JP3917838B2

JP3917838B2 - Fuel cell system and combined power generation system

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Publication number: JP3917838B2
Application number: JP2001316022A
Authority: JP
Inventors: 重徳古賀
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2001-10-12
Filing date: 2001-10-12
Publication date: 2007-05-23
Anticipated expiration: 2021-10-12
Also published as: JP2003123818A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池システム及び複合発電システムに関し、特に他の発電装置と共に複合発電を行う、複数の燃料電池を組み合わせて用いる燃料電池システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
燃料電池システムでは、システム効率の向上のために、燃料利用率の向上、燃料供給に伴い必要となる水蒸気の供給の効率化などが進められている。その方法の一つとして、燃料ガスの再循環がある。それは、燃料電池の燃料極側の排ガスを、再び燃料極へ供給し再利用する方法である。燃料極側の排ガス中には、残余の燃料ガス及び発電により生成した水蒸気がある。従って、排ガスを再循環させ再利用することにより、燃料利用率の向上、水蒸気の供給の効率化を図ることが出来る。
【０００３】
従来の燃料電池発電システムにおける燃料ガスの再循環システムについて説明する。概略構成の一例を図６及び図７に示す。ただし、発電された電力の集電に関わる部分は省略している。
図６は、燃料電池システムにおける燃料ガスの再循環システムの概略構成の一例を示している。改質器１０２と燃料電池本体１０３とを有する燃料電池１０１、エジェクタ１０７、燃料導入管１１１、燃料供給管Ａ１１４−１〜燃料供給管Ｃ１１４−３、燃料排出管１１３、燃料循環管１１２、酸化剤供給管１１５を具備する。
【０００４】
燃料電池１０１は、燃料ガス及び酸化剤ガスの供給を受けて、電気化学反応（電池反応）により、発電を行なう。
改質器１０２は、燃料ガスであるメタンやエタン、ブタン、プロパンなどの有機系炭化水素ガスを、触媒上で水蒸気と共に反応（水蒸気改質反応）させ、水素を主成分とする改質された燃料ガスを生成する。内部に水蒸気改質触媒を含む。
燃料電池本体１０３は、供給された改質された燃料ガスと酸化剤ガスとを用いて、電気化学反応（電池反応）により、発電を行なう。内部に複数の単セルを含む。
エジェクタ１０７は、内部を流れる第１流体の流れにより負圧を形成し、その負圧により、第２流体を第１流体の流れに引き込む（吸い込む）機能を有する。本従来例では、第１流体は、新たに供給される燃料ガスと水蒸気である。また、第２流体は、発電後に燃料電池本体１０３から排出される水蒸気を含む燃料排ガスである。
【０００５】
燃料導入管１１１は、エジェクタ１０７へ新たな燃料ガス及び水蒸気を供給する配管である。一端部を外部の燃料ガス（水蒸気を含む）供給部（図示せず）に、他端部をエジェクタ１０７に接続している。
燃料供給管Ａ１１４−１〜燃料供給管Ｃ１１４−３は、燃料ガスを燃料電池１０１へ供給し、使用済みの燃料ガスを燃料電池１０１の外部へ排出する配管である。燃料供給管Ａ１１４−１は、一端部をエジェクタ１０７に、他端部を改質器１０２に接続している。燃料供給管Ｂ１１４−２は、一端部を改質器１０２に、他端部を燃料電池本体１０３に接続している。燃料供給管Ｃ１１４−３は、一端部を燃料電池本体１０３に、他端部を燃料循環管１１２及び燃料排出管１１３に接続している。
燃料循環管１１２は、燃料電池１０１から排出される燃料排ガスの内、再循環するものをエジェクタ１０７へ再循環する。一端部を燃料供給管Ｃ１１４−３と燃料排出管１１３に、他端部をエジェクタ１０７に接続している。
燃料排出管１１３は、燃料電池１０１から排出される燃料排ガスの内、再循環しないものを外部へ排出する。一端部を燃料供給管Ｃ１１４−３に、他端部を燃料循環管１１２に接続している。
酸化剤供給管１１５は、燃料電池本体１０３に酸化剤ガスを供給する。一端部を外部の酸化剤ガス供給部（図示せず）に、他端部を燃料電池本体１０３に接続している。
【０００６】
水蒸気を含む燃料ガスは、エジェクタ１０７を通過する。その際、エジェクタ１０７を通過する流れによりエジェクタ１０７に負圧を形成する。そして、その燃料ガスは、燃料電池１０１内の改質器１０２へ供給される。改質器１０２では、水蒸気を含む燃料ガスが触媒により改質され、水素ガス及び水蒸気を主成分とする改質された燃料ガスとなる。改質された燃料ガスは、燃料電池本体１０３へ供給され、別経路で供給される酸化剤ガスと共に発電に寄与する。発電に使用された改質された燃料ガスである燃料排ガスは、発電により水素ガスが少なく、水蒸気の量が増加している。その燃料排ガスの一部は、エジェクタ１０７で形成された負圧により、燃料循環管１１２経由でエジェクタ１０７へ再循環される。残りは、外部へ排出される。
【０００７】
図６に示すような技術の場合、燃料排ガスの再循環のためには、専用の配管及び機器が必要となる。特に、固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）では、作動温度が９００〜１０００℃である。従って、高温で使用可能な材料を用いる必要があり、コストがかかる。また、エジェクタ１０７に再循環する燃料排ガスの量の制御範囲が狭い。そのため、燃料電池の負荷の変化に効率的に対応することが難しい。
【０００８】
図７は、燃料電池システムにおける燃料ガスの再循環システムの概略構成の他の例を示している。改質器１０２と燃料電池本体１０３とを有する燃料電池１０１、ブロワ１０４、熱交換器１０５、ヒータ１０６、燃料導入管１１１、燃料供給管Ａ１１４−１〜燃料供給管Ｃ１１４−３、燃料排出管１１３、燃料循環管Ａ１１２−１〜燃料循環管Ｄ１１２−４、酸化剤供給管１１５を具備する。
【０００９】
燃料電池１０１、改質器１０２、燃料電池本体１０３、燃料排出管１１３及び酸化剤供給管１１５は、図６と同様であるのでその説明を省略する。
ブロワ１０４は、流体を強制的に流すポンプの機能を有する。高温では使用できず、流体を低温にして使用する。本従来例において流体は、燃料電池１０１から排出された燃料排ガスである。
熱交換器１０５は、内部を流れる流体の温度を熱交換により低下させる。本従来例において流体は、燃料電池１０１から排出された燃料排ガスである。
ヒータ１０６は、内部を流れる流体の温度を加熱により上昇させる。本従来例において流体は、燃料電池１０１から排出された燃料排ガスである。
【００１０】
燃料導入管１１１は、燃料電池１０１へ新たな燃料ガス及び水蒸気を燃料供給管Ａ１１４−１へ供給する配管である。一端部を外部の燃料ガス（水蒸気を含む）供給部（図示せず）に、他端部を燃料供給管Ａ１１４−１及び燃料循環管Ｄ１１２−４に接続している。
燃料供給管Ａ１１４−１〜燃料供給管Ｃ１１４−３は、燃料ガスを燃料電池１０１へ供給し、使用済みの燃料ガスを燃料電池１０１の外部へ排出する配管である。燃料供給管Ａ１１４−１は、一端部を燃料導入管１１１及び燃料循環管Ｄ１１２−４に、他端部を改質器１０２に接続している。燃料供給管Ｂ１１４−２は、一端部を改質器１０２に、他端部を燃料電池本体１０３に接続している。燃料供給管Ｃ１１４−３は、一端部を燃料電池本体１０３に、他端部を燃料循環管Ａ１１２−１及び燃料排出管１１３に接続している。
燃料循環管Ａ１１２−１〜燃料循環管Ｄ１１２−４は、燃料電池１０１から排出される燃料排ガスの内、再循環するものをブロワ１０４経由で燃料電池１０１へ再循環する。燃料循環管Ａ１１２−１は、一端部を燃料供給管Ｃ１１４−３と燃料排出管１１３に、他端部を熱交換器１０５に接続している。燃料循環管Ｂ１１２−２は、一端部を熱交換器１０５に、他端部をブロワ１０４に接続している。燃料循環管Ｃ１１２−３は、一端部をブロワ１０４に、他端部をヒータ１０６に接続している。燃料循環管Ｄ１１２−４は、一端部をヒータ１０６に、他端部を燃料導入管１１１及び燃料供給管Ａ１１４−１に接続している。
【００１１】
水蒸気を含む燃料ガスは、燃料電池１０１に供給される。その際、再循環した燃料排ガス（水蒸気を含む）が途中で混合される。そして、その燃料ガスは、燃料電池１０１内の改質器１０２へ供給される。改質器１０２では、水蒸気を含む燃料ガスが触媒により改質され、水素ガス及び水蒸気を主成分とする改質された燃料ガスとなる。改質された燃料ガスは、燃料電池本体１０３へ供給され、別経路で供給される酸化剤ガスと共に発電に寄与する。発電に使用された改質された燃料ガスである燃料排ガスは、発電により水素ガスが少なく、水蒸気の量が増加している。その燃料排ガスの一部は、ブロワ１０４で形成された流れにより、熱交換器１０５に入る。そしてそこで温度を下げられ、ブロワ１０４を経由する。その後、ヒータ１０６に達し、燃料電池１０１に供給するのに必要な温度に昇温される。そして、再循環された燃料排ガスは再び新規の燃料ガスと共に、燃料電池へ供給される。残りは、外部へ排出される。
【００１２】
図７に示すような技術の場合、燃料排ガスの再循環のためには、専用の配管及び機器が必要となる。特に、固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）では、作動温度が９００〜１０００℃である。従って、高温で使用可能な材料を用いる必要がある。従って、コストがかかる。また、ブロワ１０４の稼動のための動力が必要である。更に、再循環する燃料排ガスを、一度降温し、再び昇温する必要があり、熱のロスが発生する。従って、効率が低下する。
【００１３】
資源の有効利用、環境負荷低減等のために、燃料電池システム全体としての効率の向上が求められている。
それらを達成するために、燃料利用率の向上と、燃料供給に伴い必要となる水蒸気の供給の効率化が求められている。
また、低コストでの効率の向上と、高い運転制御性が求められている。
【００１４】
【発明が解決しようとする課題】
従って、本発明の目的は、システム全体の効率を向上することが可能な燃料電池システム及び複合発電システムを提供することである。
【００１５】
また、本発明の別の目的としては、燃料電池における燃料利用率の向上を図ることが可能な燃料電池システム及び複合発電システムを提供することである。
【００１６】
また、本発明の更に別の目的としては、燃料電池において、燃料供給に伴い必要となる水蒸気の供給の効率化を図ることが可能な燃料電池システム及び複合発電システムを提供することである。
【００１７】
本発明の他の目的は、燃料利用率の向上や水蒸気の供給の効率化を低コストで行なうことが可能な燃料電池システム及び複合発電システムを提供することである。
【００１８】
本発明の更に他の目的は、運転制御性及び不可追従性の高い燃料電池システム及び複合発電システムを提供することである。
【００１９】
【課題を解決するための手段】
以下に、［発明の実施の形態］で使用される番号・符号を用いて、課題を解決するための手段を説明する。これらの番号・符号は、［特許請求の範囲］の記載と［発明の実施の形態］との対応関係を明らかにするために付加されたものである。ただし、それらの番号・符号を、［特許請求の範囲］に記載されている発明の技術的範囲の解釈に用いてはならない。
【００２０】
従って、上記課題を解決するために、本発明の燃料電池システムは、第１燃料ガスと第１酸化剤ガスの供給により発電を行なう第１燃料電池（１−１）と、前記第１燃料電池から送出される第１使用済み燃料ガスと、第２燃料ガスと、第２酸化剤ガスの供給により発電を行なう第２燃料電池（１−２／１−３）とを具備する。
【００２１】
また、本発明の燃料電池システムは、前記第１燃料ガスは、前記第２燃料電池（１−２／１−３）から送出される第２使用済み燃料ガスを含む。
【００２２】
また、本発明の燃料電池システムは、前記第２燃料ガスの量は、前記第１使用済み燃料ガスに含まれる水蒸気の量に基づいて決定される。
【００２３】
また、本発明の燃料電池システムは、前記第１燃料電池（１−１）及び前記第２燃料電池（１−２）の少なくとも一方が、予め設定された燃料利用率に基づいて運転される。
【００２４】
更に、本発明の燃料電池システムは、前記第２酸化剤ガスが、更に、前記第１燃料電池（１−１）から送出される使用済み第１酸化剤ガスを含む。
【００２５】
更に、本発明の燃料電池システムは、前記第２燃料電池（１−２／１−３）が、ガス的に直列に接続された複数の燃料電池（１−２、１−３）から成り、各々の前記燃料電池（１−２、１−３）は、前段の前記燃料電池（１−２）又は前記第１燃料電池（１−１）から送出される使用済み燃料ガスと、燃料ガスと酸化剤ガスの供給により発電を行ない、前記燃料ガスの量は、前記使用済み燃料ガスに含まれる水蒸気の量に基づいて決定される。
【００２６】
更に、本発明の燃料電池システムは、前記酸化剤ガスが、前段の前記燃料電池（１−２）又は前記第１燃料電池（１−１）から送出される使用済み酸化剤ガスを含む。
【００２７】
上記課題を解決するための本発明の複合発電システムは、上記のいずれか一項に記載の燃料電池システム（５０）と、前記燃料電池システム（５０）からの排燃料ガス及び排酸化剤ガスを用いるガスタービン（６５）と、前記ガスタービン（６５）により稼動する第１発電機（８４−１）とを具備する。
【００２８】
また、本発明の複合発電システムは、前記ガスタービン（６５）の燃焼排ガスを用いる排熱回収ボイラ（５２）と、前記排熱回収ボイラ（５２）により稼動する蒸気タービン（５３）と、前記蒸気タービン（５３）により稼動する第２発電機（８４−２）とを更に具備する。
【００２９】
上記課題を解決するための本発明のコジェネレーションシステムは、上記のいずれか一項に記載の燃料電池システム（５０）と、前記燃料電池システム（５０）からの排燃料ガス及び排酸化剤ガスを燃焼する排ガス燃焼器（５１）と、前記排ガス燃焼器（５１）からの排出ガスを用いる排熱回収ボイラ（５２）と、前記排熱回収ボイラ（５２）で加熱された水及び蒸気を用いる設備とを具備する。
【００３０】
【発明の実施の形態】
以下、本発明である燃料電池システムの実施の形態に関して、添付図面を参照して説明する。
本実施例において、燃料電池の内、円筒型の固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）に関して例を示して説明する。ただし、他の構造（平板型、球型など）を有する他の種類（溶融炭酸塩型、リン酸型など）の燃料電池においても適用が可能である。なお、各実施の形態において同一又は相当部分には同一の符号を付して説明する。
【００３１】
（実施例１）
本発明である燃料電池システムの実施の形態の構成に関して、図面を参照して説明する。
図１は、本発明である燃料電池システムの実施の形態の構成を示す図である。
燃料電池システム５０は、第１燃料電池１−１〜第３燃料電池１−３、第１燃料導入管Ａ４−１〜第１燃料導入管Ｂ４−２、第２燃料導入管Ａ５−１〜第２燃料導入管Ｂ５−２、第３燃料導入管Ａ６−１〜第３燃料導入管Ｂ６−２、第１燃料弁１２〜第３燃料弁１４、第１燃料供給管Ａ２１−１〜第１燃料供給管Ｃ２１−３、第２燃料供給管Ａ２２−３〜第２燃料供給管Ｃ２２−３、第３燃料供給管Ａ２３−１〜第３燃料供給管Ｃ２３−３、水蒸気供給管Ａ２０−１〜水蒸気供給管Ｂ２０−２、水蒸気弁１１、第１酸化剤供給管Ａ２８−１〜第１酸化剤供給管Ｂ２８−２、第２酸化剤供給管Ａ２９−１〜第２酸化剤供給管Ｂ２９−２、第３酸化剤供給管Ａ３０−１〜第３酸化剤供給管Ｂ３０−２、第１酸化剤弁１５〜第３酸化剤弁１７を具備する。
【００３２】
また、第１燃料電池１−１〜第３燃料電池１−３は、それぞれ第１改質器２−１〜第３改質器２−３、及び、第１燃料電池本体３−１〜第３燃料電池本体３−２を具備する。
なお、図１の構成は、発電に使用されるガスの流通に関わる構成を示しており、集電に関する構成等については、省略している。
【００３３】
従来の技術（図６、図７）では、一つの燃料電池において、使用済みの燃料排ガスを再循環することにより、燃料利用率の向上と燃料ガスへの水蒸気供給の効率化の効果を得ていた。
しかし、本発明においては、複数の燃料電池（図１では、１−１〜１−３の３個）を燃料ガスの流通系統に関して直列に接続する。そして、２番目以降の燃料電池については、前段の燃料電池から排出される燃料排ガスと、新規の燃料ガスを混合して利用する。そうすることにより、同等の効果を得ることが可能となる。
【００３４】
すなわち、最初の燃料電池には、新規に燃料と水蒸気とを投入する。一方、それ以降の燃料電池には、前段の燃料電池の燃料排ガス中の水蒸気量に対応して、適当な量（その水蒸気により、適切に水蒸気改質が可能な量）の燃料を投入する。このような操作により、基本的には燃料ガスの流量のみの管理で発電を行なうことが可能となる。従って、運転の制御性及び負荷追従性が向上する。また、ブロワやエジェクタ等の機器や高温配管が不要となり、低コスト化が図れる。
【００３５】
また、このような燃料電池システムでは、個々の燃料電池を取付け、取外しすることにより、発電規模の変更をフレキシブルに行なうことが出来る。特に、最初に小規模発電システムとし、後に発電システムを増設する場合には、増設が容易であるばかりでなく、増設するほど燃料利用率を向上することが可能となる。
【００３６】
以下に各構成を詳細に説明する。
図１を参照して、まず全体の燃料電池システム５０について説明する。
第１燃料電池１−１〜第３燃料電池１−３は、燃料ガス及び酸化剤ガスの供給を受けて、電気化学反応（電池反応）により、発電を行なう。円筒型や平板型等の形状を有する固体電解質型や溶融炭酸塩型、リン酸型等の燃料電池を含む。本実施例では、複数の円筒型の固体電解質（固体酸化物）型燃料電池（ＳＯＦＣ）を有する。各燃料電池同士は、発電する電力に関して互いに独立していても良いし、少なくとも２つが組み合わされていても良い。
【００３７】
第１改質器２−１〜第３改質器２−３は、それぞれ第１燃料電池１−１〜第３燃料電池１−３に含まれている。内部に水蒸気改質触媒を有する。燃料ガスであるメタンやエタン、ブタン、プロパン、ガソリン、軽油、灯油などの有機系炭化水素（ガス）を、触媒上で水蒸気と共に反応（水蒸気改質反応）する。そして、水素を主成分とする改質された燃料ガスを生成する。動作温度は、水蒸気改質後のガス組成（供給ガス組成、圧力、温度で熱力学的に定まる）が所望の値となるような温度である。本実施例では、約９００℃である。
触媒は、例えば、担持する金属としてニッケル、ルテニウム、ロジウムなどがあり、担体としてアルミナ、マグネシア、ジルコニア、シリカなどがある。そこで、水蒸気改質反応が行なわれ、水素を主成分とする燃料ガスとなる。
第１改質器２−１〜第３改質器２−３は、後述の第１燃料電池本体３−１〜第３燃料電池本体３−２に含まれていても良い。本実施例では、各燃料電池本体内の燃料極が各改質器としての機能を有する。
【００３８】
第１燃料電池本体３−１〜第３燃料電池本体３−２は、供給される改質された燃料ガスと酸化剤ガスとを用いて、電気化学反応（電池反応）により、発電を行なう。本実施例では、各燃料電池本体は、内部に複数の単セルを含む複数の円筒型ＳＯＦＣを有する。一つの円筒型ＳＯＦＣは、円筒型の多孔質セラミックスの基体管の長手方向の一定の幅毎に、外周面上に燃料極、電解質、空気極の膜が順に少しずつずらして積層されている。一組の燃料極、電解質、空気極で、一つの単セルを形成している（図示せず）。それぞれのセル同士は、インターコネクタ膜で接合されている（図示せず）。
【００３９】
水蒸気供給管Ａ２０−１〜水蒸気供給管Ｂ２０−２は、第１燃料電池１−１へ新規の水蒸気を供給する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
水蒸気弁１１は、水蒸気供給管Ａ２０−１〜水蒸気供給管Ｂ２０−２経由で供給される水蒸気の導入及び流量を制御する。制御は、制御部（図示せず）により行なわれる。
水蒸気供給管Ａ２０−１は、一端部を外部の水蒸気供給部（図示せず）に、他端部を水蒸気弁１１に接続している。水蒸気供給管Ｂ２０−２は、一端部を水蒸気弁１１に、他端部を第１燃料導入管Ｂ４−２及び第１燃料供給管Ａ２１−１に接続している。
【００４０】
第１燃料導入管Ａ４−１〜第１燃料導入管Ｂ４−２は、第１燃料電池１−１へ新規の燃料ガスを供給する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第１燃料弁１２は、第１燃料導入管Ａ４−１〜第１燃料導入管Ｂ４−２経由で供給される燃料ガスの導入及び流量を制御する。制御は、制御部（図示せず）により行なわれる。
第１燃料導入管Ａ４−１は、一端部を外部の燃料供給部（図示せず）に、他端部を第１燃料弁１２に接続している。第１燃料導入管Ｂ４−２は、一端部を第１燃料弁１２に、他端部を水蒸気供給管Ｂ２０−２及び第１燃料供給管Ａ２１−１に接続している。
【００４１】
第２燃料導入管Ａ５−１〜第２燃料導入管Ｂ５−２は、第２燃料電池１−２へ新規の燃料ガスを供給する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第２燃料弁１３は、第２燃料導入管Ａ５−１〜第２燃料導入管Ｂ５−２経由で供給される燃料ガスの導入及び流量を制御する。制御は、制御部（図示せず）により行なわれる。
第２燃料導入管Ａ５−１は、一端部を外部の燃料供給部（図示せず）に、他端部を第２燃料弁１３に接続している。第２燃料導入管Ｂ５−２は、一端部を第２燃料弁１３に、他端部を第１燃料供給管Ｃ２１−３及び第２燃料供給管Ａ２２−１に接続している。
【００４２】
第３燃料導入管Ａ６−１〜第３燃料導入管Ｂ６−２は、第３燃料電池１−３へ新規の燃料ガスを供給する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第３燃料弁１４は、第３燃料導入管Ａ６−１〜第３燃料導入管Ｂ６−２経由で供給される燃料ガスの導入及び流量を制御する。制御は、制御部（図示せず）により行なわれる。
第３燃料導入管Ａ６−１は、一端部を外部の燃料供給部（図示せず）に、他端部を第３燃料弁１４に接続している。第３燃料導入管Ｂ６−２は、一端部を第３燃料弁１４に、他端部を第２燃料供給管Ｃ２２−３及び第３燃料供給管Ａ２３−１に接続している。
【００４３】
第１燃料供給管Ａ２１−１〜第１燃料供給管Ｃ２１−３は、燃料ガスを第１燃料電池１−１へ供給し、使用済みの燃料ガスである燃料排ガスを第１燃料電池１−１の外部へ排出する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第１燃料供給管Ａ２１−１は、一端部を第１燃料導入管Ｂ４−２及び水蒸気導入管Ｂ２０−２に、他端部を改質器２−１に接続している。第１燃料供給管Ｂ２１−２は、一端部を改質器２−１に、他端部を第１燃料電池本体３−１に接続している。第１燃料供給管Ｃ２１−３は、一端部を第１燃料電池本体３−１に、他端部を第２燃料導入管Ｂ５−２及び第２燃料供給管Ａ２２−１に接続している。本実施例では、第１燃料電池体本３−１内に改質器２−１があるため、第１燃料供給管Ｂ２１−２は管ではない。
【００４４】
第２燃料供給管Ａ２２−３〜第２燃料供給管Ｃ２２−３は、燃料ガスを第２燃料電池１−２へ供給し、使用済みの燃料ガスである燃料排ガスを第２燃料電池１−２の外部へ排出する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第２燃料供給管Ａ２２−１は、一端部を第２燃料導入管Ｂ５−２及び第１燃料供給管Ｃ２１−２に、他端部を改質器２−２に接続している。第２燃料供給管Ｂ２２−２は、一端部を改質器２−２に、他端部を第２燃料電池本体３−２に接続している。第２燃料供給管Ｃ２２−３は、一端部を第２燃料電池本体３−２に、他端部を第３燃料導入管Ｂ６−２及び第３燃料供給管Ａ２３−１に接続している。本実施例では、第２燃料電池体本３−２内に改質器２−２があるため、第２燃料供給管Ｂ２２−２は管ではない。
【００４５】
第３燃料供給管Ａ２３−１〜第３燃料供給管Ｃ２３−３は、燃料ガスを第３燃料電池１−３へ供給し、使用済みの燃料ガスである燃料排ガスを第３燃料電池１−３の外部へ排出する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第３燃料供給管Ａ２３−１は、一端部を第３燃料導入管Ｂ６−２及び第２燃料供給管Ｃ２２−３に、他端部を改質器２−３に接続している。第３燃料供給管Ｂ２３−２は、一端部を改質器２−３に、他端部を第３燃料電池本体３−３に接続している。第３燃料供給管Ｃ２３−３は、一端部を第１燃料電池本体３−３に、他端部を外部の燃料排出部（図示せず）に接続している。本実施例では、第３燃料電池体本３−３内に改質器２−３があるため、第３燃料供給管Ｂ２３−２は管ではない。
【００４６】
第１酸化剤供給管Ａ２８−１〜第１酸化剤供給管Ｂ２８−２は、第１燃料電池本体３−１へ新規の酸化剤ガス（酸素を含むガス）を供給する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第１酸化剤弁１５は、第１酸化剤供給管Ａ２８−１〜第１酸化剤供給管Ｂ２８−２経由で供給される酸化剤ガスの導入及び流量を制御する。制御は、制御部（図示せず）により行なわれる。
第１酸化剤供給管Ａ２８−１は、一端部を第１酸化剤弁１５に、他端部を第１燃料電池本体３−１に接続している。第１酸化剤供給管Ｂ２８−２は、一端部を外部の酸化剤供給部（図示せず）に、他端部を第１酸化剤弁１５に接続している。
【００４７】
第２酸化剤供給管Ａ２９−１〜第２酸化剤供給管Ｂ２９−２は、第２燃料電池本体３−２へ新規の酸化剤ガス（酸素を含むガス）を供給する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第２酸化剤弁１６は、第２酸化剤供給管Ａ２９−１〜第２酸化剤供給管Ｂ２９−２経由で供給される酸化剤ガスの導入及び流量を制御する。制御は、制御部（図示せず）により行なわれる。
第２酸化剤供給管Ａ２９−１は、一端部を第２酸化剤弁１６に、他端部を第２燃料電池本体３−２に接続している。第２酸化剤供給管Ｂ２９−２は、一端部を外部の酸化剤供給部（図示せず）に、他端部を第２酸化剤弁１６に接続している。
【００４８】
第３酸化剤供給管Ａ３０−１〜第３酸化剤供給管Ｂ３０−２は、第３燃料電池本体３−３へ新規の酸化剤ガス（酸素を含むガス）を供給する。これらは、必ずしも管である必要は無く、流体を漏れなく流通可能であれば良い。
第３酸化剤弁１７は、第３酸化剤供給管Ａ３０−１〜第３酸化剤供給管Ｂ３０−２経由で供給される酸化剤ガスの導入及び流量を制御する。制御は、制御部（図示せず）により行なわれる。
第３酸化剤供給管Ａ３０−１は、一端部を第３酸化剤弁１７に、他端部を第３燃料電池本体３−３に接続している。第３酸化剤供給管Ｂ３０−２は、一端部を外部の酸化剤供給部（図示せず）に、他端部を第３酸化剤弁１７に接続している。
【００４９】
本発明である燃料電池システムの実施の形態の動作に関して、図面を参照して説明する。
図２は、図１の各部における燃料ガス、酸化剤ガス、改質後の燃料ガス、発電後の燃料ガスの組成（流量比）の一例を示す表である。すなわち、図２上部に示す図と図１とが対応しており、図２上部の図の（１）（図２中は○内に数字１で記載、以下（１）〜（１６）で同様）〜（１６）でのガス組成（流量比）が、図２下部の表中に流量比として表示されている。表中の数値の単位はＮｍ^３／ｈであり、小数点以下一桁のみ表示している。図１と図２とを参照して動作を説明する。なお、本発明は、図２の表に示すガス組成（流量）に限られるものでは無い。
【００５０】
新規の水蒸気は、水蒸気供給部（図示せず）より、水蒸気弁１１で流量を調節されながら、水蒸気導入管Ａ２０−１−水蒸気導入管Ｂ２０−２経由で、第１燃料供給管Ａ２１−１へ入る。その時の流量は図２の表の（１）欄で示されるように、Ｈ_２Ｏ：４．０Ｎｍ^３／ｈである。また、新規の燃料ガス（本実施例ではメタン）は、燃料供給部（図示せず）より、第１燃料弁１２で流量を調節されながら、第１燃料導入管Ａ４−１−第１燃料供給管Ｂ４−２経由で、第１燃料供給管Ａ２１−１へ入る。その時の流量は図２の表の（２）欄で示されるように、ＣＨ_４：１．０Ｎｍ^３／ｈである。それらのガスは、第１燃料供給管Ａ２１−１で混合されながら、第１燃料電池１−１の改質器２−１へ供給される。
【００５１】
この時改質器２−１へ供給される新規の燃料ガス及び水蒸気の量（流量）は、水蒸気と燃料ガス中の炭素原子とのモル比（以後「Ｓ／Ｃ」ともいう）が、予め定められた値になるように制御部（図示せず）により設定・制御される。本実施例では、Ｓ／Ｃ＝４とし、水蒸気のモル量と燃料ガス（メタン）中の炭素原子のモル量との比が、４となるように、新規燃料ガスの流量を設定する。ここでは、図２の表の（３）欄で示されるように、Ｈ_２Ｏ：４．０（Ｎｍ^３／ｈ）／ＣＨ_４：１．０（Ｎｍ^３／ｈ）＝４となっている。
【００５２】
改質器２−１において、水蒸気を含む燃料ガスは、触媒により改質される。そして、水素ガス及び水蒸気を主成分とする改質された燃料ガスとなる。改質反応は、
ＣＨ_４＋Ｈ_２Ｏ→ＣＯ＋３Ｈ_２［１］
である。ただし、［１］式は完全に反応が進んだ場合であるが、実際には完全には進まない。改質された燃料ガスの組成は、改質器２−１に供給される全ガスの組成、改質器２−１内の圧力及び温度で熱力学的に定まる値になる。ここでは、簡単のために、［１］式で示す反応が完全に進んだものとする。その時の流量比は図２の表の（４）欄で示されるように、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ＝３．０：３．０：１．０（Ｎｍ^３／ｈ）となる。
【００５３】
改質された燃料ガス（（４）の組成）は、第１燃料電池本体３−１の燃料極へ供給される。一方、酸化剤ガスは、酸化剤供給部（図示せず）より、第１酸化剤弁１５で流量を調節されながら、第１酸化剤導入管Ｂ２８−２−第１酸化剤導入管Ａ２８−１経由で、第１燃料電池本体３−１の空気極へ供給される。その時の酸化剤ガス（酸素）の流量は図２の表の（１４）欄で示されるように、Ｏ_２：１．０Ｎｍ^３／ｈである。
【００５４】
第１燃料電池本体３−１は、改質された燃料ガスと酸化剤ガスとを用いる電解質を介した電気化学反応（電池反応）により発電を行なう。発電反応は、
２Ｈ_２＋Ｏ_２→２Ｈ_２Ｏ［２］
２ＣＯ＋Ｏ_２→２ＣＯ_２［３］
である。［２］及び［３］式より発電により水素ガス及び一酸化炭素ガス消費され、水蒸気及び二酸化炭素ガスが生成する。図２の表において、Ｈ_２：１．５Ｎｍ^３／ｈ、ＣＯ：０．５Ｎｍ^３／ｈが消費され、新たにＨ_２Ｏ：１．５Ｎｍ^３／ｈ、ＣＯ_２：０．５Ｎｍ^３／ｈが生成される。この時、Ｈ_２とＣＯをそれぞれ５０％使用している。すなわち、第１燃料電池１−１単体での燃料利用率は５０％である。
【００５５】
第１燃料排ガス（第１燃料電池１−１の発電に使用された、改質された燃料ガスの残余分と水蒸気との混合ガス）は、水素ガスが減少し、水蒸気の量が増加する。第１燃料排ガスは、第１燃料供給管Ｃ２１−３により、第１燃料電池本体３−１（第１燃料電池１−１）から排出される。その時の流量比は図２の表の（５）欄で示されるように、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ：ＣＯ_２＝１．５：４．５：０．５：０．５（Ｎｍ^３／ｈ）となる。
なお、第１酸化剤排ガス（第１燃料電池１−１の発電に使用された、酸化剤ガスの残余分）もまた、配管（図示せず）経由で、第１燃料電池本体３−１（第１燃料電池１−１）から排出される。
【００５６】
第１燃料電池本体３−１（第１燃料電池１−１）から排出された第１燃料排ガス（（５）の組成）は、第１燃料供給管Ｃ２１−３経由で第２燃料供給管Ａ２２−１へ入る。また、新規の燃料ガス（本実施例ではメタン）は、燃料供給部（図示せず）より、第２燃料弁１３で流量を調節されながら、第２燃料導入管Ａ５−１−第２燃料供給管Ｂ５−２経由で、第２燃料供給管Ａ２２−１へ入る。
【００５７】
この時供給される新規の燃料ガスは、本実施例では第１燃料電池１−１の場合と同様、Ｓ／Ｃ＝４となるように決定される。すなわち、新規燃料ガスの流量は、第１燃料排ガス中に含まれる水蒸気の量に基づいて、第１燃料排ガス中の水蒸気のモル量と新規の燃料ガス（メタン）中の炭素原子のモル量との比が４となるように、制御部（図示せず）により設定・制御される。ここでは、図２の表の（６）欄で示されるように、ＣＨ_４：１．１Ｎｍ^３／ｈである。
それらのガスは、第２燃料供給管Ａ２２−１で混合されながら、第２燃料電池１−２の改質器２−２へ供給される。
【００５８】
第１燃料排ガス中の水蒸気量は、例えば第１燃料供給管Ｃ２１−３の途中に水蒸気量を測定するセンサや簡易ガスクロメータ（図示せず）を設置する方法や、第１燃料電池１−１に供給した燃料ガス及び水蒸気の流量、改質器２−１における改質条件、第１燃料電池１−１に供給した酸化剤ガスの流量、第１燃料電池１−１において発電した電力量に基づいて、計算で求める方法などがある。
【００５９】
改質器２−２において、水蒸気を含む燃料ガス（第１燃料排ガス＋新規の燃料ガス）の組成は、図２の表の（７）欄で示されるように、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ：ＣＯ_２：ＣＨ_４＝１．５：４．５：０．５：０．５：１．１（Ｎｍ^３／ｈ）となる。
この燃料ガスは、触媒により改質される。そして、水素ガス及び水蒸気を主成分とする改質された燃料ガスとなる。改質反応は、上記［１］式の説明の通りである。この時の改質された燃料ガスの組成は、図２の表の（８）欄で示されるように、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ：ＣＯ_２＝４．８：３．４：１．６：０．５（Ｎｍ^３／ｈ）となる。
【００６０】
改質された燃料ガス（（８）の組成）は、第２燃料電池本体３−２の燃料極へ供給される。一方、酸化剤ガスは、酸化剤供給部（図示せず）より、第２酸化剤弁１６で流量を調節されながら、第２酸化剤導入管Ｂ２９−２−第２酸化剤導入管Ａ２９−１経由で、第２燃料電池本体３−２の空気極へ供給される。その時の酸化剤ガス（酸素）の流量は図２の表の（１５）欄で示されるように、Ｏ_２：１．６Ｎｍ^３／ｈである。
【００６１】
第２燃料電池本体３−２は、改質された燃料ガスと酸化剤ガスとを用いる電解質を介した電気化学反応（電池反応）により発電を行なう。発電反応は、［２］及び［３］で説明した通りである。図２の表において、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ：ＣＯ_２＝４．８：３．４：１．６：０．５（Ｎｍ^３／ｈ）である。
発電により水素ガス及び一酸化炭素ガス消費され、水蒸気及び二酸化炭素ガスが生成する。図２の表において、Ｈ_２：２．４Ｎｍ^３／ｈ、ＣＯ：０．８Ｎｍ^３／ｈが消費され、新たにＨ_２Ｏ：２．４Ｎｍ^３／ｈ、ＣＯ_２：０．８Ｎｍ^３／ｈが生成される。この時、Ｈ_２とＣＯをそれぞれ５０％使用している。すなわち、第２燃料電池１−２単体での燃料利用率は５０％である。
【００６２】
第２燃料排ガス（第２燃料電池１−２の発電に使用された、改質された燃料ガスの残余分と水蒸気との混合ガス）は、水素ガスが減少し、水蒸気の量が増加する。第２燃料排ガスは、第２燃料供給管Ｃ２２−３により、第２燃料電池本体３−２（第２燃料電池１−２）から排出される。その時の流量比は図２の表の（９）欄で示されるように、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ：ＣＯ_２＝２．４：５．８：０．８：１．３（Ｎｍ^３／ｈ）となる。
なお、第２酸化剤排ガス（第２燃料電池１−２の発電に使用された、酸化剤ガスの残余分）もまた、配管（図示せず）経由で、第２燃料電池本体３−２（第２燃料電池１−２）から排出される。
【００６３】
第２燃料電池本体３−２（第２燃料電池１−２）から排出された第２燃料排ガス（（９）の組成）は、第２燃料供給管Ｃ２２−３経由で第３燃料供給管Ａ２３−１へ入る。また、新規の燃料ガス（本実施例ではメタン）は、燃料供給部（図示せず）より、第３燃料弁１４で流量を調節されながら、第３燃料導入管Ａ６−１−第３燃料供給管Ｂ６−２経由で、第３燃料供給管Ａ２３−１へ入る。
【００６４】
この時供給される新規の燃料ガスは、第２燃料電池１−２の場合と同様、Ｓ／Ｃ＝４となるように決定される。すなわち、新規燃料ガスの流量は、第２燃料排ガス中に含まれる水蒸気の量に基づいて、第２燃料排ガス中の水蒸気のモル量と新規の燃料ガス（メタン）中の炭素原子のモル量との比が４となるように、制御部（図示せず）により設定・制御される。ここでは、図２の表の（１０）欄で示されるように、ＣＨ_４：１．４Ｎｍ^３／ｈである。
それらのガスは、第３燃料供給管Ａ２３−１で混合されながら、第３燃料電池１−３の改質器２−３へ供給される。
【００６５】
第２燃料排ガス中の水蒸気量は、例えば第２燃料供給管Ｃ２２−３の途中に水蒸気量を測定するセンサや簡易ガスクロメータ（図示せず）を設置する方法や、第２燃料電池１−２に供給した燃料ガス及び水蒸気の流量、改質器２−２における改質条件、第２燃料電池１−２に供給した酸化剤ガスの流量、第２燃料電池１−２において発電した電力量に基づいて、計算で求める方法などがある。
【００６６】
改質器２−３において、水蒸気を含む燃料ガス（第２燃料排ガス＋新規の燃料ガス）の組成は、図２の表の（１１）欄で示されるように、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ：ＣＯ_２：ＣＨ_４＝２．４：５．８：０．８：１．３：１．４（Ｎｍ^３／ｈ）となる。
この燃料ガスは、触媒により改質される。そして、水素ガス及び水蒸気を主成分とする改質された燃料ガスとなる。改質反応は、上記［１］式の説明の通りである。この時の改質された燃料ガスの組成は、図２の表の（１２）欄で示されるように、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ：ＣＯ_２＝６．７：４．４：２．２：１．３（Ｎｍ^３／ｈ）となる。
【００６７】
改質された燃料ガス（（１２）の組成）は、第３燃料電池本体３−３の燃料極へ供給される。一方、酸化剤ガスは、酸化剤供給部（図示せず）より、第３酸化剤弁１７で流量を調節されながら、第３酸化剤導入管Ｂ３０−２−第３酸化剤導入管Ａ３０−１経由で、第３燃料電池本体３−３の空気極へ供給される。その時の酸化剤ガス（酸素）の流量は図２の表の（１６）欄で示されるように、Ｏ_２：２．２Ｎｍ^３／ｈである。
【００６８】
第３燃料電池本体３−３は、改質された燃料ガスと酸化剤ガスとを用いる電解質を介した電気化学反応（電池反応）により発電を行なう。発電反応は、［２］及び［３］で説明した通りである。
発電により水素ガス及び一酸化炭素ガス消費され、水蒸気及び二酸化炭素ガスが生成する。図２の表において、Ｈ_２：３．３Ｎｍ^３／ｈ、ＣＯ：１．１Ｎｍ^３／ｈが消費され、新たにＨ_２Ｏ：３．３Ｎｍ^３／ｈ、ＣＯ_２：１．１Ｎｍ^３／ｈが生成される。この時、Ｈ_２とＣＯをそれぞれ５０％使用している。すなわち、第３燃料電池１−３単体での燃料利用率は５０％である。
【００６９】
第３燃料排ガス（第３燃料電池１−３の発電に使用された、改質された燃料ガスの残余分と水蒸気との混合ガス）は、水素ガスが減少し、水蒸気の量が増加する。第３燃料排ガスは、第３燃料供給管Ｃ２３−３により、第３燃料電池本体３−３（第３燃料電池１−３）から排出される。その時の流量比は図２の表の（１３）欄で示されるように、Ｈ_２：Ｈ_２Ｏ：ＣＯ：ＣＯ_２＝３．４：７．７：１．１：２．４（Ｎｍ^３／ｈ）となる。
なお、第３酸化剤排ガス（第３燃料電池１−３の発電に使用された、酸化剤ガスの残余分）もまた、配管（図示せず）経由で、第３燃料電池本体３−３（第３燃料電池１−３）から排出される。
【００７０】
第３燃料電池１−３から排出される第３燃料排ガスについて、他の機器（図示せず）と熱交換をすることにより、その熱を有効利用することが可能である。例えば、第１燃料電池１−１〜第３燃料電池１−３へ供給される新規の燃料ガス及び酸化剤ガスの加熱用や、他のコジェネレーション設備である。
また、第１燃料電池１−１〜第３燃料電池１−３〜排出される第１酸化剤排ガス〜第３酸化剤排ガスについても同様である。
【００７１】
以上のシステムにおいて、投入燃料流量と消費燃料流量との関係から、第１燃料電池１−１での燃料利用率は、４９．５％と計算される。第１燃料電池１−１及び第２燃料電池１−２を合わせた場合には、６１．４％の燃料利用率となる。更に、第１燃料電池１−１から第３燃料電池１−３までの総合燃料利用率は、６８．１％となる。すなわち、燃料電池を複数直列（ガス系）に接続することにより、単独の燃料電池の場合に比較して、燃料利用率が著しく向上している事がわかる。
【００７２】
すなわち、第１燃料電池１−１で使用した燃料ガスが、第２燃料電池１−２及び第３燃料電池１−３において再利用される。同様に、第２燃料電池１−２で使用した燃料ガスが、第３燃料電池１−３において再利用される。従って、図６や図７で示す燃料ガスの再循環と同様の効果（燃料利用率の向上）を得ることが出来る。
加えて、ブロワやエジェクタ等の付属機器や高温用の配管を用いる必要が無い。また、基本的に燃料流量のみの管理となるため、運転制御性及び付加追従性が向上する。
【００７３】
本実施例では、３つの燃料電池（第１燃料電池１−１〜第３燃料電池１−３）が接続されているが、本発明の燃料電池システムは、必ずしも３つに限られるものではない。２つ以上であれば、上記効果を得ることが可能である。
また、４つ以上の燃料電池を付加することも可能である。付加により燃料利用率の更なる向上が可能となる。
【００７４】
なお、図５に示すように、図１の燃料電池システム５０の第３燃料供給管Ｃ２３−３から排出される第３燃料排ガスを、再循環することも可能である。この場合、水蒸気導入管Ｂ２０−２の途中にエジェクタ３３を設ける。そして、第３燃料供給管Ｃ２３−３の途中から配管を分岐（再循環管Ａ３２−１〜再循環管Ｃ３２−３）し、エジェクタ３３と接続する。そして、第３燃料排ガスを再循環したい場合には、再循環管Ａ３２−１〜再循環管Ｃ３２−３の途中に設置された再循環弁Ａ１８及び再循環弁Ｂ１９を開とする。
【００７５】
これにより、燃料利用率を更に向上することが可能となる。また、燃料ガスへ供給する水蒸気を効率的に供給することが可能となる。
【００７６】
（実施例２）
本発明である燃料電池システムを利用した複合発電システムの実施の形態の構成に関して、図面を参照して説明する。
図３は、本発明である複合発電システムの実施の形態の構成を示す図である。複合発電システムは、燃料電池システム５０、ガスタービンシステム６５、蒸気タービンシステム６６、燃料供給導入管６０、燃料排出管６１、酸化剤排出管６２、酸化剤導入管Ａ６４−１〜酸化剤導入管Ｃ６４−３、導入弁６８、燃焼ガス供給管Ｂ６３−２、蒸気供給ライン７６を具備する。
ここで、ガスタービンシステム６５は、燃焼器５１、圧縮機５７とタービン５８とを有するガスタービン５６、発電機Ａ８４−１、回転軸５９、燃焼ガス供給管Ａ６３−１を具備する。
また、蒸気タービンシステム６６は、排熱回収ボイラ５２、蒸気タービン５３、発電機Ｂ８４−２、回転軸６７、復水器５４、ポンプ５５、循環管Ａ７１−１〜循環管Ｄ７１−４、排出管７２を具備する。
【００７７】
本実施例では、燃料電池システムとして、実施例１の燃料電池システム５０を用いるので、燃料利用率の向上と燃料ガスへの水蒸気供給の効率化が図られ、かつ、付属機器や高温用配管を用いない低コストなシステムである。すなわち、低コストで効率的な燃料電池システム５０を使用している。従って、それを用いた複合発電システムにおいても、低コストかつ高効率なシステムとすることが可能となる。
【００７８】
以下に各構成を詳細に説明する。
図１を参照して、燃料電池システムを利用した複合発電システムについて説明する。
燃料電池システム５０は、実施例１で説明した燃料電池システム５０である。従って、その説明を省略する。
燃料導入管６０は、燃料供給部（図示せず）から燃料電池システム５０へ燃料ガスを供給する。これは、実施例１における第１燃料導入管Ａ４−１、第２燃料導入管Ａ５−１及び第３燃料導入管Ａ６−１に対応する。図３中では、代表的に１つの燃料導入管を示している。一端部を燃料供給部（図示せず）に、他端部を燃料電池システム５０に接続している。
蒸気供給ライン７６は、排熱回収ボイラ５２（後述）から燃料電池システム５０へ水蒸気を供給する。水蒸気は、排燃焼ガス（ガスタービン５８からの排ガス）中の水蒸気を使用する。すなわち、蒸気供給ライン７６は、排燃焼ガスの一部を燃料電池システム５０へ供給する。これは、実施例１における水蒸気導入管Ａ２０−１に対応する。一端部を蒸気タービンシステム６６の排熱回収ボイラ５２に、他端部を燃料電池システム５０に接続している。
酸化剤導入管Ｂ６４−２は、ガスタービンシステム６５から燃料電池システム５０へ酸化剤ガス（本実施例では空気）を供給する。これは、実施例１における第１酸化剤供給管Ｂ２８−２、第２酸化剤供給管Ｂ２９−２及び第３酸化剤供給管Ｂ３０−２に対応する。一端部をガスタービンシステム６５の圧縮機５７に、他端部を燃料電池システム５０に接続している。
酸化剤導入管Ｃ６４−３は、酸化剤供給部（図示せず）から燃料電池システム５０へ、複合発電システムの起動時に酸化剤ガスを供給する。これは、起動時において、実施例１における第１酸化剤供給管Ｂ２８−２、第２酸化剤供給管Ｂ２９−２及び第３酸化剤供給管Ｂ３０−２に対応する。一端部を酸化剤供給部（図示せず）に、他端部を燃料電池システム５０に接続している。
導入弁６８は、酸化剤導入管Ｃ６４−３の途中にあり、複合発電システムの起動時に開く。制御部（図示せず）により、その開閉を制御される。これは、起動時において、実施例１における第１酸化剤弁１５〜第３酸化剤弁１７に対応する。
燃料排出管６１は、燃料電池システム５０からガスタービンシステム６５へ使用済みの燃料排ガスを供給する。これは、実施例１における第３燃料供給管Ｃ２３−３に対応する。一端部を燃料電池システム５０に、他端部をガスタービンシステム６５の燃焼器５１に接続している。
酸化剤排出管６２は、燃料電池システム５０からガスタービンシステム６５へ使用済みの酸化剤排ガスを供給する。これは、実施例１では図示していないが、各燃料電池本体で使用済みの各酸化剤排ガスの排出管が対応する。一端部を燃料電池システム５０に、他端部をガスタービンシステム６５の燃焼器５１に接続している。
【００７９】
ガスタービンシステム６５は、燃料電池システム５０から送出される燃料排ガス及び酸化剤排ガスを燃焼し、その燃焼ガスによりタービン５８を回転し、その回転のエネルギーにより発電機Ａ８４−１で発電を行なう。
ここで、ガスタービンシステム６５の燃焼器５１は、燃料電池システム５０から燃料排ガス及び酸化剤排ガスの供給を受ける。そして、それらを燃焼し、高温高圧の燃焼ガスを生成する。生成された燃焼ガスは、ガスタービン５６へ送出される。
ガスタービン５６のタービン５８は、燃焼器５１で生成された高温高圧の燃焼ガスの供給により、そのエネルギーを回転エネルギーに変換する（回転する）。そして、その回転エネルギーは回転軸５９により、発電機Ａ８４−１及び圧縮機５７へ伝達される。それにより、圧縮機５７が酸化剤ガスの圧縮を行なう。また、発電機Ａ８４−１が発電を行なう。タービン５８から排出された排燃焼ガスは蒸気タービンシステムへ送出される。
圧縮機５７は、酸化剤供給部（図示せず）から酸化剤ガス（酸素を含むガス、本実施例では空気）の供給を受けて、回転軸５９を介してタービン５８の回転のエネルギーを受け取る。そして、そのエネルギーにより、酸化剤ガスを圧縮して燃料電池システム５０へ送出する。
回転軸５９は、ガスタービン５６の圧縮機５７及びタービン５８、発電機Ａ８４−１の回転の軸であり、それらを相互に結合している。それにより、タービン５８の回転を圧縮機５７及び発電機Ａ８４−１へ伝達可能である。
発電機Ａ８４−１は、回転軸５９を介してタービン５８の回転のエネルギーを受け取る。そして、そのエネルギーを電磁誘導作用で電気エネルギーへ変換することにより発電を行なう。
【００８０】
燃焼ガス供給管Ａ６３−１は、燃焼器５１で燃焼により生成された燃焼ガスをタービン５８に供給する。一端部を燃焼器５１に、他端部をタービン５８に接続している。
燃焼ガス供給管Ｂ６３−２は、タービン５８で使用された燃焼ガスである燃焼排ガスを、排熱回収ボイラ５２に供給する。一端部をタービン５８に、他端部をはい熱回収ボイラ５２に接続している。
酸化剤導入管Ａ６４−１は、酸化剤供給部（図示せず）から圧縮機５７へ酸化剤（本実施例では空気）を供給する。
【００８１】
蒸気タービンシステム６６は、ガスタービンシステム６５から送出される排燃焼ガスを用いて高温高圧の水蒸気を生成し、そのエネルギーにより蒸気タービン５３を回転し、その回転のエネルギーにより発電機Ｂ８４−２で発電を行なう。
ここで、蒸気タービンシステム６６の排熱回収ボイラ５２は、ガスタービンシステム６５から供給される高温の排燃焼ガスを用いて、内部の配管中の水を高温高圧の水蒸気に変換する。そして、その水蒸気を蒸気タービン５３へ供給する。
蒸気タービン５３は、排熱回収ボイラ５２から供給された高温高圧の水蒸気のエネルギーを回転のエネルギーに変換する。その回転のエネルギーは、回転軸６７により発電機Ｂ８４−２へ伝達される。
回転軸６７は、蒸気タービン５３と発電機Ｂ８４−２の回転の軸であり、それらを相互に結合している。それにより、蒸気タービン５３の回転を発電機Ｂ８４−２へ伝達可能である。
発電機Ｂ８４−２は、回転軸６７を介して蒸気タービン５３の回転のエネルギーを受け取る。そして、そのエネルギーを電磁誘導作用で電気エネルギーへ変換することにより発電を行なう。
復水器５４は、蒸気タービン５３で使用された水蒸気の温度を下げて水に戻す熱交換器である。熱交換により得られた熱エネルギーは、他の機器により使用可能である。
ポンプ５５は、復水器５４で生成された水を排熱回収ボイラ５２へ供給する。
【００８２】
循環管Ａ７１−１〜循環管Ｄ７１−４は、排熱回収ボイラ５２から蒸気タービン５３−復水器５４−ポンプ５５と経由して、排熱回収ボイラ５２に戻る水（水蒸気）の循環用の流路である。循環管Ａ７１−１は、一端部を排熱回収ボイラ５２に、他端部を蒸気タービン５３に接続している。循環管Ｂ７１−２は、一端部を蒸気タービン５３に、他端部を復水器５４に接続している。循環管Ｃ７１−３は、一端部を復水器５４に、他端部をポンプ５５に接続している。循環管Ｄ７１−４は、一端部をポンプ５５に、他端部を排熱回収ボイラ５２に接続している。
排出管７２は、排熱回収ボイラ５２において、熱回収された燃焼排ガスを外部へ排出する。
【００８３】
酸化剤ガスは、酸素を含むガスである。本実施例では、空気である。
燃料ガスは、水素を含むガスや、ＬＮＧ及びＬＰＧのような炭化水素を含む可燃性のガスである。本実施例では、メタンガスである。
【００８４】
次に、本発明である複合発電システムの実施の形態における動作について、図面を参照して説明する。
まず、図３を参照して、起動の動作について説明する。
Ｉ）ガスタービンシステム６５の起動
（１）燃料ガスを、燃料電池システム５０経由で燃焼器５１に供給する。この段階では、水蒸気が生成されていないため、燃料電池システム５０における発電は行なわれない。
（２）一方、酸化剤ガスを、導入弁６８−燃料電池システム５０経由で燃焼器５１に供給する。
（３）ガスタービンシステム６５の燃焼器５１において、燃料ガス及び酸化剤ガスが燃焼され、高温高圧の燃焼ガスが生成される。生成された燃焼ガスは、タービン５８に供給される。
（４）供給される高温高圧の燃焼ガスにより、タービン５８が回転される。その回転により、圧縮機５７及び発電機８４−１を動作させる。
（５）圧縮機５７は、タービン５８の回転により回転し、酸化剤ガス（空気）を吸引し、圧縮し、燃料電池システム５０へ向けて送出する。
（６）発電機Ａ８４−１は、タービン５８の回転により回転子が回転して、電磁誘導作用により発電が行なわれる。
（７）タービン５８において、回転に使用された燃焼ガスは、排燃焼ガスとして蒸気タービンシステム６６の排熱回収ボイラ５２へ送出される。
以上の動作により、ガスタービンシステム６５が起動される。
【００８５】
ＩＩ）蒸気タービンシステム６６の起動
（１）排熱回収ボイラ５２は、タービン５８から送出された排燃焼ガスにより、水及び水蒸気を加熱し、高温高圧の水蒸気とする。そして、その水蒸気を蒸気タービン５３に供給する。
（２）供給される高温高圧の水蒸気により、蒸気タービン５３が回転される。その回転により、発電機Ｂ８４−２を動作させる。
（３）発電機Ｂ８４−２は、蒸気タービン５３の回転により回転子が回転して、電磁誘導作用により発電が行なわれる。
（４）蒸気タービン５３において、回転に使用された水蒸気は、復水器５４へ送出される。
（５）復水器５４で水に戻された後、ポンプ５５により強制的に排熱回収ボイラ５２に還流する。
以上の動作により、蒸気タービンシステム６６が起動される。
ＩＩＩ）燃料電池システム５０の起動
（１）高温の水蒸気を含んだ排燃焼ガスが、排熱回収ボイラ５２から供給される。この時蒸気供給ライン７６（実施例１の水蒸気導入管Ａ２０−１）経由で供給される排燃焼ガスの量は、その内部に含まれる水蒸気のモル量と、燃料導入管６０（実施例１の第１燃料導入管Ａ４−１）から供給される燃料ガスのモル比とが予め設定された値になるように決定される。ただし、燃料導入管６０（実施例１の第１燃料導入管Ａ４−１）から供給される新規の燃料ガスを、調整するようにしても良い。排燃焼ガスによりにより、燃料ガスが加湿される（水蒸気を含むようになる）。また、排燃焼ガスにより、燃料電池システム５０内の改質器及び燃料電池本体が加熱される。
（２）一方、ガスタービンシステム６５の起動により、酸化剤ガスが圧縮機５７に吸引され、燃料電池システム５０へ供給されるようになる。それに伴い、導入弁６８を閉止する。
（３）高温且つ加湿された燃料ガスにより、燃料電池システム５０の温度が上昇することにより、燃料ガスの改質が行なわれる。そして、燃料電池本体へ改質された燃料ガスが供給される。
（４）燃料電池本体は、改質された燃料ガスと酸化剤ガスとの供給を受けて、外部負荷との接続により発電を行なう。
以上の動作により、燃料電池システム５０が起動される。
【００８６】
以上（Ｉ）〜（ＩＩＩ）の動作により、複合発電システムが起動される。なお、本発明は、上記起動方法に限定されるものでは無い。
【００８７】
複合発電システムの定常運転の動作は、燃料電池システム５０、ガスタービンシステム６５及び蒸気タービンシステム６６の起動終了時における各動作の状態を継続して行なわれる。ただし、燃料電池システム５０の動作については、実施例１の動作と同様である。
【００８８】
なお、停止方法については、起動方法の逆を行なえば良いので、その説明を省略する。
【００８９】
本発明により、燃料電池システムにおいて、燃料利用率の向上を図ることができる。また、燃料電池システムでの燃料ガスへの水蒸気を、排熱回収ボイラ（あるいは、ガスタービンでも良い）から得ることにより、水蒸気供給の効率化を図ることが可能となる。
【００９０】
本実施例において、燃料電池システムの燃料排ガスおよび酸化剤排ガスは燃焼器５１で燃焼した後、ガスタービン５８へ導入されている。しかし、その熱を熱交換器により熱回収し、他の熱を利用することが可能な設備に供給することも可能である。その概念的な構成図を示したのが図４である。
図４においては、燃焼器５１の燃焼ガスは、排ガス供給管８３経由で排熱回収ボイラ５２へ直接供給される。そして、排熱回収ボイラ５２において水（水蒸気）と熱交換することにより熱回収される。熱を回収した水蒸気・温水は、他の設備において使用される。使用後の水は、再びポンプ５５により、排熱回収ボイラ５２へ循環される。他の設備としては、吸収式冷凍器、ヒートポンプ、暖房用熱交換器、給湯器などがある。
これにより、ガスタービンや蒸気タービン以外の設備においても、燃料電池システムの燃料排ガス及び酸化剤排ガスを有効利用することが可能となる。すなわち、コジェネレーションシステムを組むことが出来る。
【００９１】
【発明の効果】
発明により、低コストで、燃料電池システムにおける燃料利用率の向上と、燃料ガスへの水蒸気の供給の効率化を図ることが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明である燃料電池システムの実施の形態の構成を示す図である。
【図２】本発明である燃料電池システムの実施の形態に関わるガス組成を示す表である。
【図３】本発明である複合発電システムの実施の形態の構成を示す図である。
【図４】本発明である複合発電システムの他の実施の形態の構成を示す図である。
【図５】本発明である燃料電池システムの他の実施の形態の構成を示す図である。
【図６】従来技術の構成を示す図である。
【図７】従来技術の他の構成を示す図である。
【符号の説明】
１−１第１燃料電池
１−２第２燃料電池
１−３第３燃料電池
２−１第１改質器
２−２第２改質器
２−３第３改質器
３−１第１燃料電池本体
３−２第２燃料電池本体
３−３第３燃料電池本体
４−１第１燃料導入管Ａ
４−２第１燃料導入管Ｂ
５−１第２燃料導入管Ａ
５−２第２燃料導入管Ｂ
６−１第３燃料導入管Ａ
６−２第３燃料導入管Ｂ
１１水蒸気弁
１２第１燃料弁
１３第２燃料弁
１４第３燃料弁
１５第１酸化剤弁
１６第２酸化剤弁
１７第３酸化剤弁
１８再循環弁Ａ
１９再循環弁Ｂ
２０−１水蒸気供給管Ａ
２０−２水蒸気供給管Ｂ
２１−１第１燃料供給管Ａ
２１−２第１燃料供給管Ｂ
２１−３第１燃料供給管Ｃ
２２−３第２燃料供給管Ａ
２２−２第２燃料供給管Ｂ
２２−３第２燃料供給管Ｃ
２３−１第３燃料供給管Ａ
２３−２第３燃料供給管Ｂ
２３−３第３燃料供給管Ｃ
２８−１第１酸化剤供給管Ａ
２８−２第１酸化剤供給管Ｂ
２９−１第２酸化剤供給管Ａ
２９−２第２酸化剤供給管Ｂ
３０−１第３酸化剤供給管Ａ
３０−２第３酸化剤供給管Ｂ
３２−１再循環管Ａ
３２−２再循環管Ｂ
３２−３再循環管Ｃ
３３エジェクタ
５０燃料電池システム
５１燃焼器
５２排熱回収ボイラ
５３蒸気タービン
５４復水器
５５ポンプ
５６ガスタービン
５７圧縮機
５８タービン
５９回転軸
６０燃料供給導入管
６１燃料排出管
６２酸化剤排出管
６３−１燃焼ガス供給管Ａ
６３−２燃焼ガス供給管Ｂ
６４−１酸化剤導入管Ａ
６４−２酸化剤導入管Ｂ
６４−３酸化剤導入管Ｃ
６５ガスタービンシステム
６６蒸気タービンシステム
６７回転軸
６８導入弁
７１−１循環管Ａ
７１−２循環管Ｂ
７１−３循環管Ｃ
７１−４循環管Ｄ
７２排出管
７６蒸気供給ライン
８４−１発電機Ａ
８４−２発電機Ｂ
１０１燃料電池
１０２改質器
１０３燃料電池本体
１０４ブロワ
１０５熱交換器
１０６ヒータ
１０７エジェクタ
１１１燃料導入管
１１２燃料循環管
１１２−１燃料循環管Ａ
１１２−２燃料循環管Ｂ
１１２−３燃料循環管Ｃ
１１２−４燃料循環管Ｄ
１１３燃料排出管
１１４−１燃料供給管Ａ
１１４−２燃料供給管Ｂ
１１４−３燃料供給管Ｃ
１１５酸化剤供給管[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a fuel cell system and a combined power generation system, and more particularly to a fuel cell system using a combination of a plurality of fuel cells that perform combined power generation with other power generation devices.
[0002]
[Prior art]
In the fuel cell system, in order to improve the system efficiency, improvement of the fuel utilization rate, the efficiency of the supply of water vapor necessary for the fuel supply, and the like are being promoted. One such method is fuel gas recirculation. In this method, exhaust gas on the fuel electrode side of the fuel cell is supplied again to the fuel electrode and reused. In the exhaust gas on the fuel electrode side, there are residual fuel gas and water vapor generated by power generation. Therefore, by recirculating and reusing the exhaust gas, it is possible to improve the fuel utilization rate and increase the efficiency of water vapor supply.
[0003]
A fuel gas recirculation system in a conventional fuel cell power generation system will be described. An example of a schematic configuration is shown in FIGS. However, the parts related to collecting the generated power are omitted.
FIG. 6 shows an example of a schematic configuration of a fuel gas recirculation system in the fuel cell system. Fuel cell 101 having reformer 102 and fuel cell body 103, ejector 107, fuel introduction pipe 111, fuel supply pipe A 114-1 to fuel supply pipe C 114-3, fuel discharge pipe 113, fuel circulation pipe 112, oxidant A supply pipe 115 is provided.
[0004]
The fuel cell 101 receives the supply of the fuel gas and the oxidant gas and generates power by an electrochemical reaction (battery reaction).
The reformer 102 is a reformed material mainly composed of hydrogen by causing an organic hydrocarbon gas such as methane, ethane, butane or propane, which is a fuel gas, to react with steam on the catalyst (steam reforming reaction). Produce fuel gas. Contains steam reforming catalyst inside.
The fuel cell main body 103 generates power by an electrochemical reaction (cell reaction) using the supplied reformed fuel gas and oxidant gas. Contains multiple single cells inside.
The ejector 107 has a function of forming a negative pressure by the flow of the first fluid flowing inside, and drawing (sucking) the second fluid into the flow of the first fluid by the negative pressure. In the conventional example, the first fluid is newly supplied fuel gas and water vapor. The second fluid is fuel exhaust gas containing water vapor discharged from the fuel cell main body 103 after power generation.
[0005]
The fuel introduction pipe 111 is a pipe that supplies new fuel gas and water vapor to the ejector 107. One end is connected to an external fuel gas (including water vapor) supply unit (not shown), and the other end is connected to the ejector 107.
The fuel supply pipe A 114-1 to the fuel supply pipe C 114-3 are pipes that supply fuel gas to the fuel cell 101 and discharge used fuel gas to the outside of the fuel cell 101. The fuel supply pipe A 114-1 has one end connected to the ejector 107 and the other end connected to the reformer 102. The fuel supply pipe B 114-2 has one end connected to the reformer 102 and the other end connected to the fuel cell main body 103. The fuel supply pipe C114-3 has one end connected to the fuel cell main body 103 and the other end connected to the fuel circulation pipe 112 and the fuel discharge pipe 113.
The fuel circulation pipe 112 recirculates the fuel exhaust gas discharged from the fuel cell 101 to the ejector 107 for recirculation. One end is connected to the fuel supply pipe C114-3 and the fuel discharge pipe 113, and the other end is connected to the ejector 107.
The fuel discharge pipe 113 discharges the fuel exhaust gas discharged from the fuel cell 101 that is not recirculated to the outside. One end is connected to the fuel supply pipe C114-3 and the other end is connected to the fuel circulation pipe 112.
The oxidant supply pipe 115 supplies oxidant gas to the fuel cell main body 103. One end is connected to an external oxidant gas supply unit (not shown), and the other end is connected to the fuel cell main body 103.
[0006]
The fuel gas containing water vapor passes through the ejector 107. At that time, a negative pressure is formed in the ejector 107 by the flow passing through the ejector 107. The fuel gas is supplied to the reformer 102 in the fuel cell 101. In the reformer 102, the fuel gas containing water vapor is reformed by the catalyst to become a reformed fuel gas mainly composed of hydrogen gas and water vapor. The reformed fuel gas is supplied to the fuel cell main body 103 and contributes to power generation together with the oxidant gas supplied through another path. The fuel exhaust gas, which is a reformed fuel gas used for power generation, has a small amount of hydrogen gas and a large amount of water vapor due to power generation. A part of the fuel exhaust gas is recirculated to the ejector 107 via the fuel circulation pipe 112 due to the negative pressure formed by the ejector 107. The rest is discharged to the outside.
[0007]
In the case of the technique shown in FIG. 6, dedicated piping and equipment are required for recirculation of the fuel exhaust gas. In particular, in a solid oxide fuel cell (SOFC), the operating temperature is 900 to 1000 ° C. Therefore, it is necessary to use a material that can be used at a high temperature, which is expensive. Further, the control range of the amount of the fuel exhaust gas recirculated to the ejector 107 is narrow. For this reason, it is difficult to efficiently cope with changes in the load of the fuel cell.
[0008]
FIG. 7 shows another example of the schematic configuration of the fuel gas recirculation system in the fuel cell system. A fuel cell 101 having a reformer 102 and a fuel cell main body 103, a blower 104, a heat exchanger 105, a heater 106, a fuel introduction pipe 111, a fuel supply pipe A 114-1 to a fuel supply pipe C 114-3, and a fuel discharge pipe 113. The fuel circulation pipe A112-1 to the fuel circulation pipe D112-4 and the oxidant supply pipe 115 are provided.
[0009]
The fuel cell 101, the reformer 102, the fuel cell main body 103, the fuel discharge pipe 113, and the oxidant supply pipe 115 are the same as those in FIG.
The blower 104 has a function of a pump for forcibly flowing a fluid. Cannot be used at high temperatures, use fluids at low temperatures. In this conventional example, the fluid is fuel exhaust gas discharged from the fuel cell 101.
The heat exchanger 105 lowers the temperature of the fluid flowing inside through heat exchange. In this conventional example, the fluid is fuel exhaust gas discharged from the fuel cell 101.
The heater 106 raises the temperature of the fluid flowing inside by heating. In this conventional example, the fluid is fuel exhaust gas discharged from the fuel cell 101.
[0010]
The fuel introduction pipe 111 is a pipe that supplies new fuel gas and water vapor to the fuel cell 101 to the fuel supply pipe A 114-1. One end is connected to an external fuel gas (including water vapor) supply unit (not shown), and the other end is connected to a fuel supply pipe A114-1 and a fuel circulation pipe D112-4.
The fuel supply pipe A 114-1 to the fuel supply pipe C 114-3 are pipes that supply fuel gas to the fuel cell 101 and discharge used fuel gas to the outside of the fuel cell 101. The fuel supply pipe A114-1 has one end connected to the fuel introduction pipe 111 and the fuel circulation pipe D112-4, and the other end connected to the reformer 102. The fuel supply pipe B 114-2 has one end connected to the reformer 102 and the other end connected to the fuel cell main body 103. The fuel supply pipe C114-3 has one end connected to the fuel cell main body 103 and the other end connected to the fuel circulation pipe A112-1 and the fuel discharge pipe 113.
The fuel circulation pipe A 112-1 to the fuel circulation pipe D 112-4 recirculate the fuel exhaust gas discharged from the fuel cell 101 to the fuel cell 101 via the blower 104. The fuel circulation pipe A112-1 has one end connected to the fuel supply pipe C114-3 and the fuel discharge pipe 113, and the other end connected to the heat exchanger 105. The fuel circulation pipe B112-2 has one end connected to the heat exchanger 105 and the other end connected to the blower 104. The fuel circulation pipe C112-3 has one end connected to the blower 104 and the other end connected to the heater 106. The fuel circulation pipe D112-4 has one end connected to the heater 106 and the other end connected to the fuel introduction pipe 111 and the fuel supply pipe A114-1.
[0011]
A fuel gas containing water vapor is supplied to the fuel cell 101. At that time, the recirculated fuel exhaust gas (including water vapor) is mixed on the way. The fuel gas is supplied to the reformer 102 in the fuel cell 101. In the reformer 102, the fuel gas containing water vapor is reformed by the catalyst to become a reformed fuel gas mainly composed of hydrogen gas and water vapor. The reformed fuel gas is supplied to the fuel cell main body 103 and contributes to power generation together with the oxidant gas supplied through another path. The fuel exhaust gas, which is a reformed fuel gas used for power generation, has a small amount of hydrogen gas and a large amount of water vapor due to power generation. Part of the fuel exhaust gas enters the heat exchanger 105 by the flow formed by the blower 104. Then, the temperature is lowered and it passes through the blower 104. Thereafter, the temperature reaches the heater 106 and is raised to a temperature required to supply the fuel cell 101. The recirculated fuel exhaust gas is again supplied to the fuel cell together with new fuel gas. The rest is discharged to the outside.
[0012]
In the case of the technique shown in FIG. 7, dedicated piping and equipment are required for recirculation of the fuel exhaust gas. In particular, in a solid oxide fuel cell (SOFC), the operating temperature is 900 to 1000 ° C. Therefore, it is necessary to use a material that can be used at high temperatures. Therefore, the cost is high. Further, power for operating the blower 104 is necessary. Furthermore, it is necessary to lower the temperature of the recirculated fuel exhaust gas once, and then raise the temperature again, which causes heat loss. Therefore, the efficiency is reduced.
[0013]
In order to effectively use resources and reduce environmental burdens, there is a need to improve the efficiency of the entire fuel cell system.
In order to achieve these, there is a demand for an improvement in fuel utilization rate and an increase in the efficiency of water vapor supply required for fuel supply.
In addition, improvement in efficiency at low cost and high operation controllability are required.
[0014]
[Problems to be solved by the invention]
Accordingly, an object of the present invention is to provide a fuel cell system and a combined power generation system that can improve the efficiency of the entire system.
[0015]
Another object of the present invention is to provide a fuel cell system and a combined power generation system capable of improving the fuel utilization rate in the fuel cell.
[0016]
Still another object of the present invention is to provide a fuel cell system and a combined power generation system capable of improving the efficiency of supplying water vapor required for fuel supply in a fuel cell.
[0017]
Another object of the present invention is to provide a fuel cell system and a combined power generation system capable of improving the fuel utilization rate and increasing the efficiency of water vapor supply at low cost.
[0018]
Still another object of the present invention is to provide a fuel cell system and a combined power generation system with high operation controllability and unfollowability.
[0019]
[Means for Solving the Problems]
Hereinafter, means for solving the problem will be described using the numbers and symbols used in the embodiments of the present invention. These numbers and symbols are added to clarify the correspondence between the description of [Claims] and [Embodiments of the Invention]. However, these numbers and symbols should not be used for the interpretation of the technical scope of the invention described in [Claims].
[0020]
Therefore, in order to solve the above-described problem, the fuel cell system of the present invention includes a first fuel cell (1-1) that generates power by supplying a first fuel gas and a first oxidant gas, and the first fuel cell. A second spent fuel gas (1-2 / 1-3) that generates electric power by supplying a second spent fuel gas, a second spent fuel gas, and a second oxidant gas.
[0021]
In the fuel cell system of the present invention, the first fuel gas includes a second used fuel gas sent from the second fuel cell (1-2 / 1-3).
[0022]
In the fuel cell system of the present invention, the amount of the second fuel gas is determined based on the amount of water vapor contained in the first used fuel gas.
[0023]
In the fuel cell system of the present invention, at least one of the first fuel cell (1-1) and the second fuel cell (1-2) is operated based on a preset fuel utilization rate.
[0024]
Further, in the fuel cell system of the present invention, the second oxidant gas further includes a used first oxidant gas sent from the first fuel cell (1-1).
[0025]
Furthermore, the fuel cell system of the present invention includes a plurality of fuel cells (1-2, 1-3) in which the second fuel cell (1-2 / 1-3) is connected in gas. Each of the fuel cells (1-2, 1-3) includes a spent fuel gas sent from the preceding fuel cell (1-2) or the first fuel cell (1-1), a fuel gas, Electricity is generated by supplying the oxidant gas, and the amount of the fuel gas is determined based on the amount of water vapor contained in the spent fuel gas.
[0026]
Furthermore, in the fuel cell system of the present invention, the oxidant gas includes a used oxidant gas sent from the preceding fuel cell (1-2) or the first fuel cell (1-1).
[0027]
A combined power generation system according to the present invention for solving the above-described problems includes the fuel cell system (50) according to any one of the above, and exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas from the fuel cell system (50). A gas turbine (65) to be used and a first generator (84-1) operated by the gas turbine (65) are provided.
[0028]
The combined power generation system of the present invention includes an exhaust heat recovery boiler (52) using combustion exhaust gas of the gas turbine (65), a steam turbine (53) operated by the exhaust heat recovery boiler (52), and the steam And a second generator (84-2) operated by a turbine (53).
[0029]
A cogeneration system according to the present invention for solving the above-mentioned problems is obtained by using the fuel cell system (50) according to any one of the above, and the exhaust fuel gas and the exhaust oxidant gas from the fuel cell system (50). Combustion exhaust gas combustor (51), exhaust heat recovery boiler (52) using exhaust gas from the exhaust gas combustor (51), and equipment using water and steam heated by the exhaust heat recovery boiler (52) It comprises.
[0030]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of a fuel cell system according to the present invention will be described with reference to the accompanying drawings.
In this embodiment, an example of a cylindrical solid oxide fuel cell (SOFC) among fuel cells will be described. However, the present invention can also be applied to fuel cells of other types (molten carbonate type, phosphoric acid type, etc.) having other structures (flat plate type, spherical type, etc.). In each embodiment, the same or equivalent parts will be described with the same reference numerals.
[0031]
Example 1
A configuration of an embodiment of a fuel cell system according to the present invention will be described with reference to the drawings.
FIG. 1 is a diagram showing a configuration of an embodiment of a fuel cell system according to the present invention.
The fuel cell system 50 includes a first fuel cell 1-1 to a third fuel cell 1-3, a first fuel introduction tube A4-1 to a first fuel introduction tube B4-2, and a second fuel introduction tube A5-1 to a first fuel cell. 2 fuel introduction pipe B5-2, 3rd fuel introduction pipe A6-1-3rd fuel introduction pipe B6-2, 1st fuel valve 12-3rd fuel valve 14, 1st fuel supply pipe A21-1-1st fuel Supply pipe C21-3, second fuel supply pipe A22-3 to second fuel supply pipe C22-3, third fuel supply pipe A23-1 to third fuel supply pipe C23-3, steam supply pipe A20-1 to steam Supply pipe B20-2, water vapor valve 11, first oxidant supply pipe A28-1 to first oxidant supply pipe B28-2, second oxidant supply pipe A29-1 to second oxidant supply pipe B29-2, Third oxidant supply pipe A30-1 to third oxidant supply pipe B30-2, first oxidant valve 15 to third oxidant valve 17 are provided. That.
[0032]
The first fuel cell 1-1 to the third fuel cell 1-3 are respectively a first reformer 2-1 to a third reformer 2-3, and a first fuel cell body 3-1 to a first fuel cell. Three fuel cell main bodies 3-2 are provided.
Note that the configuration of FIG. 1 shows a configuration related to the distribution of gas used for power generation, and a configuration related to current collection is omitted.
[0033]
In the conventional technologies (FIGS. 6 and 7), the spent fuel exhaust gas is recirculated in one fuel cell, thereby improving the fuel utilization rate and improving the efficiency of supplying water vapor to the fuel gas. It was.
However, in the present invention, a plurality of fuel cells (three in FIG. 1, 1-1 to 1-3) are connected in series with respect to the fuel gas distribution system. For the second and subsequent fuel cells, the fuel exhaust gas discharged from the preceding fuel cell and a new fuel gas are mixed and used. By doing so, an equivalent effect can be obtained.
[0034]
That is, new fuel and water vapor are input to the first fuel cell. On the other hand, an appropriate amount of fuel (an amount that can be appropriately steam-reformed by the steam) corresponding to the amount of steam in the fuel exhaust gas of the preceding fuel cell is fed into the fuel cells thereafter. By such an operation, it is basically possible to generate power by managing only the flow rate of the fuel gas. Therefore, the controllability of operation and the load followability are improved. Moreover, equipment such as a blower and an ejector and high-temperature piping are not required, and the cost can be reduced.
[0035]
In such a fuel cell system, the scale of power generation can be flexibly changed by attaching and removing individual fuel cells. In particular, when a small-scale power generation system is first used and a power generation system is added later, not only the extension is easy, but the fuel utilization rate can be improved as the number is increased.
[0036]
Each configuration will be described in detail below.
With reference to FIG. 1, first, the entire fuel cell system 50 will be described.
The first fuel cell 1-1 to the third fuel cell 1-3 receive the supply of the fuel gas and the oxidant gas, and generate power by an electrochemical reaction (cell reaction). It includes fuel cells such as a solid electrolyte type, a molten carbonate type, and a phosphoric acid type having shapes such as a cylindrical type and a flat plate type. In this embodiment, a plurality of cylindrical solid electrolyte (solid oxide) fuel cells (SOFC) are provided. The fuel cells may be independent from each other with respect to the electric power to be generated, or at least two may be combined.
[0037]
The first reformer 2-1 to the third reformer 2-3 are included in the first fuel cell 1-1 to the third fuel cell 1-3, respectively. It has a steam reforming catalyst inside. Organic hydrocarbons (gas) such as methane, ethane, butane, propane, gasoline, light oil, and kerosene, which are fuel gases, are reacted with steam on the catalyst (steam reforming reaction). And the reformed fuel gas which has hydrogen as a main component is produced | generated. The operating temperature is a temperature at which the gas composition after steam reforming (determined thermodynamically by supply gas composition, pressure, and temperature) takes a desired value. In this embodiment, the temperature is about 900 ° C.
Examples of the catalyst include nickel, ruthenium, rhodium and the like as the supported metal, and alumina, magnesia, zirconia, silica and the like as the carrier. Therefore, a steam reforming reaction is performed, resulting in a fuel gas mainly containing hydrogen.
The first reformer 2-1 to the third reformer 2-3 may be included in a first fuel cell main body 3-1 to a third fuel cell main body 3-2 described later. In this embodiment, the fuel electrode in each fuel cell body has a function as each reformer.
[0038]
The first fuel cell main body 3-1 to the third fuel cell main body 3-2 perform power generation by an electrochemical reaction (cell reaction) using the supplied reformed fuel gas and oxidant gas. In this embodiment, each fuel cell body has a plurality of cylindrical SOFCs including a plurality of single cells therein. One cylindrical SOFC is formed by laminating a fuel electrode, an electrolyte, and an air electrode on the outer peripheral surface in order at a certain width in the longitudinal direction of a cylindrical porous ceramic substrate tube. One set of fuel electrode, electrolyte, and air electrode forms one single cell (not shown). Each cell is joined by an interconnector film (not shown).
[0039]
The steam supply pipe A20-1 to the steam supply pipe B20-2 supply new steam to the first fuel cell 1-1. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The steam valve 11 controls the introduction and flow rate of steam supplied via the steam supply pipe A20-1 to the steam supply pipe B20-2. The control is performed by a control unit (not shown).
The steam supply pipe A20-1 has one end connected to an external steam supply unit (not shown) and the other end connected to the steam valve 11. The steam supply pipe B20-2 has one end connected to the steam valve 11 and the other end connected to the first fuel introduction pipe B4-2 and the first fuel supply pipe A21-1.
[0040]
The first fuel introduction pipe A4-1 to the first fuel introduction pipe B4-2 supply new fuel gas to the first fuel cell 1-1. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The first fuel valve 12 controls the introduction and flow rate of the fuel gas supplied via the first fuel introduction pipe A4-1 to the first fuel introduction pipe B4-2. The control is performed by a control unit (not shown).
The first fuel introduction pipe A4-1 has one end connected to an external fuel supply unit (not shown) and the other end connected to the first fuel valve 12. The first fuel introduction pipe B4-2 has one end connected to the first fuel valve 12 and the other end connected to the water vapor supply pipe B20-2 and the first fuel supply pipe A21-1.
[0041]
The second fuel introduction pipe A5-1 to the second fuel introduction pipe B5-2 supply new fuel gas to the second fuel cell 1-2. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The second fuel valve 13 controls the introduction and flow rate of the fuel gas supplied via the second fuel introduction pipe A5-1 to the second fuel introduction pipe B5-2. The control is performed by a control unit (not shown).
The second fuel introduction pipe A5-1 has one end connected to an external fuel supply unit (not shown) and the other end connected to the second fuel valve 13. The second fuel introduction pipe B5-2 has one end connected to the second fuel valve 13 and the other end connected to the first fuel supply pipe C21-3 and the second fuel supply pipe A22-1.
[0042]
The third fuel introduction pipe A6-1 to the third fuel introduction pipe B6-2 supply new fuel gas to the third fuel cell 1-3. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The third fuel valve 14 controls the introduction and flow rate of the fuel gas supplied via the third fuel introduction pipe A6-1 to the third fuel introduction pipe B6-2. The control is performed by a control unit (not shown).
The third fuel introduction pipe A6-1 has one end connected to an external fuel supply unit (not shown) and the other end connected to the third fuel valve 14. The third fuel introduction pipe B6-2 has one end connected to the third fuel valve 14 and the other end connected to the second fuel supply pipe C22-3 and the third fuel supply pipe A23-1.
[0043]
The first fuel supply pipe A21-1 to the first fuel supply pipe C21-3 supply the fuel gas to the first fuel cell 1-1, and the fuel exhaust gas that is the used fuel gas is supplied to the first fuel cell 1-1. To the outside. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The first fuel supply pipe A21-1 has one end connected to the first fuel introduction pipe B4-2 and the water vapor introduction pipe B20-2, and the other end connected to the reformer 2-1. The first fuel supply pipe B21-2 has one end connected to the reformer 2-1 and the other end connected to the first fuel cell main body 3-1. The first fuel supply pipe C21-3 has one end connected to the first fuel cell main body 3-1, and the other end connected to the second fuel introduction pipe B5-2 and the second fuel supply pipe A22-1. In the present embodiment, since the reformer 2-1 is present in the first fuel cell body 3-1, the first fuel supply pipe B21-2 is not a pipe.
[0044]
The second fuel supply pipe A22-3 to the second fuel supply pipe C22-3 supply the fuel gas to the second fuel cell 1-2, and the fuel exhaust gas that is the used fuel gas is supplied to the second fuel cell 1-2. To the outside. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The second fuel supply pipe A22-1 has one end connected to the second fuel introduction pipe B5-2 and the first fuel supply pipe C21-2 and the other end connected to the reformer 2-2. The second fuel supply pipe B22-2 has one end connected to the reformer 2-2 and the other end connected to the second fuel cell main body 3-2. The second fuel supply pipe C22-3 has one end connected to the second fuel cell main body 3-2 and the other end connected to the third fuel introduction pipe B6-2 and the third fuel supply pipe A23-1. In the present embodiment, since the reformer 2-2 is present in the second fuel cell body 3-2, the second fuel supply pipe B22-2 is not a pipe.
[0045]
The third fuel supply pipe A23-1 to the third fuel supply pipe C23-3 supply the fuel gas to the third fuel cell 1-3, and the fuel exhaust gas that is the used fuel gas is supplied to the third fuel cell 1-3. To the outside. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The third fuel supply pipe A23-1 has one end connected to the third fuel introduction pipe B6-2 and the second fuel supply pipe C22-3, and the other end connected to the reformer 2-3. The third fuel supply pipe B23-2 has one end connected to the reformer 2-3 and the other end connected to the third fuel cell main body 3-3. The third fuel supply pipe C23-3 has one end connected to the first fuel cell main body 3-3 and the other end connected to an external fuel discharge part (not shown). In the present embodiment, since the reformer 2-3 is provided in the third fuel cell body 3-3, the third fuel supply pipe B23-2 is not a pipe.
[0046]
The first oxidant supply pipe A28-1 to the first oxidant supply pipe B28-2 supply a new oxidant gas (a gas containing oxygen) to the first fuel cell main body 3-1. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The first oxidant valve 15 controls the introduction and flow rate of the oxidant gas supplied via the first oxidant supply pipe A28-1 to the first oxidant supply pipe B28-2. The control is performed by a control unit (not shown).
The first oxidant supply pipe A28-1 has one end connected to the first oxidant valve 15 and the other end connected to the first fuel cell main body 3-1. The first oxidant supply pipe B28-2 has one end connected to an external oxidant supply unit (not shown) and the other end connected to the first oxidant valve 15.
[0047]
The second oxidant supply pipe A29-1 to the second oxidant supply pipe B29-2 supply a new oxidant gas (a gas containing oxygen) to the second fuel cell main body 3-2. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The second oxidant valve 16 controls the introduction and flow rate of the oxidant gas supplied via the second oxidant supply pipe A29-1 to the second oxidant supply pipe B29-2. The control is performed by a control unit (not shown).
The second oxidant supply pipe A29-1 has one end connected to the second oxidant valve 16 and the other end connected to the second fuel cell main body 3-2. The second oxidant supply pipe B29-2 has one end connected to an external oxidant supply unit (not shown) and the other end connected to the second oxidant valve 16.
[0048]
The third oxidant supply pipe A30-1 to the third oxidant supply pipe B30-2 supply a new oxidant gas (a gas containing oxygen) to the third fuel cell main body 3-3. These do not necessarily have to be pipes, and may be any fluid that can flow without leakage.
The third oxidant valve 17 controls the introduction and flow rate of the oxidant gas supplied via the third oxidant supply pipe A30-1 to the third oxidant supply pipe B30-2. The control is performed by a control unit (not shown).
The third oxidant supply pipe A30-1 has one end connected to the third oxidant valve 17 and the other end connected to the third fuel cell main body 3-3. The third oxidant supply pipe B30-2 has one end connected to an external oxidant supply unit (not shown) and the other end connected to the third oxidant valve 17.
[0049]
The operation of the embodiment of the fuel cell system according to the present invention will be described with reference to the drawings.
FIG. 2 is a table showing an example of the composition (flow rate ratio) of the fuel gas, the oxidant gas, the fuel gas after reforming, and the fuel gas after power generation in each part of FIG. That is, the figure shown in the upper part of FIG. 2 corresponds to FIG. 1, and (1) in the figure in the upper part of FIG. 2 (indicated by the numeral 1 in the circle in FIG. The gas composition (flow rate ratio) in (16) to (16) is displayed as the flow rate ratio in the table at the bottom of FIG. The unit of numerical values in the table is Nm ³ / H, only one digit after the decimal point is displayed. The operation will be described with reference to FIG. 1 and FIG. The present invention is not limited to the gas composition (flow rate) shown in the table of FIG.
[0050]
The new water vapor is supplied to the first fuel supply pipe A21-1 via the water vapor introduction pipe A20-1-water vapor introduction pipe B20-2 while the flow rate is adjusted by the water vapor valve 11 from a water vapor supply section (not shown). enter. As shown in the column (1) of the table of FIG. ₂ O: 4.0 Nm ³ / H. In addition, a new fuel gas (methane in this embodiment) is supplied from the fuel supply unit (not shown) while the flow rate is adjusted by the first fuel valve 12, and the first fuel introduction pipe A4-1-first fuel supply. The first fuel supply pipe A21-1 is entered via the pipe B4-2. As shown in the column (2) of the table of FIG. ₄ : 1.0 Nm ³ / H. These gases are supplied to the reformer 2-1 of the first fuel cell 1-1 while being mixed in the first fuel supply pipe A21-1.
[0051]
At this time, the amount (flow rate) of the new fuel gas and water vapor supplied to the reformer 2-1 is determined in advance by the molar ratio of water vapor to carbon atoms in the fuel gas (hereinafter also referred to as “S / C”). It is set and controlled by a control unit (not shown) so as to have a predetermined value. In this embodiment, S / C = 4, and the flow rate of the new fuel gas is set so that the ratio between the molar amount of water vapor and the molar amount of carbon atoms in the fuel gas (methane) is 4. Here, as shown in the column (3) of the table of FIG. ₂ O: 4.0 (Nm ³ / H) / CH ₄ : 1.0 (Nm ³ / H) = 4.
[0052]
In the reformer 2-1, the fuel gas containing water vapor is reformed by the catalyst. And it becomes the reformed fuel gas which has hydrogen gas and water vapor as main components. The reforming reaction is
CH ₄ + H ₂ O → CO + 3H ₂ [1]
It is. However, although the formula [1] is a case where the reaction has progressed completely, it does not actually progress completely. The composition of the reformed fuel gas becomes a value determined thermodynamically by the composition of all the gases supplied to the reformer 2-1, the pressure and temperature in the reformer 2-1. Here, for the sake of simplicity, it is assumed that the reaction represented by the formula [1] has completely progressed. The flow rate ratio at that time is shown in the column (4) of the table of FIG. ₂ : H ₂ O: CO = 3.0: 3.0: 1.0 (Nm ³ / H).
[0053]
The reformed fuel gas (composition of (4)) is supplied to the fuel electrode of the first fuel cell body 3-1. On the other hand, the flow rate of the oxidant gas is controlled by the first oxidant valve 15 from an oxidant supply unit (not shown), while the first oxidant introduction pipe B28-2-first oxidant introduction pipe A28-1. Via, it is supplied to the air electrode of the first fuel cell body 3-1. The flow rate of the oxidizing gas (oxygen) at that time is O 2 as shown in the column (14) of the table of FIG. ₂ : 1.0 Nm ³ / H.
[0054]
The first fuel cell main body 3-1 generates power by an electrochemical reaction (battery reaction) via an electrolyte using the reformed fuel gas and oxidant gas. The power generation reaction is
2H ₂ + O ₂ → 2H ₂ O [2]
2CO + O ₂ → 2CO ₂ [3]
It is. From the equations [2] and [3], hydrogen gas and carbon monoxide gas are consumed by power generation, and water vapor and carbon dioxide gas are generated. In the table of FIG. ₂ : 1.5 Nm ³ / H, CO: 0.5 Nm ³ / H is consumed, and a new H ₂ O: 1.5 Nm ³ / H, CO ₂ : 0.5 Nm ³ / H is generated. At this time, H ₂ And 50% each of CO. That is, the fuel utilization rate of the first fuel cell 1-1 alone is 50%.
[0055]
In the first fuel exhaust gas (the mixed gas of the remaining reformed fuel gas and water vapor used for power generation of the first fuel cell 1-1), the hydrogen gas decreases and the amount of water vapor increases. The first fuel exhaust gas is discharged from the first fuel cell main body 3-1 (first fuel cell 1-1) through the first fuel supply pipe C21-3. The flow rate ratio at that time is as shown in the column (5) of the table of FIG. ₂ : H ₂ O: CO: CO ₂ = 1.5: 4.5: 0.5: 0.5 (Nm ³ / H).
Note that the first oxidant exhaust gas (the remainder of the oxidant gas used for the power generation of the first fuel cell 1-1) is also sent via a pipe (not shown) to the first fuel cell main body 3-1 ( It is discharged from the first fuel cell 1-1).
[0056]
The first fuel exhaust gas (composition of (5)) discharged from the first fuel cell main body 3-1 (first fuel cell 1-1) is supplied to the second fuel supply pipe A22 via the first fuel supply pipe C21-3. Enter -1. In addition, a new fuel gas (methane in this embodiment) is supplied from the fuel supply unit (not shown) while the flow rate is adjusted by the second fuel valve 13 while the second fuel introduction pipe A5-1-second fuel supply. It enters the second fuel supply pipe A22-1 via the pipe B5-2.
[0057]
In this embodiment, the new fuel gas supplied at this time is determined so that S / C = 4 as in the case of the first fuel cell 1-1. That is, the flow rate of the new fuel gas is based on the amount of water vapor contained in the first fuel exhaust gas, the molar amount of water vapor in the first fuel exhaust gas, and the molar amount of carbon atoms in the new fuel gas (methane). The ratio is set and controlled by a control unit (not shown) so that the ratio is 4. Here, as shown in the column (6) of the table of FIG. ₄ : 1.1 Nm ³ / H.
These gases are supplied to the reformer 2-2 of the second fuel cell 1-2 while being mixed in the second fuel supply pipe A22-1.
[0058]
The amount of water vapor in the first fuel exhaust gas is determined by, for example, a method of installing a sensor or a simple gas chromatometer (not shown) for measuring the amount of water vapor in the middle of the first fuel supply pipe C21-3, or the first fuel cell 1-1. The flow rate of the fuel gas and water vapor supplied to the reactor, the reforming conditions in the reformer 2-1, the flow rate of the oxidant gas supplied to the first fuel cell 1-1, and the amount of power generated in the first fuel cell 1-1. There are methods based on calculation based on the above.
[0059]
In the reformer 2-2, the composition of the fuel gas containing water vapor (first fuel exhaust gas + new fuel gas) is H as shown in the column (7) of the table of FIG. ₂ : H ₂ O: CO: CO ₂ : CH ₄ = 1.5: 4.5: 0.5: 0.5: 1.1 (Nm ³ / H).
This fuel gas is reformed by a catalyst. And it becomes the reformed fuel gas which has hydrogen gas and water vapor as main components. The reforming reaction is as described in the above formula [1]. The composition of the reformed fuel gas at this time is as shown in the column (8) of the table of FIG. ₂ : H ₂ O: CO: CO ₂ = 4.8: 3.4: 1.6: 0.5 (Nm ³ / H).
[0060]
The reformed fuel gas (composition of (8)) is supplied to the fuel electrode of the second fuel cell main body 3-2. On the other hand, the flow rate of the oxidant gas is controlled by the second oxidant valve 16 from an oxidant supply unit (not shown), and the second oxidant introduction pipe B29-2-second oxidant introduction pipe A29-1 is adjusted. Via, it is supplied to the air electrode of the second fuel cell main body 3-2. The flow rate of the oxidant gas (oxygen) at that time is O as shown in the column (15) of the table of FIG. ₂ : 1.6 Nm ³ / H.
[0061]
The second fuel cell main body 3-2 generates power by an electrochemical reaction (battery reaction) via an electrolyte using the reformed fuel gas and oxidant gas. The power generation reaction is as described in [2] and [3]. In the table of FIG. ₂ : H ₂ O: CO: CO ₂ = 4.8: 3.4: 1.6: 0.5 (Nm ³ / H).
Hydrogen gas and carbon monoxide gas are consumed by power generation to produce water vapor and carbon dioxide gas. In the table of FIG. ₂ : 2.4 Nm ³ / H, CO: 0.8 Nm ³ / H is consumed, and a new H ₂ O: 2.4 Nm ³ / H, CO ₂ : 0.8 Nm ³ / H is generated. At this time, H ₂ And 50% each of CO. That is, the fuel utilization rate of the second fuel cell 1-2 alone is 50%.
[0062]
In the second fuel exhaust gas (the mixed gas of the remaining reformed fuel gas and water vapor used for power generation of the second fuel cell 1-2), the hydrogen gas decreases and the amount of water vapor increases. The second fuel exhaust gas is discharged from the second fuel cell main body 3-2 (second fuel cell 1-2) through the second fuel supply pipe C22-3. The flow rate ratio at that time is H, as shown in the column (9) of the table of FIG. ₂ : H ₂ O: CO: CO ₂ = 2.4: 5.8: 0.8: 1.3 (Nm ³ / H).
Note that the second oxidant exhaust gas (the remainder of the oxidant gas used for power generation of the second fuel cell 1-2) is also sent via a pipe (not shown) to the second fuel cell main body 3-2 ( It is discharged from the second fuel cell 1-2).
[0063]
The second fuel exhaust gas (composition of (9)) discharged from the second fuel cell main body 3-2 (second fuel cell 1-2) is passed through the second fuel supply pipe C22-3 to the third fuel supply pipe A23. Enter -1. Further, a new fuel gas (methane in this embodiment) is supplied from a fuel supply unit (not shown) while the flow rate is adjusted by the third fuel valve 14, and the third fuel introduction pipe A 6-1-the third fuel supply. The third fuel supply pipe A23-1 is entered via the pipe B6-2.
[0064]
The new fuel gas supplied at this time is determined so that S / C = 4 as in the case of the second fuel cell 1-2. That is, the flow rate of the new fuel gas is based on the amount of water vapor contained in the second fuel exhaust gas, the molar amount of water vapor in the second fuel exhaust gas, and the molar amount of carbon atoms in the new fuel gas (methane). Is set and controlled by a control unit (not shown) so that the ratio of Here, as shown in the column (10) of the table of FIG. ₄ : 1.4Nm ³ / H.
These gases are supplied to the reformer 2-3 of the third fuel cell 1-3 while being mixed in the third fuel supply pipe A23-1.
[0065]
The amount of water vapor in the second fuel exhaust gas is determined by, for example, a method of installing a sensor or a simple gas chromatometer (not shown) for measuring the amount of water vapor in the middle of the second fuel supply pipe C22-3, or the second fuel cell 1-2. The flow rate of the fuel gas and water vapor supplied to the reactor, the reforming conditions in the reformer 2-2, the flow rate of the oxidant gas supplied to the second fuel cell 1-2, and the amount of power generated in the second fuel cell 1-2. There are methods based on calculation based on the above.
[0066]
In the reformer 2-3, the composition of the fuel gas containing water vapor (second fuel exhaust gas + new fuel gas) is H as shown in the column (11) of the table of FIG. ₂ : H ₂ O: CO: CO ₂ : CH ₄ = 2.4: 5.8: 0.8: 1.3: 1.4 (Nm ³ / H).
This fuel gas is reformed by a catalyst. And it becomes the reformed fuel gas which has hydrogen gas and water vapor as main components. The reforming reaction is as described in the above formula [1]. The composition of the reformed fuel gas at this time is as shown in the column (12) of the table of FIG. ₂ : H ₂ O: CO: CO ₂ = 6.7: 4.4: 2.2: 1.3 (Nm ³ / H).
[0067]
The reformed fuel gas (composition of (12)) is supplied to the fuel electrode of the third fuel cell main body 3-3. On the other hand, the flow rate of the oxidant gas is adjusted by the third oxidant valve 17 from an oxidant supply unit (not shown), and the third oxidant introduction pipe B30-2-third oxidant introduction pipe A30-1 is used. Via, it is supplied to the air electrode of the third fuel cell main body 3-3. The flow rate of the oxidizing gas (oxygen) at that time is O 2 as shown in the column (16) of the table of FIG. ₂ : 2.2 Nm ³ / H.
[0068]
The third fuel cell main body 3-3 generates power by an electrochemical reaction (battery reaction) through an electrolyte using the reformed fuel gas and oxidant gas. The power generation reaction is as described in [2] and [3].
Hydrogen gas and carbon monoxide gas are consumed by power generation to produce water vapor and carbon dioxide gas. In the table of FIG. ₂ : 3.3 Nm ³ / H, CO: 1.1 Nm ³ / H is consumed, and a new H ₂ O: 3.3 Nm ³ / H, CO ₂ : 1.1 Nm ³ / H is generated. At this time, H ₂ And 50% each of CO. That is, the fuel utilization rate of the third fuel cell 1-3 alone is 50%.
[0069]
In the third fuel exhaust gas (mixed gas of the remaining reformed fuel gas and water vapor used for power generation of the third fuel cell 1-3), the hydrogen gas decreases and the amount of water vapor increases. The third fuel exhaust gas is discharged from the third fuel cell main body 3-3 (third fuel cell 1-3) through the third fuel supply pipe C23-3. The flow rate ratio at that time is shown in FIG. ₂ : H ₂ O: CO: CO ₂ = 3.4: 7.7: 1.1: 2.4 (Nm ³ / H).
Note that the third oxidant exhaust gas (the remainder of the oxidant gas used for power generation of the third fuel cell 1-3) is also sent via a pipe (not shown) to the third fuel cell main body 3-3 ( It is discharged from the third fuel cell 1-3).
[0070]
About the 3rd fuel exhaust gas discharged | emitted from the 3rd fuel cell 1-3, it is possible to utilize the heat | fever effectively by exchanging heat with another apparatus (not shown). For example, a new fuel gas and oxidant gas supplied to the first fuel cell 1-1 to the third fuel cell 1-3, or other cogeneration facilities.
The same applies to the first oxidant exhaust gas to the third oxidant exhaust gas discharged from the first fuel cell 1-1 to the third fuel cell 1-3.
[0071]
In the above system, the fuel utilization rate in the first fuel cell 1-1 is calculated to be 49.5% from the relationship between the input fuel flow rate and the consumed fuel flow rate. When the first fuel cell 1-1 and the second fuel cell 1-2 are combined, the fuel utilization rate is 61.4%. Further, the total fuel utilization rate from the first fuel cell 1-1 to the third fuel cell 1-3 is 68.1%. That is, it can be seen that by connecting a plurality of fuel cells in series (gas system), the fuel utilization rate is remarkably improved as compared with the case of a single fuel cell.
[0072]
That is, the fuel gas used in the first fuel cell 1-1 is reused in the second fuel cell 1-2 and the third fuel cell 1-3. Similarly, the fuel gas used in the second fuel cell 1-2 is reused in the third fuel cell 1-3. Therefore, the same effect (improvement of fuel utilization) as the fuel gas recirculation shown in FIGS. 6 and 7 can be obtained.
In addition, there is no need to use accessory equipment such as a blower or ejector or high-temperature piping. In addition, since only the fuel flow rate is basically managed, the operation controllability and additional followability are improved.
[0073]
In this embodiment, three fuel cells (first fuel cell 1-1 to third fuel cell 1-3) are connected, but the fuel cell system of the present invention is not necessarily limited to three. . If there are two or more, the above-described effect can be obtained.
It is also possible to add four or more fuel cells. Addition makes it possible to further improve the fuel utilization rate.
[0074]
Note that, as shown in FIG. 5, the third fuel exhaust gas discharged from the third fuel supply pipe C23-3 of the fuel cell system 50 of FIG. 1 can be recirculated. In this case, an ejector 33 is provided in the middle of the water vapor introduction pipe B20-2. Then, the pipe is branched from the middle of the third fuel supply pipe C23-3 (recirculation pipe A32-1 to recirculation pipe C32-3) and connected to the ejector 33. When the third fuel exhaust gas is to be recirculated, the recirculation valve A18 and the recirculation valve B19 installed in the middle of the recirculation pipe A32-1 to the recirculation pipe C32-3 are opened.
[0075]
As a result, the fuel utilization rate can be further improved. In addition, it is possible to efficiently supply the water vapor supplied to the fuel gas.
[0076]
(Example 2)
A configuration of an embodiment of a combined power generation system using a fuel cell system according to the present invention will be described with reference to the drawings.
FIG. 3 is a diagram showing the configuration of the embodiment of the combined power generation system according to the present invention. The combined power generation system includes a fuel cell system 50, a gas turbine system 65, a steam turbine system 66, a fuel supply introduction pipe 60, a fuel discharge pipe 61, an oxidant discharge pipe 62, an oxidant introduction pipe A64-1 to an oxidant introduction pipe C64. -3, an introduction valve 68, a combustion gas supply pipe B63-2, and a steam supply line 76.
Here, the gas turbine system 65 includes a combustor 51, a gas turbine 56 having a compressor 57 and a turbine 58, a generator A84-1, a rotary shaft 59, and a combustion gas supply pipe A63-1.
Further, the steam turbine system 66 includes an exhaust heat recovery boiler 52, a steam turbine 53, a generator B 84-2, a rotating shaft 67, a condenser 54, a pump 55, a circulation pipe A71-1 to a circulation pipe D71-4, and an exhaust pipe. 72.
[0077]
In the present embodiment, the fuel cell system 50 of the first embodiment is used as the fuel cell system, so that the fuel utilization rate is improved and the efficiency of supplying water vapor to the fuel gas is improved. It is a low-cost system that is not used. That is, the low-cost and efficient fuel cell system 50 is used. Therefore, even in a combined power generation system using the same, a low-cost and high-efficiency system can be achieved.
[0078]
Each configuration will be described in detail below.
A combined power generation system using a fuel cell system will be described with reference to FIG.
The fuel cell system 50 is the fuel cell system 50 described in the first embodiment. Therefore, the description is omitted.
The fuel introduction pipe 60 supplies fuel gas to the fuel cell system 50 from a fuel supply unit (not shown). This corresponds to the first fuel introduction pipe A4-1, the second fuel introduction pipe A5-1, and the third fuel introduction pipe A6-1 in the first embodiment. In FIG. 3, one fuel introduction pipe is typically shown. One end is connected to a fuel supply unit (not shown) and the other end is connected to the fuel cell system 50.
The steam supply line 76 supplies water vapor to the fuel cell system 50 from the exhaust heat recovery boiler 52 (described later). As the steam, the steam in the exhaust combustion gas (the exhaust gas from the gas turbine 58) is used. That is, the steam supply line 76 supplies a part of the exhaust combustion gas to the fuel cell system 50. This corresponds to the water vapor introduction pipe A20-1 in the first embodiment. One end is connected to the exhaust heat recovery boiler 52 of the steam turbine system 66 and the other end is connected to the fuel cell system 50.
The oxidant introduction pipe B64-2 supplies an oxidant gas (air in this embodiment) from the gas turbine system 65 to the fuel cell system 50. This corresponds to the first oxidant supply pipe B28-2, the second oxidant supply pipe B29-2, and the third oxidant supply pipe B30-2 in the first embodiment. One end is connected to the compressor 57 of the gas turbine system 65 and the other end is connected to the fuel cell system 50.
The oxidant introduction pipe C64-3 supplies an oxidant gas from the oxidant supply unit (not shown) to the fuel cell system 50 when the combined power generation system is activated. This corresponds to the first oxidant supply pipe B28-2, the second oxidant supply pipe B29-2, and the third oxidant supply pipe B30-2 in the first embodiment at the time of startup. One end is connected to an oxidant supply unit (not shown) and the other end is connected to the fuel cell system 50.
The introduction valve 68 is in the middle of the oxidant introduction pipe C64-3 and opens when the combined power generation system is started. Opening and closing thereof is controlled by a control unit (not shown). This corresponds to the first oxidant valve 15 to the third oxidant valve 17 in the first embodiment at the time of startup.
The fuel discharge pipe 61 supplies used fuel exhaust gas from the fuel cell system 50 to the gas turbine system 65. This corresponds to the third fuel supply pipe C23-3 in the first embodiment. One end is connected to the fuel cell system 50 and the other end is connected to the combustor 51 of the gas turbine system 65.
The oxidant discharge pipe 62 supplies used oxidant exhaust gas from the fuel cell system 50 to the gas turbine system 65. This is not shown in the first embodiment, but corresponds to the exhaust pipe of each oxidant exhaust gas used in each fuel cell main body. One end is connected to the fuel cell system 50 and the other end is connected to the combustor 51 of the gas turbine system 65.
[0079]
The gas turbine system 65 burns the fuel exhaust gas and the oxidant exhaust gas sent from the fuel cell system 50, rotates the turbine 58 with the combustion gas, and generates power with the generator A84-1 by the energy of the rotation.
Here, the combustor 51 of the gas turbine system 65 receives supply of fuel exhaust gas and oxidant exhaust gas from the fuel cell system 50. Then, they are burned to produce high-temperature and high-pressure combustion gas. The generated combustion gas is sent to the gas turbine 56.
The turbine 58 of the gas turbine 56 converts (rotates) its energy into rotational energy by supplying high-temperature and high-pressure combustion gas generated by the combustor 51. Then, the rotational energy is transmitted to the generator A 84-1 and the compressor 57 through the rotating shaft 59. Thereby, the compressor 57 compresses the oxidant gas. Generator A84-1 generates electricity. Exhaust combustion gas discharged from the turbine 58 is sent to the steam turbine system.
The compressor 57 is supplied with an oxidant gas (a gas containing oxygen, in this embodiment, air) from an oxidant supply unit (not shown), and receives energy of rotation of the turbine 58 via the rotation shaft 59. . The oxidant gas is compressed by the energy and sent to the fuel cell system 50.
The rotation shaft 59 is a rotation shaft of the compressor 57 and the turbine 58 of the gas turbine 56 and the generator A 84-1, and they are coupled to each other. Thereby, the rotation of the turbine 58 can be transmitted to the compressor 57 and the generator A84-1.
The generator A 84-1 receives the energy of rotation of the turbine 58 via the rotation shaft 59. Then, electric power is generated by converting the energy into electric energy by electromagnetic induction.
[0080]
The combustion gas supply pipe A 63-1 supplies the combustion gas generated by the combustion in the combustor 51 to the turbine 58. One end is connected to the combustor 51 and the other end is connected to the turbine 58.
The combustion gas supply pipe B 63-2 supplies combustion exhaust gas that is combustion gas used in the turbine 58 to the exhaust heat recovery boiler 52. One end is connected to the turbine 58 and the other end is connected to the heat recovery boiler 52.
The oxidant introduction pipe A64-1 supplies an oxidant (air in this embodiment) from the oxidant supply section (not shown) to the compressor 57.
[0081]
The steam turbine system 66 generates high-temperature and high-pressure steam using the exhaust combustion gas delivered from the gas turbine system 65, rotates the steam turbine 53 with the energy, and generates electricity with the generator B84-2 with the rotation energy. To do.
Here, the exhaust heat recovery boiler 52 of the steam turbine system 66 uses the high-temperature exhaust combustion gas supplied from the gas turbine system 65 to convert water in the internal piping into high-temperature and high-pressure steam. Then, the steam is supplied to the steam turbine 53.
The steam turbine 53 converts high-temperature and high-pressure steam energy supplied from the exhaust heat recovery boiler 52 into rotational energy. The energy of the rotation is transmitted to the generator B 84-2 through the rotating shaft 67.
The rotation shaft 67 is a rotation shaft of the steam turbine 53 and the generator B 84-2, and couples them to each other. Thereby, rotation of the steam turbine 53 can be transmitted to the generator B 84-2.
The generator B 84-2 receives the energy of rotation of the steam turbine 53 via the rotating shaft 67. Then, electric power is generated by converting the energy into electric energy by electromagnetic induction.
The condenser 54 is a heat exchanger that lowers the temperature of the steam used in the steam turbine 53 and returns it to water. The thermal energy obtained by heat exchange can be used by other equipment.
The pump 55 supplies the water generated by the condenser 54 to the exhaust heat recovery boiler 52.
[0082]
The circulation pipe A71-1 to the circulation pipe D71-4 are used for circulation of water (steam) returning from the exhaust heat recovery boiler 52 to the exhaust heat recovery boiler 52 via the steam turbine 53-condenser 54-pump 55. It is a flow path. The circulation pipe A71-1 has one end connected to the exhaust heat recovery boiler 52 and the other end connected to the steam turbine 53. The circulation pipe B71-2 has one end connected to the steam turbine 53 and the other end connected to the condenser 54. The circulation pipe C71-3 has one end connected to the condenser 54 and the other end connected to the pump 55. The circulation pipe D71-4 has one end connected to the pump 55 and the other end connected to the exhaust heat recovery boiler 52.
The exhaust pipe 72 discharges the combustion exhaust gas recovered by heat in the exhaust heat recovery boiler 52 to the outside.
[0083]
The oxidant gas is a gas containing oxygen. In this embodiment, it is air.
The fuel gas is a gas containing hydrogen or a combustible gas containing hydrocarbons such as LNG and LPG. In this embodiment, it is methane gas.
[0084]
Next, operation in the embodiment of the combined power generation system according to the present invention will be described with reference to the drawings.
First, the startup operation will be described with reference to FIG.
I) Startup of gas turbine system 65
(1) The fuel gas is supplied to the combustor 51 via the fuel cell system 50. At this stage, since no steam is generated, power generation in the fuel cell system 50 is not performed.
(2) On the other hand, the oxidant gas is supplied to the combustor 51 via the introduction valve 68 -fuel cell system 50.
(3) In the combustor 51 of the gas turbine system 65, the fuel gas and the oxidant gas are combusted to generate a high-temperature and high-pressure combustion gas. The generated combustion gas is supplied to the turbine 58.
(4) The turbine 58 is rotated by the supplied high-temperature and high-pressure combustion gas. The compressor 57 and the generator 84-1 are operated by the rotation.
(5) The compressor 57 rotates by the rotation of the turbine 58, sucks the oxidant gas (air), compresses it, and sends it to the fuel cell system 50.
(6) In the generator A 84-1, the rotor is rotated by the rotation of the turbine 58, and power is generated by electromagnetic induction.
(7) In the turbine 58, the combustion gas used for rotation is sent to the exhaust heat recovery boiler 52 of the steam turbine system 66 as exhaust combustion gas.
With the above operation, the gas turbine system 65 is started.
[0085]
II) Activation of the steam turbine system 66
(1) The exhaust heat recovery boiler 52 heats water and steam with the exhaust combustion gas sent from the turbine 58 to produce high-temperature and high-pressure steam. Then, the steam is supplied to the steam turbine 53.
(2) The steam turbine 53 is rotated by the supplied high-temperature and high-pressure steam. The generator B 84-2 is operated by the rotation.
(3) In the generator B 84-2, the rotor is rotated by the rotation of the steam turbine 53, and power is generated by electromagnetic induction.
(4) The steam used for rotation in the steam turbine 53 is sent to the condenser 54.
(5) After being returned to water by the condenser 54, the water is forcibly returned to the exhaust heat recovery boiler 52 by the pump 55.
With the above operation, the steam turbine system 66 is started.
III) Starting the fuel cell system 50
(1) Exhaust combustion gas containing high-temperature steam is supplied from the exhaust heat recovery boiler 52. At this time, the amount of exhaust combustion gas supplied via the steam supply line 76 (the steam introduction pipe A20-1 of the first embodiment) is determined based on the molar amount of water vapor contained therein and the fuel introduction pipe 60 (of the first embodiment). The molar ratio of the fuel gas supplied from the first fuel introduction pipe A4-1) is determined to be a preset value. However, the new fuel gas supplied from the fuel introduction pipe 60 (the first fuel introduction pipe A4-1 of the first embodiment) may be adjusted. The fuel gas is humidified (contains water vapor) by the exhaust combustion gas. Further, the reformer and the fuel cell main body in the fuel cell system 50 are heated by the exhaust combustion gas.
(2) On the other hand, when the gas turbine system 65 is started, the oxidant gas is sucked into the compressor 57 and supplied to the fuel cell system 50. Accordingly, the introduction valve 68 is closed.
(3) The fuel gas is reformed by increasing the temperature of the fuel cell system 50 by the high-temperature and humidified fuel gas. Then, the reformed fuel gas is supplied to the fuel cell main body.
(4) The fuel cell body receives the supply of the reformed fuel gas and the oxidant gas, and generates power by connecting to an external load.
With the above operation, the fuel cell system 50 is activated.
[0086]
The combined power generation system is activated by the operations (I) to (III). In addition, this invention is not limited to the said starting method.
[0087]
The operation of steady operation of the combined power generation system is continuously performed in the state of each operation at the end of startup of the fuel cell system 50, the gas turbine system 65, and the steam turbine system 66. However, the operation of the fuel cell system 50 is the same as the operation of the first embodiment.
[0088]
In addition, about the stop method, since the reverse of the starting method should just be performed, the description is abbreviate | omitted.
[0089]
According to the present invention, the fuel utilization rate can be improved in the fuel cell system. Further, it is possible to increase the efficiency of water vapor supply by obtaining water vapor to the fuel gas in the fuel cell system from an exhaust heat recovery boiler (or a gas turbine).
[0090]
In the present embodiment, the fuel exhaust gas and the oxidant exhaust gas of the fuel cell system are burned in the combustor 51 and then introduced into the gas turbine 58. However, it is also possible to recover the heat with a heat exchanger and supply it to equipment that can use other heat. FIG. 4 shows a conceptual configuration diagram thereof.
In FIG. 4, the combustion gas of the combustor 51 is directly supplied to the exhaust heat recovery boiler 52 via the exhaust gas supply pipe 83. Then, heat is recovered by exchanging heat with water (steam) in the exhaust heat recovery boiler 52. Steam / hot water from which heat has been recovered is used in other facilities. The used water is circulated to the exhaust heat recovery boiler 52 by the pump 55 again. Other facilities include absorption refrigerators, heat pumps, heating heat exchangers, and water heaters.
This makes it possible to effectively use the fuel exhaust gas and the oxidant exhaust gas of the fuel cell system even in facilities other than the gas turbine and the steam turbine. That is, a cogeneration system can be assembled.
[0091]
【The invention's effect】
The invention makes it possible to improve the fuel utilization rate in the fuel cell system and increase the efficiency of supplying water vapor to the fuel gas at low cost.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram showing a configuration of an embodiment of a fuel cell system according to the present invention.
FIG. 2 is a table showing gas compositions according to an embodiment of a fuel cell system of the present invention.
FIG. 3 is a diagram showing a configuration of an embodiment of a combined power generation system according to the present invention.
FIG. 4 is a diagram showing a configuration of another embodiment of the combined power generation system according to the present invention.
FIG. 5 is a diagram showing the configuration of another embodiment of the fuel cell system according to the present invention.
FIG. 6 is a diagram showing a configuration of a conventional technique.
FIG. 7 is a diagram showing another configuration of the prior art.
[Explanation of symbols]
1-1 First fuel cell
1-2 Second fuel cell
1-3 Third fuel cell
2-1 First reformer
2-2 Second reformer
2-3 Third reformer
3-1 First fuel cell body
3-2 Main body of the second fuel cell
3-3 Third fuel cell body
4-1 First fuel introduction pipe A
4-2 First fuel introduction pipe B
5-1 Second fuel introduction pipe A
5-2 Second fuel introduction pipe B
6-1 Third fuel introduction pipe A
6-2 Third fuel introduction pipe B
11 Steam valve
12 First fuel valve
13 Second fuel valve
14 Third fuel valve
15 First oxidizer valve
16 Second oxidizer valve
17 Third oxidizer valve
18 Recirculation valve A
19 Recirculation valve B
20-1 Water vapor supply pipe A
20-2 Water vapor supply pipe B
21-1 First fuel supply pipe A
21-2 First fuel supply pipe B
21-3 First fuel supply pipe C
22-3 Second fuel supply pipe A
22-2 Second fuel supply pipe B
22-3 Second fuel supply pipe C
23-1 Third fuel supply pipe A
23-2 Third fuel supply pipe B
23-3 Third fuel supply pipe C
28-1 First Oxidant Supply Pipe A
28-2 First Oxidant Supply Pipe B
29-1 Second Oxidant Supply Pipe A
29-2 Second Oxidant Supply Pipe B
30-1 Third oxidant supply pipe A
30-2 Third oxidant supply pipe B
32-1 Recirculation Pipe A
32-2 Recirculation pipe B
32-3 Recirculation pipe C
33 Ejector
50 Fuel cell system
51 Combustor
52 Waste heat recovery boiler
53 Steam turbine
54 Condenser
55 pump
56 gas turbine
57 compressor
58 Turbine
59 Rotating shaft
60 Fuel supply introduction pipe
61 Fuel discharge pipe
62 Oxidant discharge pipe
63-1 Combustion gas supply pipe A
63-2 Combustion gas supply pipe B
64-1 Oxidizing agent introduction tube A
64-2 Oxidant introduction tube B
64-3 Oxidant introduction tube C
65 Gas turbine system
66 Steam turbine system
67 Rotating shaft
68 Introduction valve
71-1 Circulation Pipe A
71-2 Circulation Pipe B
71-3 Circulation Pipe C
71-4 Circulation pipe D
72 discharge pipe
76 Steam supply line
84-1 Generator A
84-2 Generator B
101 Fuel cell
102 reformer
103 Fuel cell body
104 Blower
105 heat exchanger
106 Heater
107 Ejector
111 Fuel introduction pipe
112 Fuel circulation pipe
112-1 Fuel Circulation Pipe A
112-2 Fuel circulation pipe B
112-3 Fuel Circulation Pipe C
112-4 Fuel circulation pipe D
113 Fuel discharge pipe
114-1 Fuel supply pipe A
114-2 Fuel supply pipe B
114-3 Fuel supply pipe C
115 Oxidant supply pipe

Claims

第１燃料ガスと第１酸化剤ガスの供給により発電を行なう第１燃料電池と、
前記第１燃料電池から送出される第１使用済み燃料ガスと、第２燃料ガスと、第２酸化剤ガスの供給により発電を行なう第２燃料電池と、
を具備し、
前記第１燃料ガスは、前記第２燃料電池から送出される第２使用済み燃料ガスを含み、
前記第２酸化剤ガスは、更に、前記第１燃料電池から送出される使用済み第１酸化剤ガスを含む
燃料電池システム。A first fuel cell that generates power by supplying a first fuel gas and a first oxidant gas;
A second fuel cell that generates electric power by supplying a first spent fuel gas delivered from the first fuel cell, a second fuel gas, and a second oxidant gas;
Was immediately Bei,
The first fuel gas includes a second spent fuel gas delivered from the second fuel cell,
The second oxidant gas further includes a used first oxidant gas delivered from the first fuel cell.

前記第２燃料ガスの量は、前記第１使用済み燃料ガスに含まれる水蒸気の量に基づいて決定される、
請求項１に記載の燃料電池システム。The amount of the second fuel gas is determined based on the amount of water vapor contained in the first used fuel gas.
The fuel cell system according to claim 1 .

前記第１燃料電池及び前記第２燃料電池の少なくとも一方は、予め設定された燃料利用率に基づいて運転される、
請求項１又は２に記載の燃料電池システム。At least one of the first fuel cell and the second fuel cell is operated based on a preset fuel utilization rate;
The fuel cell system according to claim 1 or 2 .

前記第２燃料電池は、ガス的に直列に接続された複数の燃料電池から成り、
各々の前記燃料電池は、前段の前記燃料電池又は前記第１燃料電池から送出される使用済み燃料ガスと、燃料ガスと酸化剤ガスの供給により発電を行ない、
前記燃料ガスの量は、前記使用済み燃料ガスに含まれる水蒸気の量に基づいて決定される、
請求項１乃至３のいずれか一項に記載の燃料電池システム。The second fuel cell is composed of a plurality of fuel cells connected in series in terms of gas,
Each of the fuel cells generates power by supplying a spent fuel gas sent from the preceding fuel cell or the first fuel cell, and a fuel gas and an oxidant gas,
The amount of the fuel gas is determined based on the amount of water vapor contained in the spent fuel gas.
The fuel cell system according to any one of claims 1 to 3.

前記酸化剤ガスは、前段の前記燃料電池又は前記第１燃料電池から送出される使用済み酸化剤ガスを含む、
請求項４に記載の燃料電池システム。The oxidant gas includes a used oxidant gas sent from the preceding fuel cell or the first fuel cell.
The fuel cell system according to claim 4.

請求項１乃至５のいずれか一項に記載の燃料電池システムと、
前記燃料電池システムからの排燃料ガス及び排酸化剤ガスを用いるガスタービンと、
前記ガスタービンにより稼動する第１発電機と、
を具備する複合発電システム。The fuel cell system according to any one of claims 1 to 5 ,
A gas turbine using exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas from the fuel cell system;
A first generator operated by the gas turbine;
A combined power generation system comprising:

前記ガスタービンの燃焼排ガスを用いる排熱回収ボイラと、
前記排熱回収ボイラにより稼動する蒸気タービンと、
前記蒸気タービンにより稼動する第２発電機と、
を更に具備する、
請求項６に記載の複合発電システム。An exhaust heat recovery boiler using the combustion exhaust gas of the gas turbine;
A steam turbine operated by the exhaust heat recovery boiler;
A second generator operated by the steam turbine;
Further comprising
The combined power generation system according to claim 6 .

請求項１乃至５のいずれか一項に記載の燃料電池システムと、
前記燃料電池システムからの排燃料ガス及び排酸化剤ガスを燃焼する排ガス燃焼器と、
前記排ガス燃焼器からの排出ガスを用いる排熱回収ボイラと、
前記排熱回収ボイラで加熱された水及び蒸気を用いる設備と、
を具備する、
コジェネレーションシステム。The fuel cell system according to any one of claims 1 to 5 ,
An exhaust gas combustor for combusting exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas from the fuel cell system;
An exhaust heat recovery boiler using exhaust gas from the exhaust gas combustor;
Equipment using water and steam heated in the exhaust heat recovery boiler;
Comprising
Cogeneration system.

複合発電システムの起動方法であって、A method for starting a combined power generation system,
ここで、前記複合発電システムは、Here, the combined power generation system is
燃料電池システムと、A fuel cell system;
前記燃料電池システムからの排燃料ガス及び排酸化剤ガスを用いるガスタービンと、A gas turbine using exhaust fuel gas and exhaust oxidant gas from the fuel cell system;
前記ガスタービンにより稼動する第１発電機と、A first generator operated by the gas turbine;
前記ガスタービンの燃焼排ガスを用いる排熱回収ボイラと、An exhaust heat recovery boiler using the combustion exhaust gas of the gas turbine;
前記排熱回収ボイラにより稼動する蒸気タービンと、A steam turbine operated by the exhaust heat recovery boiler;
前記蒸気タービンにより稼動する第２発電機とA second generator operated by the steam turbine;
を具備し、Comprising
前記燃料電池システムは、The fuel cell system includes:
第１燃料ガスと第１酸化剤ガスの供給により発電を行なう第１燃料電池と、A first fuel cell that generates power by supplying a first fuel gas and a first oxidant gas;
前記第１燃料電池から送出される第１使用済み燃料ガスと、第２燃料ガスと、第２酸化剤ガスの供給により発電を行なう第２燃料電池と、A second fuel cell that generates electric power by supplying a first spent fuel gas delivered from the first fuel cell, a second fuel gas, and a second oxidant gas;
を備え、With
前記第２酸化剤ガスは、更に、前記第１燃料電池から送出される使用済み第１酸化剤ガスを含み、The second oxidant gas further includes a used first oxidant gas delivered from the first fuel cell,
前記起動方法は、The starting method is as follows:
（ａ）停止中の前記燃料電池システムを経由して供給される前記第１燃料ガス及び前記第１酸化剤ガスを燃焼して、前記ガスタービンを起動するステップステップと、(A) combusting the first fuel gas and the first oxidant gas supplied via the stopped fuel cell system, and starting the gas turbine;
（ｂ）前記ガスタービンの起動により、前記第１発電機を起動するステップと、(B) starting the first generator by starting the gas turbine;
（ｃ）前記燃焼排ガスにより、前記排熱回収ボイラを起動するステップと、(C) activating the exhaust heat recovery boiler with the combustion exhaust gas;
（ｄ）前記排熱回収ボイラの起動により、前記第２発電機を起動するステップと、(D) activating the second generator by activating the exhaust heat recovery boiler;
（ｅ）前記排熱回収ボイラから排出された前記排燃焼ガスを混合した前記第１燃料ガスを前記燃料電池システムへ供給して、前記燃料電池システムを加熱するステップと、(E) supplying the first fuel gas mixed with the exhaust combustion gas discharged from the exhaust heat recovery boiler to the fuel cell system, and heating the fuel cell system;
（ｆ）前記第１燃料ガスと前記第１酸化剤ガスとにより、燃料電池システムで発電を行なうステップと(F) generating power in a fuel cell system using the first fuel gas and the first oxidant gas;
を具備するWith
複合発電システムの起動方法。A method for starting a combined power generation system.