(57)【要約】【課題】液化天然ガス受入設備の安定運転を維持しつつデマンドレスポンスに対応する技術を提供する。【解決手段】液化天然ガス受入設備２は、液化天然ガスを貯蔵する貯蔵タンク２１と、ここから払い出された液化天然ガスを気化させ、ガスの状態で出荷するための気化器２３１と、貯蔵タンク２内で発生したボイルオフガスを昇圧し、気化された天然ガスに混合するための電動モータ駆動のガス圧縮部２４と、を備える。そして、検討開始工程にて消費電力削減の検討を開始し、停止可能期間算出工程にてガス圧縮部２４を停止した場合の貯蔵タンク２１の内圧の変化を予測して、ガス圧縮部２４の停止可能期間を算出した後、停止可否判断工程にて、削減期間と停止可能期間との比較結果に基づき、ガス圧縮部２４の停止可否を判断する。【選択図】図２
2020054068.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
液化天然ガス受入設備の運転方法であって、
前記液化天然ガス受入設備は、外部から受け入れた液化天然ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクから払い出された液化天然ガスを気化させ、ガスの状態で出荷するための気化器と、前記貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを昇圧し、前記気化器にて気化された天然ガスに混合するための電動モータ駆動のガス圧縮部と、を備えることと、
削減期間に係る情報を含む消費電力削減の依頼を受け取る、もしくは受け取ることを想定して、消費電力削減の検討を開始する検討開始工程と、前記ガス圧縮部を停止した場合の前記貯蔵タンクの内圧の変化を予測して、当該ガス圧縮部の停止可能期間を算出する停止可能期間算出工程と、前記削減期間と、前記ガス圧縮部の停止可能期間との比較結果に基づき、前記ガス圧縮部の停止可否を判断する停止可否判断工程と、を含むことと、を特徴とする液化天然ガス受入設備の運転方法。
【請求項２】
前記停止可否判断工程にて、前記削減期間中にガス圧縮部を停止することが可能と判断された場合に、当該ガス圧縮部を停止するガス圧縮部停止工程を含むことを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス受入設備の運転方法。
【請求項３】
前記気化器は、電動モータ駆動の海水ポンプから供給された海水を熱源として液化天然ガスを気化させる通常稼働用の気化器と、前記天然ガスの燃焼熱を熱源として液化天然ガスを気化させる緊急稼働用の気化器と、を備えることと、
前記ガス圧縮部停止工程の実施に加えて、前記通常稼働用の気化器を、緊急稼働用の気化器に切り替えて液化天然ガスを気化させる気化器切替工程を実施することと、を特徴とする請求項２に記載の液化天然ガス受入設備の運転方法。
【請求項４】
前記停止可能期間算出工程では、前記貯蔵タンクから液化天然ガスが払い出されることに伴う気相容積の変化と、当該貯蔵タンク内で発生するボイルオフガス量とに基づき、前記内圧の変化を予測することを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス受入設備の運転方法。
【請求項５】
前記貯蔵タンク内で発生するボイルオフガス量は、当該貯蔵タンクへの入熱量に基づいて求めることを特徴とする請求項４に記載の液化天然ガス受入設備の運転方法。
【請求項６】
前記停止可能期間算出工程では、前記貯蔵タンクの内圧の変化の予測値が、当該貯蔵タンクに設けられた運転圧力の上限値未満である期間を、前記停止可能期間とすることを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス受入設備の運転方法。
【請求項７】
前記削減期間が、前記貯蔵タンクに対して外部から液化天然ガスを受け入れる期間と重なる場合には、前記ガス圧縮部の稼働を継続することを優先する判断を行う継続判断工程を含むことを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス受入設備の運転方法。
【請求項８】
前記停止可否判断工程において判断結果が否であった場合に、消費電力削減のために、前記停止可否判断工程を実施した際の前記貯蔵タンクの圧力よりも低い目標圧力を設定する目標圧力設定工程と、前記貯蔵タンクの内圧を当該目標圧力まで低下させる圧力低下工程とを含み、前記圧力低下工程の後、前記停止可否判断工程を再実施することを特徴とする請求項１に記載の液化天然ガス受入設備の運転方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、液化天然ガス（Liquefied ：ＬＮＧ）を受け入れて貯蔵タンクに貯蔵し、当該ＬＮＧを気化させて製品ガスの出荷を行う液化天然ガス受入設備の運転方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
再生可能エネルギーの普及に伴い、電力系統の信頼性の低下が懸念されている。その対策として、電気料金価格の設定やインセンティブの支払いにより需要家側が電力の消費パターンを変化させる電力需要の調整手法であるデマンドレスポンス(Demand Response：以降、「ＤＲ」とも記す)の導入が検討されている。【０００３】
例えば工場や大型小売店などの需要家は、電力消費機器の稼働・停止を切り替えたり、保有している自家発電設備の出力を変更したりすることなどにより、電力需要の増減を行う。  
しかしながら特に電力需要を削減するＤＲ（「下げＤＲ」）の実施において、自家発電設備や蓄電池などを備えない、またはその能力が十分でない需要家は、電力需要の削減を行わざるを得ない。この結果、例えば工場では生産調整を実施する必要が生じる場合もあり、ＤＲを実施するメリットが生産調整により生じるデメリットを上回ることが確実でない限り、ＤＲの仕組みに参加することが困難となる。【０００４】
ここで特許文献１には、需要家側の電気機器の動作を制御する電気機器制御装置に対して、電力会社側から直接、電力需給調整指令信号を出力して、ＤＲを実施するデマンドレスポンスシステムが記載されている。しかしながら、電気機器を動作させるにあたり、例えば安全確保などの作業が必要な需要家においては、外部の電力会社が直接、電気機器の動作制御を行うデマンドレスポンスシステムに参加することは難しい。【０００５】
また特許文献２には、ガス消費先の要求熱量に応じ、ＢＯＧ圧縮機の負荷制御を行うことにより、気化器にて気化させた液化天然ガスに対して混合されるＢＯＧ（Boil Off Gas：ＬＮＧタンク内で気化したＬＮＧ成分）の量を調節する技術が記載されている。一方で、当該特許文献２には、ＤＲに係る技術の記載はない。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特許第６３４３３７２号公報
【特許文献２】特開２０１８−１１２２１８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
本発明は、このような背景の下になされたものであり、液化天然ガス受入設備の安定運転を維持しつつデマンドレスポンス（ＤＲ）に対応する技術を提供する。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明の液化天然ガス受入設備の運転方法は、液化天然ガス受入設備の運転方法であって、
前記液化天然ガス受入設備は、外部から受け入れた液化天然ガスを貯蔵する貯蔵タンクと、前記貯蔵タンクから払い出された液化天然ガスを気化させ、ガスの状態で出荷するための気化器と、前記貯蔵タンク内で発生したボイルオフガスを昇圧し、前記気化器にて気化された天然ガスに混合するための電動モータ駆動のガス圧縮部と、を備えることと、
削減期間に係る情報を含む消費電力削減の依頼を受け取る、もしくは受け取ることを想定して、消費電力削減の検討を開始する検討開始工程と、前記ガス圧縮部を停止した場合の前記貯蔵タンクの内圧の変化を予測して、当該ガス圧縮部の停止可能期間を算出する停止可能期間算出工程と、前記削減期間と、前記ガス圧縮部の停止可能期間との比較結果に基づき、前記ガス圧縮部の停止可否を判断する停止可否判断工程と、を含むことと、を特徴とする。【０００９】
前記液化天然ガス受入設備の運転方法は以下の特徴を備えてもよい。  
（ａ）前記停止可否判断工程にて、前記削減期間中にガス圧縮部を停止することが可能と判断された場合に、当該ガス圧縮部を停止するガス圧縮部停止工程を含むこと。  
（ｂ）前記気化器は、電動モータ駆動の海水ポンプから供給された海水を熱源として液化天然ガスを気化させる通常稼働用の気化器と、前記天然ガスの燃焼熱を熱源として液化天然ガスを気化させる緊急稼働用の気化器と、を備えることと、前記ガス圧縮部停止工程の実施に加えて、前記通常稼働用の気化器を、緊急稼働用の気化器に切り替えて液化天然ガスを気化させる気化器切替工程を実施すること。  
（ｃ）前記停止可能期間算出工程では、前記貯蔵タンクから液化天然ガスが払い出されることに伴う気相容積の変化と、当該貯蔵タンク内で発生するボイルオフガス量とに基づき、前記内圧の変化を予測すること。前記貯蔵タンク内で発生するボイルオフガス量は、当該貯蔵タンクへの入熱量に基づいて求めること。  
（ｄ）前記停止可能期間算出工程では、前記貯蔵タンクの内圧の変化の予測値が、当該貯蔵タンクに設けられた運転圧力の上限値未満である期間を、前記停止可能期間とすること。  
（ｅ）前記削減期間が、前記貯蔵タンクに対して外部から液化天然ガスを受け入れる期間と重なる場合には、前記ガス圧縮部の稼働を継続することを優先する判断を行う継続判断工程を含むこと。
（ｆ）前記停止可否判断工程において判断結果が否であった場合に、消費電力削減のために、前記停止可否判断工程を実施した際の前記貯蔵タンクの圧力よりも低い目標圧力を設定する目標圧力設定工程と、前記貯蔵タンクの内圧を当該目標圧力まで低下させる圧力低下工程とを含み、前記圧力低下工程の後、前記停止可否判断工程を再実施すること。
【発明の効果】
【００１０】
本発明は、液化天然ガスの貯蔵タンクからボイルオフガスを抜き出すガス圧縮部の停止可能期間を算出し、その結果に基づいてガス圧縮部の停止可否を判断するので、液化天然ガス受入設備の安定稼働を妨げることなく、デマンドレスポンスを実施することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】ＤＲ取引の参加者の関係を示す説明図である。
【図２】実施の形態に係るＬＮＧ受入設備の構成図である。
【図３】ＤＲに関連してＬＮＧ受入設備にて実施される項目のフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
図１は、ＤＲ取引における参加者の関係の一例を示している。送配電事業者１１等には、地域電力会社などの一般送配電事業者が含まれる。送配電事業者１１に対してＤＲの契約を行うと報酬が得られる一方、送配電事業者１１からのＤＲの要請に応えられないと、ペナルティの支払いが必要となる場合がある。
【００１３】
リソースアグリゲーター１２は、複数の需要家１３をまとめてＤＲの需給調整を行い、報酬の分配、ペナルティの支払いリスクの低減を図る。需給調整の内容としては、送配電事業者１１からのＤＲの依頼に対応可能な需要家１３の選択や、対応期間の割り当てなどを例示することができる。
【００１４】
需要家１３は、リソースアグリゲーター１２との需給調整を踏まえて、各々、ＤＲを実行する。ＤＲには、電力需要を増加させる「上げＤＲ」と、電力需要を削減する「下げＤＲ」とがある。再生可能エネルギーの発電量が多く、電力需要を増加させる必要がある場合などには、「上げＤＲ」の依頼が出される。一方、送配電事業者１１の管轄区域内の電力需要が逼迫している場合などには、「下げＤＲ」の依頼が出される。  
本例のＬＮＧ受入設備２の事業者は、上述のＤＲ取引の参加者のうち、需要家１３の１つを構成している。
【００１５】
図１に示す例において、送配電事業者１１がリソースアグリゲーター１２に対して削減量や削減期間に係る情報を含む「下げＤＲ」の依頼（削減依頼）をする。リソースアグリゲーター１２は当該削減依頼に見合う消費電力の削減を行うため、複数の需要家１３（需要家Ａ、Ｂ、ＬＮＧ受入設備２）に対して、各々の削減可能量に合わせて需給調整を行う。図１に示す例では、調整の結果、需要家Ａ及びＬＮＧ受入設備２が「下げＤＲ」を実行することが決定されている。そして、これらの需要家Ａ、ＬＮＧ受入設備２が電力消費量の削減を実行することにより、送配電事業者１１は削減依頼に応じて電力負荷を低減の効果を得ることができる。
【００１６】
ここで図１に示すＬＮＧ受入設備２は、外部からＬＮＧを受け入れて貯蔵すると共に、貯蔵しているＬＮＧを気化させて需要先３へと出荷する機能を有している。このＬＮＧ受入設備２は、「下げＤＲ」（以下、ＤＲと記す）を実施するにあたって生産調整が必要な工場などの需要家１３と比較して、ＤＲに適用可能な設備構成を備えているものがある。  
以下、図２を参照しながら本例のＬＮＧ受入設備２の構成例について説明する。
【００１７】
ＬＮＧ受入設備２は、ＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンク２１と、需要先３へガスを払い出すためにＬＮＧタンク２１からＬＮＧを送出するためのＬＮＧポンプ２１１、２２と、ＬＮＧを気化して気化ガスの状態にする気化器（後述するＯＲＶ２３１、ＳＭＶ２３２）と、気化ガスに熱量調整用の液化石油ガス（ＬＰＧ：Liquefied Petroleum Gas）を添加して製品ガスを得る熱量調整部２６とを備えている。
【００１８】
ＬＮＧタンク２１は、例えばＬＮＧタンカー４から受け入れたＬＮＧを−１６２℃程度に冷却された液体の状態で貯蔵する貯蔵タンクであり、その形式（地上式タンク、地下式タンク、地中式タンクなど）や容量に特段の限定はない。図２には、円筒形状の側壁の上面をドーム状の屋根で覆った地上式タンクの例を示してある。
【００１９】
ＬＮＧタンク２１内に貯蔵されたＬＮＧは、ＬＮＧタンク２１内に配設されたＬＮＧポンプ２１１、及び昇圧用の送出ポンプ２２を介して気化器２３１、２３２に送液される。
【００２０】
本例のＬＮＧ受入設備２は、電動モータ駆動の海水ポンプ（不図示）から供給された海水（Ｓ．Ｗ．）を熱源としてＬＮＧを気化させる気化器であるＯＲＶ（Open Rack Vaporizer）２３１と、天然ガスの燃焼熱を熱源としてＬＮＧを気化させる気化器であるＳＭＶ（Submerged-combustion Vaporizer）２３２とを切り替えて使用することができる。当該ＬＮＧ受入設備２において、通常稼働時はＯＲＶ２３１を用いてＬＮＧの気化が実施され、ＳＭＶ２３２は停電発生時などの緊急稼働用として待機状態となっている。例えばＬＮＧ受入設備２には、ＯＲＶ２３１、ＳＭＶ２３２が複数台ずつ設けられている。
【００２１】
なお、ＯＲＶ２３１に替えて、海水を用いてプロパンなどの中間媒体を加熱し、当該中間媒体によりＬＮＧを気化させるＩＦＶ（Intermediate Fluid Vaporizer）を通常稼働用の気化器として用いてもよい。ＩＦＶにおいても海水の供給は電動モータ駆動の海水ポンプを用いて行われる。
【００２２】
熱量調整部２６は、気化ガスに熱量調整用のＬＰＧを混合し、需要先３にて要求される熱量を有する製品ガスを出荷する。熱量調整部２６に対しては、ＬＰＧタンク２５に貯蔵されているＬＰＧ（ブタンやプロパン）が、ＬＰＧポンプ２５１を介して液体の状態で送出される。このＬＰＧが熱量調整部２６にて熱媒を利用して気化され、ＯＲＶ２３１側から送出された気化ガスと混合されて製品ガスとなる。熱量調整部２６で熱量調整された製品ガスは、需要先３に払い出される。
【００２３】
またＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンク２１内においては、外部からの入熱などによってＬＮＧの一部が気化し、ＢＯＧが発生する。ＬＮＧタンク２１内の圧力が過大になることを防止するため、ＬＮＧタンク２１にはＢＯＧを抜き出すためのガス圧縮部であるＢＯＧ圧縮機２４が接続されている。本例のＢＯＧ圧縮機２４は不図示の電動モータにより駆動される。
【００２４】
ＢＯＧ圧縮機２４は、例えば、図２のように３つの圧縮段を備える複数段式のＢＯＧ圧縮機であり、１２〜２２ｋＰａＧ程度（１段目の圧縮段の吸込側圧力）のＢＯＧを２〜７．５ＭＰａＧ程度（最終圧縮段の吐出側圧力）まで昇圧する。昇圧されたＢＯＧは、気化器（ＯＲＶ２３１またはＳＭＶ２３２）にて気化されたＬＮＧと合流し、熱量調整された後、製品ガスとして需要先３へ払い出される。
【００２５】
上述の構成を備えるＬＮＧ受入設備２においては、ＢＯＧ圧縮機２４を停止することにより、数メガワット程度の消費電力を削減することができる。ＢＯＧ圧縮機２４を停止しても、ＬＮＧポンプ２１１、２２への影響はなく、ＬＮＧの送液は継続することができる。また、ＯＲＶ２３１を停止することにより、数百キロワット程度の消費電力を削減することができる。ＯＲＶ２３１を停止した場合は、ＳＭＶ２３２を稼働すれば、ＬＮＧの気化を継続して実施することが可能である。  
これらの観点で、ＬＮＧ受入設備２はＤＲ取引に参加するにあたって、適用可能な設備構成を備えた需要家１３であると言える。
【００２６】
一方で、ＢＯＧ圧縮機２４を停止する期間が長時間に亘り、ＬＮＧタンク２１内の圧力が、運転圧力の上限値を超えると、例えばフレア（不図示）へ向けてＢＯＧが放出され、フレアにてガスが燃焼されるロスが生じる。さらにＬＮＧタンク２１内の圧力が上昇する場合には、安全弁（不図示）が作動し、余剰なＢＯＧが大気中へと放散される。
【００２７】
特にＬＮＧ受入設備２においては、ＬＮＧタンカー４からのＬＮＧの受け入れが、１カ月に１回〜数回程度行われる。この際にはＬＮＧタンク２１におけるＢＯＧの発生量が通常時の数倍、例えば４倍程度にまで増大する。このように大量のＢＯＧが発生する期間中はＢＯＧ圧縮機２４を停止することが困難な場合もある。  
そこで、ＢＯＧ圧縮機２４を停止した場合のＬＮＧタンク２１の内圧の変化を予測して、ＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間を特定すれば、ＬＮＧ受入設備２の安定稼働を妨げることなく、ＤＲの実施可否を判断することができる。
【００２８】
以下、ＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間の算出法の一例を説明する。
ＢＯＧ圧縮機２４の停止時刻（ＢＯＧ圧縮機２４内におけるＢＯＧの蓄圧開始時刻）をｔ１、ＢＯＧ圧縮機２４の再稼働時刻（ＢＯＧの蓄圧終了時刻）をｔ２としたとき、ＢＯＧ圧縮機２４の停止期間は（ｔ２−ｔ１）となる。  
ＬＮＧタンク２１からのＬＮＧ払い出し流量をＦ［ｍ３／ｈ］、時刻ｔ１におけるＬＮＧタンク２１内のＬＮＧの液位をＬ１［ｍ］としたとき、時刻ｔ２における液位Ｌ２［ｍ］は、下記式（数１）で表される（ＩＤ［ｍ］はＬＮＧタンク２１の内径である）。  
【数１】
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また、時刻ｔ１におけるＬＮＧタンク２１の気相容積をＶ１［ｍ３］としたとき、時刻ｔ２における気相容積Ｖ２［ｍ３］は下記式（数２）で表される。  
【数２】
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【００２９】
さらに、単位時間基準での、外気や地盤の凍結防止用のヒーター（不図示）など、外部からＬＮＧタンク２１への入熱量をＱｔａｎｋ［Ｊ／ｈ］、ＬＮＧポンプ２１１からの入熱量をＱｐｕｍｐ［Ｊ／ｈ］、その他設備からの入熱量をＱｅｔｃ［Ｊ／ｈ］としたとき、ＬＮＧタンク２１内における単位時間当たりのＢＯＧの発生量Ｗｂｏｇ［ｋｇ／ｈ］は下記式（数３）で表される（但し、λはＬＮＧの蒸発潜熱［Ｊ／ｋｇ］）。  
【数３】
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【００３０】
さらにまた、時刻ｔ１におけるＬＮＧタンク２１内の圧力をｐ１［ｋＰａＧ］、時刻ｔ２における圧力をｐ２［ｋＰａＧ］とし、各圧力におけるＢＯＧの密度を各々ρ１、ρ２[ｋｇ／ｍ３]とする。  
ＬＮＧタンク２１内の温度が一定であり、且つＬＮＧタンク２１からＢＯＧが抜き出されない場合、停止期間（ｔ２−ｔ１）中にＬＮＧタンク２１内で発生するＢＯＧ量と、ＬＮＧタンク２１の気相側の容積変化とに基づきマスバランスを取ると、下記式（数４）が得られる。  
【数４】
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そして、（数１、２）の関係から（数４）よりＶ１、Ｖ２を消去して整理すると、下記式（数５）が得られる。
【数５】
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【００３１】
ＬＮＧタンク２１は、液面計を備えているので、液面のｔ１、ｔ２の各時刻におけるＬＮＧタンク２１内のＬＮＧの液面高さの変化のみに基づいて、当該期間におけるＬＮＧタンク２１内の圧力変化を知ることができる。既述のようにＢＯＧの密度ρ１、ρ２は、各時刻の圧力ｐ１、ｐ２に応じて一意に決定されるので、（数５）を利用した停止期間の計算は、ＬＮＧタンク２１内の圧力変化に基づいて行われている。
【００３２】
そこで、時刻ｔ２におけるＬＮＧタンク２１の圧力ｐ２（その際のＢＯＧの密度ρ２）として、ＬＮＧタンク２１の運転圧力の上限値を設定することにより、ＢＯＧ圧縮機２４を停止した条件下で、ＬＮＧタンク２１内の圧力を運転圧力の上限値未満に維持するための停止可能期間（ｔ２−ｔ１）を特定することができる。なお、既述のように、当該停止可能期間中のＬＮＧの液位の変化（Ｌ２−Ｌ１）は（数１）より予測できる。  
本例のＬＮＧ受入設備２においては、上述のＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間の算出結果に基づいて、ＤＲの実施判断を行うことができる。
【００３３】
以下、図３を参照しながらＬＮＧ受入設備２にてＤＲを実施する際の具体的な内容について説明する。  
ＬＮＧ受入設備２は、通常の運転時においてはＬＮＧポンプ２１１、２２、ＯＲＶ２３１、ＢＯＧ圧縮機２４などを稼働させて、需要先３に対して要求された熱量及び流量にて製品ガスを出荷する（Ｐ１１）。このとき、上述の（数１〜５）を用いた停止可能期間の計算に必要な運転データ（Ｉ１２：払い出し流量ＦやＬＮＧタンク２１内のＬＮＧの液位Ｌ１、入熱量Ｑｔａｎｋを算出するための外気温や不図示のヒーターからの供給熱量など）を継続的に取得する。
【００３４】
さらにＬＮＧ受入設備２では、外気温の変化や、送配電事業者１１が発表する電力の需給予測などに基づいて、ＤＲの実施（消費電力の削減）依頼を受け取ることを予想して、消費電力削減の検討を開始することができる（検討開始工程）。  
この場合には、取得した運転データと、気温変化の予測（Ｑｔａｎｋの予測）などに基づき、（数３、５）の計算を行いＤＲの実施が予想される時刻からのＬＮＧタンク２１内の圧力変化を予測する（Ｐ１３）。そして、当該圧力変化に基づき、ＢＯＧ圧縮機２４の停止可能時間を算出しておく（Ｐ１４）。
【００３５】
上述の計算は、オペレータがコンピューターを用いてオフラインで実施してもよいし、ＤＣＳ（Distributed Control System）などのＬＮＧ受入設備２の運転管理システムを用いて自動的に算出してもよい。これらＬＮＧタンク２１内の圧力変化の予測や、ＢＯＧ圧縮機２４の停止可能時間の算出は、本例の停止可能期間算出工程に相当する。
さらに、気化器に関しては、現在稼働しているＯＲＶ２３１、ＳＭＶ２３２の台数や海水ポンプの電力消費を算出しておく（Ｐ２１）。
【００３６】
そして送配電事業者１１側にてＤＲの実施が必要になると判断されると、リソースアグリゲーター１２から消費電力の削減に係る事前の連絡がなされる（Ｉ０１）。なお、図３においてはリソースアグリゲーター１２の記載を省略してある。この連絡には、例えばＤＲの実施期間（削減期間）や要請された削減電力に係る情報が含まれている。
【００３７】
上記事前連絡を受け取ったら、ＤＲの実施期間と、先に計算した停止可能期間とを比較し、ＢＯＧ圧縮機２４の停止の可否を検討する（Ｐ１５：停止可否判断工程）。例えばＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間がＤＲの実施期間よりも長い場合に、当該ＤＲの実施が可能であると判断できる。  
そして、事前連絡の後、リソースアグリゲーター１２から消費電力の削減依頼（Ｉ０２）を受けたら、実際にＢＯＧ圧縮機２４を停止する判断を行い（Ｐ１６）、運転停止操作を実行する（Ｐ１７：ガス圧縮部停止工程）。
【００３８】
また、ＯＲＶ２３１、ＳＭＶ２３２の稼働状況（通常稼働時においてはＯＲＶ２３１の全数が稼働）の把握結果に基づき、さらに削減可能な電力を把握する（Ｐ２２）。そして、例えばさらに消費電力を削減可能な旨、リソースアグリゲーター１２との調整を行った後、消費電力の削減依頼（Ｉ０２）を受けたらＯＲＶ２３１からＳＭＶ２３２への気化器の切り替えを行う（Ｐ２３：気化器切替工程）。
【００３９】
一方で、事前通知を受けてＢＯＧ圧縮機２４の停止の可否を検討（Ｐ１５）した結果、例えばＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間がＤＲの実施期間よりも短いことが判明した場合には、リソースアグリゲーター１２からの依頼に見合う停止可能期間を確保することができないと判断される。
【００４０】
このとき、事前通知を受けてから、実際の消費電力削減依頼を受けるまでの時間に余裕がある場合には、ＬＮＧタンク２１内の圧力を低下させる運転調整を行ってもよい。運転調整の内容としては、製品ガスへのＢＯＧの混合割合を増加させて、ＬＮＧタンク２１からのＢＯＧの抜き出し量を増やすことや、需要先３に依頼して製品ガスの受け入れ量を増やしてもらい、ＬＮＧの送液量を増加させてＬＮＧの液位を低下させることなどを例示することができる。
【００４１】
そこで、停止可否検討の段階（Ｐ１５）で、ＢＯＧ圧縮機２４の停止が困難であると判断されたら、当該判断を行った際のＬＮＧタンク２１の圧力よりも低い目標圧力となるように、運転調整実施時の目標圧力を算出する（Ｐ３１：目標圧力設定工程）。目標圧圧力は、既述の手法により算出されるＢＯＧ圧縮機２４の停止可能時間が、ＤＲの実施期間よりも長くなる目標圧力に設定する。
【００４２】
しかる後、ＬＮＧタンク２１の内圧を目標圧力まで低下させる運転調整が実施可能と判断したら（Ｐ３２）、当該運転調整を行う（Ｐ３３：圧力低下工程）。そして、ＬＮＧタンク２１の内圧変化の予測（Ｐ１３）、ＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間の算出（Ｐ１４）を行い、停止可否検討を再実施する（Ｐ１５）。運転調整によって、ＬＮＧタンク２１の内圧が目標圧力に到達している場合は、ＢＯＧ圧縮機２４の停止が可能と判断できる状態となっているので、リソースアグリゲーター１２から消費電力の削減依頼（Ｉ０２）を受けたら、ＢＯＧ圧縮機２４を停止する判断を行い（Ｐ１６）、運転停止操作を実行する（Ｐ１７）。
【００４３】
一方で既述のように、ＢＯＧの発生量が通常時の数倍にもなる、ＬＮＧタンカー４からのＬＮＧ受け入れ期間と、ＤＲの実施期間が重なる場合には既述の運転調整を行ってもＢＯＧ圧縮機２４の停止を行うことができない可能性が高い。そこでこの場合には、ＢＯＧ圧縮機２４の停止可否の検討を省略して、ＢＯＧ圧縮機２４の稼働を継続することを優先する判断を行ってもよい（継続判断工程）。  
なお、ＤＲの実施依頼が出される可能性の小さい、土曜日や日曜日、祝日にＬＮＧの受け入れが行われるように、ＬＮＧタンカー４の配船スケジュールを調整することにより、ＬＮＧの受け入れ期間とＤＲの実施期間の重複を避けてもよい。
【００４４】
本実施の形態に係るＬＮＧ受入設備２の運転方法によれば、以下の効果がある。ＬＮＧタンク２１からＢＯＧを抜き出すＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間を算出し、その結果に基づいてＢＯＧ圧縮機２４の停止可否を判断するので、ＬＮＧ受入設備２の安定稼働を妨げることなく、ＤＲを実施することができる。
【００４５】
ここで、図３を用いて説明した例では、ＤＲの実施を予想して、ＬＮＧタンク２１の内圧変化の予測（Ｐ１３）、ＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間の算出（Ｐ１４）を予め実施し、ＤＲ実施の事前連絡を受けて、ＢＯＧ圧縮機２４の停止の可否を検討する例を示している。  
但し、この検討順序は、適宜、変更してもよい。例えば消費電力の削減依頼（Ｉ０２）を受けてからこれを実行する（ＢＯＧ圧縮機２４を停止）までに十分な時間がある場合には、当該削減依頼を受けてから、ＬＮＧタンク２１の内圧変化の予測、及びＢＯＧ圧縮機２４の停止可能期間の算出（Ｐ１３、１４：停止可能期間算出工程）、停止の可否の検討（Ｐ１５：停止可否判断工程）を行ってもよい。
【符号の説明】
【００４６】
１１        送配電事業者
１２        リソースアグリゲーター
１３        需要家
２          ＬＮＧ受入設備
２１        ＬＮＧタンク
２１１、２２ＬＮＧポンプ
２３１      オープンラック気化器（ＯＲＶ）
２３２      サブマージドコンバスション式気化器（ＳＭＶ）
２４        ＢＯＧ圧縮機
３          需要先
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【国際調査報告】
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