により冷却して液化する天然ガス液化設備と、前記冷凍サイクル系統の冷媒圧縮機を駆動する電動機に電力を供給する複数のガスタービン発電装置を有する発電設備とを備えた天然ガス液化プラントの運転方法において、
    前記複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが稼働停止した場合、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の燃料を増加させるとともに、天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素又は窒素を稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の高温部に供給することを特徴とする天然ガス液化プラントの運転方法。
  7. 少なくとも１つの冷凍サイクル系統を有し、精製された天然ガスを前記冷凍サイクル系統の冷媒により冷却して液化する天然ガス液化設備と、前記冷凍サイクル系統の冷媒圧縮機を駆動する電動機に電力を供給する複数のガスタービン発電装置を有する発電設備とを備えた天然ガス液化プラントの運転方法において、
    前記複数のガスタービン発電装置のうちのいずれかが稼働停止した場合、稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の燃料を増加させるとともに、天然ガスの精製過程で得られた二酸化炭素又は窒素を稼働継続中の前記ガスタービン発電装置の作動流体に混入するように供給することを特徴とする天然ガス液化プラントの運転方法。
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