JP5586178B2 - 燃料電池コジェネレーションシステム - Google Patents

Description

本発明は、発電に伴う排熱の回収効率を高めた燃料電池コジェネレーションシステムに関するものである。

家庭用の燃料電池コジェネレーションシステムとは、都市ガスやＬＰガス等を燃料とする燃料電池にて発電を行いながら、発電時に生じた排熱を回収して給湯に利用するシステムである。このような燃料電池コジェネレーションシステムを設置した家庭では、商用電力系統からの電力使用量および給湯ボイラーからの給湯量を抑えることが可能である。つまり、家庭における一次エネルギーの消費量を削減して、省エネ効果を獲得することができる。

ここで、図４を参照して燃料電池コジェネレーションシステムの概要について説明する。図４は一般的な家庭用燃料電池コジェネレーションシステムの構成図である。燃料電池コジェネレーションシステム１は、燃料電池本体１０３を主体とする燃料電池ユニット１０と、燃料電池本体１０３の排出した熱を湯として蓄えて給湯を使う貯湯ユニット１１という２つのユニットから構成されている。

燃料電池ユニット１０は、発電に寄与する装置群と、発電に伴う排熱を回収する装置群を備えている。発電に寄与する装置としては、燃料供給手段１０１、改質手段１０２、燃料電池本体１０３、空気供給手段１０４およびインバータ１０５、冷却水供給手段１０７が設けられている。

燃料供給手段１０１は都市ガスやＬＰガス等の燃料を改質手段１０２に供給する部分である。改質手段１０２は前記燃料を水素リッチな改質ガスに処理する部分であって、改質ガスを燃料電池本体１０３に供給している。空気供給手段１０４は酸化剤ガスとして大気中の空気を燃料電池本体１０３に供給している。

燃料電池本体１０３は、上記改質ガスと上記空気を取り込み、電気化学反応により直流電気を発電している。インバータ１０５は燃料電池本体１０３で発電された直流電気を交流電気に変換する部分であり、交流電気を商用電力系統と合わせて本システムの設置家庭の電力負荷１０６に供給している。また、燃料電池本体１０３は発電に伴って発熱するので、冷却水供給手段１０７は燃料電池本体１０３に燃料電池冷却水を供給することで、燃料電池本体１０３を冷却している。

燃料電池ユニット１０において、燃料電池本体１０３の発電に伴う排熱を燃料電池本体１０３から回収する装置としては、排ガス熱回収手段１１０、冷却水熱回収手段１１２という２台の熱交換器が主要部となり、それ以外に、排熱回収水供給手段１０９、湯温計測手段１１３、プラント制御装置１１５がある。このうち、排熱回収水供給手段１０９は、貯湯ユニット１１側から供給される排熱回収水を受け取り、これを熱回収手段１１０、１１２に順次供給する部分である。

排ガス熱回収手段１１０には、排熱回収水供給手段１０９から排熱回収水が供給されると共に、燃料電池本体１０３から燃料電池排ガスが供給される。排ガス熱回収手段１１０は凝縮熱交換器であって、排熱回収水を冷却媒体として燃料電池排ガスを冷却することで燃料電池排ガスの持つ熱エネルギーを排熱回収水に回収する。また、排ガス熱回収手段１１０は、冷却後の排ガスを燃料電池ユニット１０の外部に排気する。

一方、冷却水熱回収手段１１２は、排熱回収水を冷却媒体とする点は前記排ガス熱回収手段１１０と同じであるが、冷却する対象は燃料電池冷却水となる。すなわち、冷却水熱回収手段１１２は、排熱回収水により燃料電池冷却水を冷却することで燃料電池冷却水の持つ熱エネルギーを排熱回収水に回収する。また、排熱回収水との熱交換により冷却された燃料電池冷却水は、冷却水熱回収手段１１２を出た後、再び冷却水供給手段１０７に戻る。

以上のように熱回収手段１１０、１１２を通過した排熱回収水は、燃料電池本体１０３からの排熱を回収したことで水温が上昇して湯となり、貯湯ユニット１１側に貯められる給湯用の温水となる。

湯温計測手段１１３は、熱交換手段１１２から出た湯の温度を測る部分であり、計測値をプラント制御装置１１５に送信する。プラント制御装置１１５は、湯温計測手段１１３の計測値が所定の値となるように、排熱回収水供給手段１０９に対して制御信号を出力して、排熱回収水の流量を調整している。

より詳しくは、湯温計測手段１１３の計測値が目標値より高い（湯温が高い）場合には、排熱回収水供給手段１０９の出力を上げて、排熱回収水の流量を増加させる。これにより、熱回収手段１１０、１１２の冷却性能を上げ、湯の温度を下げるようにする。

逆に、湯温計測手段１１３の計測値が目標値より低い（湯温が低い）場合には、排熱回収水供給手段１０９の出力を下げて排熱回収水の流量を低下させている。これにより、熱回収手段１１０、１１２の冷却性能を下げ、湯の温度を上げるようにする。このような流量調整を行うことにより、湯を所定の温度に維持している。

貯湯ユニット１１は、冷却水熱回収手段１１２から供給される排熱回収水を貯めておく貯湯タンク１０８を有している。貯湯タンク１０８は内部の排熱回収水を燃料電池ユニット１０側の排熱回収水供給手段１０９に送り、上記熱回収手段１１０、１１２で熱を回収することで、温度を高めるようになっている。また、貯湯タンク１０８は本システムの設置家庭の給湯負荷１１４に対し、貯めた湯を供給している。

以上のような構成を有する燃料電池コジェネレーションシステムでは、省エネ効果を高めるべく、運転効率の向上が求められている。運転効率の向上は、燃料電池ユニット１０に供給される一定量当たりの燃料から、より多くの電気を取出すことと、より多くの熱を回収することで実現される。

電気の効率的な取出しに関しては、燃料電池本体１０３の高性能化やインバータ１０５の効率向上、補機動力の低減化などが図られている。また、熱の効率的な回収に関しては、燃料電池ユニット１０から排気される排ガスのエンタルピーを低減することが有効であって、個々の機器や配管からの放熱の低減化だけでなく、排ガス熱回収手段１１０から排出される排ガスの温度をできるだけ低減させることが望まれている。

ところで、省エネ効果が期待される家庭用のコジェネレーションシステムとしては、燃料電池を用いたシステム以外にも、太陽電池を用いた太陽光発電装置が注目されている。太陽光発電装置とは、従来利用されていなかった太陽光エネルギーの一部を太陽光パネルによって電気エネルギーに変換し、その電力を設置家庭に供給する装置である。

ただし、太陽光発電装置の発電効率は、太陽光パネルの温度上昇に比例して低下することが知られている。そのため、夏場は太陽光の照射量が多いにもかかわらず、温度上昇が原因となって発電効率の低下を招いていた。そこで、太陽光発電装置では太陽光パネルを冷却して温度上昇を抑える必要がある。

このとき、太陽光パネルの放出した熱エネルギーを回収して利用することで、太陽光発電装置を熱電併給方式としたコジェネレーションシステムとして構築することが可能となる。例えば、特許文献１に記載の技術は、太陽光パネルを水冷して発電効率の向上を図ると同時に、太陽光パネルの放出する熱エネルギーを吸収して水を温水に変え、これを貯湯タンクに貯めて家庭の給湯負荷に供給している。また、太陽光発電装置に関する技術としては、電池パネルの冷却性能を高めたものなどが提案されている（例えば特許文献２）。

特開２０００−１７９９４８号公報 特開２０００−５４１７４号公報

前述したように、燃料電池コジェネレーションシステムでは運転効率の向上を目指して、熱回収の効率を高めることが要請されている。そのため、燃料電池ユニット１０では、排ガス熱回収手段１１０からの排ガス温度をできるだけ低減させ、エネルギーロスを少なくすることが望まれている。排ガス熱回収手段１１０からの排ガス温度を低減させる最も容易な方法は、凝縮熱交換器である排ガス熱回収手段１１０を大型化することである。

しかしながら、排ガス熱回収手段１１０の大型化は、システム全体の大型化およびコストアップを招くといった不具合が生じた。これらの不具合は、家庭用燃料電池コジェネレーションシステムの普及に際して、障害となる可能性がある。したがって、排ガス熱回収手段１１０を構成する凝縮熱交換器を大型化させることなく、シンプルで廉価な構成によって、燃料電池ユニット１０からの排ガス温度の低減化を図り、エネルギーロスを少なくする技術が求められていた。

しかしながら、上記特許文献１に代表される太陽光発電装置を利用したコジェネレーションシステムでは、システムから取り出せる熱エネルギーが低い。したがって、太陽光発電装置の発する熱エネルギーを回収したとしても、給湯温度は低い。家庭用での熱需要を考えた場合、中温域の給湯は利用価値があまり高くない。そのためも家庭で用いる給湯としては温度が不十分であった。

本発明は、以上の課題を解消するために提案されたものであり、シンプルで廉価な構成により排ガス温度の低減化を図り、燃料電池排ガス冷却用の凝縮熱交換器の大型化を回避しつつ排ガス温度を低減することができ、これにより熱回収効率の向上を実現して高効率運転に寄与することが可能な燃料電池コジェネレーションシステムを提供することを目的とするものである。

上記の目的を達成するため、本発明の燃料電池コジェネレーションシステムは、燃料電池ユニットと、前記燃料電池ユニットからの排熱を蓄える蓄熱ユニットとから構成され、前記燃料電池ユニットには、燃料の供給により発電を行い且つ燃料電池排ガスを排出する燃料電池本体と、前記燃料電池排ガスの持つ熱を排熱回収水に回収する排ガス熱回収手段と、前記排熱回収水を前記排ガス熱回収手段に供給する排熱回収水供給手段が設けられ、さらに、前記排熱回収水供給手段から見て前記排ガス熱回収手段の下流側には、前記燃料電池ユニットの外部から流体が供給され、当該流体が前記排熱回収水に熱を与えるように構成された熱交換手段が設置され、前記排熱回収水供給手段から見て前記熱交換手段の下流側には、前記排熱回収水の温度を計測する温度計測手段が設置され、前記温度計測手段の計測値が所定の値になるように、前記排熱回収水供給手段を制御することを特徴とするものである。

本発明の燃料電池コジェネレーションシステムによれば、燃料電池ユニットの外部から供給される流体の熱エネルギーを排熱回収水に回収する熱交換手段を備えるといった簡単な構成により、排熱回収水の有する熱エネルギーを増大させて排熱回収水の供給量を高めることができ、これにより燃料電池排ガスを冷却する排ガス熱回収手段の冷却性能を上げて熱回収効率の向上を実現することができ、システムの高効率運転に寄与することが可能となる。

本発明に係る第１の実施形態の構成図。 本発明に係る第２の実施形態の構成図。 本発明の他の実施形態の構成図。 従来の燃料電池コジェネレーションシステムの構成図。

（１）第１の実施形態
（構成）
以下、本発明の燃料電池コジェネレーションシステムに係る実施形態の一例について、図１を参照して具体的に説明する。図１に示す燃料電池コジェネレーションシステム１は、排熱回収の寄与する装置群に改良を加えてものであって、発電に寄与する装置群に関しては図４に示した従来例と共通である。そのため、図１では、燃料電池ユニット１０において発電に寄与する装置群については図示を省略する。また、排熱回収に寄与する装置群に関しても同一の部材に関しては同一符号を付して説明は省略する。

第１の実施形態における構成上の特徴は、排熱回収水供給手段１０９から見て排ガス熱回収手段１１０の下流側に、外部流体熱回収手段１１１が設置されている点にある。外部流体熱回収手段１１１には、燃料電池ユニット１０とは独立した外部装置が接続される。

また、外部流体熱回収手段１１１には、排熱回収水供給手段１０９から排熱回収水が供給されると共に、この排熱回収水に熱を与える流体が外部装置から供給される。つまり、外部流体熱回収手段１１１は、外部流体と排熱回収水との熱交換を行う熱交換手段である。

ここで、外部流体熱回収手段１１１と接続される外部装置としては、太陽光エネルギーを利用して発電する太陽光発電装置２０１が採用される。外部装置である太陽光発電装置２０１が燃料電池ユニット１０から独立している状態とは、太陽光発電装置２０１からの熱エネルギーと、燃料電池ユニット１０に供給される燃料に由来する熱エネルギーとが互いに影響を与えない状態を示す。

太陽光発電装置２０１には、太陽光パネル２０６が設けられると共に、太陽光パネル２０６には太陽光パネル２０６を冷却するためのＰＶ冷却手段２０２が取り付けられている。さらに、ＰＶ冷却手段２０２にはＰＶ冷却手段２０２に対しＰＶ冷却剤（例えば水）を循環供給するＰＶ冷却剤供給手段２０３が設置されている。そして、ＰＶ冷却剤供給手段２０３が上記外部流体熱回収手段１１１に接続される。すなわち、太陽光発電装置２０１側のＰＶ冷却剤が、燃料電池コジェネレーションシステム１の排熱回収水に対して熱を与える外部流体となっている。

（作用）
以上の構成を有する第１の実施形態では、外部流体熱回収手段１１１がＰＶ冷却剤と排熱回収水との熱交換を行う。このとき、外部流体熱回収手段１１１ではＰＶ冷却剤を冷却すると同時に、排熱回収水を加熱する。排熱回収水は、２台の熱交換器を通過した図４に示した従来例と比べて、外部流体熱回収手段１１１を通過した分だけ、排熱回収量が増大したことになる。このため、排熱回収水の温度は上昇し、湯温計測手段１１３の計測値は高くなる。

湯温計測手段１１３の計測値が高くなると、プラント制御装置１１５の制御信号を受けて、排熱回収水供給手段１０９の出力は上がり、冷却媒体である排熱回収水の流量は増加する。このように排熱回収水供給手段１０９による排熱回収水流量が増加したことで、以下のような好循環の制御が働く。

排熱回収水の流量が増加すれば、排熱ガス回収手段１１０での熱回収量が増加する。この熱回収量の増加によって、排熱回収水の温度は上昇し、湯温計測手段１１３の計測値は高くなる。その結果、湯温計測手段１１３の計測値を一定にすべく、排熱回収水の流量を増加させる方向にプラント制御装置１１５の制御が働く。これにより、排熱ガス回収手段１１０での熱回収量がさらに増加するといった好循環制御となる。

（効果）
上記第１の実施例の形態によれば、以下の三つの効果を得ることができる。第１に、排熱回収水の流量が増加した排ガス熱回収手段１１０では、冷却性能が高まるので、燃料電池ユニット１０からの排ガス温度を低減することができる。したがって、燃料電池コジェネレーションシステム１として、エネルギーロスの少ない高効率な運転が可能となる。

しかも、外部流体熱回収手段１１１にて回収した熱エネルギーは、燃料電池本体１０３に供給される燃料に由来しない外部の熱エネルギーなので、排ガス熱回収手段１１０自体を大型化させることなく、排ガス熱回収手段１１０の熱交換性能を高めることができる。したがって、燃料電池コジェネレーションシステム１のコンパクト化と、熱回収効率の向上を両立させることができる。

第２に、ＰＶ冷却剤と排熱回収水の熱交換量自体は小さく、仮に太陽光発電装置２０１から取り出せる熱エネルギーが低いとしても、外部流体熱回収手段１１１によって回収した熱エネルギーを、燃料電池コジェネレーションシステム１に流れる排熱回収水に、集約的に回収することができる。

これにより、太陽光発電装置２０１の熱エネルギーだけを利用したコジェネレーションシステムでは、利用価値の低い中温水しか得られなかったものが、本実施形態では最終的に利用価値の高い高温の湯を貯湯ユニット１１に安定して供給することが可能となる。

第３に、外部流体熱回収手段１１１では、排熱回収水との熱交換によりＰＶ冷却剤を冷却する。このため、ＰＶ冷却手段２０２は低温のＰＶ冷却剤にて太陽光発電装置２０１を効率よく冷却することができる。したがって、太陽光発電装置２０１は良好な発電効率を獲得することができる。

（２）第２の実施形態
（構成）
本発明に係る燃料電池コジェネレーションシステムで、第２の実施形態の構成について、図２を参照して説明する。なお、図１および図２の共通部分については、図示していない。第２の実施形態では、太陽光発電装置２０１を冷却したＰＶ冷却剤の温度を測定するための第１の温度計測手段２０４が設けられ、その下流に流路切替手段２０５が設置されている。

流路切替手段２０５は、プラント制御装置１１５からの制御信号を受けて、ＰＶ冷却剤の流路を外部流体熱回収手段１１１方向、または外部流体熱回収手段１１１をバイパスしてＰＶ冷却剤供給手段２０３方向に切替えるものである。また、外部流体熱回収手段１１１の排熱回収水の上流には、外部流体熱回収手段１１１に入る排熱回収水の温度を測定するための第２の温度計測手段１２０が設置されている。

（作用）
上記第１及び第２の温度計測手段２０４、１２０は、それぞれの計測値であるＰＶ冷却剤温度Ｔ１、排熱回収水温度Ｔ２をプラント制御装置１１５に送信する。第１の温度計測手段２０４の計測したＰＶ冷却剤温度Ｔ１が、第２の温度計測手段１２０の計測した排熱回収水温度Ｔ２以下であれば、プラント制御装置１１５は、流路切替手段２０５に対しＰＶ冷却剤の流路をＰＶ冷却剤供給手段２０３方向とする制御信号を送る。したがって、流路切替手段２０５により外部流体熱回収手段１１１をバイパスし、ＰＶ冷却剤をＰＶ冷却剤供給手段２０３側に戻す（図２中の矢印Ａ）。

また、第１の温度計測手段２０４の計測したＰＶ冷却剤温度Ｔ１が、第２の温度計測手段１２０の計測した排熱回収水温度Ｔ２よりも高ければ、プラント制御装置１１５は、流路切替手段２０５に対してＰＶ冷却剤の流路を外部流体熱回収手段１１１方向とする制御信号を送る。したがって、流路切替手段２０５はＰＶ冷却剤を外部流体熱回収手段１１１側に流す（図２中の矢印Ｂ）。その結果、外部流体熱回収手段１１１における熱交換に寄与することが可能となる。

（効果）
以上のような構成を有する第２の実施形態によれば、外部流体熱回収手段１１１において、ＰＶ冷却剤と排熱回収水の温度であるＴ１、Ｔ２が同じか、ＰＶ冷却剤温度Ｔ１の方が排熱回収水温度Ｔ２よりも低い時は、ＰＶ冷却剤は排熱回収水に対する加熱媒体とならない。このため、外部流体熱回収手段１１１にＰＶ冷却剤を流すことはない。したがって、排熱回収水との熱交換によりＰＶ冷却剤の温度が上昇する心配がなく、万が一にも太陽光発電装置２０１の発電効率が低下するおそれがない。

（３）他の実施形態
以上の実施形態は、本発明を実施する際の具体例であり、発明の範囲を何ら限定するものではない。例えば、第１の実施形態の作用効果を得るためには、燃料電池ユニットに供給される燃料に由来しない外部エネルギーが、外部流体熱回収手段１１１の温熱源に含まれていることが重要であって、排熱回収水に対する加熱流体が、例えば設置宅の風呂の残り湯であってもよい（図３参照）。

図３に示した実施形態では太陽光発電装置２０１に代えて、風呂３０１の残り湯を外部流体熱回収手段１１１に供給する残り湯供給手段３０３が設けられている。つまり、風呂３０１の残り湯が排熱回収水側に熱を与える外部流体となる。また、残り湯供給手段３０３には残り湯の温度Ｔ３を測定するための第３の温度計測手段３０４が接続されている。

この実施形態では、第３の温度計測手段３０４の計測した残り湯の温度Ｔ３が、第２の温度計測手段１２０の計測した排熱回収水温度Ｔ２よりも高い場合にのみ、プラント制御装置１１５の制御により、残り湯供給手段３０３が動作して残り湯を外部流体熱回収手段１１１方向に流す（図３中の矢印Ｃ）。

したがって、外部流体熱回収手段１１１において、風呂３０１の残り湯と排熱回収水との熱交換が行われる。なお、残り湯の温度Ｔ３が排熱回収水温度Ｔ２以下であれば、残り湯供給手段３０３は動作することがない。このような実施形態によれば、上記第２の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。

また、太陽光発電装置２０１による起電力を燃料電池コジェネレーションシステム１に含めることは必須ではない。すなわち、太陽光発電装置２０１は発電を行ってなくてもよい。さらに、第２の実施形態では、ひとつの流路切替弁２０５でＰＶ冷却剤の流路を切替えたが、複数の遮断弁を用いて、ＰＶ冷却剤の流路を切替えるようにしてもよい。なお、ＰＶ冷却剤としては、水を利用しているが、冷却媒体であれば、その種類は適宜選択自由である。

また、ＰＶ冷却剤に外部流体熱回収手段１１１をバイパスさせる目的は、排熱回収水よりも温度の低いＰＶ冷却剤を、外部流体熱回収手段１１１側に流さないことである。そのため、太陽光発電装置２０１の温度を直接測定して、冬場など当該温度が所定の温度に達しない場合には、排熱回収水の温度を測定するまでもなく、ＰＶ冷却剤供給手段２０３を停止させる構成としてもよい。

また、上記の実施形態ではいずれも、都市ガスやＬＰガスから水素リッチなガスを取出すための改質手段を備えることを前提としているが、これに限らず、産業用の副生成物で元々水素を含むガスや純水素ガスを燃料とし、改質手段を持たない燃料電池発電システムに適用してもよい。

１…燃料電池コジェネレーションシステム
１０…燃料電池ユニット
１１…貯湯ユニット
１０１…燃料供給手段
１０２…改質手段
１０３…燃料電池本体
１０４…空気供給手段
１０５…インバータ
１０６…電力負荷
１０７…冷却水供給手段
１０８…貯湯タンク
１０９…排熱回収水供給手段
１１０…排ガス熱回収手段
１１１…外部流体熱回収手段
１１２…冷却水熱回収手段
１１３…湯温計測手段
１１４…給湯負荷
１１５…プラント制御装置
１２０…第２の温度計測手段
２０１…太陽光発電装置
２０２…ＰＶ冷却手段
２０３…ＰＶ冷却剤供給手段
２０４…第１の温度計測手段
２０５…流路切替手段
２０６…太陽光パネル
３０１…風呂
３０３…残り湯供給手段
３０４…第３の温度計測手段
Ｔ１…ＰＶ冷却剤温度
Ｔ２…排熱回収水温度
Ｔ３…残り湯の温度

Claims (5)

1. 燃料電池ユニットと、前記燃料電池ユニットからの排熱を蓄える蓄熱ユニットとから構成され、
   前記燃料電池ユニットには、燃料の供給により発電を行い且つ燃料電池排ガスを排出する燃料電池本体と、前記燃料電池排ガスの持つ熱を排熱回収水に回収する排ガス熱回収手段と、前記排熱回収水を前記排ガス熱回収手段に供給する排熱回収水供給手段が設けられ、
   さらに、前記排熱回収水供給手段から見て前記排ガス熱回収手段の下流側には、前記燃料電池ユニットの外部から流体が供給され、当該流体が前記排熱回収水に熱を与えるように構成された熱交換手段が設置され、
   前記排熱回収水供給手段から見て前記熱交換手段の下流側には、前記排熱回収水の温度を計測する温度計測手段が設置され、
   前記温度計測手段の計測値が所定の値になるように、前記排熱回収水供給手段を制御することを特徴とする燃料電池コジェネレーションシステム。
2. 前記熱交換手段に対し前記外部流体を供給する流体供給配管が設けられたことを特徴とする請求項１に記載の燃料電池コジェネレーションシステム。
3. 前記燃料電池ユニット外部には燃料電池コジェネレーションシステムとは独立した太陽光発電装置が設けられ、
   前記外部流体として前記太陽光発電装置を冷却するためのＰＶ冷却剤が用いられたことを特徴とする請求項２に記載の燃料電池コジェネレーションシステム。
4. 前記外部流体として風呂の残り湯が用いられたことを特徴とする請求項１または２に記載の燃料電池コジェネレーションシステム。
5. 前記外部流体熱回収手段に供給される際の前記排熱回収水を測定する第１の温度測定手段と、前記外部流体の温度を測定する第２の温度測定手段が設けられ、
   これら第１及び第２の温度測定手段の計測値に基づき、前記外部流体温度が前記排熱回収水温度を上回る時にのみ、前記外部流体熱回収手段に対し前記外部流体が供給されることを特徴とする請求項１〜４のいずれか１項に記載の燃料電池コジェネレーションシステム。

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