JP7370792B2 - Fuel cell system and method of operating the fuel cell system - Google Patents
Fuel cell system and method of operating the fuel cell system Download PDFInfo
- Publication number
- JP7370792B2 JP7370792B2 JP2019178342A JP2019178342A JP7370792B2 JP 7370792 B2 JP7370792 B2 JP 7370792B2 JP 2019178342 A JP2019178342 A JP 2019178342A JP 2019178342 A JP2019178342 A JP 2019178342A JP 7370792 B2 JP7370792 B2 JP 7370792B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- fuel
- fuel cell
- anode
- section
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims description 244
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 220
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 142
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 126
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 110
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 84
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 84
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 37
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 31
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 31
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 claims description 22
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 19
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 17
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 28
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 22
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 17
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 13
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 13
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 12
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 11
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 10
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 8
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 7
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 5
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- -1 oxygen ions Chemical class 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000003411 electrode reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/50—Fuel cells
Description
本発明は燃料電池システム、及び燃料電池システムの運転方法に関する。 The present invention relates to a fuel cell system and a method of operating a fuel cell system.
燃料電池システムにおいて、炭化水素系の原料を燃料電池システム内で改質して水素や一酸化炭素（以下これらをまとめて「燃料ガス」という）を得ることがある。水蒸気改質等の改質により水素や一酸化炭素を生成して、これらを燃料として燃料電池セルスタックで発電する場合、燃料電池セルスタックの燃料極からアノードオフガスが排出される。このアノードオフガスを燃料電池セルスタックで再利用する循環式の燃料電池システムが提案されている（特許文献１、２参照）。この循環式の燃料電池システムでは、燃料ガスを再利用することにより、発電効率を高くすることができる。 In a fuel cell system, hydrocarbon-based raw materials may be reformed within the fuel cell system to obtain hydrogen or carbon monoxide (hereinafter collectively referred to as "fuel gas"). When hydrogen and carbon monoxide are generated through reforming such as steam reforming and used as fuel to generate electricity in a fuel cell stack, anode off gas is discharged from the fuel electrode of the fuel cell stack. A circulating fuel cell system has been proposed in which this anode off-gas is reused in a fuel cell stack (see Patent Documents 1 and 2). In this circulation type fuel cell system, power generation efficiency can be increased by reusing fuel gas.
一方、アノードオフガスには、炭化水素系燃料や一酸化炭素が含まれており、これらの熱分解等による炭素の析出が懸念される。 On the other hand, the anode off-gas contains hydrocarbon fuel and carbon monoxide, and there is a concern that carbon may be deposited due to thermal decomposition of these fuels.
本発明は上記事実を考慮して成されたものであり、燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスを再利用する場合に、当該アノードオフガスにおける炭素の析出を抑制することを目的とする。 The present invention has been made in consideration of the above facts, and an object of the present invention is to suppress the precipitation of carbon in the anode off-gas when the anode off-gas discharged from the fuel cell stack is reused.
本発明の請求項１に係る燃料電池システムは、炭化水素ガスが改質された燃料ガスと空気とを反応させて発電する燃料電池セルスタックと、前記燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスから水を除去して再生燃料ガスを生成する燃料再生部と、前記燃料再生ガスに前記燃料電池セルスタックへ供給される前の原料ガスと水蒸気とが混合された混合ガスを混合する水混合部と、前記水混合部よりも下流側に設けられ、前記アノードオフガスと前記再生燃料ガスとの間で熱交換が行われ、前記再生燃料ガスを昇温すると共に前記燃料再生部を経ない前記アノードオフガスが前記再生燃料ガスと非合流とされた熱交換部と、前記熱交換部で昇温された前記再生燃料ガスを前記燃料電池セルスタックへ供給する循環部と、を備えている。 A fuel cell system according to claim 1 of the present invention includes a fuel cell stack that generates electricity by reacting a fuel gas in which a hydrocarbon gas is reformed with air, and an anode off-gas discharged from the fuel cell stack. a fuel regeneration unit that removes water to generate regenerated fuel gas; and a water mixing unit that mixes a mixed gas of raw material gas and water vapor before being supplied to the fuel cell stack with the fuel regeneration gas. , provided downstream of the water mixing section, heat exchange is performed between the anode off gas and the regenerated fuel gas, and the anode off gas that does not pass through the fuel regeneration section while raising the temperature of the regenerated fuel gas; The regenerated fuel gas includes a heat exchange section that does not join with the regenerated fuel gas, and a circulation section that supplies the regenerated fuel gas heated in the heat exchange section to the fuel cell stack.
請求項１に係る燃料電池システムでは、燃料再生部においてアノードオフガスから水が除去されて再生燃料ガスが生成される。当該再生燃料ガスには、水混合部で水を含む混合ガスが混合される。したがって、燃料再生部で十分に水を除去することができると共に、その後に水を加えることで、炭素析出の抑制に必要とされる水の混合量を容易に制御することができる。また、水混合部よりも下流側に設けられた熱交換部における熱交換で昇温されるので、昇温前に再生燃料ガスに水が混合され、高温下における炭素の析出を抑制することができる。なお、水混合部で混合される水は、液相であっても気相であってもよい。 In the fuel cell system according to the first aspect, water is removed from the anode off-gas in the fuel regeneration section to generate regenerated fuel gas. A mixed gas containing water is mixed with the recycled fuel gas in a water mixing section. Therefore, it is possible to sufficiently remove water in the fuel regeneration section, and by adding water afterwards, it is possible to easily control the amount of water mixed required for suppressing carbon deposition. In addition, since the temperature is raised by heat exchange in the heat exchange section provided downstream of the water mixing section, water is mixed with the recycled fuel gas before the temperature is raised, which suppresses carbon precipitation at high temperatures. can. Note that the water mixed in the water mixing section may be in a liquid phase or a gas phase.
また、熱交換部では、アノードオフガスとその下流側の再生燃料ガスとの間で熱交換が行われるので、カソードオフガスと燃料再生ガスとの間で熱交換する場合と比較して、温度のバランスを保つことができる。 In addition, in the heat exchange section, heat is exchanged between the anode off gas and the regenerated fuel gas on the downstream side, so the temperature balance is better compared to the case where heat is exchanged between the cathode off gas and the fuel regenerated gas. can be kept.
さらに、燃料再生部を経ないアノードオフガスが再生燃料ガスと非合流とされているので、再生燃料ガスにおける水の濃度を制御し易くなり、発電効率を高めることができる。 Furthermore, since the anode off gas that does not pass through the fuel regeneration section is not combined with the regenerated fuel gas, it becomes easier to control the water concentration in the regenerated fuel gas, and power generation efficiency can be improved.
請求項１に係る燃料電池システムは、前記アノードオフガスの一部を前記燃料再生部よりも上流側で分岐させた分岐アノードオフガスを燃焼させる燃焼器、を備えている。 A fuel cell system according to a first aspect of the present invention includes a combustor that combusts branched anode offgas obtained by branching a portion of the anode offgas upstream of the fuel regeneration section.
請求項１に係る燃料電池システムでは、アノードオフガスの一部を燃料再生部よりも上流側で分岐させて、燃焼器で燃焼させる。したがって、燃料再生部において再生するアノードオフガス量が少なくなり、燃料再生部の負荷を低減することができる。 In the fuel cell system according to the first aspect , a part of the anode off-gas is branched upstream of the fuel regeneration section and combusted in the combustor. Therefore, the amount of anode off gas regenerated in the fuel regeneration section is reduced, and the load on the fuel regeneration section can be reduced.
請求項２に係る燃料電池システムは、前記再生燃料ガスの一部を前記水混合部よりも上流側で分岐させた分岐再生燃料ガスを燃焼させる燃焼器、を備えている。 The fuel cell system according to a second aspect of the present invention includes a combustor that combusts branched recycled fuel gas in which a part of the recycled fuel gas is branched upstream of the water mixing section.
請求項２に係る燃料電池システムでは、燃料再生部で再生された再生燃料ガスを分岐して、燃焼器で燃焼させる。したがって、燃焼器への水の供給が抑制され、燃焼効率を高めることができる。 In the fuel cell system according to the second aspect , the regenerated fuel gas regenerated in the fuel regeneration section is branched and combusted in the combustor. Therefore, the supply of water to the combustor is suppressed, and combustion efficiency can be increased.
請求項３に係る燃料電池システムは、請求項２に係る燃料電池システムにおいて、前記燃料再生部よりも下流側、且つ前記燃焼器へ前記アノードオフガスを分岐させる分岐部よりも上流側に、前記再生燃料ガスを送出するブロワが設けられている。 In the fuel cell system according to claim 3 , in the fuel cell system according to claim 2 , the regeneration unit is provided downstream of the fuel regeneration unit and upstream of a branching unit that branches the anode off gas to the combustor. A blower is provided for delivering fuel gas.
請求項３に係る燃料電池システムによれば、ブロワよりも上流側で水が除去されているので、ブロワで送出する気体の体積を低減させることができる。また、ブロワを、燃料再生部で冷却された後の再生燃料ガスに用いることができるので、ブロワを高温耐用のものにする必要がなく、ブロワの選択自由度が高くなる。 According to the fuel cell system according to the third aspect , since water is removed upstream of the blower, the volume of gas sent out by the blower can be reduced. Further, since the blower can be used for the regenerated fuel gas after being cooled in the fuel regeneration section, there is no need for the blower to be resistant to high temperatures, and the degree of freedom in selecting the blower is increased.
請求項４、５に係る燃料電池システムは、前記混合ガスは、水を気化する気化器から送出される。 In the fuel cell system according to claims 4 and 5 , the mixed gas is sent out from a vaporizer that vaporizes water.
請求項４、５に係る燃料電池システムによれば、気化器において水と原料ガスを混合することができる。 According to the fuel cell system according to claims 4 and 5 , water and raw material gas can be mixed in the vaporizer.
請求項６に係る燃料電池システムは、前記燃料再生部は、前記アノードオフガスから二酸化炭素をさらに除去する。 In the fuel cell system according to a sixth aspect of the present invention, the fuel regeneration section further removes carbon dioxide from the anode off-gas.
請求項６に係る燃料電池システムによれば、燃料電池セルスタックにおける発電効率をより高くすることができる。また、二酸化炭素を除去する際に、水が必要以上に除去されてしまうことがあるため、熱交換部での昇温前に水を混合する本発明がより好適である。 According to the fuel cell system according to the sixth aspect, the power generation efficiency in the fuel cell stack can be further increased. Further, when removing carbon dioxide, water may be removed more than necessary, so the present invention in which water is mixed before the temperature is raised in the heat exchange section is more suitable.
請求項７に係る燃料電池システムの運転方法は、炭化水素ガスが改質された燃料ガスと空気とを反応させて燃料電池セルスタックで発電し、前記燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスから燃料再生部で水を除去して再生燃料ガスを生成し、前記燃料再生ガスに水混合部で前記燃料電池セルスタックへ供給される前の原料ガスと水蒸気とが混合された混合ガスを混合し、前記水混合部よりも下流側の熱交換部で、前記再生燃料ガスを昇温すると共に前記燃料再生部を経ない前記アノードオフガスが前記再生燃料ガスと非合流として、前記アノードオフガスと前記再生燃料ガスとの間で熱交換を行い、前記熱交換部で昇温された前記再生燃料ガスを前記燃料電池セルスタックへ供給する。 A method of operating a fuel cell system according to a seventh aspect of the present invention is to generate electricity in a fuel cell stack by reacting a fuel gas in which a hydrocarbon gas is reformed with air, and to generate electricity from an anode off gas discharged from the fuel cell stack. A fuel regeneration section removes water to generate a regenerated fuel gas, and a water mixing section mixes the fuel regeneration gas with a mixture of raw material gas and water vapor before being supplied to the fuel cell stack. In a heat exchange section downstream of the water mixing section, the temperature of the recycled fuel gas is increased, and the anode off gas that has not passed through the fuel regeneration section is not combined with the recycled fuel gas, so that the anode off gas and the recycled fuel gas are heated. Heat exchange is performed between the regenerated fuel gas and the fuel gas, and the regenerated fuel gas whose temperature has been raised in the heat exchange section is supplied to the fuel cell stack.
請求項７に係る燃料電池システムの運転方法では、燃料再生部でアノードオフガスから水が除去されて再生燃料ガスが生成されて再生燃料ガスが生成される。当該再生燃料ガスには、水混合部で水を含む混合ガスが混合される。したがって、燃料再生部で十分に水を除去することができると共に、その後に水を加えることで、必要とされる水の混合量を容易に制御することができる。また、水混合部よりも下流側に設けられた熱交換部における熱交換で昇温されるので、昇温前に再生燃料ガスに水が混合され、高温下における炭素の析出を抑制することができる。なお、水混合部で混合される水は、液相であっても気相であってもよい。 In the method for operating a fuel cell system according to the seventh aspect, water is removed from the anode off-gas in the fuel regeneration section to generate recycled fuel gas. A mixed gas containing water is mixed with the recycled fuel gas in a water mixing section. Therefore, water can be sufficiently removed in the fuel regeneration section, and by adding water afterwards, the required amount of water to be mixed can be easily controlled. In addition, since the temperature is raised by heat exchange in the heat exchange section provided downstream of the water mixing section, water is mixed with the recycled fuel gas before the temperature is raised, which suppresses carbon precipitation at high temperatures. can. Note that the water mixed in the water mixing section may be in a liquid phase or a gas phase.
また、熱交換部では、アノードオフガスとその下流側の再生燃料ガスとの間で熱交換が行われるので、カソードオフガスと燃料再生ガスとの間で熱交換する場合と比較して、温度のバランスを保つことができる。 In addition, in the heat exchange section, heat is exchanged between the anode off gas and the regenerated fuel gas on the downstream side, so the temperature balance is better compared to the case where heat is exchanged between the cathode off gas and the fuel regenerated gas. can be kept.
さらに、燃料再生部を経ないアノードオフガスが再生燃料ガスと非合流とされているので、再生燃料ガスにおける水の濃度を制御し易くなり、発電効率を高めることができる。 Furthermore, since the anode off gas that does not pass through the fuel regeneration section is not combined with the regenerated fuel gas, it becomes easier to control the water concentration in the regenerated fuel gas, and power generation efficiency can be improved.
請求項７に係る燃料電池システムの運転方法は、前記アノードオフガスの一部を前記燃料再生部よりも上流側で分岐させた分岐アノードオフガスを燃焼器で燃焼させる。 In a method for operating a fuel cell system according to a seventh aspect of the present invention , a part of the anode off-gas is branched upstream of the fuel regeneration section, and branched anode off-gas is combusted in a combustor.
請求項７に係る燃料電池システムの運転方法では、アノードオフガスの一部を前記燃料再生部よりも上流側で分岐させて、燃焼器で燃焼させる。したがって、燃料再生部において再生するアノードオフガス量が少なくなり、燃料再生部の負荷を低減することができる。 In the method for operating a fuel cell system according to a seventh aspect of the present invention , a part of the anode off-gas is branched upstream of the fuel regeneration section and combusted in a combustor. Therefore, the amount of anode off gas regenerated in the fuel regeneration section is reduced, and the load on the fuel regeneration section can be reduced.
請求項８に係る燃料電池システムの運転方法は、前記再生燃料ガスの一部を前記水混合部よりも上流側で分岐させた分岐再生燃料ガスを燃焼器で燃焼させる。 In an operating method of a fuel cell system according to an eighth aspect of the present invention , a part of the recycled fuel gas is branched upstream of the water mixing section, and branched recycled fuel gas is combusted in a combustor.
請求項８に係る燃料電池システムの運転方法では、燃料再生部で再生された再生燃料ガスを分岐して、燃焼器で燃焼させる。したがって、燃焼器への水の供給が抑制され、燃焼効率を高めることができる。 In the method for operating a fuel cell system according to claim 8 , the regenerated fuel gas regenerated in the fuel regeneration section is branched and combusted in the combustor. Therefore, the supply of water to the combustor is suppressed, and combustion efficiency can be increased.
請求項９に係る燃料電池システムの運転方法は、前記燃料再生部よりも下流側、且つ前記燃焼器へ前記アノードオフガスを分岐させる分岐部よりも上流側にブロワを設けて、前記再生燃料ガスを送出する。 A method for operating a fuel cell system according to a ninth aspect of the present invention includes providing a blower downstream of the fuel regeneration section and upstream of a branching section that branches the anode off gas to the combustor, and discharging the regenerated fuel gas. Send.
請求項９に係る燃料電池システムの運転方法によれば、ブロワよりも上流側で水が除去されているので、ブロワで送出する気体の体積を低減させることができる。 According to the method for operating a fuel cell system according to the ninth aspect , since water is removed upstream of the blower, the volume of gas sent out by the blower can be reduced.
請求項１０、１１に係る燃料電池システムの運転方法は、前記混合ガスは、水を気化する気化器から送出される。 In the fuel cell system operating method according to claims 10 and 11 , the mixed gas is sent out from a vaporizer that vaporizes water.
請求項１０、１１に係る燃料電池システムの運転方法によれば、気化器において水と原料ガスを混合することができる。 According to the method of operating a fuel cell system according to claims 10 and 11 , water and raw material gas can be mixed in the vaporizer.
請求項１２に係る燃料電池システムの運転方法は、前記燃料再生部で、前記アノードオフガスから二酸化炭素をさらに除去する。 In the method for operating a fuel cell system according to a twelfth aspect, carbon dioxide is further removed from the anode off-gas in the fuel regeneration section.
請求項１２に係る燃料電池システムの運転方法によれば、燃料電池セルスタックにおける発電効率をより高くすることができる。また、二酸化炭素を除去する際に、水が必要以上に除去されてしまうことがあるため、熱交換部での昇温前に水を混合する本発明がより好適である。 According to the method of operating a fuel cell system according to the twelfth aspect, the power generation efficiency in the fuel cell stack can be further increased. Further, when removing carbon dioxide, water may be removed more than necessary, so the present invention in which water is mixed before the temperature is raised in the heat exchange section is more suitable.
本発明に係る燃料電池システム、及び燃料電池システムの運転方法によれば、炭素析出の抑制に必要とされる水の混合量を容易に制御することができる。 According to the fuel cell system and the method of operating the fuel cell system according to the present invention, it is possible to easily control the amount of water mixed required for suppressing carbon deposition.
［第１実施形態］
以下、図面を参照して本発明の第１実施形態について詳細に説明する。図１には、本発明の実施形態に係る燃料電池システム１０Ａの主要構成の概略が示されている。本発明の実施形態に係る燃料電池システム１０Ａは、主要な構成として、気化器１２、改質器１４、燃料電池セルスタック１６、熱交換部１８、燃料再生部２０、燃焼器２２、及び、ブロワ２４を備えている。なお、燃料電池システム１０Ａを流通する気体として、本実施形態では、燃料電池セルスタック１６のアノード（燃料極）側へ入力され、アノード側から送出される気体のみを図示しており、カソード（空気極）側へ入力され、カソード側から送出される気体についての図示は省略している。
[First embodiment]
Hereinafter, a first embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. FIG. 1 schematically shows the main configuration of a fuel cell system 10A according to an embodiment of the present invention. The fuel cell system 10A according to the embodiment of the present invention includes, as main components, a vaporizer 12, a reformer 14, a fuel cell stack 16, a heat exchange section 18, a fuel regeneration section 20, a combustor 22, and a blower. It is equipped with 24. In addition, in this embodiment, only the gas input to the anode (fuel electrode) side of the fuel cell stack 16 and the gas sent out from the anode side is illustrated as the gas flowing through the fuel cell system 10A, and the gas flowing through the cathode (air The illustration of the gas input to the pole side and sent out from the cathode side is omitted.
気化器１２には、原料ガス管Ｐ１の一端が接続されており、原料ガス管Ｐ１の他端は図示しないガス源に接続されている。ガス源からは、不図示のブロワによりメタンが気化器１２へ送出される。また、気化器１２には、水供給管Ｐ２が接続されており、不図示のポンプにより、水（液相）が気化器１２へ送出される。気化器１２では、水が気化される。 One end of a raw material gas pipe P1 is connected to the vaporizer 12, and the other end of the raw material gas pipe P1 is connected to a gas source (not shown). Methane is sent from the gas source to the vaporizer 12 by a blower (not shown). Further, a water supply pipe P2 is connected to the vaporizer 12, and water (liquid phase) is sent to the vaporizer 12 by a pump (not shown). In the vaporizer 12, water is vaporized.
なお、本実施形態では、原料ガスとしてメタンを用いるが、改質が可能なガスであれば特に限定されず、炭化水素燃料を用いることができる。炭化水素燃料としては、天然ガス、ＬＰガス（液化石油ガス）、石炭改質ガス、バイオガス、低級炭化水素ガスなどが例示される。低級炭化水素ガスとしては、メタン、エタン、エチレン、プロパン、ブタン等の炭素数４以下の低級炭化水素が挙げられ、本実施形態で用いるメタンが好ましい。なお、炭化水素燃料としては、上述した低級炭化水素ガスを混合したものであってもよく、上述した低級炭化水素ガスは天然ガス、都市ガス、ＬＰガス等のガスであってもよい。原料ガスに不純物が含まれる場合、脱硫器等が必要になるが、図では省略されている。 In this embodiment, methane is used as the raw material gas, but there is no particular limitation as long as it is a reformable gas, and any hydrocarbon fuel can be used. Examples of the hydrocarbon fuel include natural gas, LP gas (liquefied petroleum gas), reformed coal gas, biogas, and lower hydrocarbon gas. Examples of the lower hydrocarbon gas include lower hydrocarbons having 4 or less carbon atoms, such as methane, ethane, ethylene, propane, and butane, and methane used in this embodiment is preferable. Note that the hydrocarbon fuel may be a mixture of the above-mentioned lower hydrocarbon gases, and the above-mentioned lower hydrocarbon gases may be gases such as natural gas, city gas, and LP gas. If the raw material gas contains impurities, a desulfurizer or the like is required, but this is not shown in the figure.
気化器１２には、水蒸気とメタンが混合された混合ガスを送出する混合ガス管Ｐ３Ａの一端が接続されている。混合ガス管Ｐ３Ａの他端は、後述する循環再生燃料管Ｐ９と接続されている。混合ガスは、混合ガス管Ｐ３Ａから送出され、後述する再生燃料ガスと合流される。 The vaporizer 12 is connected to one end of a mixed gas pipe P3A that delivers a mixed gas of water vapor and methane. The other end of the mixed gas pipe P3A is connected to a circulating regeneration fuel pipe P9, which will be described later. The mixed gas is sent out from the mixed gas pipe P3A and is combined with regenerated fuel gas, which will be described later.
ここで、混合ガス中の水蒸気量は、後述する改質器１４における混合原料ガスの水蒸気改質に必要な量であると共に、後述する再生燃料ガスと合流された後の混合原料ガスが、熱交換部１８で加熱された後に炭素析出を抑制できる十分な量とされている。すなわち、再生燃料ガスの流量、混合原料ガス中のメタン、一酸化炭素、水素、二酸化炭素、水蒸気の含有量等を考慮して設定される。 Here, the amount of water vapor in the mixed gas is the amount necessary for steam reforming of the mixed raw material gas in the reformer 14, which will be described later, and the amount of water vapor that is required for steam reforming of the mixed raw material gas in the reformer 14, which will be described later. The amount is sufficient to suppress carbon precipitation after being heated in the exchange section 18. That is, it is set in consideration of the flow rate of the recycled fuel gas, the content of methane, carbon monoxide, hydrogen, carbon dioxide, water vapor, etc. in the mixed raw material gas.
改質器１４の出口側には、燃料ガス管Ｐ５の一端が接続され、燃料ガス管Ｐ５の他端は、燃料電池セルスタック１６のアノードと接続されている。改質器１４では、メタンを改質し、水素や一酸化炭素及び二酸化炭素を含む燃料ガスが生成される。改質器１４で生成された燃料ガスは、燃料ガス管Ｐ５を介して燃料電池セルスタック１６のアノードに供給される。 One end of the fuel gas pipe P5 is connected to the exit side of the reformer 14, and the other end of the fuel gas pipe P5 is connected to the anode of the fuel cell stack 16. In the reformer 14, methane is reformed to generate fuel gas containing hydrogen, carbon monoxide, and carbon dioxide. The fuel gas generated in the reformer 14 is supplied to the anode of the fuel cell stack 16 via a fuel gas pipe P5.
燃料電池セルスタック１６は固体酸化物形の燃料電池セルスタックの１個あるいは複数個であり、積層された複数の燃料電池セルを有している。本実施形態では、作動温度が６００℃～７５０℃程度とされている。個々の燃料電池セルは、電解質層と、当該電解質層の表裏面にそれぞれ積層されたアノード、及びカソードと、を有している。 The fuel cell stack 16 is one or more solid oxide fuel cell stacks, and has a plurality of stacked fuel cells. In this embodiment, the operating temperature is approximately 600°C to 750°C. Each fuel cell has an electrolyte layer, and an anode and a cathode stacked on the front and back surfaces of the electrolyte layer, respectively.
カソードには、空気が供給され、下記（１）式に示すように、空気中の酸素と電子とが反応して酸素イオンが生成される。生成された酸素イオンは電解質層を通ってアノードに到達する。 Air is supplied to the cathode, and as shown in equation (1) below, oxygen in the air reacts with electrons to generate oxygen ions. The generated oxygen ions pass through the electrolyte layer and reach the anode.
（空気極反応）
１／２Ｏ２＋２ｅ－ →Ｏ２－ …（１）
(Air electrode reaction)
1/2O 2 +2e − →O 2− …(1)
一方、アノードでは、下記（２）式及び（３）式に示すように、電解質層を通ってきた酸素イオンが燃料ガス中の水素及び一酸化炭素と反応し、水(水蒸気)及び二酸化炭素と電子が生成される。アノードで生成された電子がアノードから外部回路を通ってカソードに移動することで、各燃料電池セルにおいて発電される。 On the other hand, at the anode, as shown in equations (2) and (3) below, oxygen ions that have passed through the electrolyte layer react with hydrogen and carbon monoxide in the fuel gas, and form water (steam) and carbon dioxide. Electrons are generated. Electrons generated at the anode move from the anode to the cathode through an external circuit, thereby generating electricity in each fuel cell.
（燃料極反応）
Ｈ２ ＋Ｏ２－ →Ｈ２Ｏ＋２ｅ－ …(２)
ＣＯ＋Ｏ２－ →ＣＯ２＋２ｅ－ …(３)
(Fuel electrode reaction)
H2 + O2- → H2O +2e -... (2)
CO+O 2- →CO 2 +2e -... (3)
アノードにはアノードオフガス管Ｐ６の一端が接続されており、アノードオフガス管Ｐ６には、アノードからアノードオフガスが排出される。アノードオフガスには、未反応の、水素、未反応の一酸化炭素、メタン、二酸化炭素及び水蒸気等が含まれている。アノードオフガス管Ｐ６の他端は、熱交換部１８を経て燃料再生部２０と接続されている。 One end of an anode off-gas pipe P6 is connected to the anode, and anode off-gas is discharged from the anode to the anode off-gas pipe P6. The anode off-gas contains unreacted hydrogen, unreacted carbon monoxide, methane, carbon dioxide, water vapor, and the like. The other end of the anode off-gas pipe P6 is connected to the fuel regeneration section 20 via the heat exchange section 18.
なお、本発明の燃料電池としては、固体酸化物形の燃料電池(SOFC：Solid Oxide Fuel Cell)に限られるものではなく、他の燃料電池、例えば溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC：Molten Carbonate Fuel Cell)であってもよい。第２実施形態～第４実施形態でも同様である。 It should be noted that the fuel cell of the present invention is not limited to a solid oxide fuel cell (SOFC), but may also include other fuel cells, such as a molten carbonate fuel cell (MCFC). Cell) may also be used. The same applies to the second to fourth embodiments.
燃料再生部２０は、アノードオフガスから少なくとも水を除去する機能を有しており、凝縮器や分離膜等を用いて構成することができる。 The fuel regeneration unit 20 has a function of removing at least water from the anode off-gas, and can be configured using a condenser, a separation membrane, or the like.
燃料再生部２０では、後述する熱交換部１８における熱交換後の再生燃料ガスの温度で炭素析出が生じる可能性のある程度まで十分な量の水が除去される。例えば、水を除去した後の再生燃料ガスは、４００℃～９００℃において、炭素析出が生じる可能性のある炭素対比での水蒸気含有量（Ｓ／Ｃ）とされる。 In the fuel regeneration section 20, a sufficient amount of water is removed to the extent that carbon deposition may occur at the temperature of the regenerated fuel gas after heat exchange in the heat exchange section 18, which will be described later. For example, the regenerated fuel gas after removing water has a water vapor content (S/C) relative to carbon at which carbon precipitation may occur at a temperature of 400° C. to 900° C.
燃料再生部２０の出口側には、再生燃料ガス管Ｐ７の一端が接続されている。再生燃料ガス管Ｐ７は、熱交換部１８よりも上流側で分岐され、分岐部Ｂ１が設けられている。分岐部Ｂ１において、再生燃料ガス管Ｐ７は、熱交換部１８へ接続される循環再生燃料管Ｐ９と燃焼用ガス管Ｐ８とに分岐されている。分岐部Ｂ１は、分配管等で分岐を構成することができる。循環再生燃料管Ｐ９は、熱交換部１８と接続されている。 One end of a regenerated fuel gas pipe P7 is connected to the outlet side of the fuel regeneration section 20. The regenerated fuel gas pipe P7 is branched on the upstream side of the heat exchange section 18, and is provided with a branch section B1. At the branch part B1, the regenerated fuel gas pipe P7 is branched into a circulating regenerated fuel pipe P9 connected to the heat exchange part 18 and a combustion gas pipe P8. The branch portion B1 can be configured with a distribution pipe or the like. The circulation regeneration fuel pipe P9 is connected to the heat exchange section 18.
再生燃料ガス管Ｐ７には、ブロワ２４が設けられている。ブロワ２４は、再生燃料ガスを分岐部Ｂ１へ向かって送出する。燃焼用ガス管Ｐ８の下流端は、燃焼器２２と接続されている。分流された再生燃料ガスは、燃焼器２２での燃焼に供される。燃焼には、不図示の酸素を含むガス（例えば、カソードオフガスの一部あるいは全部）が加えられる。燃焼器２２には、燃焼排ガス管Ｐ１０が接続されており、燃焼排ガスは燃焼排ガス管Ｐ１０へ排出される。燃焼排ガス管Ｐ１０は、燃料電池システム１０Ａ内で熱を必要とする場所、例えば、改質器１４や燃料電池セルスタック１６へ熱交換用に配管され、対象となる気体等を加熱し、その後、外部へ排出される。 A blower 24 is provided in the regenerated fuel gas pipe P7. The blower 24 sends out the regenerated fuel gas toward the branch portion B1. The downstream end of the combustion gas pipe P8 is connected to the combustor 22. The divided regenerated fuel gas is used for combustion in the combustor 22. For combustion, a gas (not shown) containing oxygen (for example, part or all of the cathode off gas) is added. A combustion exhaust gas pipe P10 is connected to the combustor 22, and combustion exhaust gas is discharged to the combustion exhaust gas pipe P10. The combustion exhaust gas pipe P10 is piped for heat exchange to a place that requires heat in the fuel cell system 10A, such as the reformer 14 or the fuel cell stack 16, and heats the target gas, etc., and then It is discharged to the outside.
循環再生燃料管Ｐ９には、混合ガス管Ｐ３Ａの他端が接続され合流部Ｇ１が形成されている。合流部Ｇ１において再生燃料ガスと混合ガス（水蒸気とメタンが混合された気体）とが混合される（以下この混合されたガスを「混合原料ガス」と称する）。本実施形態では、合流部Ｇ１が水供給部となる。混合原料ガスは、熱交換部１８で加熱された後に炭素析出を抑制できる十分な水蒸気量とされ、熱交換部１８へ供給される。 The other end of the mixed gas pipe P3A is connected to the circulation regenerating fuel pipe P9 to form a confluence portion G1. At the confluence G1, the regenerated fuel gas and mixed gas (a gas in which water vapor and methane are mixed) are mixed (hereinafter, this mixed gas will be referred to as "mixed raw material gas"). In this embodiment, the confluence section G1 becomes the water supply section. After the mixed raw material gas is heated in the heat exchange section 18, the amount of water vapor is sufficient to suppress carbon precipitation, and the mixture is supplied to the heat exchange section 18.
なお、燃料電池セルスタック１６のアノードから排出されたアノードオフガスを源流とするガスの内、再生燃料ガス側から熱交換部１８へ供給されるガスは、すべて燃料再生部２０を経ている。 Note that among the gases whose source is the anode off gas discharged from the anode of the fuel cell stack 16, all the gases supplied from the regenerated fuel gas side to the heat exchange section 18 pass through the fuel regeneration section 20.
熱交換部１８では、燃料電池セルスタック１６のアノードから排出されて燃料再生部２０へ至る前のアノードオフガスと混合原料ガスとの間で熱交換が行われる。混合原料ガスは加熱され、アノードオフガスは冷却される。 In the heat exchange section 18 , heat exchange is performed between the anode off gas discharged from the anode of the fuel cell stack 16 and before reaching the fuel regeneration section 20 and the mixed raw material gas. The mixed raw material gas is heated and the anode off-gas is cooled.
熱交換部１８の混合原料ガスの出口側には、混合ガス管Ｐ４の一端が接続されており、混合ガス管Ｐ４の他端は改質器１４と接続されている。熱交換部１８で加熱された混合原料ガスは、混合ガス管Ｐ４を経て改質器１４へ供給される。改質器１４へ供給された混合原料ガスは、前述のように改質器１４で改質される。 One end of a mixed gas pipe P4 is connected to the exit side of the mixed raw material gas of the heat exchange section 18, and the other end of the mixed gas pipe P4 is connected to the reformer 14. The mixed raw material gas heated in the heat exchange section 18 is supplied to the reformer 14 via the mixed gas pipe P4. The mixed raw material gas supplied to the reformer 14 is reformed in the reformer 14 as described above.
次に、本実施形態の燃料電池システム１０Ａの動作について説明する。 Next, the operation of the fuel cell system 10A of this embodiment will be explained.
ガス源から、不図示のブロワによりメタンが気化器１２へ送出され、不図示のポンプにより、水（液相）が水供給管Ｐ２を経て気化器１２へ送出される。気化器１２では、水が気化され、水蒸気とメタンが混合された混合ガスが混合ガス管Ｐ３Ａへ送出される。混合ガスは、合流部Ｇ１で再生燃料ガスと合流され、混合原料ガスが熱交換部１８で加熱されて、改質器１４で改質されて、水素や一酸化炭素を含む燃料ガスが生成される。 Methane is sent from the gas source to the vaporizer 12 by a blower (not shown), and water (liquid phase) is sent to the vaporizer 12 via the water supply pipe P2 by a pump (not shown). In the vaporizer 12, water is vaporized and a mixed gas of water vapor and methane is sent to the mixed gas pipe P3A. The mixed gas is combined with the regenerated fuel gas in the merging section G1, and the mixed raw material gas is heated in the heat exchange section 18 and reformed in the reformer 14 to generate fuel gas containing hydrogen and carbon monoxide. Ru.
燃料ガスは、燃料ガス管Ｐ５を介して燃料電池セルスタック１６のアノードに供給され、カソードに供給される空気から得られる酸素イオンとの発電反応により発電が行われる。発電よって得られる電力は、不図示の電力ラインから取り出される。当該発電反応により、アノードでは、水と二酸化炭素が生成される。 The fuel gas is supplied to the anode of the fuel cell stack 16 via the fuel gas pipe P5, and power generation is performed by a power generation reaction with oxygen ions obtained from the air supplied to the cathode. Electric power obtained by power generation is taken out from a power line (not shown). Due to the power generation reaction, water and carbon dioxide are generated at the anode.
燃料電池セルスタック１６のアノードから、未反応の水素、メタン、一酸化炭素、水、及び二酸化炭素を含むアノードオフガスが送出され、アノードオフガス管Ｐ６を経て熱交換部１８へ供給される。アノードオフガスは、熱交換部１８で冷却され、燃料再生部２０へ供給される。 Anode off-gas containing unreacted hydrogen, methane, carbon monoxide, water, and carbon dioxide is sent out from the anode of the fuel cell stack 16 and supplied to the heat exchange section 18 via the anode off-gas pipe P6. The anode off-gas is cooled in the heat exchange section 18 and supplied to the fuel regeneration section 20.
燃料再生部２０では、水が除去されて再生燃料ガスが生成される。再生燃料ガスは、ブロワ２４により再生燃料ガス管Ｐ７を下流へ向かって送出される。再生燃料ガスの一部は、分岐部Ｂ１で燃焼器２２へ分岐され、燃焼器２２で燃焼される。燃焼には、不図示の酸素を含むガス（例えば、カソードオフガスの一部あるいは全部）が加えられる。その他の再生燃料ガスは、合流部Ｇ１を経て混合ガスと合流されて、前記と同様の流れで改質、発電、及びアノードオフガスの循環が行われる。 In the fuel regeneration section 20, water is removed and regenerated fuel gas is generated. The regenerated fuel gas is sent downstream through the regenerated fuel gas pipe P7 by the blower 24. A part of the regenerated fuel gas is branched to the combustor 22 at the branch part B1, and is combusted in the combustor 22. For combustion, a gas (not shown) containing oxygen (for example, part or all of the cathode off gas) is added. Other regenerated fuel gases are combined with the mixed gas through the merging section G1, and reforming, power generation, and circulation of the anode off gas are performed in the same flow as described above.
本実施形態の燃料電池システム１０Ａでは、燃料再生部２０においてアノードオフガスから水を除去し、その後合流部Ｇ１で再生燃料ガスに水蒸気が混合される。したがって、燃料再生部２０で十分に水を除去することができると共に、その後に水蒸気を加えることで、炭素析出の抑制に必要とされる水蒸気の混合量を容易に制御することができる。また、混合原料ガスは、合流部Ｇ１よりも下流側に設けられた熱交換部１８における熱交換で昇温されるので、高温下における炭素の析出を抑制することができる。 In the fuel cell system 10A of this embodiment, water is removed from the anode off-gas in the fuel regeneration section 20, and then water vapor is mixed with the regenerated fuel gas at the confluence section G1. Therefore, water can be sufficiently removed in the fuel regeneration section 20, and by subsequently adding steam, the amount of water vapor mixed required for suppressing carbon deposition can be easily controlled. Moreover, since the mixed raw material gas is heated by heat exchange in the heat exchange section 18 provided on the downstream side of the confluence section G1, precipitation of carbon at high temperatures can be suppressed.
また、本実施形態の燃料電池システム１０Ａでは、熱交換部１８において、アノードオフガスと再生燃料ガスとの間で熱交換が行われるので、カソードオフガスと燃料再生ガスとの間で熱交換する場合と比較して、温度のバランスを保つことができる。 In addition, in the fuel cell system 10A of the present embodiment, heat exchange is performed between the anode off gas and the regenerated fuel gas in the heat exchange section 18. By comparison, you can keep the temperature balanced.
また、本実施形態の燃料電池システム１０Ａ（後述する図３、図４に示す変形例を除く）では、燃料再生部２０で再生された再生燃料ガスを分岐して、燃焼器２２で燃焼させる。したがって、燃焼器２２への水の供給が抑制され、燃焼効率を高めることができる。 In addition, in the fuel cell system 10A of this embodiment (excluding modified examples shown in FIGS. 3 and 4 described later), the regenerated fuel gas regenerated by the fuel regeneration unit 20 is branched and combusted in the combustor 22. Therefore, the supply of water to the combustor 22 is suppressed, and combustion efficiency can be improved.
また、本実施形態の燃料電池システム１０Ａ（後述する図３、図４に示す変形例を除く）では、燃料再生部２０よりも下流側、且つ分岐部Ｂ１よりも上流側にブロワ２４が設けられている。したがって、ブロワ２４よりも上流側で水が除去されているので、ブロワ２４で送出する気体の体積を低減させることができる。また、ブロワ２４を、燃料再生部で冷却された後の再生燃料ガスに用いることができるので、ブロワ２４を高温耐用のものにする必要がなく、ブロワ２４の選択自由度が高くなる。 In addition, in the fuel cell system 10A of the present embodiment (excluding modified examples shown in FIGS. 3 and 4 described later), a blower 24 is provided downstream of the fuel regeneration section 20 and upstream of the branch section B1. ing. Therefore, since water is removed upstream of the blower 24, the volume of gas sent out by the blower 24 can be reduced. Further, since the blower 24 can be used for the regenerated fuel gas after being cooled in the fuel regeneration section, the blower 24 does not need to be resistant to high temperatures, and the degree of freedom in selecting the blower 24 is increased.
また、実施形態の燃料電池システム１０Ａでは、合流部Ｇ１において、水蒸気と共に燃料電池セルスタック１６へ供給される前の原料ガスが混合されるので、再生燃料ガスと共に燃料ガスについても昇温させることができる。 In addition, in the fuel cell system 10A of the embodiment, the raw material gas before being supplied to the fuel cell stack 16 is mixed with water vapor at the confluence section G1, so that the temperature of the fuel gas can be increased together with the recycled fuel gas. can.
なお、本実施形態では、燃料再生部２０において、アノードオフガスから水を除去する例について説明したが、水に加えて二酸化炭素も除去してもよい。この場合には、二酸化炭素と水を除去できる分離膜を用いてもよいし、二酸化炭素を除去できる分離膜と水を除去できる分離膜の２種類の分離膜を用いてもよいし、分離膜と凝縮器の両方を用いてもよい。さらに、分離膜や凝縮器以外の手段を用いてもよい。二酸化炭素を除去することにより、燃料電池セルスタック１６へ供給される二酸化炭素が低減され、発電効率を向上させることができる。また、二酸化炭素を除去する際に、水蒸気が必要以上に除去されてしまうことがあるため、熱交換部１８での昇温前に水蒸気を混合する本発明がより好適である。 In this embodiment, an example has been described in which water is removed from the anode off-gas in the fuel regeneration unit 20, but carbon dioxide may also be removed in addition to water. In this case, a separation membrane that can remove carbon dioxide and water may be used, or two types of separation membranes, one that can remove carbon dioxide and one that can remove water, may be used, or a separation membrane that can remove carbon dioxide and water may be used. Both a condenser and a condenser may be used. Furthermore, means other than separation membranes and condensers may be used. By removing carbon dioxide, the amount of carbon dioxide supplied to the fuel cell stack 16 is reduced, and power generation efficiency can be improved. Further, when removing carbon dioxide, water vapor may be removed more than necessary, so the present invention in which water vapor is mixed before the temperature is raised in the heat exchange section 18 is more suitable.
また、本実施形態では、改質器１４を設けたが、燃料電池セルスタック１６内での内部改質が行われる場合には、図２に示されるように、改質器１４を設けない構成とすることもできる。この場合には、混合ガス管Ｐ４の他端が燃料電池セルスタック１６のアノードに接続される。 Further, in this embodiment, the reformer 14 is provided, but when internal reforming is performed within the fuel cell stack 16, a configuration in which the reformer 14 is not provided, as shown in FIG. It is also possible to do this. In this case, the other end of the mixed gas pipe P4 is connected to the anode of the fuel cell stack 16.
また、本実施形態では、分岐部Ｂ１が燃料再生部２０よりも下流側に配置されている例について説明したが、図３に示されるように、分岐部Ｂ１を燃料再生部２０よりも上流側、ブロワ２４よりも下流側に配置してもよい。この場合には、アノードオフガスの一部を燃料再生部２０よりも上流側のアノードオフガス管Ｐ６を分岐させて（分岐部Ｂ１）、燃焼器２２で燃焼させるので、燃料再生部２０において再生するアノードオフガス量が少なくなり、燃料再生部２０の負荷を低減することができる。 Furthermore, in this embodiment, an example has been described in which the branch part B1 is arranged downstream of the fuel regeneration part 20, but as shown in FIG. , may be arranged downstream of the blower 24. In this case, part of the anode off-gas is branched off the anode off-gas pipe P6 upstream of the fuel regeneration section 20 (branch section B1) and combusted in the combustor 22, so that the anode regenerated in the fuel regeneration section 20 is The amount of off-gas is reduced, and the load on the fuel regeneration section 20 can be reduced.
なお、分岐部Ｂ１を燃料再生部２０よりも上流側に配置する場合でも、図４に示されるように、改質器１４を設けない構成とすることができる。 Note that even when the branch section B1 is arranged upstream of the fuel regeneration section 20, as shown in FIG. 4, it is possible to have a configuration in which the reformer 14 is not provided.
［第２実施形態］
次に、本発明の第２実施形態について説明する。本実施形態では、第１実施形態と同様の部分については同一の符号を付し、その詳細な説明を省略する。
[Second embodiment]
Next, a second embodiment of the present invention will be described. In this embodiment, the same parts as in the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and detailed explanation thereof will be omitted.
本実施形態の燃料電池システム１０Ｂは、図５に示すように、気化器１２の下流側に分岐部Ｂ２を設けている。分岐の一方側の混合ガス管Ｐ３Ａは、第１実施形態と同様に、合流部Ｇ１で再生燃料ガスと合流されている。分岐の他方側の混合ガス管Ｐ３Ｂは、改質器１４と接続されている。混合ガス管Ｐ３Ｂには、改質器１４の上流側の合流部Ｇ２で、混合ガス管Ｐ４が合流されている。 As shown in FIG. 5, the fuel cell system 10B of this embodiment includes a branch portion B2 on the downstream side of the carburetor 12. The mixed gas pipe P3A on one side of the branch is joined with the regenerated fuel gas at the joining part G1, as in the first embodiment. The mixed gas pipe P3B on the other side of the branch is connected to the reformer 14. A mixed gas pipe P4 joins the mixed gas pipe P3B at a joining part G2 on the upstream side of the reformer 14.
ここで、混合ガス管Ｐ３Ａへ分岐される混合ガス中の水蒸気量は、混合ガス管Ｐ３Ａ、混合ガス管Ｐ３Ｂ、及び循環再生燃料管Ｐ９を流れるガスを合わせた後に、改質器１４における水蒸気改質に必要な量であると共に、再生燃料ガスのみと合流部Ｇ１で合流された後の混合原料ガスが、熱交換部１８で加熱された後に炭素析出を抑制できる十分な量とされている。 Here, the amount of water vapor in the mixed gas branched to the mixed gas pipe P3A is determined by adding up the gas flowing through the mixed gas pipe P3A, the mixed gas pipe P3B, and the circulating regeneration fuel pipe P9, and then the amount of steam reformed in the reformer 14. In addition to being the amount necessary for quality, the amount is sufficient to suppress carbon precipitation after the mixed raw material gas after being combined with only the regenerated fuel gas at the merging section G1 is heated in the heat exchange section 18.
本実施形態の燃料電池システム１０Ｂでも、燃料再生部２０においてアノードオフガスから水を除去し、その後合流部Ｇ１で再生燃料ガスに水蒸気が混合される。したがって、燃料再生部２０で十分に水を除去することができると共に、その後に水蒸気を加えることで、炭素析出の抑制に必要とされる水蒸気の混合量を容易に制御することができる。また、混合原料ガスは、合流部Ｇ１よりも下流側に設けられた熱交換部１８における熱交換で昇温されるので、高温下における炭素の析出を抑制することができる。 Also in the fuel cell system 10B of this embodiment, water is removed from the anode off-gas in the fuel regeneration section 20, and then water vapor is mixed with the regenerated fuel gas at the confluence section G1. Therefore, water can be sufficiently removed in the fuel regeneration section 20, and by subsequently adding steam, the amount of water vapor mixed required for suppressing carbon deposition can be easily controlled. Moreover, since the mixed raw material gas is heated by heat exchange in the heat exchange section 18 provided on the downstream side of the confluence section G1, precipitation of carbon at high temperatures can be suppressed.
なお、本実施形態でも、図６に示されるように、改質器１４を設けない構成とすることもできる。この場合には、混合ガス管Ｐ３Ｂが燃料電池セルスタック１６のアノードに接続される。 In addition, also in this embodiment, as shown in FIG. 6, a configuration may be adopted in which the reformer 14 is not provided. In this case, the mixed gas pipe P3B is connected to the anode of the fuel cell stack 16.
また、本実施形態でも、図７に示されるように、分岐部Ｂ１を燃料再生部２０よりも上流側、ブロワ２４よりも下流側に配置してもよい。 Also in this embodiment, as shown in FIG. 7, the branch section B1 may be arranged upstream of the fuel regeneration section 20 and downstream of the blower 24.
なお、分岐部Ｂ１を燃料再生部２０よりも上流側に配置する場合でも、図８に示されるように、改質器１４を設けない構成とすることができる。 Note that even when the branch section B1 is disposed upstream of the fuel regeneration section 20, as shown in FIG. 8, it is possible to have a configuration in which the reformer 14 is not provided.
［第３実施形態］
次に、本発明の第３実施形態について説明する。本実施形態では、第１、第２実施形態と同様の部分については同一の符号を付し、その詳細な説明を省略する。
[Third embodiment]
Next, a third embodiment of the present invention will be described. In this embodiment, the same parts as in the first and second embodiments are denoted by the same reference numerals, and detailed explanation thereof will be omitted.
本実施形態の燃料電池システム１０Ｃは、図９に示すように、気化器１２には、気化された改質水を原料ガスと混合させずに送出する水蒸気管Ｐ３Ｃの一端が接続されている。水蒸気管Ｐ３Ｃの他端は、合流部Ｇ１で再生燃料ガスと合流されている。また、気化器１２には、原料ガスと水蒸気を混合させた混合ガスを送出する混合ガス管Ｐ３Ｂの一端が接続されている。混合ガス管Ｐ３Ｂの他端は、改質器１４と接続されている。混合ガス管Ｐ３Ｂには、改質器１４の上流側の合流部Ｇ２で、混合ガス管Ｐ４が合流されている。 In the fuel cell system 10C of this embodiment, as shown in FIG. 9, the vaporizer 12 is connected to one end of a steam pipe P3C that delivers vaporized reformed water without mixing it with the raw material gas. The other end of the steam pipe P3C is joined with the regenerated fuel gas at the joining part G1. Further, the vaporizer 12 is connected to one end of a mixed gas pipe P3B that delivers a mixed gas in which raw material gas and water vapor are mixed. The other end of the mixed gas pipe P3B is connected to the reformer 14. A mixed gas pipe P4 joins the mixed gas pipe P3B at a joining part G2 on the upstream side of the reformer 14.
ここで、水蒸気管Ｐ３Ｃへ送出される水蒸気量は、水蒸気管Ｐ３Ｃ、混合ガス管Ｐ３Ｂ、及び循環再生燃料管Ｐ９を流れるガスを合わせた後に、改質器１４における水蒸気改質に必要な量であると共に、再生燃料ガスのみと合流部Ｇ１で合流された後の混合原料ガスが、熱交換部１８で加熱された後に炭素析出を抑制できる十分な量とされている。 Here, the amount of steam sent to the steam pipe P3C is the amount necessary for steam reforming in the reformer 14 after combining the gases flowing through the steam pipe P3C, the mixed gas pipe P3B, and the circulating regeneration fuel pipe P9. At the same time, the amount is sufficient to suppress carbon precipitation after the mixed raw material gas that has been combined with only the regenerated fuel gas in the merging section G1 is heated in the heat exchange section 18.
本実施形態の燃料電池システム１０Ｃでも、燃料再生部２０においてアノードオフガスから水を除去し、その後合流部Ｇ１で再生燃料ガスに水蒸気が混合される。したがって、燃料再生部２０で十分に水を除去することができると共に、その後に水蒸気を加えることで、炭素析出の抑制に必要とされる水蒸気の混合量を容易に制御することができる。また、混合原料ガスは、合流部Ｇ１よりも下流側に設けられた熱交換部１８における熱交換で昇温されるので、高温下における炭素の析出を抑制することができる。 Also in the fuel cell system 10C of this embodiment, water is removed from the anode off-gas in the fuel regeneration section 20, and then water vapor is mixed with the regenerated fuel gas at the confluence section G1. Therefore, water can be sufficiently removed in the fuel regeneration section 20, and by subsequently adding steam, the amount of water vapor mixed required for suppressing carbon deposition can be easily controlled. Moreover, since the mixed raw material gas is heated by heat exchange in the heat exchange section 18 provided on the downstream side of the confluence section G1, precipitation of carbon at high temperatures can be suppressed.
なお、本実施形態でも、図１０に示されるように、改質器１４を設けない構成とすることもできる。この場合には、混合ガス管Ｐ３Ｂが燃料電池セルスタック１６のアノードに接続される。 In addition, also in this embodiment, as shown in FIG. 10, a configuration may be adopted in which the reformer 14 is not provided. In this case, the mixed gas pipe P3B is connected to the anode of the fuel cell stack 16.
また、本実施形態でも、図１１に示されるように、分岐部Ｂ１を燃料再生部２０よりも上流側、ブロワ２４よりも下流側に配置してもよい。 Further, in this embodiment as well, as shown in FIG. 11, the branch section B1 may be arranged upstream of the fuel regeneration section 20 and downstream of the blower 24.
なお、分岐部Ｂ１を燃料再生部２０よりも上流側に配置する場合でも、図１２に示されるように、改質器１４を設けない構成とすることができる。 Note that even when the branch section B1 is disposed upstream of the fuel regeneration section 20, as shown in FIG. 12, it is possible to have a configuration in which the reformer 14 is not provided.
［第４実施形態］
次に、本発明の第４実施形態について説明する。本実施形態では、第１～第３実施形態と同様の部分については同一の符号を付し、その詳細な説明を省略する。
[Fourth embodiment]
Next, a fourth embodiment of the present invention will be described. In this embodiment, the same parts as in the first to third embodiments are denoted by the same reference numerals, and detailed explanation thereof will be omitted.
本実施形態の燃料電池システム１０Ｄは、第３実施形態の水蒸気管Ｐ３Ｃに代えて、分岐水管Ｐ３Ｄを有している。その他の構成は、第３実施形態と同様である。 The fuel cell system 10D of this embodiment includes a branch water pipe P3D instead of the water vapor pipe P3C of the third embodiment. The other configurations are the same as those in the third embodiment.
図１３に示すように、分岐水管Ｐ３Ｄは、水供給管Ｐ２を気化器１２よりも上流側の分岐部Ｂ３で分岐させたものであり、改質水の一部を合流部Ｇ１で再生燃料ガスと合流させている。気化器１２には、原料ガスと水蒸気を混合させた混合ガスを送出する混合ガス管Ｐ３Ｂの一端が接続されている。混合ガス管Ｐ３Ｂの他端は、改質器１４と接続されている。混合ガス管Ｐ３Ｂには、改質器１４の上流側の合流部Ｇ２で、混合ガス管Ｐ４が合流されている。 As shown in FIG. 13, the branch water pipe P3D is a water supply pipe P2 branched at a branch part B3 upstream of the vaporizer 12, and a part of the reformed water is transferred to the regenerated fuel gas at a confluence part G1. It is merged with The vaporizer 12 is connected to one end of a mixed gas pipe P3B that delivers a mixed gas of raw material gas and water vapor. The other end of the mixed gas pipe P3B is connected to the reformer 14. A mixed gas pipe P4 joins the mixed gas pipe P3B at a joining part G2 on the upstream side of the reformer 14.
ここで、分岐水管Ｐ３Ｄへ送出される水は、液相であり、熱交換部１８での加熱により気化される。また、分岐水管Ｐ３Ｄへ送出される水は、分岐水管Ｐ３Ｄ、混合ガス管Ｐ３Ｂ、及び循環再生燃料管Ｐ９を流れるガスを合わせた後に、改質器１４における水蒸気改質に必要な量であると共に、再生燃料ガスのみと合流部Ｇ１で合流された後の混合原料ガスが、熱交換部１８で加熱された後に炭素析出を抑制できる十分な量とされている。 Here, the water sent to the branch water pipe P3D is in a liquid phase, and is vaporized by heating in the heat exchange section 18. In addition, the water sent to the branch water pipe P3D is the amount necessary for steam reforming in the reformer 14 after combining the gas flowing through the branch water pipe P3D, the mixed gas pipe P3B, and the circulating regeneration fuel pipe P9. The amount of the mixed raw material gas after being combined with only the recycled fuel gas at the joining section G1 is sufficient to suppress carbon deposition after being heated at the heat exchange section 18.
本実施形態の燃料電池システム１０Ｄでも、燃料再生部２０においてアノードオフガスから水を除去し、その後合流部Ｇ１で再生燃料ガスに水が混合され、熱交換部１８で水蒸気となる。したがって、燃料再生部２０で十分に水を除去することができると共に、その後に水を加えることで、炭素析出の抑制に必要とされる水蒸気の混合量を容易に制御することができる。また、混合原料ガスは、合流部Ｇ１よりも下流側に設けられた熱交換部１８における熱交換で昇温されるので、高温下における炭素の析出を抑制することができる。 In the fuel cell system 10D of this embodiment as well, water is removed from the anode off-gas in the fuel regeneration section 20, and then water is mixed with the regenerated fuel gas in the confluence section G1, and becomes water vapor in the heat exchange section 18. Therefore, water can be sufficiently removed in the fuel regeneration section 20, and by adding water afterwards, it is possible to easily control the amount of water vapor mixed required for suppressing carbon deposition. Moreover, since the mixed raw material gas is heated by heat exchange in the heat exchange section 18 provided on the downstream side of the confluence section G1, precipitation of carbon at high temperatures can be suppressed.
なお、本実施形態でも、図１４に示されるように、改質器１４を設けない構成とすることもできる。この場合には、混合ガス管Ｐ３Ｂが燃料電池セルスタック１６のアノードに接続される。 In addition, also in this embodiment, as shown in FIG. 14, a configuration may be adopted in which the reformer 14 is not provided. In this case, the mixed gas pipe P3B is connected to the anode of the fuel cell stack 16.
また、本実施形態でも、図１５に示されるように、分岐部Ｂ１を燃料再生部２０よりも上流側、ブロワ２４よりも下流側に配置してもよい。 Further, in this embodiment as well, as shown in FIG. 15, the branch section B1 may be arranged upstream of the fuel regeneration section 20 and downstream of the blower 24.
なお、分岐部Ｂ１を燃料再生部２０よりも上流側に配置する場合でも、図１６に示されるように、改質器１４を設けない構成とすることができる。 Note that even when the branch section B1 is arranged upstream of the fuel regeneration section 20, as shown in FIG. 16, it is possible to have a configuration in which the reformer 14 is not provided.
前述の第１～第４実施形態では、ブロワ２４を用いて、アノードオフガス、または再生燃料ガスを送出したが、ブロワ２４に代えて、エジェクタ２５を用いてもよい。この場合には、図１７に示されるように、合流部Ｇ１に接続され、分岐部Ｂ１よりも下流側にエジェクタ２５を設ける。 In the first to fourth embodiments described above, the blower 24 was used to send out the anode off gas or the regenerated fuel gas, but the ejector 25 may be used instead of the blower 24. In this case, as shown in FIG. 17, an ejector 25 is connected to the confluence G1 and provided downstream of the branch B1.
１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃ、１０Ｄ 燃料電池システム
１４ 改質器
１６ 燃料電池セルスタック
１８ 熱交換部
２０ 燃料再生部
２２ 燃焼器
２４ ブロワ
Ｇ１ 合流部（水混合部）
Ｐ４ 混合ガス管Ｐ４（循環部）
10A, 10B, 10C, 10D Fuel cell system 14 Reformer 16 Fuel cell stack 18 Heat exchange section 20 Fuel regeneration section 22 Combustor 24 Blower G1 Confluence section (water mixing section)
P4 Mixed gas pipe P4 (circulation section)
Claims (12)
前記燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスから水を除去して再生燃料ガスを生成する燃料再生部と、
前記再生燃料ガスに前記燃料電池セルスタックへ供給される前の原料ガスと水蒸気とが混合された混合ガスを混合する水混合部と、
前記水混合部よりも下流側に設けられ、前記アノードオフガスと前記再生燃料ガスとの間で熱交換が行われ、前記再生燃料ガスを昇温すると共に前記燃料再生部を経ない前記アノードオフガスが前記再生燃料ガスと非合流とされた熱交換部と、
前記熱交換部で昇温された前記再生燃料ガスを前記燃料電池セルスタックへ供給する循環部と、
前記アノードオフガスの一部を前記燃料再生部よりも上流側で分岐させた分岐アノードオフガスを燃焼させる燃焼器と、
を備えた燃料電池システム。 A fuel cell stack that generates electricity by reacting fuel gas in which hydrocarbon gas is reformed with air;
a fuel regeneration unit that removes water from the anode off-gas discharged from the fuel cell stack to generate regenerated fuel gas;
a water mixing unit that mixes a mixed gas of raw material gas and water vapor before being supplied to the fuel cell stack with the recycled fuel gas;
Provided downstream of the water mixing section, heat exchange is performed between the anode off gas and the regenerated fuel gas, and the anode off gas that does not pass through the fuel regeneration section increases the temperature of the regenerated fuel gas. a heat exchange section that does not merge with the recycled fuel gas;
a circulation unit that supplies the recycled fuel gas heated in the heat exchange unit to the fuel cell stack;
a combustor that combusts branched anode offgas in which part of the anode offgas is branched upstream of the fuel regeneration section;
A fuel cell system equipped with
前記燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスから水を除去して再生燃料ガスを生成する燃料再生部と、
前記再生燃料ガスに前記燃料電池セルスタックへ供給される前の原料ガスと水蒸気とが混合された混合ガスを混合する水混合部と、
前記水混合部よりも下流側に設けられ、前記アノードオフガスと前記再生燃料ガスとの間で熱交換が行われ、前記再生燃料ガスを昇温すると共に前記燃料再生部を経ない前記アノードオフガスが前記再生燃料ガスと非合流とされた熱交換部と、
前記熱交換部で昇温された前記再生燃料ガスを前記燃料電池セルスタックへ供給する循環部と、
前記再生燃料ガスの一部を前記水混合部よりも上流側で分岐させた分岐再生燃料ガスを燃焼させる燃焼器と、
を備えた燃料電池システム。 A fuel cell stack that generates electricity by reacting fuel gas in which hydrocarbon gas is reformed with air;
a fuel regeneration unit that removes water from the anode off-gas discharged from the fuel cell stack to generate regenerated fuel gas;
a water mixing unit that mixes a mixed gas of raw material gas and water vapor before being supplied to the fuel cell stack with the recycled fuel gas;
Provided downstream of the water mixing section, heat exchange is performed between the anode off gas and the regenerated fuel gas, and the anode off gas that does not pass through the fuel regeneration section increases the temperature of the regenerated fuel gas. a heat exchange section that does not merge with the recycled fuel gas;
a circulation unit that supplies the recycled fuel gas heated in the heat exchange unit to the fuel cell stack;
a combustor that combusts branched recycled fuel gas in which part of the recycled fuel gas is branched upstream of the water mixing section;
A fuel cell system equipped with
前記燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスから水を除去して再生燃料ガスを生成する燃料再生部と、
前記再生燃料ガスに前記燃料電池セルスタックへ供給される前の原料ガスと水蒸気とが混合された混合ガスを混合する水混合部と、
前記水混合部よりも下流側に設けられ、前記アノードオフガスと前記再生燃料ガスとの間で熱交換が行われ、前記再生燃料ガスを昇温すると共に前記燃料再生部を経ない前記アノードオフガスが前記再生燃料ガスと非合流とされた熱交換部と、
前記熱交換部で昇温された前記再生燃料ガスを前記燃料電池セルスタックへ供給する循環部と、
を備え、
前記混合ガスは、水を気化する気化器から送出される、燃料電池システム。 A fuel cell stack that generates electricity by reacting fuel gas in which hydrocarbon gas is reformed with air;
a fuel regeneration unit that removes water from the anode off-gas discharged from the fuel cell stack to generate regenerated fuel gas;
a water mixing unit that mixes a mixed gas of raw material gas and water vapor before being supplied to the fuel cell stack with the recycled fuel gas;
Provided downstream of the water mixing section, heat exchange is performed between the anode off gas and the regenerated fuel gas, and the anode off gas that does not pass through the fuel regeneration section increases the temperature of the regenerated fuel gas. a heat exchange section that does not merge with the recycled fuel gas;
a circulation unit that supplies the recycled fuel gas heated in the heat exchange unit to the fuel cell stack;
Equipped with
A fuel cell system in which the mixed gas is delivered from a vaporizer that vaporizes water .
前記燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスから燃料再生部で水を除去して再生燃料ガスを生成し、
前記再生燃料ガスに水混合部で前記燃料電池セルスタックへ供給される前の原料ガスと水蒸気とが混合された混合ガスを混合し、
前記水混合部よりも下流側の熱交換部で、前記再生燃料ガスを昇温すると共に前記燃料再生部を経ない前記アノードオフガスが前記再生燃料ガスと非合流として、前記アノードオフガスと前記再生燃料ガスとの間で熱交換を行い、
前記熱交換部で昇温された前記再生燃料ガスを前記燃料電池セルスタックへ供給し、
前記アノードオフガスの一部を前記燃料再生部よりも上流側で分岐させた分岐アノードオフガスを燃焼器で燃焼させる、
燃料電池システムの運転方法。 Hydrocarbon gas is reacted with reformed fuel gas and air to generate electricity in a fuel cell stack.
removing water from the anode off-gas discharged from the fuel cell stack in a fuel regeneration unit to generate recycled fuel gas;
Mixing the recycled fuel gas with a mixed gas of raw material gas and water vapor before being supplied to the fuel cell stack in a water mixing section;
In a heat exchange section downstream of the water mixing section, the temperature of the recycled fuel gas is increased, and the anode off gas that has not passed through the fuel regeneration section is not combined with the recycled fuel gas, so that the anode off gas and the recycled fuel are heated. Exchanging heat with gas,
supplying the regenerated fuel gas heated in the heat exchange section to the fuel cell stack;
A part of the anode off-gas is branched upstream of the fuel regeneration section, and branched anode off-gas is combusted in a combustor.
How to operate a fuel cell system.
前記燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスから燃料再生部で水を除去して再生燃料ガスを生成し、
前記再生燃料ガスに水混合部で前記燃料電池セルスタックへ供給される前の原料ガスと水蒸気とが混合された混合ガスを混合し、
前記水混合部よりも下流側の熱交換部で、前記再生燃料ガスを昇温すると共に前記燃料再生部を経ない前記アノードオフガスが前記再生燃料ガスと非合流として、前記アノードオフガスと前記再生燃料ガスとの間で熱交換を行い、
前記熱交換部で昇温された前記再生燃料ガスを前記燃料電池セルスタックへ供給し、
前記再生燃料ガスの一部を前記水混合部よりも上流側で分岐させた分岐再生燃料ガスを燃焼器で燃焼させる、
燃料電池システムの運転方法。 Hydrocarbon gas is reacted with reformed fuel gas and air to generate electricity in a fuel cell stack.
removing water from the anode off-gas discharged from the fuel cell stack in a fuel regeneration unit to generate recycled fuel gas;
Mixing the recycled fuel gas with a mixed gas of raw material gas and water vapor before being supplied to the fuel cell stack in a water mixing section;
In a heat exchange section downstream of the water mixing section, the temperature of the recycled fuel gas is increased, and the anode off gas that has not passed through the fuel regeneration section is not combined with the recycled fuel gas, so that the anode off gas and the recycled fuel are heated. Exchanging heat with gas,
supplying the regenerated fuel gas heated in the heat exchange section to the fuel cell stack;
A part of the recycled fuel gas is branched upstream of the water mixing part, and branched recycled fuel gas is combusted in a combustor.
How to operate a fuel cell system.
前記燃料電池セルスタックから排出されたアノードオフガスから燃料再生部で水を除去して再生燃料ガスを生成し、
前記再生燃料ガスに水混合部で前記燃料電池セルスタックへ供給される前の原料ガスと水蒸気とが混合された混合ガスを混合し、
前記水混合部よりも下流側の熱交換部で、前記再生燃料ガスを昇温すると共に前記燃料再生部を経ない前記アノードオフガスが前記再生燃料ガスと非合流として、前記アノードオフガスと前記再生燃料ガスとの間で熱交換を行い、
前記熱交換部で昇温された前記再生燃料ガスを前記燃料電池セルスタックへ供給し、
前記混合ガスを、水を気化する気化器から送出する、燃料電池システムの運転方法。 Hydrocarbon gas is reacted with reformed fuel gas and air to generate electricity in a fuel cell stack.
removing water from the anode off-gas discharged from the fuel cell stack in a fuel regeneration unit to generate recycled fuel gas;
Mixing the recycled fuel gas with a mixed gas of raw material gas and water vapor before being supplied to the fuel cell stack in a water mixing section;
In a heat exchange section downstream of the water mixing section, the temperature of the recycled fuel gas is increased, and the anode off gas that has not passed through the fuel regeneration section is not combined with the recycled fuel gas, so that the anode off gas and the recycled fuel are heated. Exchanging heat with gas,
supplying the regenerated fuel gas heated in the heat exchange section to the fuel cell stack;
A method of operating a fuel cell system , in which the mixed gas is sent from a vaporizer that vaporizes water .
The method of operating a fuel cell system according to any one of claims 7 to 11, wherein the fuel regeneration unit further removes carbon dioxide from the anode off-gas.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019178342A JP7370792B2 (en) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Fuel cell system and method of operating the fuel cell system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2019178342A JP7370792B2 (en) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Fuel cell system and method of operating the fuel cell system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2021057167A JP2021057167A (en) | 2021-04-08 |
| JP7370792B2 true JP7370792B2 (en) | 2023-10-30 |
Family
ID=75272746
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2019178342A Active JP7370792B2 (en) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Fuel cell system and method of operating the fuel cell system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP7370792B2 (en) |
Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE19637207A1 (en) | 1996-09-12 | 1998-03-26 | Siemens Ag | Power station with high-temp fuel cell (HTFC) stack and gas treatment plant |
| JP2006500758A (en) | 2002-09-27 | 2006-01-05 | クエストエアー テクノロジーズ インコーポレイテッド | Improved solid oxide fuel cell system |
| JP2009503791A (en) | 2005-07-25 | 2009-01-29 | ブルーム エナジー コーポレーション | Gas separation method and apparatus using partial pressure swing adsorption |
| JP2009179541A (en) | 2008-01-31 | 2009-08-13 | Tokyo Gas Co Ltd | Solid oxide type fuel cell-hydrogen manufacturing system |
| JP2010534913A (en) | 2007-07-26 | 2010-11-11 | ブルーム エナジー コーポレーション | Hotbox design with multi-stream heat exchanger and single air control |
| JP2011508949A (en) | 2007-12-28 | 2011-03-17 | サンゴバン・セラミックス・アンド・プラスティックス・インコーポレイティッド | Fuel cell system |
| JP2013239404A (en) | 2012-05-17 | 2013-11-28 | Panasonic Corp | Solid oxide fuel cell system |
| JP2015043263A (en) | 2013-08-26 | 2015-03-05 | 日立造船株式会社 | Recycle and reuse method of fuel electrode exhaust gas in solid oxide fuel cell |
| US20160329582A1 (en) | 2015-05-06 | 2016-11-10 | Robert E. Buxbaum | High efficiency fuel reforming and water use in a high temperature fuel-cell system and process for the such thereof |
| JP2017084768A (en) | 2016-09-28 | 2017-05-18 | 東京瓦斯株式会社 | Fuel cell system |
| JP2016537782A5 (en) | 2013-09-23 | 2018-07-19 | ||
| JP2018195570A (en) | 2017-05-18 | 2018-12-06 | 株式会社デンソー | Fuel cell system |
| JP2019139858A (en) | 2018-02-06 | 2019-08-22 | 東京瓦斯株式会社 | Carbon dioxide production system |
| JP2022527452A (en) | 2019-03-22 | 2022-06-02 | ブルーム エネルギー コーポレイション | Solid oxide fuel cell system with integrated shift reactor with hydrogen pumping cell with carbon monoxide resistant anode |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060251934A1 (en) * | 2005-05-09 | 2006-11-09 | Ion America Corporation | High temperature fuel cell system with integrated heat exchanger network |
| JP5542332B2 (en) * | 2005-07-25 | 2014-07-09 | ブルーム エナジー コーポレーション | Fuel cell system that partially recycles anode exhaust |
| US8101307B2 (en) * | 2005-07-25 | 2012-01-24 | Bloom Energy Corporation | Fuel cell system with electrochemical anode exhaust recycling |
| US7520916B2 (en) * | 2005-07-25 | 2009-04-21 | Bloom Energy Corporation | Partial pressure swing adsorption system for providing hydrogen to a vehicle fuel cell |
| WO2015040270A1 (en) | 2013-09-23 | 2015-03-26 | Convion Oy | A recirculation arrangement and method for a high temperature cell system |
| JP6096751B2 (en) * | 2014-12-12 | 2017-03-15 | 東京瓦斯株式会社 | Circulating fuel cell system |
| JP2018169080A (en) * | 2017-03-29 | 2018-11-01 | 東京瓦斯株式会社 | Combustion system and combustion device |
-
2019
- 2019-09-30 JP JP2019178342A patent/JP7370792B2/en active Active
Patent Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE19637207A1 (en) | 1996-09-12 | 1998-03-26 | Siemens Ag | Power station with high-temp fuel cell (HTFC) stack and gas treatment plant |
| JP2006500758A (en) | 2002-09-27 | 2006-01-05 | クエストエアー テクノロジーズ インコーポレイテッド | Improved solid oxide fuel cell system |
| JP2009503791A (en) | 2005-07-25 | 2009-01-29 | ブルーム エナジー コーポレーション | Gas separation method and apparatus using partial pressure swing adsorption |
| JP2010534913A (en) | 2007-07-26 | 2010-11-11 | ブルーム エナジー コーポレーション | Hotbox design with multi-stream heat exchanger and single air control |
| JP2011508949A (en) | 2007-12-28 | 2011-03-17 | サンゴバン・セラミックス・アンド・プラスティックス・インコーポレイティッド | Fuel cell system |
| JP2009179541A (en) | 2008-01-31 | 2009-08-13 | Tokyo Gas Co Ltd | Solid oxide type fuel cell-hydrogen manufacturing system |
| JP2013239404A (en) | 2012-05-17 | 2013-11-28 | Panasonic Corp | Solid oxide fuel cell system |
| JP2015043263A (en) | 2013-08-26 | 2015-03-05 | 日立造船株式会社 | Recycle and reuse method of fuel electrode exhaust gas in solid oxide fuel cell |
| JP2016537782A5 (en) | 2013-09-23 | 2018-07-19 | ||
| US20160329582A1 (en) | 2015-05-06 | 2016-11-10 | Robert E. Buxbaum | High efficiency fuel reforming and water use in a high temperature fuel-cell system and process for the such thereof |
| JP2017084768A (en) | 2016-09-28 | 2017-05-18 | 東京瓦斯株式会社 | Fuel cell system |
| JP2018195570A (en) | 2017-05-18 | 2018-12-06 | 株式会社デンソー | Fuel cell system |
| JP2019139858A (en) | 2018-02-06 | 2019-08-22 | 東京瓦斯株式会社 | Carbon dioxide production system |
| JP2022527452A (en) | 2019-03-22 | 2022-06-02 | ブルーム エネルギー コーポレイション | Solid oxide fuel cell system with integrated shift reactor with hydrogen pumping cell with carbon monoxide resistant anode |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2021057167A (en) | 2021-04-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20110223501A1 (en) | Hydrogen-recycling mcfc power-generating system | |
| CN100411233C (en) | Fuel cell system and method of generating electricity thereby | |
| JP6808677B2 (en) | Carbon dioxide supply system | |
| CN111837277B (en) | carbon dioxide production system | |
| JP2011113934A (en) | Fuel cell system | |
| JP2018169080A (en) | Combustion system and combustion device | |
| JP2019536243A (en) | Fuel cell system | |
| JP6064782B2 (en) | Fuel cell device | |
| JP6739461B2 (en) | Fuel cell system | |
| JP6114197B2 (en) | Fuel cell system | |
| JP2007141772A (en) | Fuel cell system | |
| US11309563B2 (en) | High efficiency fuel cell system with hydrogen and syngas export | |
| JP5755992B2 (en) | Fuel cell module | |
| JP7370792B2 (en) | Fuel cell system and method of operating the fuel cell system | |
| JP6899363B2 (en) | Fuel cell system with in-block reforming | |
| KR20230000254U (en) | Fuel cell systems and method | |
| JP6755424B1 (en) | Fuel cell system | |
| JP6688818B2 (en) | Fuel cell system | |
| JP6731027B2 (en) | Fuel cell system with in-block reforming | |
| JP6751422B2 (en) | Fuel cell system and fuel delivery method | |
| JP6800367B1 (en) | Fuel cell system | |
| JP2022066934A (en) | Fuel battery system | |
| JP7102204B2 (en) | Fuel cell system | |
| JP6997032B2 (en) | Fuel cell system | |
| KR102555438B1 (en) | Solid oxide fuel cell system having plural reformers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20220328 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20230123 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20230207 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20230313 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20230711 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20230807 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20231010 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20231018 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7370792 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |