JP2006283596A - Device and method for supplying heat of decomposition of gas hydrate in electric power plant - Google Patents

Device and method for supplying heat of decomposition of gas hydrate in electric power plant Download PDF

Info

Publication number
JP2006283596A
JP2006283596A JP2005101652A JP2005101652A JP2006283596A JP 2006283596 A JP2006283596 A JP 2006283596A JP 2005101652 A JP2005101652 A JP 2005101652A JP 2005101652 A JP2005101652 A JP 2005101652A JP 2006283596 A JP2006283596 A JP 2006283596A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power plant
gas
gas hydrate
hot water
gasification tank
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2005101652A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP4684709B2 (en
Inventor
Koji Narukawa
公史 成川
Takeshi Suzuki
鈴木　　剛
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Chubu Electric Power Co Inc
Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Original Assignee
Chubu Electric Power Co Inc
Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Chubu Electric Power Co Inc, Mitsui Engineering and Shipbuilding Co Ltd filed Critical Chubu Electric Power Co Inc
Priority to JP2005101652A priority Critical patent/JP4684709B2/en
Publication of JP2006283596A publication Critical patent/JP2006283596A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP4684709B2 publication Critical patent/JP4684709B2/en
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]

Landscapes

  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To supply a method for supplying heat of decomposition of gas hydrate stably providing heat source necessary for decomposition of NGH. <P>SOLUTION: In the electrical power plant using liquefied natural gas as main fuel or secondary fuel, a process for circulating circulation water w for thermal decomposition of gas hydrate is circulated between the gasification tank 30 installed in the electric power plant and a hot water generator 31 recovering heat from exhaust gas of the electric power plant, and a process for thermally decomposing gas hydrate p in the gasification tank 30 with using the circulation water w are included, and natural gas g in a gasification tank 30 provided by thermal decomposition of gas hydrate is complementarily supplied to the electric power plant. <P>COPYRIGHT: (C)2007,JPO&amp;INPIT

Description

本発明は、発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法及び装置、より詳しくは、天然ガスを主たる燃料とするガスタービン複合発電所、あるいは石炭と少量の天然ガスとの混合燃料を燃料とする石炭火力発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法及び装置に関するものである。   The present invention relates to a gas hydrate decomposition heat supply method and apparatus in a power plant, and more specifically, a gas turbine combined power plant using natural gas as a main fuel, or coal using a mixed fuel of coal and a small amount of natural gas as fuel. The present invention relates to a gas hydrate decomposition heat supply method and apparatus in a thermal power plant.

昨今、液化天然ガス（以下、ＬＮＧという。）を燃料源とするガスタービン複合発電所（ＧＴＣＣ）が稼働しているが、将来、ＬＮＧの停滞が余儀なくされる状況が考えられる。現に、ＬＮＧ生産国の間でＬＮＧの輸出を制限するような言動などがあることがＴＶや新聞などの報道機関によって報道されている。   Recently, a gas turbine combined power plant (GTCC) using liquefied natural gas (hereinafter referred to as LNG) as a fuel source is in operation, but it is conceivable that the LNG will stagnate in the future. In fact, news agencies such as TV and newspapers report that there are behaviors that restrict LNG exports among LNG producing countries.

また、ＬＮＧを燃料源とする既存のガスタービン複合発電所に隣接する場所に新規にガスタービン複合発電所を建設することが考えられる。その場合、新設するガスタービン複合発電所の燃料としては、値段の高価なＬＮＧに頼らず、新しい燃料として、昨今、注目されている天然ガスハイドレート（以下、ＮＧＨという。）を導入することが考えられる。すなわち、ＬＮＧの補完的燃料としてＮＧＨを使用することが考えられる。   It is also conceivable to construct a new gas turbine combined power plant at a location adjacent to an existing gas turbine combined power plant that uses LNG as a fuel source. In that case, as a fuel for the newly installed gas turbine combined power plant, it is possible to introduce natural gas hydrate (hereinafter referred to as NGH) which has recently been attracting attention as a new fuel, without relying on expensive LNG. Conceivable. That is, it is conceivable to use NGH as a complementary fuel for LNG.

ＮＧＨを、ＬＮＧの補完的燃料として使用する場合、海外のガス田から天然ガスの水和物として輸入されるＮＧＨをＮＧＨ輸入基地において、再度、天然ガスに変換する必要がある。ＮＧＨ輸入基地において、ＮＧＨを天然ガスと水（母液）とに分解する際には、ＮＧＨを加熱する必要がある。   When NGH is used as a complementary fuel for LNG, it is necessary to convert NGH imported from overseas gas fields as natural gas hydrate to natural gas again at the NGH import terminal. When NGH is decomposed into natural gas and water (mother liquor) at an NGH import base, it is necessary to heat the NGH.

ＮＧＨを加熱する場合、一般に、熱源として海水を使用するが、海水は、夏場と冬場において水温が異なる。すなわち、地域差もあるが、海水温は、夏場で約３０℃前後、冬場で約１０℃前後であり、その温度差が約２０℃もあることから、海水は、年間を通して安定した熱源になり難いという問題がある。   When NGH is heated, seawater is generally used as a heat source, but the temperature of seawater differs between summer and winter. In other words, although there are regional differences, the seawater temperature is about 30 ° C in summer and about 10 ° C in winter, and the temperature difference is about 20 ° C, so seawater becomes a stable heat source throughout the year. There is a problem that it is difficult.

一方、ＮＧＨを分解する時、０℃以上の熱源が必要である。然るに、冬場の海水温は、上記のように、約１０℃であり、ＮＧＨとの温度差が小さいことから、ＮＨＧのガス化熱源として不適当である。ＮＧＨの温度は、製造あるいは輸送条件にもよるが、例えば、−２０℃程度と言われている。   On the other hand, when decomposing NGH, a heat source of 0 ° C. or higher is required. However, the seawater temperature in winter is about 10 ° C. as described above, and since the temperature difference with NGH is small, it is not suitable as a gasification heat source for NHG. The temperature of NGH is said to be about −20 ° C., for example, although it depends on the production or transportation conditions.

また、海水を熱源とする熱交換器を適用し、冬場においても所定のガス量を確保しようとした場合、それに見合った新たな熱交換器の設計が必要となり、設備コストを圧迫するという問題がある。   In addition, when a heat exchanger using seawater as a heat source is applied and it is attempted to secure a predetermined amount of gas even in winter, it is necessary to design a new heat exchanger corresponding to the amount of gas. is there.

従来、ガスハイドレートの熱分解によって得られたガスをガスタービンの燃料に供し、水を廃熱ボイラに補給水として供給するコージェネレーションシステムが提案されているが（例えば、特許文献１参照。）、ガスハイドレート貯槽内のガスハイドレートの分解熱源について言及されていない。
特開２００２−３７１８６２号公報 Conventionally, a cogeneration system has been proposed in which gas obtained by pyrolysis of gas hydrate is used as fuel for a gas turbine and water is supplied to a waste heat boiler as makeup water (see, for example, Patent Document 1). There is no mention of a heat source for decomposition of gas hydrate in the gas hydrate storage tank.
JP 2002-371862 A

本発明は、ガスハイドレートの熱分解に海水を用いることによる不都合を解消するためになされたものであり、その目的とするところは、ＮＧＨの分解に必要な熱源が安定的に得られると共に、冬場の海水温に見合った熱交換器の設計などが不要となる発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法及び装置を提供することにある。   The present invention was made in order to eliminate the disadvantages of using seawater for the thermal decomposition of gas hydrate, and the object of the present invention is to stably obtain a heat source necessary for the decomposition of NGH, It is an object of the present invention to provide a gas hydrate decomposition heat supply method and apparatus in a power plant that makes it unnecessary to design a heat exchanger corresponding to the seawater temperature in winter.

上記の課題を解決するため、本発明は、次のように構成されている。   In order to solve the above problems, the present invention is configured as follows.

請求項１の記載に係る発明は、液化天然ガスを主たる燃料又は従たる燃料とする発電所において、前記発電所に設置したガス化槽と、前記発電所の排気ガスより熱回収する温水発生器との間でガスハイドレート熱分解用の循環水を循環させる工程と、この循環水を用いてガス化槽内のガスハイドレートを熱分解する工程と、前記ガスハイドレートの熱分解によって得られたガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給することを特徴とする発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法である。   The invention according to claim 1 is a power plant using liquefied natural gas as a main fuel or a subordinate fuel, a gasification tank installed in the power plant, and a hot water generator for recovering heat from the exhaust gas of the power plant Circulated circulating water for gas hydrate pyrolysis between the gas hydrate, pyrolyzing the gas hydrate in the gasification tank using the circulating water, and thermal decomposition of the gas hydrate. A gas hydrate decomposition heat supply method in a power plant, wherein the natural gas in the gasification tank is supplementarily supplied to the power plant as a fuel.

請求項２の記載に係る発明は、前記温水発生器に、前記発電所の少なくとも多軸分の排気ガスを供給することを特徴とする請求項１記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法である。   The invention according to claim 2 is characterized in that exhaust gas for at least multiple axes of the power plant is supplied to the hot water generator. It is.

請求項３の記載に係る発明は、液化天然ガスを主たる燃料又は従たる燃料とする発電所において、前記発電所にガスハイドレートをガス化するガス化槽を設置すると共に、前記発電所の排気路に温水発生器を設け、更に、前記ガス化槽と温水発生器との間にこれらの機器を巡る循環水ラインを設け、かつ、前記ガス化槽の天然ガス供給管と前記発電所の天然ガス供給管とを接続し、前記ガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給することを特徴とする発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置である。   According to a third aspect of the present invention, in a power plant using liquefied natural gas as a main fuel or a subordinate fuel, a gasification tank for gasifying gas hydrate is installed in the power plant, and an exhaust gas from the power plant is provided. A hot water generator is provided on the road, a circulating water line is provided between the gasification tank and the hot water generator, and a natural gas supply pipe of the gasification tank and a natural gas of the power plant are provided. A gas hydrate decomposition heat supply apparatus in a power plant, characterized in that a gas supply pipe is connected and the natural gas in the gasification tank is supplementarily supplied as fuel to the power plant.

請求項４の記載に係る発明は、前記温水発生器が、直接又は間接加熱式の温水発生器である請求項３記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置である。   The invention according to claim 4 is the gas hydrate decomposition heat supply apparatus in a power plant according to claim 3, wherein the hot water generator is a direct or indirect heating type hot water generator.

請求項５の記載に係る発明は、前記温水発生器の伝熱管表面をコーティングすることを特徴とする請求項３又は４記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置である。   The invention according to claim 5 is the gas hydrate decomposition heat supply apparatus in a power plant according to claim 3 or 4, wherein the surface of the heat transfer tube of the hot water generator is coated.

上記のように、請求項１の記載に係る発明は、液化天然ガスを主たる燃料又は従たる燃料とする発電所において、前記発電所に設置したガス化槽と、前記発電所の排気ガスより熱回収する温水発生器との間でガスハイドレート熱分解用の循環水を循環させる工程と、この循環水を用いてガス化槽内のガスハイドレートを熱分解する工程と、前記ガスハイドレートの熱分解によって得られたガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給するので、ＮＧＨの分解に必要な熱源をガスタービンや石炭火力ボイラの排気ガスから安定的に得ることができる。従って、液化天然ガス（ＬＮＧ）を主たる燃料源とするガスタービン複合発電所や、液化天然ガス（ＬＮＧ）を従たる燃料源とする石炭火力ボイラの燃料源の安定確保およびＣＯ2 の排出抑制が可能となった。 As described above, in the power plant using liquefied natural gas as the main fuel or the subordinate fuel, the invention according to claim 1 is configured to generate heat from the gasification tank installed in the power plant and the exhaust gas from the power plant. A step of circulating circulating water for gas hydrate pyrolysis with the hot water generator to be recovered; a step of thermally decomposing gas hydrate in the gasification tank using the circulating water; and Since the natural gas in the gasification tank obtained by pyrolysis is supplied supplementarily to the power plant as a fuel, the heat source necessary for NGH decomposition can be stably obtained from the exhaust gas of the gas turbine or coal-fired boiler. Can do. Therefore, it is possible to ensure the stability of the fuel source of a gas turbine combined power plant that uses liquefied natural gas (LNG) as the main fuel source, and the coal-fired boiler that uses liquefied natural gas (LNG) as a fuel source, and to suppress CO 2 emissions. It has become possible.

請求項２の記載に係る発明は、前記温水発生器に、前記発電所の少なくとも多軸分の排気ガスを供給するため、ＮＧＨの分解に必要な熱源をガスタービン又は石炭火力ボイラの排気ガスから安定的に得ることができる。   In the invention according to claim 2, in order to supply the hot water generator with exhaust gas for at least multiple axes of the power plant, a heat source necessary for decomposition of NGH is derived from exhaust gas of a gas turbine or a coal-fired boiler. It can be obtained stably.

請求項３の記載に係る発明は、液化天然ガスを主たる燃料又は従たる燃料とする発電所において、前記発電所にガスハイドレートをガス化するガス化槽を設置すると共に、前記発電所の排気路に温水発生器を設け、更に、前記ガス化槽と温水発生器との間にこれらの機器を巡る循環水ラインを設け、かつ、前記ガス化槽の天然ガス供給管と前記発電所の天然ガス供給管とを接続し、前記ガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給するので、従来のガスタービン複合発電所や石炭火力発電所の設備を大幅に改造することなく、ＮＧＨの分解に必要な熱源をガスタービン排気ガス又は石炭火力ボイラの排ガスから安定的に得ることができる。従って、液化天然ガス（ＬＮＧ）を燃料源とするガスタービン複合発電所や石炭火力発電所の燃料源の安定確保が可能となった。   According to a third aspect of the present invention, in a power plant using liquefied natural gas as a main fuel or a subordinate fuel, a gasification tank for gasifying gas hydrate is installed in the power plant, and an exhaust gas from the power plant is provided. A hot water generator is provided on the road, a circulating water line is provided between the gasification tank and the hot water generator, and a natural gas supply pipe of the gasification tank and a natural gas of the power plant are provided. A gas supply pipe is connected, and the natural gas in the gasification tank is supplied to the power plant as a supplementary fuel, so that the facilities of the conventional gas turbine combined power plant and coal-fired power plant are significantly modified. In addition, a heat source necessary for NGH decomposition can be stably obtained from gas turbine exhaust gas or coal-fired boiler exhaust gas. Therefore, it has become possible to ensure the stability of the fuel source of gas turbine combined power plants and coal-fired power plants that use liquefied natural gas (LNG) as the fuel source.

請求項４の記載に係る発明は、前記温水発生器が、直接又は間接加熱式の温水発生器であるから、ガスハイドレート分解用の循環水を安定的に加熱することができる。   In the invention according to claim 4, since the hot water generator is a direct or indirect heating type hot water generator, the circulating water for gas hydrate decomposition can be stably heated.

請求項５の記載に係る発明は、前記温水発生器の伝熱管表面をコーティングするので、結露が発生しても温水発生器の伝熱管の腐食を未然に防止することができる。   In the invention according to claim 5, since the surface of the heat transfer tube of the hot water generator is coated, corrosion of the heat transfer tube of the hot water generator can be prevented in advance even if condensation occurs.

以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。なお、この実施形態は、新設したガスタービン複合発電所の場合について説明するが、これに限らず、例えば、石炭火力発電所にも適用することができる。   Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. In addition, although this embodiment demonstrates the case of the newly installed gas turbine combined power station, it is not restricted to this, For example, it can apply also to a coal-fired power station.

図１において、符号Ａは、ＬＮＧを燃料源とするガスタービン複合発電所であり、このガスタービン複合発電所Ａには、ガスタービン複合発電装置１が複数軸（例えば、７軸）、並列に設置されている。   In FIG. 1, symbol A is a gas turbine combined power plant using LNG as a fuel source. The gas turbine combined power plant A includes a plurality of gas turbine combined power generators 1 (for example, 7 shafts) arranged in parallel. is set up.

このガスタービン複合発電装置１は、それぞれ、ガスタービン部２と、発電機３と、蒸気タービン部４とを備えている。   The gas turbine combined power generation apparatus 1 includes a gas turbine unit 2, a generator 3, and a steam turbine unit 4.

ここで、１軸とは、ガスタービン部と、発電機と、蒸気タービン部とが１体化したものをいう。   Here, the term “one axis” refers to a gas turbine section, a generator, and a steam turbine section that are integrated into one body.

更に詳しく説明すると、ガスタービン部２は、空気圧縮機５と、燃焼器６と、膨張タービン７とより構成されている。   More specifically, the gas turbine unit 2 includes an air compressor 5, a combustor 6, and an expansion turbine 7.

しかして、空気圧縮機５で圧縮された圧縮空気ａと、後述するＬＮＧタンク１０より供給される天然ガスｇとを上記燃焼器６に導入して燃焼させ、その燃焼ガスｂを膨張タービン７に導入して膨張タービン７を回転させることによって上記発電機３を稼働するようになっている。膨張タービン７から排出された排気ガスｂ’は、排ガスライン８を経て煙突９から大気中に排出される。   Thus, the compressed air a compressed by the air compressor 5 and the natural gas g supplied from the LNG tank 10 described later are introduced into the combustor 6 and combusted, and the combustion gas b is supplied to the expansion turbine 7. The generator 3 is operated by introducing and rotating the expansion turbine 7. Exhaust gas b 'discharged from the expansion turbine 7 passes through the exhaust gas line 8 and is discharged from the chimney 9 into the atmosphere.

他方、蒸気タービン部４は、蒸気タービン１５と、復水器１６と、給水ポンプ１７と、排熱回収ボイラ１８により構成されている。その上、この排熱回収ボイラ１８は、上記排ガスライン８上に配設されている。また、復水器１６は、冷媒として海水ｄを用いている。   On the other hand, the steam turbine unit 4 includes a steam turbine 15, a condenser 16, a feed water pump 17, and an exhaust heat recovery boiler 18. In addition, the exhaust heat recovery boiler 18 is disposed on the exhaust gas line 8. The condenser 16 uses seawater d as a refrigerant.

しかして、排熱回収ボイラ１８は、膨張タービン７から排出された排気ガスｂ’から排熱を回収して蒸気を生成し、その蒸気ｓを蒸気タービン１５に供給して蒸気タービン１５を回転させることによって上記発電機３を稼働するようになっている。蒸気タービン１５から排出された蒸気ｓは、復水器１６で復水後、給水ポンプ１７によって排熱回収ボイラ１８に供給するようになっている。   Accordingly, the exhaust heat recovery boiler 18 recovers exhaust heat from the exhaust gas b ′ exhausted from the expansion turbine 7 to generate steam, supplies the steam s to the steam turbine 15, and rotates the steam turbine 15. Thus, the generator 3 is operated. The steam s discharged from the steam turbine 15 is supplied to the exhaust heat recovery boiler 18 by the feed water pump 17 after being condensed by the condenser 16.

図１中、符号１０は、ＬＮＧ貯蔵タンクであり、このＬＮＧ貯蔵タンク１０内に貯蔵されているＬＮＧは、海水ｄを熱媒とする熱交換器１１によってガス化された後、メインの高圧ガス管２０および分岐管２１を経て各ガスタービン複合発電装置１に供給されるようになっている。このメインの高圧ガス管２０は、各ガスタービン複合発電装置１毎にバルブ２２を備えている。なお、上記熱交換器１１は、その前後にバルブ１２，１３を備えている。   In FIG. 1, reference numeral 10 denotes an LNG storage tank. The LNG stored in the LNG storage tank 10 is gasified by a heat exchanger 11 using seawater d as a heat medium, and then main high-pressure gas. The gas turbine combined power generator 1 is supplied through the pipe 20 and the branch pipe 21. The main high-pressure gas pipe 20 includes a valve 22 for each gas turbine combined power generator 1. The heat exchanger 11 includes valves 12 and 13 before and after the heat exchanger 11.

更に、この発明は、ガスタービン複合発電所Ａ内にＮＨＧを熱分解するガス化槽３０を設置すると共に、上記排ガスライン８に温水発生器３１を備えている。この温水発生器３１は、複数軸（例えば、３軸）のガスタービン複合発電装置１の共有になっている関係で、第１のガスタービン複合発電装置１ａの排ガスライン８ａに設置されている。このため、この温水発生器３１の上流側に第２，第３のガスタービン複合発電装置の排ガスライン８ｂ，８ｃを接続している。   Further, according to the present invention, a gasification tank 30 for thermally decomposing NHG is installed in the gas turbine combined power plant A, and a hot water generator 31 is provided in the exhaust gas line 8. The hot water generator 31 is installed in the exhaust gas line 8a of the first gas turbine combined power generator 1a in a relationship shared by a plurality of (for example, three shafts) gas turbine combined power generators 1. For this reason, the exhaust gas lines 8b and 8c of the second and third gas turbine combined power generators are connected to the upstream side of the hot water generator 31.

この温水発生器３１は、直接加熱式の熱交換器であるが、図２（ａ）に示すように、間接加熱式の熱交換器とすると、循環水ｗの温度を更に高くすることができ、結果的にガス化槽３０を小型化できる利点がある。但し、循環水ライン３５側の熱交換器３３の伝熱面は大きくなるが、ガス化槽を小型化する方が有利になり得る。図中、２９は循環ポンプ、３２は排気ガスライン８側の熱交換器である。   The hot water generator 31 is a direct heating type heat exchanger, but as shown in FIG. 2A, the temperature of the circulating water w can be further increased if an indirect heating type heat exchanger is used. As a result, there is an advantage that the gasification tank 30 can be downsized. However, although the heat transfer surface of the heat exchanger 33 on the circulating water line 35 side becomes large, it may be advantageous to downsize the gasification tank. In the figure, 29 is a circulation pump, and 32 is a heat exchanger on the exhaust gas line 8 side.

排ガス出口温度Ｔ2 における管壁温度は、間接式では熱媒温度ｔｗ1 に支配され、直接式では循環水温度ｔｒ1 に支配される。後者の場合は、管壁温度が低くなる可能が高いため、結露し易くなり、間接式は腐食のリスクを軽減できる。尚、図２（ｂ）は、排ガス温度降下に対して、直接、間接式熱交換におけるそれぞれの場合の循環水温度変化を示す線図である。 The tube wall temperature at the exhaust gas outlet temperature T 2 is governed by the heat medium temperature tw 1 in the indirect method, and governed by the circulating water temperature tr 1 in the direct method. In the latter case, since the tube wall temperature is likely to be low, condensation tends to occur, and the indirect type can reduce the risk of corrosion. FIG. 2 (b) is a diagram showing the circulating water temperature change in each case in the direct and indirect heat exchange with respect to the exhaust gas temperature drop.

図１に戻って説明すると、符号３５は、温水発生器３１を含む循環水ラインであり、その一端は、ガス化槽３０の底部に接続し、他端は、ガス化槽３０内に設けた噴射ノズル管３６に接続している。   Returning to FIG. 1, reference numeral 35 denotes a circulating water line including a hot water generator 31, one end of which is connected to the bottom of the gasification tank 30 and the other end is provided in the gasification tank 30. It is connected to the injection nozzle pipe 36.

この際、ガスタービン複合発電装置１の排気ガスｂ’中には、微量なＮＯｘが含まれ、温水発生器３１で排気ガスｂ’中の水分が結露すると、硝酸を生成することが考えられるので、腐食を防止するため、温水発生器３１の伝熱管３４の表面に、例えば、エナメルコーティングなどのコーティングを施す必要がある。   At this time, the exhaust gas b ′ of the gas turbine combined power generator 1 contains a small amount of NOx, and it is considered that nitric acid is generated when moisture in the exhaust gas b ′ is condensed in the hot water generator 31. In order to prevent corrosion, the surface of the heat transfer tube 34 of the hot water generator 31 needs to be coated with, for example, an enamel coating.

この循環水ライン３５は、往路中に循環水ポンプ３７を備え、ガス化槽３０内の水ｗを循環するようになっいている。また、この循環水ライン３５から分解水回収ライン３８が分岐し、余分な水を排水するようになっいている。   This circulating water line 35 is provided with a circulating water pump 37 in the forward path, and circulates the water w in the gasification tank 30. Further, a split water recovery line 38 is branched from the circulating water line 35 to drain excess water.

また、上記ガス化槽３０は、その上方にフィードドラム３９を備え、ペレット状に加工されたＮＧＨペレットｐを導入するようになっいている。また。ガス化槽３０の上部に設けたガス排出管４０は、バルブ４１を介して上記メインの高圧ガス管２０と接続している。   The gasification tank 30 is provided with a feed drum 39 thereabove to introduce NGH pellets p processed into pellets. Also. A gas discharge pipe 40 provided in the upper part of the gasification tank 30 is connected to the main high-pressure gas pipe 20 via a valve 41.

次に、このガスタービン複合発電所の運転について説明する。   Next, the operation of this gas turbine combined power plant will be described.

既に説明したように、ＬＮＧタンク１０内に貯蔵されているＬＮＧは、ＬＮＧタンク１０から抜き出された後、海水ｄを熱源とする熱交換器１１によってガス化され、天然ガスｇとなって各ガスタービン複合発電装置１に供給される。   As already explained, after the LNG stored in the LNG tank 10 is extracted from the LNG tank 10, it is gasified by the heat exchanger 11 using seawater d as a heat source, and becomes natural gas g. It is supplied to the gas turbine combined power generation device 1.

各ガスタービン複合発電装置１は、上記天然ガスｇを燃料として使用してガスタービン部２を稼働し、発電機３による発電を行っている。更に、排熱回収ボイラ１８によってガスタービン部２から排出された高温の排気ガスｂ’の熱を回収し、そこで得られた蒸気ｓを蒸気タービン１５に供給して前記発電機３の稼働に供するようになっている。   Each gas turbine combined power generation device 1 operates the gas turbine unit 2 using the natural gas g as a fuel, and performs power generation by the generator 3. Further, the heat of the high-temperature exhaust gas b ′ exhausted from the gas turbine section 2 is recovered by the exhaust heat recovery boiler 18, and the steam s obtained there is supplied to the steam turbine 15 to be used for the operation of the generator 3. It is like that.

他方、循環水ポンプ３７を運転してガス化槽３０内の水ｗを循環させると、循環水ｗは、温水発生器３１によって加熱された後、噴射ノズル管３６からガス化槽３０内に噴射される。   On the other hand, when the circulating water pump 37 is operated to circulate the water w in the gasification tank 30, the circulating water w is heated by the hot water generator 31 and then injected into the gasification tank 30 from the injection nozzle pipe 36. Is done.

しかる後に、フィードドラム３９からガス化槽３０内にＮＧＨペレットｐを供給すると、ＮＧＨペレットｐは、加熱された循環水ｗによって天然ガスｇと水ｗとに熱分解する。そして、ＮＧＨペレットｐからガス化した天然ガスｇは、ガス化槽３０の上部に充満する。   Thereafter, when the NGH pellet p is supplied from the feed drum 39 into the gasification tank 30, the NGH pellet p is thermally decomposed into natural gas g and water w by the heated circulating water w. And the natural gas g gasified from the NGH pellet p fills the upper part of the gasification tank 30.

しかして、ガス化槽３０のガス排出管４０と、ガスタービン複合発電所の高圧ガス管２０とを繋ぐバルブ２２を「閉」から「開」に切り替えると、ガス化槽３０内の天然ガスｇがガスタービン複合発電所Ａの高圧ガス管２０に補完的に供給され、ガスタービン複合発電装置１の燃料の一部として使用される。   Thus, when the valve 22 connecting the gas discharge pipe 40 of the gasification tank 30 and the high-pressure gas pipe 20 of the gas turbine combined power plant is switched from “closed” to “open”, the natural gas g in the gasification tank 30 is changed. Is supplementarily supplied to the high-pressure gas pipe 20 of the gas turbine combined power plant A and used as part of the fuel of the gas turbine combined power generation device 1.

上記のように、新設のガスタービン複合発電所の場合、温水発生器３１は、複数軸、例えば、３軸のガスタービン複合発電装置の共有となるが、既存のガスタービン複合発電装置の場合は、個々に温水発生器３１を設けるものとする。この場合、循環水ライン３５は、温水発生器３１の数に合わせて分岐させるものとする。   As described above, in the case of a newly installed gas turbine combined power plant, the hot water generator 31 is shared by a plurality of shafts, for example, a three-shaft gas turbine combined power generation device. The hot water generator 31 is provided individually. In this case, the circulating water line 35 is branched according to the number of hot water generators 31.

他方、図３は、石炭火力発電所の排煙処理設備のフロー図であり、石炭火力ボイラ５１から排出された排ガスｆは、脱硝装置５２、空気予熱器５３、熱回収器５４、集塵機５５、脱硫装置５６、温水器５７、集塵器５８、再加熱器５９を経て図示しない煙突から大気中に放出されるが、この排ガスｆは、温水器５７の入口で６０℃の温度を有しているから、ガス化槽３０から供給される循環水ｗを２５〜３０℃程度に加熱することができる。   On the other hand, FIG. 3 is a flow diagram of the flue gas treatment facility of the coal-fired power plant, and the exhaust gas f discharged from the coal-fired boiler 51 includes a denitration device 52, an air preheater 53, a heat recovery device 54, a dust collector 55, The desulfurization device 56, the water heater 57, the dust collector 58, and the reheater 59 are discharged into the atmosphere from a chimney (not shown). The exhaust gas f has a temperature of 60 ° C. at the inlet of the water heater 57. Therefore, the circulating water w supplied from the gasification tank 30 can be heated to about 25 to 30 ° C.

従って、温水器５７で加熱された循環水ｗは、ガスハイドレートペレットｐ分解用の熱源水として、十分に機能する。   Therefore, the circulating water w heated by the water heater 57 functions sufficiently as heat source water for decomposing the gas hydrate pellets p.

また、上記ガス化槽３０で熱分解された天然ガスは、発電所のみならず、一般需要家にも供給することができる。   Moreover, the natural gas thermally decomposed in the gasification tank 30 can be supplied not only to the power plant but also to general consumers.

ここで、実施例により更に詳しく説明する。   Here, the embodiment will be described in more detail.

（実施例）
［発電諸元］
・発 電 出 力： ３７０ＭＷ
・軸 数： １軸
・消 費 ガ ス 量： ５０ｔ／ｈ
・排 ガ ス 量： ６８０ｋｇ／ｓ／基
［ＮＧＨガス化槽諸元］
・Ｎ Ｇ Ｈ 供 給 量： ３８０ｔ／ｈ
・循 環 水 量： ９２５５ｔ／ｈ
・熱源水温度（入）： ２８℃
・熱源水温度（出）： ２１℃
・供 給 熱 量： ５３，８１０ｋＷ
・ガス化槽操作温度： ７℃
［温水発生器諸元］
・排ガス温度（入）： １００℃
・排ガス温度（出）： ７４℃ (Example)
[Power generation specifications]
・ Generation output: 370MW
-Number of axes: 1 axis-Gas consumption: 50 t / h
・ Gas amount: 680 kg / s / base [NGH gasification tank specifications]
・ N GH supply amount: 380 t / h
-Circulating water volume: 9255t / h
・ Heat source water temperature (on): 28 ℃
・ Heat source water temperature (out): 21 ℃
・ Supply heat amount: 53,810kW
・ Gasification tank operation temperature: 7 ℃
[Specifications of hot water generator]
・ Exhaust gas temperature (on): 100 ° C
・ Exhaust gas temperature (out): 74 ℃

上記データは、４００ＭＷクラスのガスタービン複合発電所（ＧＴＣＣ）１軸の諸元である。また、供給するガス量に見合うＮＧＨ量及びそのＮＧＨを分解するガス化槽の諸元である。   The above data are the specifications of a 400 MW class gas turbine combined power plant (GTCC) single shaft. Moreover, it is the specifications of the gasification tank which decomposes | disassembles the amount of NGH corresponding to the gas amount supplied, and the NGH.

しかし、供給熱量からＧＴＣＣ３軸の排ガスが必要である。すなわち、熱源として、温水発生器諸元に示すように、排ガス温度は、燃焼ガス中の水分結露から上記記載の温度レベル以下に下げられないために、３軸のＧＴＣＣで１軸に相当するＮＧＨ分解熱量が得られるように計画される。   However, GTCC triaxial exhaust gas is required from the amount of heat supplied. That is, as shown in the specifications of the hot water generator as a heat source, since the exhaust gas temperature cannot be lowered below the temperature level described above due to moisture condensation in the combustion gas, NGH corresponding to one axis in the three-axis GTCC It is planned to obtain the heat of decomposition.

本発明に係るガスハイドレート分解熱供給装置の概略構成図である。It is a schematic block diagram of the gas hydrate decomposition | disassembly heat supply apparatus which concerns on this invention. （ａ）間接加熱式の温水発生器の概略図、（ｂ）排ガス温度降下に対して、直接、間接式熱交換におけるそれぞれの場合の循環水温度変化を示す線図である。(A) Schematic diagram of indirect heating type hot water generator, (b) A diagram showing changes in circulating water temperature in each case in direct and indirect heat exchange with respect to exhaust gas temperature drop. 石炭火力発電所の排煙処理設備のフロー図である。It is a flowchart of the flue gas processing facility of a coal thermal power plant.

符号の説明Explanation of symbols

１ 複合発電装置 ２ ガスタービン
３ 発電機 ４ 蒸気タービン部
５ 空気圧縮タービン ６ 燃焼器
７ 膨張タービン ８ 排ガスライン
１０ ＬＮＧタンク １１ 熱交換器
１５ 蒸気タービン １６ 復水器
１７ 給水ポンプ １８ 排熱回収ボイラ
２０ 高圧ガス管 ２１ 分岐管
２２ バルブ ２９ 循環ポンプ
３０ ガス化槽 ３１ 温水発生器
３２，３３ 熱交換器 ３３ 熱交換器
３４ 伝熱管 ３５ 循環水ライン
３６ 噴射ノズル管 ３７ 循環水ポンプ
３８ 分解水回収ライン ３９ ドラム
４０ ガス排出管 Ａ ガスタービン複合発電所
ａ 圧縮空気 ｂ 燃焼ガス
ｂ’ 排気ガス ｄ 海水
ｆ 排ガス ｇ 天然ガス
ｐ ＮＧＨペレット ｓ 蒸気
ｗ 循環水
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Combined power generator 2 Gas turbine 3 Generator 4 Steam turbine part 5 Air compression turbine 6 Combustor 7 Expansion turbine 8 Exhaust gas line 10 LNG tank 11 Heat exchanger 15 Steam turbine 16 Condenser 17 Feed water pump 18 Exhaust heat recovery boiler 20 High pressure gas pipe 21 Branch pipe 22 Valve 29 Circulating pump 30 Gasification tank 31 Hot water generator 32, 33 Heat exchanger 33 Heat exchanger 34 Heat transfer pipe 35 Circulating water line 36 Injection nozzle pipe 37 Circulating water pump 38 Resolved water recovery line 39 Drum 40 Gas exhaust pipe A Gas turbine combined power plant a Compressed air b Combustion gas b 'Exhaust gas d Seawater f Exhaust gas g Natural gas p NGH pellet s Steam w Circulating water

Claims (5)

液化天然ガスを主たる燃料又は従たる燃料とする発電所において、前記発電所に設置したガス化槽と、前記発電所の排気ガスより熱回収する温水発生器との間でガスハイドレート熱分解用の循環水を循環させる工程と、この循環水を用いてガス化槽内のガスハイドレートを熱分解する工程と、前記ガスハイドレートの熱分解によって得られたガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給することを特徴とする発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法。 In a power plant that uses liquefied natural gas as the main fuel or subordinate fuel, for gas hydrate pyrolysis between a gasification tank installed in the power plant and a hot water generator that recovers heat from the exhaust gas of the power plant A step of circulating the circulating water, a step of thermally decomposing a gas hydrate in the gasification tank using the circulating water, and a natural gas in the gasification tank obtained by the thermal decomposition of the gas hydrate A gas hydrate decomposition heat supply method in a power plant, characterized in that it is supplementarily supplied as fuel to the power plant. 前記温水発生器に、前記発電所の少なくとも多軸分の排気ガスを供給することを特徴とする請求項１記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給方法。 2. The gas hydrate decomposition heat supply method in a power plant according to claim 1, wherein exhaust gas for at least multiple axes of the power plant is supplied to the hot water generator. 液化天然ガスを主たる燃料又は従たる燃料とする発電所において、前記発電所にガスハイドレートをガス化するガス化槽を設置すると共に、前記発電所の排気路に温水発生器を設け、更に、前記ガス化槽と温水発生器との間にこれらの機器を巡る循環水ラインを設け、かつ、前記ガス化槽の天然ガス供給管と前記発電所の天然ガス供給管とを接続し、前記ガス化槽内の天然ガスを前記発電所に燃料として補完的に供給することを特徴とする発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置。 In a power plant using liquefied natural gas as a main fuel or a subordinate fuel, a gasification tank for gasifying gas hydrate is installed in the power plant, and a hot water generator is provided in an exhaust path of the power plant, A circulating water line for circulating these devices is provided between the gasification tank and the hot water generator, and a natural gas supply pipe of the gasification tank and a natural gas supply pipe of the power plant are connected, and the gas A gas hydrate decomposition heat supply device in a power plant, wherein the natural gas in the chemical conversion tank is supplied to the power plant as a supplementary fuel. 前記温水発生器が、直接又は間接加熱式の温水発生器である請求項３記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置。 The gas hydrate decomposition heat supply apparatus in a power plant according to claim 3, wherein the hot water generator is a direct or indirect heating type hot water generator. 前記温水発生器の伝熱管表面をコーティングすることを特徴とする請求項３又は４記載の発電所におけるガスハイドレート分解熱供給装置。
The gas hydrate decomposition heat supply apparatus in a power plant according to claim 3 or 4, wherein the heat transfer tube surface of the hot water generator is coated.
JP2005101652A 2005-03-31 2005-03-31 Method and apparatus for supplying gas hydrate decomposition heat in a power plant Expired - Fee Related JP4684709B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2005101652A JP4684709B2 (en) 2005-03-31 2005-03-31 Method and apparatus for supplying gas hydrate decomposition heat in a power plant

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2005101652A JP4684709B2 (en) 2005-03-31 2005-03-31 Method and apparatus for supplying gas hydrate decomposition heat in a power plant

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2006283596A true JP2006283596A (en) 2006-10-19
JP4684709B2 JP4684709B2 (en) 2011-05-18

Family

ID=37405784

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2005101652A Expired - Fee Related JP4684709B2 (en) 2005-03-31 2005-03-31 Method and apparatus for supplying gas hydrate decomposition heat in a power plant

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP4684709B2 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008136119A1 (en) * 2007-04-26 2008-11-13 Hitachi, Ltd. Gas turbine utilizing cold heat of lng and operating method of gas turbine utilizing cold heat of lng
DE102011108065A1 (en) * 2011-07-21 2013-01-24 Rwe Ag Energetic use of fuel gases, preferably combustible gases, comprises producing gas hydrate using combustible gas, storing it, regasifying gas hydrate, and energetically converting combustible gas for electricity and/or heat generation
KR101294886B1 (en) 2012-08-14 2013-08-08 주식회사에스티엑스종합기술원 Natural gas hydrate dissociation and unloading system and method
KR101387759B1 (en) 2012-08-23 2014-04-21 삼성중공업 주식회사 Cleaning system for cargo holds
WO2021124953A1 (en) * 2019-12-20 2021-06-24 三菱重工コンプレッサ株式会社 Compressor system

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH10237617A (en) * 1997-02-21 1998-09-08 Tocalo Co Ltd Boiler heat exchanger tube and production of heat exchanger tube excellent in effect of suppressing adhesion of deposit to inside face of tube
WO2002077515A1 (en) * 2001-03-06 2002-10-03 Mitsui Engineering & Shipbuilding Co.,Ltd. Electric power leveling method and methane hydrate cold-heat utilization power generating system in gas supply business
JP2003324994A (en) * 2002-04-26 2003-11-14 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Energy plant
JP2006112345A (en) * 2004-10-15 2006-04-27 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd Method and device for decomposing gas-hydrate in gas turbine combined power generation system

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH10237617A (en) * 1997-02-21 1998-09-08 Tocalo Co Ltd Boiler heat exchanger tube and production of heat exchanger tube excellent in effect of suppressing adhesion of deposit to inside face of tube
WO2002077515A1 (en) * 2001-03-06 2002-10-03 Mitsui Engineering & Shipbuilding Co.,Ltd. Electric power leveling method and methane hydrate cold-heat utilization power generating system in gas supply business
JP2003324994A (en) * 2002-04-26 2003-11-14 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Energy plant
JP2006112345A (en) * 2004-10-15 2006-04-27 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd Method and device for decomposing gas-hydrate in gas turbine combined power generation system

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008136119A1 (en) * 2007-04-26 2008-11-13 Hitachi, Ltd. Gas turbine utilizing cold heat of lng and operating method of gas turbine utilizing cold heat of lng
JPWO2008136119A1 (en) * 2007-04-26 2010-07-29 株式会社日立製作所 LNG cold gas turbine and method of operating LNG cold gas turbine
JP4859980B2 (en) * 2007-04-26 2012-01-25 株式会社日立製作所 LNG cold gas turbine and method of operating LNG cold gas turbine
DE102011108065A1 (en) * 2011-07-21 2013-01-24 Rwe Ag Energetic use of fuel gases, preferably combustible gases, comprises producing gas hydrate using combustible gas, storing it, regasifying gas hydrate, and energetically converting combustible gas for electricity and/or heat generation
KR101294886B1 (en) 2012-08-14 2013-08-08 주식회사에스티엑스종합기술원 Natural gas hydrate dissociation and unloading system and method
KR101387759B1 (en) 2012-08-23 2014-04-21 삼성중공업 주식회사 Cleaning system for cargo holds
WO2021124953A1 (en) * 2019-12-20 2021-06-24 三菱重工コンプレッサ株式会社 Compressor system
JP2021099042A (en) * 2019-12-20 2021-07-01 三菱重工コンプレッサ株式会社 Compressor system
JP7362467B2 (en) 2019-12-20 2023-10-17 三菱重工コンプレッサ株式会社 compressor system

Also Published As

Publication number Publication date
JP4684709B2 (en) 2011-05-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1975389B1 (en) Methods and systems for output variance and facilitation of maintenance of multiple gas turbine plants
KR101899599B1 (en) Heat recovery from a gasification system
EP1819913B1 (en) Process and installation for producing electric power
JP4684709B2 (en) Method and apparatus for supplying gas hydrate decomposition heat in a power plant
Desideri et al. CO2 capture in small size cogeneration plants: technical and economical considerations
Luo et al. Energy and exergy analysis of power generation systems with chemical looping combustion of coal
CN103974903A (en) Active carbon production system
US20080302106A1 (en) Integration of coal fired steam plants with integrated gasification combined cycle power plants
US8268023B2 (en) Water gas shift reactor system for integrated gasification combined cycle power generation systems
Kunickis et al. Flexibility options of Riga CHP-2 plant operation under conditions of open electricity market
US8186177B2 (en) Systems for reducing cooling water and power consumption in gasification systems and methods of assembling such systems
RU2253917C2 (en) Mode of exploiting of an atomic steam-turbine plant and an installation for executing it
CN205977287U (en) Combined type biogas power generation system
JP3787820B2 (en) Gasification combined power generation facility
JP2003324994A (en) Energy plant
US20100212226A1 (en) Self-generated power integration for gasification
JP2005194968A (en) Exhaust gas re-combustion plant and method for converting plant facility
WO2007122692A1 (en) Method of decomposing gas hydrate, and apparatus therefor, in gas turbine combined power generation system
JP6651826B2 (en) Hydrogen utilization system and method
JP2001050010A (en) Power plant
JP2023112218A (en) Power generation device
KR101592765B1 (en) Combined cycle power generation system
JPH0415364B2 (en)
CN102906394B (en) Gasification power generation plant
JP2023128122A (en) Tar removal apparatus for thermally decomposable gas

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20070315

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20091001

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20100209

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20100412

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20101012

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20101115

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20110125

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20110209

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140218

Year of fee payment: 3

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140218

Year of fee payment: 3

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150218

Year of fee payment: 4

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees