WO2007122692A1 - ガスタービン複合発電システムにおけるガスハイドレート分解方法及び装置 - Google Patents

ガスタービン複合発電システムにおけるガスハイドレート分解方法及び装置 Download PDF

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Takeshi Suzuki
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Mitsui Engineering & Shipbuilding Co., Ltd.
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Definitions

  • the present invention relates to a gas hydrate heat pyrolysis method and apparatus in a gas turbine combined power generation system.
  • NGH natural gas hydrate
  • Patent Document 1 Japanese Patent Laid-Open No. 2002-371862 (Page 3-4, Fig. 1)
  • Patent Document 2 JP-A-11-200884 (Page 3-4, Fig. 1)
  • NGH When NGH is regasified into natural gas, it is considered that NGH unloaded at the NGH base is introduced into a gasification tank and regasified using seawater.
  • the force that uses seawater as a heat source when LNG is gasified NGH is a hydrate of natural gas and water, the temperature of NGH (eg, 20 ° C) and the temperature of seawater (eg, It is difficult to gasify compared to LNG due to the small temperature difference from 21 ° C) (about 40 ° C). This inevitably increases the heat transfer area in gasification.
  • Condensate temperature for example, 33 ° C
  • seawater temperature is usually set to 21 ° C.
  • the condensate is set to be higher than the set value of the gas turbine power generation facility for NGH regasification. If used, the condensate temperature falls below the set temperature (for example, 33 ° C), so the amount and temperature of steam generated in the waste heat boiler will fall, and power generation efficiency will fall.
  • the present invention has been made to solve such problems, and the purpose thereof is to eliminate the need for heat exchange for gasification and to change the condensate temperature. It is an object of the present invention to provide a gas / idle pyrolysis method and apparatus in a gas turbine combined power generation system that is prevented from being generated.
  • the present invention is configured as follows in order to achieve such an object.
  • the invention described in claim 1 is a gas turbine combined power generation system that uses gas generated by decomposition of gas and idrate as fuel, and condensate generated in the condenser is converted to the steam inlet side of the condenser.
  • the gas turbine composite is characterized in that the circulating condensate and the circulating water subjected to the decomposition of the gas hydrate are heat-exchanged, and the circulating water after the heat exchange is used for the decomposition of the gas hydrate. It is a gas hydrate decomposition method in a power generation system.
  • the invention according to claim 2 is a gas turbine combined power generation system using a gas generated by decomposition of gas and idrate as fuel, and condensate generated in the condenser is converted into steam of the condenser.
  • a gas hydrate decomposition apparatus in a gas turbine combined power generation system comprising:
  • the invention described in claim 1 is a gas turbine combined power generation system using gas generated by decomposition of gas hydrate as fuel, and the condensate generated in a condenser is It circulates to the steam inlet side of the condenser, exchanges heat between the circulating condensate and the circulating water used for the decomposition of the gas hydrate, and uses the circulating water after the heat exchange for the decomposition of the gas hydrate. Therefore, the following effects can be obtained.
  • the gas hydrate decomposition reaction time is determined by the temperature difference ( ⁇ ) between the hydrate equilibrium temperature of the gasification tank and the operation temperature in the tank.
  • ⁇ can be increased, so that the decomposition time of gasno and idrate can be shortened.
  • the invention according to claim 2 is a gas turbine combined power generation system using a gas generated by decomposition of gas hydrate as fuel, and the condensate generated in the condenser is converted into the condenser.
  • a pump that circulates to the steam inlet side of the gas, a heat exchanger that exchanges heat between the circulating condensate and the circulating water used for the decomposition of the gas hydrate, and a pump that circulates the circulating water to the gas hydrate decomposition tank
  • the following effects can be obtained in the same manner as in the first aspect of the invention.
  • the gas hydrate decomposition reaction time is determined by the temperature difference ( ⁇ ) between the hydrate equilibrium temperature of the gasification tank and the operating temperature.
  • ⁇ can be increased, so that the gas hydrate decomposition time can be shortened.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of equipment for carrying out a gas hydrate heating thermal decomposition method in a cogeneration system according to the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic configuration diagram of a gas hydrate heating pyrolysis apparatus.
  • FIG. 3 is a cross-sectional view of an improved steam turbine condenser.
  • FIG. 4 is a longitudinal sectional view of an improved steam turbine condenser.
  • FIG. 5 A diagram showing the heat and mass balance of the gasification tank.
  • FIG. 6 is a diagram showing the heat and mass balance of the improved steam turbine condenser.
  • A is a gas turbine power generation facility
  • B is a gas hydrate heating pyrolysis apparatus.
  • the gas turbine power generation facility A has a compressor 1 and a turbine 2 connected coaxially by a turbine shaft 3 and uses fuel a, that is, natural gas, in the combustor 4 using the air a compressed by the compressor 1. b is combusted, and then the generated high-temperature and high-pressure combustion gas c is expanded in the turbine 2 to drive the generator 5 connected to the turbine shaft 3.
  • fuel a that is, natural gas
  • b is combusted, and then the generated high-temperature and high-pressure combustion gas c is expanded in the turbine 2 to drive the generator 5 connected to the turbine shaft 3.
  • the gas turbine power generation facility A introduces the high-temperature exhaust gas d discharged from the turbine 2 into the waste heat boiler 6, and connects the steam e generated by the heat recovery to the turbine shaft 3, the steam turbine 7,
  • the generator 5 is driven by expansion at 8 and 9 respectively, and the steam f discharged from the steam turbines 7, 8 and 9 is condensed by the condenser 10 and returned to the waste heat boiler 6 again. ing.
  • the gas hydrate pyrolysis apparatus B pyrolyzes the pellet-like gas hydrate h carried into the storage tank 31 from the transport ship 30 in the gasification tank 32, and the natural gas generated by this pyrolysis Gas b is supplied to the combustor 4 while the product liquid m generated at that time is used as cooling water for intake air cooling of the compressor 1, boiler replenishment water for the waste heat boiler 6, and ballast water for the transport ship 30.
  • the gas hydrate h in the storage tank 31 is crushed by a crusher (not shown) and then supplied to the mixer 34 by a rotary valve 33. It is done.
  • the gas hydrate h (about 10 mm) in the mixer 34 is slurried by circulating water i supplied from the gasification tank 32 and supplied to the gasification tank 32 by the slurry pump 35.
  • the circulating water i in the gasification tank 32 is heated by heat in the heat exchanger 11 using the condensate n in the condenser 10 as a heat source, and is given the heat of decomposition required for the decomposition of the gas hydrate h. Then, water is sprayed from the water nozzle 36 provided in the gasification tank 32 toward the gas hydrate h in the tank.
  • the gas hydrate h is part of the natural gas b and the circulating water i (product liquid) by pyrolysis, but the natural gas b that is generated is supplied to the gas turbine combustor 4 and is part of the generated circulating water i. Since the part (product liquid) m accumulates in the gasification tank 32, it is always discharged.
  • a part of the circulating water i is used for the intake water cooling water for the gas turbine 2, the boiler replenishing water for the waste heat boiler 6, and the ballast water for the transport ship 30 as described above.
  • the water other than the boiler replenishment water of the waste heat boiler 6 is stored in the water storage tank 12, and then supplied to the ballast water of the transport ship 30 by the recovery water transfer pump 13.
  • the condensate n of the power condenser 10 in which seawater is generally used as a cooling heat source has a temperature (for example, 33 ° C) higher than seawater. It is the best heat source for regasification of h.
  • the temperature of seawater ⁇ is 21 ° C.
  • the condenser is devised so that the temperature of the condensate does not fluctuate even if a part of the heat of the condensate n is recovered. That is, as shown in FIG. 3 and FIG. 4, a part of the body 14 of the horizontally elongated condenser 10 has a large diameter, a condensate reservoir 16 is provided below the large diameter part 15, and the large diameter part The condensate spray nozzle 18 is provided in the upper space (entrance) 17 of the 15.
  • the heat transfer area of the heat transfer tube 23 can be made smaller than that of a conventional condenser (condenser that uses only seawater for cooling).
  • 25 is a recovered water pump
  • 26 is a decomposition tank liquid circulation pump
  • 27 is a cooling water pump.
  • FIG. 5 is a diagram showing a heat and mass balance of a gasification tank supplying natural gas to a gas turbine combustor at 50 tZh.
  • the pellet-shaped gas hydrate h in the storage tank 31 is crushed by a crusher (not shown) and then supplied to the mixer 34 by a rotary valve 33 (amount supplied: 375 tZh, temperature:-20 ° C) o
  • the gas hydrate h (about 10 mm) in the mixer 34 is water supplied from the gasification tank 32.
  • the gasification tank 32 has an operating temperature of 10 ° C and an operating pressure of 35ata (3.43MPa)). Water (circulated water) i at this operating temperature circulates (4, 565tZh) and is externally supplied. In the heat exchanger 11, the circulating condensate r is heated as a heat source.
  • the heated water (circulated water) i (20 ° C) is sprayed from the water nozzle 36 into the tank.
  • the generated water m is 325tZh, and the natural gas is moisture (0.01
  • FIG. 6 is a diagram showing the heat and mass balance of the improved steam turbine condenser.
  • Condenser (drain amount: 388tZh, enthalpy: 33. Okcal / kg) 10 is cooled by seawater (Supply amount: 23, 298 tZh) and the gas hydrate heating load is the turbine exhaust condensation heat.
  • the condenser vacuum degree is devised to recirculate drain (circulation rate: 5,706 tZh) and spray in order to maintain normal operation.
  • the amount of condenser cooling water G, in the case where gas and idrate decomposition heat is not used, is
  • the heat of gas hydrate decomposition is equivalent to 21.4% of the heat load of the condenser.

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Abstract

ガスハイドレートｈの分解により生じたガスｃを燃料とするガスタービン複合発電システムであり、復水器１０で生じた復水ｎを、該復水器の蒸気入口側に循環させるポンプ１９と、該循環復水ｒとガスハイドレートｈの分解に供した循環水ｉとを熱交換させる熱交換器１１と、当該循環水をガスハイドレートｈの分解槽３２に循環するポンプ２６を備えることを特徴とする。

Description

明 細 書
ガスタービン複合発電システムにおけるガスハイドレート分解方法及び装 置
技術分野
[0001] 本発明は、ガスタービン複合発電システムにおけるガスハイドレート加熱熱分解方 法および装置に関するものである。
背景技術
[0002] 昨今、海外のガス田にお!/、て LNG (液化天然ガス）の代わりに NGH (天然ガスハイ ドレート）を製造し、この NGHを輸入した後、 NGH基地にて NGHを再ガス化して天 然ガスに戻し、燃料としてガスタービン複合発電設備に供給することが考えられて ヽ る（例えば、特許文献 1参照および特許文献 2。 ) 0
特許文献 1 :特開 2002— 371862公報 (第 3— 4頁、図 1)
特許文献 2：特開平 11— 200884公報 (第 3—4頁、図 1)
発明の開示
[0003] NGHを天然ガスに再ガス化する時、 NGH運搬船力 NGH基地に荷揚げした NG Hをガス化槽に導入し、海水を用いて再ガス化することが考えられている。 LNGをガ ス化する時も熱源に海水を用いている力 NGHは、天然ガスと水との水和物である こと、 NGHの温度 (例えば、— 20°C)と海水の温度 (例えば、 21°C)との温度差が小 さい（40°C程度）ことなどの理由により、 LNGに比べてガス化し難い。このため、ガス 化における伝熱面積が必然的に大きくなる。
[0004] 他方、ガスタービン複合発電設備では、蒸気タービンから排出された蒸気を復水器 によって復水した後、廃熱ボイラに戻してガスタービンの排ガスを利用して再加熱す ることが行われている。
[0005] ガスタービン複合発電設備における復水の温度 (例えば、 33°C)は、通常、海水の 温度 (海水温度は、通常、 21°Cに設定されている。）よりも高いので、海水の代わりに 復水を利用することにより、ガス化のための熱交 を不要とすることができる。
[0006] ところが、 NGHの再ガス化のために復水をガスタービン発電設備の設定値以上に 利用すると、復水の温度が設定温度 (例えば、 33°C)よりも低下するため、廃熱ボイラ での蒸気発生量および温度が低下し、発電効率が低下する事態になる。
[0007] 本発明は、このような問題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、ガス化のための熱交^^を不要とすると共に、復水温度が変動しないようにし たガスタービン複合発電システムにおけるガスノ、イドレート加熱熱分解方法および装 置を提供することにある。
[0008] 本発明は、このような目的を達成するため、次のように構成されている。
請求項 1に記載の発明は、ガスノ、イドレートの分解により生じたガスを燃料とするガ スタービン複合発電システムであって、復水器で生じた復水を、該復水器の蒸気入 口側に循環すると共に、該循環復水とガスハイドレートの分解に供した循環水とを熱 交換し、さらに熱交換後の当該循環水をガスハイドレートの分解に用いることを特徴 とするガスタービン複合発電システムにおけるガスハイドレート分解方法である。
[0009] 請求項 2に記載の発明は、ガスノ、イドレートの分解により生じたガスを燃料とするガ スタービン複合発電システムであって、復水器で生じた復水を、該復水器の蒸気入 口側に循環させるポンプと、該循環復水とガスノ、イドレートの分解に供した循環水と を熱交換させる熱交換器と、当該循環水をガスハイドレートの分解槽に循環するボン プを備えたことを特徴とするガスタービン複合発電システムにおけるガスハイドレート 分解装置である。
[0010] 上記のように、請求項 1に記載の発明は、ガスハイドレートの分解により生じたガス を燃料とするガスタービン複合発電システムであって、復水器で生じた復水を、該復 水器の蒸気入口側に循環すると共に、該循環復水とガスハイドレートの分解に供した 循環水とを熱交換し、さらに熱交換後の当該循環水をガスハイドレートの分解に用い ているので、次のような効果を得ることができる。
[0011] (a) ガスハイドレート熱分解用の熱媒 (循環水）を復水器の復水を利用して昇温す るので、ガス化槽の操作温度を高く設定することができる。
[0012] (b) ガスハイドレートの分解反応時間は、ガス化槽のハイドレート平衡温度と槽内 操作温度の温度差（ΔΤ)によって決まる。この発明は、 ΔΤを高くすることができるた め、ガスノ、イドレートの分解時間を短縮することができる。 [0013] (c) ガスハイドレートの分解時間が短ければ、ガスハイドレートの滞留時間が短い ため、ガス化槽の容積を小さくすることができる。
[0014] (d) 循環復水を復水器の伝熱管に直に散布すると、伝熱管の周囲の液膜の膜厚 が大きくなり、伝熱阻害が考えられるが、上記のように、復水器の入り口で、蒸気ター ビン排出蒸気と循環復水とを、直接、接触させると、蒸気タービン排出蒸気の復水化 が促進することおよび海水量を減らしたことから、復水器の伝熱面積を従来の復水器
(海水のみを冷熱に使用する復水器)よりも小さくできる。
[0015] (e) ガスハイドレート熱分解用の熱媒 (循環水）と循環復水との温度差を海水に比 ベ大きくできるのため、ガスノ、イドレート熱分解用熱交翻の伝熱面積を小さくするこ とがでさる。
[0016] 他方、請求項 2に記載の発明は、ガスハイドレートの分解により生じたガスを燃料と するガスタービン複合発電システムであって、復水器で生じた復水を、該復水器の蒸 気入口側に循環させるポンプと、該循環復水とガスハイドレートの分解に供した循環 水とを熱交換させる熱交換器と、当該循環水をガスハイドレートの分解槽に循環する ポンプを備えたので、請求項 1に記載の発明と同様に、次のような効果を得ることが できる。
[0017] (a) ガスハイドレート熱分解用の熱媒 (生成液)を復水器の復水を利用して昇温す るので、ガス化槽の操作温度を高く設定することができる。
[0018] (b) ガスハイドレートの分解反応時間は、ガス化槽のハイドレート平衡温度と操作 温度の温度差（ΔΤ)によって決まる。この発明は、 ΔΤを高くすることができるため、 ガスハイドレートの分解時間を短縮することができる。
[0019] (c) ガスハイドレートの分解時間が短ければ、ガスハイドレートの滞留時間が短い ため、ガス化槽の容積を小さくすることができる。
[0020] (d) 循環復水を復水器の伝熱管に直に散布すると、伝熱管の周囲の液膜の膜厚 が大きくなり、伝熱阻害が考えられるが、上記のように、復水器の入り口で、蒸気ター ビン排出蒸気と循環復水とを、直接、接触させると、蒸気タービン排出蒸気の復水化 が促進することから、復水器の伝熱面積を従来の復水器 (海水のみを冷熱に使用す る復水器)よりち/ J、さくでさる。 [0021] (e) ガスハイドレート熱分解用の熱媒 (循環水）と、循環復水との温度差を大きくで きるのため、ガスハイドレート熱分解用熱交^^の伝熱面積を小さくすることができる 図面の簡単な説明
[0022] [図 1]本発明に係るコージェネレーションシステムにおけるガスハイドレート加熱熱分 解方法を実施する設備の概略構成図である。
[図 2]ガスハイドレート加熱熱分解装置の概略構成図である。
[図 3]改良型蒸気タービン復水器の横断面図である。
[図 4]改良型蒸気タービン復水器の縦断面図である。
[図 5]ガス化槽の熱 ·物質収支を表した図である。
[図 6]改良型蒸気タービン復水器の熱'物質収支を表した図である。
発明を実施するための最良の形態
[0023] 以下、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
図 1において、 Aはガスタービン発電設備、 Bはガスハイドレート加熱熱分解装置で ある。
[0024] ガスタービン発電設備 Aは、圧縮機 1とタービン 2をタービン軸 3にて同軸に連結し 、圧縮機 1で圧縮した空気 aを用いて燃焼器 4内で燃料ガス、つまり、天然ガス bを燃 焼させ、その時、発生した高温高圧の燃焼ガス cをタービン 2で膨張させてタービン軸 3に連結した発電機 5を駆動するようになって 、る。
[0025] 更に、このガスタービン発電設備 Aは、タービン 2から排出した高温の排ガス dを廃 熱ボイラ 6に導入し、熱回収により生じた蒸気 eをタービン軸 3に連結した蒸気タービ ン 7, 8, 9でそれぞれ膨張させて発電機 5を駆動し、蒸気タービン 7, 8, 9より排出し た蒸気 fを復水器 10で復水して、再度、廃熱ボイラ 6に戻すようになつている。
[0026] 他方、ガスハイドレート加熱熱分解装置 Bは、輸送船 30より貯槽 31に搬入したペレ ット状のガスハイドレート hをガス化槽 32で熱分解し、この熱分解で生じた天然ガス b を上記の燃焼器 4に供給する一方、その時に生じた生成液 mを圧縮機 1の吸気冷却 用冷却水、廃熱ボイラ 6のボイラ補給水および輸送船 30のバラスト水に使用している [0027] 更に詳しく説明すると、貯槽 31内のガスハイドレート hは、図 2に示すように、破砕機 (図示せず）によって細力べ砕かれた後、ロータリー弁 33によって混合機 34に供給さ れる。混合機 34内のガスハイドレート h (約 10mm程度）は、ガス化槽 32から補給され る循環水 iによってスラリー化し、スラリーポンプ 35によってガス化槽 32に供給される
[0028] 他方、ガス化槽 32の循環水 iは、復水器 10の復水 nを熱源とする熱交換器 11でカロ 熱され、ガスハイドレート hの分解に要する分解熱が与えられる。そして、ガス化槽 32 内に設けた散水ノズル 36から槽内のガスハイドレート hに向けて散水される。ガスハイ ドレート hは、熱分解により天然ガス bと循環水 iの一部（生成液）になるが、生成した天 然ガス bは、ガスタービン燃焼器 4に供給され、生成した循環水 iの一部（生成液) mは 、ガス化槽 32内に溜まるので、常時、排出する。
[0029] この循環水 iの一部は、既に説明したように、ガスタービン 2の吸気冷却用冷却水、 廃熱ボイラ 6のボイラ補給水および輸送船 30のバラスト水に使用される。その際、廃 熱ボイラ 6のボイラ補給水以外は、図 1に示すように、貯水槽 12に蓄えられた後、回 収水移送ポンプ 13によって輸送船 30のバラスト水に供される。
[0030] 復水器 10では、冷熱源として、一般に、海水が利用されている力 復水器 10の復 水 nは、海水を上回る温度 (例えば、 33°C)を有し、ガスノ、イドレート hの再ガス化に最 適な熱源である。尚、海水 ρの温度は、 21°Cである。
[0031] しかし、復水の熱を回収すると、復水の温度が設定温度 (例えば、 33°C)よりも低下 し、いわゆるボイラ給水となるため、発電効率が低下する事態になる。そこで、復水の 温度が変動しな 、ように計画する必要がある。
[0032] そこで、この発明では、復水器に工夫を凝らし、復水 nの熱の一部を回収しても復 水の温度が変動しないように改善した。すなわち、図 3および図 4に示すように、横長 の復水器 10の胴部 14の一部を大径にし、この大径部 15の下部に復水溜り 16を設 けると共に、大径部 15の上部空間（入り口） 17に復水散布ノズル 18を設けている。
[0033] その上、復水溜り 16内の復水 nの一部を第 1ポンプ 19で汲み上げた後、既に説明 した熱交^^ 11を経て上記の復水散布ノズル 18から復水器 10の上部空間（入り口 ) 17内の蒸気 fに向けて循環復水 rを噴射するようにして 、る。 [0034] この循環復水 rを復水器 10の伝熱管 23に単に散布すると、伝熱管 23の液膜が厚く なり、伝熱阻害が考えられる力 上記のように、復水散布ノズル 18から復水器 10の上 部空間（入り口） 17内の蒸気 fに向けて循環復水 rを散布すると、伝熱管 23の上方で 循環復水 rと蒸気 fとが、直接、接触して蒸気 fの復水化が促進することから、伝熱管 2 3の伝熱面積を従来の復水器 (冷熱に海水のみを使用する復水器)よりも小さくする ことができる。
[0035] 循環復水 rの大部分は、第 2ポンプ 20によって送出される力 この循環復水 rは、復 水室 21に流入後、復水回収ポンプ 22によって廃熱ボイラ 6に給水される。
[0036] なお、図 1中、 25は回収水ポンプ、 26は分解槽液循環ポンプ、 27は冷却水ポンプ である。
実施例
[0037] 図 5は、天然ガスをガスタービン燃焼器に 50tZh供給するガス化槽の熱 ·物質収 支を表した図である。
[0038] 貯槽 31内のペレット状のガスハイドレート hは、図示しない破砕機によって細力べ砕 かれた後、ロータリー弁 33によって混合機 34に供給される (供給量： 375tZh、温度 : - 20°C) o
[0039] 混合機 34内のガスハイドレート h (約 10mm程度）は、ガス化槽 32から補給される水
(循環水） i (水温： 10°C、圧力： 3ata (0. 29MPa)、供給量： 1, 499tZh)によってス ラリー化し (スラリー濃度: 0. 2%)、スラリーポンプ 35によってガス化槽 32に供給され る。
[0040] ガス化槽 32は、操作温度が 10°C、操作圧力が 35ata (3. 43MPa) )であり、この操 作温度の水 (循環水) iが循環し (4, 565tZh)、外部の熱交換器 11にて循環復水 r を熱源として加熱される。
[0041] 加熱後の水（循環水） i (20°C)は、散水ノズル 36から槽内に散布される。生成水 m は、 325tZhであり、天然ガスは、 50tZhに飽和湿りガスとして同伴する水分（0. 01
79t/h)が投入されたガスハイドレート相当分である。
[0042] 他方、図 6は、改良型蒸気タービン復水器の熱 ·物質収支を表した図である。
復水器（ドレン量： 388tZh、ェンタルピー： 33. Okcal/kg) 10は、海水による冷 却 (供給量： 23, 298tZh)と、ガスハイドレートの加熱負荷をタービン排気凝縮熱と する。この場合、復水器真空度は、通常運転を維持するため、ドレンを再循環 (循環 量： 5, 706tZh)して散布する工夫をしている。
[0043] ここで、ガスノ、イドレート分解熱を利用しな 、場合の復水器冷却水量 G，は、
G' = 29, 682t/h
であるから、ガスハイドレート分解熱は、復水器の熱負荷の 21. 4%に相当する。
[0044] すなわち、ガスハイドレート分解熱に要する復水器の熱負荷を Nとすると、
N= (1 - 23298/29682) X 100 = 21. 4
となる。

Claims

請求の範囲
[1] ガスハイドレートの分解により生じたガスを燃料とするガスタービン複合発電システム であって、復水器で生じた復水を、該復水器の蒸気入口側に循環すると共に、該循 環復水とガスハイドレート分解のための循環水とを熱交換させ、ガスハイドレートの分 解に必要な熱量を得ることを特徴とするガスタービン複合発電システムにおけるガス ノ、イドレート分解方法。
[2] ガスハイドレートの分解により生じたガスを燃料とするガスタービン複合発電システム であって、復水器で生じた復水を、該復水器の蒸気入口側に循環させるポンプと、該 循環復水とガスハイドレート分解のための循環水とを熱交換させる熱交^^と、当該 循環水をガスノ、イドレートの分解槽に循環するポンプを備えたことを特徴とするガスタ 一ビン複合発電システムにおけるガスハイドレート分解装置。
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