WO2022209563A1 - ガスタービンシステム - Google Patents

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WO2022209563A1
WO2022209563A1 PCT/JP2022/009180 JP2022009180W WO2022209563A1 WO 2022209563 A1 WO2022209563 A1 WO 2022209563A1 JP 2022009180 W JP2022009180 W JP 2022009180W WO 2022209563 A1 WO2022209563 A1 WO 2022209563A1
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ammonia
turbine system
flow path
gas turbine
gas
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PCT/JP2022/009180
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慎太朗 伊藤
正宏 内田
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株式会社Ihi
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    • F23R2900/00002—Gas turbine combustors adapted for fuels having low heating value [LHV]

Definitions

  • a gas turbine system that obtains power by burning fuel in a combustor is used.
  • a gas turbine system for example, as disclosed in Patent Document 1, there is a system that uses ammonia as a fuel. Emission of carbon dioxide is suppressed by using ammonia as a fuel.
  • Ammonia has the property (that is, flame retardancy) that it is difficult to burn compared to other fuels. Therefore, combustors in which ammonia is used as fuel may fail to ignite. Also, even if ignition is successful, there is a risk that some fuel will be discharged without being burned.
  • An object of the present disclosure is to provide a gas turbine system capable of improving combustibility in a combustor in which ammonia is used as fuel.
  • the gas turbine system of the present disclosure includes an ammonia tank, a combustor connected to the ammonia tank, an exhaust passage connected to the combustor, a turbine provided in the exhaust passage, A cracked gas reservoir connected to the combustor, and an ammonia cracking catalyst arranged downstream of the turbine in the exhaust flow path and connected to the ammonia tank and the cracked gas reservoir.
  • a cooling device may be provided in the channel connecting the ammonia decomposition catalyst and the decomposition gas storage device.
  • the cooling device is a first heat exchanger provided in a flow path connecting the ammonia decomposition catalyst and the cracked gas storage device, and the flow path connecting the ammonia tank and the ammonia decomposition catalyst passes through the first heat exchanger.
  • a second heat exchanger may be provided downstream of the ammonia decomposition catalyst in the exhaust flow path, and the flow path connecting the ammonia tank and the ammonia decomposition catalyst may pass through the second heat exchanger.
  • a flow path connecting the ammonia tank and the ammonia decomposition catalyst is provided with a first flow rate control valve, and the first flow rate is controlled so that ammonia is supplied from the ammonia tank to the ammonia decomposition catalyst during operation of the gas turbine system.
  • a control device for controlling the control valve may be provided.
  • a second flow control valve is provided in the flow path connecting the cracked gas storage device and the combustor, and a third flow control valve is provided in the flow path connecting the ammonia tank and the combustor.
  • the second flow control valve and the second flow control valve are arranged so that the supply of ammonia from the ammonia tank to the combustor starts after the supply of cracked gas from the cracked gas storage to the combustor starts.
  • 3 flow control valves may be controlled.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to an embodiment of the present disclosure.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an example of the flow of processing performed by the control device according to the embodiment of the present disclosure.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to a first modification.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to a second modification.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to a third modification.
  • FIG. 6 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to a fourth modification.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to a fifth modification.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1 according to this embodiment.
  • the gas turbine system 1 includes a supercharger 11, a generator 12, a combustor 13, an ammonia tank 14, a pump 15, an ammonia decomposition catalyst 16, and a decomposition gas storage device 17. , a first flow control valve 21 , a second flow control valve 22 , a third flow control valve 23 , and a control device 31 .
  • the gas turbine system 1 includes a combustor 13, an ammonia tank 14, a pump 15, an ammonia decomposition catalyst 16, a decomposition gas storage device 17, a first flow control valve 21, a second flow control valve 22, A third flow control valve 23 and a controller 31 are included in the combustion device 10 .
  • the supercharger 11 has a compressor 11a and a turbine 11b. Compressor 11a and turbine 11b rotate as a unit. Compressor 11a and turbine 11b are connected by a shaft.
  • the compressor 11 a is provided in an intake passage 41 connected to the combustor 13 . Air supplied to the combustor 13 flows through the intake passage 41 . An intake port (not shown) through which air is taken in from the outside is provided at the upstream end of the intake passage 41 . Air taken in from the intake port passes through the compressor 11 a and is sent to the combustor 13 . The compressor 11a compresses air and discharges it downstream.
  • the turbine 11 b is provided in an exhaust flow path 42 connected to the combustor 13 . Exhaust gas discharged from the combustor 13 flows through the exhaust flow path 42 . An exhaust port (not shown) through which the exhaust gas is discharged to the outside is provided at the downstream end of the exhaust passage 42 . Exhaust gas discharged from the combustor 13 passes through the turbine 11b and is sent to the exhaust port. The turbine 11b generates rotational power by being rotated by the exhaust gas.
  • the generator 12 is connected to the turbocharger 11.
  • the generator 12 generates power using the rotational power generated by the supercharger 11 .
  • ammonia is used as fuel for combustion.
  • fuel other than ammonia for example, cracked gas as fuel for ignition described later
  • the gas turbine system 1 is started (that is, when the combustion device 10 is started).
  • the combustor 13 has a combustion chamber 13a and an ignition device 13b. Air compressed by a compressor 11a is supplied from an intake passage 41 to the combustion chamber 13a. Fuel is supplied to the combustion chamber 13a. For example, liquid ammonia is supplied (specifically, sprayed) from the ammonia tank 14 to the combustion chamber 13a as fuel. A mixture containing fuel and air is produced in the combustion chamber 13a.
  • the ignition device 13b ignites the air-fuel mixture in the combustion chamber 13a. For example, the ignition device 13b is provided inside the combustion chamber 13a. Exhaust gas generated by combustion in the combustion chamber 13 a is discharged to the exhaust passage 42 .
  • Liquid ammonia is stored in the ammonia tank 14 .
  • Ammonia tank 14 is connected to combustor 13 and ammonia decomposition catalyst 16, respectively. Thereby, ammonia can be supplied from the ammonia tank 14 to each of the combustor 13 and the ammonia decomposition catalyst 16 .
  • a channel 43 is connected to the ammonia tank 14 .
  • a channel 44 and a channel 45 are connected to the downstream end of the channel 43 .
  • Flow path 44 is connected to combustor 13 . That is, the ammonia tank 14 is connected to the combustor 13 via the flow paths 43 and 44 .
  • Liquid ammonia is supplied from the ammonia tank 14 to the combustor 13 (specifically, the combustion chamber 13 a ) through the flow paths 43 and 44 .
  • Flow path 45 is connected to ammonia decomposition catalyst 16 . That is, the ammonia tank 14 is connected to the ammonia decomposition catalyst 16 via the flow paths 43 and 45 .
  • Liquid ammonia is supplied from the ammonia tank 14 to the ammonia decomposition catalyst 16 through the flow paths 43 and 45 .
  • a pump 15 is provided in the channel 43 .
  • the pump 15 sends ammonia supplied from the ammonia tank 14 to the downstream side. Ammonia sent by pump 15 passes through flow path 43 and is sent to flow paths 44 and 45 .
  • a third flow control valve 23 is provided in the flow path 44 .
  • the third flow control valve 23 controls (that is, adjusts) the flow rate of ammonia flowing through the flow path 44 . That is, the third flow control valve 23 adjusts the amount of ammonia supplied from the ammonia tank 14 to the combustor 13 . The amount of ammonia supplied from the ammonia tank 14 to the combustor 13 is adjusted by adjusting the opening degree of the third flow control valve 23 .
  • a first flow control valve 21 is provided in the flow path 45 .
  • the first flow control valve 21 controls (that is, adjusts) the flow rate of ammonia flowing through the flow path 45 . That is, the first flow control valve 21 adjusts the amount of ammonia supplied from the ammonia tank 14 to the ammonia decomposition catalyst 16 . The amount of ammonia supplied from the ammonia tank 14 to the ammonia decomposition catalyst 16 is adjusted by adjusting the opening degree of the first flow control valve 21 .
  • the ammonia decomposition catalyst 16 is a catalyst that decomposes ammonia to generate decomposition gas.
  • Ammonia decomposition catalyst 16 decomposes ammonia into hydrogen and nitrogen. That is, the cracked gas contains hydrogen and nitrogen. In addition to hydrogen and nitrogen, the cracked gas may contain ammonia that has not been cracked.
  • Decomposition of ammonia by the ammonia decomposition catalyst 16 is performed only when the temperature of the ammonia decomposition catalyst 16 is equal to or higher than a reference temperature (for example, approximately 400° C. to 500° C.). That is, when the temperature of the ammonia decomposition catalyst 16 becomes equal to or higher than the reference temperature, the ammonia decomposition catalyst 16 actively decomposes ammonia.
  • a reference temperature for example, approximately 400° C. to 500° C.
  • the ammonia decomposition catalyst 16 is arranged in the exhaust passage 42 downstream of the turbine 11b. Specifically, heat exchange is possible between the ammonia decomposition catalyst 16 and the exhaust gas in the exhaust passage 42 while the internal space of the ammonia decomposition catalyst 16 and the exhaust passage 42 are not in communication.
  • the exhaust gas flowing through the exhaust passage 42 is at a high temperature (for example, about 550°C). Therefore, during operation of the gas turbine system 1 (that is, during operation of the combustion device 10), the temperature of the ammonia decomposition catalyst 16 is such that ammonia is actively decomposed (that is, the temperature is equal to or higher than the reference temperature). is heated by the exhaust gas flowing through the exhaust passage 42.
  • the ammonia decomposition catalyst 16 is provided with a temperature sensor 16a.
  • a temperature sensor 16 a detects the temperature of the ammonia decomposition catalyst 16 .
  • the cracked gas storage device 17 stores cracked gas.
  • the cracked gas storage device 17 is connected to the ammonia cracking catalyst 16 via a channel 46 .
  • Cracked gas generated by decomposition by the ammonia decomposition catalyst 16 is sent to the cracked gas storage device 17 via the flow path 46 .
  • the flow path 46 may be provided with a check valve, a cutoff valve, or the like for preventing reverse flow of the cracked gas from the cracked gas storage device 17 to the ammonia decomposition catalyst 16 .
  • the cracked gas reservoir 17 is provided with a pressure sensor 17a.
  • a pressure sensor 17 a detects the pressure in the cracked gas reservoir 17 .
  • the cracked gas storage device 17 is connected to the combustor 13 via a flow path 47. Cracked gas is supplied from the cracked gas storage device 17 to the combustor 13 (specifically, the combustion chamber 13a) through the flow path 47 .
  • a second flow control valve 22 is provided in the flow path 47 .
  • the second flow control valve 22 controls (that is, adjusts) the flow rate of the cracked gas flowing through the flow path 47 . That is, the second flow control valve 22 adjusts the amount of cracked gas supplied from the cracked gas reservoir 17 to the combustor 13 . By adjusting the degree of opening of the second flow control valve 22, the amount of cracked gas supplied from the cracked gas reservoir 17 to the combustor 13 is adjusted.
  • the control device 31 includes a central processing unit (CPU), a ROM storing programs and the like, a RAM as a work area, and the like, and controls the gas turbine system 1 as a whole.
  • the control device 31 controls the ignition device 13b, the pump 15, the first flow control valve 21, the second flow control valve 22 and the third flow control valve 23. Further, the control device 31 acquires detection results from the temperature sensor 16a and the pressure sensor 17a.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an example of the flow of processing performed by the control device 31.
  • FIG. The processing flow shown in FIG. 2 is executed, for example, when the user performs an input operation to start up the gas turbine system 1 .
  • An input operation by the user is accepted by the control device 31, for example.
  • the control device 31 determines whether or not the activation condition is satisfied.
  • the activation condition is a condition for permitting activation of the gas turbine system 1 .
  • the startup condition is that there is no abnormality in each device of the gas turbine system 1 (for example, there is no abnormal value in the output value output from each device, or there is no fluid leakage in each flow path). etc.).
  • step S101/YES If it is determined that the activation condition is satisfied (step S101/YES), proceed to step S102. On the other hand, if it is determined that the startup condition is not satisfied (step S101/NO), the process proceeds to step S111, and the gas turbine system 1 is stopped as described later.
  • step S101 the control device 31 causes the ignition device 13b to ignite in step S102.
  • step S ⁇ b>103 the control device 31 starts supplying cracked gas from the cracked gas storage device 17 to the combustor 13 .
  • the control device 31 controls the second flow rate control valve 22 so that the supply of cracked gas from the cracked gas storage device 17 to the combustor 13 is started. That is, the control device 31 opens the closed second flow control valve 22 .
  • cracked gas is generated by the ammonia decomposition catalyst 16 during operation of the gas turbine system 1 , and the generated cracked gas is stored in the cracked gas storage device 17 . Therefore, at the start of the processing flow shown in FIG. 2, the cracked gas is stored in advance in the cracked gas reservoir 17 . However, when the gas turbine system 1 is started for the first time, the cracked gas is stored in advance in the cracked gas storage device 17 by another method.
  • step S104 the control device 31 determines whether or not the ignition has succeeded. If it is determined that the ignition has succeeded (step S104/YES), the process proceeds to step S105. On the other hand, if it is determined that the ignition has not succeeded (step S104/NO), the process proceeds to step S111, and the gas turbine system 1 is stopped as described later.
  • step S105 the control device 31 increases the supply amount of the cracked gas. Specifically, the control device 31 controls the second flow rate control valve 22 so that the amount of cracked gas supplied from the cracked gas storage device 17 to the combustor 13 increases. That is, the control device 31 increases the opening degree of the second flow control valve 22 . For example, the control device 31 increases the amount of cracked gas supplied from the cracked gas reservoir 17 to the combustor 13 so as to change in a preset transition.
  • the control device 31 determines whether or not the supply amount of cracked gas has reached the reference supply amount.
  • the reference supply amount is the amount at which the combustibility in the combustor 13 is maintained at a predetermined level or higher even when the supply of ammonia to the combustor 13 is started (that is, the amount of ammonia that does not burn partially). is set to the value of
  • step S106/YES When it is determined that the supply amount of the cracked gas has reached the reference supply amount (step S106/YES), the control device 31 determines that even if the supply of ammonia to the combustor 13 is started, the combustibility in the combustor 13 does not reach the predetermined level. is maintained at or above the level of , and the process proceeds to step S107. On the other hand, when it is determined that the supply amount of the cracked gas has not reached the reference supply amount (step S106/NO), the control device 31 starts supplying ammonia to the combustor 13, and the combustibility in the combustor 13 increases. It is determined that the value falls below the predetermined level, and the process returns to step S105.
  • the control device 31 permits the supply of ammonia from the ammonia tank 14 to the combustor 13 in step S107. That is, the control device 31 starts supplying ammonia from the ammonia tank 14 to the combustor 13 when the required output of the gas turbine system 1 is greater than or equal to the reference output. In this case, the control device 31 drives the pump 15 and controls the third flow control valve 23 so that the supply of ammonia from the ammonia tank 14 to the combustor 13 is started. That is, the control device 31 opens the closed third flow control valve 23 . Thereby, combustion using ammonia as fuel is started. In addition, when the required output of the gas turbine system 1 is smaller than the reference output, the supply of ammonia from the ammonia tank 14 to the combustor 13 becomes unnecessary.
  • cracked gas is supplied to the combustor 13, and combustion using ammonia as fuel is started in a state where combustibility is maintained at a predetermined level or higher. That is, the cracked gas is used as fuel for supporting combustion (ie, fuel for supporting combustion). This suppresses the occurrence of a situation in which some ammonia does not burn. Note that after starting the supply of ammonia to the combustor 13 , the control device 31 may continue or stop the supply of cracked gas to the combustor 13 .
  • the cracked gas generation condition is a condition for permitting generation of cracked gas by the ammonia decomposition catalyst 16 (that is, decomposition of ammonia).
  • the cracked gas generation condition is that the temperature of the ammonia decomposition catalyst 16 is equal to or higher than the reference temperature (that is, the temperature at which the ammonia decomposition catalyst 16 actively decomposes ammonia).
  • step S108/YES If it is determined that the cracked gas generation condition is satisfied (step S108/YES), the process proceeds to step S109. On the other hand, if it is determined that the decomposition gas generation condition is not satisfied (step S108/NO), the process proceeds to step S110 without executing step S109.
  • the control device 31 supplies ammonia from the ammonia tank 14 to the ammonia decomposition catalyst 16 in step S109. Specifically, the control device 31 controls the first flow control valve 21 so that ammonia is supplied from the ammonia tank 14 to the ammonia decomposition catalyst 16 . That is, the control device 31 opens the closed first flow control valve 21 . As a result, ammonia is decomposed in the ammonia decomposition catalyst 16 to generate cracked gas. The generated cracked gas is sent to the cracked gas reservoir 17, and the pressure inside the cracked gas reservoir 17 rises.
  • step S109 the control device 31 controls the amount of ammonia supplied to the ammonia decomposition catalyst 16 by the first flow control valve 21 so that the pressure in the decomposition gas storage device 17 becomes the reference pressure.
  • control of the amount of ammonia supplied to the ammonia decomposition catalyst 16 (specifically, control of the opening degree of the first flow control valve 21) is specifically realized by feedback control.
  • the reference pressure is the required amount of cracked gas to be used until the supply of ammonia to the combustor 13 is started (hereinafter simply referred to as the required amount) of cracked gas stored in the cracked gas storage device 17 . It is an index for judging whether or not there is For example, when the pressure in the cracked gas reservoir 17 is lower than the reference pressure, it corresponds to the case where the cracked gas reservoir 17 does not store the necessary amount of cracked gas.
  • step S110 the control device 31 determines whether or not the stop condition is satisfied.
  • the stop condition is a condition for permitting stoppage of the gas turbine system 1 .
  • the stop condition is that there is no demand for power generation and the pressure in the cracked gas reservoir 17 is equal to or higher than the reference pressure.
  • step S110/YES If it is determined that the stop condition is satisfied (step S110/YES), the process proceeds to step S111. On the other hand, if it is determined that the stop condition is not satisfied (step S110/NO), the process returns to step S108.
  • step S111 the control device 31 stops the gas turbine system 1, and the processing flow shown in FIG. 2 ends. Specifically, the control device 31 stops the supply of ammonia to the combustor 13, the supply of cracked gas to the combustor 13, and the supply of ammonia to the ammonia decomposition catalyst 16, so that the gas turbine system 1 to stop
  • control device 31 supplies ammonia from the ammonia tank 14 to the ammonia decomposition catalyst 16 without stopping the gas turbine system 1 when the pressure in the decomposition gas storage device 17 is lower than the reference pressure. continue. Thereby, the gas turbine system 1 can be stopped after the pressure in the cracked gas storage device 17 recovers to the reference pressure or higher.
  • the ammonia decomposition catalyst 16 is arranged in the exhaust passage 42 downstream of the turbine 11b.
  • the ammonia decomposition catalyst 16 is heated by the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 42 to a temperature at which ammonia is actively decomposed (that is, a temperature equal to or higher than the reference temperature).
  • a temperature at which ammonia is actively decomposed that is, a temperature equal to or higher than the reference temperature.
  • the ammonia decomposition catalyst 16 is connected to the combustor 13 via the decomposition gas storage device 17 .
  • the cracked gas can be stored in the cracked gas storage device 17 by causing the ammonia cracking catalyst 16 to break down the ammonia to generate the cracked gas.
  • the combustibility in the combustor 13 can be improved.
  • control device 31 operates the first flow control valve 21 so that ammonia is supplied from the ammonia tank 14 to the ammonia decomposition catalyst 16 during operation of the gas turbine system 1 (that is, during operation of the combustion device 10). Control.
  • the cracked gas is generated by the ammonia decomposition catalyst 16 and stored in the cracked gas storage device 17 .
  • the control device 31 starts supplying the cracked gas from the cracked gas storage device 17 to the combustor 13, and the The second flow control valve 22 and the third flow control valve 23 are controlled so as to start supplying ammonia to the combustor 13 .
  • the cracked gas is used as fuel for ignition, so that failure of ignition in the combustor 13 is suppressed and reliability of ignition is appropriately improved.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1A according to a first modified example.
  • a heat exchanger 51 is provided in a flow path 46 and a heat exchanger 51 is provided in a flow path 45, unlike the gas turbine system 1 described above. 51 is different.
  • the heat exchanger 51 corresponds to an example of a first heat exchanger according to the present disclosure.
  • the gas turbine system 1A includes a combustor 13, an ammonia tank 14, a pump 15, an ammonia decomposition catalyst 16, a decomposition gas storage device 17, a first flow control valve 21, a first A second flow control valve 22, a third flow control valve 23, a controller 31, and a heat exchanger 51 are included in the combustion device 10A.
  • the flow path 46 connects the ammonia decomposition catalyst 16 and the decomposition gas storage device 17 as described above.
  • a heat exchanger 51 is provided in such a flow path 46 .
  • the flow path 45 connects the ammonia tank 14 and the ammonia decomposition catalyst 16 as described above. Such a flow path 45 passes through the heat exchanger 51 .
  • the heat exchanger 51 heat is exchanged between the cracked gas flowing through the flow path 46 and the ammonia flowing through the flow path 45.
  • the temperature of the cracked gas flowing through the flow path 46 is higher than the temperature of the ammonia flowing through the flow path 45 . Therefore, in the heat exchanger 51 , heat is transferred from the cracked gas flowing through the flow path 46 to the ammonia flowing through the flow path 45 . Therefore, the cracked gas flowing through the flow path 46 is cooled.
  • the heat exchanger 51 corresponds to a cooling device that cools the cracked gas flowing through the flow path 46 .
  • the temperature of the cracked gas sent to the cracked gas storage device 17 is high (for example, about 500°C). However, the temperature of the cracked gas in the cracked gas storage device 17 drops between the time the gas turbine system 1 is stopped and the next time it is started. The greater the drop in the temperature of the cracked gas in the cracked gas reservoir 17, the more the pressure in the cracked gas reservoir 17 drops.
  • the flow path 46 connecting the ammonia decomposition catalyst 16 and the decomposition gas storage device 17 is provided with a cooling device (specifically, the heat exchanger 51).
  • a cooling device specifically, the heat exchanger 51.
  • the temperature of the cracked gas sent to the cracked gas reservoir 17 can be lowered. Therefore, the amount of decrease in the temperature of the cracked gas in the cracked gas storage device 17 can be reduced during the period from when the gas turbine system 1 is stopped until the next start-up, thereby suppressing a decrease in pressure in the cracked gas storage device 17. can.
  • the pressure in the cracked gas reservoir 17 can be made higher than the pressure in the combustion chamber 13 a , so that the cracked gas can be properly supplied from the cracked gas reservoir 17 to the combustor 13 .
  • the heat exchanger 51 through which the flow path 45 passes is provided in the flow path 46 as a cooling device.
  • the cooling device provided in flow path 46 is not limited to heat exchanger 51 .
  • a device for cooling the cracked gas flowing through the flow path 46 with cooling water or air may be provided in the flow path 46 as a cooling device.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1B according to a second modified example.
  • a heat exchanger 52 is provided in the exhaust flow path 42, and the heat exchange flow path 45 is different from the gas turbine system 1 described above. It differs in that it passes through the vessel 52 .
  • the heat exchanger 52 corresponds to an example of a second heat exchanger according to the present disclosure.
  • the gas turbine system 1B includes a combustor 13, an ammonia tank 14, a pump 15, an ammonia decomposition catalyst 16, a decomposition gas storage device 17, a first flow control valve 21, a second A second flow control valve 22, a third flow control valve 23, a controller 31, and a heat exchanger 52 are included in the combustion device 10B.
  • the heat exchanger 52 is provided downstream of the ammonia decomposition catalyst 16 in the exhaust flow path 42 .
  • the flow path 45 connects the ammonia tank 14 and the ammonia decomposition catalyst 16 as described above. Such flow path 45 passes through heat exchanger 52 .
  • heat exchanger 52 heat exchange takes place between the ammonia flowing through the flow path 45 and the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 42.
  • the temperature of the exhaust gas flowing through the exhaust passage 42 is higher than the temperature of the ammonia flowing through the passage 45 . Therefore, in the heat exchanger 51 , heat is transferred from the exhaust gas flowing through the exhaust passage 42 to the ammonia flowing through the passage 45 . Therefore, the ammonia flowing through the flow path 45 is heated and vaporized.
  • the ammonia flowing through the flow path 45 is heated by the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 42 in the heat exchanger 52, and then sent to the ammonia decomposition catalyst 16.
  • the ammonia decomposition efficiency in the ammonia decomposition catalyst 16 is improved. Therefore, the cracked gas can be efficiently stored in the cracked gas storage device 17 .
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1C according to a third modified example.
  • a heat exchanger 53 and a heat exchanger 54 are provided in the exhaust flow path 42, unlike the gas turbine system 1 described above. The difference is that path 48 passes through heat exchanger 53 and heat exchanger 54 .
  • the gas turbine system 1C includes a combustor 13, an ammonia tank 14, a pump 15, an ammonia decomposition catalyst 16, a decomposition gas storage device 17, a first flow control valve 21, a second A second flow control valve 22, a third flow control valve 23, and a control device 31 are included in the combustion device 10C.
  • flow path 48 is shown in a simplified manner in FIG. 5, flow path 48 is a closed circuit. In other words, water circulates in the flow path 48 .
  • Flow path 48 is provided with a turbine, not shown, and is powered by the turbine using a flow of water (specifically, steam).
  • the flow path 48, the heat exchanger 53, the heat exchanger 54, and the turbine are included in a system different from the gas turbine system 1C. Details of the above another system will be described with reference to FIG.
  • the heat exchanger 53 is provided downstream of the heat exchanger 54 in the exhaust passage 42 .
  • the heat exchanger 53 is provided upstream of the heat exchanger 54 in the flow path 48 .
  • the liquid water flowing through the flow path 48 is heated by the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 42 .
  • the heated liquid water is then heated again by the exhaust gas flowing through the exhaust passage 42 in the heat exchanger 54 and vaporized into gas (that is, water vapor).
  • a turbine (not shown) is rotated by the steam to generate rotational power.
  • the gas turbine system 1C shares a part with another system. It should be noted that the configuration and application of another system partially shared with the gas turbine system 1C are not limited to the above example. Even in such a case, the same effects as those of the gas turbine system 1 described above can be obtained.
  • the ammonia decomposition catalyst 16 is arranged upstream of the heat exchangers 53 and 54 in the exhaust flow path 42 . Thereby, the ammonia decomposition catalyst 16 can be effectively heated by the exhaust gas.
  • the ammonia decomposition catalyst 16 may be arranged between the heat exchanger 54 and the heat exchanger 53 or may be arranged downstream of the heat exchanger 53 .
  • FIG. 6 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1D according to a fourth modification.
  • a heat exchanger 52 is provided in an exhaust flow path 42, and a heat exchange flow path 45 is different from the gas turbine system 1C described above. It differs in that it passes through the vessel 52 .
  • the heat exchanger 52 is provided downstream of the heat exchanger 53 in the exhaust flow path 42 .
  • the gas turbine system 1D includes a combustor 13, an ammonia tank 14, a pump 15, an ammonia decomposition catalyst 16, a decomposition gas storage device 17, a first flow control valve 21, a first A second flow control valve 22, a third flow control valve 23, a controller 31, and a heat exchanger 52 are included in the combustion device 10D.
  • the ammonia flowing through the flow path 45 is heated by the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 42 in the heat exchanger 52, and then converted into ammonia. It is sent to the cracking catalyst 16 .
  • the ammonia decomposition efficiency in the ammonia decomposition catalyst 16 is improved compared to the gas turbine system 1C described above. Therefore, the cracked gas can be efficiently stored in the cracked gas storage device 17 .
  • the heat exchanger 52 is added to the gas turbine system 1C described above, it is preferable to provide the heat exchanger 52 downstream of the heat exchanger 53 in the exhaust flow path 42 as described above. .
  • ammonia vaporizes at a relatively low temperature (for example, about 60° C. at 2 MPa), ammonia can vaporize in the heat exchanger 52 also in this case. Furthermore, the addition of the heat exchanger 52 has the effect of accelerating decomposition of ammonia, and the efficiency of the power generation system as a whole is improved by the heat exchangers 53 and 54 .
  • the exhaust gas flowing through the exhaust passage 42 is cooled in the heat exchanger 54 and the heat exchanger 53, and then further cooled in the heat exchanger 52. Therefore, the temperature of the exhaust gas on the downstream side of the exhaust passage 42 is lower than in the gas turbine system 1C described above. Therefore, in order to suppress the occurrence of dew condensation in the exhaust passage 42 and the heat exchanger 52, it is preferable to use stainless steel or the like as the material of the members forming the exhaust passage 42 and the heat exchanger 52.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1E according to a fifth modification.
  • a heat exchanger 55 is provided in the flow path 48, and the flow path 45 is a heat exchanger, unlike the gas turbine system 1D described above. 55 is different.
  • the gas turbine system 1E includes a combustor 13, an ammonia tank 14, a pump 15, an ammonia decomposition catalyst 16, a decomposition gas storage device 17, a first flow control valve 21, a first A second flow control valve 22, a third flow control valve 23, a controller 31, a heat exchanger 52, and a heat exchanger 55 are included in the combustion device 10E.
  • FIG. 7 also shows a portion of the system 2 including the flow path 48, which was omitted from FIGS. 5 and 6.
  • System 2 is a power generation system including flow path 48 , heat exchanger 53 , heat exchanger 54 , heat exchanger 55 , turbine 56 , generator 57 and drum 58 .
  • the liquid water flowing through flow path 48 is heated and vaporized into gas (ie water vapor) in heat exchangers 53 and 54 .
  • a turbine 56 is provided downstream of the heat exchanger 54 in the flow path 48 .
  • Turbine 56 is turned by steam flowing through flow path 48 to generate rotational power.
  • the generator 57 is connected to the turbine 56.
  • the generator 57 uses the rotational power generated by the turbine 56 to generate electricity.
  • a heat exchanger 55 and a drum 58 are provided downstream from the turbine 56 and upstream from the heat exchanger 53 in the flow path 48 in this order from the upstream side.
  • heat exchanger 55 heat exchange takes place between the steam that has passed through the turbine 56 and the ammonia that flows through the flow path 45 .
  • the steam that has passed through the turbine 56 is cooled in the heat exchanger 55 by ammonia flowing through the flow path 45 .
  • Some of the water vapor passing through heat exchanger 55 is condensed.
  • the steam or water that has passed through the heat exchanger 55 is supplied to the drum 58 . Water is sent from the drum 58 toward the heat exchanger 53 .
  • ammonia flowing through the flow path 45 is heated by water vapor flowing through the flow path 48 in the heat exchanger 55. After that, the ammonia flowing through the flow path 45 is heated again by the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 42 in the heat exchanger 52 and then sent to the ammonia decomposition catalyst 16 .
  • the ammonia decomposition efficiency in the ammonia decomposition catalyst 16 is improved compared to the gas turbine system 1D described above. Therefore, the cracked gas can be efficiently stored in the cracked gas storage device 17 .
  • a heat exchanger 52 is provided in the exhaust flow path 42, and the flow path 45 passes through the heat exchanger 52.
  • the heat exchanger 52 may be omitted with respect to the example of FIG.
  • the ammonia flowing through the flow path 45 is sent to the ammonia decomposition catalyst 16 without exchanging heat with the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 42 .
  • the extent to which the exhaust gas flowing through the exhaust passage 42 is cooled becomes small, so that the temperature drop of the exhaust gas on the downstream side of the exhaust passage 42 is suppressed. Therefore, the degree of freedom in selecting the material of the member forming the exhaust flow path 42 is improved.
  • the rotational power generated by the supercharger 11 drives the generator 12.
  • An example has been described that is used as energy to cause
  • the rotational power generated by the turbocharger 11 is used for other purposes (for example, It may be used for the purpose of driving a moving body such as a ship, etc.).
  • the gas turbine system 1A, the gas turbine system 1B, the gas turbine system 1C, the gas turbine system 1D, and the gas turbine system 1E mainly contain liquid ammonia.
  • gaseous ammonia is supplied to the ammonia decomposition catalyst 16 in the gas turbine system 1B, the gas turbine system 1D, and the gas turbine system 1E.
  • gas turbine system 1A, gas turbine system 1B, gas turbine system 1C, gas turbine system 1D, and gas turbine system 1E gaseous ammonia is supplied to combustor 13 and ammonia decomposition catalyst 16. good.
  • a vaporizer may be provided downstream of the pump 15 , and the ammonia may be vaporized by the vaporizer and then supplied to the combustor 13 or the ammonia decomposition catalyst 16 .
  • an accumulator may be provided downstream of the vaporizer.
  • a vaporizer and an accumulator may be provided in flow path 43 and may be provided in flow path 44 and flow path 45, respectively.
  • Gas turbine system 1A Gas turbine system 1B: Gas turbine system 1C: Gas turbine system 1D: Gas turbine system 1E: Gas turbine system 11b: Turbine 13: Combustor 14: Ammonia tank 16: Ammonia decomposition catalyst 17: Cracked gas Reservoir 21: first flow control valve 22: second flow control valve 23: third flow control valve 31: control device 42: exhaust flow path 43: flow path 44: flow path 45: flow path 46: flow path 47: Flow path 51: heat exchanger (cooling device, first heat exchanger) 52: heat exchanger (second heat exchanger)

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Abstract

ガスタービンシステム１は、アンモニアタンク１４と、アンモニアタンク１４と接続される燃焼器１３と、燃焼器１３と接続される排気流路４２と、排気流路４２に設けられるタービン１１ｂと、燃焼器１３と接続される分解ガス貯蔵器１７と、排気流路４２のうちタービン１１ｂより下流側に配置され、アンモニアタンク１４および分解ガス貯蔵器１７と接続されるアンモニア分解触媒１６と、を備える。

Description

ガスタービンシステム
　本開示は、ガスタービンシステムに関する。本出願は２０２１年３月３０日に提出された日本特許出願第２０２１－０５７４４２号に基づく優先権の利益を主張するものであり、その内容は本出願に援用される。
　燃焼器で燃料を燃焼させることによって動力を得るガスタービンシステムが利用されている。ガスタービンシステムとして、例えば、特許文献１に開示されているように、アンモニアを燃料として用いるものがある。アンモニアを燃料として用いることによって、二酸化炭素の排出が抑制される。
特開２０１６－１９１５０７号公報
　アンモニアは、他の燃料と比べると燃焼しにくい性質（つまり、難燃性）を有する。ゆえに、アンモニアが燃料として用いられる燃焼器では、点火が失敗する場合があった。また、点火が成功した場合であっても、一部の燃料が燃焼せずに排出されるおそれがあった。
　本開示の目的は、アンモニアが燃料として用いられる燃焼器における燃焼性を向上させることが可能なガスタービンシステムを提供することである。
　上記課題を解決するために、本開示のガスタービンシステムは、アンモニアタンクと、アンモニアタンクと接続される燃焼器と、燃焼器と接続される排気流路と、排気流路に設けられるタービンと、燃焼器と接続される分解ガス貯蔵器と、排気流路のうちタービンより下流側に配置され、アンモニアタンクおよび分解ガス貯蔵器と接続されるアンモニア分解触媒と、を備える。
　アンモニア分解触媒と分解ガス貯蔵器とを接続する流路には、冷却装置が設けられてもよい。
　冷却装置は、アンモニア分解触媒と分解ガス貯蔵器とを接続する流路に設けられる第１熱交換器であり、アンモニアタンクとアンモニア分解触媒とを接続する流路は、第１熱交換器を通過してもよい。
　排気流路のうちアンモニア分解触媒より下流側には、第２熱交換器が設けられ、アンモニアタンクとアンモニア分解触媒とを接続する流路は、第２熱交換器を通過してもよい。
　アンモニアタンクとアンモニア分解触媒とを接続する流路には、第１流量制御弁が設けられ、ガスタービンシステムの運転中に、アンモニアタンクからアンモニア分解触媒へアンモニアが供給されるように、第１流量制御弁を制御する制御装置を備えてもよい。
　分解ガス貯蔵器と燃焼器とを接続する流路には、第２流量制御弁が設けられ、アンモニアタンクと燃焼器とを接続する流路には、第３流量制御弁が設けられ、制御装置は、ガスタービンシステムの起動時に、分解ガス貯蔵器から燃焼器への分解ガスの供給が開始した後に、アンモニアタンクから燃焼器へのアンモニアの供給が開始するように、第２流量制御弁および第３流量制御弁を制御してもよい。
　本開示によれば、アンモニアが燃料として用いられる燃焼器における燃焼性を向上させることができる。
図１は、本開示の実施形態に係るガスタービンシステムの構成を示す模式図である。 図２は、本開示の実施形態に係る制御装置が行う処理の流れの一例を示すフローチャートである。 図３は、第１の変形例に係るガスタービンシステムの構成を示す模式図である。 図４は、第２の変形例に係るガスタービンシステムの構成を示す模式図である。 図５は、第３の変形例に係るガスタービンシステムの構成を示す模式図である。 図６は、第４の変形例に係るガスタービンシステムの構成を示す模式図である。 図７は、第５の変形例に係るガスタービンシステムの構成を示す模式図である。
　以下に添付図面を参照しながら、本開示の実施形態について説明する。実施形態に示す寸法、材料、その他具体的な数値等は、理解を容易とするための例示にすぎず、特に断る場合を除き、本開示を限定するものではない。なお、本明細書および図面において、実質的に同一の機能、構成を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略し、また本開示に直接関係のない要素は図示を省略する。
　図１は、本実施形態に係るガスタービンシステム１の構成を示す模式図である。図１に示すように、ガスタービンシステム１は、過給機１１と、発電機１２と、燃焼器１３と、アンモニアタンク１４と、ポンプ１５と、アンモニア分解触媒１６と、分解ガス貯蔵器１７と、第１流量制御弁２１と、第２流量制御弁２２と、第３流量制御弁２３と、制御装置３１とを備える。
　ガスタービンシステム１のうち、燃焼器１３と、アンモニアタンク１４と、ポンプ１５と、アンモニア分解触媒１６と、分解ガス貯蔵器１７と、第１流量制御弁２１と、第２流量制御弁２２と、第３流量制御弁２３と、制御装置３１とが、燃焼装置１０に含まれる。
　過給機１１は、圧縮機１１ａとタービン１１ｂとを有する。圧縮機１１ａおよびタービン１１ｂは、一体として回転する。圧縮機１１ａとタービン１１ｂとは、シャフトによって連結されている。
　圧縮機１１ａは、燃焼器１３と接続される吸気流路４１に設けられている。吸気流路４１には、燃焼器１３に供給される空気が流通する。吸気流路４１の上流側の端部には、空気が外部から取り込まれる不図示の吸気口が設けられる。吸気口から取り込まれた空気は、圧縮機１１ａを通過して、燃焼器１３に送られる。圧縮機１１ａは、空気を圧縮して下流側に吐出する。
　タービン１１ｂは、燃焼器１３と接続される排気流路４２に設けられている。排気流路４２には、燃焼器１３から排出された排気ガスが流通する。排気流路４２の下流側の端部には、排気ガスが外部に排出される不図示の排気口が設けられる。燃焼器１３から排出された排気ガスは、タービン１１ｂを通過して、排気口に送られる。タービン１１ｂは、排気ガスによって回されることによって、回転動力を生成する。
　発電機１２は、過給機１１と接続される。発電機１２は、過給機１１によって生成された回転動力を用いて発電する。
　燃焼器１３では、アンモニアが燃料として用いられ、燃焼が行われる。なお、後述するように、ガスタービンシステム１の起動時（つまり、燃焼装置１０の起動時）等には、アンモニア以外の燃料（例えば、後述する点火用の燃料としての分解ガス）も用いられる。
　燃焼器１３は、燃焼室１３ａと、点火装置１３ｂとを有する。燃焼室１３ａには、圧縮機１１ａにより圧縮された空気が吸気流路４１から供給される。燃焼室１３ａには、燃料が供給される。例えば、燃焼室１３ａには、液体のアンモニアがアンモニアタンク１４から燃料として供給される（具体的には、噴霧される）。燃焼室１３ａにおいて、燃料と空気を含む混合気が生成される。点火装置１３ｂは、燃焼室１３ａ内の混合気を点火する。例えば、点火装置１３ｂは、燃焼室１３ａの内部に設けられる。燃焼室１３ａ内での燃焼により生じた排気ガスは、排気流路４２に排出される。
　アンモニアタンク１４には、液体のアンモニアが貯蔵される。アンモニアタンク１４は、燃焼器１３およびアンモニア分解触媒１６とそれぞれ接続される。それにより、アンモニアタンク１４から燃焼器１３およびアンモニア分解触媒１６の各々へアンモニアが供給可能となる。
　アンモニアタンク１４には、流路４３が接続されている。流路４３の下流側の端部に、流路４４および流路４５がそれぞれ接続されている。流路４４は、燃焼器１３と接続されている。つまり、アンモニアタンク１４は、流路４３および流路４４を介して燃焼器１３と接続される。アンモニアタンク１４から流路４３および流路４４を介して燃焼器１３（具体的には、燃焼室１３ａ）に液体のアンモニアが供給される。流路４５は、アンモニア分解触媒１６と接続されている。つまり、アンモニアタンク１４は、流路４３および流路４５を介してアンモニア分解触媒１６と接続される。アンモニアタンク１４から流路４３および流路４５を介してアンモニア分解触媒１６に液体のアンモニアが供給される。
　流路４３には、ポンプ１５が設けられている。ポンプ１５は、アンモニアタンク１４から供給されるアンモニアを下流側に送出する。ポンプ１５により送出されたアンモニアは、流路４３を通過して、流路４４および流路４５に送られる。
　流路４４には、第３流量制御弁２３が設けられている。第３流量制御弁２３は、流路４４を流通するアンモニアの流量を制御（つまり、調整）する。つまり、第３流量制御弁２３は、アンモニアタンク１４から燃焼器１３へのアンモニアの供給量を調整する。第３流量制御弁２３の開度が調整されることによって、アンモニアタンク１４から燃焼器１３へのアンモニアの供給量が調整される。
　流路４５には、第１流量制御弁２１が設けられている。第１流量制御弁２１は、流路４５を流通するアンモニアの流量を制御（つまり、調整）する。つまり、第１流量制御弁２１は、アンモニアタンク１４からアンモニア分解触媒１６へのアンモニアの供給量を調整する。第１流量制御弁２１の開度が調整されることによって、アンモニアタンク１４からアンモニア分解触媒１６へのアンモニアの供給量が調整される。
　アンモニア分解触媒１６は、アンモニアを分解し、分解ガスを生成する触媒である。アンモニア分解触媒１６は、アンモニアを水素および窒素に分解する。つまり、分解ガスは、水素および窒素を含む。なお、分解ガスには、水素および窒素の他に、分解されなかったアンモニアが含まれていてもよい。アンモニア分解触媒１６によるアンモニアの分解は、アンモニア分解触媒１６の温度が基準温度（例えば、４００℃から５００℃程度）以上になっている場合に限って行われる。つまり、アンモニア分解触媒１６の温度が基準温度以上になると、アンモニア分解触媒１６においてアンモニアの分解が活発に行われる状態となる。
　本実施形態では、アンモニア分解触媒１６は、排気流路４２のうちタービン１１ｂより下流側に配置されている。詳細には、アンモニア分解触媒１６の内部空間と排気流路４２とが連通しない状態で、アンモニア分解触媒１６と排気流路４２内の排気とが熱交換可能となっている。排気流路４２を流通する排気ガスは、高温（例えば、５５０℃程度）になっている。ゆえに、ガスタービンシステム１の運転中（つまり、燃焼装置１０の運転中）において、アンモニア分解触媒１６は、アンモニアの分解が活発に行われる状態となる程度の温度（つまり、基準温度以上の温度）まで、排気流路４２を流通する排気ガスによって加熱される。
　アンモニア分解触媒１６には、温度センサ１６ａが設けられている。温度センサ１６ａは、アンモニア分解触媒１６の温度を検出する。
　分解ガス貯蔵器１７は、分解ガスを貯蔵する。分解ガス貯蔵器１７は、流路４６を介してアンモニア分解触媒１６と接続されている。アンモニア分解触媒１６による分解によって生じた分解ガスは、流路４６を介して分解ガス貯蔵器１７に送られる。なお、流路４６には、分解ガス貯蔵器１７からアンモニア分解触媒１６への分解ガスの逆流を防ぐ逆止弁または遮断弁等が設けられてもよい。
　分解ガス貯蔵器１７には、圧力センサ１７ａが設けられている。圧力センサ１７ａは、分解ガス貯蔵器１７内の圧力を検出する。
　分解ガス貯蔵器１７は、流路４７を介して燃焼器１３と接続されている。分解ガス貯蔵器１７から流路４７を介して燃焼器１３（具体的には、燃焼室１３ａ）に分解ガスが供給される。
　流路４７には、第２流量制御弁２２が設けられている。第２流量制御弁２２は、流路４７を流通する分解ガスの流量を制御（つまり、調整）する。つまり、第２流量制御弁２２は、分解ガス貯蔵器１７から燃焼器１３への分解ガスの供給量を調整する。第２流量制御弁２２の開度が調整されることによって、分解ガス貯蔵器１７から燃焼器１３への分解ガスの供給量が調整される。
　制御装置３１は、中央処理装置（ＣＰＵ）、プログラム等が格納されたＲＯＭ、ワークエリアとしてのＲＡＭ等を含み、ガスタービンシステム１全体を制御する。例えば、制御装置３１は、点火装置１３ｂ、ポンプ１５、第１流量制御弁２１、第２流量制御弁２２および第３流量制御弁２３を制御する。また、制御装置３１は、温度センサ１６ａおよび圧力センサ１７ａから検出結果を取得する。
　図２は、制御装置３１が行う処理の流れの一例を示すフローチャートである。図２に示す処理フローは、例えば、ガスタービンシステム１を起動させる入力操作がユーザによって行われた時に実行される。ユーザによる入力操作は、例えば、制御装置３１によって受け付けられる。
　図２に示す処理フローが開始すると、ステップＳ１０１において、制御装置３１は、起動条件が成立したか否かを判定する。起動条件は、ガスタービンシステム１の起動を許可するための条件である。例えば、起動条件は、ガスタービンシステム１の各装置に異常が生じていないこと（例えば、各装置から出力される出力値に異常値がないこと、または、各流路で流体の漏れが生じていないこと等）である。
　起動条件が成立したと判定された場合（ステップＳ１０１／ＹＥＳ）、ステップＳ１０２に進む。一方、起動条件が成立していないと判定された場合（ステップＳ１０１／ＮＯ）、ステップＳ１１１に進み、後述するように、ガスタービンシステム１は停止する。
　ステップＳ１０１でＹＥＳと判定された場合、ステップＳ１０２において、制御装置３１は、点火装置１３ｂに点火を行わせる。次に、ステップＳ１０３において、制御装置３１は、分解ガス貯蔵器１７から燃焼器１３への分解ガスの供給を開始させる。具体的には、制御装置３１は、分解ガス貯蔵器１７から燃焼器１３への分解ガスの供給が開始するように、第２流量制御弁２２を制御する。つまり、制御装置３１は、閉じている第２流量制御弁２２を開弁させる。
　なお、後述するように、ガスタービンシステム１では、ガスタービンシステム１の運転中において、アンモニア分解触媒１６により分解ガスが生成され、生成された分解ガスが分解ガス貯蔵器１７に貯蔵される。ゆえに、図２に示す処理フローの開始時点において、分解ガス貯蔵器１７には分解ガスが予め貯蔵されている。ただし、ガスタービンシステム１の初回の起動時には、他の方法によって、分解ガス貯蔵器１７に分解ガスが予め貯蔵される。
　上記のように、本実施形態では、ガスタービンシステム１の起動時には、燃焼器１３へ分解ガスが供給されている状態で点火が行われる。つまり、分解ガスが点火用の燃料として用いられる。分解ガスに含まれる水素は、アンモニアと異なり、燃焼しやすいので、点火されやすい。ゆえに、点火の失敗が抑制され、点火の確実性が向上される。
　次に、ステップＳ１０４において、制御装置３１は、点火が成功したか否かを判定する。点火が成功したと判定された場合（ステップＳ１０４／ＹＥＳ）、ステップＳ１０５に進む。一方、点火が成功していないと判定された場合（ステップＳ１０４／ＮＯ）、ステップＳ１１１に進み、後述するように、ガスタービンシステム１は停止する。
　ステップＳ１０４でＹＥＳと判定された場合、ステップＳ１０５において、制御装置３１は、分解ガスの供給量を増加させる。具体的には、制御装置３１は、分解ガス貯蔵器１７から燃焼器１３への分解ガスの供給量が増加するように、第２流量制御弁２２を制御する。つまり、制御装置３１は、第２流量制御弁２２の開度を大きくする。例えば、制御装置３１は、分解ガス貯蔵器１７から燃焼器１３への分解ガスの供給量を、予め設定された推移で変化するように、増加させる。
　次に、ステップＳ１０６において、制御装置３１は、分解ガスの供給量が基準供給量に達したか否かを判定する。例えば、基準供給量は、燃焼器１３へのアンモニアの供給を開始したとしても燃焼器１３における燃焼性が所定の水準以上に維持される程度（つまり、一部のアンモニアが燃焼しない状況の発生が抑制される程度）の値に設定される。
　分解ガスの供給量が基準供給量に達したと判定された場合（ステップＳ１０６／ＹＥＳ）、制御装置３１は、燃焼器１３へのアンモニアの供給を開始したとしても燃焼器１３における燃焼性が所定の水準以上に維持されると判断し、ステップＳ１０７に進む。一方、分解ガスの供給量が基準供給量に達していないと判定された場合（ステップＳ１０６／ＮＯ）、制御装置３１は、燃焼器１３へのアンモニアの供給を開始すると燃焼器１３における燃焼性が所定の水準を下回ってしまうと判断し、ステップＳ１０５に戻る。
　ステップＳ１０６でＹＥＳと判定された場合、ステップＳ１０７において、制御装置３１は、アンモニアタンク１４から燃焼器１３へのアンモニアの供給を許可する。つまり、制御装置３１は、ガスタービンシステム１の要求出力が基準出力以上である場合、アンモニアタンク１４から燃焼器１３へのアンモニアの供給を開始する。この場合、制御装置３１は、ポンプ１５を駆動させ、アンモニアタンク１４から燃焼器１３へのアンモニアの供給が開始するように、第３流量制御弁２３を制御する。つまり、制御装置３１は、閉じている第３流量制御弁２３を開弁させる。それにより、アンモニアを燃料として用いた燃焼が開始される。なお、ガスタービンシステム１の要求出力が基準出力より小さい場合、アンモニアタンク１４から燃焼器１３へのアンモニアの供給は不要となる。
　ガスタービンシステム１では、燃焼器１３に分解ガスが供給されており、燃焼性が所定の水準以上に維持された状態で、アンモニアを燃料として用いた燃焼が開始される。つまり、分解ガスが助燃用の燃料（つまり、燃焼を補助するための燃料）として用いられる。それにより、一部のアンモニアが燃焼しない状況の発生が抑制される。なお、燃焼器１３へのアンモニアの供給の開始後において、制御装置３１は、燃焼器１３への分解ガスの供給を継続してもよく、停止してもよい。
　次に、ステップＳ１０８において、制御装置３１は、分解ガス生成条件が成立したか否かを判定する。分解ガス生成条件は、アンモニア分解触媒１６による分解ガスの生成（つまり、アンモニアの分解）を許可するための条件である。例えば、分解ガス生成条件は、アンモニア分解触媒１６の温度が基準温度以上（つまり、アンモニア分解触媒１６においてアンモニアの分解が活発に行われる状態となる程度の温度）となっていることである。
　分解ガス生成条件が成立したと判定された場合（ステップＳ１０８／ＹＥＳ）、ステップＳ１０９に進む。一方、分解ガス生成条件が成立していないと判定された場合（ステップＳ１０８／ＮＯ）、ステップＳ１０９は実行されずに、ステップＳ１１０に進む。
　ステップＳ１０８でＹＥＳと判定された場合、ステップＳ１０９において、制御装置３１は、アンモニアタンク１４からアンモニア分解触媒１６へアンモニアを供給させる。具体的には、制御装置３１は、アンモニアタンク１４からアンモニア分解触媒１６へアンモニアが供給されるように、第１流量制御弁２１を制御する。つまり、制御装置３１は、閉じている第１流量制御弁２１を開弁させる。それにより、アンモニア分解触媒１６において、アンモニアが分解されることによって、分解ガスが生成される。そして、生成された分解ガスが分解ガス貯蔵器１７に送られ、分解ガス貯蔵器１７内の圧力が上昇する。
　ステップＳ１０９では、制御装置３１は、分解ガス貯蔵器１７内の圧力が基準圧力になるように、アンモニア分解触媒１６へのアンモニアの供給量を第１流量制御弁２１によって制御する。このようなアンモニア分解触媒１６へのアンモニアの供給量の制御（具体的には、第１流量制御弁２１の開度の制御）は、具体的には、フィードバック制御によって実現される。基準圧力は、燃焼器１３へのアンモニアの供給を開始するまでに使用される分解ガスの量として必要な量（以下、単に必要量とも呼ぶ）の分解ガスが分解ガス貯蔵器１７に貯蔵されているか否かを判断するための指標である。例えば、分解ガス貯蔵器１７内の圧力が基準圧力より低い場合は、必要量の分解ガスが分解ガス貯蔵器１７に貯蔵されていない場合に該当する。
　次に、ステップＳ１１０において、制御装置３１は、停止条件が成立したか否かを判定する。停止条件は、ガスタービンシステム１の停止を許可するための条件である。例えば、停止条件は、発電の要求がなくなっており、かつ、分解ガス貯蔵器１７内の圧力が基準圧力以上となっていることである。
　停止条件が成立したと判定された場合（ステップＳ１１０／ＹＥＳ）、ステップＳ１１１に進む。一方、停止条件が成立していないと判定された場合（ステップＳ１１０／ＮＯ）、ステップＳ１０８に戻る。
　ステップＳ１１０でＹＥＳと判定された場合、ステップＳ１１１において、制御装置３１は、ガスタービンシステム１を停止させ、図２に示す処理フローは終了する。具体的には、制御装置３１は、燃焼器１３へのアンモニアの供給、燃焼器１３への分解ガスの供給、および、アンモニア分解触媒１６へのアンモニアの供給を停止させることによって、ガスタービンシステム１を停止させる。
　上記のように、制御装置３１は、分解ガス貯蔵器１７内の圧力が基準圧力より低い場合には、ガスタービンシステム１を停止させずに、アンモニアタンク１４からアンモニア分解触媒１６へのアンモニアの供給を継続させる。それにより、分解ガス貯蔵器１７内の圧力が基準圧力以上まで回復した後に、ガスタービンシステム１を停止させることができる。
　以上説明したように、ガスタービンシステム１では、アンモニア分解触媒１６は、排気流路４２のうちタービン１１ｂより下流側に配置されている。それにより、アンモニア分解触媒１６は、アンモニアの分解が活発に行われる状態となる程度の温度（つまり、基準温度以上の温度）まで、排気流路４２を流通する排気ガスによって加熱される。このように、排気流路４２を流通する排気ガスの熱を有効利用することによって、アンモニア分解触媒１６の加熱が実現される。ゆえに、専用のヒーターを用いることなく、アンモニア分解触媒１６の加熱が実現される。
　また、ガスタービンシステム１では、アンモニア分解触媒１６が分解ガス貯蔵器１７を介して燃焼器１３と接続されている。それにより、ガスタービンシステム１の運転中において、アンモニア分解触媒１６にアンモニアを分解させ分解ガスを生成させることによって、分解ガスを分解ガス貯蔵器１７に貯蔵しておくことができる。そして、次回のガスタービンシステム１の起動時に、分解ガス貯蔵器１７に貯蔵されている分解ガスを用いて点火を行うことによって、点火の失敗を抑制し、点火の確実性を向上させることができる。
　上記のように、ガスタービンシステム１によれば、燃焼器１３における燃焼性を向上させることができる。
　特に、制御装置３１は、ガスタービンシステム１の運転中（つまり、燃焼装置１０の運転中）に、アンモニアタンク１４からアンモニア分解触媒１６へアンモニアが供給されるように、第１流量制御弁２１を制御する。それにより、ガスタービンシステム１の運転中に、アンモニア分解触媒１６に分解ガスを生成させ、分解ガスを分解ガス貯蔵器１７に貯蔵することが適切に実現される。
　特に、制御装置３１は、ガスタービンシステム１の起動時（つまり、燃焼装置１０の起動時）に、分解ガス貯蔵器１７から燃焼器１３への分解ガスの供給が開始した後に、アンモニアタンク１４から燃焼器１３へのアンモニアの供給が開始するように、第２流量制御弁２２および第３流量制御弁２３を制御する。それにより、ガスタービンシステム１の起動時に、分解ガスが点火用の燃料として用いられ、燃焼器１３における点火の失敗を抑制し、点火の確実性を向上させることが適切に実現される。
　以下、図３～図７を参照して、各変形例に係るガスタービンシステムについて説明する。なお、以下で説明する各変形例に係るガスタービンシステムでは、制御装置３１が行う処理については、上述したガスタービンシステム１と同様なので、説明を省略する。
　図３は、第１の変形例に係るガスタービンシステム１Ａの構成を示す模式図である。図３に示すように、第１の変形例に係るガスタービンシステム１Ａでは、上述したガスタービンシステム１と比較して、流路４６に熱交換器５１が設けられ、流路４５が熱交換器５１を通過する点が異なる。熱交換器５１は、本開示に係る第１熱交換器の一例に相当する。
　第１の変形例では、ガスタービンシステム１Ａのうち、燃焼器１３と、アンモニアタンク１４と、ポンプ１５と、アンモニア分解触媒１６と、分解ガス貯蔵器１７と、第１流量制御弁２１と、第２流量制御弁２２と、第３流量制御弁２３と、制御装置３１と、熱交換器５１とが、燃焼装置１０Ａに含まれる。
　流路４６は、上述したように、アンモニア分解触媒１６と分解ガス貯蔵器１７とを接続する。このような流路４６に熱交換器５１が設けられる。流路４５は、上述したように、アンモニアタンク１４とアンモニア分解触媒１６とを接続する。このような流路４５が熱交換器５１を通過する。
　熱交換器５１では、流路４６を流通する分解ガスと、流路４５を流通するアンモニアとの間で熱交換が行われる。流路４６を流通する分解ガスの温度は、流路４５を流通するアンモニアの温度よりも高い。ゆえに、熱交換器５１では、流路４６を流通する分解ガスから流路４５を流通するアンモニアに熱が移動する。よって、流路４６を流通する分解ガスは冷却される。このように、熱交換器５１は、流路４６を流通する分解ガスを冷却する冷却装置に相当する。
　分解ガス貯蔵器１７に送られる分解ガスの温度は、高温（例えば、５００℃程度）である。しかしながら、分解ガス貯蔵器１７内の分解ガスの温度は、ガスタービンシステム１の停止時から次回の起動時までの間に低下する。分解ガス貯蔵器１７内の分解ガスの温度の低下量が大きいほど、分解ガス貯蔵器１７内の圧力は大きく低下する。
　ガスタービンシステム１Ａでは、アンモニア分解触媒１６と分解ガス貯蔵器１７とを接続する流路４６に、冷却装置（具体的には、熱交換器５１）が設けられる。それにより、分解ガス貯蔵器１７に送られる分解ガスの温度を低下させることができる。ゆえに、ガスタービンシステム１の停止時から次回の起動時までの間において、分解ガス貯蔵器１７内の分解ガスの温度の低下量を小さくできるので、分解ガス貯蔵器１７内の圧力の低下を抑制できる。それにより、分解ガス貯蔵器１７内の圧力を燃焼室１３ａ内の圧力に対してより高くすることができるので、分解ガス貯蔵器１７から燃焼器１３へ分解ガスを適切に供給させることができる。
　上記では、流路４５が通過する熱交換器５１が冷却装置として流路４６に設けられる例を説明した。ただし、流路４６に設けられる冷却装置は、熱交換器５１に限定されない。例えば、流路４６を流通する分解ガスを冷却水または空気によって冷却する装置が冷却装置として流路４６に設けられてもよい。
　図４は、第２の変形例に係るガスタービンシステム１Ｂの構成を示す模式図である。図４に示すように、第２の変形例に係るガスタービンシステム１Ｂでは、上述したガスタービンシステム１と比較して、排気流路４２に熱交換器５２が設けられ、流路４５が熱交換器５２を通過する点が異なる。熱交換器５２は、本開示に係る第２熱交換器の一例に相当する。
　第２の変形例では、ガスタービンシステム１Ｂのうち、燃焼器１３と、アンモニアタンク１４と、ポンプ１５と、アンモニア分解触媒１６と、分解ガス貯蔵器１７と、第１流量制御弁２１と、第２流量制御弁２２と、第３流量制御弁２３と、制御装置３１と、熱交換器５２とが、燃焼装置１０Ｂに含まれる。
　熱交換器５２は、排気流路４２のうちアンモニア分解触媒１６より下流側に設けられる。流路４５は、上述したように、アンモニアタンク１４とアンモニア分解触媒１６とを接続する。このような流路４５が熱交換器５２を通過する。
　熱交換器５２では、流路４５を流通するアンモニアと、排気流路４２を流通する排気ガスとの間で熱交換が行われる。排気流路４２を流通する排気ガスの温度は、流路４５を流通するアンモニアの温度よりも高い。ゆえに、熱交換器５１では、排気流路４２を流通する排気ガスから流路４５を流通するアンモニアに熱が移動する。よって、流路４５を流通するアンモニアは加熱されて、気化する。
　ガスタービンシステム１Ｂでは、流路４５を流通するアンモニアは、熱交換器５２において排気流路４２を流通する排気ガスにより加熱された後に、アンモニア分解触媒１６に送られる。それにより、アンモニア分解触媒１６におけるアンモニアの分解の効率が向上される。ゆえに、分解ガス貯蔵器１７に分解ガスを効率良く貯蔵することができる。
　図５は、第３の変形例に係るガスタービンシステム１Ｃの構成を示す模式図である。図５に示すように、第３の変形例に係るガスタービンシステム１Ｃでは、上述したガスタービンシステム１と比較して、排気流路４２に熱交換器５３および熱交換器５４が設けられ、流路４８が熱交換器５３および熱交換器５４を通過する点が異なる。
　第３の変形例では、ガスタービンシステム１Ｃのうち、燃焼器１３と、アンモニアタンク１４と、ポンプ１５と、アンモニア分解触媒１６と、分解ガス貯蔵器１７と、第１流量制御弁２１と、第２流量制御弁２２と、第３流量制御弁２３と、制御装置３１とが、燃焼装置１０Ｃに含まれる。
　流路４８には、水が流通する。図５では、流路４８が簡略化して示されているが、流路４８は、閉回路となっている。つまり、流路４８内を水が環路している。流路４８には、図示しないタービンが設けられており、水（具体的には、水蒸気）の流れを用いて当該タービンにより動力が得られるようになっている。流路４８と、熱交換器５３と、熱交換器５４と、図示しないタービンとは、ガスタービンシステム１Ｃとは別のシステムに含まれる。なお、上記の別のシステムの詳細については、図７を参照して説明する。
　熱交換器５３は、排気流路４２のうち熱交換器５４より下流側に設けられる。熱交換器５３は、流路４８のうち熱交換器５４より上流側に設けられる。熱交換器５３において、流路４８を流通する液体の水は、排気流路４２を流通する排気ガスによって加熱される。そして、加熱された液体の水は、熱交換器５４において、排気流路４２を流通する排気ガスによって再度加熱され、気化して気体（つまり、水蒸気）になる。そして、水蒸気によって図示しないタービンが回され、回転動力が生成される。
　上記のように、ガスタービンシステム１Ｃは、別のシステムと一部を共有する。なお、ガスタービンシステム１Ｃと一部が共有される別のシステムの構成および用途は、上記の例に限定されない。このような場合においても、上述したガスタービンシステム１と同様の効果が奏される。なお、図５の例では、排気流路４２において、アンモニア分解触媒１６は、熱交換器５３および熱交換器５４よりも上流側に配置される。それにより、アンモニア分解触媒１６を排気ガスにより効果的に加熱できる。ただし、排気流路４２において、アンモニア分解触媒１６は、熱交換器５４と熱交換器５３との間に配置されてもよく、熱交換器５３よりも下流側に配置されてもよい。
　図６は、第４の変形例に係るガスタービンシステム１Ｄの構成を示す模式図である。図６に示すように、第４の変形例に係るガスタービンシステム１Ｄでは、上述したガスタービンシステム１Ｃと比較して、排気流路４２に熱交換器５２が設けられ、流路４５が熱交換器５２を通過する点が異なる。熱交換器５２は、排気流路４２のうち熱交換器５３より下流側に設けられる。
　第４の変形例では、ガスタービンシステム１Ｄのうち、燃焼器１３と、アンモニアタンク１４と、ポンプ１５と、アンモニア分解触媒１６と、分解ガス貯蔵器１７と、第１流量制御弁２１と、第２流量制御弁２２と、第３流量制御弁２３と、制御装置３１と、熱交換器５２とが、燃焼装置１０Ｄに含まれる。
　ガスタービンシステム１Ｄでは、上述したガスタービンシステム１Ｂの燃焼装置１０Ｂと同様に、流路４５を流通するアンモニアは、熱交換器５２において排気流路４２を流通する排気ガスにより加熱された後に、アンモニア分解触媒１６に送られる。それにより、上述したガスタービンシステム１Ｃと比べて、アンモニア分解触媒１６におけるアンモニアの分解の効率が向上される。ゆえに、分解ガス貯蔵器１７に分解ガスを効率良く貯蔵することができる。また、上述したガスタービンシステム１Ｃに対して熱交換器５２を追加する場合、上記のように、熱交換器５２を、排気流路４２のうち熱交換器５３よりも下流側に設けることが好ましい。アンモニアは比較的低温（例えば、２Ｍｐａの場合、６０℃程度）で気化するため、この場合にも、熱交換器５２においてアンモニアを気化することができる。さらに、熱交換器５２を追加したことによるアンモニア分解の促進効果と、熱交換器５３および熱交換器５４による発電システム全体としての効率向上とが達成される。
　ただし、ガスタービンシステム１Ｄでは、排気流路４２を流通する排気ガスは、熱交換器５４および熱交換器５３において冷却された後、熱交換器５２においてさらに冷却される。ゆえに、上述したガスタービンシステム１Ｃと比べて、排気流路４２の下流側での排気ガスの温度が低くなる。よって、排気流路４２および熱交換器５２での結露の発生を抑制するために、排気流路４２および熱交換器５２を形成する部材の材料としてステンレス等を用いることが好ましい。
　図７は、第５の変形例に係るガスタービンシステム１Ｅの構成を示す模式図である。図７に示すように、第５の変形例に係るガスタービンシステム１Ｅでは、上述したガスタービンシステム１Ｄと比較して、流路４８に熱交換器５５が設けられ、流路４５が熱交換器５５を通過する点が異なる。
　第５の変形例では、ガスタービンシステム１Ｅのうち、燃焼器１３と、アンモニアタンク１４と、ポンプ１５と、アンモニア分解触媒１６と、分解ガス貯蔵器１７と、第１流量制御弁２１と、第２流量制御弁２２と、第３流量制御弁２３と、制御装置３１と、熱交換器５２と、熱交換器５５とが、燃焼装置１０Ｅに含まれる。
　図７には、流路４８を含むシステム２のうち、図５および図６では図示が省略されていた部分についても示されている。システム２は、流路４８と、熱交換器５３と、熱交換器５４と、熱交換器５５と、タービン５６と、発電機５７と、ドラム５８とを含む発電システムである。上述したように、流路４８を流通する液体の水は、熱交換器５３および熱交換器５４において、加熱され、気化して気体（つまり、水蒸気）になる。流路４８のうち熱交換器５４より下流側には、タービン５６が設けられている。タービン５６は、流路４８を流通する水蒸気によって回され、回転動力を生成する。
　発電機５７は、タービン５６と接続される。発電機５７は、タービン５６によって生成された回転動力を用いて発電する。流路４８のうちタービン５６より下流側、かつ、熱交換器５３より上流側には、熱交換器５５およびドラム５８が上流側から順に設けられている。熱交換器５５では、タービン５６を通過した水蒸気と流路４５を流通するアンモニアとの間で熱交換が行われる。タービン５６を通過した水蒸気は、熱交換器５５において、流路４５を流通するアンモニアにより冷却される。熱交換器５５を通過する水蒸気の一部は、液化する。そして、熱交換器５５を通過した水蒸気または水は、ドラム５８に供給される。ドラム５８から熱交換器５３に向けて水が送られる。
　ガスタービンシステム１Ｅでは、流路４５を流通するアンモニアは、熱交換器５５において流路４８を流通する水蒸気により加熱される。その後、流路４５を流通するアンモニアは、熱交換器５２において排気流路４２を流通する排気ガスにより再度加熱された後、アンモニア分解触媒１６に送られる。それにより、上述したガスタービンシステム１Ｄと比べて、アンモニア分解触媒１６におけるアンモニアの分解の効率が向上される。ゆえに、分解ガス貯蔵器１７に分解ガスを効率良く貯蔵することができる。
　図７の例では、排気流路４２に熱交換器５２が設けられ、流路４５が熱交換器５２を通過する。ただし、図７の例に対して、熱交換器５２が省略されてもよい。この場合、流路４５を流通するアンモニアは、熱交換器５５を通過した後に、排気流路４２を流通する排気ガスと熱交換せずに、アンモニア分解触媒１６に送られる。それにより、排気流路４２を流通する排気ガスが冷却される程度が小さくなるので、排気流路４２の下流側での排気ガスの温度の低下が抑制される。よって、排気流路４２を形成する部材の材料の選定の自由度が向上される。
　以上、添付図面を参照しながら本開示の実施形態について説明したが、本開示はかかる実施形態に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本開示の技術的範囲に属するものと了解される。
　上記では、ガスタービンシステム１、ガスタービンシステム１Ａ、ガスタービンシステム１Ｂ、ガスタービンシステム１Ｃ、ガスタービンシステム１Ｄおよびガスタービンシステム１Ｅにおいて、過給機１１によって生成された回転動力が発電機１２を駆動させるエネルギとして利用される例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１、ガスタービンシステム１Ａ、ガスタービンシステム１Ｂ、ガスタービンシステム１Ｃ、ガスタービンシステム１Ｄおよびガスタービンシステム１Ｅにおいて、過給機１１によって生成された回転動力が他の用途（例えば、船舶等の移動体を駆動させる目的等）に利用されてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１、ガスタービンシステム１Ａ、ガスタービンシステム１Ｂ、ガスタービンシステム１Ｃ、ガスタービンシステム１Ｄおよびガスタービンシステム１Ｅにおいて、燃焼器１３およびアンモニア分解触媒１６に、主に液体のアンモニアが供給される例を説明した。なお、詳細には、ガスタービンシステム１Ｂ、ガスタービンシステム１Ｄおよびガスタービンシステム１Ｅでは、アンモニア分解触媒１６に気体のアンモニアが供給される。ただし、ガスタービンシステム１、ガスタービンシステム１Ａ、ガスタービンシステム１Ｂ、ガスタービンシステム１Ｃ、ガスタービンシステム１Ｄおよびガスタービンシステム１Ｅにおいて、燃焼器１３およびアンモニア分解触媒１６に気体のアンモニアが供給されてもよい。例えば、ポンプ１５より下流側に気化器が設けられ、アンモニアが気化器によって気化された後に、燃焼器１３またはアンモニア分解触媒１６に供給されてもよい。なお、この場合、気化器より下流側にアキュムレータが設けられ得る。気化器およびアキュムレータは、流路４３に設けられてもよく、流路４４および流路４５にそれぞれ設けられてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１に対して、流路４６に冷却装置（具体的には、熱交換器５１）が追加的に設けられるガスタービンシステム１Ａを説明した。ただし、ガスタービンシステム１Ｂ、ガスタービンシステム１Ｃ、ガスタービンシステム１Ｄおよびガスタービンシステム１Ｅに対して、流路４６に冷却装置（具体的には、熱交換器５１）が追加的に設けられてもよい。
１：ガスタービンシステム　１Ａ：ガスタービンシステム　１Ｂ：ガスタービンシステム　１Ｃ：ガスタービンシステム　１Ｄ：ガスタービンシステム　１Ｅ：ガスタービンシステム　１１ｂ：タービン　１３：燃焼器　１４：アンモニアタンク　１６：アンモニア分解触媒　１７：分解ガス貯蔵器　２１：第１流量制御弁　２２：第２流量制御弁　２３：第３流量制御弁　３１：制御装置　４２：排気流路　４３：流路　４４：流路　４５：流路　４６：流路　４７：流路　５１：熱交換器（冷却装置、第１熱交換器）　５２：熱交換器（第２熱交換器）

Claims (6)

  1. 　アンモニアタンクと、
    　前記アンモニアタンクと接続される燃焼器と、
    　前記燃焼器と接続される排気流路と、
    　前記排気流路に設けられるタービンと、
    　前記燃焼器と接続される分解ガス貯蔵器と、
    　前記排気流路のうち前記タービンより下流側に配置され、前記アンモニアタンクおよび前記分解ガス貯蔵器と接続されるアンモニア分解触媒と、
    　を備える、
    　ガスタービンシステム。
  2. 　前記アンモニア分解触媒と前記分解ガス貯蔵器とを接続する流路には、冷却装置が設けられる、
    　請求項１に記載のガスタービンシステム。
  3. 　前記冷却装置は、前記アンモニア分解触媒と前記分解ガス貯蔵器とを接続する流路に設けられる第１熱交換器であり、
    　前記アンモニアタンクと前記アンモニア分解触媒とを接続する流路は、前記第１熱交換器を通過する、
    　請求項２に記載のガスタービンシステム。
  4. 　前記排気流路のうち前記アンモニア分解触媒より下流側には、第２熱交換器が設けられ、
    　前記アンモニアタンクと前記アンモニア分解触媒とを接続する流路は、前記第２熱交換器を通過する、
    　請求項１から３のいずれか一項に記載のガスタービンシステム。
  5. 　前記アンモニアタンクと前記アンモニア分解触媒とを接続する流路には、第１流量制御弁が設けられ、
    　前記ガスタービンシステムの運転中に、前記アンモニアタンクから前記アンモニア分解触媒へアンモニアが供給されるように、前記第１流量制御弁を制御する制御装置を備える、
    　請求項１から４のいずれか一項に記載のガスタービンシステム。
  6. 　前記分解ガス貯蔵器と前記燃焼器とを接続する流路には、第２流量制御弁が設けられ、
    　前記アンモニアタンクと前記燃焼器とを接続する流路には、第３流量制御弁が設けられ、
    　前記制御装置は、前記ガスタービンシステムの起動時に、前記分解ガス貯蔵器から前記燃焼器への分解ガスの供給が開始した後に、前記アンモニアタンクから前記燃焼器への前記アンモニアの供給が開始するように、前記第２流量制御弁および前記第３流量制御弁を制御する、
    　請求項５に記載のガスタービンシステム。
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