JP2007287580A - 発電設備 - Google Patents

発電設備 Download PDF

Info

Publication number
JP2007287580A
JP2007287580A JP2006116081A JP2006116081A JP2007287580A JP 2007287580 A JP2007287580 A JP 2007287580A JP 2006116081 A JP2006116081 A JP 2006116081A JP 2006116081 A JP2006116081 A JP 2006116081A JP 2007287580 A JP2007287580 A JP 2007287580A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
fuel
gas
anode
cathode
power generation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2006116081A
Other languages
English (en)
Other versions
JP5004156B2 (ja
Inventor
Fumihiko Yoshiba
史彦 吉葉
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Central Research Institute of Electric Power Industry
Original Assignee
Central Research Institute of Electric Power Industry
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Central Research Institute of Electric Power Industry filed Critical Central Research Institute of Electric Power Industry
Priority to JP2006116081A priority Critical patent/JP5004156B2/ja
Publication of JP2007287580A publication Critical patent/JP2007287580A/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5004156B2 publication Critical patent/JP5004156B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Landscapes

  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

【課題】広範囲の負荷領域で燃料電池の温度を適切に維持し、幅広い運転領域での効率化・高性能化を図ることができる発電設備とする。
【解決手段】ＭＣＦＣ２に触媒１５備え、アノードの排気側に外部改質器１６を設け、燃料を直接ＭＣＦＣ２に供給できるように、外部改質器１６をバイパスする供給路２１を備え、供給路２１を流れる燃料の流量と外部改質器１６を流れる燃料（蒸気が混合された燃料）の流量を調整手段１８で調整し、ＭＣＦＣ２に供給する燃料ガス組成を調整し、改質率が調整されたアノードガスをＭＣＦＣ２に供給して内部改質反応及び発電反応を行い、改質反応量によりＭＣＦ２の内部の温度を調整する。
【選択図】図１

Description

本発明は、水素と酸素との電気化学反応により電力を得る溶融炭酸塩形燃料電池を備えた発電設備に関する。
水素と酸素との電気化学反応により電力を得る溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）は、例えば、ニッケル多孔質体の燃料極（アノード）と、例えば、酸化ニッケル多孔質体の空気極（カソード）との間に、電解質（炭酸塩）が挟まれて構成されている。そして、天然ガス等の燃料から得られた水素（Ｈ2）をアノードに供給すると共に、空気（Ｏ2）と二酸化炭素（ＣＯ2）をカソードに供給することで、Ｈ2とＯ2の電気化学反応により発電が行われる。ＭＣＦＣは高温で作動するため高効率で、ＣＯ2を回収分離できるため環境への影響が少ない等の特徴を有している。このため、近年は、水力、火力、原子力に続く発電システムとして注目されてきている。
また、ＭＣＦＣは高温で作動するため、排気をガスタービンの燃焼器に供給するように構成して、ＭＣＦＣとガスタービンとを組み合わせた発電設備（複合発電設備）も従来から提案されてきている（例えば、特許文献１参照）。ＭＣＦＣとガスタービンとを組み合わせた複合発電設備とすることにより、ＭＣＦＣとガスタービンとで発電を行うことができる。
水素と酸素との電気化学反応により電力を得るＭＣＦＣでは、燃料としての水素を得るために、天然ガス等の燃料ガスを改質手段に送り、改質手段に燃料ガスの２倍から３倍程度の蒸気を投入し、燃料ガスを改質して水素ガスを得ている。小型の発電設備にあっては構成機器の運転温度の制約が存在するが、ＭＣＦＣでは燃料の改質量に裕度がなく、幅広い負荷領域での運転や、起動時の部分負荷運転を行う場合には効率を犠牲にして運転制約温度を考慮せざるを得ないのが現状である。
特開平１１−１３５１３９号公報
本発明は上記状況に鑑みてなされたもので、広範囲の負荷領域で燃料電池の温度を適切に維持し、幅広い運転領域での効率化・高性能化を図ることができる発電設備を提供することを目的とする。
上記目的を達成するための本発明の第１の態様は、アノード極に水素を含むアノードガスが供給されると共にカソード極に酸素を含むカソードガスが供給され、アノードガス及びカソードガスの電気化学反応により発電を行う溶融炭酸塩形燃料電池と、アノード極側に備えられる内部改質手段と、アノード極の排気が改質熱源とされる外部改質手段と、燃料をアノード極に供給する燃料供給系と、燃料供給系から分岐して外部改質器に燃料を供給すると共に外部改質器で改質された改質燃料をアノード極に供給する改質燃料供給系と、燃料供給系から分岐する燃料量を調整する調整手段とを備えたことを特徴とする発電設備にある。
第１の態様では、燃料のうち一部は外部改質器を経由してアノード極に供給され、一部は外部改質器をバイパスしてアノード極に直接供給される。溶融炭酸塩形燃料電池の温度調整は、外部改質器への燃料ガス供給量と、外部改質器をバイパスして直接アノード極に供給する量とのバランスにより調整する。つまり、外部改質器を経由する燃料（メタン燃料）はあらかじめ水素と一酸化炭素に改質されメタン濃度が低下する。この改質ガスと外部改質器をバイパスしたメタンを混合してアノード極に供給することで、溶融炭酸塩形燃料電池の外部からの供給燃料中のメタンガス濃度が調整され、溶融炭酸塩形燃料電池の内部での改質量、即ち、溶融炭酸塩形燃料電池内での吸熱量を任意に設定して温度を適切に維持する。
このような内部改質と外部改質を併用することは、３００ＭＷ級の酸素利用の溶融炭酸塩形燃料電池の発電設備に適用される。外部改質と内部改質の流量バランスを調整することにより、発電設備の実現が可能になる。これにより、燃料ガスの流通経路のバランス調整のみにより溶融炭酸塩形燃料電池の温度を調整することができ、また、幅広い運転条件での溶融炭酸塩形燃料電池の温度制御が可能となる。このことは、酸素を利用する溶融炭酸塩形燃料電池以外にも適用することができる。
本発明の第２の態様は、第１の態様に記載の発電設備において、カソード極に供給するカソードガスを加圧する加圧手段と、カソード極のカソード排気及び外部改質器で熱回収されたアノード排気を燃焼する燃焼器と、燃焼器からの燃焼ガスを膨張して動力を得るタービンとを備えたことを特徴とする発電設備にある。
第２の態様では、カソードガスを加圧してタービンで動力を回収することができる発電設備となる。
本発明の第３の態様は、第２の態様に記載の発電設備において、タービンの排気ガスが熱源とされ燃料供給系の燃料を予熱する燃料予熱手段と、タービンの排気ガスが熱源とされ加圧手段で加圧されたカソードガスを予熱するカソード予熱手段とを備えたことを特徴とする発電設備にある。
第３の態様では、系内のエネルギーにより燃料の予熱及びカソードガスの予熱を行うことができる。
上記目的を達成するための本発明の第４の態様は、アノード極に水素を含むアノードガスが供給されると共にカソード極に酸素を含むカソードガスが供給され、アノードガス及びカソードガスの電気化学反応により発電を行う溶融炭酸塩形燃料電池と、アノード極側に備えられる内部改質手段と、アノード極の排気が改質熱源とされる外部改質手段と、改質用の蒸気を含む蒸気・燃料をアノード極に供給する燃料供給系と、燃料供給系から分岐して外部改質器に蒸気・燃料を供給すると共に外部改質器で改質された改質燃料をアノード極に供給する改質燃料供給系と、燃料供給系から分岐する蒸気・燃料量を調整する調整手段とを備えたことを特徴とする発電設備にある。
第４の態様では、蒸気・燃料のうち一部は外部改質器を経由してアノード極に供給され、一部は外部改質器をバイパスしてアノード極に直接供給される。溶融炭酸塩形燃料電池の温度調整は、外部改質器への蒸気・燃料ガス供給量と、外部改質器をバイパスして直接アノード極に供給する量とのバランスにより調整する。つまり、外部改質器を経由する蒸気・燃料は水素と一酸化炭素に改質されメタン濃度が低下する。この改質ガスと外部改質器をバイパスした蒸気・燃料を混合してアノード極に供給することで、溶融炭酸塩形燃料電池の外部からの供給蒸気・燃料中のメタンガス濃度が調整され、溶融炭酸塩形燃料電池の内部での改質量、即ち、溶融炭酸塩形燃料電池内での吸熱量を任意に設定して温度を適切に維持する。
このような内部改質と外部改質を併用することは、３００ＭＷ級の酸素利用の溶融炭酸塩形燃料電池の発電設備に適用される。外部改質と内部改質の流量バランスを調整することにより、発電設備の実現が可能になる。これにより、蒸気・燃料ガスの流通経路のバランス調整のみにより溶融炭酸塩形燃料電池の温度を調整することができ、また、幅広い運転条件での溶融炭酸塩形燃料電池の温度制御が可能となる。このことは、酸素を利用する溶融炭酸塩形燃料電池以外にも適用することができる。
本発明の第５の態様は、第４の態様に記載の発電設備において、カソード排気及び外部改質器で熱回収されたアノード排気を燃焼する燃焼器と、燃焼器からの燃焼ガスを熱回収して燃料供給系の蒸気・燃料を予熱する燃料予熱手段と燃料予熱手段で熱回収された燃焼ガスを更に熱回収してカソードガスを予熱するカソードガス予熱手段とを備えたことを特徴とする発電設備にある。
第５の態様では、系内のエネルギーにより蒸気・燃料の予熱及びカソードガスの予熱を行うことができる。
本発明の第６の態様は、第５の態様に記載の発電設備において、燃焼器からの燃焼ガスの温度を抑制する温度調整手段を備えたことを特徴とする発電設備にある。
第６の態様では、燃焼器からの燃焼ガスの温度を適正に調整することができる。
本発明の第７の態様は、第６の態様に記載の発電設備において、温度調整手段は、カソード予熱手段で熱回収した燃焼ガスから回収されたＣＯ2ガスを燃焼器に投入するＣＯ2ガス投入系であることを特徴とする発電設備にある。
第７の態様では、系内で回収されたＣＯ2ガスにより燃焼器からの燃焼ガスの温度を適正に調整することができる。
本発明の第８の態様は、第１〜７のいずれかの態様に記載の発電設備において、溶融炭酸塩形燃料電池のカソードガスとして所定圧力の純酸素が供給され、水素と酸素の比が所定の量論比率で供給されて溶融炭酸塩形燃料電池が運転されることを特徴とする発電設備にある。
第８の態様では、燃料と当量比の酸素を供給して、水素と酸素の比が所定の量論比率となる量論比運転が行われる溶融炭酸塩形燃料電池を備えた発電設備とすることができる。
本発明の第９の態様は、第８の態様に記載の発電設備において、所定圧力の純酸素は、圧力スウィング吸着により窒素ガスが濃縮されて空気から除去されて製造された酸素であることを特徴とする発電設備にある。
第９の態様では、加圧状態の酸素を容易に得ることができ、酸素を加圧する設備を備える必要がない溶融炭酸塩形燃料電池を備えた発電設備とすることができる。
上記目的を達成するための本発明の第１０の態様は、アノード極に水素を含むアノードガスが供給されると共にカソード極に酸素を含むカソードガスが供給され、アノードガス及びカソードガスの電気化学反応により発電を行う溶融炭酸塩形燃料電池と、アノード極側に備えられる内部改質手段と、アノード極の排気が改質熱源とされる外部改質手段と、燃料をアノード極に供給する燃料供給系と、燃料供給系から分岐して外部改質器に燃料を供給すると共に外部改質器で改質された改質燃料をアノード極に供給する改質燃料供給系と、燃料供給系から分岐する燃料量を調整する調整手段と、カソード極に供給するカソードガスを加圧する圧縮機と、カソード極のカソード排気及び外部改質器で熱回収されたアノード排気を燃焼する燃焼器と、燃焼器からの燃焼ガスを膨張して動力を得るタービンと、タービンの排気ガスが熱源とされ燃料供給系の燃料を予熱する燃料予熱手段と、タービンの排気ガスが熱源とされ加圧手段で加圧されたカソードガスを予熱するカソード予熱手段と、燃料予熱手段及びカソード予熱手段で熱回収された排気ガスが更に熱回収されて改質燃料供給系の蒸気を発生させる蒸気発生手段と、蒸気発生手段で熱回収された排気ガスを凝縮してＣＯ2ガスを圧縮機に供給する循環系とを備えたことを特徴とする発電設備にある。
上記目的を達成するための本発明の第１１の態様は、アノード極に水素を含むアノードガスが供給されると共にカソード極に酸素を含むカソードガスが供給され、アノードガス及びカソードガスの電気化学反応により発電を行う溶融炭酸塩形燃料電池と、アノード極側に備えられる内部改質手段と、アノード極の排気が改質熱源とされる外部改質手段と、改質用の蒸気を含む蒸気・燃料をアノード極に供給する燃料供給系と、燃料供給系から分岐して外部改質器に蒸気・燃料を供給すると共に外部改質器で改質された改質燃料をアノード極に供給する改質燃料供給系と、燃料供給系から分岐する蒸気・燃料量を調整する調整手段と、カソード極に供給するカソードガスを加圧するブロアと、カソード排気及び外部改質器で熱回収されたアノード排気を燃焼する燃焼器と、燃焼器からの燃焼ガスを熱回収して燃料供給系の蒸気・燃料を予熱する燃料予熱手段と、燃料予熱手段で熱回収された燃焼ガスを更に熱回収してカソードガスを予熱するカソードガス予熱手段と、カソード予熱手段で熱回収された排気ガスが熱回収されて燃料供給系の蒸気を発生させる蒸気発生手段と、蒸気発生手段で熱回収された排気ガスを凝縮してＣＯ2ガスをブロアに供給する循環系とを備えたことを特徴とする発電設備にある。
本発明の発電設備は、広範囲の負荷領域で燃料電池の温度を適切に維持し、幅広い運転領域での効率化・高性能化を図ることができる発電設備とすることができる。
本発明の実施形態例の発電設備では、燃料には天然ガスを用い、酸素製造装置には、圧力スウィング吸着により窒素ガスが濃縮されて空気から除去されて酸素を製造するＰＳＡ方式を適用している。溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）スタックには、アノード流路に触媒（内部改質手段）を装着した内部改質形スタックを適用し、外部改質器を併せ持つ構成となっている。また、外部改質器とは別に、燃料を直接ＭＣＦＣスタックに供給できるよう、改質器のバイパスラインを持っており、燃料バイパスラインを流れる燃料の流量と外部改質器を流れる燃料（蒸気が混合された燃料）の流量を調整することにより、ＭＣＦＣスタックに供給する燃料ガス組成を調整する。改質率が調整されたガス（アノードガス）はＭＣＦＣスタックに供給され、内部改質反応及び発電反応を行い、改質反応量によりＭＣＦＣスタック内部の温度を調整する。
第１実施形態例を具体的に説明する。
図１には本発明の第１実施形態例に係る発電設備の概略系統、図２には高負荷・低負荷運転における温度状況、図３には高負荷・低負荷運転における温度関係、図４〜図６には発電設備の出力に対する各種状態の関係、図７には発電設備の性能を示してある。
図１に基づいて発電設備の構成を説明する。
図１に示すように、本実施形態例の発電設備１には、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）２が備えられ、ＭＣＦＣ２の出口ガス（排気ガス）が導入されて燃焼が行われる燃焼器３が設けられている。燃焼器３からの燃焼ガスを膨張して駆動するタービン４（例えば、マイクロガスタービン）が備えられ、タービン４には発電機５が同軸上に設けられている。タービン４の駆動により発電機５が作動して発電が行われる。尚、図中の符号で６は燃焼器３の前流側に供えられ逆火を防止するための混合器である。
ＭＣＦＣ２は、例えば、ニッケル多孔質体の燃料極（アノード）７と、例えば、酸化ニッケル多孔質体の空気極（カソード）８との間に、電解質（炭酸塩）が挟まれて構成されている。そして、天然ガス等の燃料ｆから得られた水素（Ｈ2）をアノード７に供給すると共に、空気（Ｏ2）とＣＯ2をカソード８に供給することで、Ｈ2とＯ2の電気化学反応により発電が行われる。
タービン４の下流にはタービン４で仕事を終えた排気（排気ガス）の熱回収を行う燃料予熱器９及びカソードガス予熱器１０が並列に設けられると共に、燃料予熱器９及びカソードガス予熱器１０の下流側には蒸気発生器１１が設けられている。蒸気発生器１１で発生した蒸気は改質のための蒸気として燃料ｆに混合される。
蒸気発生器１１で熱回収された排気ガスは凝縮器１２で凝縮されて水（Ｈ2Ｏ）と非凝縮ガス（ＣＯ2）に分離される。凝縮器１２で分離されたＣＯ2はＯ2と共に圧縮機１３で圧縮され、加圧されたカソードガスとしてカソードガス予熱器１０に送られる（循環系統）。カソードガス予熱器１０で予熱されたＯ2とＣＯ2の混合ガス（カソードガス）がＭＣＦＣ２のカソード８に供給される。また、余分なＣＯ2は別途回収されると共に凝縮されたＨ2Ｏは給水ポンプ１４により蒸気発生器１１に給水される。
圧縮機１３には圧力スウィング吸着により窒素ガスが濃縮されて空気から除去されて製造されたＯ2が供給され（ＰＳＡ方式）、例えば、酸素が９５％で窒素が５％の組成とされている。
尚、ＰＳＡ方式で供給されるＯ2が所定の圧力に加圧されていれば、圧縮機１３の出口側で圧縮されたＣＯ2に混合することも可能である。この場合、循環系統に備えられる圧縮機１３をＣＯ2だけを圧縮するＣＯ2圧縮機とすることが可能になる。ＣＯ2だけを圧縮する圧縮機とすることで圧縮流体が特定されるため、翼の設計等が容易な圧縮機とすることができる。また、深冷設備からの常圧の純Ｏ2を圧縮機１３に供給することも可能である。
一方、ＭＣＦＣ２のアノード７には内部改質手段としての触媒１５が備えられ、触媒１５によりアノードガスが改質されて吸熱反応を生じさせるようになっている。ＭＣＦＣ２のアノード７の排気側には外部改質手段としての外部改質器１６が備えられ、アノード７の排気が外部改質器１６の改質熱源とされて混合器６に送られる。
燃料ｆ（例えば、メタン）は燃料供給系としての供給路２１から燃料予熱器９に送られ、燃料予熱器９で予熱されてＭＣＦＣ２のアノード７に供給される。また、燃料予熱器９の前流側の供給路２１には外部改質器１６に燃料ｆを供給する改質燃料供給系としての改質燃料供給路１７が分岐して備えられている。改質燃料供給路１７には蒸気発生器１１からの蒸気が混合され、蒸気が混合された燃料ｆが外部改質器１６で改質されてＭＣＦＣ２のアノード７に供給される。
改質燃料供給路１７が分岐する部位の供給路２１には、改質燃料供給路１７に分岐させる燃料量を調整する調整手段１８が設けられている。調整手段１８により、ＭＣＦＣ２のアノード７に直接供給する燃料ｆの量と、蒸気が混合されて外部改質器１６で改質される燃料ｆの量とが調整される。調整手段１８により分岐される燃料ｆの量が調整されることで、触媒１５で改質されて吸熱反応する燃料ｆが調整される。
上述した発電設備１では、ＭＣＦＣ２の排気ガスは燃焼器３で未燃分が完全燃焼されてタービン４を駆動し、タービン４の排気ガスの熱が回収され、凝縮器１２で凝縮水（Ｈ2Ｏ）と非凝縮ガス（ＣＯ2）に分離される。これらのうち、電池反応及び燃焼で生じたＨ2Ｏは系外に排出し、ＣＯ2は昇圧してカソードガスとして循環使用する。
このため、燃料ｆと当量比のＯ2だけを供給して量論比運転を行うことで,
発電に伴って発生したＣＯ2の全量を回収してカソードガスの酸化剤としてＣＯ2を高濃度で得ることができる閉サイクルのシステムを構築することが可能になり、高次元で高効率化を図ることができる発電設備１とすることができる。また、タービン４の排気熱を用いてアノードガス及びカソードガスを適切に昇温させることができる。
そして、調整手段１８により、ＭＣＦＣ２のアノード７に直接供給される燃料ｆの量と、蒸気が混合されて外部改質器１６で改質される燃料ｆの量とが調整され、改質率が調整されたガス（アノードガス）がＭＣＦＣ２のアノード７に供給され、内部改質反応及び発電反応を行い、改質反応量によりＭＣＦＣ２の温度が調整される。吸熱反応によりＭＣＦＣ２の運転温度が所定温度に維持され、温度制御に対する動力を用いることなくＭＣＦＣ２の運転温度を所定の状態に制御することができる。
タービン４（マイクロガスタービン）の入口温度は金属の耐久温度の観点から約９５０℃程度以下に保つことが要求される。このため、部分負荷運転時には、燃焼器３の燃焼ガス温度が許容値を超えないような運用設計をする必要がある。上述した発電設備１では、起動時を含む部分負荷運転時には、発電設備１に供給する燃料ｆの発熱量に対し発電設備１からの放散熱の割合が増大するため、発電設備１内で必要なガスを昇温するための熱量が不足する。熱量不足を補うためには、燃料ｆの利用率を低下させ、ＭＣＦＣ２の出口での発熱量を十分とする必要がある。一方で、燃料ｆの利用率が低下すると、アノード７の排ガス中の未燃ガス分が多くなり、燃焼器３の出口（タービン４の入口）での温度が上昇傾向となる。発電設備１内での温度制約に対する対策として、ＭＣＦＣ２ばかりでなく設備全体の温度調整も同時に行うために、アノード７の出口に外部改質器１６が配置されている。
図２に高負荷時及び低負荷時における温度状況の表図を示し、図３に高負荷時及び低負荷時における発熱の関係概念図を示す。
高負荷時には発電設備１の内部での発熱量が大きいため、設備からの放散熱量が相対的に減少する。そのため、発電設備１で必要なガスを昇温するための熱量が十分となり、燃料利用率を高めることによる高効率運転が可能である。一方、低負荷運転時には発電設備１の内部での発熱量に対する相対的な放散熱量が増加する。そのため、運転に必要なガスの昇温のため、燃料利用率を低く設定しＭＣＦＣ２より下流における熱量を高く保持する必要がある。低負荷運転時には電流密度の低下によりＭＣＦＣ２での発熱量が少なくなるため、内部改質によるＭＣＦＣ２の冷却割合が小さくなる結果、外部改質器１６への燃料ｆの供給割合が大きくなる。燃料利用率が低下した分、アノード７の排ガスの発熱量が多くなり、燃焼器３の温度が上昇方向に向かうが、外部改質器１６での改質反応量の上昇が、燃焼器３の温度を低下させる方向に作用し、両者相殺される。
このような発電設備１の構成とすることで、高負荷から低負荷の運転状態において、燃焼器３の出口温度を低く保ことが可能となる。即ち、発電設備１の主要機器である、ＭＣＦＣ２、外部改質器１６、タービン４が負荷によらず安定した挙動を示すこととなり、幅広い負荷領域で安定したシステムの運転が可能となる。
図１に示した加圧システムの発電設備１では、ＭＣＦＣ２の温度制御に内部改質（触媒１５）と外部改質器１６による外部改質を組み合わせた構成を適用したことに加え、外部改質器１６をアノード７の出口部分に配置している。酸素利用のＭＣＦＣ２の場合、ガス流量が多く、温度の高い排ガスが熱量を多く保有している。このアノード７の排ガスにより触媒１５の吸熱反応を補い、更に、外部改質器１６による排ガスの冷却効果を併せることで、広い運転負荷範囲で、燃料利用率が変更された場合でも、燃焼器３の出口温度を一定に保つことが可能である。
発電設備１の発電特性について、更に具体的に検討する。
タービン４として、例えば、４気圧作動形のマイクロガスタービンを使用した場合を説明する。発電設備１の場合、タービン４により動力回収されるため、タービン４の排気ガスの熱量が少なくなる傾向となる。そのため、燃料予熱器９では、燃料ｆのみを昇温し、改質用水蒸気は外部改質器１６のみで昇温することとしてある。
図４に発電設備１の出力（ｋＷ）に対する外部改質器１６のバイパス率、即ち、触媒１５による内部改質割合、及び燃焼器３の出口温度を示す。また、図５に発電設備１の出力（ｋＷ）に対する運転圧力、Ｓ／Ｃの値、ＭＣＦＣ２のガス利用率、及び、外部改質器１６の出口メタン濃度を示す。
外部改質器１６のバイパス率は、アノード７の出口温度（スタックの出口温度）が、例えば、６７０℃となるように内部改質反応分を調整した結果として求めたものである。定格負荷の場合（例えば、電流密度１８００ｍＡ／ｍ2、システム出力１１００ｋｗ）には、スタックでの発熱量が大きくなることから内部改質によるスタック冷却が必要であり、燃料ｆのほとんどが外部改質器１６をバイパスしてＭＣＦＣ２に直接供給されることとなるため、外部改質器１６の改質反応によるアノード排ガスの冷却効果はほとんどない。また、外部改質器１６に供給する蒸気量は設備のＳ／Ｃ値によって規定されるが、外部改質器１６に供給する燃料ｆの量は内部改質の必要量が大きくなった分減少する。そのため、外部改質器１６の入口での蒸気割合は、例えば、９８％程度となり、改質反応が進みやすくなるため外部改質器１６の出口にメタン分はほとんど残らない。外部改質器１６からメタンが供給されない分、内部改質用のメタン供給は専ら供給路２１（外部改質器１６をバイパスするライン）のみから供給されるので、燃料ｆのバイパス率は、１００％に近くなっている。
一方で、高負荷領域では、発電設備１の内部からの発熱が大きくなり、相対的に設備からの放散熱量が小さくなるため、発電設備１で必要なガスを昇温するための熱量が十分供給されることとなり、燃料利用率を、例えば、８５％と高く設定することができる。これらの効果が複合された結果、タービン４の入口温度は、例えば、９１０℃程度に保たれている。
低負荷時（例えば、電流密度１０００ｍＡ／ｍ2、システム出力６００ｋｗ）には、ＭＣＦＣ２での発熱量が小さくなるため、内部改質用に必要な燃料流量の割合を表す外部改質器のバイパス率は、例えば、６０％程度と低くなっている。外部改質器１６のバイパス率が低下した分、外部改質器１６に供給される蒸気に対する燃料ｆの割合が高くなり、外部改質器１６の出口のメタン割合が増える。この外部改質器１６の出口での残存メタンと、例えば、６０％の外部改質器１６のバイパスにより供給されるメタンにより、スタック内部が冷却されている。また、低負荷時には設備からの熱放散割合が高負荷時に比較して、相対的に大きくなることから、燃料利用率は定格運転時に対し低い値（例えば、７８％）となっている。燃料利用率が低いことから、ＭＣＦＣ２の出口の未燃ガス成分が定格負荷時より増加しているが、外部改質器１６の燃料割合も増えている（外部改質器バイパス率が低下している）ため、燃焼器３の出口温度は上昇していない。図４から判るように、発電設備１の負荷が５０％〜１００％の範囲で、燃焼器３の出口温度は、例えば、８９０℃〜９１０℃までの温度域に入っており、負荷が大きく変更された場合でも燃焼器３の出口温度の変化は小さくなっている。
図６に部分負荷運転時のおける発電設備の出力（ｋＷ）と、ＭＣＦＣ２・ガスタービン（ＧＴ）出力、セル電圧および送電端効率の関係を示す。また、図７に定格条件（例えば、電流密度１８００ｍＡ／ｍ2時）の発電設備１の性能解析結果及び機器性能条件を示す。
送電端効率は、例えば、電流密度１８００ｍＡ／ｍ2（例えば、発電設備１の出力１１００ｋＷ）の定格電流密度条件において、例えば、６０％ＨＨＶとなっており、１ＭＷ級システムとしては、非常に高い熱効率を示している。また、例えば、電流密度１０００ｍＡ／ｍ2（例えば、発電設備１の出力６００ｋＷ）の部分負荷運転状態であっても、送電端熱効率は、例えば、５２％ＨＨＶと高く、約５０％の負荷から１００％の負荷までの広い負荷範囲で、５０％の送電端効率を確保できている。セル電圧については、定格負荷の時に、例えば、９０９ｍＶであり、５０％の負荷時には、例えば、９４６ｍＶの値を示している。
一方、タービン４の出力に着目すると、定格負荷時には、例えば、１０６ｋＷであるのに対し、５０％の負荷時には、例えば、８ｋＷと極端に低下する。酸素を利用する設備では天然ガスと酸素の量論比でガスを供給し、更に、カソードガスをノーブルガスとするため、炭酸ガスの利用率もほぼ等しい値となる。そのため、負荷が低下した場合にタービン４の流量が減少する。更に、タービン４におけるガス流量の減少に合わせ、タービン４の回転数を低下させる運転となっているため、部分負荷時にはタービン４の圧力、即ち、ＭＣＦＣ２の運転圧力が低下している。これらのタービン４の運転条件変化によりガスタービン出力は部分負荷時に大きく低下している。
発電設備１の性能は、例えば、図７に示した通りである。
第２実施形態例を具体的に説明する。
小規模の酸素利用の発電設備を想定した場合、常圧作動形の発電設備とすることも導入コストの面から有利である。酸素利用の発電設備の場合、カソードガス流量が少ないことから、スタック内部でのカソードガスの圧力損失も小さいため、常圧システムでもウエットシールリーク等の問題を回避できる。
常圧作動形の発電設備の場合、ガスタービンが設定されていないため、燃料予熱器やカソード予熱器は高温の燃焼ガスにさらされる。そのため、熱交換器の耐熱温度の制限に加え、安価な金属部材の仕様を選定するためには、熱交換器への熱媒体の温度を低下させる必要がある。このため、第１実施形態例の発電設備１と同様に、内部改質形のＭＣＦＣのアノード出口に外部改質器を設置した設備を基本構成としている。
図８には本発明の第２実施形態例に係る発電設備の概略系統、図９には高負荷・低負荷運転における温度状況、図１０〜図１２には発電設備の出力に対する各種状態の関係、図１３には発電設備の性能を示してある。
図８に基づいて発電設備の構成を説明する。
図８に示すように、本実施形態例の発電設備３１には、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）３２が備えられ、ＭＣＦＣ３２の出口ガス（排気ガス）が導入されて燃焼が行われる燃焼器３３が設けられている。尚、図中の符号で３６は燃焼器３３の前流側に供えられ逆火を防止するための混合器である。
ＭＣＦＣ３２は、例えば、ニッケル多孔質体の燃料極（アノード）３７と、例えば、酸化ニッケル多孔質体の空気極（カソード）３８との間に、電解質（炭酸塩）が挟まれて構成されている。そして、天然ガス等の燃料ｆから得られた水素（Ｈ2）をアノード３７に供給すると共に、空気（Ｏ2）とＣＯ2をカソード３８に供給することで、Ｈ2とＯ2の電気化学反応により発電が行われる。
燃焼器３３の下流には燃焼器３３の燃焼ガスの熱回収を行う燃料予熱器３９が設けられ、燃料予熱器３９で熱回収された燃焼ガスはカソードガス予熱器４０が設けられている。更に、カソードガス予熱器４０の下流側には蒸気発生器４１が設けられ、カソードガス予熱器４０で熱回収された排気ガスが送られる。蒸気発生器４１で発生した蒸気は改質のための蒸気として燃料ｆに混合される。
蒸気発生器４１で熱回収された排気ガスは凝縮器４２で凝縮されて水（Ｈ2Ｏ）と非凝縮ガス（ＣＯ2）に分離される。凝縮器４２で分離されたＣＯ2はＣＯ2ブロア４３で圧送され、Ｏ2が混合された後常圧のカソードガスとしてカソードガス予熱器４０に送られる（循環系統）。カソードガス予熱器４０で予熱されたＯ2とＣＯ2の混合ガス（カソードガス）がＭＣＦＣ３２のカソード３８に供給される。また、余分なＣＯ2は別途回収されると共に凝縮されたＨ2Ｏは給水ポンプ４４により蒸気発生器４１に給水される。
ＣＯ2ブロア４３の後流には抽出ライン４５が設けられ、抽出ライン４５で抽出されたＣＯ2は混合器３６に投入される（ＣＯ2ガス投入）。抽出ライン４５からＣＯ2が混合器３６に投入されることにより、燃焼器３３からの燃焼ガスの温度が調整される。即ち、燃焼ガスの温度が燃料予熱器３９の機器に影響を与えない温度に調整される（温度調整手段）。
温度調整手段としてＣＯ2を混合する系統にすることにより、既存の燃焼器を容易に適用することが可能になる。温度調整手段としては、ＣＯ2を混合する系統に代えて、断熱構造をなくしたり放熱部材を取り付ける等した燃焼器を適用して燃焼ガスの温度を調整することも可能である。
抽出ライン４５の後流側には、圧力スウィング吸着により窒素ガスが濃縮されて空気から除去されて製造されたＯ2が供給され（ＰＳＡ方式）、例えば、酸素が９５％で窒素が５％の組成とされている。尚、深冷設備からの常圧の純Ｏ2をＣＯ2ブロア４３の後流に供給することも可能である。
一方、ＭＣＦＣ３２のアノード３７には内部改質手段としての触媒４６が備えられ、触媒４６によりアノードガスが改質されて吸熱反応を生じさせるようになっている。ＭＣＦＣ３２のアノード３７の排気側には外部改質手段としての外部改質器４７が備えられ、アノード３７の排気が外部改質器４７の改質熱源とされて混合器３６に送られる。
燃料ｆ（例えば、メタン）は蒸気発生器４１からの蒸気ラインに合流され、改質用の蒸気を含む蒸気・燃料（アノードガス）が燃料供給系としての供給路４８から燃料予熱器３９に送られ、燃料予熱器３９で予熱されてＭＣＦＣ３２のアノード３７に供給される。また、燃料予熱器３９の前流側の供給路４８には外部改質器４７にアノードガスを供給する改質燃料供給系としての改質燃料供給路４９が分岐して備えられている。
改質燃料供給路４９が分岐する部位の供給路４８には、改質燃料供給路４９に分岐させるアノードガス量を調整する調整手段５０が設けられている。調整手段５０により、ＭＣＦＣ３２のアノード３７に供給するアノードガスの量と、外部改質器４７で改質されるアノードガスの量とが調整される。調整手段５０により分岐されるアノードガスの量が調整されることで、触媒４６で改質されて吸熱反応するアノードガスが調整される。
上述した発電設備３１では、ＭＣＦＣ３２の排気ガスは燃焼器３３で未燃分が完全燃焼されて燃焼ガスがの熱が回収され、凝縮器４２で凝縮水（Ｈ2Ｏ）と非凝縮ガス（ＣＯ2）に分離される。これらのうち、電池反応及び燃焼で生じた蒸気発生器４１に給水され、ＣＯ2はカソードガスとして循環使用される。
このため、燃料ｆと当量比のＯ2だけを供給して量論比運転を行うことで発電に伴って発生したＣＯ2の全量を回収してカソードガスの酸化剤としてＣＯ2を高濃度で得ることができる閉サイクルのシステムを構築することが可能になり、高次元で高効率化を図ることができる発電設備３１とすることができる。
そして、調整手段５０により、ＭＣＦＣ３２のアノード３７に供給されるアノードガスの量と、外部改質器４７で改質されるアノードガスの量とが調整され、改質率が調整されたガス（アノードガス）がＭＣＦＣ３２のアノード３７に供給され、内部改質反応及び発電反応を行い、改質反応量によりＭＣＦＣ３２の温度が調整される。吸熱反応によりＭＣＦＣ３２の運転温度が所定温度に維持され、温度制御に対する動力を用いることなくＭＣＦＣ３２の運転温度を所定の状態に制御することができる。
常圧システムの場合、ガスタービンが設定されていないため、燃料予熱器３９やカソードガス予熱器４０は高温の燃焼ガスにさらされる。そのため、機器の耐熱温度の制限に加え、安価な金属部材の仕様を選定するためには、機器の温度を低下させる必要がある。そのため、第１実施形態例と同様に、内部改質形のＭＣＦＣ３２のアノード３７の出口側に外部改質器４７を設置した構成としている。
ＭＣＦＣ３２の電流密度を低下させることなく、常圧システムのＭＣＦＣ３２の温度調整を行うため、外部改質器４７へのカソードガスの組成と燃料予熱器３９へのカソードガスの組成を等しくすることとした。即ち、燃料ｆに蒸気を混合した後、外部改質器４７とＭＣＦＣ３２のアノード３７(触媒４６)に燃料を供給する。このことにより、外部改質器４７でのＳ／Ｃ値が低くなり、改質率が低下することから、外部改質器４７からの残存メタン供給量が増えるため、外部改質器４７のバイパス率は低下する。常圧システムの場合、ガスタービンでの動力回収がないことから、燃料予熱器３９にて蒸気の多く含まれた燃料ガスを昇温することが可能である。
更に、発電設備３１のからみたＳ／Ｃ値は、外部改質器４７でのＳ／Ｃ値と等しくなるため、外部改質器４７での炭素析出防止の観点から、Ｓ／Ｃ値を加圧システムより上昇させることが必要となるが、同様の理由からこれも可能であり、発電設備３１ではＳ／Ｃ値を２とさせることができる。
一方で、発電設備３１では、外部改質器４７での改質率が低下することから、アノード３７の出口の外部改質器４７でのガス冷却能力が低くなり、燃焼器３３の出口温度の低減効果が低くなる。この外部改質器４７による燃焼器３３の出口冷却効果を補う機構として抽出ライン４５からＣＯ2を混合する冷却が用いられている。常圧システムの場合、ＰＳＡ方式の生成ガス圧力のみでもＯ2ガスを供給することが可能であるため、圧縮機によるＯ2ガスの圧送は不要となる。そのため、ＣＯ2ブロア４３を用い、ＣＯ2ブロア４３の出口側でＯ2ガスを合流させることが可能である。ＣＯ2ブロア４３はＣＯ2を単独で供給することが可能であるため、燃焼器３３の燃焼ガスの冷却を補うことを目的として、ＣＯ2ブロア４３の出口ガスの一部をカソード３８の排ガスに合流させ、燃焼器３３の出口温度を低下させることができる。
尚、ＣＯ2により燃焼器３３の出口温度を低くするためには、カソード３８の入口に供給するＣＯ2の流量を増大させることも考えられるが、この場合、カソードガスのＣＯ2とＯ2の利用率が異なってくるため、ＭＣＦＣ３２の電池電圧を高く維持することができなくなる。そのため、ＣＯ2を単独でカソード３８の出口ガスに合流させてある。
図９に高負荷時及び低負荷時における温度状況の表を示す。
高負荷時には発電設備３１の内部での発熱量が大きいため、設備からの放散熱量が相対的に減少する。そのため、発電設備３１で必要なガスを昇温するための熱量が十分となり、燃料利用率を高めることによる高効率運転が可能である。一方、低負荷運転時には発電設備３１の内部での発熱量に対する相対的な放散熱量が増加する。そのため、運転に必要なガスの昇温のため、燃料利用率を低く設定しＭＣＦＣ３２より下流における熱量を高く保持する必要がある。低負荷運転時には電流密度の低下によりＭＣＦＣ３２での発熱量が少なくなるため、内部改質によるＭＣＦＣ３２の冷却割合が小さくなる結果、外部改質器４７へのアノードガスの供給割合が大きくなる。燃料利用率が低下した分、アノード３７の排ガスの発熱量が多くなり、燃焼器３３の温度が上昇方向に向かうが、外部改質器４７での改質反応量の上昇が、燃焼器３３の温度を低下させる方向に作用し、両者相殺される。
このような発電設備３１の構成とすることで、高負荷から低負荷の運転状態において、燃焼器３３の出口温度を低く保ことが可能となる。即ち、発電設備３１の主要機器である、ＭＣＦＣ３２、外部改質器４７が負荷によらず安定した挙動を示すこととなり、幅広い負荷領域で安定したシステムの運転が可能となる。
発電設備３１の発電特性について、更に具体的に検討する。
図１０に発電設備３１の出力（ｋＷ）に対する外部改質器４７のバイパス率、即ち、触媒４６による内部改質割合、及び燃焼器３３の出口温度を示す。また、図１１に発電設備３１の出力（ｋＷ）に対するＳ／Ｃの値、ＭＣＦＣ３２のガス利用率、及び、外部改質器４７の出口メタン濃度を示す。
図１０に示すように、例えば、１８００Ａ／ｍ2の定格条件において外部改質器４７のバイパス率は、例えば、７４％となっている。また、例えば、２１５０Ａ／ｍ2（例えば、出力が１２００ｋＷ）の負荷条件で約１００％のバイパス率になっていることから、燃料のほぼ全量による改質反応によりＭＣＦＣ３２(スタック)の冷却を行っていることとなる。負荷が低下した場合、スタックからの発熱量が低下するため、外部改質器４７側への燃料供給割合が増加する。そのため、外部改質器４７による改質反応量の増大によりアノード３７の排ガスの温度が低下し燃焼器３３の出口温度を下げる効果がある。そのため、部分負荷時には燃焼器３３の出口温度が低下している。電流密度が、例えば、１０００Ａ／ｍ2（例えば、出力が６００ｋＷ）の低負荷運転時では、燃焼器３３の出口温度は最大出力時（例えば、出力が１２００ｋＷ）に比較して約１００℃低下している。
図１１に示すように、燃料利用率は、第１実施形態例と同様の理由により、高負荷側で高く（例えば、８５％）、低負荷側で低い設定（例えば、＞７０％）となる。常圧システムの場合、燃料予熱器３９と外部改質器４７の両方に蒸気を供給していることから、燃料予熱器３９でも外部改質器４７でもＳ／Ｃ値は一定値であり、外部改質器４７の出口に、例えば、１４％程度のメタンが残っている。このメタンもスタックの冷却に作用されることができるため、外部改質器４７のバイパス率は、電流密度が、例えば、１８００Ａ／ｍ2の時、常圧システムでは、例えば、７４％となっている。この値が示すように、常圧システムの場合外部改質器４７のバイパス率に余裕があるため、電流密度を上昇させても、スタックの冷却が可能である。結果として、例えば、２１５０Ａ／ｍ2までの電流密度で発電設備３１の運転が可能となっている。
図１２示すように、熱効率解析は、例えば、１８００Ａ／ｍ2の定格点より負荷が高い領域（例えば、〜２１５０Ａ／ｍ2）まで実施し、その時の性能を本図に示した。電流密度が、例えば、１８００Ａ／ｍ2（例えば、出力が１１００ｋＷ）の熱効率は、例えば、５５％ＨＨＶであり、低負荷側(例えば、１０００Ａ／ｍ2)での熱効率は、例えば、４７％ＨＨＶ、高負荷側(例えば、２１５０Ａ／ｍ2)での熱効率は、例えば、５３％ＨＨＶとなっている。
発電設備３１の性能は、例えば、図１３に示した通りである。
常圧のシステムである発電設備３１では、低負荷時(例えば、出力が６００ｋＷ）に外部改質器１６での吸熱反応により燃焼器３３を冷却する効果があることに加え、ＣＯ2による冷却により幅広い負荷領域で燃焼器３３の出口温度を低く抑制することが可能となっている。以上のことから、低負荷時の運用性を考慮しても、燃焼器３３の出口温度の最高値は、例えば、８００℃程度で設計が可能であり、熱交換器の耐熱温度以下に保つことが可能となる。
また、運転可能な出力を、例えば、１２００ｋＷにすることができ、セル電圧が低い上に、他の動力回収がないため、常圧システムの特徴、即ち、燃焼器３３の出口以降の熱量が大きいこと特徴をうまく利用したシステム構成を行っているため、高い値の最大出力を実現できている。
上述した第１実施形態例、第２実施形態例の発電設備では、Ｏ2とＣＯ2の混合ガスを電池に供給するため、カソードガスの流量が少ないが、ＭＣＦＣに内部改質手段を備え、供給燃料中のメタンガス濃度を外部で調整する構成とした。これにより、ＭＣＦＣ内部での改質量、即ち、ＭＣＦＣ内での吸熱量を任意に設定できるため、幅広い運転条件でのＭＣＦＣの温度制御が可能となった。本発明は、酸素利用の燃料電池設備以外にも適用できる。
酸素利用のＭＣＦＣでは、運転負荷によって燃焼器の出口温度が大きく変化する。また、ＭＣＦＣでの未反応燃料を燃焼させ、ガスタービン（加圧システムの場合）や熱交換器（常圧システムの場合）で熱回収するが、これらの機器には耐熱温度の制約がある。そこで、アノードの出口にメタン濃度調整用の外部改質器を配置し、ＭＣＦＣ本体に加えて設備全体の温度調整も同時に行えるようにした。
これにより、高負荷時の外部改質割合の低下による燃焼温度上昇要因と、燃料利用率増大による燃焼温度下降要因が相殺できる。一方、低負荷時には設備の熱放散割合の増加を補うための燃料利用率低下による燃焼温度上昇要因と、外部改質割合の増加による燃焼温度下降要因が相殺され、燃焼器の出口温度を大きく変化させずに運転できる。
上記により、例えば、マイクロガスタービンを用いた第１実施形態例の加圧システムの場合、燃焼器３の出口温度を５０％〜１００％の負荷帯でほぼ一定（例えば、８９０℃〜９１０℃）とすることが可能となった。一方、第２実施形態例の常圧システムでも、Ｏ2とＣＯ2を個別に昇圧できるためカソードガス供給系にＣＯ2ブロア４３を適用できる点と、ガス予熱系に熱量が多く確保でき燃料予熱器にて水蒸気も昇温できる点とを組み合わせることにより、幅広い負荷範囲で燃焼器３３の出口温度を低く（例えば、８００℃以下）しつつ、加圧システムと同等の出力を達成することができる。
以上により、加圧・常圧いずれの場合でも、例えば、５０％〜１００％の負荷範囲で、燃焼器温度の制約を守りつつ５０％ＨＨＶ〜６０％ＨＨＶの熱効率を達成できることが明らかとなった。
本発明は、水素と酸素との電気化学反応により電力を得る溶融炭酸塩形燃料電池を備えた発電設備の産業分野で利用することができる。
本発明の第１実施形態例に係る発電設備の概略系統図である。 高負荷・低負荷運転における温度状況を表す表である。 高負荷・低負荷運転における温度関係を表す関係概念図である。 発電設備の出力に対する各種状態の関係を表すグラフである。 発電設備の出力に対する各種状態の関係を表すグラフである。 発電設備の出力に対する各種状態の関係を表すグラフである。 発電設備の性能を表す表である。 本発明の第２実施形態例に係る発電設備の概略系統図である。 高負荷・低負荷運転における温度状況を表す表である。 発電設備の出力に対する各種状態の関係を表すグラフである。 発電設備の出力に対する各種状態の関係を表すグラフである。 発電設備の出力に対する各種状態の関係を表すグラフである。 発電設備の性能を表す表である。
符号の説明
１、３１ 発電設備
２、３２ 溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）
３、３３ 燃焼器
４ タービン
５ 発電機
６、３６ 混合器
７、３７ アノード
８、３８ カソード
９、３９ 燃料予熱器
１０、４０ カソードガス予熱器
１１、４１ 蒸気発生器
１２、４２ 凝縮器
１３ 圧縮機
１４、４４ 給水ポンプ
１５、４６ 触媒
１６、４７ 外部改質器
１７ 改質燃料供給路
１８ 調整手段
４３ ＣＯ2ブロア
４５ 抽出ライン
４８ 供給路
４９ 改質燃料供給路

Claims (11)

  1. アノード極に水素を含むアノードガスが供給されると共にカソード極に酸素を含むカソードガスが供給され、アノードガス及びカソードガスの電気化学反応により発電を行う溶融炭酸塩形燃料電池と、
    アノード極側に備えられる内部改質手段と、
    アノード極の排気が改質熱源とされる外部改質手段と、
    燃料をアノード極に供給する燃料供給系と、
    燃料供給系から分岐して外部改質器に燃料を供給すると共に外部改質器で改質された改質燃料をアノード極に供給する改質燃料供給系と、
    燃料供給系から分岐する燃料量を調整する調整手段と
    を備えたことを特徴とする発電設備。
  2. 請求項１に記載の発電設備において、
    カソード極に供給するカソードガスを加圧する加圧手段と、
    カソード極のカソード排気及び外部改質器で熱回収されたアノード排気を燃焼する燃焼器と、
    燃焼器からの燃焼ガスを膨張して動力を得るタービンと
    を備えたことを特徴とする発電設備。
  3. 請求項２に記載の発電設備において、
    タービンの排気ガスが熱源とされ燃料供給系の燃料を予熱する燃料予熱手段と、
    タービンの排気ガスが熱源とされ加圧手段で加圧されたカソードガスを予熱するカソード予熱手段と
    を備えたことを特徴とする発電設備。
  4. アノード極に水素を含むアノードガスが供給されると共にカソード極に酸素を含むカソードガスが供給され、アノードガス及びカソードガスの電気化学反応により発電を行う溶融炭酸塩形燃料電池と、
    アノード極側に備えられる内部改質手段と、
    アノード極の排気が改質熱源とされる外部改質手段と、
    改質用の蒸気を含む蒸気・燃料をアノード極に供給する燃料供給系と、
    燃料供給系から分岐して外部改質器に蒸気・燃料を供給すると共に外部改質器で改質された改質燃料をアノード極に供給する改質燃料供給系と、
    燃料供給系から分岐する蒸気・燃料量を調整する調整手段と
    を備えたことを特徴とする発電設備。
  5. 請求項４に記載の発電設備において、
    カソード排気及び外部改質器で熱回収されたアノード排気を燃焼する燃焼器と、
    燃焼器からの燃焼ガスを熱回収して燃料供給系の蒸気・燃料を予熱する燃料予熱手段と
    燃料予熱手段で熱回収された燃焼ガスを更に熱回収してカソードガスを予熱するカソードガス予熱手段と
    を備えたことを特徴とする発電設備。
  6. 請求項５に記載の発電設備において、
    燃焼器からの燃焼ガスの温度を抑制する温度調整手段
    を備えたことを特徴とする発電設備。
  7. 請求項６に記載の発電設備において、
    温度調整手段は、カソード予熱手段で熱回収した燃焼ガスから回収されたＣＯ2ガスを燃焼器に投入するＣＯ2ガス投入系である
    ことを特徴とする発電設備。
  8. 請求項１〜請求項７のいずれかに記載の発電設備において、
    溶融炭酸塩形燃料電池のカソードガスとして所定圧力の純酸素が供給され、水素と酸素の比が所定の量論比率で供給されて溶融炭酸塩形燃料電池が運転される
    ことを特徴とする発電設備。
  9. 請求項８に記載の発電設備において、
    所定圧力の純酸素は、圧力スウィング吸着により窒素ガスが濃縮されて空気から除去されて製造された酸素である
    ことを特徴とする発電設備。
  10. アノード極に水素を含むアノードガスが供給されると共にカソード極に酸素を含むカソードガスが供給され、アノードガス及びカソードガスの電気化学反応により発電を行う溶融炭酸塩形燃料電池と、
    アノード極側に備えられる内部改質手段と、
    アノード極の排気が改質熱源とされる外部改質手段と、
    燃料をアノード極に供給する燃料供給系と、
    燃料供給系から分岐して外部改質器に燃料を供給すると共に外部改質器で改質された改質燃料をアノード極に供給する改質燃料供給系と、
    燃料供給系から分岐する燃料量を調整する調整手段と、
    カソード極に供給するカソードガスを加圧する圧縮機と、
    カソード極のカソード排気及び外部改質器で熱回収されたアノード排気を燃焼する燃焼器と、
    燃焼器からの燃焼ガスを膨張して動力を得るタービンと、
    タービンの排気ガスが熱源とされ燃料供給系の燃料を予熱する燃料予熱手段と、
    タービンの排気ガスが熱源とされ加圧手段で加圧されたカソードガスを予熱するカソード予熱手段と、
    燃料予熱手段及びカソード予熱手段で熱回収された排気ガスが更に熱回収されて改質燃料供給系の蒸気を発生させる蒸気発生手段と、
    蒸気発生手段で熱回収された排気ガスを凝縮してＣＯ2ガスを圧縮機に供給する循環系と
    を備えたことを特徴とする発電設備。
  11. アノード極に水素を含むアノードガスが供給されると共にカソード極に酸素を含むカソードガスが供給され、アノードガス及びカソードガスの電気化学反応により発電を行う溶融炭酸塩形燃料電池と、
    アノード極側に備えられる内部改質手段と、
    アノード極の排気が改質熱源とされる外部改質手段と、
    改質用の蒸気を含む蒸気・燃料をアノード極に供給する燃料供給系と、
    燃料供給系から分岐して外部改質器に蒸気・燃料を供給すると共に外部改質器で改質された改質燃料をアノード極に供給する改質燃料供給系と、
    燃料供給系から分岐する蒸気・燃料量を調整する調整手段と、
    カソード極に供給するカソードガスを加圧するブロアと、
    カソード排気及び外部改質器で熱回収されたアノード排気を燃焼する燃焼器と、
    燃焼器からの燃焼ガスを熱回収して燃料供給系の蒸気・燃料を予熱する燃料予熱手段と、
    燃料予熱手段で熱回収された燃焼ガスを更に熱回収してカソードガスを予熱するカソードガス予熱手段と、
    カソード予熱手段で熱回収された排気ガスが熱回収されて燃料供給系の蒸気を発生させる蒸気発生手段と、
    蒸気発生手段で熱回収された排気ガスを凝縮してＣＯ2ガスをブロアに供給する循環系と
    を備えたことを特徴とする発電設備。
JP2006116081A 2006-04-19 2006-04-19 発電設備 Expired - Fee Related JP5004156B2 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2006116081A JP5004156B2 (ja) 2006-04-19 2006-04-19 発電設備

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2006116081A JP5004156B2 (ja) 2006-04-19 2006-04-19 発電設備

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2007287580A true JP2007287580A (ja) 2007-11-01
JP5004156B2 JP5004156B2 (ja) 2012-08-22

Family

ID=38759151

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2006116081A Expired - Fee Related JP5004156B2 (ja) 2006-04-19 2006-04-19 発電設備

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP5004156B2 (ja)

Cited By (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101067509B1 (ko) 2011-05-11 2011-09-27 한국기계연구원 순산소연소를 이용한 연료전지 연계형 발전플랜트 및 그의 제어방법
JP2013030489A (ja) * 2012-09-28 2013-02-07 Osaka Gas Co Ltd 燃料電池システム
JP2013140805A (ja) * 2013-02-25 2013-07-18 Central Research Institute Of Electric Power Industry 複合発電設備
JP2013233043A (ja) * 2012-04-27 2013-11-14 Central Research Institute Of Electric Power Industry 熱電併給型調整用電源
KR101397091B1 (ko) 2012-12-28 2014-05-19 포스코에너지 주식회사 연료 전지 시스템
JP2014229482A (ja) * 2013-05-22 2014-12-08 株式会社デンソー 燃料電池システム
US9077006B2 (en) 2013-03-15 2015-07-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and carbon capture using fuel cells
US9077007B2 (en) 2013-03-15 2015-07-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using fuel cells
US9556753B2 (en) 2013-09-30 2017-01-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Power generation and CO2 capture with turbines in series
US9755258B2 (en) 2013-09-30 2017-09-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using solid oxide fuel cells
US9819042B2 (en) 2013-09-30 2017-11-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel cell integration within a heat recovery steam generator
WO2020170063A1 (en) * 2019-02-18 2020-08-27 Fuelcell Energy, Inc. Energy storage for combustion turbine using molten carbonate electrolyzer cell
US11211621B2 (en) 2018-11-30 2021-12-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Regeneration of molten carbonate fuel cells for deep CO2 capture
US11335937B2 (en) 2019-11-26 2022-05-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Operation of molten carbonate fuel cells with high electrolyte fill level
US11424469B2 (en) 2018-11-30 2022-08-23 ExxonMobil Technology and Engineering Company Elevated pressure operation of molten carbonate fuel cells with enhanced CO2 utilization
US11476486B2 (en) 2018-11-30 2022-10-18 ExxonMobil Technology and Engineering Company Fuel cell staging for molten carbonate fuel cells
US11664519B2 (en) 2019-11-26 2023-05-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel cell module assembly and systems using same
US11695122B2 (en) 2018-11-30 2023-07-04 ExxonMobil Technology and Engineering Company Layered cathode for molten carbonate fuel cell
US11742508B2 (en) 2018-11-30 2023-08-29 ExxonMobil Technology and Engineering Company Reforming catalyst pattern for fuel cell operated with enhanced CO2 utilization
US11888187B2 (en) 2018-11-30 2024-01-30 ExxonMobil Technology and Engineering Company Operation of molten carbonate fuel cells with enhanced CO2 utilization
US11978931B2 (en) 2021-02-11 2024-05-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Flow baffle for molten carbonate fuel cell

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61193371A (ja) * 1985-02-20 1986-08-27 Mitsubishi Electric Corp 燃料電池発電装置
JPH01134869A (ja) * 1987-11-19 1989-05-26 Hitachi Ltd 燃料電池発電設備およびその運転方法
JPH0465066A (ja) * 1990-07-05 1992-03-02 Electric Power Dev Co Ltd 燃料電池、炭酸ガス固定複合発電方法
JPH05303971A (ja) * 1992-04-28 1993-11-16 Youyuu Tansanengata Nenryo Denchi Hatsuden Syst Gijutsu Kenkyu Kumiai 溶融炭酸塩型燃料電池発電システム
JP2000200617A (ja) * 1999-01-08 2000-07-18 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 燃料電池複合発電プラントシステム
JP2001090508A (ja) * 1999-09-22 2001-04-03 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 複合発電プラント
JP2004087169A (ja) * 2002-08-23 2004-03-18 Nissan Motor Co Ltd 発電装置
JP2005038817A (ja) * 2003-06-30 2005-02-10 Kawasaki Heavy Ind Ltd 燃料電池・常圧タービン・ハイブリッドシステム
JP2007520868A (ja) * 2004-02-06 2007-07-26 フュエルセル　エナジー，　インコーポレイテッド 選択的に調整可能な直接内部改質及び間接内部改質を伴う内部改質燃料電池構体

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS61193371A (ja) * 1985-02-20 1986-08-27 Mitsubishi Electric Corp 燃料電池発電装置
JPH01134869A (ja) * 1987-11-19 1989-05-26 Hitachi Ltd 燃料電池発電設備およびその運転方法
JPH0465066A (ja) * 1990-07-05 1992-03-02 Electric Power Dev Co Ltd 燃料電池、炭酸ガス固定複合発電方法
JPH05303971A (ja) * 1992-04-28 1993-11-16 Youyuu Tansanengata Nenryo Denchi Hatsuden Syst Gijutsu Kenkyu Kumiai 溶融炭酸塩型燃料電池発電システム
JP2000200617A (ja) * 1999-01-08 2000-07-18 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 燃料電池複合発電プラントシステム
JP2001090508A (ja) * 1999-09-22 2001-04-03 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 複合発電プラント
JP2004087169A (ja) * 2002-08-23 2004-03-18 Nissan Motor Co Ltd 発電装置
JP2005038817A (ja) * 2003-06-30 2005-02-10 Kawasaki Heavy Ind Ltd 燃料電池・常圧タービン・ハイブリッドシステム
JP2007520868A (ja) * 2004-02-06 2007-07-26 フュエルセル　エナジー，　インコーポレイテッド 選択的に調整可能な直接内部改質及び間接内部改質を伴う内部改質燃料電池構体

Cited By (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101067509B1 (ko) 2011-05-11 2011-09-27 한국기계연구원 순산소연소를 이용한 연료전지 연계형 발전플랜트 및 그의 제어방법
JP2013233043A (ja) * 2012-04-27 2013-11-14 Central Research Institute Of Electric Power Industry 熱電併給型調整用電源
JP2013030489A (ja) * 2012-09-28 2013-02-07 Osaka Gas Co Ltd 燃料電池システム
KR101397091B1 (ko) 2012-12-28 2014-05-19 포스코에너지 주식회사 연료 전지 시스템
WO2014104525A1 (ko) * 2012-12-28 2014-07-03 포스코에너지 주식회사 연료 전지 시스템
JP2013140805A (ja) * 2013-02-25 2013-07-18 Central Research Institute Of Electric Power Industry 複合発電設備
US9343764B2 (en) 2013-03-15 2016-05-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in methanol synthesis
US9455463B2 (en) 2013-03-15 2016-09-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated electrical power and chemical production using fuel cells
US9077007B2 (en) 2013-03-15 2015-07-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using fuel cells
US9077008B2 (en) 2013-03-15 2015-07-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using fuel cells
US9178234B2 (en) 2013-03-15 2015-11-03 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation using molten carbonate fuel cells
US9257711B2 (en) 2013-03-15 2016-02-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated carbon capture and chemical production using fuel cells
US9263755B2 (en) 2013-03-15 2016-02-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in iron and steel processing
US9343763B2 (en) 2013-03-15 2016-05-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells for synthesis of nitrogen compounds
US9923219B2 (en) 2013-03-15 2018-03-20 Exxonmobile Research And Engineering Company Integrated operation of molten carbonate fuel cells
US9362580B2 (en) 2013-03-15 2016-06-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in a refinery setting
US9419295B2 (en) 2013-03-15 2016-08-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using fuel cells at a reduced electrical efficiency
US9077005B2 (en) 2013-03-15 2015-07-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in Fischer-Tropsch synthesis
US9520607B2 (en) 2013-03-15 2016-12-13 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells with fermentation processes
US9553321B2 (en) 2013-03-15 2017-01-24 Exxonmobile Research And Engineering Company Integrated power generation and carbon capture using fuel cells
US9647284B2 (en) 2013-03-15 2017-05-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in Fischer-Tropsch synthesis
US9650246B2 (en) 2013-03-15 2017-05-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in fischer-tropsch synthesis
US9735440B2 (en) 2013-03-15 2017-08-15 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in fischer-tropsch synthesis
US9786939B2 (en) 2013-03-15 2017-10-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using fuel cells
US9077006B2 (en) 2013-03-15 2015-07-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and carbon capture using fuel cells
US10676799B2 (en) 2013-03-15 2020-06-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated electrical power and chemical production using fuel cells
US10093997B2 (en) 2013-03-15 2018-10-09 Exxonmobil Research And Engineering Company Integration of molten carbonate fuel cells in iron and steel processing
US9941534B2 (en) 2013-03-15 2018-04-10 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and carbon capture using fuel cells
JP2014229482A (ja) * 2013-05-22 2014-12-08 株式会社デンソー 燃料電池システム
US9819042B2 (en) 2013-09-30 2017-11-14 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel cell integration within a heat recovery steam generator
US9755258B2 (en) 2013-09-30 2017-09-05 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated power generation and chemical production using solid oxide fuel cells
US10283802B2 (en) 2013-09-30 2019-05-07 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel cell integration within a heat recovery steam generator
US9556753B2 (en) 2013-09-30 2017-01-31 Exxonmobil Research And Engineering Company Power generation and CO2 capture with turbines in series
US11742508B2 (en) 2018-11-30 2023-08-29 ExxonMobil Technology and Engineering Company Reforming catalyst pattern for fuel cell operated with enhanced CO2 utilization
US11843150B2 (en) 2018-11-30 2023-12-12 ExxonMobil Technology and Engineering Company Fuel cell staging for molten carbonate fuel cells
US11211621B2 (en) 2018-11-30 2021-12-28 Exxonmobil Research And Engineering Company Regeneration of molten carbonate fuel cells for deep CO2 capture
US11888187B2 (en) 2018-11-30 2024-01-30 ExxonMobil Technology and Engineering Company Operation of molten carbonate fuel cells with enhanced CO2 utilization
US11695122B2 (en) 2018-11-30 2023-07-04 ExxonMobil Technology and Engineering Company Layered cathode for molten carbonate fuel cell
US11424469B2 (en) 2018-11-30 2022-08-23 ExxonMobil Technology and Engineering Company Elevated pressure operation of molten carbonate fuel cells with enhanced CO2 utilization
US11476486B2 (en) 2018-11-30 2022-10-18 ExxonMobil Technology and Engineering Company Fuel cell staging for molten carbonate fuel cells
US11616248B2 (en) 2018-11-30 2023-03-28 ExxonMobil Technology and Engineering Company Elevated pressure operation of molten carbonate fuel cells with enhanced CO2 utilization
US11619167B2 (en) 2019-02-18 2023-04-04 Fuelcell Energy, Inc. Energy storage for combustion turbine using molten carbonate electrolyzer cell
WO2020170063A1 (en) * 2019-02-18 2020-08-27 Fuelcell Energy, Inc. Energy storage for combustion turbine using molten carbonate electrolyzer cell
CN113646257B (zh) * 2019-02-18 2023-11-24 燃料电池能有限公司 使用熔融碳酸盐电解池的燃烧式涡轮机的能量储存
CN113646257A (zh) * 2019-02-18 2021-11-12 燃料电池能有限公司 使用熔融碳酸盐电解池的燃烧式涡轮机的能量储存
US11261784B2 (en) 2019-02-18 2022-03-01 Fuelcell Energy, Inc. Energy storage for combustion turbine using molten carbonate electrolyzer cell
US11664519B2 (en) 2019-11-26 2023-05-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Fuel cell module assembly and systems using same
US11335937B2 (en) 2019-11-26 2022-05-17 Exxonmobil Research And Engineering Company Operation of molten carbonate fuel cells with high electrolyte fill level
US11888199B2 (en) 2019-11-26 2024-01-30 ExxonMobil Technology and Engineering Company Operation of molten carbonate fuel cells with high electrolyte fill level
US11978931B2 (en) 2021-02-11 2024-05-07 ExxonMobil Technology and Engineering Company Flow baffle for molten carbonate fuel cell

Also Published As

Publication number Publication date
JP5004156B2 (ja) 2012-08-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5004156B2 (ja) 発電設備
JP5143427B2 (ja) 複合発電設備
JP5522646B2 (ja) 複合発電設備
JP5331819B2 (ja) Ｍｃｆｃ発電システム
KR100651270B1 (ko) 용융탄산염 연료전지 장치
KR101352198B1 (ko) 연료전지 하이브리드 시스템
JP6228752B2 (ja) 発電システム及び発電システムの起動方法
JP2005276836A (ja) 燃料電池−ガスタービン複合システムの起動及び過渡運転のための方法及びシステム
JP4753407B2 (ja) 発電及び動力装置
JP4461166B2 (ja) 燃料電池−ガスタービン発電設備
JP3704299B2 (ja) 固体酸化物形燃料電池と燃焼を利用する産業プロセスとのコンバインドシステムとその運転方法
JP6049421B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JPS60258862A (ja) 燃料電池発電装置
JP5134186B2 (ja) 固体酸化物形燃料電池を用いたコンバインド発電システム
JP4212322B2 (ja) 燃料電池とマイクロガスタービンのコンバインド発電設備とその起動方法
JP4629950B2 (ja) 溶融炭酸塩形燃料電池発電システム及びこの発電システムにおける発電方法
JP5477677B2 (ja) 発電設備
JP4357819B2 (ja) 燃料電池とマイクロガスタービンのコンバインド発電設備の熱電比変更方法
JP2003272677A (ja) 固体酸化物形燃料電池及びそれを用いたコージェネレーションシステム
JP4212089B2 (ja) 燃料電池とマイクロガスタービンのコンバインド発電設備とその起動方法
JP5964082B2 (ja) 発電システム及び燃料電池の冷却方法
JP2006097638A (ja) 固体酸化物形燃料電池を用いたコンバインド発電システム
JPS63239777A (ja) 燃料電池発電プラントの運転方法
JPS6372072A (ja) 燃料電池発電プラント
JP5550327B2 (ja) 固体酸化物形燃料電池発電システム

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20090413

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20120123

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20120229

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20120417

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: 20120516

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: 20120516

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

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150601

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

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees