WO2023286381A1 - ガスタービンシステム - Google Patents

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WO2023286381A1
WO2023286381A1 PCT/JP2022/014107 JP2022014107W WO2023286381A1 WO 2023286381 A1 WO2023286381 A1 WO 2023286381A1 JP 2022014107 W JP2022014107 W JP 2022014107W WO 2023286381 A1 WO2023286381 A1 WO 2023286381A1
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WO
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hydrogen
ammonia
gas turbine
combustor
separation device
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PCT/JP2022/014107
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慎太朗 伊藤
俊郎 藤森
原栄 崔
正宏 内田
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株式会社Ihi
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Publication date
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Priority to EP22841731.7A priority patent/EP4372218A1/en
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
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    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/22—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being gaseous at standard temperature and pressure
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    • C01B3/04—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by decomposition of inorganic compounds, e.g. ammonia
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    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
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    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
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    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/22—Fuel supply systems

Definitions

  • a gas turbine system that obtains power by burning fuel in a combustor is used.
  • Some gas turbine systems use ammonia as fuel. Emission of carbon dioxide is suppressed by using ammonia as a fuel. Ammonia is less combustible than other fuels and has flame retardancy. Therefore, for example, as disclosed in Patent Document 1, a technique has been proposed in which ammonia is decomposed into hydrogen and nitrogen and the resulting hydrogen is supplied to a combustor in order to improve combustibility.
  • the purpose of this disclosure is to improve the efficiency of gas turbine systems.
  • the gas turbine system of the present disclosure includes a combustor, an intake passage connected to the combustor, an exhaust passage connected to the combustor, and a compressor provided in the intake passage.
  • a turbine provided in an exhaust passage, an ammonia tank, an ammonia supply port connected to the ammonia tank, and a hydrogen discharge port connected to the combustor, the exhaust passage downstream of the turbine,
  • a hydrogen generation separation device disposed downstream of the compressor in the intake passage and having an ammonia decomposition catalyst and a hydrogen separation membrane.
  • the hydrogen outlet of the hydrogen generation separation device may be connected to the combustor via the first gas reservoir.
  • the hydrogen generation separation device has a nitrogen outlet, and the nitrogen discharge port of the hydrogen generation separation device may be connected to the combustor.
  • the nitrogen outlet of the hydrogen generation separation device may be connected to the combustor via the second gas reservoir.
  • a pump may be provided in the channel that connects the ammonia tank and the ammonia supply port of the hydrogen generation separation device.
  • the hydrogen generation/separation device may have a nitrogen outlet, a denitrification device may be provided downstream of the turbine in the exhaust passage, and the nitrogen discharge port of the hydrogen generation/separation device may be connected to the denitration device.
  • the hydrogen generation separation device may have a nitrogen outlet, and the nitrogen discharge port of the hydrogen generation separation device may be connected to the turbine.
  • 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 schematic cross-sectional view showing the configuration of the hydrogen generation separation 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. 8 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to a sixth modification.
  • FIG. 9 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to a seventh modification.
  • FIG. 10 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system according to an eighth 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 vaporizer 15, a hydrogen generation/separation device 16, and a first pump 21. , a second pump 22 , a first flow control valve 31 , a second flow control valve 32 , and a first cooling device 41 .
  • 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 101 connected to the combustor 13 . Air supplied to the combustor 13 flows through the intake passage 101 . An upstream end of the intake passage 101 is provided with an intake port (not shown) through which air is taken in from the outside. 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 102 connected to the combustor 13 . Exhaust gas discharged from the combustor 13 flows through the exhaust flow path 102 . 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 102 . 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 .
  • the combustor 13 has a combustion chamber (not shown).
  • the combustion chamber of the combustor 13 is supplied with air compressed by the compressor 11 a through an intake passage 101 .
  • the combustion chamber of the combustor 13 is supplied with hydrogen as fuel from the hydrogen generation/separation device 16 as will be described later.
  • a mixture comprising fuel and air is produced in the combustion chamber of combustor 13 .
  • Exhaust gas generated by combustion in the combustion chamber of combustor 13 is discharged to exhaust flow path 102 .
  • Liquid ammonia is stored in the ammonia tank 14 .
  • Ammonia tank 14 is connected to hydrogen generation separation device 16 via channel 103 . Thereby, ammonia can be supplied from the ammonia tank 14 to the hydrogen generation separation device 16 .
  • the flow path 103 is provided with a first pump 21, a first flow control valve 31, and a vaporizer 15 in this order from the upstream side.
  • the first pump 21 compresses the ammonia supplied from the ammonia tank 14 and sends it downstream.
  • the liquid ammonia sent by the first pump 21 passes through the first flow control valve 31 and is sent to the vaporizer 15 .
  • the first flow control valve 31 controls the flow rate of ammonia flowing through the flow path 103 .
  • the amount of liquid ammonia supplied from the ammonia tank 14 to the vaporizer 15 is adjusted by adjusting the opening degree of the first flow control valve 31 .
  • the carburetor 15 is arranged downstream of the turbine 11b in the exhaust passage 102 .
  • the ammonia in the vaporizer 15 and the exhaust gas flowing through the exhaust passage 102 can exchange heat in a state where the inside of the vaporizer 15 and the inside of the exhaust passage 102 are not communicated with each other.
  • the liquid ammonia sent to the vaporizer 15 is heated and vaporized by the exhaust gas flowing through the exhaust passage 102 .
  • Ammonia vaporized by the vaporizer 15 is sent to the hydrogen generation separation device 16 .
  • the hydrogen generation separation device 16 decomposes ammonia into hydrogen and nitrogen, and separates the hydrogen from the decomposed gas containing hydrogen and nitrogen.
  • the hydrogen generation separation device 16 has an ammonia supply port 16a, a hydrogen discharge port 16b, and a nitrogen discharge port 16c.
  • An ammonia tank 14 is connected to the ammonia supply port 16a via a flow path 103. Ammonia sent from the ammonia tank 14 is supplied to the inside of the hydrogen generation separation device 16 through the ammonia supply port 16a.
  • a combustor 13 is connected to the hydrogen outlet 16b via a flow path 104 . Hydrogen generated and separated in the hydrogen generation/separation device 16 is sent to the flow path 104 via the hydrogen outlet 16b. The hydrogen sent to flow path 104 is supplied to combustor 13 .
  • a flow path 105 is connected to the nitrogen outlet 16c.
  • a gas containing nitrogen generated by decomposition of ammonia in the hydrogen generation/separation device 16 and residual ammonia remaining without being decomposed is sent to the flow path 105 via the nitrogen outlet 16c.
  • the gas containing residual ammonia sent to the flow path 105 is purified by, for example, a purification device (not shown) and discharged to the outside.
  • FIG. 2 is a schematic cross-sectional view showing the configuration of the hydrogen generation separation device 16.
  • the hydrogen generation separation device 16 has a housing 16d, an ammonia decomposition catalyst 16e, and a hydrogen separation membrane 16f.
  • the ammonia decomposition catalyst 16e is a catalyst that decomposes ammonia into hydrogen and nitrogen.
  • the hydrogen separation membrane 16f is a membrane that selectively permeates hydrogen contained in the cracked gas obtained by decomposition of ammonia.
  • the hydrogen separation membrane 16f is made of, for example, palladium, an alloy containing palladium, vanadium, or an alloy containing vanadium.
  • Ammonia decomposition catalyst 16e and hydrogen separation membrane 16f are accommodated in housing 16d.
  • the hydrogen generation separator 16 is also called a membrane reactor.
  • the housing 16d has, for example, a cylindrical shape. In the example of FIG. 2, the housing 16d extends in the left-right direction.
  • the hydrogen separation membrane 16f has a cylindrical shape and is arranged coaxially with the housing 16d.
  • the hydrogen separation membrane 16f extends rightward from the left end of the housing 16d.
  • the left end of the hydrogen separation membrane 16f is open.
  • the right end of the hydrogen separation membrane 16f is closed.
  • the ammonia decomposition catalyst 16e is filled between the outer surface of the hydrogen separation membrane 16f and the inner peripheral surface of the housing 16d.
  • the right end surface of the hydrogen separation membrane 16f is covered with the ammonia decomposition catalyst 16e from the right side.
  • the outer peripheral surface of the portion on the right side of the hydrogen separation membrane 16f (that is, on the side of the ammonia supply port 16a) is covered with the ammonia decomposition catalyst 16e from the radially outer side.
  • the space inside the housing 16d outside the hydrogen separation membrane 16f is divided by the ammonia decomposition catalyst 16e into a space on the right side and a space on the left side of the ammonia decomposition catalyst 16e.
