JP2006250060A - Power generation system and its control method - Google Patents
Power generation system and its control method Download PDFInfo
- Publication number
- JP2006250060A JP2006250060A JP2005068817A JP2005068817A JP2006250060A JP 2006250060 A JP2006250060 A JP 2006250060A JP 2005068817 A JP2005068817 A JP 2005068817A JP 2005068817 A JP2005068817 A JP 2005068817A JP 2006250060 A JP2006250060 A JP 2006250060A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- heat
- power generation
- heat medium
- demand
- power
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
Landscapes
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
Abstract
Description
本発明は、ガスタービンによる発電と他の発電（例えば、燃料電池を用いた発電）とを組み合わせた発電システムに関する。そして本発明は、好ましくは、固体酸化物燃料電池（ＳＯＦＣ）や溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ）の様な高温作動型燃料電池であって、特に、中小規模の燃料電池による発電と、ガスタービン（例えば、マイクロ・ナノディスクタービン）による発電とを組み合わせた発電システムに関する。 The present invention relates to a power generation system that combines power generation by a gas turbine and other power generation (for example, power generation using a fuel cell). The present invention is preferably a high-temperature operation type fuel cell such as a solid oxide fuel cell (SOFC) or a molten carbonate fuel cell (MCFC), and particularly, power generation by a small-scale fuel cell and gas The present invention relates to a power generation system combined with power generation by a turbine (for example, a micro / nanodisc turbine).
発電システムとして、固体酸化物燃料電池(ＳＯＦＣ)や溶融炭酸塩型燃料電池(ＭＣＦＣ)といった、高温作動型燃料電池を利用する燃料電池システムは、炭化水素系燃料を改質して利用し、ＳＯＦＣでは６００〜１０００℃以上、ＭＣＦＣでは約５００〜９００℃以上の高温で作動させる。 Fuel cell systems that use high-temperature operating fuel cells, such as solid oxide fuel cells (SOFC) and molten carbonate fuel cells (MCFC) as power generation systems, reform and use hydrocarbon fuels. Is operated at a high temperature of 600 to 1000 ° C. or higher, and MCFC is operated at a high temperature of about 500 to 900 ° C. or higher.
そのような高温作動型燃料電池では、供給燃料の全てが電池内での発電に利用されることはなく、定格運転時でも６０〜８０％程度の燃料が発電に、残りの２０〜４０％程度は未反応燃料として電池外に排出される。未反応燃料はオフガス燃焼室等で燃焼し、その発生熱の一部は燃料電池システムの高温維持や供給燃料の改質などに利用される。また、燃料電池内においても、発電時に内部発熱が生じ、その熱によっても燃料電池システムは高温維持される。 In such a high temperature operation type fuel cell, not all of the supplied fuel is used for power generation in the cell, and about 60 to 80% of the fuel is used for power generation even during rated operation, and the remaining 20 to 40%. Is discharged out of the battery as unreacted fuel. Unreacted fuel burns in an off-gas combustion chamber or the like, and a part of the generated heat is used for maintaining the fuel cell system at a high temperature, reforming the supplied fuel, or the like. In the fuel cell, internal heat is generated during power generation, and the fuel cell system is maintained at a high temperature by the heat.
上記のような高温作動により、これら燃料電池システムの排気ガスや、発電部分の冷却のために流通させたガスの温度は２００℃〜５００℃以上と極めて高いのが一般的である。 Due to the high-temperature operation as described above, the temperature of the exhaust gas of these fuel cell systems and the gas circulated for cooling the power generation part is generally as high as 200 ° C. to 500 ° C. or higher.
ここで、上記高温排気ガスの保有する熱エネルギーを排ガス熱交換器を介して水道水を加熱し、風呂や厨房などの給湯に利用することで電力と熱（湯）を同時に需要家に供給するコージェネレーションシステムとすることが一般的に行われている。 Here, the thermal energy possessed by the high-temperature exhaust gas is heated to the tap water through the exhaust gas heat exchanger and used for hot water supply such as baths and kitchens, thereby simultaneously supplying electric power and heat (hot water) to consumers. In general, a cogeneration system is used.
固体酸化物燃料電池(ＳＯＦＣ)や溶融炭酸塩型燃料電池(ＭＣＦＣ)などの高温作動型燃料電池から高温排気（ここでは、未だ酸素が残っている）に燃料を加えて燃焼させ、更に高温で、高エネルギーの燃焼ガスとして、その燃焼ガスをマイクロガスタービンに投入してタービンに直結の発電機を運転し、燃料電池側の発電と合わせて、総合発電効率が５５〜６０％という高効率なコンバインド発電設備（例えば、特許文献１参照）が知られている。 Fuel is added to a high-temperature exhaust fuel cell (here still oxygen remains) from a high-temperature operation fuel cell such as a solid oxide fuel cell (SOFC) or a molten carbonate fuel cell (MCFC), and then burned. As a high-energy combustion gas, the combustion gas is introduced into a micro gas turbine, and a generator directly connected to the turbine is operated. Combined with power generation on the fuel cell side, the total power generation efficiency is as high as 55 to 60%. A combined power generation facility (see, for example, Patent Document 1) is known.
これまでの研究から、従来のマイクロガスタービンを活用する場合、上記コンバインド発電設備の最適な規模の組合せは、ガスタービン出力１に対し、燃料電池出力４〜５と報告されている。従って、現在普及している最小クラスのマイクロガスタービンの出力３０ｋＷを考えれば、これと組み合わせるべき燃料電池の出力は１２０〜１５０ｋＷ、即ち、総合出力が１５０〜１８０ｋＷ程度のコンバインド発電設備が将来技術として想定出来る。
尚、実験的には２００ｋＷ以上のものが試験的に運転されている。又、２００℃程度の低い温度で運転できるガスタービンでは、実用的な発電効率が未だ得られていないというのが実情である。
From previous studies, when utilizing a conventional micro gas turbine, it has been reported that the optimal combination of scales of the combined power generation facilities is a fuel cell output 4 to 5 for a
Experimentally, a device of 200 kW or more is operated on a trial basis. Moreover, in a gas turbine that can be operated at a temperature as low as about 200 ° C., practical power generation efficiency has not been obtained yet.
一方、太陽エネルギーを熱源とし、太陽熱で冷媒（フロン、アンモニア）を加熱して、沸騰させ、気化した冷媒でガスタービンを回し、１００〜３００℃の中温度領域でも運転が可能な発電システムとして、蓄熱した太陽熱によってフロン等の冷媒を過熱し、小規模且つ中温度差領域でも比較的高い効率で発電出来る粘性・衝動複合型（出力を低下させると、熱効率が悪くなるという欠点が補える）タービン発電機を利用するソーラーオーガニックランキンサイクルシステムが提案されている（例えば特許文献２参照）。このシステムでは、太陽電池（８％程度）の約２倍の熱効率が期待出来ると目されている。 On the other hand, as a power generation system that uses solar energy as a heat source, heats a refrigerant (fluorocarbon, ammonia) with solar heat, boils, rotates a gas turbine with the vaporized refrigerant, and can be operated even in a medium temperature range of 100 to 300 ° C. Viscous / impulsive composite type that can overheat refrigerant such as chlorofluorocarbon by the stored solar heat and generate power with relatively high efficiency even in a small-scale and medium temperature difference region (compensating for the disadvantage that lowering the output reduces thermal efficiency) A solar organic Rankine cycle system using a machine has been proposed (see, for example, Patent Document 2). This system is expected to be about twice as heat efficient as solar cells (about 8%).
更に、上述の２例とは別に、従来のタービンにおいて、１００〜３００℃程度でも運転が可能であって、特に小出力とした場合に熱効率が極端に低くなる上、形状が複雑で製造コストが高いという課題を解決する新たなタービンとして、極めて薄いエレメントとディスクを交互にずらせながら重ね合せる構造を基本とし、切欠き、エレメント、微小翼型をディスク上に積層・形成したマイクロ・ナノディスクタービンが提案されている（例えば特許文献３参照）。 Further, apart from the above two examples, the conventional turbine can be operated even at about 100 to 300 ° C., and particularly when the output is small, the thermal efficiency becomes extremely low, and the shape is complicated and the manufacturing cost is low. A new turbine that solves the high problem is a micro / nano disc turbine that is based on a structure in which extremely thin elements and discs are stacked alternately and alternately, and notches, elements, and micro airfoils are stacked and formed on the disc. It has been proposed (see, for example, Patent Document 3).
このマイクロ・ナノディスクタービンは、小型で低コストにも拘らず、タービン効率が高いという特性を有し、上述のソーラーシステムにおけるタービン発電機として利用することも合わせて提案されている。 This micro / nanodisc turbine has a characteristic of high turbine efficiency despite its small size and low cost, and it has been proposed to be used as a turbine generator in the solar system described above.
中小規模の高温作動型燃料電池では、排気の熱エネルギーを回収して給湯や蒸気として供給するコージェネレーションが広く検討されている。しかし電力需要の比率が大きく、熱需要の小さい事務所ビルや店舗などでは、給湯需要等、特に熱の有効利用という点で、その省エネ性や環境負荷の優位性を発揮し難い。 In small and medium-sized high-temperature operating fuel cells, cogeneration that recovers the heat energy of exhaust gas and supplies it as hot water or steam has been widely studied. However, in office buildings and stores where the demand for electricity is large and the demand for heat is small, it is difficult to demonstrate the advantages of energy saving and environmental impact, particularly in terms of effective use of heat, such as demand for hot water.
家庭や事務所、店舗では、一日における電力と熱（給湯）の需要が時間によって大きく変化する。図３６及び図３７は、一般家庭（図３６）、及び、例えば中規模店舗（図３７）の一日（０時〜２４時まで）における電力需要（細い実線）と熱需要（細い破線）の変化と、その家庭又は店舗に導入されているコージェネシステムによる電力出力（太い実線）と給湯出力（太い点線）の変化を重ねて示したデータである。 In homes, offices, and stores, demand for electricity and heat (hot water supply) in a day varies greatly with time. 36 and 37 show the electric power demand (thin solid line) and heat demand (thin broken line) in a general household (FIG. 36) and one day (from 0:00 to 24:00) of a medium-sized store (FIG. 37), for example. It is the data which showed the change and the change of the electric power output (thick solid line) and hot-water supply output (thick dotted line) by the cogeneration system introduced into the home or store.
図３６によれば、一般家庭のコージェネシステムでは電力は夜間において（図３６の符号Ａで示した部分）不足している。一方、給湯は例えば入浴時に需要のピーク（図３６の符号Ｂで示した部分）を迎えるが貯湯槽に蓄えた湯を用いることが出来、全体（２４時間）としては余剰気味である。 According to FIG. 36, in the cogeneration system of a general household, the electric power is insufficient at night (portion indicated by symbol A in FIG. 36). On the other hand, for example, hot water supply reaches a demand peak at the time of bathing (the portion indicated by symbol B in FIG. 36), but the hot water stored in the hot water tank can be used, and the whole (24 hours) is surplus.
図３７によれば、中規模の店舗のコージェネシステムでは電力は始業・開店から終業・閉店に至る広範囲の時間帯で電力不足（図３７の符号Ｃで示した部分）をきたしている。それに対して、給湯は昼夜を問わず、大幅に余剰（図３７の符号Ｄで示した部分）となっている。 According to FIG. 37, in the cogeneration system of a medium-sized store, the power is insufficient (portion indicated by reference symbol C in FIG. 37) in a wide range of time from the start / open to the end / close. On the other hand, the hot water supply is greatly surplus regardless of day or night (portion indicated by the symbol D in FIG. 37).
図３６及び図３７を見る限り、使い方の異なる夫々の需要変化に対応し、常に高い効率で、電力と熱（給湯）の需要の双方を最適に供給出来るエネルギー供給システムや、その運転方法が未だ提供されているとは言い難い。このような電力と熱の需給ミスマッチにより、電力を必要とする際に電力が不足する一方、余剰の熱が発生しているといった状況もあり、更なる省エネ性の改善が必要な場合がある。 As can be seen from FIGS. 36 and 37, there is still an energy supply system that can optimally supply both electric power and heat (hot water) demand, and its operation method, which always responds to the changing demands of each usage and is always highly efficient. It is hard to say that it is provided. Due to such a mismatch between the supply and demand of electric power and heat, there is a situation where electric power is insufficient when electric power is required, and there is a situation in which excessive heat is generated, and further energy saving improvement may be necessary.
前記技術（特許文献１）では、対照としているシステムが高温作動方燃料電池とマイクロガスタービンとのコンバインシステムであるため、システムの規模が大きい。
前述の通り、現在普及している最小規模のマイクロガスタービンを想定しても、１５０ｋＷ以上のシステムとなることが想定される。従って、１ｋＷ〜百ｋＷ未満の家庭用や中規模以下の業務用等、中小規模の需要家に対する電力供給システムとしては設備規模が大き過ぎ、導入が困難である。
In the technique (Patent Document 1), since the system as a control is a combined system of a high-temperature operating fuel cell and a micro gas turbine, the scale of the system is large.
As described above, it is assumed that a system of 150 kW or more is assumed even when the micro gas turbine of the smallest scale that is currently popular is assumed. Therefore, the equipment scale is too large as a power supply system for small and medium-sized consumers, such as households of 1 kW to less than 100 kW and business use of medium or smaller scales, and it is difficult to introduce.
又、中小規模の需要家に対応するため、ガスタービンを小型化することも可能だが、その場合は、前述の特許文献２に記載の如く、タービン効率が極端に低下する為、及び小さな３次元翼を作るのは難しく高コストとなる為、コンバインド化のメリットは極めて小さい。
Further, it is possible to reduce the size of the gas turbine in order to cope with small and medium-sized consumers. However, in this case, as described in
前記技術（特許文献２）では、熱手段を備えているとはいえ、太陽熱をタービン駆動のエネルギー源としていることから、発電出力が天候に左右され易い。加えて得られる発電出力が需要家の電力需要の多くを賄う規模になり難い。１ｋＷ程度の家庭向け電力需要には対応し得ると考えられるが、それ以上の電力需要には対応できない。即ち、電気需要と熱需要とを満足するための太陽熱、太陽光を集めるのは困難である。
太陽熱を活用して電力と熱（給湯）を供給するコージェネレーションは可能であるが、双方を同時に、又は相当規模の出力で供給するには、太陽熱を蓄積するのに多大な時間を要する上に、設備も大規模とせざるを得ない。
In the technique (Patent Document 2), although the heat means is provided, the solar power is used as an energy source for driving the turbine, so that the power generation output is easily influenced by the weather. In addition, it is difficult for the generated power output to be large enough to cover much of the customer's power demand. Although it is considered that it can respond to household power demand of about 1 kW, it cannot respond to power demand beyond that. That is, it is difficult to collect solar heat and sunlight for satisfying electric demand and heat demand.
Cogeneration that uses solar heat to supply electric power and heat (hot water supply) is possible, but it takes a lot of time to accumulate solar heat in order to supply both at the same time or with a considerable output. The equipment must be large.
前記技術（特許文献３）では、小規模且つ中温度量域の熱を利用する発電装置に最適なタービン（太陽光、或いは１００℃〜３００℃程度のガスを利用する）として提案されているが、その具体的な利用形態については、太陽熱利用に関するものとなっている。加えて、該タービンを利用する際の運転方法については言及されていない。
特に、電力と熱の需要が時間とともに変化する需要家に対して、熱電併給（コージェネレーション）と複合発電（コンバインド発電）、及びその双方をバランスさせて最適制御する（コンバインド・コージェネレーション運転）といった観点で提案されたタービンを活用する装置や運転方法については記述がない。
In particular, for customers whose power and heat demand changes over time, optimal control is achieved by balancing both combined heat and power (cogeneration) and combined power generation (combined power generation), and both (combined cogeneration operation). There is no description about the apparatus and operation method which utilize the turbine proposed from a viewpoint.
本発明は上述した従来技術の問題点に鑑みて提案されたものであり、小出力でも高効率なガスタービンによる発電とその他の発電（例えば燃料電池による発電）、及び発電と排熱利用給湯暖房を選択利用可能とするコンバインド・コージェネレーションシステムであって、高い発電効率を得ることが出来、中小規模の施設により稼動することが出来て、しかも、電力需要及び熱需要の変動に柔軟に対応することが出来る熱電併給システム及びその制御方法の提供を目的としている。 The present invention has been proposed in view of the above-described problems of the prior art. Power generation by a gas turbine and other power generation (for example, power generation by a fuel cell), and power generation and hot water supply using exhaust heat, which are highly efficient even at a small output. Is a combined cogeneration system that can be used selectively, can achieve high power generation efficiency, can be operated by small and medium-sized facilities, and can flexibly respond to fluctuations in power demand and heat demand It is intended to provide a combined heat and power system and a control method thereof.
本発明の発電システムは、電気及び熱を発生する発電機器（例えば、高温作動型燃料電池１、或いは、内燃機関と組み合わせた発電装置）と、該発電機器の排気系統（Ｌｈ）を流過する排ガスが保有する熱量を熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を流れる熱媒に投入する熱交換器（１１）とを有し、該熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）は、熱媒を循環させるための循環機器（例えばポンプＰｄ）と、該熱交換器（１１）で気化した熱媒により回転駆動されるタービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン：極めて薄いエレメントとディスクを交互に重ね合わせ、切り欠き、エレメント、微小な翼型を重ね合わせたディスク上に形成することにより製造される微小なタービン２１：以下、本明細書で同じ）とを有していることを特徴としている（請求項１：図１）。
The power generation system of the present invention flows through a power generation device that generates electricity and heat (for example, a high-temperature
また、本発明の発電システムは、電気及び熱を発生する発電機器（例えば、高温作動型燃料電池１、或いは、内燃機関と組み合わせた発電装置）と、該発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）に介装された第１の熱交換器（１１）と、熱媒が循環し且つ気化した熱媒により回転駆動されるタービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）が介装されている第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）と、熱媒が循環し且つ蓄熱手段（例えば、蓄熱槽１４）が介装されている第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ２）と、第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ２）を循環する熱媒が保有する熱量を第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を循環する熱媒に投入する第２の熱交換器（１２）とを備え、発電機器（燃料電池１）の排気系統（Ｌｈ）を流れる排ガスが保有する熱量は第１の熱交換器（１１）を介して第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ２）を循環する熱媒に投入される様に構成されていることを特徴としている（請求項２：図２）。
The power generation system of the present invention includes a power generation device that generates electricity and heat (for example, a high-temperature
本発明の実施に際して、前記発電機器としては、出力１００ｋＷ未満の中小規模の高温作動型燃料電池（１）であって、固体酸化物燃料電池（ＳＯＦＣ）や溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ）の様な高温作動型燃料電池（１）を用いることが好ましい。
但し、ガスエンジンその他の内燃機関と組み合わされた発電装置を使用することも可能である。
In the implementation of the present invention, the power generation device is a medium to small scale high temperature operation type fuel cell (1) with an output of less than 100 kW, such as a solid oxide fuel cell (SOFC) or a molten carbonate fuel cell (MCFC). It is preferable to use such a high temperature operation type fuel cell (1).
However, it is also possible to use a power generator combined with a gas engine or other internal combustion engine.
また本発明において、前記タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）が介装されている熱媒閉鎖循環系（第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１）を循環する熱媒としては、フロン、代替フロン、アンモニア、二酸化炭素（ＣＯ２）等の低沸点媒体であるのが好ましい。
さらに本発明において、前記第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ２）を循環する熱媒としては、機械油、タービン油、ナフタリン等の高沸点媒体であるのが好ましい。
In the present invention, the heat medium circulating in the heat medium closed circulation system (first heat medium closed circulation system C1) in which the turbine (for example, the micro / nanodisk turbine 21) is interposed may be Freon or alternative Freon. It is preferably a low boiling point medium such as ammonia or carbon dioxide (CO2).
Furthermore, in the present invention, the heat medium circulating in the second heat medium closed circulation system (C2) is preferably a high boiling point medium such as machine oil, turbine oil, or naphthalene.
ここで、本発明の発電システム（請求項１或いは請求項２の何れかの発電システム）において、（ユーザーの）電力需要を監視する電力需要監視手段（５０）と、前記発電機器（例えば、高温作動型燃料電池１、或いは、内燃機関と組み合わせた発電装置）の発電出力を監視する第１の発電出力監視手段（６０）と、前記タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン）と組み合わせされた発電装置の発電出力を監視する第２の発電出力監視手段（７０）と、制御装置（１０）とを有し、該制御装置（１０）は、前記電力需要監視手段（５０）と第１及び第２の発電出力監視手段（６０，７０）とから得られる情報に基づいて、前記発電機器（例えば燃料電池１）の発電出力と前記タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）と組み合わせされた発電装置（２２）の発電出力とを制御する様に構成されているのが好ましい（請求項３：図３）。
Here, in the power generation system of the present invention (the power generation system according to
そして、本発明の発電システム（請求項１〜請求項３の何れか１項の発電システム）において、前記タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）が介装された熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）には熱媒を凝縮する熱媒凝縮器（１３Ａ）が介装されており、該熱媒凝縮器（１３Ａ）には水供給系（水道水供給系Ｌｗ１）が接続され、該水供給系（Ｌｗ１）は熱媒凝縮器（１３Ａ）を経由して温水貯蔵手段（貯湯槽１５）に連通しており、循環する熱媒が保有する熱量が水供給系（Ｌｗ１）を流れる水（水道水）に投入される様に構成されているのが好ましい（請求項４：図４）。
And in the power generation system of the present invention (the power generation system according to any one of
本発明の発電システム（請求項１、請求項３、請求項４の何れか１項の発電システム）において、前記発電機器（燃料電池１）の排気系統（Ｌｈ１、Ｌｈ２、Ｌｈ）を流過する排ガスが保有する熱量を熱媒閉鎖循環系（Ｌｄ）を流れる熱媒に投入する熱交換器（１１Ａ）には水供給系（水道水供給系Ｌｗ３）が接続され、該水供給系（Ｌｗ３）は熱交換器（１１Ａ）を経由して温水貯蔵手段（貯湯槽１５）に連通しており、排気系統（Ｌｈ）を流過する排ガスが保有する熱量が水供給系（Ｌｗ３）を流れる水（水道水）にも投入される様に構成されているのが好ましい（請求項５：図６）。
In the power generation system of the present invention (the power generation system according to any one of
本発明の発電システム（請求項１、請求項３〜請求項５の何れか１項の発電システム）において、前記タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）が介装された熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）には熱媒を凝縮する熱媒凝縮器（１３Ａ）が介装されており、該熱媒凝縮器（１３Ａ）には水供給系（水道水供給系Ｌｗ４）が接続され、該水供給系（Ｌｗ４）は熱媒凝縮器（１３Ａ）を経由して熱交換器（１１）に接続し、さらに排ガスとの熱交換器（１１Ａ）を経由して温水貯蔵手段（貯湯槽１５）に連通しており、前記熱交換器（１１Ａ）は、前記発電機器（燃料電池１）の排気系統（Ｌｈ）を流過する排ガスが保有する熱量を熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を流れる熱媒に投入すると共に、当該排ガスが保有する熱量を水供給系（Ｌｗ４）を流れる水（水道水）にも投入する様に構成されているのが好ましい（請求項６：図７）。
In the power generation system according to the present invention (the power generation system according to any one of
本発明の発電システム（請求項４〜請求項６の何れか１項の発電システム）において、前記温水貯蔵手段（貯湯槽１５）内に貯蔵された温水を加熱する加熱手段を設けているのが好ましい（請求項７：図８〜図１０）。
ここで、加熱手段としては、燃料を供給して燃焼するバーナー（バックアップバーナー１６）であっても良いし（図８〜図１０）、或いは、電気ヒータ（１７）であっても良い（図１０）。そして、電気ヒータ（１７）を使用する場合、発電機器（燃料電池１）の発電出力か、或いは、前記タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）と組み合わせされた発電装置（２２）の発電出力との系統電力により、加熱することが可能である。
In the power generation system of the present invention (the power generation system according to any one of claims 4 to 6), a heating means for heating the hot water stored in the hot water storage means (hot water storage tank 15) is provided. (Claim 7: FIGS. 8 to 10)
Here, the heating means may be a burner (backup burner 16) that burns by supplying fuel (FIGS. 8 to 10), or an electric heater (17) (FIG. 10). ). When the electric heater (17) is used, the power generation output of the power generation device (fuel cell 1) or the power generation output of the power generation device (22) combined with the turbine (for example, the micro / nanodisk turbine 21) It is possible to heat with the grid power.
そして本発明の発電システム（請求項４〜請求項７の何れか１項の発電システム）において、（ユーザーの）電力需要を監視する電力需要監視手段（５０）と、前記発電機器（例えば、高温作動型燃料電池１、或いは、内燃機関と組み合わせた発電装置）の発電出力を監視する第１の発電出力監視手段（６０）と、前記タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）と組み合わせされた発電装置（２２）の発電出力を監視する第２の発電出力監視手段（７０）と、熱出力（給湯出力：本発明の発電システムから供給され得る熱量或いは給湯量）を監視する熱出力監視手段（８０；請求項７の発電システムにおける過熱手段による加熱量を監視する手段をも含む）と、制御装置（１０）とを有し、該制御装置（１０）は、前記電力需要監視手段（５０）、第１及び第２の発電出力監視手段（６０，７０）、熱出力監視手段（８０）から得られる情報に基づいて、前記発電機器（１）の発電出力と、前記タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）と組み合わせされた発電装置（２２）の発電出力と、熱出力とを制御する様に構成されているのが好ましい（請求項８：図１１）。 In the power generation system according to the present invention (the power generation system according to any one of claims 4 to 7), the power demand monitoring means (50) for monitoring the power demand (of the user) and the power generation equipment (for example, high temperature) First power generation output monitoring means (60) for monitoring the power generation output of the actuated fuel cell 1 or a power generation device combined with an internal combustion engine) and power generation combined with the turbine (for example, the micro / nanodisk turbine 21) The second power generation output monitoring means (70) for monitoring the power generation output of the device (22), and the heat output monitoring means for monitoring the heat output (hot water supply output: the amount of heat or hot water supply that can be supplied from the power generation system of the present invention) ( 80; including means for monitoring the amount of heating by the superheating means in the power generation system of claim 7) and a control device (10), wherein the control device (10) Based on information obtained from the monitoring means (50), the first and second power generation output monitoring means (60, 70), and the heat output monitoring means (80), the power generation output of the power generation device (1), and the turbine It is preferable that the power generation output (22) combined with (for example, the micro / nano disk turbine 21) and the heat output are controlled (claim 8: FIG. 11).
また、本発明の発電システム（請求項１〜請求項３の何れか１項の発電システム）は、（ユーザーの）電力需要を監視（計測或いは予測）する電力需要監視手段（５０）と、前記発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）から分岐して前記熱交換器（或いは第１の熱交換器１１）をバイパスしてから当該排気系統に合流するバイパスライン（Ｌｈｂ）と、該バイパスライン（Ｌｈｂ）に介装されたバイパス弁（Ｖｈｂ）と、制御装置（１０）とを有しており、該制御装置（１０）は、電力需要監視手段（５０）で監視された電力需要が発電機器の発電出力以上である場合にはバイパス弁（Ｖｈｂ）を閉鎖し、前記循環機器（例えばポンプＰｄ）を作動して熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）で熱媒を循環させ、前記タービン（２１）と組み合わせされた発電装置（２２）で発電を行い、電力需要が発電機器（１）の発電出力よりも少ない場合にはバイパス弁（Ｖｈｂ）を開放し、前記循環機器（例えばポンプＰｄ）を停止して熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）で熱媒を循環させず、前記タービン（２１）と組み合わせされた発電装置（２２）では発電しない制御を実行する様に構成されているのが好ましい（請求項９：図１２、図１３）。
Moreover, the power generation system of the present invention (the power generation system according to any one of
そして、係る発電システム（請求項９の発電システム）の制御方法は、（ユーザーの）電力需要を監視する工程（電力需要計測工程或いは電力需要予測工程Ｓ１）と、電力需要と前記発電機器（１）の発電出力とを比較する工程（Ｓ２）と、電力需要が発電機器（１）の発電出力以上である場合にバイパス弁（Ｖｈｂ）を閉鎖し、前記循環機器（例えばポンプＰｄ）を作動して熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）で熱媒を循環させ、前記タービン（２１）と組み合わせされた発電装置（２２）で発電を行う工程（Ｓ３）と、電力需要が発電機器の発電出力よりも少ない場合にバイパス弁（Ｖｈｂ）を開放し、前記循環機器（例えばポンプＰｄ）を停止して熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）で熱媒を循環させず、前記タービン（２１）と組み合わせされた発電装置（２２）では発電しない工程（Ｓ４）、とを含むことを特徴としている（請求項１８：図１３）。 And, the control method of the power generation system (the power generation system of claim 9) includes a step of monitoring the power demand (of the user) (power demand measuring step or power demand prediction step S1), a power demand and the power generating device (1 ) And the bypass device (Vhb) is closed when the power demand is equal to or greater than the power generation output of the power generation device (1), and the circulation device (for example, the pump Pd) is operated. A step (S3) in which the heat medium is circulated in the heat medium closed circulation system (C1) and power is generated by the power generation device (22) combined with the turbine (21), and the power demand is higher than the power generation output of the power generation equipment. When the amount is small, the bypass valve (Vhb) is opened, the circulation device (for example, the pump Pd) is stopped, the heat medium is not circulated in the heat medium closed circulation system (C1), and the power generation combined with the turbine (21). apparatus 22) in the power generation and not step (S4), is characterized in that it comprises a capital (Claim 18: Figure 13).
そして、タービン（例えばマイクロ・ナノディスクタービン２１）が介装されている第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）と、蓄熱手段（例えば、蓄熱槽１４）が介装されている第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）とを有する本発明の発電システム（請求項２の発電システム）は、（ユーザーの）電力需要を監視する電力需要監視手段（５０）と、制御装置（１０）とを有しており、該制御装置（１０）は、電力需要が前記発電機器（１）の許容下限出力以上であれば発電機器（１）を稼動し、発電機器（１）の排ガスが保有する熱量を第１の熱交換器（１１）及び前記第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ２）を介して蓄熱手段（１４）に蓄熱し、電力需要が前記発電機器（１）の許容下限出力よりも少なければ発電機器（１）を停止し、第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）及び第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ２）で熱媒を循環し、第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）及び第２の熱交換器（１２）を介して前記蓄熱手段（１４）に蓄熱された熱量を第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）に投入し、前記タービン（２１）と組み合わせされた発電装置（２２）で発電を行う制御を実行する様に構成されているのが好ましい（請求項１０：図１４、図１５）。 And the 1st heat medium closed circulation system (C1) in which the turbine (for example, micro nano disk turbine 21) is interposed, and the 2nd heat in which the heat storage means (for example, heat storage tank 14) is interposed. The power generation system of the present invention having the medium closed circulation system (C1) (the power generation system of claim 2) includes a power demand monitoring means (50) for monitoring a power demand (of a user) and a control device (10). The control device (10) operates the power generation device (1) if the power demand is equal to or higher than the allowable lower limit output of the power generation device (1), and the amount of heat held by the exhaust gas of the power generation device (1). Is stored in the heat storage means (14) via the first heat exchanger (11) and the second heat medium closed circulation system (C2), and the power demand is higher than the allowable lower limit output of the power generator (1). If it is less, the generator (1) is stopped and the first heating medium closed circulation system C1) and the second heat medium closed circulation system (C2) circulate the heat medium, and the heat storage means (14) through the first heat medium closed circulation system (C1) and the second heat exchanger (12). ) Is stored in the first heat-medium closed circulation system (C1), and the power generation device (22) combined with the turbine (21) is controlled to generate power. (Claim 10: FIGS. 14 and 15).
係る発電システム（請求項１０の発電システム）の制御方法は、（ユーザーの）電力需要を監視する工程（電力需要計測工程或いは電力需要予測工程Ｓ１１）と、電力需要と前記発電機器（１）の許容下限出力とを比較する工程（Ｓ１２）と、電力需要が前記発電機器（１）の許容下限出力以上であれば発電機器（１）を稼動し、発電機器（１）の排ガスが保有する熱量を第１の熱交換器（１１）及び前記第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ２）を介して蓄熱手段（１４）に蓄熱する工程（Ｓ１４）と、電力需要が前記発電機器（１）の許容下限出力よりも少なければ発電機器（１）を停止し、第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）及び第２の熱媒閉鎖循環系（Ｃ２）で熱媒を循環し、第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）及び第２の熱交換器（１２）を介して前記蓄熱手段（１４）に蓄熱された熱量を第１の熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）に投入し、前記タービン（２１）と組み合わせされた発電装置（２２）で発電を行う工程（Ｓ１３）、とを有することを特徴としている（請求項１９：図１５）。 The control method of the power generation system (the power generation system of claim 10) includes a step of monitoring the power demand (of the user) (power demand measurement step or power demand prediction step S11), power demand and the power generation equipment (1). The step (S12) of comparing the allowable lower limit output and the amount of heat held by the exhaust gas of the power generator (1) when the power demand is equal to or greater than the allowable lower limit output of the power generator (1). (S14) for storing heat in the heat storage means (14) via the first heat exchanger (11) and the second heat medium closed circulation system (C2), and the power demand of the power generator (1) If it is less than the allowable lower limit output, the power generation device (1) is stopped, the heat medium is circulated in the first heat medium closed circulation system (C1) and the second heat medium closed circulation system (C2), and the first heat Before the medium closed circulation system (C1) and the second heat exchanger (12) A step (S13) in which the amount of heat stored in the heat storage means (14) is input to the first heat medium closed circulation system (C1) and power is generated by the power generation device (22) combined with the turbine (21); (Claim 19: FIG. 15).
前記熱交換器（１１）に発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ１、Ｌｈ２、Ｌｈ）と熱媒閉鎖循環系（Ｌｄ）と水供給系（水道水供給系Ｌｗ３）とが連通している発電システム（請求項５〜８の発電システム）において、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視（計測或いは予測）する熱需要監視手段（８０）と、温水貯蔵手段（貯湯槽１５）の蓄熱量を監視（計測或いは予測）する蓄熱量監視手段（例えば、貯湯槽に設けた温度センサ８５）と、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を循環する熱媒流量を調節する熱媒流量調節手段（熱媒循環量調整弁Ｖｄ）と、水供給系（Ｌｗ３）を流れる水の流量を調節する水流量調節手段（水道水調整弁Ｖｗ）と、制御装置（１０）とを有し、該制御装置（１０）は、熱需要が蓄熱熱量を上回っている場合に、発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）を流れる排ガスが保有する熱量が水供給系（Ｌｗ３）を流れる水へ優先的に供給されるようにするため、貯湯槽（１５）に必要な温水が供給される様に水流量調節手段（Ｖｗ）を制御すると共に、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を循環する熱媒循環量を減少する制御を実行する様に構成されているのが好ましい（請求項１１：図１６、図１７）。
Power generation in which an exhaust system (Lh1, Lh2, Lh), a heat medium closed circulation system (Ld), and a water supply system (tap water supply system Lw3) of the power generator (1) communicate with the heat exchanger (11). In the system (the power generation system according to
係る発電システム（請求項１１の発電システム）を制御する制御方法は、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視する熱需要計測（或いは予測）工程（Ｓ２１）と、温水貯蔵手段（貯湯槽１５）の蓄熱量を監視する蓄熱量計測（或いは予測）工程（Ｓ２１）と、熱需要と蓄熱量とを比較する工程（Ｓ２２）と、熱需要が蓄熱熱量を上回っている場合に、発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）を流れる排ガスが保有する熱量を水供給系（Ｌｗ３）を流れる水へ優先的に供給されるようにするため、貯湯槽（１５）に必要な温水が供給される様に水流量調節手段（Ｖｗ）を制御すると共に、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を循環する熱媒循環量を減少する工程（Ｓ２３）、とを有することを特徴としている（請求項２０：図１７）。 A control method for controlling the power generation system (the power generation system of claim 11) includes a heat demand measurement (or prediction) step (S21) for monitoring (user) heat demand (or hot water supply demand), and hot water storage means (hot water storage). The heat storage amount measurement (or prediction) step (S21) for monitoring the heat storage amount of the tank 15), the step (S22) for comparing the heat demand with the heat storage amount, and when the heat demand exceeds the heat storage heat amount, The hot water required for the hot water storage tank (15) is supplied so that the amount of heat held by the exhaust gas flowing through the exhaust system (Lh) of the device (1) is preferentially supplied to the water flowing through the water supply system (Lw3). And a step (S23) of controlling the water flow rate adjusting means (Vw) and reducing the circulation amount of the heat medium circulating in the heat medium closed circulation system (C1) (Claims). 20: FIG. 17).
前記温水貯蔵手段（貯湯槽１５）内の温水を加熱する加熱手段（バックアップバーナ１６）を設けている発電システム（請求項７の発電システム）において、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視（計測或いは予測）する熱需要監視手段（８０）と、温水貯蔵手段（貯湯槽１５）の蓄熱量を監視（計測或いは予測）する蓄熱量監視手段（例えば、貯湯槽に設けた水温センサと温度センサ８５）と、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を循環する熱媒流量を調節する熱媒流量調節手段（熱媒循環量調整弁Ｖｄ）と、水供給系（Ｌｗ４）を流れる水の流量を調節する水流量調節手段（水道水調整弁Ｖｗ３）と、前記加熱手段（１６）の加熱量を調節する加熱量調節手段（例えば、バックアップヒータの熱量調整弁Ｖｆ、電気ヒータの電力調整手段）と、制御装置（１０）とを有し、該制御装置（１０）は、熱需要が蓄熱熱量を上回っており、且つ、発電機器（１）の排気系統(Ｌｈ１、Ｌｈ２、Ｌｈ)を流れる排ガスが保有する熱量の全量を水供給系（Ｌｗ４）を流れる水へ供給しても熱需要に不足する（或いは、不足することが予想される）場合に、前記加熱手段（１６）の加熱量を増加する制御を行う様に構成されているのが好ましい（請求項１２：図１８、図１９）。 In a power generation system (power generation system according to claim 7) provided with heating means (backup burner 16) for heating hot water in the hot water storage means (hot water storage tank 15), the heat demand (or hot water supply demand) of (user) is Heat demand monitoring means (80) for monitoring (measuring or predicting), heat storage amount monitoring means for monitoring (measuring or predicting) the heat storage amount of the hot water storage means (hot water tank 15) (for example, a water temperature sensor provided in the hot water tank) Temperature sensor 85), heat medium flow rate adjusting means (heat medium circulation amount adjusting valve Vd) for adjusting the flow rate of the heat medium circulating in the heat medium closed circulation system (C1), and the flow rate of water flowing through the water supply system (Lw4). A water flow rate adjusting means (tap water adjusting valve Vw3) for adjusting the heating amount, and a heating amount adjusting means for adjusting the heating amount of the heating means (16) (for example, a heat amount adjusting valve Vf for a backup heater, a power adjusting means for an electric heater) And the control device (10), and the control device (10) has a heat demand exceeding the amount of stored heat, and the exhaust gas flowing through the exhaust system (Lh1, Lh2, Lh) of the power generator (1). If the heat demand is insufficient (or is expected to be insufficient) even if the total amount of heat held by the water is supplied to the water flowing through the water supply system (Lw4), the heating amount of the heating means (16) is changed. It is preferable that the control is performed so that the control is increased (claim 12: FIG. 18, FIG. 19).
係る発電システム（請求項１２の発電システム）を制御する制御方法は、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視する熱需要計測（或いは予測）工程（Ｓ３１）と、温水貯蔵手段（貯湯槽１５）の蓄熱量を監視する蓄熱量計測（或いは予測）工程（Ｓ３１）と、熱需要と蓄熱量とを比較する工程（Ｓ３２）と、熱需要が蓄熱熱量を上回っており、且つ、発電機器（１）の排気系統(Ｌｈ)を流れる排ガスが保有する熱量の全量を水供給系（Ｌｗ４）を流れる水へ供給しても熱需要に不足する（或いは、不足することが予想される）場合に、前記加熱手段の加熱量を増加する（Ｓ３３）ことを特徴としている（請求項２１：図１９）。 A control method for controlling the power generation system (the power generation system of claim 12) includes a heat demand measurement (or prediction) step (S31) for monitoring (user) heat demand (or hot water supply demand), and hot water storage means (hot water storage). The heat storage amount measurement (or prediction) step (S31) for monitoring the heat storage amount in the tank 15), the step (S32) for comparing the heat demand with the heat storage amount, the heat demand exceeds the heat storage heat amount, and power generation Even if the total amount of heat held by the exhaust gas flowing through the exhaust system (Lh) of the device (1) is supplied to the water flowing through the water supply system (Lw4), the heat demand is insufficient (or expected to be insufficient). In this case, the heating amount of the heating means is increased (S33) (claim 21: FIG. 19).
前記熱交換器に発電機器の排気系統と熱媒閉鎖循環系と水供給系（水道水供給系）とが連通している発電システム（請求項５〜８の発電システム）において、（ユーザーの）電力需要を監視（計測或いは予測）する電力需要監視手段（５０）と、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視（計測或いは予測）する熱需要監視手段（８０）と、温水貯蔵手段（貯湯槽）の蓄熱量を監視（計測或いは予測）する蓄熱量監視手段（例えば、貯湯槽に設けた水温センサと温度センサ８５）と、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を循環する熱媒流量を調節する熱媒流量調節手段（熱媒循環量調整弁Ｖｄ）と、水供給系（Ｌｗ４）を流れる水の流量を調節する水流量調節手段（水道水調整弁Ｖｗ３）と、制御装置（１０）とを有し、該制御装置（１０）は、蓄熱量が熱需要以上であり且つ電力需要が発電機器（１）の発電出力以上である場合に、発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）を流れる排ガスが保有する熱量が熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）へ優先的に供給されるようにするため、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）の熱媒循環量をタービン（マイクロ・ナノディスクタービン２１）と組み合わせた発電装置（２２）で発電するのに必要な循環量に制御すると共に、水供給系（Ｌｗ４）を流れる流量を減少する制御を行う様に構成されているのが好ましい（請求項１３：図２０〜図２２）。
In a power generation system (power generation system according to
係る発電システム（請求項１３の発電システム）を制御する制御方法において、（ユーザーの）電力需要を監視（計測或いは予測）する工程（Ｓ４１）と、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視（計測或いは予測）する工程（Ｓ４１）と、温水貯蔵手段（貯湯槽１５）の蓄熱量を監視（計測或いは予測）する工程（Ｓ４１）と、蓄熱量と熱需要とを比較する工程（Ｓ４２）と、電力需要と発電機器（１）の発電出力とを比較する工程（Ｓ４３）と、蓄熱量が熱需要以上であり且つ電力需要が発電機器の発電出力以上である場合に、発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）を流れる排ガスが保有する熱量が熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）へ優先的に供給されるようにするため、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）の熱媒循環量をタービン（マイクロ・ナノディスクタービン２１）と組み合わせた発電装置（２２）で発電するのに必要な循環量に制御すると共に、水供給系（Ｌｗ４）を流れる流量を減少する工程（Ｓ４４）、とを有することを特徴としている（請求項２２：図２１）。 In the control method for controlling such a power generation system (the power generation system of claim 13), a step (S41) of monitoring (measuring or predicting) the power demand of (user) and a heat demand (or hot water supply demand) of (user). A step of monitoring (measuring or predicting) (S41), a step of monitoring (measuring or predicting) the amount of heat stored in the hot water storage means (hot water storage tank 15) (S41), and a step of comparing the amount of stored heat and heat demand (S42). ), The power demand and the power generation output of the power generation device (1) (S43), and when the amount of heat storage is greater than the heat demand and the power demand is greater than the power generation output of the power generation device ( In order to preferentially supply the heat quantity of the exhaust gas flowing through the exhaust system (Lh) of 1) to the heat medium closed circulation system (C1), the heat medium circulation quantity of the heat medium closed circulation system (C1) is reduced. Turbine (Micro / Nano And a step (S44) of controlling the amount of circulation required to generate power with the power generator (22) combined with the disc turbine (21) and reducing the flow rate flowing through the water supply system (Lw4) (S44). (Claim 22: FIG. 21).
前記熱交換器（１１）に発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ１、Ｌｈ２、Ｌｈ）と熱媒閉鎖循環系（Ｌｄ）と水供給系（水道水供給系Ｌｗ４）とが連通している発電システム（請求項５〜８の発電システム）において、（ユーザーの）電力需要を監視（計測或いは予測）する電力需要監視手段（５０）と、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視（計測或いは予測）する熱需要監視手段（８０）と、温水貯蔵手段（貯湯槽）の蓄熱量を監視（計測或いは予測）する蓄熱量監視手段（例えば、貯湯槽に設けた水温センサと温度センサ８５）と、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を循環する熱媒流量を調節する熱媒流量調節手段（熱媒循環量調整弁Ｖｄ）と、水供給系（Ｌｗ４）を流れる水の流量を調節する水流量調節手段（水道水調整弁Ｖｗ３）と、制御装置（１０）とを有し、該制御装置（１０）は、蓄熱量が熱需要以上であり且つ電力需要が発電機器（１）の発電出力よりも小さい場合に、発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ１、Ｌｈ２、Ｌｈ）を流れる排ガスが保有する熱量を、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）及び水供給系（Ｌｗ４）に投入しない様に熱媒流量調節手段（熱媒循環量調整弁Ｖｄ）及び水流量調節手段（水道水調整弁Ｖｗ３）を制御する様に構成されているのが好ましい（請求項１４：図２３、図２４）。
Power generation in which an exhaust system (Lh1, Lh2, Lh), a heat medium closed circulation system (Ld), and a water supply system (tap water supply system Lw4) of the power generator (1) communicate with the heat exchanger (11). In the system (the power generation system according to
係る発電システム（請求項１４の発電システム）を制御する制御方法において、（ユーザーの）電力需要を監視（計測或いは予測）する工程（Ｓ５１）と、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視（計測或いは予測）する工程（Ｓ５１）と、温水貯蔵手段（貯湯槽）の蓄熱量を監視（計測或いは予測）する工程（Ｓ５１）と、蓄熱量と熱需要とを比較する工程（Ｓ５２）と、電力需要と発電機器（１）の発電出力とを比較する工程（Ｓ５３）と、蓄熱量が熱需要以上であり且つ電力需要が発電機器の発電出力よりも小さい場合に、発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）を流れる排ガスが保有する熱量を、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）及び水供給系（Ｌｗ４）に投入しない（Ｓ５４）ことを特徴としている（請求項２３：図２４）。 In the control method for controlling such a power generation system (the power generation system of claim 14), a step (S51) of monitoring (measuring or predicting) a power demand of (user) and a heat demand (or hot water supply demand) of (user). A step of monitoring (measuring or predicting) (S51), a step of monitoring (measuring or predicting) the amount of heat stored in the hot water storage means (hot water storage tank) (S51), and a step of comparing the amount of stored heat and heat demand (S52). And the step of comparing the power demand with the power generation output of the power generation device (1) (S53), and if the heat storage amount is greater than the heat demand and the power demand is smaller than the power generation output of the power generation device (1) The amount of heat held by the exhaust gas flowing through the exhaust system (Lh) is not input to the heat medium closed circulation system (C1) and the water supply system (Lw4) (S54) (Claim 23: FIG. 24). .
前記熱交換器（１１）に発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）と熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）と水供給系（水道水供給系Ｌｗ４）とが連通している発電システム（請求項５〜８の発電システム）において、（ユーザーの）電力需要を監視（計測或いは予測）する電力需要監視手段（５０）と、（ユーザーの）熱需要（或いは給湯需要）を監視（計測或いは予測）する熱需要監視手段（８０）と、温水貯蔵手段（貯湯槽１５）の蓄熱量を監視（計測或いは予測）する蓄熱量監視手段（例えば、貯湯槽に設けた温度センサ８５）と、熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を循環する熱媒流量を調節する熱媒流量調節手段（熱媒循環量調整弁Ｖｄ）と、水供給系（Ｌｗ４）を流れる水の流量を調節する水流量調節手段（水道水調整弁Ｖｗ３）と、制御装置（１０）とを有し、該制御装置（１０）は、前記電力需要監視手段（５０）、熱需要監視手段（８０）、蓄熱量監視手段（８５）からの監視信号に基いて、前記発電機器（１）の排ガスが保有する熱量を熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）と水供給系（Ｌｗ４）とに適正に投入される様に、熱媒流量調節手段（Ｖｄ）及び水流量調節手段（Ｖｗ３）を制御する様に構成されているのが好ましい（請求項１５：図２５、図２６）。
A power generation system in which an exhaust system (Lh), a heat medium closed circulation system (C1), and a water supply system (tap water supply system Lw4) of the power generator (1) communicate with the heat exchanger (11). In the power generation system (5-8), the power demand monitoring means (50) for monitoring (measuring or predicting) the power demand (of the user) and the heat demand (or hot water supply demand) of the (user) are monitored (measured or predicted). A heat demand monitoring means (80) for performing heat storage, a heat storage amount monitoring means for monitoring (measuring or predicting) a heat storage amount of the hot water storage means (hot water storage tank 15) (for example, a
本発明の発電システム（請求項１〜請求項３の何れか１項の発電システム）において、前記タービン（マイクロ・ナノディスクタービン２１）が介装された熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）には熱媒を凝縮する熱媒凝縮器（１３Ａ）が介装されており、該熱媒凝縮器（１３Ａ）には水供給系（水道水供給系Ｌｗ１０）が接続され、該水供給系（Ｌｗ１０）は熱媒凝縮器（１３Ａ）を経由して前記発電機器（１）に水蒸気を供給する蒸発器（１８：燃料電池の燃料改質用の水蒸気を生成する蒸発器）に連通しており、循環する熱媒が保有する熱量が前記蒸発器（１８）へ供給される水（水道水）に投入される様に構成されているのが好ましい（請求項１６：図２９）。
In the power generation system of the present invention (the power generation system according to any one of
本発明の発電システム（請求項１、請求項３、請求項４の何れか１項の発電システム）において、前記発電機器（１）の排気系統（Ｌｈ）を流過する排ガスが保有する熱量を熱媒閉鎖循環系（Ｃ１）を流れる熱媒に投入する熱交換器（１１Ａ）には水供給系（水道水供給系Ｌｗ１２）が接続され、該水供給系（Ｌｗ１２）は熱交換器（１１Ａ）を経由して前記発電機器（１）に水蒸気を供給する蒸発器（１８：燃料電池の燃料改質用の水蒸気を生成する蒸発器）に連通しており、排気系統（Ｌｈ）を流過する排ガスが保有する熱量が前記蒸発器（１８）へ供給される水（水道水）に投入される様に構成されているのが好ましい（請求項１７：図３１）。
In the power generation system of the present invention (the power generation system according to any one of
上述する構成を具備する本発明によれば、以下に列記する効果を奏することが出来る。 According to the present invention having the above-described configuration, the following effects can be achieved.
発電出力１〜数百ｋＷの中小規模の燃料電池システムでも、コンバインド発電によって高い発電効率を実現出来る。 Even in small and medium fuel cell systems with a power generation output of 1 to several hundred kW, high power generation efficiency can be realized by combined power generation.
真夜中などで電力需要が低い場合には、燃料電池運転時に備蓄した排ガスの熱エネルギーを利用した小出力の発電が可能となるため、高い省エネ率の下で極めて少ない電力需要にも対応出来る。 When power demand is low, such as at midnight, it is possible to generate power with a small output using the thermal energy of the exhaust gas stored during fuel cell operation.
需要家の電力と熱（給湯）の需要にあわせて、コンバインド発電とコージェネレーション運転を選択したり、両者を同時に、且つ熱電比を制御して運転できるコンバインド・コージェネレーション運転も可能である。 Combined power generation and cogeneration operation can be selected according to the demands of the customer's power and heat (hot water supply), or combined cogeneration operation that can be operated at the same time while controlling the thermoelectric ratio is also possible.
需要家の電力と熱（給湯）の需要情報と、発電出力、熱（給湯）出力、及び貯湯量を監視し、夫々の情報に基づいてシステムを最適に運転制御するため、省エネ性や環境負荷の面で非常に優れた熱電併用システムを実現出来る。 Energy demand and environmental load are monitored in order to monitor the demand information of power and heat (hot water supply) of customers, power generation output, heat (hot water supply) output, and hot water storage amount, and to optimally control the system based on each information. This makes it possible to realize a thermoelectric combined system that is very excellent in terms of
一般家庭や事務所、店舗などのように、季節や時間帯による電力と熱（給湯）の需要変化が大きく、且つ発電容量が１〜数百ｋＷといった中小規模の需要家に対し、中規模の熱電併給システムで、且つ電力と熱の需要変化に対して的確に対応出来るため、特にそのような需要家に適した熱電併給システムが提供されることとなる。 For small and medium-sized customers with large changes in demand for electricity and heat (hot water supply) depending on the season and time zone, such as ordinary households, offices, stores, etc. Since the combined heat and power system is capable of accurately responding to changes in demand for electric power and heat, a combined heat and power system particularly suitable for such consumers is provided.
以下、添付図面を参照して、本発明の実施形態について説明する。
先ず、図１を参照して第１実施形態を説明する。
Embodiments of the present invention will be described below with reference to the accompanying drawings.
First, a first embodiment will be described with reference to FIG.
図１の第１実施形態の発電システムは、例えば、固体酸化物燃料電池（ＳＯＦＣ）や溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ）の様な高温作動型の燃料電池１と、該燃料電池１の電力出力（例えば、電流密度及び／又は燃料利用率）を制御する電力出力調整手段である、パワーコンディショナー３とを有している。
The power generation system according to the first embodiment of FIG. 1 includes, for example, a high-temperature
当該システムは、燃料電池１に燃料を供給する燃料供給ライン４と燃料電池１の酸化剤（例えば空気）を供給する酸化剤供給ライン６を備えており、燃料供給ライン４には燃料電池１に供給する燃料供給量を制御する燃料調整弁５が、一方、酸化剤供給ライン６には燃料電池１に供給する酸化剤（例えば、空気）供給量を制御する酸化剤調整弁７が介装されている。又、燃料電池１の発電モジュールには流量制御弁Ｖａを介装した冷却用空気供給ラインＬａが連通し、そのラインＬａを介して冷却用空気が供給される様に構成されている。
The system includes a fuel supply line 4 that supplies fuel to the
燃料電池のオフガス燃焼部１ａにはオフガス燃焼部１ａからの酸素が残留する燃料電池の高温排ガスを排出する第１の排気系Ｌｈ１が接続されている。又、燃料電池１の発電モジュールからは発電モジュールの抽気高温排ガスを排出する第２の排気系Ｌｈ２が接続されている。第１の排気系Ｌｈ１と第２の排気系Ｌｈ２とは合流点Ｇで排気管Ｌｈに合流し、以降、排気管Ｌｈの端部から排ガスを大気に開放する。
A first exhaust system Lh1 for discharging the high-temperature exhaust gas of the fuel cell in which oxygen remains from the off-gas combustion unit 1a is connected to the off-gas combustion unit 1a of the fuel cell. Further, a second exhaust system Lh2 for discharging the extracted hot exhaust gas from the power generation module is connected to the power generation module of the
その排気系Ｌｈは、閉回路であって、内部を、例えば代替フロン等の熱媒が循環する熱媒閉鎖循環系Ｃ１の熱媒循環ラインＬｄに介装され、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を構成する熱交換器１１を経由するように構成されている。その熱交換器１１では、排気系Ｌｈの高温熱エネルギーを、熱媒閉鎖循環系Ｃ１の熱媒に与える様に構成されている。
The exhaust system Lh is a closed circuit, and is interposed inside a heat medium circulation line Ld of a heat medium closed circulation system C1 in which a heat medium such as an alternative chlorofluorocarbon circulates to constitute a heat medium closed circulation system C1. The
熱媒閉鎖循環系Ｃ１には、図示の例では、熱交換器１１を起点に、時計回り順にマイクロ・ナノディスクタービン２１によって発電機２２が駆動する粘性・衝動複合型発電装置（以降、粘性・衝動複合型発電装置をナノディスクタービン発電機と言う）２０と、冷却ファン１３ｆを有し熱媒を凝縮させる熱媒凝縮器１３と、熱媒を強制循環させるポンプＰｄと、冷媒の流量を調節する流量調整弁Ｖｄとが配置され、これらのユニットが熱媒循環ラインＬｄでサーキット状に接続されている。熱媒は熱媒循環ラインＬｄを矢印方向に循環する。
尚、図１では、熱媒凝縮器１３の冷却手段として冷却ファン１３ｆを用いているが、冷却用流体を供給する機構でも良い。
In the illustrated example, the heat medium closed circulation system C1 includes a viscous / impulsive combined power generator (hereinafter referred to as a viscosity / impact generator) in which the
In FIG. 1, the cooling fan 13f is used as the cooling means of the
前記第１の排気系Ｌｈ１には、燃料電池１の排ガス温度を計測する排ガス温度センサＳｔが介装されている。また、燃料電池１にも直接燃料電池１内の各部の温度を計測するための燃料電池システム温度計測器２が設置されている。
An exhaust gas temperature sensor St for measuring the exhaust gas temperature of the
燃料電池１の出力電力ラインＬｅは分電盤４０を経由し、電力需要５０及び系統電力に接続されている。その出力電力ラインＬｅには燃料電池１側から順に、電流密度及び／または燃料利用率の制御手段であるパワーコンディショナー３、Ｄ／Ｄコンバータ８、インバータ９が介装されている。
The output power line Le of the
一方、熱媒循環路Ｌｄに介装されたナノディスクタービン発電機２０は出力電力ラインＬｅ２によって前記分電盤４０を経由して電力需要５０に接続されており、マイクロタービン発電装置２０で発電した電力も電力需要５０に送られる。
On the other hand, the
前記第１の排気系Ｌｈ１には第１の流量調節弁Ｖｈ１が、一方、第２の排気系Ｌｈ２には第２の流量調節弁Ｖｈ２が介装され、各排気系Ｌｈ１、Ｌｈ２を流れる排ガスの流通及び流量の調節を行えるように構成されている。 The first exhaust system Lh1 is provided with a first flow rate control valve Vh1, while the second exhaust system Lh2 is provided with a second flow rate control valve Vh2, and the exhaust gas flowing through the exhaust systems Lh1 and Lh2 is disposed. It is configured so that the flow and flow rate can be adjusted.
ここで、熱媒循環ラインＬｄに介装された熱媒循環量調整弁Ｖｄは、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒の量（熱媒循環量）を適切に調節するために、設置されている。熱媒循環量調整弁Ｖｄの開度調節の詳細については、その他の実施形態に関連して後述する。
又、第１実施形態及び後述する実施形態において、タービン発電機２０を駆動する熱媒閉鎖循環系Ｃ１に用いる熱媒としては、フロン、アンモニア、ＣＯ２等の低沸点媒体が用いられる。
Here, the heat medium circulation amount adjustment valve Vd interposed in the heat medium circulation line Ld is installed in order to appropriately adjust the amount of the heat medium (heat medium circulation amount) circulating in the heat medium closed circulation system C1. Has been. Details of the adjustment of the opening degree of the heat medium circulation amount adjusting valve Vd will be described later in relation to other embodiments.
Moreover, in 1st Embodiment and embodiment mentioned later, as a heat medium used for the heat medium closed circulation system C1 which drives the
即ち、第１実施形態の発電システムでは、排気系Ｌｈ１を流過する発電モジュール抽気高温排ガスと排気系Ｌｈ２を流過する燃料電池高温排ガスが合流して排気系Ｌｈへ流入し、排気系Ｌｈに介装された熱交換器１１で、排気系Ｌｈを流れる高温の排ガスが保有する熱量を、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を流れる熱媒に投入する。そして、その熱媒を蒸発せしめ、マイクロ・ナノディスクタービン２１を回転させて発電装置２２を稼働させ、交流電力を発生せしめ、所謂「粘性・衝動複合型タービン発電」を行う。
その結果、従来、主として熱需要のみにしか利用出来なかった燃料電池１の高温排ガスを、電力需要にも利用することが可能となる。
That is, in the power generation system of the first embodiment, the power generation module extraction high temperature exhaust gas flowing through the exhaust system Lh1 and the fuel cell high temperature exhaust gas flowing through the exhaust system Lh2 merge to flow into the exhaust system Lh and enter the exhaust system Lh. The amount of heat held by the high-temperature exhaust gas flowing through the exhaust system Lh is input to the heat medium flowing through the heat medium closed circulation system C1 by the interposed
As a result, it is possible to use the high-temperature exhaust gas of the
次に、図２を参照して第２実施形態を説明する。 Next, a second embodiment will be described with reference to FIG.
図２の第２実施形態の発電システムは、図１の第１実施形態におけるシステムと同様な「熱媒閉鎖循環系（第１の熱媒閉鎖循環系）」Ｃ１に加えて、「第２の熱媒閉鎖循環系」Ｃ２を設けている。
即ち、燃料電池からの高温排ガスと直接的、間接的に熱交換を行う二つの熱交換器が、二つの異なる流路を流通し、夫々が流量制御可能な熱媒と熱交換可能となっており、一方の熱媒流路は断熱流路と断熱された熱媒貯蔵タンク、熱媒循環ポンプによる閉鎖循環系を構成し、他方の熱媒流路は、前記閉鎖系循環系を構成していることで、燃料電池を停止させた場合でも前者の熱媒循環で蓄熱した熱エネルギーを前記間接的な熱交換器を介して後者の熱媒に与えることで、他方の熱媒流路に介装したタービン発電機により発電出力を得ることの出来る実施形態である。
The power generation system of the second embodiment shown in FIG. 2 includes “second heating medium closed circulation system” (first heating medium closed circulation system) C1 similar to the system in the first embodiment shown in FIG. A heating medium closed circulation system “C2” is provided.
That is, two heat exchangers that exchange heat directly and indirectly with the high-temperature exhaust gas from the fuel cell circulate through two different flow paths, and each can exchange heat with a heat medium whose flow rate can be controlled. One heat medium flow path constitutes a closed circulation system with a heat insulation flow path, a heat medium storage tank insulated and a heat medium circulation pump, and the other heat medium flow path constitutes the closed system circulation system. Therefore, even when the fuel cell is stopped, the heat energy stored in the former heat medium circulation is supplied to the latter heat medium via the indirect heat exchanger, so that the other heat medium flow path This is an embodiment in which the power generation output can be obtained by the mounted turbine generator.
図２において、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２は、蓄熱手段である蓄熱槽（熱媒タンク）１４と、ポンプＰｃと、排気系Ｌｈと直接連通する第１の熱交換器１１と、第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１と連通する第２の熱交換器１２と、流量調整弁Ｖｃと、これ等を連通する第２の熱媒循環ラインＬｃで構成されている。
In FIG. 2, the second heat medium closed circulation system C2 includes a heat storage tank (heat medium tank) 14 that is a heat storage means, a pump Pc, a
一方、第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１は、第１の実施形態と同様、冷媒ポンプＰｄと、流量制御弁Ｖｄと、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２と連通する第２の熱交換器１２と、マイクロ・ナノディスクタービン２１と、熱媒凝縮器１３と、これ等を連通する第１の熱媒循環ラインＬｄで構成されている。
尚、第２実施形態における第１の熱媒循環ラインＬｄは、前述の第１実施形態における熱媒循環ラインＬｄと同じである。第２実施形態では特に第２の熱媒循環ラインＬｃと識別するために、名称を「第１の熱媒循環ライン」としている。
On the other hand, as in the first embodiment, the first heat medium closed circulation system C1 is a second heat exchanger that communicates with the refrigerant pump Pd, the flow rate control valve Vd, and the second heat medium closed circulation system C2. 12, a micro /
In addition, the 1st heat-medium circulation line Ld in 2nd Embodiment is the same as the heat-medium circulation line Ld in the above-mentioned 1st Embodiment. In the second embodiment, in order to distinguish from the second heat medium circulation line Lc in particular, the name is “first heat medium circulation line”.
流量制御弁Ｖｄ、Ｖｃは第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１及び第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２の各々における熱媒循環量を調節するための制御用の弁である。熱媒循環量の調節の詳細については、他の実施形態に関連して後述する。 The flow rate control valves Vd and Vc are control valves for adjusting the heat medium circulation amount in each of the first heat medium closed circulation system C1 and the second heat medium closed circulation system C2. The details of the adjustment of the amount of circulating heat medium will be described later in connection with other embodiments.
図２の第２実施形態の発電システムは、燃料電池１の稼動時に発生した高温排ガスが保有する熱量は、第１の熱交換器１１を介して第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２を流れる熱媒に投入され、蓄熱槽１４内に貯蔵される。
第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装されたポンプＰｄを駆動しなければ、第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１において熱媒は循環しない。従って、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２の蓄熱槽１４内に貯蔵された熱が、マイクロ・ナノディスクタービン２１を駆動してしまうことはない。
In the power generation system according to the second embodiment of FIG. 2, the amount of heat held by the high-temperature exhaust gas generated during operation of the
If the pump Pd interposed in the first heat medium closed circulation system C1 is not driven, the heat medium does not circulate in the first heat medium closed circulation system C1. Therefore, the heat stored in the
燃料電池１の停止時は、第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された冷媒ポンプＰｄ及び第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２に介装された冷媒ポンプＰｃを駆動する。すると、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２の蓄熱槽１４内に貯蔵された熱は、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２を循環する熱媒によって第２の熱交換器１２から第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒へと伝達され、第２の熱交換器１２で第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒を蒸発せしめ、マイクロ・ナノディスクタービン２１を回転させ、タービン発電機２２を稼働して電力を得る。
When the
第２実施形態の発電システムでは、第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒として、代替フロンの他に、アンモニア、二酸化炭素などの低沸点媒体を使用出来る。また、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２を循環する熱媒として、機械油、タービン油、ナフタリンなどの高沸点媒体を使用出来る。 In the power generation system of the second embodiment, a low-boiling point medium such as ammonia and carbon dioxide can be used as a heat medium circulating in the first heat medium closed circulation system C1 in addition to alternative chlorofluorocarbon. Further, a high boiling point medium such as machine oil, turbine oil, or naphthalene can be used as the heat medium circulating in the second heat medium closed circulation system C2.
ここで、燃料電池１の停止時に要求される電力需要としては、例えば、深夜における一般家庭の待機電力レベル（数１００Ｗ程度）がある。
Here, the power demand required when the
図２の第２実施形態によれば、「第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２の蓄熱槽１４内に貯蔵された熱」という形態で燃料電池１の稼動時に貯えておくことにより、別途電池を設けること無く、結果として電力を貯えたのと同様な効果が得られる。即ち、電池を設けること無く、電力を貯えるのと同様な効果を奏することが出来る。
According to the second embodiment of FIG. 2, the battery is stored separately when the
その他の構成及び作用効果については、図１の第１実施形態と同様である。 About another structure and an effect, it is the same as that of 1st Embodiment of FIG.
次に、図３を参照して第３実施形態の発電システムを説明する。図３の第３実施形態は、図１の第１実施形態の発電システムに制御系を組込んだシステムである。 Next, a power generation system according to a third embodiment will be described with reference to FIG. The third embodiment of FIG. 3 is a system in which a control system is incorporated in the power generation system of the first embodiment of FIG.
図３において、当該発電システムは制御手段であるコントロールユニット１０を有しており、コントロールユニット１０は、燃料電池１の発電モジュールに設けた燃料電池システム温度計測器２と入力信号ラインＬｉ１によって、排気系Ｌｈ１に介装された排ガス温度センサＳｔと入力信号ラインＬｉ２によって夫々接続され、燃料電池１の稼働状態や、排気温度を常に監視して、後述する各種制御に対する判断基準を得ている。
In FIG. 3, the power generation system has a
また、コントロールユニット１０は、需要家（ユーザー）の電力監視手段としての例えば、ブレーカ等に付設された電力計５０と入力信号ラインＬｉ４によって、又、燃料電池１側の出力電力ラインＬｅ１に介装された電力計６０と入力信号ラインＬｉ５によって、ナノディスクタービン発電機２０側の出力電力ラインＬｅ２に介装された電力計７０と入力信号ラインＬｉ６によって、夫々接続され、現時点での各々の発電出力や、電力需要に関する情報を得る様に構成されている。
Further, the
また、コントロールユニット１０は例えば図示しない入力用のリモコンから任意に電力需要や給湯需要、及び入浴時間等が入力可能になっており、それらの情報は入力信号ラインＬｉｘを経由して入力することも出来る。
Further, the
コントロールユニット１０は、燃料供給ライン４に介装された燃料調整弁５と制御信号ラインＬｏ１と、酸化剤供給ライン６に介装された酸化剤調整弁７と制御信号ラインＬｏ２によって夫々接続され、前記入力された信号に基づいて、各弁５，７は開度（流量）が制御されるように構成されている。また、コントロールユニット１０は、パワーコンディショナー３と制御信号ラインＬｏ３によって接続され、出力電力を制御している。
The
さらに、コントロールユニット１０は、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒ポンプＰｄ及び流量調節弁Ｖｄと夫々制御信号ラインＬｏ５，Ｌｏ４によって接続され、燃料電池１側の発電出力と、ナノディスクタービン発電機２０側の発電出力の比を最適に制御できるように構成されている。
Further, the
コントロールユニット１０における「燃料電池１とナノディスクタービン発電機２０の出力を最適に制御する」等、具体的な制御態様については、別の実施形態に関連して後述する。
Specific control modes such as “optimally control the outputs of the
図３の第３実施形態におけるその他の構成及び作用効果については、図１、図２の第１、第２実施形態と同様である。 Other configurations and operational effects in the third embodiment in FIG. 3 are the same as those in the first and second embodiments in FIGS. 1 and 2.
次に図４及び図５を参照して第４実施形態の発電システムについて説明する。 Next, a power generation system according to a fourth embodiment will be described with reference to FIGS. 4 and 5.
図１の第１実施形態では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３は冷却ファン１３ｆを用いた空冷方式の凝縮器である。
これに対して、図４の第４実施形態の一実施例の構成では、係る熱媒凝縮機（熱媒閉鎖循環系に介装された熱媒凝縮器）１３Ａは、水道（水道水供給系）Ｌｗ１から供給される水道水により、熱媒が冷却される様に（換言すれば、水冷方式の凝縮器として）構成されている。
In the first embodiment of FIG. 1, the
On the other hand, in the configuration of an example of the fourth embodiment in FIG. 4, such a heat medium condenser (a heat medium condenser interposed in the heat medium closed circulation system) 13A has a water supply (a tap water supply system). ) The heating medium is cooled by the tap water supplied from Lw1 (in other words, as a water-cooled condenser).
熱媒凝縮器１３Ａで熱媒を冷却して昇温した水道水は、当該システムに設けた貯湯槽１５に貯蔵され、貯湯槽１５に接続された給湯ラインＬｗ２によって給湯手段を有する需要家に熱需要（或いは給湯需要）として与えられ、システムで発生する排熱の有効利用が図られている。
The tap water heated by cooling the heat medium with the
図４は、図１の第１実施形態を改良した一実施例であるが、図５の第４実施形態の他の実施例は、図２の第２実施形態を改良している。
即ち、図２における第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された冷却ファン１３ｆを用いた空冷方式の熱媒凝縮器１３が、図５の第４実施形態の他の実施例では水道（水道水供給系）Ｌｗ１から供給される水道水を用いた水冷方式の凝縮器１３Ａとして構成され、熱媒凝縮器１３Ａで熱媒を冷却して昇温した水道水は、貯湯槽１５に貯蔵されて、熱需要（或いは給湯需要）に対して有効利用されるのである。
FIG. 4 shows an example obtained by improving the first embodiment shown in FIG. 1, but another example of the fourth embodiment shown in FIG. 5 improves the second embodiment shown in FIG.
That is, the air-cooled
第４実施形態のその他の構成及び作用効果については、第１〜第３実施形態と同様である。 About another structure and effect of 4th Embodiment, it is the same as that of 1st-3rd Embodiment.
次に、図６を参照して第５実施形態について説明する。 Next, a fifth embodiment will be described with reference to FIG.
図１の第１実施形態では、排気系と、熱媒閉鎖循環系Ｃ１とを連通させていた。それに対して、図６の第５実施形態の発電システムでは、熱交換器１１Ａには、排気系Ｌｈと、熱媒閉鎖循環系Ｃ１との他に、水道水供給系統（貯湯槽１５を増設し、その貯湯槽１５に水道水供給系Ｌｗ３を連通させている）Ｌｗ３とが連通しており、排気系Ｌｈを流れる高温排ガスの保有する熱量が、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒と、貯湯槽１５に連通する水道水（上水）との双方に投入可能に構成されている。
In the first embodiment of FIG. 1, the exhaust system and the heat medium closed circulation system C1 are communicated. On the other hand, in the power generation system of the fifth embodiment of FIG. 6, in addition to the exhaust system Lh and the heat medium closed circulation system C1, a tap water supply system (hot
ここで、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒に投入される熱量は電力需要に対応（概ね比例）しており、一方、貯湯槽１５に連通する水道水に投入される熱量は熱需要（給湯需要）に対応させたい。給湯需要と電力需要との比率に対応して、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒に投入される熱量と、貯湯槽１５に連通する水道水に投入される熱量とを調整すれば、電力需要と熱需要とに対応して、燃料排ガスが保有する熱量の最適な利用が達成できる。
Here, the amount of heat input to the heat medium circulating in the heat medium closed circulation system C1 corresponds to the electric power demand (generally proportional), while the amount of heat input to the tap water communicating with the hot
図６の第５実施形態のその他の構成及び作用効果については、第１〜第４実施形態と同様である。 Other configurations and operational effects of the fifth embodiment in FIG. 6 are the same as those in the first to fourth embodiments.
次に、図７を参照して第６実施形態について説明する。
図７の第６実施形態は、熱媒凝縮器１３Ａを流通して得られた高温水（湯）が、更に前記熱交換器１１Ａを流通させて、燃料電池１からの排ガスによってより高温に昇温する実施形態である。
Next, a sixth embodiment will be described with reference to FIG.
In the sixth embodiment of FIG. 7, high-temperature water (hot water) obtained by circulating the
図６の第５実施形態における熱交換器１１Ａと同様に、図７の第６実施形態の熱交換器１１Ａは排気系Ｌｈと、熱媒閉鎖循環系Ｃ１と、貯湯槽１５に接続される水道水供給系統Ｌｗ４とが連通しており、排気系Ｌｈを流れる高温排ガスの保有する熱量が、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒と、貯湯槽１５に連通する水道水との双方に投入可能に構成されている。
但し、図６（第５実施形態）では、水道水供給系Ｌｗ３が直接に熱交換器１１Ａへ連通しているのに対して、図７（第６実施形態）の熱交換器１１Ａに連通している水道水供給系Ｌｗ４は、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装されている熱媒凝縮器１３Ａを冷却した後に熱交換器１１Ａに連通している。
As with the
However, in FIG. 6 (fifth embodiment), the tap water supply system Lw3 communicates directly with the
即ち、図７の第６実施形態の水道水供給系Ｌｗ４は、水道側に直結し端部が熱媒凝縮機１３Ａに接続された第１の配管Ｌｗ４１と、三方弁Ｖｗ３を介装し一端が熱媒凝縮器１３Ａに、他端が熱交換器１１Ａに接続された第２の配管Ｌｗ４２と、熱交換器１１Ａと貯湯槽１５とを接続する第３の配管Ｌｗ４３とから構成されている。
That is, the tap water supply system Lw4 of the sixth embodiment in FIG. 7 is provided with a first pipe Lw41 directly connected to the water supply side and having an end connected to the
図７の第６実施形態では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装されている熱媒凝縮器１３Ａで気相冷媒を凝縮して昇温された水道水が熱交換器１１Ａに連通して、再度、加熱されて昇温する。これにより、燃料電池１の排ガスが保有する熱量をより効率的に給湯需要に利用出来るようにしている。
すなわち、図７の第６実施形態では、貯湯槽１５に供給される温水を２段階（熱媒凝縮器１３Ａと熱交換器１１Ａ）で加熱しているのである。
In 6th Embodiment of FIG. 7, the tap water heated by condensing a gaseous-phase refrigerant | coolant with the heat-
That is, in 6th Embodiment of FIG. 7, the hot water supplied to the hot
ここで、熱媒閉鎖循環系Ｃ１における熱媒凝縮器１３Ａと熱交換器１１Ａとの間の領域に介装された三方弁Ｖｗ３は、熱媒凝縮器１３Ａで昇温された水道水を排水できる様に構成されている。
Here, the three-way valve Vw3 interposed in the region between the
後述する様に、熱需要或いは給湯需要に対する利用よりも、マイクロ・ナノディスクタービン２１による発電の方を優先するべき場合には、熱交換器１１Ａに供給される水道水流量を減少し、場合によってはゼロにする必要が生じる。しかし、マイクロ・ナノディスクタービン２１を回転するためには、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装されている熱媒凝縮器１３Ａにより熱媒を凝縮することが必須であるため、当該熱媒凝縮器１３Ａに供給される水道水量は所定値以上の流量を維持する必要がある。
As will be described later, in the case where power generation by the micro /
この様な場合には、三方弁Ｖｗ３で排水することにより、所定値以上の水道水が熱媒凝縮器に供給されることを確保しつつ、熱交換器１１Ａに供給される水道水流量を減少し、或いはゼロにすることが出来る。
In such a case, by draining with the three-way valve Vw3, the flow rate of tap water supplied to the
図７の第６実施形態のその他の構成及び作用効果については、第１〜第５実施形態と同様である。 About the other structure and effect of 6th Embodiment of FIG. 7, it is the same as that of 1st-5th Embodiment.
次に、図８〜図１０を参照して第７実施形態について説明する。
図８〜図１０の第７実施形態は、貯湯槽又は給湯手段から得られる給湯量或いは給湯温度が、需要に対応しきれない場合に、貯湯槽又は給湯手段に至るまでの流路上に設けた加熱手段により、熱需要に対応し得るように構成された実施形態である。
Next, a seventh embodiment will be described with reference to FIGS.
The seventh embodiment of FIGS. 8 to 10 is provided on the flow path leading to the hot water storage tank or the hot water supply means when the hot water supply amount or the hot water supply temperature obtained from the hot water storage tank or the hot water supply means cannot meet the demand. It is embodiment comprised so that it could respond to a heat demand by a heating means.
図８の第７実施形態の一実施例は、図７の第６実施形態に対して、貯湯槽１５に加熱手段であるバックアップバーナ１６を設け、貯湯槽１５の蓄熱量が熱需要或いは給湯需要よりも少ない場合に、バックアップバーナ１６で加熱する様に構成されている。
8 is different from the sixth embodiment in FIG. 7 in that the hot
バックアップバーナ１６には、流量制御弁Ｖｆを介装したバックアップバーナ用燃料供給ラインＬｆが接続されている。そして、流量調整弁Ｖｆを後述する制御方法によって制御し、貯湯槽１５の湯の温度を加減・制御することで、燃料電池１の出力を変動すること無く、熱需要の増加に対応することが可能となる。
The
ここで、図８の実施例では、図７の第６実施形態と同様に、貯湯槽１５に供給される温水を２段階、すなわち、熱媒凝縮器１３Ａと熱交換器１１Ａで加熱しているが、図９の第７実施形態の他の実施例（図８の第１変形例）で示す様に、貯湯槽１５に供給される温水は、熱媒凝縮器１３Ａのみで加熱される様に構成しても良い。
Here, in the example of FIG. 8, similarly to the sixth embodiment of FIG. 7, the hot water supplied to the
また、図８、図９では、貯湯槽１５内の温水はバックアップバーナ１６で加熱されるが、図１０（図８の第２変形例）で示す様に、貯湯槽１５を電気ヒータ１７で加熱しても良い。そして、電気ヒータ１７を作動させる電力は、燃料電池１の直流出力（図１０の実線Ｌｂ）を用いても良いし、系統電力（図１０の２点鎖線Ｌｊから実線Ｌｂを経由）により電気ヒータ１７を作動させても良い。
8 and 9, the hot water in the
第７実施形態のその他の構成及び作用効果については、第１〜第６実施形態と同様である。 Other configurations and operational effects of the seventh embodiment are the same as those of the first to sixth embodiments.
次に、図１１を参照して第８実施形態について説明する。図１１の第８実施形態は、図４の第４実施形態の構成に、以下の制御系を付加した実施形態である。 Next, an eighth embodiment will be described with reference to FIG. The eighth embodiment of FIG. 11 is an embodiment in which the following control system is added to the configuration of the fourth embodiment of FIG.
図１１において、当該発電システムは制御手段であるコントロールユニット１０を有しており、コントロールユニット１０は、燃料電池１の発電モジュールに設けた燃料電池システム温度計測器２と入力信号ラインＬｉ１によって、排気系Ｌｈ１に介装された排ガス温度センサＳｔと入力信号ラインＬｉ２によって、また、各種熱需要情報８０及び貯湯槽１５内に設置した温度センサ８５や図示しない流量計によって得られる貯湯量情報と入力信号ラインＬｉ３によって夫々接続され、燃料電池１の稼働状態や、排気温度を常に監視して、後述する各種制御に対する判断基準を得ている。
ここで、貯湯量情報とは、具体的には、貯湯槽１５の出口（蛇口）の開度、及び湯の流量を計測することにより把握することが出来る。
In FIG. 11, the power generation system has a
Here, the hot water storage amount information can be specifically grasped by measuring the opening degree of the outlet (faucet) of the hot
また、コントロールユニット１０は、需要家（ユーザー）の電力監視手段としての例えば、ブレーカ等に付設された電力計５０と入力信号ラインＬｉ４によって、又、燃料電池１側の出力電力ラインＬｅ１に介装された電力計６０と入力信号ラインＬｉ５によって、ナノディスクタービン発電機２０側の出力電力ラインＬｅ２に介装された電力計７０と入力信号ラインＬｉ６によって、夫々接続され、現時点での発電出力や、電力需要に関する情報を得、その結果から、今後の電力需要動向が把握出来る様に構成されている。
Further, the
更に、コントロールユニット１０は、水道水供給ラインＬｗ１に介装された流量調整弁Ｖｗと入力信号ラインＬｉ７で接続され、水道水の供給量の情報（温水供給量データ）が逐一コントロールユニット１０に与えられている。ここで、温水供給量データは、お湯の供給量を監視したデータである。
Further, the
また、コントロールユニット１０は、例えば図示しない入力用のリモコンから任意に電力需要や給湯需要、及び入浴時間等が入力可能になっており、それらの情報は入力信号ラインＬｉｘを経由して入力される。
In addition, the
コントロールユニット１０は、燃料供給ライン４に介装された燃料調整弁５と制御信号ラインＬｏ１と、酸化剤供給ライン６に介装された酸化剤調整弁７と制御信号ラインＬｏ２によって夫々接続され、前記入力された信号に基づいて、各弁５，７は開度（流量）が制御されるように構成されている。また、コントロールユニット１０は、パワーコンディショナー３と制御信号ラインＬｏ３によって接続され、出力電力を制御している。
The
また、コントロールユニット１０は、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒ポンプＰｄ及び流量調整弁Ｖｄと夫々制御信号ラインＬｏ５，Ｌｏ４によって接続され、燃料電池１側の発電出力と、ナノディスクタービン発電機２０側の発電出力の比を最適に制御できるように構成されている。
The
図１１の第８実施形態は、貯湯量情報及び温水供給量データを把握することにより、給湯需要との協調制御が可能となっている。以上説明したように、第８実施形態は、制御に必要な各種パラメータを明示したものである。 In the eighth embodiment of FIG. 11, cooperative control with hot water supply demand is possible by grasping hot water storage amount information and hot water supply amount data. As described above, the eighth embodiment clearly shows various parameters necessary for control.
次に、図１２及び図１３を参照して第９実施形態について説明する。
図１２及び図１３の第９実施形態は、電力需要が燃料電池の発電出力よりも小さな場合に燃料電池の出力制御で対応し、電力需要が燃料電池の発電出力を超えた場合にタービン発電機も稼働させるように運転制御する実施形態である。
Next, a ninth embodiment will be described with reference to FIGS.
The ninth embodiment of FIGS. 12 and 13 corresponds to the output control of the fuel cell when the power demand is smaller than the power generation output of the fuel cell, and the turbine generator when the power demand exceeds the power generation output of the fuel cell. This is an embodiment in which operation control is performed so as to operate.
第９実施形態の発電システムの構成は、図１２に示すように、前述の図３の第３実施形態に対して、排気系Ｌｈに熱交換器１１をバイパスするバイパス回路Ｌｈｂを設け、そのバイパス回路Ｌｈｂにバイパス弁Ｖｈｂを介装した実施形態である。即ち、図１２の第９実施形態の発電システムでは、マイクロ・ナノディスクタービン２１によるタービン発電（コンバインド発電）を行わない場合には、バイパス弁Ｖｈｂを開放して、燃料電池１の高温排ガスが熱交換器１１をバイパスする様に構成した実施形態である。
As shown in FIG. 12, the configuration of the power generation system of the ninth embodiment is provided with a bypass circuit Lhb that bypasses the
尚、図３の第３実施形態では熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒の流量調整弁Ｖｄは、コントロールユニット１０で制御されるタイプであったが、図１２の第９実施形態では、非制御の流量弁Ｖｄとしている。
In the third embodiment of FIG. 3, the heat medium flow control valve Vd interposed in the heat medium closed circulation system C1 is of the type controlled by the
図１３の制御フローチャートに基づいて、第９実施形態の制御方法を説明する。
先ず、ステップＳ１において、電力需要（現在の電力使用量）５０の情報及び、燃料電池１の発電量情報６０，タービン発電機２０の発電量情報７０から電力需要と発電出力を計測、或いは予測して、電力需要が発電出力以上であるか否かを判断する（ステップＳ２）。
Based on the control flowchart of FIG. 13, a control method of the ninth embodiment will be described.
First, in step S1, power demand and power output are measured or predicted from information on power demand (current power consumption) 50,
電力需要が発電出力以上である場合（ステップＳ２のＹＥＳ）は、ステップＳ３に進み、電力需要が発電出力未満であれば（ステップＳ２のＮ０）、ステップＳ４に進む。 If the power demand is greater than or equal to the power generation output (YES in step S2), the process proceeds to step S3. If the power demand is less than the power generation output (N0 in step S2), the process proceeds to step S4.
ステップＳ３では、バイパス弁Ｖｈｂを閉鎖し、タービン発電機２０をも稼働して燃料電池１とタービン発電機２０とによるコンバインド発電を行った後、ステップＳ５に進む。
In step S3, the bypass valve Vhb is closed, the
一方、ステップＳ４では、バイパス弁Ｖｈｂを開放して、タービン発電機２０を停止するとともに、熱媒循環ポンプＰｄを停止させ、燃料電池１のみで発電を行った後、ステップＳ５に進む。
On the other hand, in step S4, the bypass valve Vhb is opened, the
ステップＳ５では、燃料電池１を停止させるか否かを判断して、停止するのであれば（ステップＳ５のＹＥＳ）、そのまま制御を終える。一方、停止させないのであれば（ステップＳ５のＮＯ）、ステップＳ１まで戻り、再びステップＳ１以降を繰り返す。
In step S5, it is determined whether or not the
図１２は、図１（或いは、図３）の排気系Ｌｈに熱交換器１１をバイパスするバイパスラインＬｈｂを付加すると共に、制御に必要な手段、バイパス弁Ｖｈｂ等を付加したものであるが、図２及び図３にバイパスラインＬｈｂ及び制御に必要なその他の手段を付加しても良い。
換言すれば、図１２、及び図１３の第９実施形態は、図１〜図３の各実施形態における具体的な制御に係る実施形態である。
FIG. 12 shows a configuration in which a bypass line Lhb for bypassing the
In other words, the ninth embodiment in FIGS. 12 and 13 is an embodiment related to specific control in each of the embodiments in FIGS.
第９実施形態のその他の構成及び作用効果については、図１〜図３の各実施形態と同様である。 About another structure and effect of 9th Embodiment, it is the same as that of each embodiment of FIGS. 1-3.
次に、図１４及び図１５を参照して第１０実施形態について説明する。
第１０実施形態は、電力需要が燃料電池の省エネ運転に適する出力範囲を下回った場合に、燃料電池の運転を停止し、タービン発電だけで電力需要に応えようとする運転制御の実施形態である。
Next, a tenth embodiment will be described with reference to FIGS. 14 and 15.
The tenth embodiment is an embodiment of operation control in which when the power demand falls below an output range suitable for energy saving operation of the fuel cell, the operation of the fuel cell is stopped and only the turbine power generation tries to meet the power demand. .
図１４及び図１５の第１０実施形態は、図２の第２実施形態の具体的な制御に係る実施形態である。尚、制御系の構成において、図１１の第８実施形態、及び図１２の第９実施形態と同様な構成については説明を省略する。 The tenth embodiment shown in FIGS. 14 and 15 is an embodiment related to specific control of the second embodiment shown in FIG. In the configuration of the control system, the description of the same configuration as that of the eighth embodiment in FIG. 11 and the ninth embodiment in FIG. 12 is omitted.
図１４において、第２の熱媒循環系Ｃ２に介装されたポンプＰｃ及び流量制御弁Ｖｃは制御信号ラインＬｏ７、Ｌｏ８によって夫々コントロールユニット１０に接続されている。
In FIG. 14, the pump Pc and the flow rate control valve Vc interposed in the second heat medium circulation system C2 are connected to the
次に、図１５の制御フローチャートに基づいて、第１０実施形態の制御方法について説明する。
先ず、ステップＳ１１において、電力需要（現在の電力使用量）５０の情報及び、燃料電池１の発電量情報６０，タービン発電機２０の発電量情報７０から電力需要と発電出力を計測、或いは予測して、電力需要が燃料電池１の出力許容下限値未満か否かを判断する（ステップＳ１２）。
Next, a control method of the tenth embodiment will be described based on the control flowchart of FIG.
First, in step S11, the power demand and the power generation output are measured or predicted from the information on the power demand (current power consumption) 50, the power
電力需要が出力許容下限値未満である場合（ステップＳ１２のＹＥＳ）は、ステップＳ１３に進み、電力需要が出力許容下限値以上であれば（ステップＳ１２のＮ０）、ステップＳ１４に進む。 If the power demand is less than the allowable output lower limit value (YES in step S12), the process proceeds to step S13. If the power demand is equal to or greater than the allowable output lower limit value (N0 in step S12), the process proceeds to step S14.
ステップＳ１３では、燃料電池１を停止し、蓄熱槽１４に蓄熱された熱を用いてタービン発電機２０を駆動して発電し、ステップＳ１５に進む。
In step S13, the
一方、ステップＳ１４では、燃料電池１の稼働を維持し、ステップＳ１５に進む。
On the other hand, in step S14, the operation of the
ステップＳ１５では、当該発電システムの運転を終了させるか否かを判断して、終了するのであれば（ステップＳ１５のＹＥＳ）、そのまま制御を終える。一方、終了させないのであれば（ステップＳ１５のＮＯ）、ステップＳ１１まで戻り、再びステップＳ１１以降を繰り返す。 In step S15, it is determined whether or not the operation of the power generation system is to be ended. If it is to be ended (YES in step S15), the control is ended as it is. On the other hand, if it is not terminated (NO in step S15), the process returns to step S11, and step S11 and subsequent steps are repeated again.
図１４、図１５の第１０実施形態では、詳細には、燃料電池１の起動時には第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１のポンプＰｄを停止させ、流量調整弁Ｖｄの開度を最小或いは開度ゼロにして、第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１における熱媒の循環を停止する。その結果、マイクロ・ナノディスクタービン２１によるタービン発電は行われず、燃料電池１の高温排ガスが保有する熱量は、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２に介装された蓄熱槽１４に貯蔵される。
In the tenth embodiment shown in FIGS. 14 and 15, in detail, when the
一方、燃料電池１の停止時であって、電力需要が存在する場合には、第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１のポンプＰｄと第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２のポンプＰｃを作動させ、流量調整弁Ｖｄ及びＶｃの開度を適宜調整する。その結果、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２に介装された蓄熱槽１４に貯蔵された熱量が、第２の熱媒閉鎖循環系Ｃ２から第２の熱交換器１２へ、更に第２の熱交換器１２から第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１と移動し、第２の熱交換器１２において第１の熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒を蒸発せしめ、マイクロ・ナノディスクタービン２１を回転してタービン発電を行う。
On the other hand, when the
ここで、燃料電池１の停止時において、マイクロ・ナノディスクタービン２１によるタービン発電のみで賄える電力需要としては、家庭の深夜の待機電力レベル（数１００Ｗ程度）を想定している。
Here, when the
第１０実施形態のその他の構成及び作用効果については、図２の第２実施形態と同様である。 Other configurations and operational effects of the tenth embodiment are the same as those of the second embodiment of FIG.
次に、図１６及び図１７を参照して第１１実施形態について説明する。
第１１実施形態は、熱（給湯）需要が貯湯槽からの供給だけで対応しきれない場合、或いはそのような状況が予測される場合に、燃料電池の排ガスとの熱交換流路か熱媒凝縮器に、水、又は熱媒凝縮器通過後の高温水を熱需要に対応できるように制御して熱を供給したり、貯湯しておく実施形態である。
Next, an eleventh embodiment will be described with reference to FIGS.
In the eleventh embodiment, when the demand for heat (hot water supply) cannot be met only by supply from the hot water storage tank, or when such a situation is predicted, the heat exchange channel with the exhaust gas of the fuel cell or the heat medium In this embodiment, water or hot water after passing through the heat medium condenser is controlled and supplied to the condenser so as to meet the heat demand, or hot water is stored.
即ち、図１６、図１７の第１１実施形態の発電システムは、貯湯槽における蓄熱量が不足している場合に、燃料電池の高温排ガスの利用用途を高温水製造のために優先する実施形態である。 That is, the power generation system according to the eleventh embodiment shown in FIGS. 16 and 17 is an embodiment that prioritizes the use of high-temperature exhaust gas for fuel cells for the production of high-temperature water when the amount of heat stored in the hot water storage tank is insufficient. is there.
具体的には、図１６において、熱媒閉鎖循環系Ｃ１の熱媒循環量を最小に、或いはゼロにして、熱交換器１１Ａで燃料電池１の高温排ガスの熱量の殆どが水道水供給系統Ｌｗ３を流れる水道水に投入されるようにして、当該熱量が熱媒に投入されない様に制御する。
その結果、燃料電池１の発電量を増加させること無く、貯湯槽１５に蓄熱される熱量を増加することが出来る。いわゆる「電主熱従」の優先順位を崩す必要がない。
Specifically, in FIG. 16, the heat medium circulation amount of the heat medium closed circulation system C1 is minimized or zero, and most of the heat amount of the high-temperature exhaust gas of the
As a result, the amount of heat stored in the
図１６に示すように、第１１実施形態で新に付加された制御系の構成として、コントロールユニット１０から制御信号ラインＬｏ９を介して、水道水供給系Ｌｗ３に介装された流量調整弁Ｖｗに制御信号が発信される。
As shown in FIG. 16, as a control system configuration newly added in the eleventh embodiment, a flow rate adjustment valve Vw interposed in the tap water supply system Lw3 is passed from the
図１７に基づいて、第１１実施形態の制御方法を説明する。
先ず、ステップＳ２１において、熱需要の情報８０及び、貯湯槽１５内の蓄熱量の計測又は予測を行い、熱需要が蓄熱量を超えているか否かを判断する（ステップＳ２２）。
Based on FIG. 17, the control method of 11th Embodiment is demonstrated.
First, in step S21, the
熱需要が蓄熱量を超えている場合（ステップＳ２２のＹＥＳ）は、ステップＳ２３に進み、熱需要が蓄熱量以下であれば（ステップＳ２２のＮ０）、ステップＳ２４に進む。 If the heat demand exceeds the heat storage amount (YES in step S22), the process proceeds to step S23, and if the heat demand is equal to or less than the heat storage amount (NO in step S22), the process proceeds to step S24.
ステップＳ２３では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒循環量をゼロ、或いは最小とし、合わせて、上水水供給系統Ｌｗ３の上水供給量を調整するべく流量制御弁Ｖｗに制御信号を発信して、次のステップＳ２５に進む。 In step S23, a control signal is sent to the flow rate control valve Vw in order to adjust the amount of clean water supplied to the clean water supply system Lw3 to zero or the minimum amount of heat medium circulating through the heat medium closed circulation system C1. Make a call and go to the next step S25.
ステップＳ２４では、流量調整弁Ｖｄ、Ｖｗを制御することで、熱媒循環量及び水道水供給量を適宜調整して、ステップＳ２５に進む。 In step S24, the flow rate adjusting valves Vd and Vw are controlled to appropriately adjust the heat medium circulation amount and the tap water supply amount, and the process proceeds to step S25.
ステップＳ２５では、制御を終了させるか否かを判断して、終了するのであれば（ステップＳ２５のＹＥＳ）、そのまま制御を終える。一方、終了させないのであれば（ステップＳ２５のＮＯ）、ステップＳ２１まで戻り、再びステップＳ２１以降を繰り返す。 In step S25, it is determined whether or not the control is to be ended. If the control is to be ended (YES in step S25), the control is ended as it is. On the other hand, if not finished (NO in step S25), the process returns to step S21 and repeats step S21 and subsequent steps.
図１７では、図６の第５実施形態の具体的な制御の態様を示しているが、この第１１実施形態は、図７〜図１１の何れかの実施形態における制御の具体的態様とすることが出来る。 FIG. 17 shows a specific control mode of the fifth embodiment of FIG. 6, but this eleventh embodiment is a specific mode of control in any of the embodiments of FIGS. 7 to 11. I can do it.
第１１実施形態におけるその他の構成及び作用効果については、図７〜図１１の各実施形態と同様である。 About another structure and effect in 11th Embodiment, it is the same as that of each embodiment of FIGS.
次に、図１８、図１９を参照して第１２実施形態の発電システムを説明する。
第１２実施形態は、熱（給湯）需要が貯湯槽からの熱供給だけで対応しきれない場合、或いはそのような状況が予測され、前述の第１１実施形態でも対応しきれない場合に、加熱手段を利用することで、給湯量や給湯温度の需要に即時対応可能とする実施形態である。
Next, the power generation system of 12th Embodiment is demonstrated with reference to FIG. 18, FIG.
In the twelfth embodiment, when the demand for heat (hot water supply) cannot be met only by the heat supply from the hot water tank, or when such a situation is predicted and cannot be met in the eleventh embodiment, the heating is performed. It is an embodiment that can immediately respond to demand for the amount of hot water supply and the temperature of hot water supply by using the means.
また、図１８、図１９の第１２実施形態は、図６〜図１１の具体的な制御に係る実施形態でもある。
熱自立運転する極限状態でしか燃料電池１を運転しない場合には、図１６、図１７の第１１実施形態に係る制御を行っても、蓄熱量は向上しない。 図１８及び図１９の第１２実施形態は、係る場合において、熱需要に対して不足している熱量を、バックアップバーナその他の加熱手段により賄うようにした実施形態である。
換言すれば、図１８、図１９の第１２実施形態は、図１６、図１７の第１１実施形態に係る制御の実施を前提としている。
Moreover, 12th Embodiment of FIG. 18, FIG. 19 is also embodiment which concerns on the specific control of FIGS.
In the case where the
In other words, the twelfth embodiment of FIGS. 18 and 19 is premised on the execution of the control according to the eleventh embodiment of FIGS.
図１８に示すように、第１２実施形態で新に付加された制御系の構成として、水道水供給系統Ｌｗ４に介装された三方弁Ｖｗ３は制御信号ラインＬｏ１０によってコントロールユニット１０と接続され、バックアップ用燃料供給ラインＬｆに介装した制御弁Ｖｆは、制御信号ラインＬｏ１１によってコントロールユニット１０と接続されている。
As shown in FIG. 18, as a control system newly added in the twelfth embodiment, the three-way valve Vw3 interposed in the tap water supply system Lw4 is connected to the
図１９に基づいて、第１１実施形態の制御方法を説明する。
先ず、ステップＳ３１において、熱需要の情報８０及び、貯湯槽１５内の蓄熱量の計測又は予測を行い、熱需要が蓄熱量を超えているか否かを判断する（ステップＳ３２）。
Based on FIG. 19, the control method of 11th Embodiment is demonstrated.
First, in step S31, the
熱需要が蓄熱量を超えている場合（ステップＳ３２のＹＥＳ）は、ステップＳ３３に進み、熱需要が蓄熱量以下であれば（ステップＳ３２のＮ０）、ステップＳ３４に進む。 If the heat demand exceeds the heat storage amount (YES in step S32), the process proceeds to step S33. If the heat demand is equal to or less than the heat storage amount (NO in step S32), the process proceeds to step S34.
ステップＳ３３では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒循環量をゼロ、或いは最小とし、合わせて、熱需要に対応して水道水供給系Ｌｗ３の水道水供給量を調整するべく流量調整弁Ｖｗに制御信号を発信して、更に、バックアップバーナ１６を作動させるか、或いは、既にバックアップバーナ１６が作動していれば、流量調整弁Ｖｆを制御して、バックアップ用燃料供給量を増加させた後、次のステップＳ３５に進む。
尚、ステップＳ３３において、バックアップバーナ１６を作動させる代わりに、電気ヒータ１７を作動させても良い。
In step S33, the flow rate adjusting valve is set so as to adjust the tap water supply amount of the tap water supply system Lw3 in accordance with the heat demand by setting the heating medium circulation amount circulating through the heating medium closed circulation system C1 to zero or the minimum. A control signal is transmitted to Vw, and the
In step S33, instead of operating the
ステップＳ３４では、流量調整弁Ｖｄ、Ｖｗ３を制御することで、熱媒循環量及び水道水供給量を適宜調整し、バックアップバーナ１６を非作動とするか、或いは、燃料供給量を維持か、減少させた後、ステップＳ３５に進む。
In step S34, by controlling the flow rate adjustment valves Vd and Vw3, the heat medium circulation amount and the tap water supply amount are appropriately adjusted, and the
ステップＳ３５では、制御を終了させるか否かを判断して、終了するのであれば（ステップＳ３５のＹＥＳ）、そのまま制御を終える。一方、終了させないのであれば（ステップＳ３５のＮＯ）、ステップＳ３１まで戻り、再びステップＳ３１以降を繰り返す。 In step S35, it is determined whether or not the control is to be ended. If the control is to be ended (YES in step S35), the control is ended as it is. On the other hand, if not finished (NO in step S35), the process returns to step S31 and repeats step S31 and subsequent steps.
ここで、熱需要に対して蓄熱量が不足しているか否かの判断は、給湯時に、温度計８５等で貯湯槽１５の温水温度を計測して、設定温度と比較することで判断可能である。
Here, it is possible to determine whether or not the heat storage amount is insufficient with respect to the heat demand by measuring the hot water temperature of the
図１８、図１９の第１２実施形態におけるその他の構成及び作用効果は、図８〜図１０の各実施形態と同様である。 Other configurations and operational effects in the twelfth embodiment of FIGS. 18 and 19 are the same as those of the embodiments of FIGS.
次に、図２０〜図２２を参照して第１３実施形態の発電システムを説明する。
第１３実施形態は、熱（給湯）需要が貯湯槽からの熱供給で十分、或いは余剰な場合、或いはそのような状況が予想される場合で、且つ、電力需要が燃料電池の発電出力を超える場合には、前記排ガスとの熱交換流路への水、又は高温水の供給停止し、電力需要に対応可能なようにコンバインド発電を行う実施形態である。
Next, a power generation system according to a thirteenth embodiment will be described with reference to FIGS.
In the thirteenth embodiment, when the heat (hot water supply) demand is sufficient or excessive from the heat supply from the hot water storage tank, or when such a situation is expected, the power demand exceeds the power generation output of the fuel cell. In this case, the supply of water or high-temperature water to the heat exchange flow path with the exhaust gas is stopped, and combined power generation is performed so as to be able to respond to power demand.
また、図２０〜図２２の第１３実施形態は、図６〜図１１の具体的な制御に係る実施形態でもある。
図２０において、例えば、夕方で貯湯槽が満タンになっており（貯湯槽の限界の蓄熱量に到達している）、その後、電力需要が大幅にアップした場合に、燃料電池１の高温排ガスは、マイクロ・ナノディスクタービン２１を回転してコンバインド発電を行う用途に全部使用される。
The thirteenth embodiment shown in FIGS. 20 to 22 is also an embodiment related to the specific control shown in FIGS.
In FIG. 20, for example, when the hot water tank is full in the evening (has reached the limit of the heat storage capacity of the hot water tank), and the electric power demand has increased significantly thereafter, the high-temperature exhaust gas of the
ここで、マイクロ・ナノディスクタービン２１を回転してコンバインド発電を行うためには、図２０の構成では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３を水道水供給系Ｌｗ４の水道水で冷却する必要がある。しかし、貯湯槽１５が満タンの状態である場合には、燃料電池１の排熱は全てコンバインド発電に用いる必要があるので、図２０において、熱媒凝縮器１３で加熱された水道水は三方弁Ｖｗで全量を排水しなければならない。
Here, in order to perform combined power generation by rotating the micro /
燃料電池１の排熱を全てコンバインド発電に用いても電力需要に対処できない場合（コンバインド発電出力≦電力需要）には、不足分の電力を系統から受電する。
すなわち、電力需要が増加した場合の対応としては、先ず、燃料電池１の出力制御を行い、燃料電池１を最大出力で運転させても需要に対処できない場合には、コンバインド発電を行う。そして、コンバインド発電の最大出力でも電力需要に対処出来ない場合には、不足分を系統受電するのである。
Even when all the exhaust heat of the
That is, as a countermeasure when the power demand increases, first, the output control of the
以下、図２１のフローチャートに基づいて、第１３実施形態の制御方法を説明する。
先ず、ステップＳ４１において、電力需要の情報５０及び、熱需要８０の計測又は予測を行うとともに、貯湯槽１５内の蓄熱量の計測、或いは予測を行い、蓄熱量が熱需要以上であるか否かを判断する（ステップＳ４２）。
Hereinafter, based on the flowchart of FIG. 21, the control method of 13th Embodiment is demonstrated.
First, in step S41, the
蓄熱量が熱需要以上である場合（ステップＳ４２のＹＥＳ）は、ステップＳ４３に進み、蓄熱量が熱需要未満であれば（ステップＳ４２のＮ０）、ステップＳ４８に進む。 If the heat storage amount is greater than or equal to the heat demand (YES in step S42), the process proceeds to step S43, and if the heat storage amount is less than the heat demand (NO in step S42), the process proceeds to step S48.
ステップＳ４３では、電力需要が燃料電池１の発電出力以上であるか否かを判断して、電力需要が燃料電池１の発電出力以上である場合（ステップＳ４３のＹＥＳ）、ステップＳ４４に進む。一方、電力需要が燃料電池１の発電出力未満である場合（ステップＳ４３のＮＯ）、ステップＳ４７に進んで燃料電池１の出力を低下させた後、ステップＳ４８に進む。
In step S43, it is determined whether or not the power demand is greater than or equal to the power generation output of the
ステップＳ４４では、水道水供給系Ｌｗ４に介装した三方弁Ｖｗ３を制御することで、水道水の供給量をゼロ、或いは最小限まで絞る。そして、熱閉鎖循環系Ｃ１の流量制御弁Ｖｄを開放して、或いは開度を上げて、熱媒循環量を最大、若しくは増加させることによってタービン２１を作動させ、燃料電池１もそのまま稼働してコンバインド発電を行う。
In step S44, the supply amount of tap water is reduced to zero or the minimum by controlling the three-way valve Vw3 interposed in the tap water supply system Lw4. Then, by opening the flow control valve Vd of the thermal closed circulation system C1 or increasing the opening degree, the
次のステップＳ４５では、コントロールユニット１０は、コンバインド発電出力が電力需要以上であるか否かを判断して、コンバインド発電出力が電力需要以上である場合（ステップＳ４５のＹＥＳ）は、ステップＳ４６に進む。
一方、コンバインド発電出力が電力需要未満である場合（ステップＳ４５のＮＯ）は、ステップＳ４９に進み、そのまま所定時間が経過するまで待つ（ステップＳ５０のループ）。ここで、コンバインド運転をしている時点で燃料電池は最大出力で運転しているので、それ以上燃料電池の出力を上昇することは出来ない。
ステップＳ５０で所定時間が経過したら、再びステップＳ４５に戻り、ステップＳ４５以降を繰り返す。
In the next step S45, the
On the other hand, if the combined power generation output is less than the power demand (NO in step S45), the process proceeds to step S49 and waits until a predetermined time elapses (loop in step S50). Here, since the fuel cell is operating at the maximum output at the time of the combined operation, the output of the fuel cell cannot be further increased.
When a predetermined time has elapsed in step S50, the process returns to step S45 again, and step S45 and subsequent steps are repeated.
前記ステップＳ４８では、水道水供給量及び熱媒循環量を運転状態に対応させて制御し、ステップＳ４６まで進む。 In step S48, the supply amount of tap water and the circulation amount of the heat medium are controlled in accordance with the operation state, and the process proceeds to step S46.
ステップＳ４６では、制御を終了するか否かを判断しており、終了するのであれば、そのまま制御を終了させる。一方、制御を未だ続けるのであれば、ステップＳ４１まで戻り、再びステップＳ４１以降を繰り返す。 In step S46, it is determined whether or not the control is to be ended. If the control is to be ended, the control is ended as it is. On the other hand, if the control is still continued, the process returns to step S41 and repeats step S41 and subsequent steps.
図２２は、図１１の第８実施形態について、第１３実施形態を適用する場合の構成を示している。
図２２の実施形態では、電力需要が燃料電池１の発電出力を上回り、且つ、貯湯槽１５が満タンの場合には、熱媒閉鎖循環系Ｃ１の熱媒凝縮器１３で加熱された水道水が貯湯槽１５に供給されない様に、熱媒凝縮器１３と貯湯槽１５の間の領域に設けた三方弁Ｖｗ３から、熱媒凝縮器１３で加熱された水道水を水道水供給系Ｌｗ１外に排出出来る様に構成されている。
FIG. 22 shows a configuration when the thirteenth embodiment is applied to the eighth embodiment of FIG.
In the embodiment of FIG. 22, when the power demand exceeds the power generation output of the
第１３実施形態におけるその他の構成及び作用効果は、図６〜図１１の各実施形態と同様である。 Other configurations and operational effects of the thirteenth embodiment are the same as those of the embodiments of FIGS.
次に、図２３、図２４を参照して第１４実施形態の発電システムを説明する。
第１４実施形態は、熱（給湯）需要が貯湯槽からの熱供給で十分、或いは余剰な場合、或いはそのような状況が予想される場合で、且つ、電力需要が燃料電池の発電出力を下回る場合には、水、又は高温水と、熱媒双方の排ガス熱交換を停止し、燃料電池の発電出力を電力需要に対応させようとする実施形態である。
Next, a power generation system according to a fourteenth embodiment will be described with reference to FIGS.
In the fourteenth embodiment, when the heat (hot water supply) demand is sufficient or excessive from the heat supply from the hot water storage tank, or when such a situation is expected, the power demand is lower than the power generation output of the fuel cell. In this case, the exhaust gas heat exchange of both the water or the high temperature water and the heat medium is stopped, and the power generation output of the fuel cell is made to correspond to the power demand.
図２３、図２４で示す第１４実施形態は、図６〜図１０の具体的な制御に係る実施形態でもある。
図２３及び図２４の第１４実施形態では、電力需要が燃料電池１の発電出力を上回っておらず、且つ、貯湯槽１５が満タンの場合には、電力需要に対応するため燃料電池１は稼動するが、マイクロ・ナノディスクタービン２１を回転してタービン発電を行う必要が無いので、燃料電池１の高温排ガスで熱媒閉鎖循環系Ｃ１の熱媒を蒸発させる必要も無い。それと共に、水道水を加熱して貯湯槽１５に供給することも行わない。
従って、
（Ａ） バイパスラインＬｈｂのバイパス弁Ｖｈｂを開放して、燃料電池１の高温排ガスが熱交換器１１Ａをバイパスする様にせしめ、
（Ｂ） 熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装されたポンプＰｄを停止すると共に、熱媒循環量調整弁Ｖｄの開度をゼロにして、熱媒の循環量をゼロにし、
（Ｃ） 水道水供給ラインＬｗ４に介装された三方弁Ｖｗ３を閉鎖して、水道水の供給を停止する。なお、この場合、熱媒の循環量をゼロとするので、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３に水道水を供給する必要も無い。
The fourteenth embodiment shown in FIGS. 23 and 24 is also an embodiment related to the specific control of FIGS.
In the fourteenth embodiment of FIGS. 23 and 24, when the power demand does not exceed the power generation output of the
Therefore,
(A) Open the bypass valve Vhb of the bypass line Lhb so that the high temperature exhaust gas of the
(B) While stopping the pump Pd interposed in the heat medium closed circulation system C1, the opening degree of the heat medium circulation amount adjustment valve Vd is made zero, the circulation amount of the heat medium is made zero,
(C) The three-way valve Vw3 interposed in the tap water supply line Lw4 is closed to stop the supply of tap water. In this case, since the circulation amount of the heat medium is zero, it is not necessary to supply tap water to the
図２４に基づいて、第１４実施形態の制御方法を説明する。
先ず、ステップＳ５１において、電力需要５０及び熱需要８０の計測或いは予測を行い、貯湯槽１５内の蓄熱量の計測又は予測を行う。
Based on FIG. 24, the control method of 14th Embodiment is demonstrated.
First, in step S51, the
次のステップＳ５２では、コントロールユニット１０は蓄熱量が熱需要以上であるか否かを判断して、蓄熱量が熱需要以上である場合（ステップＳ５２のＹＥＳ）は、次のステップＳ５３に進む。一方、蓄熱量が熱需要未満であれば（ステップＳ５２のＮＯ）、ステップＳ５６に進み、水道水供給量及び熱媒循環量を運転状態に対応して制御した後ステップＳ５７に進む。
In the next step S52, the
ステップＳ５３では、コントロールユニット１０は電力需要が燃料電池１の発電出力未満であるか否かを判断しており、電力需要が燃料電池１の発電出力未満である場合（ステップＳ５３のＹＥＳ）は、ステップＳ５４に進んで、水道水の供給量をゼロか若しくは最小限とし、熱媒の循環量をゼロとし、タービン２１を停止し、燃料電池１のみで発電する様に制御する。次のステップＳ５５では、燃料電池１の発電量を電力需要に合わせて調整し、ステップＳ５７に進む。
In step S53, the
ステップＳ５７では、制御を終了するか否かを判断しており、終了するのであれば（ステップＳ５７のＹＥＳ）、そのまま終了し、終了しないで運転を維持するのであれば（ステップＳ５７のＮＯ）、ステップＳ５１まで戻り、再びステップＳ５１以降を繰り返す。 In step S57, it is determined whether or not the control is to be ended. If the control is to be ended (YES in step S57), the control is ended as it is, and if the operation is to be maintained without being ended (NO in step S57), It returns to step S51 and repeats after step S51 again.
第１４実施形態におけるその他の構成及び作用効果は、図６〜図１１の各実施形態と同様である。 Other configurations and operational effects of the fourteenth embodiment are the same as those of the embodiments of FIGS.
次に、図２５、図２６を参照して第１５実施形態の発電システムを説明する。
第１５実施形態は、電力と熱（給湯）の需要対応が燃料電池排ガスの熱交換器に、水又は高温水と、熱媒の両方を、同時に、且つ夫々の熱交換量を最適制御する実施形態である。
Next, a power generation system according to a fifteenth embodiment will be described with reference to FIGS.
In the fifteenth embodiment, the demand for electric power and heat (hot water supply) is applied to a heat exchanger for fuel cell exhaust gas, and water or high-temperature water and a heat medium are simultaneously controlled at the same time and each heat exchange amount is optimally controlled. It is a form.
熱媒閉鎖循環系Ｃ１における熱媒循環量は、熱媒循環量調整弁Ｖｄの開度により決定される。そして、熱媒循環量調整弁Ｖｄの開度は、電力需要情報５０に対応して調節される。
貯湯槽１５に供給される水道水量（温水量）は、水道水供給量調整弁（三方弁）Ｖｗ３の開度により決定される。そして、水道水供給量調整弁Ｖｗ３の開度は、熱需要情報８０に対応して調節される。
The amount of heat medium circulation in the heat medium closed circulation system C1 is determined by the opening degree of the heat medium circulation amount adjustment valve Vd. Then, the opening degree of the heat medium circulation amount adjusting valve Vd is adjusted in accordance with the
The amount of tap water (the amount of warm water) supplied to the
図２６に基づいて、第１５実施形態の制御について説明する。
先ず、ステップＳ６１において、電力需要５０及び熱需要８０の計測、或いは予測を行い、水道水供給量と熱媒循環量を設定する（ステップＳ６２）。
Based on FIG. 26, control of 15th Embodiment is demonstrated.
First, in step S61, the
次のステップＳ６３では、コントロールユニット１０は設定された水道水供給量と熱媒循環量より、システム全体の発電量と貯湯槽１５内の蓄熱量とを演算して、発電量が電力需要以上であるか否かを判断する（ステップＳ６４）。発電量が電力需要以上である場合（ステップＳ６４のＹＥＳ）は、ステップＳ６５に進み、一方、発電量が電力需要未満である場合（ステップＳ６４ＮＯ）は、ステップＳ６７に進む。
In the next step S63, the
ステップＳ６５では、蓄熱量が熱需要以上であるか否かを判断して、蓄熱量が熱需要以上である場合（ステップＳ６５のＹＥＳ）、ステップＳ６６に進み、一方、蓄熱量が熱需要未満であれば（ステップＳ６５のＮＯ）、ステップＳ６７に進む。 In step S65, it is determined whether or not the heat storage amount is greater than or equal to the heat demand. If the heat storage amount is greater than or equal to the heat demand (YES in step S65), the process proceeds to step S66, while the heat storage amount is less than the heat demand. If there is (NO in step S65), the process proceeds to step S67.
ステップＳ６７では、水道水の供給量と、熱媒循環量の設定値を変更可能か否かを判断して、変更可能であれば（ステップＳ６７のＹＥＳ）、他の制御ルーチンに進む。一方、変更が不可能であれば（ステップＳ６７のＮＯ）、ステップＳ６２まで戻り、再びステップＳ６２以降を繰り返す。 In step S67, it is determined whether the supply amount of tap water and the set value of the circulation amount of the heat medium can be changed. If they can be changed (YES in step S67), the process proceeds to another control routine. On the other hand, if the change is impossible (NO in step S67), the process returns to step S62, and step S62 and subsequent steps are repeated again.
図２６のフローチャートにおいて、熱媒循環量調整弁Ｖｄの開度及び水道水供給量調整弁（三方弁）Ｖｗ３の開度は、電力需要及び熱需要に関する各種データから、公知の手法を用いて決定される。例えば、マップやテーブル或いは特性曲線を用いた制御、ＰＩＤ制御、その他のフィードフォワード制御が可能である。 In the flowchart of FIG. 26, the opening degree of the heat medium circulation amount adjusting valve Vd and the opening amount of the tap water supply amount adjusting valve (three-way valve) Vw3 are determined from various data relating to the power demand and the heat demand using a known method. Is done. For example, control using a map, a table, or a characteristic curve, PID control, and other feedforward control are possible.
第１実施形態〜第１４実施形態では各種弁は基本的にはＯＮ―ＯＦＦ制御だが、第１５実施形態では各種弁は開度制御が為される。 In the first embodiment to the fourteenth embodiment, various valves are basically ON-OFF control, but in the fifteenth embodiment, the various valves are subjected to opening control.
次に、図２７及び、図２８を参照して第１６実施形態の発電システムの制御方法を説明する。
図１２〜図２６の各実施形態で説明した制御を組み合わせた制御に係る実施形態が、図２７及び図２８のフローチャートで表現されている。尚、図２７及び図２８のフローチャートは、本来一つのフローで示すところ、紙面のスペース上２分割にしたものである。
Next, a control method for the power generation system according to the sixteenth embodiment will be described with reference to FIGS. 27 and 28.
Embodiments related to control in combination with the control described in the embodiments of FIGS. 12 to 26 are expressed by the flowcharts of FIGS. 27 and 28. Note that the flowcharts of FIGS. 27 and 28 are originally divided into two parts on the space of the paper as originally shown by one flow.
以下、図２７及び図２８を簡単に説明する。
先ず、図２７のステップＳ１０１で、電力利用量、利用スケジュール、給湯利用量、入浴時間等を図示しない入力手段、例えば、制御盤のリモコンによって入力する。
Hereinafter, FIG. 27 and FIG. 28 will be briefly described.
First, in step S101 in FIG. 27, the power usage, usage schedule, hot water usage, bathing time, and the like are input by input means (not shown) such as a remote controller of the control panel.
次のステップＳ１０２では、今までの電力・給湯需要・貯湯量の計測を行い、今後の発電量・給湯量・貯湯量の予測を行う。そして、電力需要が燃料電池１の発電出力以上か否かを判断し（ステップＳ１０３）、電力需要が燃料電池１の発電出力以上であれば（ステップＳ１０３のＹＥＳ）、ステップＳ１０４に進み、電力需要が燃料電池１の発電出力未満であれば（ステップＳ１０３のＮＯ）、図２８のＳ２００スタートに進む。 In the next step S102, the power, hot water supply demand, and hot water storage so far are measured, and future power generation, hot water supply, and hot water storage are predicted. Then, it is determined whether the power demand is equal to or higher than the power generation output of the fuel cell 1 (step S103). If the power demand is equal to or higher than the power generation output of the fuel cell 1 (YES in step S103), the process proceeds to step S104. Is less than the power generation output of the fuel cell 1 (NO in step S103), the process proceeds to S200 start in FIG.
ステップＳ１０４では、燃料電池１とタービン発電機２０によるコンバインドコージェネレーションを開始する。即ち、燃料電池１による発電と、燃料電池１の排ガスを利用してタービン発電機２０を稼働するコンバインド発電を行うとともに、凝縮器１３、或いは熱交換器１１による給湯出力を開始することによって、コージェネレーション発電の出力制御を行う。
In step S104, combined cogeneration by the
ステップＳ１０５では、コンバインド発電出力は電力需要を満たすか否かを判断して、満たしていれば、（ステップＳ１０５のＹＥＳ）、ステップＳ１０６に進み、満たしていなければ（ステップＳ１０５のＮＯ）、ステップＳ１１１に進む。 In step S105, it is determined whether or not the combined power generation output satisfies the power demand, and if satisfied (YES in step S105), the process proceeds to step S106. If not satisfied (NO in step S105), step S111 is performed. Proceed to
ステップＳ１０６では、給湯需要には貯湯槽１５及び凝縮器１３の給湯出力が不足していないかを監視しており、不足している場合（ステップＳ１０６のＹＥＳ）に、燃料電池１の排ガス利用における熱電比制御のコンバインド発電の出力を落とし、燃料電池１の排ガスによる温水加熱、すなわちコージェネレーション運転も併せて開始する（ステップＳ１０７）。
In step S106, it is monitored whether or not the hot water supply output of the hot
次のステップＳ１０８では、給湯需要には燃料電池１の排ガスによる温水加熱でも不足するか否かを判断して、不足すれば（ステップＳ１０８のＹＥＳ）、バックアップバーナ１６、又は、電気ヒータ１７による温水加熱を行う（ステップＳ１０９）。
In the next step S108, it is determined whether or not the hot water supply demand is insufficient even with the hot water heating by the exhaust gas of the
次のステップＳ１１０では、当該発電システムは需要家の電力・給湯需要の双方に対応できているか判断し、対応できていればステップＳ１０１まで戻り、ステップＳ１０１以降を繰り返す。一方、対応できていなければ、ステップＳ１０２に戻り、ステップＳ１０２以降を繰り返す。 In the next step S110, it is determined whether or not the power generation system can cope with both the electric power and hot water supply demand of the customer, and if it can, the process returns to step S101 and repeats step S101 and subsequent steps. On the other hand, if it cannot respond, it returns to step S102 and repeats after step S102.
又、ステップＳ１１１では、コントロールユニット１０はコンバインド発電出力は最大か否かを判断しており最大でなければ、ステップＳ１０４に戻り、最大であれば、ステップＳ１１２で不足電力を系統受電して、ステップＳ１０６に移る。
In step S111, the
図２８のステップＳ２００のルーチンをスタートさせ、ステップＳ２０１では、燃料電池１の出力を制御する。次のステップＳ２０２では、コントロールユニット１０は、燃料電池１は熱自立運転を維持することが出来るか否かを判断しており、維持出来れば（ステップＳ２０２のＹＥＳ）、再び図２７のステップＳ１０６に移る。
The routine of step S200 in FIG. 28 is started, and in step S201, the output of the
一方、熱自立運転を維持できなければ（ステップＳ２０２のＮＯ）、ステップＳ２０３に進み、蓄熱タンク１４の熱媒が蓄熱しているか否かを判断する。蓄熱タンク１４の熱媒が蓄熱していれば（ステップＳ２０３のＹＥＳ）、ステップＳ２０４に進む。一方、熱媒が蓄熱していなければ（ステップＳ２０３のＮＯ）、ステップＳ２０６まで短絡する。
On the other hand, if the heat independent operation cannot be maintained (NO in step S202), the process proceeds to step S203, and it is determined whether or not the heat medium in the
ステップＳ２０４では、熱媒循環によってタービン発電を行い、タービン発電が電力需要を満たしているか否かを判断する（ステップＳ２０５）。タービン発電が電力需要を満たしていれば（ステップＳ２０５のＹＥＳ）、図２７のステップＳ１０６に進む。一方、タービン発電が電力需要を満たしてなければ（ステップＳ２０５のＮＯ）、燃料電池の運転を開始するか、不足電力を系統受電して（ステップＳ２０６）、その後、図２７のステップＳ１０６に進む。 In step S204, turbine power generation is performed by circulating the heat medium, and it is determined whether the turbine power generation satisfies the power demand (step S205). If the turbine power generation satisfies the power demand (YES in step S205), the process proceeds to step S106 in FIG. On the other hand, if the turbine power generation does not satisfy the power demand (NO in step S205), the operation of the fuel cell is started or the insufficient power is received by the system (step S206), and then the process proceeds to step S106 in FIG.
図２７のステップＳ１０６以降は、前述している。 Steps S106 and after in FIG. 27 have been described above.
次に、図２９及び図３０を参照して第１７実施形態の発電システムを説明する。 Next, a power generation system according to a seventeenth embodiment will be described with reference to FIGS. 29 and 30.
燃料電池は燃料の改質に水蒸気が必要な場合がある。すなわち、燃料改質用の水蒸気を生成させる蒸発器で水道水を蒸発させて、改質器へ供給している。従来、係る蒸発器で、水道水を蒸発させるのに、多大な熱エネルギーを投入している。
そこで、図２９に示すように、第１７実施形態の一実施例では、マイクロ・ナノディスクタービン発電２０で用いる熱媒を凝縮する際に発生する熱で、燃料電池１の改質器１９に供給される水を蒸発する際、改質器１９側に設けられた改質器用蒸発器１８において蒸発の予熱に用いる（改質に用いられる水の予熱）。そのように、予熱してやると、改質器１９へ水蒸気を供給するための蒸発に係る熱エネルギーを獲得することが出来る。
Fuel cells may require steam to reform the fuel. That is, tap water is evaporated by an evaporator that generates water vapor for fuel reforming and supplied to the reformer. Conventionally, a large amount of heat energy is used to evaporate tap water in such an evaporator.
Therefore, as shown in FIG. 29, in one example of the seventeenth embodiment, the heat generated when the heat medium used in the micro / nanodisc
換言すれば、図４で示すシステム（第４実施形態）では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３で加熱された温水ラインＬｗ１を介して給湯槽に供給しているが、図２９の第１７実施形態では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒が保有する熱量が、熱媒凝縮器１３において水道水供給系Ｌｗ１０の水道水に投入されることにより、燃料改質用の水蒸気を生成させる蒸発器１８に供給される水道水を予熱している。
In other words, in the system (fourth embodiment) shown in FIG. 4, the hot water supply tank is supplied via the hot water line Lw1 heated by the
図３０は、第１７実施形態の変形例である。
図２９では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３に連通する水道水供給系統は１つ（Ｌｗ１０）のみで、加熱（予熱）された温水は、全量が蒸発器１８に供給されている。
これに対して、図３０では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３に連通する水道水供給系統は２系統（Ｌｗ１、Ｌｗ１１）あり、一方の系統Ｌｗ１は加熱された水道水を貯湯槽１５へ供給し、他方の系統Ｌｗ１１は加熱（予熱）された温水を蒸発器１８に供給している。
FIG. 30 is a modification of the seventeenth embodiment.
In FIG. 29, there is only one tap water supply system (Lw10) communicating with the
On the other hand, in FIG. 30, there are two tap water supply systems (Lw1, Lw11) communicating with the
図３０において、熱媒閉鎖循環系Ｃ１を循環する熱媒が保有する熱量は、蒸発器１８に連通する系統Ｌｗ１１を流れる水道水へ優先的に供給される。換言すれば、蒸発器１８に供給される水道水の予熱は、貯湯槽１５への蓄熱に優先する。
燃料電池１を破損させない意味からも、また、燃料電池の運転に係る付加的なエネルギーを削減するためにも、改質器１９への水蒸気の供給を円滑に行うための予熱は優先されるべきである。また、既存の燃料電池において、改質用の水を蒸発するために多大な熱エネルギーを要しており、改質器用蒸発器１８に供給される水道水の予熱により、係る付加的熱エネルギーを低減することが出来る。
In FIG. 30, the amount of heat held by the heat medium circulating in the heat medium closed circulation system C <b> 1 is preferentially supplied to tap water flowing through the system Lw <b> 11 communicating with the
In order to prevent the
図２９及び図３０の第１７実施形態におけるその他の構成及び作用効果については、図４の第４実施形態と同様である。 Other configurations and functions and effects of the seventeenth embodiment shown in FIGS. 29 and 30 are the same as those of the fourth embodiment shown in FIG.
次に、図３１、図３２を参照して第１８実施形態の発電システムを説明する。 Next, a power generation system according to an eighteenth embodiment will be described with reference to FIGS. 31 and 32.
図２９、図３０の第１７実施形態では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３により、蒸発器１８へ供給される水道水を加熱（予熱）している。
これに対して、図３１及び図３２（図３２は図３１の変形例）の第１８実施形態では、熱交換器１１Ａにおいて、燃料電池１の高温排ガスが保有する熱量が、蒸発器１８へ供給される水道水供給系Ｌｗ１２中の水道水に投入されて加熱（予熱）される。
燃料電池１の高温排ガスが保有する熱量が多いので、蒸発器１８へ供給される水道水が十分に予熱されて、蒸発器１８における蒸発が容易となる。
In 17th Embodiment of FIG. 29, FIG. 30, the tap water supplied to the
In contrast, in the eighteenth embodiment shown in FIGS. 31 and 32 (FIG. 32 is a modification of FIG. 31), the amount of heat held by the high-temperature exhaust gas of the
Since the high-temperature exhaust gas of the
図３１では熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３では水道水に熱媒が保有する熱量を投入してはいないが、第１８実施形態の変形例である図３２では、熱媒閉鎖循環系Ｃ１に介装された熱媒凝縮器１３Ａに水道水供給系統が連通しており、熱媒凝縮器１３Ａで水道水に投入された熱量が貯湯槽１５で蓄熱される様に構成されている。
In FIG. 31, the
図３１、図３２の第１８実施形態におけるその他の構成及び作用効果については、図６の第５実施形態と同様である。 Other configurations and effects in the eighteenth embodiment shown in FIGS. 31 and 32 are the same as those in the fifth embodiment shown in FIG.
次に、図３３を参照して、第１９実施形態の発電システムについて説明する。 Next, a power generation system according to a nineteenth embodiment will be described with reference to FIG.
図３３の第１９実施形態は、図３１の第１８実施形態に対して、熱媒凝縮器１３側を通していた水道水供給系統Ｌｗ１３は廃止し、その代わり、熱交換器１１Ｂ内には、水道水供給系を２本（Ｌｗ１２、Ｌｗ１５）並列させて通し、その内の１本Ｌｗ１２を蒸発器１８専用とし、残る１本Ｌｗ１５を貯湯槽１５に給湯用の温水を蓄えるための専用としている。
In the nineteenth embodiment of FIG. 33, the tap water supply system Lw13 that has passed through the
図３４、図３５は、本発明の実施形態に係る発電システムを用いた場合の一般家庭（図３４）及び店舗（図３５）における電力出力及び、給湯出力を測定したデータである。 34 and 35 are data obtained by measuring the power output and hot water supply output in a general household (FIG. 34) and a store (FIG. 35) when the power generation system according to the embodiment of the present invention is used.
一般家庭の例（図３４）では、従来例では、発電需要に対して発電出力が不足し、給湯出力は余剰となっていた（図３６参照）。それに対して本発明の実施形態の発電システムでは、従来余剰であった熱（給湯）出力をタービン発電に回すことで、電力出力（図３４の太い実線）は需要（図３４の細い実線）電力消費のピーク時では及ばないものの、その他の時間帯では略需要を賄うことが出来、その上、従来余剰であった熱（給湯）出力の有効活用が図られている。図３４の太い点線は電力に活用された後の熱出力を、又、細い破線は熱需要を示す。 In the general household example (FIG. 34), in the conventional example, the power generation output is insufficient with respect to the power generation demand, and the hot water supply output is surplus (see FIG. 36). On the other hand, in the power generation system of the embodiment of the present invention, the power output (thick solid line in FIG. 34) is the demand (thin solid line in FIG. 34) power by turning the surplus heat (hot water supply) output to turbine power generation. Although it does not reach the peak consumption, it can cover the demand in other time zones, and moreover, the surplus heat (hot water supply) output has been effectively utilized. The thick dotted line in FIG. 34 indicates the heat output after being used for electric power, and the thin broken line indicates the heat demand.
店舗の例（図３５）では、従来例では、発電需要に対して発電出力が大幅に不足し、給湯出力は大幅な余剰となっていた（図３７参照）。それに対して本発明の実施形態の発電システムでは、従来余剰であった大幅に余剰であった熱（給湯）出力をタービン発電に回すことで、最大電力出力（図３５の太い実線）を大幅に引き上げることが出来、需要（図３５の細い実線）に近づけることが出来た。
その上、従来余剰であった熱（給湯）出力の有効活用が図られている。図３５の太い点線は電力に活用された後の熱出力を、又、細い破線は熱需要を示す。
In the example of the store (FIG. 35), in the conventional example, the power generation output is significantly insufficient with respect to the power generation demand, and the hot water supply output is significantly surplus (see FIG. 37). On the other hand, in the power generation system of the embodiment of the present invention, the maximum power output (thick solid line in FIG. 35) is greatly increased by turning the heat (hot water supply) output, which has been excessive in the past, to the turbine power generation. We were able to raise it, and we were able to approach demand (the thin solid line in FIG. 35).
In addition, effective utilization of the heat (hot water supply) output, which has been excessive in the past, has been attempted. The thick dotted line in FIG. 35 indicates the heat output after being used for electric power, and the thin broken line indicates the heat demand.
上述した、本発明の諸々の実施形態によれば、以下の効果を奏する。
（１） 燃料電池１が排出する高温の排気を、熱交換器１１によって熱媒閉鎖循環系Ｃ１を流れる熱媒に投入し、その熱媒を蒸発せしめ、蒸発した熱媒で１タービン発電機２０を稼働させ、交流電力を発生させ、所謂、コンバインド発電を行うことが出来る。その結果、従来主として熱需要のみにしか利用出来なかった燃料電池１の高温排ガスを電力需要にも対応させることが出来る。
（２）
電力需要が燃料電池１の発電出力より小さな場合には燃料電池１のみの出力制御で対応させ、電力需要が燃料電池の発電出力を超えた場合にタービン発電機２０も稼働させるように構成・制御されている。したがって、個々の発電機（燃料電池１とタービン発電機２０）は、１台のみの場合に対して小型化が図られ、運転経費も大幅に削減出来る。
（３） 電力需要が燃料電池１の省エネ運転に適する出力範囲を下回ったときには、燃料電池１の運転と停止させ、タービン発電だけで電力需要に応えることが出来、システム全体の省エネ性は飛躍的に向上する。
（４） 熱（給湯）需要が貯湯槽からの供給だけで対応しきれない場合、或いはそのような状況が予測される場合に、燃料電池１の排ガスとの熱交換流路か熱媒凝縮器１３に、水、又は熱媒凝縮器通過後の高温水を熱需要に対応できるように制御して熱を供給したり、貯湯しておくことができる。
（５） 熱（給湯）需要が貯湯槽１５からの熱供給だけで対応しきれない場合、或いはそのような状況が予測され、（４）でも対応しきれない場合に、加熱手段（例えばバックアップバーナ１６や電気ヒータ１７）を利用することで、給湯量や給湯温度の需要に即時対応することが可能である。
（６） 熱（給湯）需要が貯湯槽１５からの熱供給で十分、或いは余剰な場合、或いはそのような状況が予想される場合で、且つ、電力需要が燃料電池１の発電出力を超える場合には、前記排ガスとの熱交換流路への水、又は高温水の供給停止し、電力需要に対応可能なようにコンバインド発電を行うことができる。
（７） 熱（給湯）需要が貯湯槽１５からの熱供給で十分、或いは余剰な場合、或いはそのような状況が予想される場合で、且つ、電力需要が燃料電池１の発電出力を下回る場合には、水、又は高温水と、熱媒双方の排ガス熱交換を停止し、燃料電池１の発電出力を電力需要に対応させることができる。
（８） タービン発電機２０で用いる熱媒を凝縮する際に発生する熱で、燃料電池１の改質器１９に供給される水を蒸発する際、改質器１９側に設けられた蒸発器１８において蒸発の予熱に用いれば、改質器１９へ水蒸気を供給するための蒸発に係る付加的な熱エネルギーが低減される。
（９） 発電出力１〜数百ｋＷの中小規模の燃料電池システムでも、コンバインド発電によって高い発電効率を実現出来る。
（１０） 真夜中などで電力需要が低い場合には、燃料電池運転時に備蓄した排ガスの熱エネルギーを利用した小出力の発電が可能となるため、高い省エネ率の下で極めて少ない電力需要にも対応出来る。
（１１） 需要家の電力と熱（給湯）の需要にあわせて、コンバインド発電とコージェネレーション運転を選択したり、両者を同時に、且つ熱電比を制御して運転できるコンバインド・コージェネレーション運転も可能である。
（１２） 需要家の電力と熱（給湯）の需要情報と、発電出力、熱（給湯）出力、及び貯湯量を監視し、夫々の情報に基づいてシステムを最適に運転制御するため、省エネ性や環境負荷の面で非常に優れた熱電併給システムを実現出来る。
（１３） 一般家庭や事務所、店舗などのように、季節や時間帯による電力と熱（給湯）の需要変化が大きく、且つ発電容量が１〜数百ｋＷといった中小規模の需要家に対し、中規模の熱電併給システムで、且つ電力と熱の需要変化に対して的確に対応出来るため、特にそのような需要家に適した熱電併給システムが提供される。
According to various embodiments of the present invention described above, the following effects can be obtained.
(1) The high-temperature exhaust gas discharged from the
(2)
Configuration and control so that when the power demand is smaller than the power generation output of the
(3) When the power demand falls below the output range suitable for energy-saving operation of the
(4) When the demand for heat (hot water supply) cannot be met only by the supply from the hot water tank, or when such a situation is predicted, the heat exchange channel with the exhaust gas of the
(5) When the demand for heat (hot water supply) cannot be met by only supplying heat from the hot
(6) When the heat (hot water supply) demand is sufficient or surplus from the hot
(7) When the heat (hot water supply) demand is sufficient or excessive from the heat supply from the hot
(8) An evaporator provided on the
(9) A power generation output of 1 to several hundred kW even in a small and medium fuel cell system can achieve high power generation efficiency by combined power generation.
(10) When power demand is low, such as at midnight, it is possible to generate small output using the thermal energy of exhaust gas stored during fuel cell operation. I can do it.
(11) Combined power generation and cogeneration operation can be selected according to customer's demand for power and heat (hot water supply), or combined cogeneration operation that can operate both at the same time and controlling the thermoelectric ratio is also possible. is there.
(12) Energy demands for monitoring demand information on electricity and heat (hot water supply) of customers, power generation output, heat (hot water supply) output, and hot water storage amount, and optimally controlling the system based on each information. In addition, it is possible to realize a combined heat and power system that is extremely excellent in terms of environmental load.
(13) For small and medium-sized customers such as ordinary households, offices, stores, etc. that have large changes in demand for electricity and heat (hot water supply) depending on the season and time of day, and that have a power generation capacity of 1 to several hundred kW, Since it is a medium-scale combined heat and power system and can accurately respond to changes in demand for power and heat, a combined heat and power system particularly suitable for such customers is provided.
図示の実施形態はあくまでも例示であり、本発明の技術的範囲を限定する趣旨の記述ではない。
例えば、図示の実施形態では高温作動型燃料電池を備えた発電システムを示しているが、高温作動型燃料電池に代えて、ガスエンジン等の内燃機関を用いた発電装置を使用して、図示の各実施形態を実施することが可能である。
The illustrated embodiment is merely an example, and is not intended to limit the technical scope of the present invention.
For example, in the illustrated embodiment, a power generation system including a high temperature operation type fuel cell is shown, but instead of the high temperature operation type fuel cell, a power generation device using an internal combustion engine such as a gas engine is used, Each embodiment can be implemented.
１・・・燃料電池
２・・・燃料電池システム温度計測器
３・・・パワーコンディショナー
４・・・燃料ガス供給配管
５・・・燃料調整弁
６・・・酸化剤供給配管
７・・・酸化剤調整弁
８・・・Ｄ／Ｄコンバータ
９・・・インバータ
１０・・・コントロールユニット
１１，１１Ａ・・・熱交換器／第１の熱交換器
１２・・・第２の熱交換器
１３，１３Ａ・・・熱媒凝縮器
１４・・・蓄熱槽／熱媒タンク
１５・・・貯湯槽
１６・・・バックアップバーナ
１７・・・電器ヒータ
２０・・・タービン発電機
２１・・・マイクロ・ナノディスクタービン
５０・・・電力需要
６０，７０・・・電力計
８０・・・熱需要／給湯需要
Ｃ１・・・熱媒閉鎖循環系／第１の熱媒閉鎖循環系
Ｃ２・・・第２の熱媒閉鎖循環系
Ｌｃ・・・第２の熱媒循環ライン
Ｌｄ・・・熱媒循環ライン／第１の熱媒循環ライン
Ｌｅ１・・・燃料電池側の出力電力ライン
Ｌｅ２・・・タービン発電機側の出力電力ライン
Ｌｈ・・・排気系
Ｌｗ１〜Ｌｗ１５・・・水道水供給系
Ｐｄ・・・熱媒循環ポンプ
Ｖｄ・・・熱媒循環量調整弁
DESCRIPTION OF
Claims (23)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2005068817A JP4525978B2 (en) | 2005-03-11 | 2005-03-11 | Power generation system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2005068817A JP4525978B2 (en) | 2005-03-11 | 2005-03-11 | Power generation system |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2010059191A Division JP4883654B2 (en) | 2010-03-16 | 2010-03-16 | Power generation system and control method thereof |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2006250060A true JP2006250060A (en) | 2006-09-21 |
| JP4525978B2 JP4525978B2 (en) | 2010-08-18 |
Family
ID=37090812
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2005068817A Expired - Fee Related JP4525978B2 (en) | 2005-03-11 | 2005-03-11 | Power generation system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4525978B2 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2009181941A (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-13 | Toshiba Corp | Fuel cell system |
| JP2010049979A (en) * | 2008-08-22 | 2010-03-04 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | Power generation management system and power generation control method |
| JP2016031932A (en) * | 2014-07-29 | 2016-03-07 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | Solid oxide fuel cell-based power generation and delivery system, and method of operating the same |
| CN105649689A (en) * | 2013-10-09 | 2016-06-08 | 邹玉华 | Power generation system with high energy utilization rate |
| CN105822367A (en) * | 2013-10-09 | 2016-08-03 | 邹玉华 | Working method for power generation system with higher energy utilization ratio |
| JP2018098214A (en) * | 2018-01-19 | 2018-06-21 | アイシン精機株式会社 | Fuel cell system |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0893410A (en) * | 1994-09-26 | 1996-04-09 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Controlling method for generator |
| JP2001055906A (en) * | 1999-08-18 | 2001-02-27 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Combined power generating method and system therefor |
| JP2002339709A (en) * | 2001-05-17 | 2002-11-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Refuse incinerating power plant |
| JP2003045444A (en) * | 2001-07-31 | 2003-02-14 | Japan Climate Systems Corp | Device for making efficient use of exhaust of fuel cell |
| JP2003519429A (en) * | 1999-07-08 | 2003-06-17 | ジーテック コーポレーション | External station and electrical exchange system suitable for use in mobile transportation |
| JP2004353573A (en) * | 2003-05-29 | 2004-12-16 | Toshiba Corp | Compound power-generating device |
| JP2005176553A (en) * | 2003-12-12 | 2005-06-30 | Jfe Engineering Kk | Method and apparatus for composite power generating |
-
2005
- 2005-03-11 JP JP2005068817A patent/JP4525978B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0893410A (en) * | 1994-09-26 | 1996-04-09 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Controlling method for generator |
| JP2003519429A (en) * | 1999-07-08 | 2003-06-17 | ジーテック コーポレーション | External station and electrical exchange system suitable for use in mobile transportation |
| JP2001055906A (en) * | 1999-08-18 | 2001-02-27 | Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd | Combined power generating method and system therefor |
| JP2002339709A (en) * | 2001-05-17 | 2002-11-27 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Refuse incinerating power plant |
| JP2003045444A (en) * | 2001-07-31 | 2003-02-14 | Japan Climate Systems Corp | Device for making efficient use of exhaust of fuel cell |
| JP2004353573A (en) * | 2003-05-29 | 2004-12-16 | Toshiba Corp | Compound power-generating device |
| JP2005176553A (en) * | 2003-12-12 | 2005-06-30 | Jfe Engineering Kk | Method and apparatus for composite power generating |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2009181941A (en) * | 2008-02-01 | 2009-08-13 | Toshiba Corp | Fuel cell system |
| JP2010049979A (en) * | 2008-08-22 | 2010-03-04 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | Power generation management system and power generation control method |
| CN105649689A (en) * | 2013-10-09 | 2016-06-08 | 邹玉华 | Power generation system with high energy utilization rate |
| CN105822367A (en) * | 2013-10-09 | 2016-08-03 | 邹玉华 | Working method for power generation system with higher energy utilization ratio |
| JP2016031932A (en) * | 2014-07-29 | 2016-03-07 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | Solid oxide fuel cell-based power generation and delivery system, and method of operating the same |
| JP2018098214A (en) * | 2018-01-19 | 2018-06-21 | アイシン精機株式会社 | Fuel cell system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP4525978B2 (en) | 2010-08-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4883654B2 (en) | Power generation system and control method thereof | |
| US20060150652A1 (en) | Cooling/heating apparatus using waste heat from fuel cell | |
| JP4525978B2 (en) | Power generation system | |
| JP2008185248A (en) | Hot water supply system | |
| JP2005100873A (en) | Fuel cell system | |
| EP2578951A2 (en) | Small-scale combined heat and power system and method for controlling same | |
| CN108800628A (en) | A kind of cogeneration system based on solar heat chemical energy storage | |
| KR20190062802A (en) | A Seawater Desalination Load Bank System and Its Control Method for Ocean Thermal Energy Conversion System Test and Surplus Power Utilization for Grid Stabilization | |
| US10147989B2 (en) | System for generating power from fuel cell waste heat | |
| CN101629735A (en) | Hot water supply system | |
| JP4649090B2 (en) | Fuel cell power generation system | |
| JP7260352B2 (en) | energy supply system | |
| KR101860135B1 (en) | Geothermal energy system using fuel cell energy | |
| JPS63183346A (en) | Solar system for generating steam | |
| JP2007052981A (en) | Fuel cell power generation system and its operation method | |
| JP2000018718A (en) | Hot water equipment with generation function | |
| CN114810249B (en) | Thermoelectric decoupling system and method for heat supply unit | |
| JP2004095360A (en) | Fuel cell system and operating method therefor | |
| JPH0260060A (en) | Fuel cell system with exhaust heat energy recovery unit | |
| JP5286104B2 (en) | Waste heat recovery method, waste heat recovery device and cogeneration system | |
| JP2004139914A (en) | Fuel cell power generation/water heating system | |
| JP2019027385A (en) | Compressed air storage power generation device and method | |
| KR20220020586A (en) | Nuclear power load response generation system using thermal energy storage system | |
| JP4936966B2 (en) | Condensate heat exchange system and condensate heat exchanger control method | |
| JP5004916B2 (en) | Thermoelectric supply system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20070614 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20100127 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20100316 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20100526 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20100526 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130611 Year of fee payment: 3 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |