JP6081167B2

JP6081167B2 - Power generation system and method for operating power generation system

Info

Publication number: JP6081167B2
Application number: JP2012261063A
Authority: JP
Inventors: 大澤　弘行; 弘行大澤
Original assignee: Mitsubishi Hitachi Power Systems Ltd
Current assignee: Mitsubishi Power Ltd
Priority date: 2012-11-29
Filing date: 2012-11-29
Publication date: 2017-02-15
Anticipated expiration: 2032-11-29
Also published as: JP2014107206A

Description

本発明は、少なくとも燃料電池とガスタービンとを組み合わせた発電システム及び発電システムの運転方法に関するものである。 The present invention relates to a power generation system combining at least a fuel cell and a gas turbine, and a method for operating the power generation system.

燃料電池としての固体酸化物形燃料電池（ＳｏｌｉｄＯｘｉｄｅＦｕｅｌＣｅｌｌ：以下ＳＯＦＣ）は、用途の広い高効率な燃料電池として知られている。このＳＯＦＣは、イオン導電率を高めるために作動温度が高くされているので、ガスタービンの圧縮機から吐出された空気を空気極側に供給する空気（酸化剤）として使用することができる。また、ＳＯＦＣは、利用できなかった高温の燃料及び排熱をガスタービンの燃焼器において燃料及び酸化性ガスとして使用することができる。また、ＳＯＦＣの他に作動温度が高い燃料電池として溶融炭酸塩形燃料電池が知られており、ＳＯＦＣと同様にガスタービンとの連携による排熱利用が検討されている。 A solid oxide fuel cell (hereinafter referred to as SOFC) as a fuel cell is known as a highly efficient fuel cell having a wide range of uses. Since this SOFC has a high operating temperature in order to increase the ionic conductivity, it can be used as air (oxidant) for supplying air discharged from the compressor of the gas turbine to the air electrode side. In addition, the SOFC can use high-temperature fuel and exhaust heat that could not be used as fuel and oxidizing gas in the combustor of the gas turbine. In addition to SOFC, a molten carbonate fuel cell is known as a fuel cell having a high operating temperature, and exhaust heat utilization in cooperation with a gas turbine is being studied in the same manner as SOFC.

このため、例えば、下記特許文献１及び下記特許文献２に記載されるように、高効率発電を達成することができる発電システムとして、ＳＯＦＣとガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたものが各種提案されている。この特許文献１及び特許文献２に記載されたコンバインドシステムは、ＳＯＦＣと、このＳＯＦＣから排出された排燃料ガスと排出空気とを燃焼するガスタービン燃焼器と、空気を圧縮してＳＯＦＣに供給する圧縮機を有するガスタービンとを設けたものである。 For this reason, as described in, for example, Patent Document 1 and Patent Document 2 below, various combinations of SOFCs, gas turbines, and steam turbines have been proposed as power generation systems that can achieve high-efficiency power generation. Yes. The combined system described in Patent Document 1 and Patent Document 2 includes an SOFC, a gas turbine combustor that combusts exhaust fuel gas and exhaust air discharged from the SOFC, and compresses the air to be supplied to the SOFC. And a gas turbine having a compressor.

特開２００９−２０５９３０号公報JP 2009-205930 A 特開２００４−２２０９４１号公報JP 2004-220941 A

上述した特許文献１及び特許文献２の発電システムは、起動時において、ガスタービンの圧縮機により圧縮された空気（圧縮空気）が、圧縮機からＳＯＦＣに供給される。ここで、圧縮空気は、圧縮機により昇温・昇圧される一方で、起動時におけるＳＯＦＣは、その内部の温度が低くなっている。このため、起動時において、圧縮空気が圧縮機からＳＯＦＣに供給されると、圧縮空気に含まれる水蒸気等の凝縮性ガスが、ドレンとなってＳＯＦＣの内部にて凝縮する。例えば、大気温度３５℃、相対湿度７５％の空気を圧力比２０で圧縮する場合は、飽和温度は約９５℃まで上昇することになる。従い、圧縮空気Ａ２の温度が温度の低い部位に接触することで、容易に飽和温度以下となり、ＳＯＦＣ１３の内部でドレンが発生しやすくなる。ＳＯＦＣの内部にドレンが発生すると、ＳＯＦＣが劣化する可能性がある。 In the power generation systems of Patent Document 1 and Patent Document 2 described above, air (compressed air) compressed by the compressor of the gas turbine is supplied from the compressor to the SOFC at the time of startup. Here, while the temperature of the compressed air is raised and increased by the compressor, the internal temperature of the SOFC at the time of startup is low. For this reason, at the time of start-up, when compressed air is supplied from the compressor to the SOFC, condensable gas such as water vapor contained in the compressed air becomes drainage and condenses inside the SOFC. For example, when air having an atmospheric temperature of 35 ° C. and a relative humidity of 75% is compressed at a pressure ratio of 20, the saturation temperature rises to about 95 ° C. Therefore, when the temperature of the compressed air A2 comes into contact with a portion having a low temperature, the temperature easily falls below the saturation temperature, and drainage is likely to occur inside the SOFC 13. If drain is generated inside the SOFC, the SOFC may deteriorate.

本発明は、上述した課題を解決するものであり、燃料電池の起動時において、燃料電池の内部におけるドレンの発生を抑制することができる発電システム及び発電システムの運転方法を提供することを目的とする。 An object of the present invention is to solve the above-described problems, and to provide a power generation system and a method for operating the power generation system that can suppress the generation of drain in the fuel cell when the fuel cell is started. To do.

上記の目的を達成するための本発明の発電システムは、圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、空気極及び燃料極を有する燃料電池と、前記圧縮機で圧縮された圧縮酸化性ガスを、前記燃料電池の前記空気極に供給する圧縮酸化性ガス供給ラインと、前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガス中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮器と、前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガスの流れ方向において、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインと、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインとの間で熱交換を行う再生熱交換器と、を備えることを特徴とする。 In order to achieve the above object, a power generation system of the present invention comprises a gas turbine having a compressor and a combustor, a fuel cell having an air electrode and a fuel electrode, and a compressed oxidizing gas compressed by the compressor. A compressed oxidizing gas supply line that supplies the air electrode of the fuel cell and the compressed oxidizing gas supply line are provided, and at least a part of the condensable gas is separated and removed from the compressed oxidizing gas. A condenser and the compressed oxidizing gas supply line, and the compressed oxidizing gas supply line upstream of the condenser in the flow direction of the compressed oxidizing gas and the compression downstream of the condenser; And a regenerative heat exchanger that exchanges heat with the oxidizing gas supply line.

従って、圧縮酸化性ガス供給ラインによって、圧縮機で圧縮した圧縮酸化性ガスを、燃料電池の空気極に供給することができる。このとき、凝縮器において、圧縮酸化性ガス中に含まれる凝縮性ガスを凝縮し、ドレンとして回収することができる。このため、燃料電池の起動時において、温度の低い燃料電池に、圧縮酸化性ガスが供給された場合でも、凝縮器においてドレンが回収されていることから、燃料電池内においてドレンが発生することを抑制することができる。なお、凝縮器の作動停止としては、例えば、圧縮酸化性ガスの圧力比に応じて、所定時間経過後、又は燃料電池内部の温度が所定温度に達した場合としても良い。また、凝縮器を通過して温度が低くなった圧縮酸化性ガスを、再生熱交換器によって、凝縮器に供給される前の圧縮酸化性ガスにより加熱することができる。このため、燃料電池に供給される圧縮酸化性ガスを昇温することができるため、圧縮酸化性ガスによる燃料電池の昇温を妨げることなく、燃料電池を好適に昇温することができる。なお、凝縮性ガスとしては、例えば、水蒸気であり、ドレンとしては、例えば、水である。 Therefore, the compressed oxidizing gas compressed by the compressor can be supplied to the air electrode of the fuel cell by the compressed oxidizing gas supply line. At this time, in the condenser, the condensable gas contained in the compressed oxidizing gas can be condensed and recovered as drain. For this reason, when the compressed oxidizing gas is supplied to the fuel cell having a low temperature at the time of starting the fuel cell, the drain is recovered in the condenser, so that the drain is generated in the fuel cell. Can be suppressed. The operation of the condenser may be stopped, for example, after the elapse of a predetermined time or when the temperature inside the fuel cell has reached a predetermined temperature according to the pressure ratio of the compressed oxidizing gas. Further, the compressed oxidizing gas that has passed through the condenser and whose temperature has been lowered can be heated by the regenerative heat exchanger with the compressed oxidizing gas before being supplied to the condenser. For this reason, since the temperature of the compressed oxidizing gas supplied to the fuel cell can be increased, the temperature of the fuel cell can be appropriately increased without preventing the temperature of the fuel cell from being increased by the compressed oxidizing gas. The condensable gas is, for example, water vapor, and the drain is, for example, water.

本発明の発電システムでは、前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記凝縮器の上流側において前記再生熱交換器に供給される前の前記圧縮酸化性ガスを加熱する加熱器を、さらに備えることを特徴とする。 The power generation system of the present invention further includes a heater that is provided in the compressed oxidizing gas supply line and that heats the compressed oxidizing gas before being supplied to the regeneration heat exchanger on the upstream side of the condenser. It is characterized by that.

従って、加熱器は、圧縮酸化性ガスの温度を上昇させることができるため、再生熱交換器において、凝縮器の下流側の圧縮酸化性ガス供給ラインを通過する圧縮酸化性ガスを、加熱器が無い場合よりも高温に昇温させることができ、燃料電池を迅速に昇温させることができる。なお、加熱器として、燃料ガスを燃焼させることで圧縮酸化性ガスを加熱する燃焼器が適用される場合には、燃料ガスを燃焼させることで発生する水蒸気等の凝縮性ガスも、凝縮器によりドレンとして回収することができる。 Therefore, since the heater can raise the temperature of the compressed oxidizing gas, in the regenerative heat exchanger, the heater passes the compressed oxidizing gas passing through the compressed oxidizing gas supply line on the downstream side of the condenser. The temperature can be raised to a higher temperature than when there is no fuel cell, and the temperature of the fuel cell can be raised quickly. In addition, when a combustor that heats a compressed oxidizing gas by burning fuel gas is applied as a heater, condensable gas such as water vapor generated by burning fuel gas is also reduced by the condenser. It can be recovered as drain.

また、本発明の発電システムの運転方法は、圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、空気極及び燃料極を有する燃料電池と、前記圧縮機で圧縮された圧縮酸化性ガスを、前記燃料電池の前記空気極に供給する圧縮酸化性ガス供給ラインと、前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガス中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮器と、前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガスの流れ方向において、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインと、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインとの間で熱交換を行う再生熱交換器と、を備える発電システムの運転方法であって、前記凝縮器において、前記圧縮機から前記凝縮器に供給される前記圧縮酸化性ガス中の少なくとも一部を分離して除去する凝縮工程と、前記再生熱交換器において、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインを通過する前記圧縮酸化性ガスを、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインにより加熱する再加熱工程と、を含むことを特徴とする。 The power generation system operating method of the present invention includes a gas turbine having a compressor and a combustor, a fuel cell having an air electrode and a fuel electrode, and a compressed oxidizing gas compressed by the compressor. A compressed oxidizing gas supply line for supplying to the air electrode, and a condenser provided in the compressed oxidizing gas supply line for separating and removing at least a part of the condensable gas from the compressed oxidizing gas. The compressed oxidizing gas supply line provided on the compressed oxidizing gas supply line and in the flow direction of the compressed oxidizing gas, the compressed oxidizing gas supply line upstream of the condenser and the compressed oxidizing gas downstream of the condenser. A regenerative heat exchanger for exchanging heat with a supply line, wherein the compressor is in the compressed oxidizing gas supplied from the compressor to the condenser. A condensing step of separating and removing at least a part of the regenerative heat exchanger, wherein the compressed oxidizing gas passing through the compressed oxidizing gas supply line on the downstream side of the condenser is upstream of the condenser; And a reheating step of heating by the compressed oxidizing gas supply line.

従って、凝縮工程において、圧縮酸化性ガス中に含まれる凝縮性ガスを凝縮し、ドレンとして回収することができる。このため、燃料電池の起動時において、温度の低い燃料電池に、圧縮酸化性ガスが供給された場合でも、凝縮器においてドレンが回収されていることから、燃料電池内においてドレンが発生することを抑制することができる。また、再加熱工程において、凝縮器を通過して温度が低くなった圧縮酸化性ガスを、凝縮器に供給される前の圧縮酸化性ガスにより加熱することができるため、圧縮酸化性ガスによる燃料電池の昇温を妨げることがなく、燃料電池を好適に昇温することができる。 Therefore, in the condensation step, the condensable gas contained in the compressed oxidizing gas can be condensed and recovered as a drain. For this reason, when the compressed oxidizing gas is supplied to the fuel cell having a low temperature at the time of starting the fuel cell, the drain is recovered in the condenser, so that the drain is generated in the fuel cell. Can be suppressed. Further, in the reheating step, the compressed oxidizing gas that has passed through the condenser and whose temperature has been lowered can be heated by the compressed oxidizing gas before being supplied to the condenser. The temperature of the fuel cell can be suitably raised without hindering the temperature rise of the battery.

本発明の発電システム及び発電システムの運転方法によれば、圧縮酸化性ガス供給ラインにおいて、圧縮酸化性ガス中に含まれる凝縮性ガスをドレンとして回収することができる。このため、燃料電池の内部にドレンが発生することを低減することができるため、燃料電池のドレンによる劣化を抑制することができる。 According to the power generation system and the operation method of the power generation system of the present invention, the condensable gas contained in the compressed oxidizing gas can be recovered as a drain in the compressed oxidizing gas supply line. For this reason, since generation | occurrence | production of a drain can be reduced inside a fuel cell, degradation by the drain of a fuel cell can be suppressed.

図１は、実施例１の発電システムを表す概略構成図である。FIG. 1 is a schematic configuration diagram illustrating a power generation system according to the first embodiment. 図２は、ＳＯＦＣの温度変化に関するタイムチャートである。FIG. 2 is a time chart regarding the temperature change of the SOFC. 図３は、実施例２の発電システムを表す概略構成図である。FIG. 3 is a schematic configuration diagram illustrating a power generation system according to the second embodiment.

以下に添付図面を参照して、本発明に係る発電システム及び発電システムの運転方法の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。 Exemplary embodiments of a power generation system and a method for operating the power generation system according to the present invention will be described below in detail with reference to the accompanying drawings. In addition, this invention is not limited by this Example, Moreover, when there exists multiple Example, what comprises combining each Example is also included.

実施例１の発電システムは、固体酸化物形燃料電池（以下、ＳＯＦＣと称する。）とガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたトリプルコンバインドサイクル（Triple Combined Cycle：登録商標）である。このトリプルコンバインドサイクルは、ガスタービンコンバインドサイクル発電（ＧＴＣＣ）の上流側にＳＯＦＣを設置することにより、ＳＯＦＣ、ガスタービン、蒸気タービンの３段階で電気を取り出すことができるため、極めて高い発電効率を実現することができる。なお、以下の説明では、本発明の燃料電池として固体酸化物形燃料電池を適用して説明するが、この形式の燃料電池に限定されるものではない。 The power generation system of Example 1 is a triple combined cycle (registered trademark) in which a solid oxide fuel cell (hereinafter referred to as SOFC), a gas turbine, and a steam turbine are combined. This triple combined cycle realizes extremely high power generation efficiency because electricity can be taken out in three stages of SOFC, gas turbine, and steam turbine by installing SOFC upstream of gas turbine combined cycle power generation (GTCC). can do. In the following description, a solid oxide fuel cell is applied as the fuel cell of the present invention, but the present invention is not limited to this type of fuel cell.

図１は、実施例１の発電システムを表す概略構成図である。実施例１において、図１に示すように、発電システム１０は、ガスタービン１１及び発電機１２と、ＳＯＦＣ１３と、蒸気タービン１４及び発電機１５とを有している。この発電システム１０は、ガスタービン１１による発電と、ＳＯＦＣ１３による発電と、蒸気タービン１４による発電とを組み合わせることで、高い発電効率を得るように構成したものである。 FIG. 1 is a schematic configuration diagram illustrating a power generation system according to the first embodiment. In the first embodiment, as illustrated in FIG. 1, the power generation system 10 includes a gas turbine 11 and a generator 12, an SOFC 13, a steam turbine 14 and a generator 15. The power generation system 10 is configured to obtain high power generation efficiency by combining power generation by the gas turbine 11, power generation by the SOFC 13, and power generation by the steam turbine 14.

ガスタービン１１は、圧縮機２１、燃焼器２２、タービン２３を有しており、圧縮機２１とタービン２３は、回転軸２４により一体回転可能に連結されている。圧縮機２１は、空気取り込みライン２５から取り込んだ空気Ａを圧縮する。燃焼器２２は、圧縮機２１から第１圧縮空気供給ライン２６を通して供給された圧縮空気Ａ１と、第１燃料ガス供給ライン２７から供給された燃料ガスＬ１とを混合して燃焼する。タービン２３は、燃焼器２２から排ガス供給ライン２８を通して供給された排ガス（燃焼ガス）Ｇにより回転する。なお、図示しないが、タービン２３は、圧縮機２１で圧縮された圧縮空気Ａ１が車室を通して供給され、この圧縮空気Ａ１を冷却空気として翼などを冷却する。発電機１２は、タービン２３と同軸上に設けられており、タービン２３が回転することで発電することができる。なお、ここで、燃焼器２２に供給する燃料ガスＬ１及び後述する燃料ガスＬ２、燃料ガスＬ４の各燃料ガスは、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）、水素（Ｈ_２）および一酸化炭素（ＣＯ）、メタン（ＣＨ_４）などの炭化水素ガス、石炭など炭素質原料のガス化設備により製造したガスを用いることが可能である。 The gas turbine 11 includes a compressor 21, a combustor 22, and a turbine 23, and the compressor 21 and the turbine 23 are connected by a rotary shaft 24 so as to be integrally rotatable. The compressor 21 compresses the air A taken in from the air intake line 25. The combustor 22 mixes and combusts the compressed air A 1 supplied from the compressor 21 through the first compressed air supply line 26 and the fuel gas L 1 supplied from the first fuel gas supply line 27. The turbine 23 is rotated by exhaust gas (combustion gas) G supplied from the combustor 22 through the exhaust gas supply line 28. Although not shown, the turbine 23 is supplied with compressed air A1 compressed by the compressor 21 through the passenger compartment, and cools the blades and the like using the compressed air A1 as cooling air. The generator 12 is provided on the same axis as the turbine 23 and can generate electric power when the turbine 23 rotates. Here, the fuel gas L1 supplied to the combustor 22, and the fuel gas L2 and the fuel gas L4 described later are, for example, liquefied natural gas (LNG), hydrogen (H ₂ ), and carbon monoxide (CO ), Hydrocarbon gas such as methane (CH ₄ ), and gas produced by a gasification facility for carbonaceous raw materials such as coal can be used.

ＳＯＦＣ１３は、還元剤としての高温の燃料ガスと、酸化剤としての高温の空気（酸化性ガス）とが供給されることで、所定の作動温度にて反応して発電を行うものである。このＳＯＦＣ１３は、圧力容器内に空気極と固体電解質と燃料極が収容されて構成される。空気極に圧縮機２１で圧縮された一部の圧縮空気Ａ２が供給され、燃料極に燃料ガスＬ２が供給されることで発電を行う。また、ＳＯＦＣ１３に供給される酸化性ガスは、酸素を略１５％〜３０％含むガスであり、代表的には空気が好適であるが、空気以外にも燃焼排ガスと空気の混合ガスや、酸素と空気の混合ガスなどが使用可能である（以下、ＳＯＦＣ１３に供給される酸化性ガスを空気という）。 The SOFC 13 is configured to generate power by reacting at a predetermined operating temperature by being supplied with high-temperature fuel gas as a reducing agent and high-temperature air (oxidizing gas) as an oxidant. The SOFC 13 is configured by accommodating an air electrode, a solid electrolyte, and a fuel electrode in a pressure vessel. A part of the compressed air A2 compressed by the compressor 21 is supplied to the air electrode, and the fuel gas L2 is supplied to the fuel electrode to generate power. In addition, the oxidizing gas supplied to the SOFC 13 is a gas containing approximately 15% to 30% oxygen, and typically air is preferable, but in addition to air, a mixed gas of combustion exhaust gas and air, oxygen And the like can be used (hereinafter, the oxidizing gas supplied to the SOFC 13 is referred to as air).

このＳＯＦＣ１３は、第１圧縮空気供給ライン２６から分岐した第２圧縮空気供給ライン（圧縮酸化性ガス供給ライン）３１が連結され、圧縮機２１が圧縮した一部の圧縮空気（圧縮酸化性ガス）Ａ２を空気極の導入部に供給することができる。この第２圧縮空気供給ライン３１は、供給する空気量を調整可能な制御弁３２と、圧縮空気Ａ２を昇圧可能なブロワ（昇圧機）３３とが空気の流れ方向に沿って設けられている。制御弁３２は、第２圧縮空気供給ライン３１における空気の流れ方向の上流側に設けられ、ブロワ３３は、制御弁３２の下流側に設けられている。なお、制御弁３２とブロワ３３の配置は、図１の配置に限定されることはなく、ブロワや制御弁の形式によって、順序を逆にして配置してもよい。ＳＯＦＣ１３は、空気極で用いられた排空気Ａ３を排出する排空気ライン３４が連結されている。この排空気ライン３４は、空気極で用いられた排空気Ａ３を外部に排出する排出ライン３５と、燃焼器２２に連結される排酸化性ガス供給ライン３６とに分岐される。排出ライン３５は、排出する空気量を調整可能な制御弁３７が設けられ、排酸化性ガス供給ライン３６は、ＳＯＦＣ１３及びガスタービン１１間の系統を切り離すための遮蔽弁３８が設けられている。 The SOFC 13 is connected to a second compressed air supply line (compressed oxidizing gas supply line) 31 branched from the first compressed air supply line 26, and a part of compressed air (compressed oxidizing gas) compressed by the compressor 21. A2 can be supplied to the introduction portion of the air electrode. In the second compressed air supply line 31, a control valve 32 capable of adjusting the amount of air to be supplied and a blower (a booster) 33 capable of increasing the pressure of the compressed air A2 are provided along the air flow direction. The control valve 32 is provided on the upstream side of the second compressed air supply line 31 in the air flow direction, and the blower 33 is provided on the downstream side of the control valve 32. In addition, arrangement | positioning of the control valve 32 and the blower 33 is not limited to arrangement | positioning of FIG. 1, You may arrange | position in reverse order according to the format of a blower or a control valve. The SOFC 13 is connected to an exhaust air line 34 that exhausts exhaust air A3 used at the air electrode. The exhaust air line 34 is branched into an exhaust line 35 for exhausting the exhaust air A3 used at the air electrode to the outside, and an exhaust oxidizing gas supply line 36 connected to the combustor 22. The discharge line 35 is provided with a control valve 37 capable of adjusting the amount of air to be discharged, and the exhaust oxidizing gas supply line 36 is provided with a shielding valve 38 for disconnecting the system between the SOFC 13 and the gas turbine 11.

また、ＳＯＦＣ１３は、燃料ガスＬ２を燃料極の導入部に供給する第２燃料ガス供給ライン４１が設けられている。第２燃料ガス供給ライン４１は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁４２が設けられている。ＳＯＦＣ１３は、燃料極で用いられた排燃料ガスＬ３を排出する排燃料ライン４３が連結されている。この排燃料ライン４３は、外部に排出する排出ライン４４と、燃焼器２２に連結される排燃料ガス供給ライン４５とに分岐される。排出ライン４４は、排出する燃料ガス量を調整可能な制御弁４６が設けられ、排燃料ガス供給ライン４５は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁４７と、排燃料ガスＬ３を昇圧可能なブロワ４８が排燃料ガスＬ３の流れ方向に沿って設けられている。制御弁４７は、排燃料ガス供給ライン４５における排燃料ガスＬ３の流れ方向の上流側に設けられ、ブロワ４８は、制御弁４７の排燃料ガスＬ３の流れ方向の下流側に設けられている。なお、制御弁４７とブロワ４８の配置は、図１の配置に限定されることはなく、ブロワや制御弁の形式によって、順序を逆にして配置してもよい。 Further, the SOFC 13 is provided with a second fuel gas supply line 41 for supplying the fuel gas L2 to the introduction portion of the fuel electrode. The second fuel gas supply line 41 is provided with a control valve 42 that can adjust the amount of fuel gas to be supplied. The SOFC 13 is connected to an exhaust fuel line 43 that exhausts the exhaust fuel gas L3 used at the fuel electrode. The exhaust fuel line 43 is branched into an exhaust line 44 that discharges to the outside and an exhaust fuel gas supply line 45 that is connected to the combustor 22. The discharge line 44 is provided with a control valve 46 capable of adjusting the amount of fuel gas to be discharged, and the exhaust fuel gas supply line 45 is capable of boosting the exhaust fuel gas L3 and a control valve 47 capable of adjusting the amount of fuel gas to be supplied. A blower 48 is provided along the flow direction of the exhaust fuel gas L3. The control valve 47 is provided upstream of the exhaust fuel gas supply line 45 in the flow direction of the exhaust fuel gas L3, and the blower 48 is provided downstream of the control valve 47 in the flow direction of the exhaust fuel gas L3. The arrangement of the control valve 47 and the blower 48 is not limited to the arrangement shown in FIG. 1, and the order may be reversed depending on the type of the blower or the control valve.

また、ＳＯＦＣ１３は、排燃料ライン４３と第２燃料ガス供給ライン４１とを連結する燃料ガス再循環ライン４９が設けられている。燃料ガス再循環ライン４９は、排燃料ライン４３の排燃料ガスＬ３を第２燃料ガス供給ライン４１に再循環する再循環ブロワ５０が設けられている。 In addition, the SOFC 13 is provided with a fuel gas recirculation line 49 that connects the exhaust fuel line 43 and the second fuel gas supply line 41. The fuel gas recirculation line 49 is provided with a recirculation blower 50 that recirculates the exhaust fuel gas L3 of the exhaust fuel line 43 to the second fuel gas supply line 41.

蒸気タービン１４は、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）５１で生成された蒸気Ｓによりタービン５２を回転するものである。この排熱回収ボイラ５１は、ガスタービン１１（タービン２３）からの排ガスライン５３が連結されており、空気と高温の排ガスＧとの間で熱交換を行うことで、蒸気Ｓを生成する。蒸気タービン１４（タービン５２）は、排熱回収ボイラ５１との間に、蒸気供給ライン５４と給水ライン５５とが設けられている。そして、給水ライン５５は、復水器５６と給水ポンプ５７とが設けられている。発電機１５は、タービン５２と同軸上に設けられており、タービン５２が回転することで発電することができる。なお、排熱回収ボイラ５１で熱が回収された排ガスＧは、大気へ放出される。なお、本実施例においては、排ガスＧをＨＲＳＧ５１の熱源として利用しているが、排ガスＧはＨＲＳＧ５１以外の各種機器の熱源として利用することも可能である。 The steam turbine 14 rotates the turbine 52 by the steam S generated by the exhaust heat recovery boiler (HRSG) 51. The exhaust heat recovery boiler 51 is connected to an exhaust gas line 53 from the gas turbine 11 (the turbine 23), and generates steam S by exchanging heat between the air and the high temperature exhaust gas G. The steam turbine 14 (turbine 52) is provided with a steam supply line 54 and a water supply line 55 between the exhaust heat recovery boiler 51. The water supply line 55 is provided with a condenser 56 and a water supply pump 57. The generator 15 is provided coaxially with the turbine 52 and can generate electric power when the turbine 52 rotates. The exhaust gas G from which heat has been recovered by the exhaust heat recovery boiler 51 is released to the atmosphere. In this embodiment, the exhaust gas G is used as a heat source for the HRSG 51. However, the exhaust gas G can also be used as a heat source for various devices other than the HRSG 51.

ここで、本実施例の発電システム１０の作動について説明する。発電システム１０を起動する場合、ガスタービン１１が起動した後に蒸気タービン１４及びＳＯＦＣ１３が起動する。 Here, the operation of the power generation system 10 of the present embodiment will be described. When the power generation system 10 is activated, the steam turbine 14 and the SOFC 13 are activated after the gas turbine 11 is activated.

まず、ガスタービン１１にて、圧縮機２１が空気Ａを圧縮し、燃焼器２２が圧縮空気Ａ１と燃料ガスＬ１とを混合して燃焼し、タービン２３が排ガスＧにより回転することで、発電機１２が発電を開始する。次に、蒸気タービン１４にて、排熱回収ボイラ５１により生成された蒸気Ｓによりタービン５２が回転し、これにより発電機１５が発電を開始する。 First, in the gas turbine 11, the compressor 21 compresses the air A, the combustor 22 mixes and burns the compressed air A1 and the fuel gas L1, and the turbine 23 is rotated by the exhaust gas G. 12 starts power generation. Next, in the steam turbine 14, the turbine 52 is rotated by the steam S generated by the exhaust heat recovery boiler 51, whereby the generator 15 starts power generation.

ＳＯＦＣ１３では、まず、圧縮空気Ａ２を供給して昇圧を開始し、加熱を開始する。排出ライン３５の制御弁３７と排酸化性ガス供給ライン３６の遮断弁３８を閉止し、第２圧縮空気供給ライン３１のブロワ３３を停止した状態もしくはブロワ３３を運転した状態で、制御弁３２もしくは加圧専用の図示されていない制御弁を所定開度だけ開放する。なお、ここで制御弁３２において昇圧速度を制御するための開度調整を行う。すると、圧縮機２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２が第２圧縮空気供給ライン３１からＳＯＦＣ１３側へ供給される。これにより、ＳＯＦＣ１３側は、圧縮空気Ａ２が供給されることで圧力が上昇する。 In the SOFC 13, first, the compressed air A 2 is supplied to start pressure increase, and heating is started. With the control valve 37 of the discharge line 35 and the shutoff valve 38 of the exhaust oxidizing gas supply line 36 closed, the control valve 32 or the blower 33 of the second compressed air supply line 31 is stopped or the blower 33 is operated. A control valve (not shown) dedicated to pressurization is opened by a predetermined opening. Here, the control valve 32 adjusts the opening for controlling the pressure increase speed. Then, a part of the compressed air A2 compressed by the compressor 21 is supplied from the second compressed air supply line 31 to the SOFC 13 side. As a result, the pressure on the SOFC 13 side increases as the compressed air A2 is supplied.

一方、ＳＯＦＣ１３では、その燃料極側に、第２燃料ガス供給ライン４１から燃料ガスＬ２、図示されていない圧縮空気供給ライン３１の分岐から圧縮空気（酸化性ガス）Ａ２、窒素等の不活性ガスを供給して昇圧を開始する。排出ライン４４の制御弁４６と排燃料ガス供給ライン４５の制御弁４７を閉止し、ブロワ４８を停止した状態で、第２燃料ガス供給ライン４１の制御弁４２を開放すると共に、燃料ガス再循環ライン４９の再循環ブロワ５０を駆動する。なお、再循環ブロワ５０は、燃料極側の加圧前に起動していてもよい。すると、燃料ガスＬ２が第２燃料ガス供給ライン４１からＳＯＦＣ１３側へ供給されると共に、排燃料ガスＬ３が燃料ガス再循環ライン４９により再循環する。これにより、ＳＯＦＣ１３側は、燃料ガスＬ２、圧縮空気Ａ２、不活性ガス等が供給されることで圧力が上昇する。 On the other hand, in the SOFC 13, an inert gas such as a fuel gas L2 from the second fuel gas supply line 41, a compressed air (oxidizing gas) A2 from a branch of the compressed air supply line 31 (not shown), nitrogen, etc. To start boosting. With the control valve 46 of the exhaust line 44 and the control valve 47 of the exhaust fuel gas supply line 45 closed and the blower 48 stopped, the control valve 42 of the second fuel gas supply line 41 is opened and the fuel gas is recirculated. The recirculation blower 50 in the line 49 is driven. The recirculation blower 50 may be activated before pressurization on the fuel electrode side. Then, the fuel gas L2 is supplied from the second fuel gas supply line 41 to the SOFC 13 side, and the exhaust fuel gas L3 is recirculated by the fuel gas recirculation line 49. Thus, the pressure on the SOFC 13 side is increased by supplying the fuel gas L2, the compressed air A2, the inert gas, and the like.

そして、ＳＯＦＣ１３の空気極側の圧力が圧縮機２１の出口圧力になると、制御弁３２にてＳＯＦＣ１３への供給空気流量を制御すると共に、ブロワ３３が起動していなければ、ブロワ３３を駆動する。それと同時に制御弁３７を開放してＳＯＦＣ１３からの排空気Ａ３を排出ライン３５から排出する。すると、圧縮空気Ａ２がブロワ３３によりＳＯＦＣ１３側へ供給される。それと同時に制御弁４６を開放してＳＯＦＣ１３からの排燃料ガスＬ３を排出ライン４４から排出する。そして、ＳＯＦＣ１３における空気極側の圧力と燃料極側の圧力とが目標圧力に到達すると、ＳＯＦＣ１３の昇圧が完了する。 When the pressure on the air electrode side of the SOFC 13 becomes the outlet pressure of the compressor 21, the control valve 32 controls the flow rate of air supplied to the SOFC 13, and if the blower 33 is not activated, the blower 33 is driven. At the same time, the control valve 37 is opened and the exhaust air A3 from the SOFC 13 is exhausted from the exhaust line 35. Then, the compressed air A2 is supplied to the SOFC 13 side by the blower 33. At the same time, the control valve 46 is opened, and the exhaust fuel gas L3 from the SOFC 13 is discharged from the discharge line 44. When the pressure on the air electrode side and the pressure on the fuel electrode side in the SOFC 13 reach the target pressure, the pressure increase of the SOFC 13 is completed.

その後、ＳＯＦＣ１３の圧力制御が安定したら、制御弁３７が開となっている場合は閉止する一方、遮断弁３８を開放する。すると、ＳＯＦＣ１３からの排空気Ａ３が排酸化性ガス供給ライン３６から燃焼器２２に供給される。また、排燃料ガスＬ３の成分が燃焼器へ投入可能となったら、制御弁４６を閉止する一方、制御弁４７を開放してブロワ４８を駆動する。すると、ＳＯＦＣ１３からの排燃料ガスＬ３が排燃料ガス供給ライン４５から燃焼器２２に供給される。このとき、第１燃料ガス供給ライン２７から燃焼器２２に供給される燃料ガスＬ１を減量する。 Thereafter, when the pressure control of the SOFC 13 is stabilized, if the control valve 37 is open, the control valve 37 is closed and the shut-off valve 38 is opened. Then, the exhaust air A3 from the SOFC 13 is supplied from the exhaust oxidizing gas supply line 36 to the combustor 22. When the component of the exhaust fuel gas L3 can be input to the combustor, the control valve 46 is closed, while the control valve 47 is opened to drive the blower 48. Then, the exhaust fuel gas L3 from the SOFC 13 is supplied from the exhaust fuel gas supply line 45 to the combustor 22. At this time, the fuel gas L1 supplied from the first fuel gas supply line 27 to the combustor 22 is reduced.

ここで、ガスタービン１１の駆動による発電機１２での発電、ＳＯＦＣ１３での発電、蒸気タービン１４の駆動による発電機１５での発電が全て行われることとなり、発電システム１０が定常運転となる。 Here, the power generation by the generator 12 by driving the gas turbine 11, the power generation by the SOFC 13, and the power generation by the generator 15 by driving the steam turbine 14 are all performed, and the power generation system 10 becomes a steady operation.

次に、図２を参照して、ＳＯＦＣ１３の空気極側に導入される圧縮空気Ａ２の温度変化と、ＳＯＦＣ１３の内部の温度変化について説明する。図２は、ＳＯＦＣの温度変化に関するタイムチャートである。 Next, a temperature change of the compressed air A2 introduced to the air electrode side of the SOFC 13 and a temperature change inside the SOFC 13 will be described with reference to FIG. FIG. 2 is a time chart regarding the temperature change of the SOFC.

図２は、その横軸が時間となっており、その縦軸が温度となっている。ＳＯＦＣ１３の空気極側に導入される圧縮空気Ａ２の温度はＰ１となっており、ＳＯＦＣ１３の内部の温度はＰ２となっている。また、０からｔ１までの時間が起動期間となっており、ｔ１からｔ２までの時間が昇温期間となっており、ｔ２以降が発電期間となっている。 In FIG. 2, the horizontal axis represents time, and the vertical axis represents temperature. The temperature of the compressed air A2 introduced to the air electrode side of the SOFC 13 is P1, and the temperature inside the SOFC 13 is P2. Further, the time from 0 to t1 is the startup period, the time from t1 to t2 is the temperature raising period, and the power generation period is after t2.

図２に示すように、発電システム１０において、ＳＯＦＣ１３の起動が開始されると、ガスタービン１１の圧縮機２１から圧縮空気Ａ２が供給される。このとき、時間０からｔ１までの起動期間において、ＳＯＦＣ１３に供給される圧縮空気Ａ２の温度Ｐ１は、圧縮機２１において昇温・昇圧されることから、ＳＯＦＣ１３の内部の温度Ｐ２よりも上回っている。一方で、時間０からｔ１までの起動期間において、ＳＯＦＣ１３の内部の温度Ｐ２は、圧縮空気Ａ２及び図示しない昇温手段によって、徐々に昇温されていく。図示しない昇温手段としては、例えば、バーナー等の昇温用の燃焼器を使用するものや、ＳＯＦＣ１３の空気極に燃料ガスを供給するものがあり、空気極の触媒作用により燃料ガスを燃焼させることで、ＳＯＦＣ１３の内部の温度Ｐ２を上昇させることも可能である。 As shown in FIG. 2, in the power generation system 10, when the activation of the SOFC 13 is started, compressed air A 2 is supplied from the compressor 21 of the gas turbine 11. At this time, in the start-up period from time 0 to t1, the temperature P1 of the compressed air A2 supplied to the SOFC 13 is raised and increased in pressure by the compressor 21, and thus is higher than the temperature P2 inside the SOFC 13. . On the other hand, in the start-up period from time 0 to t1, the temperature P2 inside the SOFC 13 is gradually raised by the compressed air A2 and a heating means (not shown). As a temperature raising means (not shown), for example, there are those that use a burner or other temperature raising combustor, and those that supply fuel gas to the air electrode of the SOFC 13, and the fuel gas is burned by the catalytic action of the air electrode. Thus, the temperature P2 inside the SOFC 13 can be increased.

このように、発電システム１０では、ＳＯＦＣ１３の起動時（起動期間中）において、ＳＯＦＣ１３の内部の温度Ｐ２が、ＳＯＦＣ１３に供給される圧縮空気Ａ２の温度Ｐ１よりも低くなっている。このため、圧縮空気Ａ２がＳＯＦＣ１３の空気極側に導入されると、圧縮空気Ａ２が冷やされ、圧縮空気Ａ２に含まれる凝縮性ガスが、ＳＯＦＣ１３の内部にドレンとして発生する可能性がある。例えば、大気温度３５℃、相対湿度７５％の空気を圧力比２０で圧縮する場合は、飽和温度は約９５℃まで上昇することになる。従い、圧縮空気Ａ２の温度が温度の低い部位に接触し、低下しただけで、容易に飽和温度以下となり、ＳＯＦＣ１３の内部でドレンが発生しやすくなる。このため、上記の発電システム１０では、ＳＯＦＣ１３の内部においてドレンが発生することを抑制すべく、ＳＯＦＣ１３の空気極側に供給される圧縮空気Ａ２に含まれる凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去している。 Thus, in the power generation system 10, when the SOFC 13 is activated (during the activation period), the temperature P2 inside the SOFC 13 is lower than the temperature P1 of the compressed air A2 supplied to the SOFC 13. For this reason, when the compressed air A2 is introduced to the air electrode side of the SOFC 13, the compressed air A2 is cooled, and the condensable gas contained in the compressed air A2 may be generated as a drain inside the SOFC 13. For example, when air having an atmospheric temperature of 35 ° C. and a relative humidity of 75% is compressed at a pressure ratio of 20, the saturation temperature rises to about 95 ° C. Accordingly, the temperature of the compressed air A2 comes into contact with a low temperature portion and is simply lowered, so that it easily becomes equal to or lower than the saturation temperature, and drainage is easily generated inside the SOFC 13. Therefore, in the power generation system 10 described above, at least a part of the condensable gas contained in the compressed air A2 supplied to the air electrode side of the SOFC 13 is separated in order to suppress the generation of drain inside the SOFC 13. It has been removed.

再び、図１を参照するが、実施例１の発電システム１０は、凝縮器６１と、再生熱交換器６２とを有している。凝縮器６１は、第２圧縮空気供給ライン３１に設けられ、圧縮空気Ａ２中に含まれる凝縮性ガスを凝縮して、ドレンＤとして回収している。なお、凝縮性ガスとしては、例えば、水蒸気であり、ドレンＤとしては、水である。凝縮器６１は、凝縮器本体６１ａと、冷却ライン６１ｂと、ドレン排出ライン６１ｃとを有している。凝縮器本体６１ａには、第２圧縮空気供給ライン３１が接続されており、第２圧縮空気供給ライン３１から供給された圧縮空気Ａ２が、凝縮器本体６１ａの内部において流通する。冷却ライン６１ｂは、その内部に冷却材が流通しており、凝縮器本体６１ａの内部に設けられている。冷却材としては、例えば、水等の冷却水、図示しない復水器で発生した復水、または燃料等がある。ドレン排出ライン６１ｃは、凝縮器本体６１ａに接続されており、回収したドレンＤを排出する。 Again referring to FIG. 1, the power generation system 10 according to the first embodiment includes a condenser 61 and a regenerative heat exchanger 62. The condenser 61 is provided in the second compressed air supply line 31, condenses the condensable gas contained in the compressed air A 2, and collects it as a drain D. The condensable gas is, for example, water vapor, and the drain D is water. The condenser 61 includes a condenser body 61a, a cooling line 61b, and a drain discharge line 61c. The second compressed air supply line 31 is connected to the condenser body 61a, and the compressed air A2 supplied from the second compressed air supply line 31 circulates inside the condenser body 61a. In the cooling line 61b, a coolant flows through the cooling line 61b, and is provided in the condenser main body 61a. Examples of the coolant include cooling water such as water, condensate generated by a condenser (not shown), fuel, and the like. The drain discharge line 61c is connected to the condenser main body 61a and discharges the collected drain D.

凝縮器６１は、第２圧縮空気供給ライン３１から凝縮器本体６１ａの内部に圧縮空気Ａ２が供給されると、冷却ライン６１ｂにより圧縮空気Ａ２を冷却する。すると、冷却された圧縮空気Ａ２は、圧縮空気Ａ２に含まれる凝縮性ガスが凝縮することでドレンＤとなって発生する。発生したドレンＤは、図示しないバルブを開として、ドレン排出ライン６１ｃにより凝縮器本体６１ａの外部に排出され、ドレンＤの排出後は、図示しないバルブを閉として、ＳＯＦＣ１３の内部圧力を維持させる。また、発生したドレンＤは、凝縮器本体６１ａのドレン水位を適正範囲に収まるように制御しながら連続的又は間欠的に図示しないバルブを開にすることで抜き出すことも可能である。一方で、ドレンＤが回収された後の圧縮空気Ａ２は、第２圧縮空気供給ライン３１を通ってＳＯＦＣ１３へ向けて供給される。 When the compressed air A2 is supplied from the second compressed air supply line 31 to the inside of the condenser main body 61a, the condenser 61 cools the compressed air A2 by the cooling line 61b. Then, the cooled compressed air A2 is generated as a drain D as the condensable gas contained in the compressed air A2 condenses. The generated drain D is discharged to the outside of the condenser main body 61a through a drain discharge line 61c with a valve (not shown) opened, and after drain D is discharged, the valve (not shown) is closed to maintain the internal pressure of the SOFC 13. Further, the generated drain D can be extracted by opening a valve (not shown) continuously or intermittently while controlling the drain level of the condenser main body 61a to be within an appropriate range. On the other hand, the compressed air A2 after the drain D is collected is supplied toward the SOFC 13 through the second compressed air supply line 31.

再生熱交換器６２は、第２圧縮空気供給ライン３１に設けられ、凝縮器６１の上流側の第２圧縮空気供給ライン３１と、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１との間で熱交換を行っている。再生熱交換器６２は、熱交換器本体６２ａを有し、熱交換器本体６２ａの内部に、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１が設けられている。熱交換器本体６２ａには、凝縮器６１の上流側の第２圧縮空気供給ライン３１が接続されている。 The regenerative heat exchanger 62 is provided in the second compressed air supply line 31, and includes a second compressed air supply line 31 on the upstream side of the condenser 61 and a second compressed air supply line 31 on the downstream side of the condenser 61. Heat is exchanged between them. The regenerative heat exchanger 62 has a heat exchanger body 62a, and the second compressed air supply line 31 on the downstream side of the condenser 61 is provided inside the heat exchanger body 62a. The second compressed air supply line 31 on the upstream side of the condenser 61 is connected to the heat exchanger main body 62a.

再生熱交換器６２は、凝縮器６１の上流側の第２圧縮空気供給ライン３１から熱交換器本体６２ａの内部に圧縮空気Ａ２が供給されると、供給された圧縮空気Ａ２により、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１を加熱する。つまり、再生熱交換器６２は、凝縮器６１によって冷却される前の圧縮空気Ａ２により、凝縮器６１によって冷却された後の圧縮空気Ａ２を加熱している。なお、再生熱交換器６２は、熱交換器本体６２ａの内部にドレンＤが発生しても、熱交換器本体６２ａの内部における圧縮空気Ａ２の流通を妨げないような構成とするか、又はドレンが発生しない運転温度に制御することが望ましい。 When the compressed air A2 is supplied from the second compressed air supply line 31 on the upstream side of the condenser 61 to the inside of the heat exchanger main body 62a, the regenerative heat exchanger 62 uses the compressed air A2 to supply the condenser 61. The second compressed air supply line 31 on the downstream side is heated. That is, the regenerative heat exchanger 62 heats the compressed air A2 after being cooled by the condenser 61 by the compressed air A2 before being cooled by the condenser 61. The regenerative heat exchanger 62 is configured so as not to disturb the flow of the compressed air A2 inside the heat exchanger body 62a even if the drain D is generated inside the heat exchanger body 62a. It is desirable to control to an operating temperature at which no generation occurs.

次に、実施例１の発電システム１０の運転方法について説明する。この発電システム１０の運転方法は、ＳＯＦＣ１３を起動するときに行われる運転方法である。この発電システム１０の運転方法は、凝縮工程と、再加熱工程とを含んでいる。 Next, an operation method of the power generation system 10 according to the first embodiment will be described. The operation method of the power generation system 10 is an operation method performed when the SOFC 13 is activated. The operation method of the power generation system 10 includes a condensation process and a reheating process.

発電システム１０が起動され、制御弁３２が所定開度に開弁されることで、ＳＯＦＣ１３に圧縮機２１から圧縮空気Ａ２が供給される。すると、圧縮空気Ａ２は、再生熱交換器６２の熱交換器本体６２ａの内部に供給される。熱交換器本体６２ａの内部に供給された圧縮空気Ａ２は、熱交換器本体６２ａの内部を流通した後、凝縮器６１に供給される。 When the power generation system 10 is activated and the control valve 32 is opened to a predetermined opening, the compressed air A2 is supplied from the compressor 21 to the SOFC 13. Then, the compressed air A 2 is supplied to the inside of the heat exchanger body 62 a of the regenerative heat exchanger 62. The compressed air A2 supplied to the inside of the heat exchanger body 62a is supplied to the condenser 61 after flowing through the inside of the heat exchanger body 62a.

凝縮工程では、凝縮器６１に供給された圧縮空気Ａ２中の凝縮性ガスをドレンＤとして回収する。つまり、凝縮工程では、第２圧縮空気供給ライン３１から凝縮器本体６１ａの内部に圧縮空気Ａ２が供給されると、冷却ライン６１ｂにより圧縮空気Ａ２を冷却し、圧縮空気Ａ２に含まれる凝縮性ガスを凝縮させる。そして、凝縮工程では、凝縮させた凝縮性ガスをドレンＤとして、ドレン排出ライン６１ｃから凝縮器本体６１ａの外部に排出する。ドレンＤが回収された後の圧縮空気Ａ２、つまり、凝縮性ガスを除去（除湿）した圧縮空気Ａ２は、凝縮器本体６１ａの内部から第２圧縮空気供給ライン３１に供給される。 In the condensation step, the condensable gas in the compressed air A2 supplied to the condenser 61 is recovered as a drain D. That is, in the condensation process, when the compressed air A2 is supplied from the second compressed air supply line 31 to the inside of the condenser body 61a, the compressed air A2 is cooled by the cooling line 61b, and the condensable gas contained in the compressed air A2 To condense. In the condensing step, the condensed condensable gas is discharged as drain D from the drain discharge line 61c to the outside of the condenser body 61a. The compressed air A2 after the drain D is collected, that is, the compressed air A2 from which the condensable gas has been removed (dehumidified) is supplied from the inside of the condenser main body 61a to the second compressed air supply line 31.

再加熱工程では、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１を通過する圧縮空気Ａ２を、凝縮器６１の上流側の第２圧縮空気供給ライン３１を通過する圧縮空気Ａ２により加熱する。つまり、再加熱工程では、凝縮器６１の上流側の第２圧縮空気供給ライン３１から熱交換器本体６２ａの内部に圧縮空気Ａ２が供給されると、供給された圧縮空気Ａ２により、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１を流通する圧縮空気Ａ２を加熱する。このため、凝縮器６１で冷却された圧縮空気Ａ２は、再生熱交換器６２により加熱され、再生熱交換器６２により加熱された圧縮空気Ａ２が、ＳＯＦＣ１３の空気極側の導入部に供給される。これと併せて、凝縮器６１入口の圧縮空気Ａ２温度を低下させることで、凝縮器６１による冷却量を低減できる。 In the reheating step, the compressed air A2 passing through the second compressed air supply line 31 on the downstream side of the condenser 61 is heated by the compressed air A2 passing through the second compressed air supply line 31 on the upstream side of the condenser 61. . That is, in the reheating process, when the compressed air A2 is supplied from the second compressed air supply line 31 upstream of the condenser 61 into the heat exchanger main body 62a, the condenser 61 is supplied by the supplied compressed air A2. The compressed air A2 flowing through the second compressed air supply line 31 on the downstream side is heated. For this reason, the compressed air A2 cooled by the condenser 61 is heated by the regenerative heat exchanger 62, and the compressed air A2 heated by the regenerative heat exchanger 62 is supplied to the introduction portion of the SOFC 13 on the air electrode side. . At the same time, the amount of cooling by the condenser 61 can be reduced by lowering the temperature of the compressed air A2 at the inlet of the condenser 61.

なお、凝縮器６１による圧縮空気Ａ２中の凝縮性ガスの除去は、起動期間が経過する、つまり時間ｔ１を過ぎることで終了となる。つまり、時間ｔ１が経過すると、凝縮器６１の作動を停止、すなわち、冷却材の流通を停止させることにより、凝縮器６１による圧縮空気Ａ２中の凝縮性ガスの除去を終了する。なお、凝縮器６１による圧縮空気Ａ２中の凝縮性ガスの除去は、ＳＯＦＣ１３の内部の温度Ｐ２が所定の温度以上となることで終了してもよい。時間ｔ１は、ＳＯＦＣ１３において内部温度のアンバランスを考慮した設定温度（例えば、圧縮空気Ａ２が圧力比２０で圧縮されている場合であれば約１００℃）以上に、ＳＯＦＣ１３の内部温度が達する為に必要な経過時間であって、発電システム１０におけるＳＯＦＣ１３の設置容量で異なるが１〜３時間であることが望ましい。つまり、凝縮器６１の作動の停止は、ＳＯＦＣ１３の内部において、ドレンが発生しない条件となる場合であれば、いずれのタイミングで凝縮器６１への冷却材の供給停止もしくは凝縮器６１をバイパスしてもよい。以上から、凝縮器６１の作動を停止させることで、凝縮器６１による冷却の取り止めによるＳＯＦＣ１３へ供給される圧縮空気Ａ２温度の上昇およびそれに伴う昇温速度の加速や凝縮器６１を作動させるための動力が必要な場合は動力を抑制することができる。 It should be noted that the removal of the condensable gas in the compressed air A2 by the condenser 61 ends when the activation period elapses, that is, after the time t1 has passed. That is, when the time t1 elapses, the operation of the condenser 61 is stopped, that is, the circulation of the coolant is stopped, thereby completing the removal of the condensable gas in the compressed air A2 by the condenser 61. The removal of the condensable gas in the compressed air A2 by the condenser 61 may be terminated when the temperature P2 inside the SOFC 13 becomes equal to or higher than a predetermined temperature. The time t1 is because the internal temperature of the SOFC 13 reaches a set temperature (for example, about 100 ° C. when the compressed air A2 is compressed at a pressure ratio of 20) in the SOFC 13 in consideration of the internal temperature imbalance. Although it is necessary elapsed time, it is desirable that it is 1 to 3 hours although it differs depending on the installed capacity of the SOFC 13 in the power generation system 10. In other words, the stop of the operation of the condenser 61 is a condition in which no drain is generated in the SOFC 13, at any timing, the supply of coolant to the condenser 61 is stopped or the condenser 61 is bypassed. Also good. From the above, by stopping the operation of the condenser 61, the increase in the temperature of the compressed air A2 supplied to the SOFC 13 by stopping the cooling by the condenser 61 and the accompanying acceleration of the temperature rising rate and the operation of the condenser 61 are performed. When power is required, power can be suppressed.

このように実施例１の発電システム１０にあっては、圧縮機２１と燃焼器２２を有するガスタービン１１と、空気極及び燃料極を有するＳＯＦＣ１３と、圧縮機２１で圧縮された圧縮空気Ａ２を、ＳＯＦＣ１３の空気極に供給する第２圧縮空気供給ライン３１と、第２圧縮空気供給ライン３１に設けられ、圧縮空気Ａ２中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮器６１と、第２圧縮空気供給ライン３１に設けられ、圧縮空気Ａ２の流れ方向において、凝縮器６１の上流側の第２圧縮空気供給ライン３１と、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１との間で熱交換を行う再生熱交換器６２と、を備える。 As described above, in the power generation system 10 according to the first embodiment, the gas turbine 11 having the compressor 21 and the combustor 22, the SOFC 13 having the air electrode and the fuel electrode, and the compressed air A 2 compressed by the compressor 21. The second compressed air supply line 31 that supplies the air electrode of the SOFC 13 and the condenser 61 that is provided in the second compressed air supply line 31 and separates and removes at least a part of the condensable gas from the compressed air A2. And the second compressed air supply line 31 on the upstream side of the condenser 61 and the second compressed air supply line on the downstream side of the condenser 61 in the flow direction of the compressed air A2. And a regenerative heat exchanger 62 that exchanges heat with 31.

従って、第２圧縮空気供給ライン３１によって、圧縮機２１で圧縮した圧縮空気Ａ２を、ＳＯＦＣ１３の空気極に供給することができる。このとき、凝縮器６１において、圧縮空気Ａ２中に含まれる凝縮性ガスを凝縮し、ドレンＤとして回収することができる。このため、ＳＯＦＣ１３の起動時において、内部温度の低いＳＯＦＣ１３に、圧縮空気Ａ２が供給された場合でも、凝縮器６１においてドレンＤが回収されていることから、ＳＯＦＣ１３内においてドレンＤが発生することを抑制することができる。また、凝縮器６１を通過して温度が低くなった圧縮空気Ａ２を、再生熱交換器６２によって、凝縮器６１に供給される前の圧縮空気Ａ２により加熱することができるため、圧縮空気Ａ２によるＳＯＦＣ１３の昇温を妨げることがない。 Therefore, the compressed air A2 compressed by the compressor 21 can be supplied to the air electrode of the SOFC 13 by the second compressed air supply line 31. At this time, in the condenser 61, the condensable gas contained in the compressed air A2 can be condensed and recovered as drain D. For this reason, even when the compressed air A2 is supplied to the SOFC 13 having a low internal temperature when the SOFC 13 is started up, the drain D is recovered in the condenser 61, so that the drain D is generated in the SOFC 13. Can be suppressed. Further, since the compressed air A2 that has passed through the condenser 61 and whose temperature has decreased can be heated by the regenerative heat exchanger 62 with the compressed air A2 before being supplied to the condenser 61, the compressed air A2 The temperature rise of the SOFC 13 is not hindered.

また、実施例１の発電システム１０の運転方法にあっては、圧縮機２１と燃焼器２２を有するガスタービン１１と、空気極及び燃料極を有するＳＯＦＣ１３と、圧縮機２１で圧縮された圧縮空気Ａ２を、ＳＯＦＣ１３の空気極に供給する第２圧縮空気供給ライン３１と、第２圧縮空気供給ライン３１に設けられ、圧縮空気Ａ２中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮器６１と、第２圧縮空気供給ライン３１に設けられ、圧縮空気Ａ２の流れ方向において、凝縮器６１の上流側の第２圧縮空気供給ライン３１と、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１との間で熱交換を行う再生熱交換器６２と、を備え、凝縮器６１において、圧縮機２１から凝縮器６１に供給される圧縮空気Ａ２中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮工程と、再生熱交換器６２において、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１を通過する圧縮空気Ａ２を、凝縮器６１の上流側の第２圧縮空気供給ライン３１により加熱する再加熱工程と、を含む。 In the operation method of the power generation system 10 of the first embodiment, the gas turbine 11 having the compressor 21 and the combustor 22, the SOFC 13 having the air electrode and the fuel electrode, and the compressed air compressed by the compressor 21. A second compressed air supply line 31 that supplies A2 to the air electrode of the SOFC 13 and a second compressed air supply line 31 that condense and separate and remove at least a part of the condensable gas from the compressed air A2. 61 and the second compressed air supply line 31. The second compressed air supply line 31 upstream of the condenser 61 and the second compressed air downstream of the condenser 61 in the flow direction of the compressed air A 2. A regenerative heat exchanger 62 that exchanges heat with the supply line 31, and in the condenser 61, the amount of condensable gas is reduced from the compressed air A2 that is supplied from the compressor 21 to the condenser 61. In the regenerative heat exchanger 62, the compressed air A2 passing through the second compressed air supply line 31 on the downstream side of the condenser 61 is converted into the first in the upstream side of the condenser 61. A reheating step of heating by the two compressed air supply lines 31.

従って、凝縮工程において、圧縮空気Ａ２中に含まれる凝縮性ガスを凝縮し、ドレンＤとして回収することができる。このため、ＳＯＦＣ１３の起動時において、内部温度の低いＳＯＦＣ１３に、圧縮空気Ａ２が供給された場合でも、凝縮器６１においてドレンＤが回収されていることから、ＳＯＦＣ１３内においてドレンＤが発生することを抑制することができる。再加熱工程において、凝縮器６１を通過して温度が低くなった圧縮空気Ａ２を、凝縮器６１に供給される前の圧縮空気Ａ２により加熱することができるため、圧縮空気Ａ２によるＳＯＦＣ１３の昇温を妨げることがない。 Therefore, in the condensation process, the condensable gas contained in the compressed air A2 can be condensed and recovered as drain D. For this reason, even when the compressed air A2 is supplied to the SOFC 13 having a low internal temperature when the SOFC 13 is started up, the drain D is recovered in the condenser 61, so that the drain D is generated in the SOFC 13. Can be suppressed. In the reheating step, the compressed air A2 that has passed through the condenser 61 and whose temperature has been lowered can be heated by the compressed air A2 before being supplied to the condenser 61. Therefore, the temperature of the SOFC 13 is increased by the compressed air A2. Will not be disturbed.

次に、図３を参照して、実施例２の発電システム７０について説明する。図３は、実施例２の発電システムを表す概略構成図である。なお、実施例２では、実施例１と重複する記載を避けるべく、実施例１と異なる部分について説明する。実施例２では、第２圧縮空気供給ライン３１に加熱器７１が設けられている。実施例２の発電システム７０について説明する。 Next, a power generation system 70 according to the second embodiment will be described with reference to FIG. FIG. 3 is a schematic configuration diagram illustrating a power generation system according to the second embodiment. In the second embodiment, parts different from the first embodiment will be described in order to avoid overlapping with the first embodiment. In the second embodiment, a heater 71 is provided in the second compressed air supply line 31. A power generation system 70 according to the second embodiment will be described.

図３に示すように、発電システム７０において、第２圧縮空気供給ライン３１には、加熱器７１が設けられている。加熱器７１は、圧縮機２１と再生熱交換器６２との間の第２圧縮空気供給ライン３１に設けられている。加熱器７１には、燃料ガスＬ４を供給する起動用燃料ガス供給ライン７２が接続されている。起動用燃料ガス供給ライン７２は、燃料ガスＬ４を、加熱器７１に供給している。起動用燃料ガス供給ライン７２は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁７３が設けられている。 As shown in FIG. 3, in the power generation system 70, the second compressed air supply line 31 is provided with a heater 71. The heater 71 is provided in the second compressed air supply line 31 between the compressor 21 and the regenerative heat exchanger 62. The heater 71 is connected to a starting fuel gas supply line 72 that supplies the fuel gas L4. The starting fuel gas supply line 72 supplies the fuel gas L 4 to the heater 71. The starting fuel gas supply line 72 is provided with a control valve 73 capable of adjusting the amount of fuel gas to be supplied.

加熱器７１は、起動用燃料ガス供給ライン７２から供給された燃料ガスＬ４を燃焼させることで、圧縮機２１から供給された圧縮空気Ａ２の温度を上昇させている。このため、再生熱交換器６２の熱交換器本体６２ａの内部には、昇温された圧縮空気Ａ２が供給される。熱交換器本体６２ａの内部に昇温された圧縮空気Ａ２が供給されると、再生熱交換器６２は、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１を、加熱器７１（もしくは燃焼器）が無い場合よりも高温に加熱することができる。よって、再生熱交換器６２からＳＯＦＣ１３に供給される圧縮空気Ａ２を加熱器７１（もしくは燃焼器）が無い場合よりも高温にすることができる。ここで、加熱器７１は、燃料ガスＬ４を燃焼させることで蒸気等の凝縮性ガスが発生する。このとき、加熱器７１で発生した凝縮性ガスは、凝縮器６１において除去される。 The heater 71 raises the temperature of the compressed air A 2 supplied from the compressor 21 by burning the fuel gas L 4 supplied from the starting fuel gas supply line 72. Therefore, the heated compressed air A2 is supplied into the heat exchanger body 62a of the regenerative heat exchanger 62. When the heated compressed air A2 is supplied into the heat exchanger main body 62a, the regenerative heat exchanger 62 connects the second compressed air supply line 31 on the downstream side of the condenser 61 with the heater 71 (or combustion). It can be heated to a higher temperature than when there is no vessel. Therefore, the compressed air A2 supplied from the regenerative heat exchanger 62 to the SOFC 13 can be set to a higher temperature than when there is no heater 71 (or combustor). Here, the heater 71 generates condensable gas such as steam by burning the fuel gas L4. At this time, the condensable gas generated in the heater 71 is removed in the condenser 61.

なお、加熱器７１による圧縮空気Ａ２の加熱（昇温）は、加熱器７１による加熱が不要となるタイミング、つまり凝縮器６１を停止する時間ｔ１、および昇温が完了する時間ｔ２の間で停止することとなる。つまり、加熱器７１を停止する際には、制御弁７３が閉弁することで、起動用燃料ガス供給ライン７２からの燃料ガスＬ４の供給を停止する。 The heating (heating) of the compressed air A2 by the heater 71 is stopped between the timing when the heating by the heater 71 is unnecessary, that is, the time t1 when the condenser 61 is stopped and the time t2 when the heating is completed. Will be. That is, when the heater 71 is stopped, the supply of the fuel gas L4 from the startup fuel gas supply line 72 is stopped by closing the control valve 73.

このように実施例２の発電システム７０にあっては、第２圧縮空気供給ライン３１に設けられ、凝縮器６１の上流側において再生熱交換器６２に供給される前の圧縮空気Ａ２を加熱する加熱器７１を、さらに備える。従って、加熱器７１は、圧縮空気Ａ２の温度を上昇させることができるため、再生熱交換器６２において、凝縮器６１の下流側の第２圧縮空気供給ライン３１を通過する圧縮空気Ａ２を、加熱器７１を設置しない場合よりも高温にすることができ、ＳＯＦＣ１３を迅速に昇温させることができる。このとき、凝縮器６１は、加熱器７１が燃料ガスＬ４を燃焼させることで発生する蒸気等の凝縮性ガスを、ドレンＤとして回収することができる。 As described above, in the power generation system 70 of the second embodiment, the compressed air A2 that is provided in the second compressed air supply line 31 and is supplied to the regenerative heat exchanger 62 on the upstream side of the condenser 61 is heated. The heater 71 is further provided. Accordingly, since the heater 71 can increase the temperature of the compressed air A2, the regenerative heat exchanger 62 heats the compressed air A2 passing through the second compressed air supply line 31 on the downstream side of the condenser 61. The temperature can be raised as compared with the case where the vessel 71 is not installed, and the temperature of the SOFC 13 can be raised rapidly. At this time, the condenser 61 can collect condensable gas such as steam generated by the heater 71 burning the fuel gas L4 as the drain D.

なお、実施例２では、加熱器７１を適用したが、圧縮機２１から供給される圧縮空気Ａ２を昇温可能な加熱器であればよく、特に限定されない。 In addition, although the heater 71 was applied in Example 2, it should just be a heater which can heat-up compressed air A2 supplied from the compressor 21, and it does not specifically limit.

１０発電システム
１１ガスタービン
１２発電機
１３ＳＯＦＣ（固体酸化物形燃料電池：燃料電池）
１４蒸気タービン
１５発電機
２１圧縮機
２２燃焼器
２３タービン
２６第１圧縮空気供給ライン
３１第２圧縮空気供給ライン
３２制御弁
３３ブロワ（昇圧機）
３４排空気ライン
３５排出ライン
３６排酸化性ガス供給ライン
３７制御弁
３８遮断弁
６１凝縮器
６１ａ凝縮器本体
６１ｂ冷却ライン
６１ｃドレン排出ライン
６２再生熱交換器
６２ａ熱交換器本体
７０発電システム（実施例２）
７１加熱器（実施例２）
７２起動用燃料ガス供給ライン（実施例２）
７３制御弁（実施例２）
Ｌ１燃料ガス
Ｌ２燃料ガス
Ｌ３排燃料ガス
Ｌ４燃料ガス
Ａ１圧縮空気
Ａ２圧縮空気
Ａ３排空気
Ｄドレン 10 Power Generation System 11 Gas Turbine 12 Generator 13 SOFC (Solid Oxide Fuel Cell)
14 Steam Turbine 15 Generator 21 Compressor 22 Combustor 23 Turbine 26 First Compressed Air Supply Line 31 Second Compressed Air Supply Line 32 Control Valve 33 Blower (Booster)
34 Exhaust Air Line 35 Exhaust Line 36 Exhaust Oxidizing Gas Supply Line 37 Control Valve 38 Shutoff Valve 61 Condenser 61a Condenser Body 61b Cooling Line 61c Drain Discharge Line 62 Regenerative Heat Exchanger 62a Heat Exchanger Body 70 Power Generation System (Example) 2)
71 Heater (Example 2)
72 Fuel gas supply line for start-up (Example 2)
73 Control valve (Example 2)
L1 Fuel gas L2 Fuel gas L3 Exhaust fuel gas L4 Fuel gas A1 Compressed air A2 Compressed air A3 Exhaust air D Drain

Claims

圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、
空気極及び燃料極を有する燃料電池と、
前記圧縮機で圧縮された圧縮酸化性ガスを、前記燃料電池の前記空気極に供給する圧縮酸化性ガス供給ラインと、
前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガス中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮器と、
前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガスの流れ方向において、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインと、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインとの間で熱交換を行う再生熱交換器と、を備え、
前記凝縮器は、前記燃料電池の起動時に作動する一方で、前記燃料電池の起動期間の経過後に作動停止することを特徴とする発電システム。 A gas turbine having a compressor and a combustor;
A fuel cell having an air electrode and a fuel electrode;
A compressed oxidizing gas supply line for supplying the compressed oxidizing gas compressed by the compressor to the air electrode of the fuel cell;
A condenser which is provided in the compressed oxidizing gas supply line and separates and removes at least a part of the condensable gas from the compressed oxidizing gas;
The compressed oxidizing gas supply line provided in the compressed oxidizing gas supply line, and in the flow direction of the compressed oxidizing gas, the compressed oxidizing gas supply line upstream of the condenser and the compressed oxidizing gas supply downstream of the condenser. A regenerative heat exchanger that exchanges heat with the line,
The condenser is activated when the fuel cell is activated, and is deactivated after an elapse of the activation period of the fuel cell.

圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、
空気極及び燃料極を有する燃料電池と、
前記圧縮機で圧縮された圧縮酸化性ガスを、前記燃料電池の前記空気極に供給する圧縮酸化性ガス供給ラインと、
前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガス中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮器と、
前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガスの流れ方向において、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインと、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインとの間で熱交換を行う再生熱交換器と、を備え、
前記凝縮器は、前記燃料電池の起動時に作動する一方で、前記燃料電池の内部の温度が、ドレンが発生しない所定の温度以上になると作動停止することを特徴とする発電システム。 A gas turbine having a compressor and a combustor;
A fuel cell having an air electrode and a fuel electrode;
A compressed oxidizing gas supply line for supplying the compressed oxidizing gas compressed by the compressor to the air electrode of the fuel cell;
A condenser which is provided in the compressed oxidizing gas supply line and separates and removes at least a part of the condensable gas from the compressed oxidizing gas;
The compressed oxidizing gas supply line provided in the compressed oxidizing gas supply line, and in the flow direction of the compressed oxidizing gas, the compressed oxidizing gas supply line upstream of the condenser and the compressed oxidizing gas supply downstream of the condenser. A regenerative heat exchanger that exchanges heat with the line,
The condenser operates when the fuel cell is started, and stops operating when the temperature inside the fuel cell becomes equal to or higher than a predetermined temperature at which no drain is generated.

前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記凝縮器の上流側において前記再生熱交換器に供給される前の前記圧縮酸化性ガスを加熱する加熱器を、さらに備えることを特徴とする請求項１または２に記載の発電システム。 The heating apparatus is further provided with a heater that is provided in the compressed oxidizing gas supply line and that heats the compressed oxidizing gas before being supplied to the regeneration heat exchanger on the upstream side of the condenser. The power generation system according to 1 or 2 .

圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、
空気極及び燃料極を有する燃料電池と、
前記圧縮機で圧縮された圧縮酸化性ガスを、前記燃料電池の前記空気極に供給する圧縮酸化性ガス供給ラインと、
前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガス中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮器と、
前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガスの流れ方向において、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインと、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインとの間で熱交換を行う再生熱交換器と、を備える発電システムの運転方法であって、
前記凝縮器において、前記圧縮機から前記凝縮器に供給される前記圧縮酸化性ガス中の前記凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮工程と、
前記再生熱交換器において、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインを通過する前記圧縮酸化性ガスを、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインにより加熱する再加熱工程と、を含み、
前記凝縮工程では、前記凝縮器が、前記燃料電池の起動時に作動する一方で、前記燃料電池の起動期間の経過後に作動停止することを特徴とする発電システムの運転方法。 A gas turbine having a compressor and a combustor;
A fuel cell having an air electrode and a fuel electrode;
A compressed oxidizing gas supply line for supplying the compressed oxidizing gas compressed by the compressor to the air electrode of the fuel cell;
A condenser which is provided in the compressed oxidizing gas supply line and separates and removes at least a part of the condensable gas from the compressed oxidizing gas;
The compressed oxidizing gas supply line provided in the compressed oxidizing gas supply line, and in the flow direction of the compressed oxidizing gas, the compressed oxidizing gas supply line upstream of the condenser and the compressed oxidizing gas supply downstream of the condenser. A regenerative heat exchanger that exchanges heat with the line, and a method of operating the power generation system,
In the condenser, a condensing step of separating and removing at least a part of the condensable gas in the compressed oxidizing gas supplied from the compressor to the condenser;
In the regenerative heat exchanger, reheating is performed such that the compressed oxidizing gas passing through the compressed oxidizing gas supply line on the downstream side of the condenser is heated by the compressed oxidizing gas supply line on the upstream side of the condenser. Including a process,
In the condensing step, the operation of the power generation system is characterized in that the condenser is activated when the fuel cell is activated, and is deactivated after the activation period of the fuel cell.

圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、
空気極及び燃料極を有する燃料電池と、
前記圧縮機で圧縮された圧縮酸化性ガスを、前記燃料電池の前記空気極に供給する圧縮酸化性ガス供給ラインと、
前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガス中から、凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮器と、
前記圧縮酸化性ガス供給ラインに設けられ、前記圧縮酸化性ガスの流れ方向において、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインと、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインとの間で熱交換を行う再生熱交換器と、を備える発電システムの運転方法であって、
前記凝縮器において、前記圧縮機から前記凝縮器に供給される前記圧縮酸化性ガス中の前記凝縮性ガスの少なくとも一部を分離して除去する凝縮工程と、
前記再生熱交換器において、前記凝縮器の下流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインを通過する前記圧縮酸化性ガスを、前記凝縮器の上流側の前記圧縮酸化性ガス供給ラインにより加熱する再加熱工程と、を含み、
前記凝縮工程では、前記凝縮器が、前記燃料電池の起動時に作動する一方で、前記燃料電池の内部の温度が、ドレンが発生しない所定の温度以上になると作動停止することを特徴とする発電システムの運転方法。 A gas turbine having a compressor and a combustor;
A fuel cell having an air electrode and a fuel electrode;
A compressed oxidizing gas supply line for supplying the compressed oxidizing gas compressed by the compressor to the air electrode of the fuel cell;
A condenser which is provided in the compressed oxidizing gas supply line and separates and removes at least a part of the condensable gas from the compressed oxidizing gas;
The compressed oxidizing gas supply line provided in the compressed oxidizing gas supply line, and in the flow direction of the compressed oxidizing gas, the compressed oxidizing gas supply line upstream of the condenser and the compressed oxidizing gas supply downstream of the condenser. A regenerative heat exchanger that exchanges heat with the line, and a method of operating the power generation system,
In the condenser, a condensing step of separating and removing at least a part of the condensable gas in the compressed oxidizing gas supplied from the compressor to the condenser;
In the regenerative heat exchanger, reheating is performed such that the compressed oxidizing gas passing through the compressed oxidizing gas supply line on the downstream side of the condenser is heated by the compressed oxidizing gas supply line on the upstream side of the condenser. Including a process,
In the condensing step, the condenser is activated when the fuel cell is started, while the operation is stopped when the temperature inside the fuel cell is equal to or higher than a predetermined temperature at which no drain is generated. Driving method .