  • the ammonia supply port 16a is provided at the right end of the housing 16d.
  • the ammonia supply port 16a communicates with a space in the housing 16d on the right side of the ammonia decomposition catalyst 16e.
  • the hydrogen outlet 16b is provided at the left end of the housing 16d.
  • the hydrogen outlet 16b communicates with the space inside the hydrogen separation membrane 16f.
  • the nitrogen discharge port 16c is provided on the left side of the ammonia decomposition catalyst 16e on the outer peripheral surface of the housing 16d.
  • the nitrogen outlet 16c communicates with a space on the left side of the ammonia decomposition catalyst 16e in the space between the outer peripheral surface of the hydrogen separation membrane 16f and the inner peripheral surface of the housing 16d.
  • Ammonia supplied into the housing 16d from the ammonia supply port 16a is decomposed into hydrogen and nitrogen by the ammonia decomposition catalyst 16e.
  • the cracked gas obtained by cracking ammonia contains hydrogen and nitrogen.
  • the cracked gas may also contain residual ammonia left undecomposed.
  • the hydrogen generation/separation device 16 is arranged downstream of the turbine 11b in the exhaust passage 102 . Specifically, heat can be exchanged between the hydrogen generation/separation device 16 and the exhaust gas flowing through the exhaust passage 102 while the interior of the hydrogen generation/separation device 16 and the interior of the exhaust passage 102 are not in communication. . Therefore, the ammonia decomposition catalyst 16e of the hydrogen generation/separation device 16 is heated by the exhaust gas flowing through the exhaust passage 102 to a temperature at which the decomposition of ammonia is actively performed.
  • the hydrogen contained in the cracked gas permeates the hydrogen separation membrane 16f and is sent to the space inside the hydrogen separation membrane 16f. Hydrogen that permeates the hydrogen separation membrane 16f is discharged from the hydrogen discharge port 16b. Residual ammonia and nitrogen contained in the cracked gas do not pass through the hydrogen separation membrane 16f and are discharged from the nitrogen discharge port 16c. A part of the hydrogen contained in the cracked gas can also be discharged from the nitrogen outlet 16c without permeating the hydrogen separation membrane 16f.
  • the ammonia decomposition catalyst 16e may be provided in the space inside the hydrogen separation membrane 16f.
  • the space inside the hydrogen separation membrane 16f is divided into two spaces by the ammonia decomposition catalyst 16e.
  • One of the spaces in the hydrogen separation membrane 16f separated by the ammonia decomposition catalyst 16e communicates with the ammonia supply port 16a.
  • the nitrogen outlet 16c communicates with the other space partitioned by the ammonia decomposition catalyst 16e in the hydrogen separation membrane 16f.
  • the hydrogen outlet 16b communicates with a space outside the hydrogen separation membrane 16f in the space inside the housing 16d.
  • ammonia is supplied into the hydrogen separation membrane 16f and decomposed in the hydrogen separation membrane 16f.
  • the hydrogen contained in the cracked gas generated within the hydrogen separation membrane 16f permeates outward through the hydrogen separation membrane 16f and is discharged from the space outside the hydrogen separation membrane 16f in the housing 16d through the hydrogen discharge port 16b. is discharged.
  • the hydrogen generation/separation device 16 is arranged upstream of the vaporizer 15 in the exhaust passage 102 .
  • the thermal energy required for vaporizing ammonia in the vaporizer 15 is smaller than the thermal energy required for heating the ammonia decomposition catalyst 16e. Therefore, by arranging the hydrogen generation/separation device 16 upstream of the vaporizer 15 in the exhaust flow path 102, while vaporizing the ammonia, ammonia is decomposed to a temperature at which ammonia is actively decomposed. Heating of the catalyst 16e is suitably realized.
  • a first cooling device 41, a second pump 22, and a second flow control valve 32 are provided in the flow path 104 in this order from the upstream side.
  • the first cooling device 41 cools hydrogen flowing upstream of the second pump 22 in the flow path 104 .
  • the first cooling device 41 is a device that cools the hydrogen flowing through the flow path 104 with cooling water or air.
  • the first cooling device 41 may be a device that exchanges heat between the upstream side of the evaporator 15 in the flow path 103 and the upstream side of the second pump 22 in the flow path 104 .
  • the second pump 22 compresses the hydrogen discharged from the hydrogen generation separation device 16 and sends it downstream. Hydrogen sent by the second pump 22 passes through the second flow control valve 32 and is sent to the combustor 13 .
  • the second flow control valve 32 controls the flow rate of hydrogen flowing through the channel 104 . By adjusting the degree of opening of the second flow control valve 32, the amount of hydrogen supplied from the hydrogen generation/separation device 16 to the combustor 13 is adjusted.
  • the ammonia tank 14 is connected to the ammonia supply port 16a of the hydrogen generation separation device 16.
  • the combustor 13 is connected to the hydrogen outlet 16b of the hydrogen generation/separation device 16 . It is thus realized to split ammonia into hydrogen and nitrogen and supply the resulting hydrogen to the combustor 13 .
  • the hydrogen generation/separation device 16 is arranged downstream of the turbine 11b in the exhaust passage 102.
  • the ammonia decomposition catalyst 16e of the hydrogen generation/separation device 16 is heated by the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 102 to a temperature at which ammonia is actively decomposed.
  • the hydrogen generation separation device 16 hydrogen is separated using the hydrogen separation membrane 16f, so the decomposition of ammonia is promoted. Therefore, even if the thermal energy given to the hydrogen generation/separation device 16 is small to some extent, the amount of hydrogen supplied to the combustor 13 can be maintained at a predetermined level. For example, compared to the method of generating hydrogen from ammonia using only the ammonia decomposition catalyst 16e, the energy consumed to ensure the supply of hydrogen to the combustor 13 can be reduced. Therefore, according to this embodiment, the efficiency of the gas turbine system 1 is improved.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1A according to a first modified example. As shown in FIG. 3, in the gas turbine system 1A according to the first modification, the arrangement of the hydrogen generation/separation device 16 is different from that of the gas turbine system 1 described above.
  • the hydrogen generation/separation device 16 is arranged downstream of the compressor 11a in the intake passage 101.
  • the ammonia decomposition catalyst 16e of the hydrogen generation/separation device 16 is heated by the air flowing through the air intake passage 101 to a temperature at which ammonia is actively decomposed.
  • the hydrogen generation/separation device 16 may be arranged downstream of the turbine 11b in the exhaust passage 102, or may be arranged downstream of the compressor 11a in the intake passage 101.
  • the pressure of the air discharged by the compressor 11a is higher than the pressure of the exhaust gas that has passed through the turbine 11b. Therefore, when the hydrogen generation/separation device 16 is arranged downstream of the compressor 11a in the intake passage 101, the pressure resistance of the hydrogen generation/separation device 16 must be increased. Therefore, from the viewpoint of improving the degree of freedom of pressure resistance of the hydrogen generation/separation device 16, it is preferable that the hydrogen generation/separation device 16 be arranged downstream of the turbine 11b in the exhaust passage 102.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1B according to a second modified example. As shown in FIG. 4, the gas turbine system 1B according to the second modification differs from the gas turbine system 1 described above in that a first gas storage device 51 is added.
  • the hydrogen discharge port 16b of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the combustor 13 via the first gas storage device 51.
  • the first gas storage device 51 stores hydrogen.
  • the first gas reservoir 51 is provided downstream of the second pump 22 and upstream of the second flow control valve 32 in the flow path 104 .
  • the hydrogen delivered by the second pump 22 is sent to the first gas storage device 51 and stored.
  • the hydrogen stored in the first gas storage device 51 passes through the second flow control valve 32 and is sent to the combustor 13 .
  • the hydrogen discharged from the hydrogen generation separation device 16 is stored in the first gas storage device 51. Therefore, hydrogen stored in the first gas storage device 51 can be supplied to the combustor 13 even when the gas turbine system 1 ⁇ /b>B does not generate hydrogen by the hydrogen generation/separation device 16 .
  • the required amount of hydrogen to be supplied to the combustor 13 rapidly increases or decreases, the amount of hydrogen to be supplied to the combustor 13 can be changed with good responsiveness. Therefore, excess or deficiency in the amount of hydrogen supplied to the combustor 13 is suppressed.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1C according to a third modified example. As shown in FIG. 5, in the gas turbine system 1C according to the third modification, the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the combustor 13, unlike the gas turbine system 1B described above. is different.
  • the combustor 13 is connected to the nitrogen outlet 16c of the hydrogen generation/separation device 16 via a flow path 106.
  • the flow path 106 is provided with a second cooling device 42, a third pump 23, a second gas reservoir 52 and a third flow control valve 33 in order from the upstream side.
  • the second cooling device 42 cools the gas containing residual ammonia that flows upstream of the third pump 23 in the flow path 106 .
  • the second cooling device 42 is a device that cools the gas flowing through the flow path 106 with cooling water or air.
  • the second cooling device 42 may be a device that exchanges heat between the upstream side of the evaporator 15 in the flow path 103 and the upstream side of the third pump 23 in the flow path 106 .
  • the temperature of the gas sent to the third pump 23 is lowered. Therefore, since the volume of gas sent to the third pump 23 is reduced, less energy is spent for compressing the gas by the third pump 23 .
  • the third pump 23 compresses the gas containing residual ammonia discharged from the hydrogen generation separation device 16 and sends it downstream.
  • the gas delivered by the third pump 23 is sent to the second gas reservoir 52 and stored.
  • the gas stored in the second gas storage device 52 passes through the third flow control valve 33 and is sent to the combustor 13 .
  • the third flow control valve 33 controls the flow rate of gas flowing through the flow path 106 . By adjusting the degree of opening of the third flow control valve 33, the amount of gas containing residual ammonia supplied from the hydrogen generation separation device 16 to the combustor 13 is adjusted.
  • the nitrogen outlet 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the combustor 13.
  • residual ammonia can also be supplied to the combustor 13 as fuel. Therefore, a purifying device for purifying residual ammonia discharged from the nitrogen outlet 16c is not required. Furthermore, the energy obtained from combustion in combustor 13 can be increased.
  • the nitrogen outlet 16 c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the combustor 13 via the second gas storage device 52 . Therefore, the gas containing residual ammonia discharged from the hydrogen generation separation device 16 is stored in the second gas storage device 52 . Therefore, when the combustion in the combustor 13 is stabilized and the combustion state suitable for burning the residual ammonia is reached, the residual ammonia stored in the second gas storage device 52 can be supplied to the combustor 13. .
  • FIG. 6 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1D according to a fourth modification. As shown in FIG. 6, the gas turbine system 1D according to the fourth modification differs from the gas turbine system 1C described above in that the second pump 22 and the third pump 23 are not provided.
  • the pressure of the supplied gas When supplying gas that serves as fuel to the combustor 13 , the pressure of the supplied gas must be higher than the pressure inside the combustor 13 . Therefore, in the gas turbine system 1C, the pressure of hydrogen supplied to the combustor 13 is increased by the second pump 22, and the pressure of gas containing residual ammonia supplied to the combustor 13 is increased by the third pump 23. There is Energy is required to drive the second pump 22 and the third pump 23 .
  • the flow path 104 connecting the hydrogen outlet 16b of the hydrogen generation separation device 16 and the combustor 13, and the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation separation device 16 and the combustor 13 No pump is provided in the channel 106 connecting the .
  • a flow path 103 connecting the ammonia tank 14 and the ammonia supply port 16 a of the hydrogen generation separation device 16 is provided with a first pump 21 as a pump.
  • the gas turbine system 1D according to the fourth modification is also preferably provided with the first cooling device 41 and the second cooling device 42, as in the gas turbine system 1C described above.
  • the first cooling device 41 By cooling the hydrogen flowing upstream of the first gas storage device 51 in the flow path 104 by the first cooling device 41, the temperature of the hydrogen sent to the first gas storage device 51 is lowered. Therefore, it is possible to prevent the temperature of the hydrogen stored in the first gas storage device 51 from dropping during storage and the pressure in the first gas storage device 51 from becoming excessively low.
  • the gas containing residual ammonia flowing upstream of the second gas storage device 52 in the flow path 106 is cooled by the second cooling device 42, thereby lowering the temperature of the gas sent to the second gas storage device 52. . Therefore, it is possible to prevent the temperature of the gas stored in the second gas reservoir 52 from dropping during storage and the pressure in the second gas reservoir 52 from becoming excessively low.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1E according to a fifth modification. As shown in FIG. 7, in the gas turbine system 1E according to the fifth modification, the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the denitrification device 61, unlike the gas turbine system 1C described above. is different.
  • the denitrification device 61 reacts nitrogen oxides (NOx) flowing through the exhaust passage 102 with ammonia to decompose them into nitrogen and water.
  • the denitrification device 61 is provided downstream of the turbine 11b in the exhaust passage 102 .
  • the denitrification device 61 is arranged downstream of the hydrogen generation/separation device 16 and upstream of the vaporizer 15 in the exhaust passage 102 .
  • the denitrification device 61 may be arranged downstream of the vaporizer 15 in the exhaust passage 102 .
  • the thermal energy required for vaporizing ammonia in the vaporizer 15 is smaller than the thermal energy required for decomposition of nitrogen oxides in the denitrification device 61 . Therefore, by arranging the denitrification device 61 upstream of the vaporizer 15 in the exhaust passage 102, it is possible to appropriately decompose nitrogen oxides while vaporizing ammonia.
  • the second gas storage device 52 and the denitrification device 61 are connected via the flow path 107.
  • a fourth flow control valve 34 is provided in the flow path 107 .
  • the gas containing residual ammonia stored in the second gas storage device 52 passes through the fourth flow control valve 34 and is sent to the denitrification device 61 .
  • the fourth flow control valve 34 controls the flow rate of gas flowing through the flow path 107 . By adjusting the opening degree of the fourth flow control valve 34, the amount of gas containing residual ammonia supplied from the second gas storage device 52 to the denitrification device 61 is adjusted.
  • the nitrogen outlet 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the denitrification device 61.
  • residual ammonia discharged from the hydrogen generation separation device 16 can be effectively used for decomposition of nitrogen oxides in the denitrification device 61 .
  • the nitrogen outlet 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the denitrification device 61 via the second gas storage device 52.
  • the nitrogen outlet 16c of the hydrogen generation separation device 16 may be connected to the denitrification device 61 without the second gas storage device 52.
  • FIG. 8 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1F according to a sixth modification.
  • the gas turbine system 1F according to the sixth modification differs from the above-described gas turbine system 1B in that the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the turbine 11b. different.
  • the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation/separation device 16 is connected via the flow path 108 to the turbine 11b.
  • the gas containing residual ammonia discharged from the nitrogen outlet 16c is sent to the turbine 11b via the flow path 108.
  • the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation/separation device 16 may be connected to an intermediate stage between the blade bodies of the turbine 11b. It may be connected to the upstream side from the upstream wing body.
  • the nitrogen outlet 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the turbine 11b.
  • the turbine 11 b is rotated by the gas containing residual ammonia discharged from the hydrogen generation separation device 16 . Therefore, the rotational power generated by the supercharger 11 can be increased. Further, residual ammonia that has passed through the turbine 11b is supplied to a denitrification device (not shown) provided in the exhaust flow path 102, and is effectively used to decompose nitrogen oxides.
  • FIG. 9 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1G according to a seventh modification. As shown in FIG. 9, the gas turbine system 1G according to the seventh modification differs from the gas turbine system 1C described above in that a part of it is shared with another system 2 .
  • the system 2 is a power generation system including a flow path 109, a heat exchanger 71, and a heat exchanger 72. Water flows through the channel 109 . Although flow path 109 is shown in a simplified manner in FIG. 9, flow path 109 is a closed circuit. In other words, water circulates in the channel 109 . Flow path 109 is provided with a turbine, not shown, and is powered by the turbine using the steam flow.
  • the heat exchangers 71 and 72 are arranged downstream of the hydrogen generation/separation device 16 and upstream of the vaporizer 15 in the exhaust passage 102 .
  • the heat exchanger 71 is provided downstream of the heat exchanger 72 in the exhaust flow path 102 .
  • the heat exchanger 71 is provided upstream of the heat exchanger 72 in the flow path 109 .
  • the liquid water flowing through the flow path 109 is heated by the exhaust gas flowing through the exhaust flow path 102 .
  • the heated liquid water is then heated again by the exhaust gas flowing through the exhaust passage 102 in the heat exchanger 72 and vaporized into water vapor.
  • a turbine (not shown) is rotated by the steam to generate rotational power.
  • the gas turbine system 1G shares a part with another system 2.
  • the configuration and application of another system 2 partially shared with the gas turbine system 1G are not limited to the above examples.
  • the system 2 is a combined cycle system in which steam is used to generate power.
  • the system 2 may be a cogeneration system that generates steam but does not generate electricity. Even in such a case, the same effects as those of the gas turbine system 1 described above can be obtained.
  • the heat exchangers 71 and 72 are arranged downstream of the hydrogen generation/separation device 16 and upstream of the vaporizer 15 in the exhaust flow path 102 .
  • the heat exchangers 71 and 72 may be arranged downstream of the vaporizer 15 in the exhaust flow path 102 .
  • the heat energy required for vaporizing ammonia in vaporizer 15 is smaller than the heat energy required for heating water in flow path 109 in heat exchangers 71 and 72 . Therefore, by arranging the heat exchangers 71 and 72 upstream of the vaporizer 15 in the exhaust flow path 102, it is possible to sufficiently heat the water in the flow path 109 while vaporizing the ammonia. Properly realized.
  • FIG. 10 is a schematic diagram showing the configuration of a gas turbine system 1H according to an eighth modification. As shown in FIG. 10, a gas turbine system 1H according to the eighth modification differs from the above-described gas turbine system 1C in that a part of it is shared with another system 2 .
  • the system 2 is a power generation system including a flow path 109, a heat exchanger 71, and a heat exchanger 72, similar to the gas turbine system 1G described above.
  • the configurations of the flow path 109, the heat exchangers 71, and the heat exchangers 72 are the same as those of the gas turbine system 1G described above, so description thereof will be omitted.
  • the heat exchanger 71 and the heat exchanger 72 are arranged downstream of the hydrogen generation separation device 16 in the exhaust passage 102. .
  • the heat exchanger 71 is provided downstream of the heat exchanger 72 in the exhaust flow path 102 .
  • the heat exchanger 71 is provided upstream of the heat exchanger 72 in the flow path 109 .
  • the carburetor 15 is arranged downstream of the heat exchanger 71 and upstream of the heat exchanger 72 in the flow path 109 .
  • the ammonia in the vaporizer 15 and the water flowing through the flow path 109 can be heat-exchanged in a state where the inside of the vaporizer 15 and the inside of the flow path 109 are not communicated with each other.
  • the liquid ammonia sent to the vaporizer 15 is heated by the water flowing through the flow path 109 and vaporized.
  • the gas turbine system 1H shares a part with another system 2. It should be noted that the configuration and application of another system 2 partially shared with the gas turbine system 1H are not limited to the above example, similarly to the gas turbine system 1G described above. Even in such a case, the same effects as those of the gas turbine system 1 described above can be obtained.
  • an exhaust gas pipe is arranged near the carburetor 15 in order to cause the carburetor 15 to exchange heat with the exhaust gas.
  • a water pipe is arranged near the vaporizer 15 in order to cause the vaporizer 15 to exchange heat with water.
  • the water pipes are generally thinner than the exhaust gas pipes. Therefore, in the gas turbine system 1H, it is easier to arrange the piping near the carburetor 15 than in the gas turbine system 1G described above.
  • the water flowing through the flow path 109 is used to heat the ammonia in the vaporizer 15.
  • the water flowing through the flow path 109 is not used to heat the ammonia inside the vaporizer 15 . Therefore, in the gas turbine system 1G described above, the energy efficiency in the system 2 is improved as compared with the gas turbine system 1H.
  • the rotational power generated by the supercharger 11 is used as energy for driving the generator 12 in the gas turbine systems 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, 1G, and 1H. bottom.
  • the rotational power generated by the supercharger 11 is used for purposes other than driving a moving body such as a ship, for example. may be used for the purpose of
  • the hydrogen generation separation device 16 is arranged downstream of the compressor 11a in the intake passage 101 in the gas turbine system 1A.
  • the hydrogen generation/separation device 16 may be arranged in the intake passage 101 downstream of the compressor 11a.
  • the first pump 21 is provided in the gas turbine systems 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, 1G, and 1H.
  • the first pump 21 may not be provided.
  • the first pump 21 may be replaced with a pressure regulating valve.
  • the first gas storage device 51 is provided in the gas turbine systems 1C, 1D, 1E, 1F, 1G, and 1H has been described above. However, in the gas turbine systems 1C, 1D, 1E, 1F, 1G, and 1H, the first gas storage device 51 may not be provided.
  • the second gas storage device 52 is provided in the gas turbine systems 1C, 1D, 1E, 1G, and 1H. However, in the gas turbine systems 1C, 1D, 1E, 1G, and 1H, the second gas storage device 52 may not be provided.
  • the second pump 22 is provided in the gas turbine systems 1, 1A, 1B, 1C, 1E, 1F, 1G, and 1H has been described above. However, the second pump 22 may not be provided in the gas turbine systems 1, 1A, 1B, 1C, 1E, 1F, 1G, and 1H.
  • the third pump 23 is provided in the gas turbine systems 1C, 1E, 1G, and 1H.
  • the third pump 23 may not be provided in the gas turbine systems 1C, 1E, 1G, and 1H.
  • the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the denitrification device 61 in the gas turbine system 1E.
  • the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation separation device 16 may be connected to the denitration device 61.
  • the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation separation device 16 is connected to the turbine 11b in the gas turbine system 1F.
  • the nitrogen discharge port 16c of the hydrogen generation separation device 16 may be connected to the turbine 11b.
  • residual ammonia is also supplied to combustor 13 as fuel.
  • hydrogen and residual ammonia may be supplied to combustor 13 separately, or hydrogen and residual ammonia may be mixed in advance and then supplied to combustor 13 .
  • each channel was explained with reference to the drawings.
  • the channel described above may branch into a plurality of pipes.
  • the first gas reservoir 51 and the combustor 13 may be connected by a plurality of pipes
  • the second gas reservoir 52 and the combustor 13 may be connected by a plurality of pipes.
  • liquid ammonia stored in the ammonia tank 14 may be supplied to the combustor 13 without passing through the hydrogen generation/separation device 16 . Further, for example, the liquid ammonia stored in the ammonia tank 14 may be vaporized and then supplied to the combustor 13 without passing through the hydrogen generation/separation device 16 .
  • a flow path branching from the flow path 103, bypassing the hydrogen generation/separation device 16, and being connected to the combustor 13 is added.
  • a pump may be added to supply ammonia to combustor 13 without going through hydrogen generation separator 16 .
  • a vaporizer may be added to supply gaseous ammonia to the combustor 13 without going through the hydrogen generation separator 16 .
  • the present disclosure contributes to improving the efficiency of gas turbine systems, and thus contributes, for example, to Goal 7 of the Sustainable Development Goals (SDGs), "Ensure access to affordable, reliable, sustainable and modern energy.” can do.
  • SDGs Sustainable Development Goals
  • Gas turbine system 1A Gas turbine system 1B: Gas turbine system 1C: Gas turbine system 1D: Gas turbine system 1E: Gas turbine system 1F: Gas turbine system 1G: Gas turbine system 1H: Gas turbine system 11a: Compressor 11b : Turbine 13: Combustor 14: Ammonia tank 16: Hydrogen generation separator 16a: Ammonia supply port 16b: Hydrogen outlet 16c: Nitrogen outlet 16e: Ammonia decomposition catalyst 16f: Hydrogen separation membrane 21: First pump 22: Second Pump 23: Third pump 51: First gas reservoir 52: Second gas reservoir 61: Denitration device 101: Intake flow path 102: Exhaust flow path 103: Flow path 104: Flow path 106: Flow path

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Abstract

ガスタービンシステム１は、燃焼器１３と、燃焼器１３と接続される吸気流路１０１と、燃焼器１３と接続される排気流路１０２と、吸気流路１０１に設けられる圧縮機１１ａと、排気流路１０２に設けられるタービン１１ｂと、アンモニアタンク１４と、アンモニアタンク１４と接続されるアンモニア供給口１６ａと、燃焼器１３と接続される水素排出口１６ｂとを有し、排気流路１０２のうちタービン１１ｂより下流側、または、吸気流路１０１のうち圧縮機１１ａより下流側に配置され、アンモニア分解触媒および水素分離膜を有する水素発生分離装置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７月１４日に提出された日本特許出願第２０２１－１１６１５１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、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。アンモニアは、他の燃料と比べると燃焼しにくく、難燃性を有する。ゆえに、例えば、特許文献１に開示されているように、燃焼性を向上させるために、アンモニアを水素および窒素に分解し、得られた水素を燃焼器に供給する技術が提案されている。
特開２０１８－０７６７９４号公報
　アンモニアから水素を生成するためにはエネルギが必要なので、水素の燃焼器への供給量を確保するために消費されるエネルギを小さくし、ガスタービンシステム全体の効率を向上させることが望まれている。
　本開示の目的は、ガスタービンシステムの効率を向上させることである。
　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、燃焼器と、燃焼器と接続される吸気流路と、燃焼器と接続される排気流路と、吸気流路に設けられる圧縮機と、排気流路に設けられるタービンと、アンモニアタンクと、アンモニアタンクと接続されるアンモニア供給口と、燃焼器と接続される水素排出口とを有し、排気流路のうちタービンより下流側、または、吸気流路のうち圧縮機より下流側に配置され、アンモニア分解触媒および水素分離膜を有する水素発生分離装置と、を備える。
　水素発生分離装置の水素排出口は、第１ガス貯蔵器を介して燃焼器と接続されてもよい。
　水素発生分離装置は、窒素排出口を有し、水素発生分離装置の窒素排出口は、燃焼器と接続されてもよい。
　水素発生分離装置の窒素排出口は、第２ガス貯蔵器を介して燃焼器と接続されてもよい。
　アンモニアタンクと水素発生分離装置のアンモニア供給口とを接続する流路には、ポンプが設けられてもよい。
　水素発生分離装置は、窒素排出口を有し、排気流路のうちタービンより下流側には、脱硝装置が設けられ、水素発生分離装置の窒素排出口は、脱硝装置と接続されてもよい。
　水素発生分離装置は、窒素排出口を有し、水素発生分離装置の窒素排出口は、タービンと接続されてもよい。
　本開示によれば、ガスタービンシステムの効率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水素発生分離装置の構成を示す模式断面図である。 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。 図８は、第６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９は、第７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１０は、第８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、気化器１５と、水素発生分離装置１６と、第１ポンプ２１と、第２ポンプ２２と、第１流量制御弁３１と、第２流量制御弁３２と、第１冷却装置４１とを備える。
　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１０１に設けられている。吸気流路１０１には、燃焼器１３に供給される空気が流通する。吸気流路１０１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１０２に設けられている。排気流路１０２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１０２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は、図示しない燃焼室を有する。燃焼器１３の燃焼室には、圧縮機１１ａにより圧縮された空気が吸気流路１０１から供給される。燃焼器１３の燃焼室には、後述するように、水素発生分離装置１６から水素が燃料として供給される。燃焼器１３の燃焼室において、燃料と空気を含む混合気が生成される。燃焼器１３の燃焼室内での燃焼により生じた排気ガスは、排気流路１０２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、流路１０３を介して水素発生分離装置１６と接続される。それにより、アンモニアタンク１４から水素発生分離装置１６へアンモニアが供給可能となる。
　流路１０３には、上流側から順に、第１ポンプ２１、第１流量制御弁３１および気化器１５が設けられている。第１ポンプ２１は、アンモニアタンク１４から供給されるアンモニアを圧縮して下流側に送出する。第１ポンプ２１により送出された液体のアンモニアは、第１流量制御弁３１を通過して、気化器１５に送られる。第１流量制御弁３１は、流路１０３を流通するアンモニアの流量を制御する。第１流量制御弁３１の開度が調整されることによって、アンモニアタンク１４から気化器１５へ供給される液体のアンモニアの量が調整される。気化器１５は、排気流路１０２のうちタービン１１ｂより下流側に配置される。具体的には、気化器１５の内部と排気流路１０２の内部とが連通しない状態で、気化器１５内のアンモニアと、排気流路１０２を流れる排気ガスとが熱交換可能となっている。気化器１５に送られた液体のアンモニアは、排気流路１０２を流れる排気ガスによって加熱されて気化する。気化器１５で気化されたアンモニアは、水素発生分離装置１６に送られる。
　水素発生分離装置１６は、アンモニアを水素と窒素とに分解し、水素および窒素を含む分解ガスから水素を分離する。水素発生分離装置１６は、アンモニア供給口１６ａと、水素排出口１６ｂと、窒素排出口１６ｃとを有する。
　アンモニア供給口１６ａには、流路１０３を介してアンモニアタンク１４が接続されている。アンモニアタンク１４から送られたアンモニアは、アンモニア供給口１６ａを介して、水素発生分離装置１６の内部に供給される。水素排出口１６ｂには、流路１０４を介して燃焼器１３が接続されている。水素発生分離装置１６内で発生し分離された水素は、水素排出口１６ｂを介して、流路１０４に送られる。流路１０４に送られた水素は、燃焼器１３に供給される。窒素排出口１６ｃには、流路１０５が接続されている。水素発生分離装置１６内でアンモニアの分解により生成された窒素と分解されずに残存した残存アンモニアを含むガスは、窒素排出口１６ｃを介して、流路１０５に送られる。流路１０５に送られた残存アンモニアを含むガスは、例えば、不図示の浄化装置により浄化され、外部に排出される。
　図２は、水素発生分離装置１６の構成を示す模式断面図である。図２に示すように、水素発生分離装置１６は、ハウジング１６ｄと、アンモニア分解触媒１６ｅと、水素分離膜１６ｆとを有する。アンモニア分解触媒１６ｅは、アンモニアを水素と窒素とに分解する触媒である。水素分離膜１６ｆは、アンモニアの分解により得られる分解ガスに含まれる水素を選択的に透過させる膜である。水素分離膜１６ｆは、例えば、パラジウム、パラジウムを含む合金、バナジウム、または、バナジウムを含む合金等によって形成される。アンモニア分解触媒１６ｅおよび水素分離膜１６ｆは、ハウジング１６ｄに収容される。水素発生分離装置１６は、メンブレンリアクタとも呼ばれる。
　ハウジング１６ｄは、例えば、円筒形状を有する。図２の例では、ハウジング１６ｄは、左右方向に延在している。水素分離膜１６ｆは、円筒形状を有し、ハウジング１６ｄと同軸上に配置される。水素分離膜１６ｆは、ハウジング１６ｄの左端から右側に延在する。水素分離膜１６ｆの左端は開口している。一方、水素分離膜１６ｆの右端は、閉じられている。アンモニア分解触媒１６ｅは、水素分離膜１６ｆの外面とハウジング１６ｄの内周面との間に充填される。水素分離膜１６ｆの右端面は、右側からアンモニア分解触媒１６ｅによって覆われる。水素分離膜１６ｆの右側（つまり、アンモニア供給口１６ａ側）の部分の外周面は、径方向外側からアンモニア分解触媒１６ｅによって覆われる。ハウジング１６ｄ内の空間のうち水素分離膜１６ｆより外側の空間は、アンモニア分解触媒１６ｅによって、アンモニア分解触媒１６ｅよりも右側の空間と左側の空間とに区切られる。
　アンモニア供給口１６ａは、ハウジング１６ｄの右端に設けられる。アンモニア供給口１６ａは、ハウジング１６ｄ内の空間のうち、アンモニア分解触媒１６ｅよりも右側の空間と連通する。水素排出口１６ｂは、ハウジング１６ｄの左端に設けられる。水素排出口１６ｂは、水素分離膜１６ｆ内の空間と連通している。窒素排出口１６ｃは、ハウジング１６ｄの外周面のうちアンモニア分解触媒１６ｅよりも左側に設けられる。窒素排出口１６ｃは、水素分離膜１６ｆの外周面とハウジング１６ｄの内周面との間の空間のうち、アンモニア分解触媒１６ｅより左側の空間と連通する。
　アンモニア供給口１６ａからハウジング１６ｄ内に供給されたアンモニアは、アンモニア分解触媒１６ｅによって水素と窒素とに分解される。このように、アンモニアの分解により得られる分解ガスは、水素および窒素を含む。分解ガスには、水素および窒素の他に、分解されずに残存した残存アンモニアも含まれ得る。水素発生分離装置１６は、排気流路１０２のうちタービン１１ｂより下流側に配置される。具体的には、水素発生分離装置１６の内部と排気流路１０２の内部とが連通しない状態で、水素発生分離装置１６と、排気流路１０２を流れる排気ガスとが熱交換可能となっている。ゆえに、水素発生分離装置１６のアンモニア分解触媒１６ｅ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まで、排気流路１０２を流れる排気ガスによって加熱される。
　分解ガスに含まれる水素は、水素分離膜１６ｆを透過し、水素分離膜１６ｆ内の空間に送られる。水素分離膜１６ｆを透過した水素は、水素排出口１６ｂから排出される。残存アンモニア、および、分解ガスに含まれる窒素は、水素分離膜１６ｆを透過せず、窒素排出口１６ｃから排出される。なお、分解ガスに含まれる水素の一部も、水素分離膜１６ｆを透過せず、窒素排出口１６ｃから排出され得る。
　上記では、図２を参照して、水素発生分離装置１６の例を説明した。ただし、水素発生分離装置１６における構成要素の形状および配置は、図２の例に限定されない。例えば、水素分離膜１６ｆ内の空間にアンモニア分解触媒１６ｅが設けられてもよい。例えば、水素分離膜１６ｆ内の空間は、アンモニア分解触媒１６ｅによって２つの空間に区切られる。水素分離膜１６ｆ内においてアンモニア分解触媒１６ｅによって区切られた一方の空間には、アンモニア供給口１６ａが連通する。水素分離膜１６ｆ内においてアンモニア分解触媒１６ｅによって区切られた他方の空間には、窒素排出口１６ｃが連通する。水素排出口１６ｂは、ハウジング１６ｄ内の空間のうち水素分離膜１６ｆより外側の空間と連通する。この場合、水素分離膜１６ｆ内にアンモニアが供給され、水素分離膜１６ｆ内でアンモニアが分解される。水素分離膜１６ｆ内で生じた分解ガスに含まれる水素は、水素分離膜１６ｆを外側に向けて透過し、ハウジング１６ｄ内の空間のうち水素分離膜１６ｆより外側の空間から水素排出口１６ｂを介して排出される。
　図１に示すように、水素発生分離装置１６は、排気流路１０２のうち気化器１５より上流側に配置される。気化器１５でのアンモニアの気化に必要な熱エネルギは、アンモニア分解触媒１６ｅの加熱に必要な熱エネルギと比べて小さい。ゆえに、水素発生分離装置１６が排気流路１０２のうち気化器１５より上流側に配置されることによって、アンモニアを気化させつつ、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までアンモニア分解触媒１６ｅを加熱することが適切に実現される。
　流路１０４には、上流側から順に、第１冷却装置４１、第２ポンプ２２および第２流量制御弁３２が設けられている。第１冷却装置４１は、流路１０４のうち第２ポンプ２２より上流側を流通する水素を冷却する。例えば、第１冷却装置４１は、流路１０４を流通する水素を冷却水または空気によって冷却する装置である。なお、第１冷却装置４１は、流路１０３のうち気化器１５より上流側と、流路１０４のうち第２ポンプ２２より上流側とを熱交換する装置であってもよい。流路１０４のうち第２ポンプ２２より上流側を流通する水素が冷却されることによって、第２ポンプ２２に送られる水素の温度が低くなる。ゆえに、第２ポンプ２２に送られる水素の体積が小さくなるので、第２ポンプ２２による水素の圧縮に費やされるエネルギが小さくなる。
　第２ポンプ２２は、水素発生分離装置１６から排出される水素を圧縮して下流側に送出する。第２ポンプ２２により送出された水素は、第２流量制御弁３２を通過して、燃焼器１３に送られる。第２流量制御弁３２は、流路１０４を流通する水素の流量を制御する。第２流量制御弁３２の開度が調整されることによって、水素発生分離装置１６から燃焼器１３へ供給される水素の量が調整される。
　以上説明したように、ガスタービンシステム１では、水素発生分離装置１６のアンモニア供給口１６ａに、アンモニアタンク１４が接続されている。水素発生分離装置１６の水素排出口１６ｂに、燃焼器１３が接続されている。ゆえに、アンモニアを水素および窒素に分解し、得られた水素を燃焼器１３に供給することが実現される。
　水素発生分離装置１６は、排気流路１０２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、水素発生分離装置１６のアンモニア分解触媒１６ｅ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まで、排気流路１０２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１０２を流通する排気ガスの熱を有効利用することによって、アンモニアを水素および窒素に分解し、得られた水素を燃焼器１３に供給することが適切に実現される。
　さらに、水素発生分離装置１６では、水素分離膜１６ｆを利用して水素が分離されるので、アンモニアの分解が促進される。ゆえに、水素発生分離装置１６に与える熱エネルギがある程度小さくても、水素の燃焼器１３への供給量を所定の水準に維持できる。例えば、アンモニア分解触媒１６ｅのみを用いてアンモニアから水素を生成する方法と比べ、水素の燃焼器１３への供給量を確保するために消費されるエネルギを小さくすることができる。ゆえに、本実施形態によれば、ガスタービンシステム１の効率が向上する。
　以下、図３～図１０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。
　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、水素発生分離装置１６の配置が異なる。
　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、水素発生分離装置１６は、吸気流路１０１のうち圧縮機１１ａより下流側に配置されている。それにより、水素発生分離装置１６のアンモニア分解触媒１６ｅ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まで、吸気流路１０１を流通する空気によって加熱される。このように、吸気流路１０１を流通する空気の熱を有効利用することによって、アンモニアを水素および窒素に分解し、得られた水素を燃焼器に供給することが適切に実現される。ゆえに、上述したガスタービンシステム１と同様に、ガスタービンシステム１Ａの効率が向上する。
　上記のように、水素発生分離装置１６は、排気流路１０２のうちタービン１１ｂより下流側に配置されていてもよく、吸気流路１０１のうち圧縮機１１ａより下流側に配置されていてもよい。ただし、圧縮機１１ａにより吐出される空気の圧力は、タービン１１ｂを通過した排気ガスの圧力と比べて高い。ゆえに、水素発生分離装置１６を、吸気流路１０１のうち圧縮機１１ａより下流側に配置する場合には、水素発生分離装置１６の耐圧性を高くしなければならない。よって、水素発生分離装置１６の耐圧性の自由度を向上させる観点では、水素発生分離装置１６は、排気流路１０２のうちタービン１１ｂより下流側に配置されていることが好ましい。
　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、第１ガス貯蔵器５１が追加されている点が異なる。
　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、水素発生分離装置１６の水素排出口１６ｂは、第１ガス貯蔵器５１を介して燃焼器１３と接続される。第１ガス貯蔵器５１は、水素を貯蔵する。第１ガス貯蔵器５１は、流路１０４のうち第２ポンプ２２より下流側、かつ、第２流量制御弁３２より上流側に設けられる。第２ポンプ２２により送出された水素は、第１ガス貯蔵器５１に送られ貯蔵される。第１ガス貯蔵器５１に貯蔵された水素は、第２流量制御弁３２を通過して、燃焼器１３に送られる。
　上記の通り、第２の変形例では、水素発生分離装置１６から排出される水素が、第１ガス貯蔵器５１に貯蔵される。ゆえに、水素発生分離装置１６による水素の生成が行われないガスタービンシステム１Ｂの起動時にも、第１ガス貯蔵器５１に貯蔵された水素を燃焼器１３に供給することができる。また、燃焼器１３への水素の供給量の要求値が急激に増減する場合に、燃焼器１３への水素の供給量を応答性良く変化させることができる。ゆえに、燃焼器１３への水素の供給量の過不足が抑制される。
　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１Ｂと比較して、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃが燃焼器１３と接続される点が異なる。
　水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃには、流路１０６を介して燃焼器１３が接続されている。流路１０６には、上流側から順に、第２冷却装置４２、第３ポンプ２３、第２ガス貯蔵器５２および第３流量制御弁３３が設けられている。第２冷却装置４２は、流路１０６のうち第３ポンプ２３より上流側を流通する残存アンモニアを含むガスを冷却する。例えば、第２冷却装置４２は、流路１０６を流通するガスを冷却水または空気によって冷却する装置である。なお、第２冷却装置４２は、流路１０３のうち気化器１５より上流側と、流路１０６のうち第３ポンプ２３より上流側とを熱交換する装置であってもよい。流路１０６のうち第３ポンプ２３より上流側を流通するガスが冷却されることによって、第３ポンプ２３に送られるガスの温度が低くなる。ゆえに、第３ポンプ２３に送られるガスの体積が小さくなるので、第３ポンプ２３によるガスの圧縮に費やされるエネルギが小さくなる。
　第３ポンプ２３は、水素発生分離装置１６から排出される残存アンモニアを含むガスを圧縮して下流側に送出する。第３ポンプ２３により送出されたガスは、第２ガス貯蔵器５２に送られ貯蔵される。第２ガス貯蔵器５２に貯蔵されたガスは、第３流量制御弁３３を通過して、燃焼器１３に送られる。第３流量制御弁３３は、流路１０６を流通するガスの流量を制御する。第３流量制御弁３３の開度が調整されることによって、水素発生分離装置１６から燃焼器１３へ供給される残存アンモニアを含むガスの量が調整される。
　上記の通り、第３の変形例では、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃが燃焼器１３と接続される。それにより、水素に加えて、残存アンモニアも燃料として燃焼器１３へ供給することができる。ゆえに、窒素排出口１６ｃから排出される残存アンモニアを浄化するための浄化装置が不要となる。さらに、燃焼器１３での燃焼により得られるエネルギを増大させることができる。
　また、上記の通り、第３の変形例では、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃは、第２ガス貯蔵器５２を介して燃焼器１３と接続される。ゆえに、水素発生分離装置１６から排出される残存アンモニアを含むガスが、第２ガス貯蔵器５２に貯蔵される。よって、燃焼器１３での燃焼が安定し、残存アンモニアの燃焼処理に適した燃焼状態になったときに、第２ガス貯蔵器５２に貯蔵された残存アンモニアを燃焼器１３に供給することができる。
　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、第２ポンプ２２および第３ポンプ２３が設けられていない点が異なる。
　燃焼器１３に燃料となるガスを供給する場合、供給されるガスの圧力を燃焼器１３内の圧力よりも高くする必要がある。そのため、ガスタービンシステム１Ｃでは、燃焼器１３に供給される水素の圧力を第２ポンプ２２により昇圧し、燃焼器１３に供給される残存アンモニアを含むガスの圧力を第３ポンプ２３より昇圧している。第２ポンプ２２および第３ポンプ２３を駆動するためには、エネルギが必要となる。
　上記の通り、第４の変形例では、水素発生分離装置１６の水素排出口１６ｂと燃焼器１３とを接続する流路１０４、および、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃと燃焼器１３とを接続する流路１０６には、ポンプが設けられない。アンモニアタンク１４と水素発生分離装置１６のアンモニア供給口１６ａとを接続する流路１０３には、第１ポンプ２１がポンプとして設けられている。第１ポンプ２１によって液体のアンモニアの圧力を十分に高い圧力まで昇圧することにより、第２ポンプ２２および第３ポンプ２３が設けられない場合であっても、水素と、残存アンモニアを含むガスとを燃焼器１３に供給することができる。よって、第２ポンプ２２および第３ポンプ２３を駆動するためのエネルギを削減することができる。したがって、ガスタービンシステム１Ｄの効率が向上する。
　なお、第４の変形例に係るガスタービンシステム１Ｄにおいても、上述したガスタービンシステム１Ｃと同様に、第１冷却装置４１および第２冷却装置４２が設けられることが好ましい。流路１０４のうち第１ガス貯蔵器５１より上流側を流通する水素が第１冷却装置４１によって冷却されることによって、第１ガス貯蔵器５１に送られる水素の温度が低くなる。ゆえに、第１ガス貯蔵器５１に貯蔵されている水素の温度が貯蔵中に低下し、第１ガス貯蔵器５１内の圧力が過度に低くなることが抑制される。流路１０６のうち第２ガス貯蔵器５２より上流側を流通する残存アンモニアを含むガスが第２冷却装置４２によって冷却されることによって、第２ガス貯蔵器５２に送られるガスの温度が低くなる。ゆえに、第２ガス貯蔵器５２に貯蔵されているガスの温度が貯蔵中に低下し、第２ガス貯蔵器５２内の圧力が過度に低くなることが抑制される。
　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１Ｃと比較して、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃが脱硝装置６１と接続される点が異なる。
　脱硝装置６１は、排気流路１０２を流通する窒素酸化物（ＮＯｘ）をアンモニアと反応させて窒素と水に分解する。脱硝装置６１は、排気流路１０２のうちタービン１１ｂより下流側に設けられる。図７の例では、脱硝装置６１は、排気流路１０２のうち水素発生分離装置１６より下流側、かつ、気化器１５より上流側に配置されている。ただし、脱硝装置６１は、排気流路１０２のうち気化器１５より下流側に配置されていてもよい。気化器１５でのアンモニアの気化に必要な熱エネルギは、脱硝装置６１での窒素酸化物の分解に必要な熱エネルギと比べて小さい。ゆえに、脱硝装置６１が排気流路１０２のうち気化器１５より上流側に配置されることによって、アンモニアを気化させつつ、窒素酸化物を分解することが適切に実現される。
　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、第２ガス貯蔵器５２と、脱硝装置６１とが、流路１０７を介して接続されている。流路１０７には、第４流量制御弁３４が設けられている。第２ガス貯蔵器５２に貯蔵された残存アンモニアを含むガスは、第４流量制御弁３４を通過して、脱硝装置６１に送られる。第４流量制御弁３４は、流路１０７を流通するガスの流量を制御する。第４流量制御弁３４の開度が調整されることによって、第２ガス貯蔵器５２から脱硝装置６１へ供給される残存アンモニアを含むガスの量が調整される。
　上記の通り、第５の変形例では、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃが脱硝装置６１と接続される。それにより、水素発生分離装置１６から排出される残存アンモニアを、脱硝装置６１での窒素酸化物の分解に有効利用することができる。
　なお、図７の例では、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃが、第２ガス貯蔵器５２を介して脱硝装置６１と接続されている。ただし、例えば、第２ガス貯蔵器５２が設けられない場合等には、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃは、第２ガス貯蔵器５２を介さずに脱硝装置６１と接続されてもよい。
　図８は、第６の変形例に係るガスタービンシステム１Ｆの構成を示す模式図である。図８に示すように、第６の変形例に係るガスタービンシステム１Ｆでは、上述したガスタービンシステム１Ｂと比較して、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃがタービン１１ｂと接続される点が異なる。
　図８に示すように、第６の変形例に係るガスタービンシステム１Ｆでは、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃは、流路１０８を介して、タービン１１ｂと接続されている。窒素排出口１６ｃから排出される残存アンモニアを含むガスは、流路１０８を介して、タービン１１ｂに送られる。なお、タービン１１ｂが複数段の翼体を有する場合、例えば、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃは、タービン１１ｂのうち翼体の間の部分である中間段と接続されてもよく、最上流の翼体より上流側と接続されてもよい。
　上記の通り、第６の変形例では、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃがタービン１１ｂと接続される。それにより、タービン１１ｂは、水素発生分離装置１６から排出される残存アンモニアを含むガスによって回される。ゆえに、過給機１１によって生成される回転動力を増大させることができる。また、タービン１１ｂを通過した残存アンモニアは、排気流路１０２に設けられる不図示の脱硝装置に供給され、窒素酸化物の分解にも有効利用される。
　図９は、第７の変形例に係るガスタービンシステム１Ｇの構成を示す模式図である。図９に示すように、第７の変形例に係るガスタービンシステム１Ｇでは、上述したガスタービンシステム１Ｃと比較して、別のシステム２と一部が共有される点が異なる。
　システム２は、流路１０９と、熱交換器７１と、熱交換器７２とを含む発電システムである。流路１０９には、水が流通する。図９では、流路１０９が簡略化して示されているが、流路１０９は、閉回路となっている。つまり、流路１０９内を水が環路している。流路１０９には、図示しないタービンが設けられており、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。
　熱交換器７１および熱交換器７２は、排気流路１０２のうち水素発生分離装置１６より下流側、かつ、気化器１５より上流側に配置されている。熱交換器７１は、排気流路１０２のうち熱交換器７２より下流側に設けられる。熱交換器７１は、流路１０９のうち熱交換器７２より上流側に設けられる。熱交換器７１において、流路１０９を流通する液体の水は、排気流路１０２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７２において、排気流路１０２を流通する排気ガスによって再度加熱され、気化して水蒸気になる。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。
　上記の通り、第７の変形例では、ガスタービンシステム１Ｇは、別のシステム２と一部を共有する。なお、ガスタービンシステム１Ｇと一部が共有される別のシステム２の構成および用途は、上記の例に限定されない。例えば、上記では、システム２が水蒸気を用いて発電が行われるコンバインドサイクルである例を説明した。ただし、システム２は、水蒸気を発生させるものの発電は行われないコジェネレーションシステムであってもよい。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９の例では、熱交換器７１および熱交換器７２は、排気流路１０２のうち水素発生分離装置１６より下流側、かつ、気化器１５より上流側に配置されている。ただし、熱交換器７１および熱交換器７２は、排気流路１０２のうち気化器１５より下流側に配置されていてもよい。気化器１５でのアンモニアの気化に必要な熱エネルギは、熱交換器７１および熱交換器７２において流路１０９中の水を加熱するために必要な熱エネルギと比べて小さい。ゆえに、熱交換器７１および熱交換器７２が排気流路１０２のうち気化器１５より上流側に配置されることによって、アンモニアを気化させつつ、流路１０９中の水を十分に加熱することが適切に実現される。
　図１０は、第８の変形例に係るガスタービンシステム１Ｈの構成を示す模式図である。図１０に示すように、第８の変形例に係るガスタービンシステム１Ｈでは、上述したガスタービンシステム１Ｃと比較して、別のシステム２と一部が共有される点が異なる。
　システム２は、上述したガスタービンシステム１Ｇと同様に、流路１０９と、熱交換器７１と、熱交換器７２とを含む発電システムである。流路１０９、熱交換器７１および熱交換器７２の構成については、上述したガスタービンシステム１Ｇと同様であるので、説明を省略する。
　図１０に示すように、第８の変形例に係るガスタービンシステム１Ｈでは、熱交換器７１および熱交換器７２は、排気流路１０２のうち水素発生分離装置１６より下流側に配置されている。熱交換器７１は、排気流路１０２のうち熱交換器７２より下流側に設けられる。熱交換器７１は、流路１０９のうち熱交換器７２より上流側に設けられる。ガスタービンシステム１Ｈでは、気化器１５は、流路１０９のうち熱交換器７１より下流側、かつ、熱交換器７２より上流側に配置される。具体的には、気化器１５の内部と流路１０９の内部とが連通しない状態で、気化器１５内のアンモニアと、流路１０９を流れる水とが熱交換可能となっている。気化器１５に送られた液体のアンモニアは、流路１０９を流れる水によって加熱されて気化する。
　上記の通り、第８の変形例では、ガスタービンシステム１Ｈは、別のシステム２と一部を共有する。なお、ガスタービンシステム１Ｈと一部が共有される別のシステム２の構成および用途は、上述したガスタービンシステム１Ｇと同様に、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。
　上述したガスタービンシステム１Ｇでは、気化器１５を排気ガスと熱交換させるために、例えば、気化器１５の近傍に排気ガスの配管が配置される。一方、ガスタービンシステム１Ｈでは、気化器１５を水と熱交換させるために、例えば、気化器１５の近傍に水の配管が配置される。水の配管は、一般に排気ガスの配管よりも細い。ゆえに、ガスタービンシステム１Ｈでは、上述したガスタービンシステム１Ｇと比べて気化器１５の近傍に配管を配置しやすくなる。
　また、ガスタービンシステム１Ｈでは、流路１０９を流通する水が気化器１５内のアンモニアの加熱に用いられる。一方、上述したガスタービンシステム１Ｇでは、流路１０９を流通する水が気化器１５内のアンモニアの加熱には用いられない。ゆえに、上述したガスタービンシステム１Ｇでは、ガスタービンシステム１Ｈと比べてシステム２におけるエネルギ効率が向上する。
　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、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈ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、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、過給機１１によって生成された回転動力が、例えば、船舶等の移動体を駆動させる目的等の他の用途に利用されてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１Ａにおいて、水素発生分離装置１６が吸気流路１０１のうち圧縮機１１ａより下流側に配置されている例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、水素発生分離装置１６が吸気流路１０１のうち圧縮機１１ａより下流側に配置されていてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第１ポンプ２１が設けられている例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、水素発生分離装置１６に供給されるアンモニアの圧力を所定水準以上に高めることができれば、第１ポンプ２１が設けられなくてもよい。例えば、第１ポンプ２１が圧力調整弁に置き換えられてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第１ガス貯蔵器５１が設けられている例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第１ガス貯蔵器５１が設けられていなくてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第２ガス貯蔵器５２が設けられている例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第２ガス貯蔵器５２が設けられていなくてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第２ポンプ２２が設けられている例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｅ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第２ポンプ２２が設けられていなくてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１Ｃ、１Ｅ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第３ポンプ２３が設けられている例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１Ｃ、１Ｅ、１Ｇ、１Ｈにおいて、第３ポンプ２３が設けられていなくてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１Ｅにおいて、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃが脱硝装置６１と接続される例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｆ、１Ｇ、１Ｈにおいて、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃが脱硝装置６１と接続されていてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１Ｆにおいて、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃがタービン１１ｂと接続される例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｇ、１Ｈにおいて、水素発生分離装置１６の窒素排出口１６ｃがタービン１１ｂと接続されていてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１Ｇ、１Ｈにおいて、別のシステム２と一部が共有される例を説明した。ただし、ガスタービンシステム１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｆにおいて、ガスタービンシステム１Ｇと同様に、または、ガスタービンシステム１Ｈと同様に、別のシステム２と一部が共有されていてもよい。
　上記では、ガスタービンシステム１Ｃ、１Ｄ、１Ｅ、１Ｇ、１Ｈにおいて、水素に加えて、残存アンモニアも燃料として燃焼器１３へ供給される例を説明した。この場合において、水素および残存アンモニアが別々に燃焼器１３へ供給されてもよく、水素および残存アンモニアが予め混合されてから燃焼器１３へ供給されてもよい。
　上記では、図面を参照して、各流路について説明した。ただし、上記で説明した流路は、複数の配管に分岐していてもよい。例えば、第１ガス貯蔵器５１と燃焼器１３とが複数の配管によって接続されていてもよく、第２ガス貯蔵器５２と燃焼器１３とが複数の配管によって接続されていてもよい。
　上記では、燃焼器１３へ供給される燃料が水素である例と、水素および残存アンモニアである例とを説明した。ただし、水素および残存アンモニア以外の燃料が燃焼器１３へさらに供給されてもよい。例えば、アンモニアタンク１４に貯蔵される液体のアンモニアが水素発生分離装置１６を介さずに燃焼器１３へ供給されるようになっていてもよい。また、例えば、アンモニアタンク１４に貯蔵される液体のアンモニアが気化された後に、水素発生分離装置１６を介さずに燃焼器１３へ供給されるようになっていてもよい。水素発生分離装置１６を介さずに燃焼器１３へアンモニアを供給するために、例えば、流路１０３から分岐し、水素発生分離装置１６を迂回して燃焼器１３に接続される流路が追加され得る。水素発生分離装置１６を介さずに燃焼器１３へアンモニアを供給するために、ポンプが追加されてもよい。水素発生分離装置１６を介さずに燃焼器１３へ気体のアンモニアを供給するために、気化器が追加されてもよい。
　本開示は、ガスタービンシステムの効率の向上に資するので、例えば、持続可能な開発目標（ＳＤＧｓ）の目標７「手ごろで信頼でき、持続可能かつ近代的なエネルギーへのアクセスを確保する」に貢献することができる。
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　１Ｆ：ガスタービンシステム　１Ｇ：ガスタービンシステム　１Ｈ：ガスタービンシステム　１１ａ：圧縮機　１１ｂ：タービン　１３：燃焼器　１４：アンモニアタンク　１６：水素発生分離装置　１６ａ：アンモニア供給口　１６ｂ：水素排出口　１６ｃ：窒素排出口　１６ｅ：アンモニア分解触媒　１６ｆ：水素分離膜　２１：第１ポンプ　２２：第２ポンプ　２３：第３ポンプ　５１：第１ガス貯蔵器　５２：第２ガス貯蔵器　６１：脱硝装置　１０１：吸気流路　１０２：排気流路　１０３：流路　１０４：流路　１０６：流路

Claims (7)

  1. 　燃焼器と、
    　前記燃焼器と接続される吸気流路と、
    　前記燃焼器と接続される排気流路と、
    　前記吸気流路に設けられる圧縮機と、
    　前記排気流路に設けられるタービンと、
    　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アンモニア供給口と、前記燃焼器と接続される水素排出口とを有し、前記排気流路のうち前記タービンより下流側、または、前記吸気流路のうち前記圧縮機より下流側に配置され、アンモニア分解触媒および水素分離膜を有する水素発生分離装置と、
    　を備える、
    　ガスタービンシステム。
  2. 　前記水素発生分離装置の前記水素排出口は、第１ガス貯蔵器を介して前記燃焼器と接続される、
    　請求項１に記載のガスタービンシステム。
  3. 　前記水素発生分離装置は、窒素排出口を有し、
    　前記水素発生分離装置の前記窒素排出口は、前記燃焼器と接続される、
    　請求項１または２に記載のガスタービンシステム。
  4. 　前記水素発生分離装置の前記窒素排出口は、第２ガス貯蔵器を介して前記燃焼器と接続される、
    　請求項３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水素発生分離装置の前記アンモニア供給口とを接続する流路には、ポンプが設けられる、
    　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. 　前記水素発生分離装置は、窒素排出口を有し、
    　前記排気流路のうち前記タービンより下流側には、脱硝装置が設けられ、
    　前記水素発生分離装置の前記窒素排出口は、前記脱硝装置と接続される、
    　請求項１から５のいずれか一項に記載のガスタービンシステム。
  7. 　前記水素発生分離装置は、窒素排出口を有し、
    　前記水素発生分離装置の前記窒素排出口は、前記タービンと接続される、
    　請求項１から６のいずれか一項に記載のガスタービンシステム。
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