(57)【要約】【課題】ＢＯＧを有効活用すると共に、発電所の安定運転を可能とした発電プラントを提供する。【解決手段】タンカー１から供給されたＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンク６と、ＬＮＧタンク６内に発生したＢＯＧ５をＢＯＧコンプレッサ９に移送する移送菅８と、ＬＮＧタンク６内に発生したＢＯＧ５を加圧して搬送するＢＯＧコンプレッサ９と、加圧ガス２０を移送する加圧ガス管１２と、加圧ガス２０を燃焼して高圧蒸気２１を生成するボイラ１３と、高圧蒸気２１を移送する高圧蒸気管１４と、高圧蒸気２１の圧力により発電機１６を回転するタービン１５と、タービン１５により回転されて発電する発電機１６と、ＬＮＧタンク７の配管を冷却開始した旨を報知するクールダウン情報１１とＢＯＧコンプレッサ９による負荷状況を検知する負荷状況情報１０とにより発電機１６の運転モード情報１９を設定する中央制御室（制御手段）１８と、を備えて構成されている。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＬＮＧを貯蔵タンクに貯蔵する際に発生するＢＯＧを発電に利用する発電プラントであって、
前記貯蔵タンクの配管を冷却開始した旨を報知するクールダウン報知手段と、前記貯蔵タンク内に発生した前記ＢＯＧを加圧して搬送するＢＯＧ加圧手段と、該ＢＯＧ加圧手段による負荷状況を検知する負荷状況検知手段と、前記クールダウン報知手段及び負荷状況検知手段からの情報に基づいて発電機の運転モードを設定する制御手段と、を備え、
前記制御手段は、前記クールダウン報知手段から前記配管の冷却を開始した旨の情報を受信すると、前記負荷状況検知手段により検知した負荷状況に応じた運転モードを設定して前記発電機を制御することを特徴とする発電プラント。
【請求項２】
前記運転モードは、前記ＢＯＧの発生カロリーに応じて前記発電機を運転する第１の運転モードと、前記発電機の各負荷帯域に応じて運転形態を変更する第２の運転モードと、前記発電機を備えた発電所の如何なる出力にも対応する給電指令モードと、を有することを特徴とする請求項１に記載の発電プラント。
【請求項３】
前記第２の運転モードにおける前記運転形態は、前記発電機が発生する電力周波数に対応させずに該発電機の出力を優先するロードリミット運転と、前記発電機が発生する電力周波数が変動した場合に前記発電機の出力を可変とするガバナ運転と、を有し、該運転形態は発電所及び給電指令所で夫々個別の基準に基づいて実施されることを特徴とする請求項２に記載の発電プラント。
【請求項４】
前記第１の運転モードでは、前記発電所においては前記ロードリミット運転のみに対応し、前記給電指令所においては何れの運転にも対応しないことを特徴とする請求項２又は３に記載の発電プラント。
【請求項５】
前記第２の運転モードでは、前記発電所及び給電指令所において、前記発電機の各負荷帯域に応じて前記運転形態の全てに対応することを特徴とする請求項２又は３に記載の発電プラント。
【請求項６】
前記給電指令モードから前記第１の運転モードに移行する条件は、前記クールダウン報知手段から前記配管の冷却を開始した情報を受信した時点であることを特徴とする請求項２又は３に記載の発電プラント。
【請求項７】
前記第１の運転モードから前記第２の運転モードに移行する条件は、前記負荷状況検知手段により検知した負荷状況が高レベルでの変動範囲から中レベルの変動範囲内に収斂した時点以降であることを特徴とする請求項２又は３に記載の発電プラント。
【請求項８】
前記第２の運転モードから前記給電指令モードに移行する条件は、前記負荷状況検知手段により検知した負荷状況が中レベルでの変動範囲内から低レベルの変動範囲内に収斂した時点以降か、或いは前記ＬＮＧ受け入れ完了から所定時間が経過した時点であることを特徴とする請求項２又は３に記載の発電プラント。
【請求項９】
ＬＮＧを貯蔵タンクに貯蔵する際に発生するＢＯＧを発電に利用する発電プラントの発電方法であって、
前記貯蔵タンクの配管を冷却開始した情報を受信すると、前記貯蔵タンク内に発生した前記ＢＯＧを加圧し、該加圧に応じた運転モードを設定して発電機を制御することを特徴とする発電プラントの発電方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電プラント及び発電プラントの発電方法に関し、さらに詳しくは、ＬＮＧ貯蔵時に発生するＢＯＧを利用して発電所の安定運転を可能とする発電技術に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
ＬＮＧを燃料としてガスタービンを駆動したり、或いはＬＮＧをボイラで燃焼させて蒸気タービンを駆動して発電を行うＬＮＧ発電所においては、ＬＮＧタンカーによって輸送され、大型のＬＮＧタンクに液体の状態で貯蔵されているＬＮＧを利用している。このＬＮＧタンクに新たにＬＮＧを供給すると、ＬＮＧタンク内には気化したＬＮＧ、即ちボイル  オフ  ガス（以下「ＢＯＧ」と呼ぶ）が多量に発生する。この多量に発生したＢＯＧは発電のエネルギーとして使用するため、ＢＯＧ圧縮機によって加圧し発電設備に供給している。
このとき一基のＬＮＧタンクしか有していない発電所では、ＢＯＧを大気放出せず、発電のエネルギーとして有効利用するため、発電を停止することができないので、ＬＮＧ供給時でもＬＮＧタンクから発生するＢＯＧをＢＯＧ圧縮機に供給して発電を継続している。しかし、ＬＮＧ供給時にはこのＢＯＧの発生量にむらが大きくなるため、発電設備を安定して運転することができないといった問題があった。
【０００３】
また、従来技術として、特許文献１には、ＬＮＧタンク内のＬＮＧをポンプを介して導入する再液化装置、再液化装置からのＬＮＧを導入し発電所に搬送する高圧気化器、ＬＮＧタンク内で気化したＢＯＧガスを再液化装置に導くＢＯＧガス供給装置、再液化装置にはＬＮＧとＢＯＧとを熱交換しＢＯＧを液化する熱交換器を備え、液化したＢＯＧをポンプの入り口側に供給するポンプとを備えることにより、発電所用ＬＮＧの管理装置を構成した発電所用ＬＮＧの管理方法について開示されている。
【特許文献１】特開平１０−２５２９９６号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかし、特許文献１に開示されている従来技術は、ＬＮＧタンク内のＬＮＧをポンプを介して導入する再液化装置と、その他に高圧気化器、ＢＯＧガス供給装置、及び熱交換器等が必要となり、設備に多大なコストが掛かるといった問題がある。
本発明は、かかる課題に鑑みてなされたものであり、既存の発電設備を使用して、ＬＮＧ供給時に発生するＢＯＧの発生総量に対応した発電機の運転モードを設定することにより、ＢＯＧを有効活用すると共に、発電所の安定運転を可能とした発電プラントを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００５】
本発明はかかる課題を解決するために、請求項１は、ＬＮＧを貯蔵タンクに貯蔵する際に発生するＢＯＧを発電に利用する発電プラントであって、前記貯蔵タンクの配管を冷却開始した旨を報知するクールダウン報知手段と、前記貯蔵タンク内に発生した前記ＢＯＧを加圧して搬送するＢＯＧ加圧手段と、該ＢＯＧ加圧手段による負荷状況を検知する負荷状況検知手段と、前記クールダウン報知手段及び負荷状況検知手段からの情報に基づいて発電機の運転モードを設定する制御手段と、を備え、前記制御手段は、前記クールダウン報知手段から前記配管の冷却を開始した旨の情報を受信すると、前記負荷状況検知手段により検知した負荷状況に応じた運転モードを設定して前記発電機を制御することを特徴とする。
【０００６】
貯蔵タンク内にＬＮＧを供給するときには、ＬＮＧが気化したＢＯＧ（気化したＬＮＧガス、即ち、ボイルオフガス）が多量に発生する。この多量に発生したＢＯＧを発電のエネルギー源として使用するため、ＢＯＧ圧縮機によって加圧し発電設備に供給している。このとき貯蔵タンクが１基しかない場合には、ＬＮＧ供給時でもＬＮＧタンクから発生するＢＯＧをＢＯＧ圧縮機に供給して発電を継続しなければならない。しかし、ＬＮＧ供給中はＢＯＧのカロリーや濃度が変動するため、発電機に供給されるエネルギーもそれに伴って変動してしまい、安定的な運転を行うことができなかった。そこで本発明では、ＬＮＧ供給時のＢＯＧ発生総量の変動を許容して、逆にＢＯＧの発生量に発電機の運転形態を合わせるようにして、ＢＯＧの発生量に応じた運転モードを設定してＢＯＧを有効に活用するものである。これにより、ＬＮＧ供給時に発生するＢＯＧ発生量の変動を運転モードを変更することにより吸収し、発電所の安定運転を可能とするものである。
【０００７】
請求項２は、前記運転モードは、前記ＢＯＧの発生カロリーに応じて前記発電機を運転する第１の運転モードと、前記発電機の各負荷帯域に応じて運転形態を変更する第２の運転モードと、前記発電機を備えた発電所の如何なる出力にも対応する給電指令モードと、を有することを特徴とする。
ＬＮＧ供給時はＢＯＧの発生量が変動する。また、この変動量は一定ではなく時間と共に所定の範囲で変動する。そこで本発明では、ＬＮＧ供給開始時の大きく変動するときは、その変動量に応じて発電機を運転する第１の運転モードと、ＬＮＧの供給が終了してＢＯＧ発生量が減少したときに、発電機の各負荷帯域に応じて運転形態を変更する第２の運転モードと、ＢＯＧの発生量が少なくなったときに、発電所の如何なる出力にも対応する給電指令モードと、を有するものである。これにより、発電機の動作をＢＯＧの発生量に応じて的確に対応することができる。
【０００８】
請求項３は、前記第２の運転モードにおける前記運転形態は、前記発電機が発生する電力周波数に対応させずに該発電機の出力を優先するロードリミット運転と、前記発電機が発生する電力周波数が変動した場合に前記発電機の出力を可変とするガバナ運転と、を有し、該運転形態は発電所及び給電指令所で夫々個別の基準に基づいて実施されることを特徴とする。
発電機は一定の回転数で回転することにより一定の周波数の交流電力を発生することができる。しかし、ＢＯＧ発生量が多く、ＢＯＧのカロリーや流量の変動が大きい場合、電力周波数変動に対応できない場合があるため、そのような場合は、発電機の出力を優先したロードリミット運転とする。また、ある程度ＢＯＧ発生量が減少した場合は、発電機の周波数を一定にして発電するために、周波数の変動を検知して発電機の出力を可変するガバナ運転とする。そして、これらの運転形態が発電所及び給電指令所で夫々個別の基準に基づいて実施するものである。これにより、発電所及び給電指令所ごとに最適な運転モードを選択することができる。
【０００９】
請求項４は、前記第１の運転モードでは、前記発電所においては前記ロードリミット運転のみに対応し、前記給電指令所においては何れの運転にも対応しないことを特徴とする。
第１の運転モードはＢＯＧ発生量が最も大きな場合に運転するモードである。従って、そのとき発電所では、周波数に対応しないロードリミット運転を行い、給電指令所では、何れの運転にも対応しないものである。これにより、ＢＯＧの発生量が大きくなっても有効に発電エネルギーを利用することができる。
【００１０】
請求項５は、前記第２の運転モードでは、前記発電所及び給電指令所において、前記発電機の各負荷帯域に応じて前記運転形態の全てに対応することを特徴とする。
ＢＯＧ発生量が少なくなると、ＢＯＧ加圧手段の負荷も減少する。従って、この様なときは、発電機の負荷が所定の範囲で変動するので、この変動範囲に応じてどの運転形態にするかを発電所及び給電指令所において決めるものである。これにより、発電所及び給電指令所で最適な運転形態を夫々選択することができる。
【００１１】
請求項６は、前記給電指令モードから前記第１の運転モードに移行する条件は、前記クールダウン報知手段から前記配管の冷却を開始した情報を受信した時点であることを特徴とする。
貯蔵タンクはタンカーが停泊する場所の近くに設置されているので、貯蔵タンクと発電所間の距離はかなり離れているのが通例である。また、ＬＮＧをタンカーから供給するときは、貯蔵タンクの配管を冷却する必要がある。従って、給電指令モードから第１の運転モードに移行するタイミングは、タンカーから貯蔵タンクにＬＮＧが到達したときが最適であるが、この冷却を開始した情報を受信したときとしても大きな不都合は無い。これにより、新たに貯蔵タンクにＬＮＧが到達したセンサを必要とせず、容易に第１の運転モードに移行することができる。
【００１２】
請求項７は、前記第１の運転モードから前記第２の運転モードに移行する条件は、前記負荷状況検知手段により検知した負荷状況が高レベルでの変動範囲から中レベルの変動範囲内に収斂した時点以降であることを特徴とする。
第１の運転モードは負荷状況が高レベルで所定範囲で変動する。その負荷状況はやがて低下して中レベルとなり所定範囲で変動する。従って、第１の運転モードから第２の運転モードに移行するタイミングは、この中レベルで安定した時点から高レベルに戻る可能性が低いと思われる時間が経過した時点である。これにより、確実に第１の運転モードから第２の運転モードに移行することができる。
【００１３】
請求項８は、前記第２の運転モードから前記給電指令モードに移行する条件は、前記負荷状況検知手段により検知した負荷状況が中レベルでの変動範囲内から低レベルの変動範囲内に収斂した時点以降か、或いは前記ＬＮＧ受け入れ完了から所定時間が経過した時点であることを特徴とする。
第２の運転モードは負荷状況が中レベルで所定範囲で変動する。その負荷状況はやがて低下して低レベルとなり所定範囲で変動する。従って、第２の運転モードから給電指令モードに移行するタイミングは、この低レベルで安定した時点から中レベルに戻る可能性が低いと思われる時間が経過した時点である。これにより、確実に第２の運転モードから給電指令モードに移行することができる。
【００１４】
請求項９は、ＬＮＧを貯蔵タンクに貯蔵する際に発生するＢＯＧを発電に利用する発電プラントの発電方法であって、前記貯蔵タンクの配管を冷却開始した情報を受信すると、前記貯蔵タンク内に発生した前記ＢＯＧを加圧し、該加圧に応じた運転モードを設定して発電機を制御することを特徴とする。
本発明は請求項１と同様の作用効果を奏する。
【発明の効果】
【００１５】
本発明によれば、ＬＮＧを貯蔵タンクに貯蔵する際に発生するＢＯＧを発電に利用する発電プラントであって、貯蔵タンクの配管を冷却開始した旨を報知するクールダウン報知手段と、貯蔵タンク内に発生したＢＯＧを加圧して搬送するＢＯＧ加圧手段と、ＢＯＧ加圧手段による負荷状況を検知する負荷状況検知手段と、クールダウン報知手段及び負荷状況検知手段からの情報に基づいて発電機の運転モードを設定する制御手段と、を備え、制御手段は、クールダウン報知手段から配管の冷却を開始した情報を受信すると、負荷状況検知手段により検知した負荷状況に応じた運転モードを設定して発電機を制御するので、ＬＮＧ供給時に発生するＢＯＧ発生量の変動を運転モードを変更することにより緩和、吸収し、発電所の安定運転を行うことができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１６】
以下、本発明を図に示した実施形態を用いて詳細に説明する。但し、この実施形態に記載される構成要素、種類、組み合わせ、形状、その相対配置などは特定的な記載がない限り、この発明の範囲をそれのみに限定する主旨ではなく単なる説明例に過ぎない。
【００１７】
図１は本発明の実施形態に係る発電プラントの概略構成図である。尚、この構成図では本発明を説明するために必要な最小限の構成のみ記載し他は省略している。この発電プラント１００は、タンカー１から供給されたＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンク（貯蔵タンク）７と、ＬＮＧタンク７内に発生したＢＯＧ５をＢＯＧコンプレッサ９に移送する移送管８と、ＬＮＧタンク７内に発生したＢＯＧ５を加圧して搬送するＢＯＧコンプレッサ（ＢＯＧ加圧手段）９と、加圧ガス２０を移送する加圧ガス管１２と、加圧ガス２０を燃焼して高圧蒸気２１を生成するボイラ１３と、高圧蒸気２１を移送する高圧蒸気管１４と、高圧蒸気２１の圧力により発電機１６を回転するタービン１５と、タービン１５により回転されて発電する発電機１６と、ＬＮＧタンク７の配管を冷却開始した旨を報知するクールダウン情報（クールダウン報知手段）１１とＢＯＧコンプレッサ９による負荷状況を検知する負荷状況情報（負荷状況検知手段）１０とにより発電機１６の運転モード情報１９を設定する中央制御室（制御手段）１８と、を備えて構成されている。尚、タンク２内にＬＮＧを貯蔵したタンカー１と、タンク２内のＬＮＧを搬送する受入管４によりＬＮＧ６がＬＮＧタンク７に貯蔵される。また、この発電プラント１００を構成するボイラ１３は、図示はしないが、ＬＮＧを気化してガス化するＬＮＧ気化器から供給されるＬＮＧガスを燃焼して高圧蒸気を発生している。
そして中央制御室１８は、ＬＮＧタンク７から配管の冷却を開始したクールダウン情報１１を受信すると、ＢＯＧコンプレッサ９により検知した負荷状況情報１０に応じた運転モード情報１９を設定して発電機１６を制御するものである。
【００１８】
次に本発明の実施形態に係る発電プラント１００の動作について説明する。尚、本実施形態では、ＬＮＧタンク７が１基のみで、ＬＮＧ６をタンカー１から受け入れ中も発電機１６の運転を継続するものとする。タンカー１により運搬された液体のＬＮＧ６は、港に到着すると受入管４を介してＬＮＧタンク７に液体ＬＮＧ６を貯蔵する。このとき、受入管４を冷却する必要があるが、ＬＮＧタンク７に供給したときには、内部で気化してＢＯＧ５を多量に発生する。しかし、発生したＢＯＧ５は濃度や発生量が一定でなく不安定であるため、従来からＢＯＧを再気化して液体ＬＮＧに戻していた。本実施形態では、ＬＮＧタンク７で発生したＢＯＧ５を発電に利用するために、中央制御室１８は、クールダウン情報１１を受信すると、ＬＮＧタンク７へのＬＮＧ６の受け入れが開始されたと判断して、ＢＯＧコンプレッサ９の負荷状況を負荷状況情報１０により検知する。ＬＮＧタンク７にＬＮＧ６が受け入れられた当初は、ＢＯＧ５の発生量や濃度が一定でなく大きく変動する。この状態はＢＯＧコンプレッサ９の負荷状況情報１０により把握することができる。中央制御室１８は、この負荷状態に応じて後述するような発電機１６の運転モード情報１９を設定して発電機１６をその運転モードになるように制御する。その後、ＬＮＧ６の受け入れが終了すると、ＢＯＧ５の発生量も少なくなり、本来の運転モードに戻って運転を継続する。このように、本実施形態では、ＢＯＧ５の発生量が変動することを容認しつつ、その変動に応じて発電機１６の運転モードを設定して発電を継続する方法である。
【００１９】
即ち、ＬＮＧタンク７内にＬＮＧ６を供給するときには、ＬＮＧ６が気化したＢＯＧ５が多量に発生する。このときＬＮＧタンク７が１基しかない場合は、発電機１６を停止することができないので、同じＬＮＧタンク７内のＢＯＧ５を発電機１６を駆動するエネルギーとして使用する。しかし、ＬＮＧ供給中はＢＯＧ５のカロリーや濃度が変動するため、発電機１６に供給されるエナルギーもそれに伴って変動してしまい、安定的な運転を行うことができなかった。そこで本実施形態では、ＬＮＧ６供給時のＢＯＧ５発生量の変動を許容して、逆にＢＯＧ５の発生量に発電機１６の運転形態を合わせるようにして、ＢＯＧ５の発生量に応じた運転モード情報１９を設定してＢＯＧ５を有効に活用するものである。これにより、ＬＮＧ６供給時に発生するＢＯＧ５発生量の変動を運転モード情報１９を変更することにより吸収し、発電所の安定運転を可能とするものである。
【００２０】
図２はＢＯＧ発生総量が時間と共にどのように変化するかを示す図である。縦軸にＢＯＧ発生総量、横軸に時間を表す。この図から分かるとおり、給電指令中にＬＮＧを受け入れると、時間ｔ１においてＢＯＧ発生総量がピークとなる。その状態はＬＮＧの受け入れが終了する時間ｔ２まで継続する。その後、時間ｔ２から徐々にＢＯＧ発生総量は減少し、時間ｔ３を経て、時間ｔ４から元の給電指令のレベルに戻る。このように、ＬＮＧ受け入れ時は大きく発生総量の変動があり、受け入れが終了したｔ２以降から徐々に発生量が減少しているのが分かる。本実施形態では、以後の説明においては、時間ｔ１まで或いは時間ｔ４以降のＢＯＧ発生総量が少ない領域を給電指令モード、時間ｔ１から時間ｔ３のＬＮＧ受け入れ時の最もＢＯＧ発生総量が大きい領域をモード１、時間ｔ３から時間ｔ４の徐々に減少する領域をモード２と呼ぶ。
即ち、ＬＮＧ６供給時はＢＯＧ５の発生量が大幅に増加する（時間ｔ１の時点）。また、この発生量は一定ではなく時間と共に変動する。そこで本実施形態では、ＬＮＧ供給開始時（ｔ１）の発生量が大幅に増加するときは、その発生量に応じて発電機を運転するモード１と、ＬＮＧ６の供給が終了してＢＯＧ５の発生量が減少したときに、発電機１６の各負荷帯域に応じて運転形態を変更するモード２と、ＢＯＧの発生量が少なくなったときに、発電機を備えた発電所の如何なる出力にも対応する給電指令モードと、を有するものである。これにより、発電機１６の動作をＢＯＧ５の発生量に応じて的確に対応することができる。
【００２１】
図３は本発明の実施例に係る運転モードの一覧を示す図である。この図では、発電所と給電指令所における運転形態ごとの運転モードを表している。尚、運転形態は、発電機が発生する電力周波数に対応せず発電機の出力を優先するロードリミット運転（以下、ＬＬ運転と呼ぶ）と、発電機が発生する電力周波数が変動した場合に発電機の出力を可変とするガバナ運転（以下、Ｇｏｖ運転と呼ぶ）がある。
これによると、例えば、モード１では、例えば発電所指令下で出力が１４０〜３４０ＭＷのＬＬ運転のみに対応し、何れの給電指令にも対応しない。即ち、モード１はＢＯＧ発生量が最も大きな場合に運転するモードである。従って、そのとき発電所では、周波数に対応しないＬＬ運転を行い、給電指令所では、何れの運転にも対応しないものである。これにより、ＢＯＧの発生量が大きくなっても有効に発電エネルギーを利用することができる。
【００２２】
また、モード２では、発電所指令下又は給電指令下で、発電機の各負荷帯域に応じて運転形態の全てに対応するものである。例えば、発電所指令下で、出力が１０５〜３４０ＭＷのＬＬ運転又は出力が１４０〜３３０ＭＷのＧｏｖ運転を行なうことが可能である。また、給電指令下では、出力が１２０〜３３０ＭＷ時はＬＬ運転又は出力が１４０〜３３０ＭＷのＧｏｖ運転を行なうことが可能である。
即ち、ＢＯＧ発生量が少なくなると、ＢＯＧコンプレッサ９の負荷も減少する。従って、この様なときは、発電機１６の負荷が所定の範囲で変動するので、この変動範囲に応じてどの運転形態にするかを発電所及び給電指令所において決めるものである。これにより、発電所及び給電指令所で最適な運転形態を夫々選択することができる。
また、給電指令モードでは、発電機を備えた発電所の如何なる出力にも対応するものである。
【００２３】
図４はＢＯＧコンプレッサの負荷と運転モードとの関係を表す図である。図４から分かるとおり、給電指令モードからモード１に移行する条件は、クールダウン情報１１から配管の冷却を開始した旨を受信した時点ａである。即ち、ＬＮＧタンク７はタンカー１が停泊する場所の近くに設置されているので、ＬＮＧタンク７と発電所間の距離はかなり離れているのが通例である。また、ＬＮＧ６をタンカー１から供給するときは、ＬＮＧタンク７の配管を冷却する必要がある。従って、給電指令モードからモード１に移行するタイミングは、タンカー１からＬＮＧタンク７にＬＮＧ６が到達したときが最適であるが、この冷却を開始した情報を受信したときとしても大きな不都合は無い。これにより、新たにＬＮＧタンク７にＬＮＧ６が到達したセンサを必要とせず、容易にモード１に移行することができる。モード１では、ＢＯＧコンプレッサ９の負荷が１００〜７５％の範囲で変動している様子を表している。
【００２４】
次に、モード１からモード２に移行する条件は、ＢＯＧコンプレッサ９により検知した負荷状況が高レベルでの変動範囲（１００〜７５％）から中レベルの変動範囲内（７５〜５０％）に収斂した時点以降（ｂ点）である。即ち、モード１は負荷状況が高レベルで１００〜７５％で変動する。その負荷状況はやがて低下して中レベルとなり７５〜５０％で変動する。従って、モード１からモード２に移行するタイミングは、この７５〜５０％で安定した時点から１００％に戻る可能性が低いと思われる時間が経過した時点ｂである。これにより、確実にモード１からモード２に移行することができる。
次に、モード２から給電指令モードに移行する条件は、ＢＯＧコンプレッサ９により検知した負荷状況が中レベルでの変動範囲内（７５〜５０％）から低レベルの変動範囲内（５０〜２５％）に収斂した時点以降（ｃ点）か、或いはＬＮＧ受け入れ完了（ｄ点）から９６時間が経過した時点（ｃ点）である。即ち、モード２は負荷状況が中レベルの５０〜２５％で変動する。その負荷状況はやがて低下して低レベルとなり５０〜２５％で変動する。従って、モード２から給電指令モードに移行するタイミングは、この５０〜２５％で安定した時点から７５％に戻る可能性が低いと思われる時間が経過した時点ｃである。これにより、確実にモード２から給電指令モードに移行することができる。
【００２５】
図５は運転モード切替判断を一覧にした図である。即ち、切り替えタイミングが給電指令モードからモード１の場合の判断材料は、ＬＮＧ基地配管クールダウン開始であり、判断箇所は発電所オペレータである。また、切り替えタイミングがモード１からモード２の場合の判断材料は、ＢＯＧコンプレッサ９の負荷が７５〜５０％の繰り返しとなり、１００％に戻る可能性が低い場合であり、判断箇所は発電所オペレータである。また、切り替えタイミングがモード２から給電指令モードの場合の判断材料は、ＢＯＧコンプレッサ９の負荷が５０〜２５％の繰り返しとなり、７５％に戻る可能性が低い場合、もしくはＬＮＧ受け入れから９６時間が経過した場合であり、判断箇所は発電所オペレータである。
【００２６】
図６は運転モード切替の動作を示すフローチャートである。まず、運転モードを給電指令モードとする（Ｓ１）。中央制御室１８はクールダウン情報１１によりＬＮＧ基地の配管がクールダウンした旨を検知すると（Ｓ２でＹＥＳ）、運転モード情報１９をモード１にする（Ｓ３）。つぎに中央制御室１８は負荷状況情報１０によりＢＯＧコンプレッサ９の負荷が７５〜５０％の繰り返しとなり、１００％に戻る可能性が低いと判断すると（Ｓ４でＹＥＳ）、運転モード情報１９をモード２にする（Ｓ５）。次に中央制御室１８は負荷状況情報１０により５０〜２５％の繰り返しとなり、７５％に戻る可能性が低い場合、もしくはＬＮＧ受け入れから９６時間が経過したことを判断すると（Ｓ６でＹＥＳ）、運転モード情報１９を給電指令モードにする（Ｓ７）。
【図面の簡単な説明】
【００２７】
【図１】本発明の実施形態に係る発電プラントの概略構成図である。
【図２】ＢＯＧ発生総量が時間と共にどのように変化するかを示す図である。
【図３】本発明の実施例に係る運転モードの一覧を示す図である。
【図４】ＢＯＧコンプレッサの負荷と運転モードとの関係を表す図である。
【図５】運転モード切替判断を一覧にした図である。
【図６】運転モード切替の動作を示すフローチャートである。
【符号の説明】
【００２８】
１  タンカー、２  タンク、４  受入管、５  ＢＯＧ、６  ＬＮＧ、７  ＬＮＧタンク、８  移送菅、９  ＢＯＧコンプレッサ、１０  負荷状況情報、１１  クールダウン情報、１２  加圧ガス管、１３  ボイラ、１４  高圧蒸気管、１５  タービン、１６  発電機、１７  鉄塔、１８  中央制御室、１９  運転モード情報
【図１】
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【図２】
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【図３】
2008291817.tif 000005
【図４】
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【図５】
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【図６】
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