JP2004164930A

JP2004164930A - Fuel cell power generation system

Info

Publication number: JP2004164930A
Application number: JP2002327233A
Authority: JP
Inventors: Tetsuo Take; 哲夫武
Original assignee: Nippon Telegraph and Telephone Corp
Current assignee: Nippon Telegraph and Telephone Corp
Priority date: 2002-11-11
Filing date: 2002-11-11
Publication date: 2004-06-10
Anticipated expiration: 2022-11-11
Also published as: JP3886887B2

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a fuel cell power generation system having improved efficiency and an increased output at a transmission end by lowering energy loss at a reformer and a carburetor. <P>SOLUTION: The fuel cell power generation system is structured of a reformer 3 producing reformed gas 27 by the steam reforming reaction of natural gas 1, a fuel cell stack 57 generating power by the electrochemical oxidation reaction of hydrogen or hydrogen and a carbon monoxide in the reformed gas and supplying exhaust heat and fuel electrode exhaust gas 61 to the reformer 3, a CO shift converter 4 transforming the carbon monoxide in the reformed gas into a carbon dioxide and hydrogen, a CO-selective oxidation unit 5 turning the carbon monoxide in exhaust gas 26 of the CO shift converter 4 into the carbon dioxide by oxidizing the carbon monoxide with oxygen, and a fuel cell stack 9 generating power by the electrochemical reaction of hydrogen and oxygen in the exhaust gas of a CO-selective oxidizing unit 5. <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は燃料電池発電システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
【非特許文献】「電気学会・燃料電池発電次世代システム技術調査専門委員会編：燃料電池の技術，ｐ．３５，オーム社（２００２）」
図１１は、上記非特許文献に記載の燃料電池発電システムの従来例として、天然ガスを燃料とした固体高分子形燃料電池システムの構成を示している。すなわち、この従来技術による燃料電池発電システムの主な構成要素は、脱硫器２、改質器３、改質器バーナ５３、ＣＯシフトコンバータ４、ＣＯ選択酸化器５、凝縮器３９、固体高分子形燃料電池セルスタック９、出力調整装置２０、気化器１４、気化器バーナ３５、水タンク９０、流量制御弁（１０、１１、１２等）、補給水ポンプ４２、空気供給用ブロワ１３、及び配管類である。
【０００３】
図１１において、１は燃料である天然ガス、２は天然ガス１中の硫黄成分を除去する脱硫器、３は燃料の水蒸気改質反応を行わせる改質器、４は水蒸気改質反応によって生成する一酸化炭素（ＣＯ）を水性シフト反応によって二酸化炭素に変換し、水素を得るＣＯシフトコンバータ、５は水性シフト反応後に残存する一酸化炭素を酸化して二酸化炭素とするＣＯ選択酸化器、９は固体高分子形燃料電池セルスタック、６は固形高分子形燃料電池セルスタック９の燃料極、７は固形高分子形燃料電池セルスタック９の固体高分子電解質、８は固形高分子形燃料電池セルスタック９の空気極、１０、１１、及び１２は空気供給用ブロワ１３からの空気１８の流量を制御する流量制御弁、１３は空気供給用ブロワ、１４は水蒸気改質反応に使われる水蒸気を発生させる気化器、１５は気化器用ポンプ、１６は気化器１４で発生する水蒸気、１７は固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス、１８は空気供給用ブロワ１３からの空気、１９は固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス、２０は出力調整装置、２１は負荷、２２は燃料電池直流出力、２３は送電端交流出力、２４は改質器バーナ燃焼排出ガス、２５はＣＯ選択酸化器５の排出ガスである、一酸化炭素の濃度をｐｐｍオーダーに低減させた改質ガス、２６はＣＯシフトコンバータ４の排出ガスである、一酸化炭素の濃度を１％以下に低減させた改質ガス、２７は改質器３の排出ガスである、水素豊富（水素リッチ）な改質ガス、２８は水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス、２９は脱硫器２の排出ガスである脱硫天然ガス、３０は空気供給用ブロワ１３からの空気１８の流量を制御する流量制御弁、３１は気化器バーナ用空気、３２は固体高分子形燃料電池セルスタック用空気、３３はＣＯ選択酸化器用空気、３４は改質器バーナ用空気、３５は気化器バーナ、３６は気化器バーナ燃焼排出ガス、３７は天然ガス１の流量を制御する流量制御弁、３９はＣＯ選択酸化器５の排出ガスである改質ガス２５中の水分を凝縮させる凝縮器、３８は凝縮器３９で未反応水蒸気を凝縮させた後の改質ガス、４０は固体高分子形燃料電池セルスタック９での電池反応による生成水、４１は凝縮器３９で生じた凝縮水、４２は補給水ポンプ、４３は補給水、４４は気化器１４に供給される水、４５は脱硫器２に供給される発電用天然ガス、４６は気化器バーナ用天然ガス、４７及び４８は天然ガス１の流量を制御する流量制御弁、４９は改質器バーナ用天然ガス、５０は脱硫器リサイクル用改質ガス、５１は脱硫器リサイクル用改質ガス５０の流量を制御する流量制御弁、５２はＣＯ選択酸化器用改質ガス、５３は改質器バーナ、９０は水タンク、９１は気化器１４からの排出ガス、９３は気化器１４からの水蒸気１６の流量を制御する流量制御弁である。
【０００４】
上記「水素豊富（水素リッチ）」は、電池反応によって発電に寄与するに足りる濃度の水素を含有することを意味する。
【０００５】
図１１において、固体高分子形燃料電池セルスタック９が１組の燃料極６、固体高分子電解質７、及び空気極８からなる単セルによって構成されているように示されているが、実際には、燃料電池セルスタック９は前記単セルを複数積層することによって構成されている。
【０００６】
以下、図１１を用いて、この従来技術による燃料電池発電システムの作用について説明する。燃料の天然ガス１は、発電用天然ガス４５、気化器バーナ用天然ガス４６、及び改質器バーナ用天然ガス４９として、それぞれ脱硫器２、気化器バーナ３５、及び改質器バーナ５３に供給する。発電用天然ガス４５の供給量は、予め設定された燃料電池直流出力２２の電池電流及び改質器３の温度（改質器温度）と流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁３７の開度を制御することによって、燃料電池直流出力２２の電池電流と改質器温度に見合った値に設定する。
【０００７】
脱硫器２では、充填された脱硫触媒のコバルト−モリブデン系触媒と酸化亜鉛吸着剤の働きにより、改質器３の改質触媒と固体高分子形燃料電池セルスタック９の燃料極６での電極触媒の劣化原因となる発電用天然ガス４５中のメルカプタン等の腐臭剤に含まれる硫黄分を水添脱硫により除去する。すなわち、コバルト−モリブデン系触媒により最初に硫黄と水素を反応させて硫化水素を生成させ、次にこの硫化水素と酸化亜鉛を反応させて硫化亜鉛を生成させることによって、硫黄分を除去する。硫化水素の生成に必要な水素を供給するために、水素リッチな、一酸化炭素の濃度を１％以下に低減させた改質ガス２６の一部を、脱硫器リサイクル用改質ガス５０として脱硫器２にリサイクルする。脱硫器リサイクル用改質ガス５０の供給量は、予め設定された流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）と流量制御弁５１の開度（すなわち、脱硫器リサクル用改質ガス５０の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁５１の開度を制御することによって、発電用天然ガス４５の供給量と見合った値に設定する。水添脱硫反応と硫化亜鉛の生成反応は吸熱反応であり、反応に必要な反応熱は、後述する発熱反応であるＣＯシフトコンバータ４での水性シフト反応によって発生する熱をＣＯシフトコンバータ４から脱硫器２に供給することによってまかなう。
【０００８】
脱硫器２で硫黄分が除去された脱硫天然ガス２９は、気化器１４から供給された水蒸気１６と混合し、水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス２８として、改質触媒であるニッケル系触媒やルテニウム系触媒が充填された改質器３に供給する。脱硫天然ガス２９と混合する水蒸気１６の供給量は、予め設定された流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）と流量制御弁９３の開度（すなわち、水蒸気１６の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁９３の開度を制御することによって、予め設定された所定のスチームカーボン比（水蒸気対天然ガス中炭素比）となるように設定する。
【０００９】
気化器１４では、水タンク９０から気化器用ポンプ１５で供給した水４４を気化させる。水４４の気化に必要な熱は、後述する高温の改質器バーナ燃焼排出ガス２４を気化器１４に供給し、水４４と熱交換させることによって供給する。水４４と気化器１４で熱交換を行った改質器バーナ燃焼排出ガス２４は、排出ガス９１として排出する。気化器１４での水４４の気化に必要な熱の供給が、改質器バーナ燃焼排出ガス２４との熱交換だけでは不足する場合には、天然ガス１を気化器バーナ用天然ガス４６として気化器バーナ３５に供給し、同様に空気供給用ブロア１３で取り込んだ空気１８の一部を気化器バーナ用空気３１として気化器バーナ３５に供給し、両者を燃焼反応させることによって、気化器１４にさらに熱を供給する。気化器バーナ３５に供給する気化器バーナ用天然ガス４６の供給量は、予め設定された気化器１４の温度と流量制御弁４７の開度（すなわち、気化器バーナ用天然ガス４６の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁４７の開度を制御することによって設定する。また、気化器バーナ３５に供給する気化器バーナ用空気３１の供給量は、予め設定された流量制御弁４７の開度（すなわち、気化器バーナ用天然ガス４６の供給量）と流量制御弁３０の開度（すなわち、気化器バーナ用空気３１の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁３０の開度を制御することによって、予め設定された所定の空燃比（空気対燃料比）となるように設定する。
【００１０】
水タンク９０には、後述する凝縮器３９で凝縮させた凝縮水４１と後述する固体高分子形燃料電池セルスタック９で電池反応により生成した生成水４０を供給する。これだけでは水タンク９０の水が不足する場合には、必要に応じて補給水ポンプ４２を作動させ、補給水４３を水タンク９０に供給する。
【００１１】
改質器３では、充填された改質触媒の働きにより天然ガス１に含まれる炭化水素の水蒸気改質反応が行われ、水素リッチな改質ガス２７がつくられる。天然ガス１の主成分であるメタンの水蒸気改質反応は下記（１）式で表される。
【００１２】
（メタンの水蒸気改質反応）
ＣＨ_４＋Ｈ_２Ｏ → ＣＯ＋３Ｈ_２（１）
この（１）式に示したメタンの水蒸気改質反応等の炭化水素の水蒸気改質反応は吸熱反応であるので、効率的に水素を生成させるためには、改質器３の外部から必要な反応熱を供給し、改質器３の温度を７００〜７５０℃に維持しなければならない。このため、後述する約２０％の未反応水素を含む固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス１９を改質器バーナ５３に供給し、同様に空気供給用ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部を改質器バーナ５３に供給した改質器バーナ用空気３４と燃焼反応させることによって、改質器３に水蒸気改質反応に必要な反応熱を供給する。改質器バーナ５３に供給する改質器バーナ用空気３４の供給量は、予め設定された流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）と流量制御弁１２の開度（すなわち、改質器バーナ用空気３４の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁１２の開度を制御することによって、予め設定された所定の空燃比となるように設定する。
【００１３】
改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱の供給が、改質器バーナ５３での固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス１９の燃焼だけでは不足する場合には、天然ガス１を改質器バーナ用天然ガス４９として改質器バーナ５３に供給し、改質器バーナ用空気３４と燃焼反応させることによって、改質器３にさらに熱を供給する。改質器バーナ５３に供給する改質器バーナ用天然ガス４９の供給量は、予め設定された改質器３の温度と流量制御弁４８の開度（すなわち、改質器バーナ用天然ガス４９の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁４８の開度を制御することによって、改質器３の温度に見合った値に設定する。また、改質器バーナ５３に供給する改質器バーナ用空気３４の供給量は、予め設定された流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）及び流量制御弁４８の開度（すなわち、改質器バーナ用天然ガス４９の供給量）と流量制御弁１２の開度（すなわち、改質器バーナ用空気３４の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁１２の開度を制御することによって、予め設定された所定の空燃比となるように設定する。
【００１４】
改質器３の排出ガスである水素リッチな改質ガス２７中には、固体高分子形燃料電池セルスタック９の燃料極６の電極触媒の劣化原因となる一酸化炭素が含まれているので、水素リッチな改質ガス２７は、銅−亜鉛系触媒等のシフト触媒が充填されたＣＯシフトコンバータ４に供給し、シフト触媒の働きにより下記（２）式に示す水性シフト反応を行わせることによって、水素リッチな改質ガス２７中に含まれる一酸化炭素の濃度を１％以下まで低減させる。
【００１５】
（水性シフト反応）
ＣＯ＋Ｈ_２Ｏ → ＣＯ_２＋Ｈ_２（２）
この水性シフト反応は発熱反応であり、発生した熱は脱硫器２に供給し、前述した吸熱反応である脱硫器２の水添脱硫反応と硫化亜鉛の生成反応の反応熱として利用する。
【００１６】
ＣＯシフトコンバータ４でつくられた、一酸化炭素の濃度を１％以下に低減させた改質ガス２６の一部は、前述したように脱硫器リサイクル用改質ガス５０として脱硫器２に供給し、残りは、一酸化炭素の濃度が１００ｐｐｍ以上であると固体高分子形燃料電池セルスタック９の燃料極６に供給した場合に電極触媒の劣化原因となるので、一酸化炭素の濃度を数十ｐｐｍレベルまで低減させるために、ＣＯ選択酸化器用改質ガス５２として、白金、ルテニウム等の貴金属系触媒がＣＯ選択酸化触媒として充填されたＣＯ選択酸化器５に供給する。また、空気供給用ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部を、ＣＯ選択酸化器用空気３３としてＣＯ選択酸化器５に供給する。ＣＯ選択酸化器５では、ＣＯ選択酸化器用改質ガス５２に含まれる一酸化炭素を、発熱反応である下記（３）式に示すＣＯ選択酸化反応によりＣＯ選択酸化用空気３３中の酸素と反応させることによって二酸化炭素に変換し、ＣＯ選択酸化器用改質ガス５２中の一酸化炭素の濃度を数十ｐｐｍレベルまで低減させる。
【００１７】
（一酸化炭素の酸化反応）
ＣＯ＋１／２Ｏ_２ → ＣＯ_２（３）
ＣＯ選択酸化器用空気３３の供給量は、予め設定された流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）と流量制御弁１１の開度（すなわち、ＣＯ選択酸化器用空気３３の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁１１の開度を制御することによって、発電用天然ガス４５の供給量に見合った値に設定する。
【００１８】
ＣＯ選択酸化器５でつくられた、一酸化炭素の濃度をｐｐｍオーダーに低減させた改質ガス２５中に含まれる未反応水蒸気は、凝縮器３９で１００℃以下に冷却することによって、凝縮水４１として回収する。この凝縮水４１は、水タンク９０に供給し、気化器１４に供給する水４４として再利用する。凝縮器３９で未反応水蒸気を凝縮させた後の改質ガス３８は、固体高分子形燃料電池セルスタック９の燃料極６に供給する。一方、空気供給用ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部を、高分子形燃料電池セルスタック用空気３２として、固体高分子形燃料電池セルスタック９の空気極８に供給する。固体高分子形燃料電池セルスタック９の発電温度は、６０〜８０℃が一般的であり、電池反応による発熱により発電温度が維持される。固体高分子形燃料電池セルスタック用空気３２の供給量は、予め設定された燃料電池直流出力２２の電池電流と流量制御弁１０の開度（すなわち、高分子形燃料電池セルスタック用空気３２の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁１０の開度を制御することによって、燃料電池直流出力２２の電池電流に見合った値に設定する。
【００１９】
固体高分子形燃料電池セルスタック９の燃料極６では、白金系電極触媒の働きで、未反応水蒸気を凝縮させた後の改質ガス３８中に含まれる水素の約８０％が、下記（４）式に示す燃料極反応により水素イオンと電子に変わる。
【００２０】
（燃料極反応）
Ｈ_２ → ２Ｈ^＋＋２ｅ⁻ （４）
燃料極６で生成した水素イオンは、ナフィオン等のスルフォン酸基を有するフッ素系高分子から構成される固体高分子電解質７の内部を移動し、空気極８に到達する。一方、燃料極６で生成した電子は、外部回路を移動し、空気極８に到達する。この電子が外部回路を移動する過程で、電気エネルギーを燃料電池直流出力２２として取り出すことができる。
【００２１】
固体高分子形燃料電池セルスタック９の空気極８では、白金系電極触煤の働きで、燃料極６から固体高分子電解質７の内部を空気極８に移動してきた水素イオン、燃料極６から外部回路を空気極８に移動してきた電子、及び空気極８に供給された固体高分子形燃料電池セルスタック用空気３２中の酸素が、下記（５）式に示す空気極反応により反応し、水が生成する。
【００２２】
（空気極反応）
２Ｈ^＋＋１／２Ｏ_２＋２ｅ⁻ → Ｈ_２Ｏ（５）
（４）式と（５）式をまとめると、固体高分子形燃料電池セルスタック９の電池反応は、下記（６）式に示す水素と酸素から水ができる水の電気分解の逆反応として表すことができる。
【００２３】
（電池反応）
Ｈ_２＋１／２Ｏ_２ → Ｈ_２Ｏ（６）
固体高分子形燃料電池セルスタック９の発電によって得られた燃料電池直流出力２２は、負荷２１に合わせて出力調整装置２０で電圧の変換と直流から交流への変換を行った後に、送電端交流出力２３として負荷２１に供給する。なお、図１１の例では、出力調整装置２０で直流から交流への変換を行っているが、出力調整装置２０で電圧変換のみを行い、送電端直流出力を負荷２１に供給してもよい。
【００２４】
未反応水蒸気を凝縮させた後の改質ガス３８は、固体高分子形燃料電池セルスタック９の燃料極６で水素の約８０％を（４）式に示した燃料極反応により消費した後に、固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス１９として排出する。一方、固体高分子形燃料電池セルスタック用空気３２は、固体高分子形燃料電池セルスタック９の空気極８で酸素の一部を（５）式に示した空気極反応により消費した後に、固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７として排出する。
【００２５】
固体高分子形燃料電池セルスタック９で（６）式に示した電池反応により生成した生成水４０は、凝縮水４１と同様に水タンク９０に供給し、気化器１４に供給する水４４として再利用する。固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス１９は、約２０％の未反応水素を含んでいるので、前述したように改質器バーナ５３の燃料として用いる。
【００２６】
【発明が解決しようとする課題】
次に、前述したような従来の技術による燃料電池発電システムの問題点について説明する。図１１に示した従来の燃料電池発電システムでは、改質器３で発電用天然ガス４５に含まれる炭化水素の水蒸気改質反応を行わせるのに、固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス１９を改質器バーナ５３に供給し燃焼させるだけでなく、改質器バーナ用天然ガス４９も改質器バーナ５３に供給し燃焼させる必要があった。また、固体高分子形燃料電池セルスタック９の発電温度が６０〜８０℃と低いために、１９０℃の発電温度を有するりん酸形燃料電池セルスタックを用いた場合のようにセルスタックの冷却過程で水蒸気を発生させることができないので、気化器１４を設け、改質器バーナ燃焼排出ガス２４と熱交換を行わせるとともに、気化器バーナ３５に供給した気化器バーナ用天然ガス４６を燃焼させることによって、外部から気化器１４に水４４の気化に必要な熱を供給し、改質器３での炭化水素の水蒸気改質に必要な水蒸気１６を発生させなければならなかった。このため、従来の燃料電池発電システムでは、送電端効率が低く、４０％未満であった。また、送電端効率が低いために、送電端出力も小さかった。
【００２７】
本発明の目的は、上記問題点を解決し、改質器と気化器でのエネルギー損失を低減することによってシステムの送電端効率を向上させるとともに、送電端出力を増加させた燃料電池発電システムを提供することにある。
【００２８】
【課題を解決するための手段】
上記課題を解決するために、本発明においては、請求項１に記載のように、
燃料の水蒸気改質反応により生成する水素を酸素と電気化学的に反応させることによって発電を行う燃料電池発電システムにおいて、前記燃料の水蒸気改質反応によって水素豊富な改質ガスをつくる改質器と、前記改質ガス中の水素、もしくは水素及び一酸化炭素を酸素と電気化学的に反応させることによって発電を行い、前記発電に伴って発生した排熱を前記改質器に供給するとともに、前記発電に伴って生成した水蒸気を含む燃料極排出ガスを前記改質器に供給する第一の燃料電池セルスタックと、前記改質ガス中の一酸化炭素を水蒸気と反応させることによって二酸化炭素と水素とに変換するＣＯシフトコンバータと、前記ＣＯシフトコンバータの排出ガス中に残存する一酸化炭素を酸素で酸化し二酸化炭素に変換するＣＯ選択酸化器と、前記ＣＯ選択酸化器の排出ガス中の水素を酸素と電気化学的に反応させることによって発電を行う第二の燃料電池セルスタックとを有することを特徴とする燃料電池発電システムを構成する。
【００２９】
また、本発明においては、請求項２に記載のように、
燃料の水蒸気改質反応により生成する水素を酸素と電気化学的に反応させることによって発電を行う燃料電池発電システムにおいて、前記燃料の水蒸気改質反応によって水素豊富な改質ガスをつくる改質器と、前記改質ガス中の水素、もしくは水素及び一酸化炭素を酸素と電気化学的に反応させることによって発電を行い、前記発電に伴って発生した排熱を前記改質器に供給するとともに、前記発電に伴って生成した水蒸気を含む燃料極排出ガスを前記改質器に供給する第一の燃料電池セルスタックと、前記改質ガス中の一酸化炭素を水蒸気と反応させることによって二酸化炭素と水素とに変換するＣＯシフトコンバータと、前記ＣＯシフトコンバータの排出ガス中の水素を酸素と電気化学的に反応させることによって発電を行う第二の燃料電池セルスタックとを有することを特徴とする燃料電池発電システムを構成する。
【００３０】
また、本発明においては、請求項３に記載のように、
燃料の水蒸気改質反応により生成する水素と酸素を電気化学的に反応させることによって発電を行う燃料電池発電システムにおいて、前記燃料の水蒸気改質反応によって水素豊富な改質ガスをつくる改質器と、前記改質ガス中の水素、もしくは水素及び一酸化炭素を酸素と電気化学的に反応させることによって発電を行い、前記発電に伴って発生した排熱を前記改質器に供給するとともに、前記発電に伴って生成した水蒸気を含む燃料極排出ガスを前記改質器に供給する第一の燃料電池セルスタックと、前記改質ガス中の一酸化炭素を水蒸気と反応させることによって二酸化炭素と水素とに変換するＣＯシフトコンバータと、前記ＣＯシフトコンバータの排出ガス中の水素を選択的に分離する水素分離器と、前記水素分離器で分離した前記水素を酸素と電気化学的に反応させることによって発電を行う第二の燃料電池セルスタックとを有することを特徴とする燃料電池発電システムを構成する。
【００３１】
また、本発明においては、請求項４に記載のように、
前記第一の燃料電池セルスタックの前記燃料極排出ガス中の未反応燃料、未反応水素及び未反応一酸化炭素を酸素と燃焼反応させる燃焼器を有することを特徴とする請求項１、２または３記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００３２】
また、本発明においては、請求項５に記載のように、
前記第一の燃料電池セルスタックの前記燃料極排出ガス中の未反応燃料、未反応水素及び未反応一酸化炭素と、前記第二の燃料電池セルスタックの燃料極排出ガス中の未反応燃料及び未反応水素、もしくは、未反応燃料、未反応水素及び未反応一酸化炭素とを酸素と燃焼反応させる燃焼器を有することを特徴とする請求項１または２記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００３３】
また、本発明においては、請求項６に記載のように、
前記第一の燃料電池セルスタックの前記燃料極排出ガス中の未反応燃料、未反応水素及び未反応一酸化炭素と、前記水素分離器における水素分離後の排出ガス中の未反応燃料及び水素を酸素と燃焼反応させる燃焼器を有することを特徴とする請求項３記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００３４】
また、本発明においては、請求項７に記載のように、
前記燃焼器に供給される酸素含有ガスが前記第一の燃料電池セルスタックの空気極排出ガスであることを特徴とする請求項４、５または６記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００３５】
また、本発明においては、請求項８に記載のように、
前記燃焼器に供給される酸素含有ガスが前記第二の燃料電池セルスタックの空気極排出ガスであることを特徴とする請求項４、５または６記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００３６】
また、本発明においては、請求項９に記載のように、
前記燃焼器に供給される酸素含有ガスが前記第一の燃料電池セルスタックの空気極排出ガス及び前記第二の燃料電池セルスタックの空気極排出ガスであることを特徴とする請求項４、５または６記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００３７】
また、本発明においては、請求項１０に記載のように、
前記燃焼器の排出ガスと熱交換させることによって、前記第一の燃料電池セルスタックの空気極に供給される酸素含有ガスを昇温する酸素含有ガス予熱器を有することを特徴とする請求項４、５、６、７、８または９記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００３８】
また、本発明においては、請求項１１に記載のように、
前記燃焼器の排出ガスと熱交換させることによって、前記燃料を昇温する燃料予熱器を有することを特徴とする請求項４、５、６、７、８、９または１０記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００３９】
また、本発明においては、請求項１２に記載のように、
前記第一の燃料電池セルスタックが固体酸化物形燃料電池セルスタックであり、前記第二の燃料電池セルスタックが固体高分子形燃料電池セルスタックであることを特徴とする請求項１、３、４、５、６、７、８、９、１０または１１記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００４０】
また、本発明においては、請求項１３に記載のように、
前記第一の燃料電池セルスタックが固体酸化物形燃料電池セルスタックであり、前記第二の燃料電池セルスタックがりん酸形燃料電池セルスタックであることを特徴とする請求項２、３、４、５、７、８、９、１０または１１記載の燃料電池発電システムを構成する。
【００４１】
【発明の実施の形態】
以下、図面を参照して、本発明による燃料電池発電システムの実施形態について説明する。以下に述べる実施形態では、固体酸化物形燃料電池セルスタックを第一の燃料電池セルスタックとし、固体高分子形燃料電池セルスタックを第二の燃料電池セルスタックとする。なお、りん酸形燃料電池セルスタックを第二の燃料電池セルスタックとすることも可能である。りん酸形燃料電池セルスタックを第二の燃料電池セルスタックとする場合には、下記実施形態におけるＣＯ選択酸化器は不要となり、ＣＯシフトコンバータから排出される改質ガスをそのまま第二の燃料電池セルスタックに燃料ガスとして供給してよい。
【００４２】
（実施形態１）
図１は、本発明による燃料電池発電システムの一実施形態（これを実施形態１とする）を表す構成図を示している。図１において、前述した図１１と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。図１において、５７は第一の燃料電池セルスタックである固体酸化物形燃料電池セルスタック、５４は固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極、５５は固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の固体酸化物電解質、５６は固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の空気極、５８は固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気、６０は改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス、５９は改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の流量を制御する流量制御弁、６１は固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス、６２は固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の流量を制御する流量制御弁、６３は固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス、６４は排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス、７４及び７５は改質器４が排出する水素豊富（水素リッチ）な改質ガス２７の流量を制御する流量制御弁、８６は出力調整装置、８７は負荷、８８は燃料電池直流出力、８９は送電端交流出力である。
【００４３】
図１において、第一の燃料電池セルスタックである固体酸化物形燃料電池セルスタック５７が１組の燃料極５４、固体酸化物電解質５５、及び空気極５６からなる単セルによって構成されているように示されているが、実際には、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７は前記単セルを複数積層することによって構成されている。なお、すでに述べたように、第二の燃料電池セルスタックである固体高分子形燃料電池セルスタック９も、同様に、単セルを複数積層することによって構成されている。
【００４４】
図１を用いて実施形態１を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１１に示した従来の技術による燃料電池発電システムとは、図１に示したように、第二の燃料電池セルスタックである固体高分子形燃料電池セルスタック９以外に、第一の燃料電池セルスタックとして燃料極５４、固体酸化物電解質５５、及び空気極５６からなる単セルを複数積層した固体酸化物形燃料電池セルスタック５７を改質器３の近傍に設置し、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７で発電した燃料電池直流出力８８を出力調整装置８６で送電端交流出力８９に変換した後に負荷８７に供給する点が大きく異なる。
【００４５】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図１を参照して説明する。発電用天然ガス４５の供給量は、予め設定された燃料電池直流出力２２の電池電流及び燃料電池直流出力８８の電池電流と流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁３７の開度を制御することによって、燃料電池直流出力２２の電池電流及び燃料電池直流出力８８の電池電流に見合った値に設定する。脱硫器２で脱硫された脱硫天然ガス２９は、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７で電池反応により生成した水蒸気を含む改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０と混合した後に、水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス２８として改質器３に供給する。改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の供給量は、予め設定された流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）と流量制御弁５９の開度（すなわち、改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁５９の開度を制御することによって、発電用天然ガス４５の供給量に見合った値に設定する。
【００４６】
改質器３では、充填された改質触媒の働きにより天然ガス１に含まれる炭化水素の水蒸気改質反応が行われ、水素豊富（水素リッチ）な改質ガス２７がつくられる。炭化水素の水蒸気改質反応は吸熱反応であるので、効率的に水素を生成させるためには、改質器３の外部から必要な反応熱を供給し、改質器３の温度を７００〜７５０℃に維持しなければならない。このため、後述する８００〜１０００℃で発電を行う固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を、炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として改質器３に供給する。
【００４７】
改質器３でつくられた水素リッチな改質ガス２７の一部は、ＣＯシフトコンバータ４に供給され、残りは、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４に供給する。ＣＯシフトコンバータ４への水素リッチな改質ガス２７の供給量は、予め設定された燃料電池直流出力２２の直流電流と流量制御弁７４の開度（すなわち、ＣＯシフトコンバータ４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁７４の開度を制御することによって、燃料電池直流出力２２の直流電流に見合った値に設定する。一方、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量は、予め設定した燃料電池直流出力８８の直流電流と流量制御弁７５の開度（すなわち、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁７５の開度を制御することによって、燃料電池直流出力８８の直流電流に見合った値に設定する。
【００４８】
固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の空気極５６には、空気供給用ブロワ１３を用いて取り込んだ空気１８の一部を固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８として供給する。固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量は、予め設定した流量制御弁７５の開度（すなわち、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）と流量制御弁６２の開度（すなわち、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁６２の開度を制御することによって、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量に見合った値に設定する。同様に、固体高分子形燃料電池セルスタック９の空気極８への固体高分子形燃料電池セルスタック用空気３２の供給量は、予め設定した流量制御弁７４の開度（すなわち、ＣＯシフトコンバータ４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）と流量制御弁１０の開度（すなわち、固体高分子形燃料電池セルスタック用空気３２の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁１０の開度を制御することによって、ＣＯシフトコンバータ４への水素リッチな改質ガス２７の供給量に見合った値に設定する。
【００４９】
固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の空気極５６では、金属酸化物系電極触煤の働きで、固体酸化物形燃料電池セルスタック発電用空気５８中の酸素が下記（７）式に示す空気極反応により電子と反応し酸素イオンに変わる。
【００５０】
（空気極反応）
１／２Ｏ_２＋２ｅ⁻ → Ｏ^２− （７）
空気極５６で生成した酸素イオンは、安定化ジルコニア（ＹＳＺ）等の固体酸化物電解質５５の内部を移動し、燃料極５４に到達する。燃料極５４では、ニッケル−ＹＳＺサーメット、ルテニウム−ＹＳＺサーメット等の金属系電極触媒の働きで、空気極５６から固体酸化物電解質５５の内部を燃料極５４に移動してきた酸素イオンが、下記（８）式及び（９）式に示す燃料極反応により、燃料極５４に供給された水素リッチな改質ガス２７中の水素または一酸化炭素と反応し、水蒸気または二酸化炭素と電子とが生成する。
【００５１】
（燃料極反応）
Ｈ_２＋Ｏ^２− → Ｈ_２Ｏ＋２ｅ⁻ （８）
ＣＯ＋Ｏ^２− → ＣＯ_２＋２ｅ⁻ （９）
燃料極５４で生成した電子は、外部回路を移動し、空気極５６に到達する。空気極５６に到達した電子は、（７）式に示した空気極反応により酸素と反応する。この電子が外部回路を移動する過程で、電気エネルギーを燃料電池直流出力８８として取り出すことができる。
【００５２】
（７）式と（８）式、及び（７）式と（９）式をまとめると、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の電池反応は、固体高分子形燃料電池セルスタック９の電池反応と同じ（６）式に示した水素と酸素から水蒸気ができる水の電気分解の逆反応と、下記（１０）式に示す一酸化炭素と酸素から二酸化炭素が生成する電池反応として表すことができる。
【００５３】
（電池反応）
ＣＯ＋１／２Ｏ_２ → ＣＯ_２（１０）
固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の発電によって得られた燃料電池直流出力８８は、負荷８７に合わせて出力調整装置８６で電圧の変換と直流から交流への変換を行った後に、送電端交流出力８９として負荷８７に供給する。なお、図１の例では、出力調整装置８６で直流から交流への変換を行っているが、出力調整装置８６で電圧変換のみを行い、送電端直流出力を負荷８７に供給してもよい。
【００５４】
固体酸化物燃料電池セルスタック５７の発電温度は、一般的に８００〜１０００℃であり、電池反応による発熱により発電温度が維持される。このため、固体酸化物燃料電池セルスタック５７の排熱は、前述したように改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応の反応熱として利用することができる。実際、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムでは、固体酸化物燃料電池セルスタック５７での電池反応による発熱量は多く、発電温度を維持するために、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８を多量に固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の空気極５６に供給し、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の冷却を行っており、空気極５６での酸素利用率は２０％程度である。従って、発電用天然ガス４５の供給量に合わせて、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を変化させ、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７から改質器３に供給する排熱量を制御することによって、改質器３で効率的に炭化水素の水蒸気改質反応を行わせることが可能である。すなわち、予め設定した流量制御弁３７の開度（すなわち、発電用天然ガス４５の供給量）と流量制御弁６２の開度の補正（すなわち、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量の補正量）の関係に基づいて、発電用天然ガス４５の供給量が増加した場合には、流量制御弁６２の開度を小さくすることによって固体酸化物酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させる制御を行い、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の発電温度を８００〜１０００℃に維持しながら、空気極５６での酸素利用率を上昇させるとともに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７から改質器３に供給する排熱量を増やす。一方、発電用天然ガス４５の供給量が減少した場合には、流量制御弁６２の開度を大きくすることによって固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を増加させる制御を行い、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の発電温度を８００〜１０００℃に維持しながら、空気極５６での酸素利用率を低下させるとともに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７から改質器３に供給する排熱量を減らす。
【００５５】
燃料極５４で電池反応により生成した水蒸気を含む固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１の一部は、前述したように改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な水蒸気を供給するために、改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０としてリサイクルし、脱硫天然ガス２９と混合した水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス２８として改質器３に供給する。残りは、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４として排出する。この排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４を、給湯、暖房、及び吸収式冷凍機による冷房の熱源として利用することにより、システムの電気出力と熱利用を合わせた総合熱効率を向上させることが可能である。また、固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３も、給湯、暖房、及び吸収式冷凍機の熱源として利用することにより、システムの電気出力と熱利用を合わせた総合熱効率を向上させることが可能である。
【００５６】
図１に示した本発明の一実施形態では、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、従来技術においては必要であった、水蒸気をつくる気化器１４（図１１に示す）が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能で、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００５７】
（実施形態２）
図２は、本発明による燃料電池発電システムの他の一実施形態（これを実施形態２とする）を表す構成図を示している。図２において、前述した図１１及び図１と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。図２において、６８は水素分離器、６５は水素分離器６８によって分離された水素、６６は水素分離器６８における水素分離後の水素分離器排出ガス、６７は水素分離器排出ガス６６中の水分を凝縮させる凝縮器、６９は凝縮器６７によって水分含有量を低減された水素分離器乾燥排出ガス、７０はパージ弁、７１はパージガス、７２は燃料極水素排出ガス、７３は凝縮器６７から排出される凝縮水、９２は水素分離器用改質ガスである。
【００５８】
図２を用いて実施形態２を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１に示した実施形態１とは、図２に示したように、ＣＯ選択酸化器５と凝縮器３９の代わりに水素分離器６８と凝縮器６７を設けた点が大きく異なる。
【００５９】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図２を参照して説明する。ＣＯシフトコンバータ４の排出ガスである、水素分離器用改質ガス９２は、パラジウム膜等の水素分離膜を有する水素分離器６８に供給され、水素６５が分離される。その際、効率的な水素分離を行うために、必要に応じて水素分離器用改質ガス９２の加圧を行う。水素６５は、固体高分子形燃料電池セルスタック９の燃料極６に供給され、空気３２中の酸素と電気化学的に反応することによって固体高分子形燃料電池セルスタック９の発電が行われる。未反応水素を含有する燃料極水素排出ガス７２は、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させるために、すべて燃料極９にリサイクルして発電に利用する。しかし、燃料極水素排出ガス７２中には、水素以外の不純物が若干含まれるので、パージ弁７０を間欠的に開け、パージガス７１を放出する。水素分離器排出ガス６６は、凝縮器６７で凝縮水７３を凝縮させた後に、水素分離器乾燥排出ガス６９として排出する。
【００６０】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４（図１１に示す）が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能で、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００６１】
（実施形態３）
図３は、本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態（これを実施形態３とする）を表す構成図を示している。図３において、前述した図１１、図１、及び図２と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。図３において、７６は燃焼器、７９は燃焼器用空気、７８は燃焼器排出ガス、７７は燃焼器用空気７９の流量を制御する流量制御弁である。
【００６２】
図３を用いて実施形態３を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１に示した実施形態１とは、図３に示したように、排出用固体酸化物燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４と燃焼器用空気７９を供給して燃焼反応を行わせる燃焼器７６を設けた点が大きく異なる。
【００６３】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図３を参照して説明する。排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４を燃焼器７６に供給するとともに、空気供給用ブロワ１３で取り込んだ空気１８の一部を燃焼器用空気７９として燃焼器７６に供給し、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４中の未反応燃料、未反応水素、及び未反応一酸化炭素を、燃焼器用空気７９中の酸素と燃焼反応させることによって、高温の燃焼器排出ガス７８を生成させる。水素及び一酸化炭素の燃焼反応を、それぞれ、下記（１１）式及び（１２）式に示す。
【００６４】
（水素の燃焼反応）
Ｈ_２＋１／２Ｏ_２ → Ｈ_２Ｏ（１１）
（一酸化炭素の燃焼反応）
ＣＯ＋１／２Ｏ_２ → ＣＯ_２（１２）
この高温の燃焼器排出ガス７８を給湯、暖房、及び吸収式冷凍機による冷房の熱源に利用することによって、システムの電気出力と熱利用を合わせた総合熱効率を向上させることが可能である。燃焼器用空気７９の供給量は、予め設定された流量制御弁７５の開度（すなわち、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）及び流量樹御弁５９の開度（すなわち、改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の供給量）と流量制御弁７７の開度（すなわち、燃焼器用空気７９の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁７７の開度を制御することによって、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量と改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の供給量に見合った値に設定する。
【００６５】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能で、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００６６】
（実施形態４）
図４は、本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態（これを実施形態４とする）を表す構成図を示している。図４において、前述した図１１、図１、図２、及び図３と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。
【００６７】
図４を用いて実施形態４を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１に示した実施形態１とは、図４に示したように、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４、固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス１９、及び燃焼器用空気７９を供給して燃焼反応を行わせる燃焼器７６を設けた点が大きく異なる。
【００６８】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図４を参照して説明する。排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４、固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス１９、及び燃焼用空気７９を燃焼器７６に供給し、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４中の未反応燃料、未反応水素、及び未反応一酸化炭素と、固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス１９中の未反応燃料及び未反応水素を、燃焼器用空気７９中の酸素と燃焼反応させることによって、高温の燃焼器排出ガス７８を生成させる。
【００６９】
この高温の燃焼器排出ガス７８を給湯、暖房、及び吸収式冷凍機による冷房の熱源に利用することによって、システムの電気出力と熱利用を合わせた総合熱効率を向上させることが可能である。燃焼器用空気７９の供給量は、予め設定された流量制御弁７５の開度（すなわち、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）、流量制御弁５９の開度（すなわち、改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の供給量）、及び流量制御弁７４の開度（すなわち、ＣＯシフトコンバータ４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）と流量制御弁７７の開度（すなわち、燃焼器用空気７９の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁７７の開度を制御することによって、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量、改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の供給量、及びＣＯシフトコンバータ４への水素リッチな改質ガス２７の供給量に見合った値に設定する。
【００７０】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能で、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００７１】
（実施形態５）
図５は、本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態（これを実施形態５とする）を表す構成図を示している。図５において、前述した図１１、図１、図２、図３、及び図４と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。
【００７２】
図５を用いて実施形態５を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図２に示した実施形態２とは、図５に示したように、凝縮器６７を削除し、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４、水素分離器６８において水素を分離された後の水素分離器排出ガス６６、及び燃焼器用空気７９を供給して燃焼反応を行わせる燃焼器７６を設けた点が大きく異なる。
【００７３】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図５を参照して説明する。排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４、水素分離器排出ガス６６、及び燃焼器用空気７９を燃焼器７６に供給し、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４中の未反応燃料、未反応水素、及び未反応一酸化炭素と、水素分離器排出ガス６６中の未反応燃料及び水素を、燃焼器用空気７９中の酸素と燃焼反応させることによって、高温の燃焼器排出ガス７８を生成させる。
【００７４】
この高温の燃焼器排出ガス７８を給湯、暖房、及び吸収式冷凍機による冷房の熱源に利用することによって、システムの電気出力と熱利用を合わせた総合熱効率を向上させることが可能である。燃焼器用空気７９の供給量は、予め設定された流量制御弁７５の開度（すなわち、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）、流量制御弁５９の開度（すなわち、改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の供給量）、及び流量制御弁７４の開度（すなわち、ＣＯシフトコンバータ４への水素リッチな改質ガス２７の供給量）と流量制御弁７７の開度（すなわち、燃焼器用空気７９の供給量）の関係に基づいて、流量制御弁７７の開度を制御することによって、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の燃料極５４への水素リッチな改質ガス２７の供給量、改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０の供給量、及びＣＯシフトコンバータ４への水素リッチな改質ガス２７の供給量に見合った値に設定する。
【００７５】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池セルスタックを用いた燃料電池システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能で、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００７６】
（実施形態６）
図６は、本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態（これを実施形態６とする）を表す構成図を示している。図６において、前述した図１１、図１、図２、図３、図４、及び図５と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。
【００７７】
図６を用いて実施形態６を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１に示した実施形態１とは、図６に示したように、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４と、酸素含有ガスとして固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３とを供給して燃焼反応を行わせる燃焼器７６を設けた点が大きく異なる。
【００７８】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図６を参照して説明する。排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４と固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３を燃焼器７６に供給し、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４中の未反応燃料、未反応水素、及び未反応一酸化炭素を、固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３中の未反応酸素と燃焼反応させることによって、高温の燃焼器排出ガス７８を生成させる。この高温の燃焼器排出ガス７８を給湯、暖房、及び吸収式冷凍機による冷房の熱源に利用することによって、システムの電気出力と熱利用を合わせた総合熱効率を向上させることが可能である。
【００７９】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能で、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００８０】
本実施形態は、燃焼器用空気７９に代えて固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３を用いるという変更を実施形態３に施したものであるが、これと同じ変更を実施形態４及び実施形態５に施しても、本実施形態と同様の効果が現われる。
【００８１】
（実施形態７）
図７は、本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態（これを実施形態７とする）を表す構成図を示している。図７において、前述した図１１、図１、図２、図３、図４、図５、及び図６と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。
【００８２】
図７を用いて実施形態７を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１に示した実施形態１とは、図７に示したように、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４と、酸素含有ガスとして固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７とを供給して燃焼反応を行わせる燃焼器７６を設けた点が大きく異なる。
【００８３】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図７を参照して説明する。排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４と固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７を燃焼器７６に供給し、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４中の未反応燃料、未反応水素、及び未反応一酸化炭素を、固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７中の未反応酸素と燃焼反応させることによって、高温の燃焼器排出ガス７８を生成させる。この高温の燃焼器排出ガス７８を給湯、暖房、及び吸収式冷凍機による冷房の熱源に利用することによって、システムの電気出力と熱利用を合わせた総合熱効率を向上させることが可能である。
【００８４】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能で、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００８５】
本実施形態は、燃焼器用空気７９に代えて固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７を用いるという変更を実施形態３に施したものであるが、これと同じ変更を実施形態４及び実施形態５に施しても、本実施形態と同様の効果が現われる。
【００８６】
（実施形態８）
図８は、本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態（これを実施形態８とする）を表す構成図を示している。図８において、前述した図１１、図１、図２、図３、図４、図５、図６、及び図７と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。
【００８７】
図８を用いて実施形態８を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１に示した実施形態１とは、図８に示したように、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４と、酸素含有ガスとして固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３及び固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７とを供給して燃焼反応を行わせる燃焼器７６を設けた点が大きく異なる。
【００８８】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図８を参照して説明する。排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４、固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３、及び固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７を燃焼器７６に供給し、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４中の未反応燃料、未反応水素、及び未反応一酸化炭素を、固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３中及び固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７中の未反応酸素と燃焼反応させることによって、高温の燃焼器排出ガス７８を生成させる。この高温の燃焼器排出ガス７８を給湯、暖房、及び吸収式冷凍機による冷房の熱源に利用することによって、システムの電気出力と熱利用を合わせた総合熱効率を向上させることが可能である。
【００８９】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能で、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００９０】
本実施形態は、燃焼器用空気７９に代えて固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３及び固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス１７を用いるという変更を実施形態３に施したものであるが、これと同じ変更を実施形態４及び実施形態５に施しても、本実施形態と同様の効果が現われる。
【００９１】
（実施形態９）
図９は、本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態（これを実施形態９とする）を表す構成図を示している。図９において、前述した図１１、図１、図２、図３、図４、図５、図６、図７、及び図８と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。図９において、８０は固体酸化物燃料電池セルスタック用空気予熱器、８２は固体酸化物形燃料電池セルスタック空気予熱器８０によって昇温された固体酸化物燃料電池セルスタック用空気、８４は固体酸化物形燃料電池セルスタック空気予熱器８０の排出ガスである。
【００９２】
図９を用いて実施形態９を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１に示した実施形態１とは、図９に示したように、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４と固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３を供給して燃焼反応を行わせる燃焼器７６と、燃焼器排出ガス７８と固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８を供給し、熱交換させることにより固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温を行う固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器８０を設けた点が大きく異なる。
【００９３】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図９を参照して説明する。固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器８０で、高温の燃焼器排出ガス７８と固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８を熱交換させることによって、第一の燃料電池セルスタックの空気極に供給される酸素含有ガスである固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８を昇温する。昇温された固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気８２は、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の空気極５６に供給し、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の発電に用いる。固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器８０で固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８と熱交換を行った燃焼器排出ガス７８は排出ガス８４として排出する。
【００９４】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能であり、また、燃焼器排出ガス７８を用いて固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温を行うために、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【００９５】
本実施形態は、燃焼器排出ガス７８と、第一の燃料電池セルスタックの空気極に供給される酸素含有ガスである固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８とを熱交換させる固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器８０を新たに設けるという変更を実施形態６に施したものであるが、これと同じ変更を実施形態３、実施形態４、実施形態５、実施形態７、及び実施形態８に施しても、本実施形態と同様の効果が現われる。
【００９６】
（実施形態１０）
図１０は、本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態（これを実施形態１０とする）を表す構成図を示している。図１０において、前述した図１１、図１、図２、図３、図４、図５、図６、図７、図８、及び図９と同一のものは同一符号で表し、これらのものについてはその説明を省略する。図１０において、８１は燃料予熱器、８３は燃料予熱器８１によって昇温された脱硫天然ガス、８５は燃料予熱器８１の排出ガスである。
【００９７】
図１０を用いて、実施形態１０を説明する。本実施形態による燃料電池発電システムは、図１に示した実施形態１とは、図１０に示したように、排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６４と固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス６３を供給して燃焼反応を行わせる燃焼器７６と、燃焼器排出ガス７８と、第一の燃料電池セルスタックの空気極に供給される酸素含有ガスである固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８とを供給し、熱交換させることにより固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温を行う固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器８０と、燃焼器排出ガス７８と燃料である脱硫天然ガス２９を供給し、熱交換させることによって燃料である脱硫天然ガス２９の昇温を行う燃料予熱器８１を設けた点が大きく異なる。
【００９８】
次に、本実施形態による燃料電池発電システムの作用について、図１０を参照して説明する。固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器８０で、高温の燃焼器排出ガス７８の一部と固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８を熱交換させることによって、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８を昇温する。昇温された固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気８２は、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の空気極５８に供給し、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の発電に用いる。固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器８０で固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８と熱交換を行った燃焼器排出ガス７８は、排出ガス８４として排出する。
【００９９】
また、燃料予熱器８１で、高温の燃焼器排出ガス７８の残りと脱硫天然ガス２９を熱交換させることによって、脱硫天然ガス２９を昇温する。昇温された脱硫天然ガス８３は、改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６０と混合し、水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス２８として改質器３に供給する。燃料予熱器８１で脱硫天然ガス２９と熱交換を行った燃焼器排出ガス７８は、排出ガス８５として排出する。
【０１００】
本実施形態においても、図１に示した実施形態１と同様に、図１１に示した従来例と比べて、固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス６１中の水蒸気を炭化水素の水蒸気改質反応に利用するために、水蒸気をつくる気化器１４が不要で水の気化に必要なエネルギーを削減することができ、また、改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を利用するために、炭化水素の水蒸気改質反応のために外部から新たに供給するエネルギーを削減することができるので、固体高分子形燃料電池セルスタック９の送電端効率を向上させることが可能である。さらに、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の排熱を改質器３での炭化水素の水蒸気改質反応に必要な反応熱として利用するために、従来の固体酸化物形燃料電池発電システムと比較して、冷却に必要な固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の供給量を減少させることが可能であり、また、燃焼器排出ガス７８を用いて固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温を行うために、固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８の昇温に必要なエネルギーを削減することができるので、固体酸化物形燃料電池セルスタック５７の送電端効率を向上させることが可能である。この他に、燃焼器排出ガス７８を用いて燃料である脱硫天然ガス２９の昇温を行うので、燃料である脱硫天然ガス２９の昇温に必要なエネルギーも削減することができ、システム全体の送電端効率をさらに向上させることが可能である。このため、システム全体の送電端効率が向上するとともに、システム全体の送電端出力も増加する。
【０１０１】
本実施形態は、燃焼器排出ガス７８と固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気５８を熱交換させる固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器８０及び燃焼器排出ガス７８と脱硫天然ガス２９を熱交換させる燃料予熱器８１を新たに設けるという変更を実施形態６に施したものであるが、これと同じ変更を実施形態３、実施形態４、実施形態５、実施形態７、及び実施形態８に施しても、本実施形態と同様の効果が現われる。
【０１０２】
なお、図１、図２、図３、図４、図５、図６、図７、図８、図９、及び図１０に示した本発明の実施形態では、改質器３は１個であるが、天然ガス中の炭素数が２個以上の比較的低温で熱分解が起こり易い炭化水素の水蒸気改質反応を主に行わせる第一段目のプレ改質器と、熱分解が起こりにくいメタンの水蒸気改質反応を主に行わせる第二段目のスタック改質器の２個の改質器を用いることも可能である。
【０１０３】
以上説明したように本発明によれば、第一の燃料電池セルスタックからの排熱と第一の燃料電池セルスタックでの電池反応により生成した水蒸気を利用して改質器で燃料の水蒸気改質を行い、得られた水素リッチな改質ガスを第一の燃料電池セルスタックと第二の燃料電池セルスタックに供給し発電を行うことが可能で、システムの送電端効率が向上するとともに、システムの送電端出力も増加した燃料電池発電システムを提供できる。
【０１０４】
【発明の効果】
本発明の実施によって、改質器と気化器でのエネルギー損失を低減することによってシステムの送電端効率を向上させるとともに、送電端出力を増加させた燃料電池発電システムを提供することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明による燃料電池発電システムの一実施形態を示す構成図である。
【図２】本発明による燃料電池発電システムの他の一実施形態を示す構成図である。
【図３】本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態を示す構成図である。
【図４】本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態を示す構成図である。
【図５】本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態を示す構成図である。
【図６】本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態を示す構成図である。
【図７】本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態を示す構成図である。
【図８】本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態を示す構成図である。
【図９】本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態を示す構成図である。
【図１０】本発明による燃料電池発電システムのさらに他の一実施形態を示す構成図である。
【図１１】従来の技術による燃料電池発電システムを示す構成図である。
【符号の説明】
１…天然ガス、２…脱硫器、３…改質器、４…ＣＯシフトコンバータ、５…ＣＯ選択酸化器、６…燃料極、７…固体高分子電解質、８…空気極、９…固体高分子形燃料電池セルスタック、１０、１１、１２…流量制御弁、１３…空気供給用ブロワ、１４…気化器、１５…気化器用ポンプ、１６…水蒸気、１７…固体高分子形燃料電池セルスタック空気極排出ガス、１８…空気、１９…固体高分子形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス、２０…出力調整装置、２１…負荷、２２…燃料電池直流出力、２３…送電端交流出力、２４…改質器バーナ燃焼排出ガス、２５…一酸化炭素の濃度をｐｐｍオーダーに低減させた改質ガス、２６…一酸化炭素の濃度を１％以下に低減させた改質ガス、２７…水素リッチな改質ガス、２８…水蒸気と脱硫天然ガスの混合ガス、２９…脱硫天然ガス、３０…流量制御弁、３１…気化器バーナ用空気、３２…固体高分子形燃料電池セルスタック用空気、３３…ＣＯ選択酸化器用空気、３４…改質器バーナ用空気、３５…気化器バーナ、３６…気化器バーナ燃焼排出ガス、３７…流量制御弁、３８…未反応水蒸気を凝縮させた後の改質ガス、３９…凝縮器、４０…電池反応による生成水、４１…凝縮水、４２…補給水ポンプ、４３…補給水、４４…水、４５…発電用天然ガス、４６…気化器バーナ用天然ガス、４７、４８…流量制御弁、４９…改質器バーナ用天然ガス、５０…脱硫器リサイクル用改質ガス、５１…流量制御弁、５２…ＣＯ選択酸化器用改質ガス、５３…改質器バーナ、５４…燃料極、５５…固体酸化物電解質、５６…空気極、５７…固体酸化物形燃料電池セルスタック、５８…固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気、５９…流量制御弁、６０…改質器リサイクル用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス、６１…固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス、６２…流量制御弁、６３…固体酸化物形燃料電池セルスタック空気極排出ガス、６４…排出用固体酸化物形燃料電池セルスタック燃料極排出ガス、６５…水素、６６…水素分離器排出ガス、６７…凝縮器、６８…水素分離器、６９…水素分離器乾燥排出ガス、７０…パージ弁、７１…パージガス、７２…燃料極水素排出ガス、７３…凝縮水、７４、７５…流量制御弁、７６…燃焼器、７７…流量制御弁、７８…燃焼器排出ガス、７９…燃焼器用空気、８０…固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気予熱器、８１…燃料予熱器、８２…昇温された固体酸化物形燃料電池セルスタック用空気、８３…昇温された脱硫天然ガス、８４、８５…排出ガス、８６…出力調整装置、８７…負荷、８８…燃料電池直流出力、８９…送電端交流出力、９０…水タンク、９１…排出ガス、９２…水素分離器用改質ガス、９３…流量制御弁。[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a fuel cell power generation system.
[0002]
[Prior art]
[Non-Patent Document] "IEEJ Technical Committee on Fuel Cell Power Generation Next-Generation System Technology Investigation Committee: Fuel Cell Technology, p.35, Ohmsha (2002)"
FIG. 11 shows a configuration of a polymer electrolyte fuel cell system using natural gas as fuel as a conventional example of the fuel cell power generation system described in the above-mentioned non-patent document. That is, the main components of the fuel cell power generation system according to the prior art are a desulfurizer 2, a reformer 3, a reformer burner 53, a CO shift converter 4, a CO selective oxidizer 5, a condenser 39, a solid polymer. Fuel cell stack 9, output adjuster 20, vaporizer 14, vaporizer burner 35, water tank 90, flow control valve (10, 11, 12, etc.), make-up water pump 42, air supply blower 13, and piping Kind.
[0003]
In FIG. 11, 1 is a natural gas as a fuel, 2 is a desulfurizer for removing a sulfur component in the natural gas 1, 3 is a reformer for performing a steam reforming reaction of fuel, and 4 is generated by a steam reforming reaction. A CO shift converter for converting carbon monoxide (CO) into carbon dioxide by an aqueous shift reaction to obtain hydrogen, a CO selective oxidizer for oxidizing carbon monoxide remaining after the aqueous shift reaction to carbon dioxide, 9 Is a solid polymer fuel cell stack, 6 is a fuel electrode of the solid polymer fuel cell stack 9, 7 is a solid polymer electrolyte of the solid polymer fuel cell stack 9, and 8 is a solid polymer fuel cell The air electrodes 10, 10, 11 and 12 of the cell stack 9 are flow rate control valves for controlling the flow rate of air 18 from the air supply blower 13, 13 is an air supply blower, and 14 is used for a steam reforming reaction. Vaporizer for generating steam, 15 for a vaporizer pump, 16 for steam generated by the vaporizer, 17 for a cathode exhaust gas of a polymer electrolyte fuel cell stack, 18 for air from an air supply blower 13, 19 Is a fuel electrode exhaust gas of a polymer electrolyte fuel cell stack, 20 is an output adjuster, 21 is a load, 22 is a DC output of a fuel cell, 23 is an AC output of a transmission end, 24 is a combustion exhaust gas of a reformer burner, 25 is A reformed gas in which the concentration of carbon monoxide, which is the exhaust gas of the CO selective oxidizer 5, is reduced to the order of ppm, 26 is a gas in which the concentration of carbon monoxide, which is the exhaust gas of the CO shift converter 4, is reduced to 1% or less. Reformed gas, 27 is a hydrogen-rich (hydrogen-rich) reformed gas, which is an exhaust gas of the reformer 3, 28 is a mixed gas of steam and desulfurized natural gas, and 29 is an exhaust gas of the desulfurizer 2. Desulfurization heaven Gas, 30 is a flow control valve for controlling the flow rate of air 18 from the air supply blower 13, 31 is air for a vaporizer burner, 32 is air for a polymer electrolyte fuel cell stack, and 33 is air for a CO selective oxidizer. , 34 is air for a reformer burner, 35 is a carburetor burner, 36 is a carburetor burner exhaust gas, 37 is a flow control valve for controlling the flow rate of the natural gas 1, and 39 is an exhaust gas of the CO selective oxidizer 5. A condenser for condensing moisture in a certain reformed gas 25, a reformed gas 38 after condensing unreacted steam in a condenser 39, and a generation 40 by a cell reaction in the polymer electrolyte fuel cell stack 9. Water, 41: condensed water generated in the condenser 39, 42: makeup water pump, 43: makeup water, 44: water supplied to the vaporizer 14, 45: natural gas for power generation supplied to the desulfurizer 2, 46: Is natural gas for vaporizer burner, 47 and 48 are flow control valves for controlling the flow rate of the natural gas 1, 49 is the natural gas for the reformer burner, 50 is the reformed gas for the desulfurizer recycling, and 51 is the flow rate for the reformed gas 50 for the desulfurizer recycling. 52, a reforming gas for the CO selective oxidizer, 53, a reformer burner, 90, a water tank, 91, an exhaust gas from the vaporizer 14, and 93, a flow rate of steam 16 from the vaporizer 14. Flow control valve.
[0004]
The term “hydrogen-rich (hydrogen-rich)” means that hydrogen is contained at a concentration sufficient to contribute to power generation by a battery reaction.
[0005]
FIG. 11 shows that the polymer electrolyte fuel cell stack 9 is constituted by a single cell including a set of the fuel electrode 6, the solid polymer electrolyte 7, and the air electrode 8. The fuel cell stack 9 is configured by stacking a plurality of the single cells.
[0006]
Hereinafter, the operation of this conventional fuel cell power generation system will be described with reference to FIG. The natural gas 1 as a fuel is supplied to the desulfurizer 2, the vaporizer burner 35, and the reformer burner 53 as a natural gas 45 for power generation, a natural gas 46 for a vaporizer burner, and a natural gas 49 for a reformer burner, respectively. I do. The supply amount of the natural gas 45 for power generation depends on the preset battery current of the DC output 22 of the fuel cell, the temperature of the reformer 3 (reformer temperature), and the opening degree of the flow control valve 37 (that is, the natural gas for power generation). By controlling the opening degree of the flow control valve 37 based on the relationship of (45 supply amount), the flow rate of the fuel cell DC output 22 is set to a value corresponding to the reformer temperature.
[0007]
In the desulfurizer 2, the action of the cobalt-molybdenum-based catalyst of the filled desulfurization catalyst and the zinc oxide adsorbent causes the reforming catalyst of the reformer 3 and the electrode at the fuel electrode 6 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9. Sulfur contained in a deodorant such as mercaptan in the natural gas for power generation 45 which causes deterioration of the catalyst is removed by hydrodesulfurization. That is, sulfur and hydrogen are first reacted with a cobalt-molybdenum-based catalyst to generate hydrogen sulfide, and then the hydrogen sulfide and zinc oxide are reacted to generate zinc sulfide, thereby removing sulfur. In order to supply the hydrogen required for the generation of hydrogen sulfide, a part of the hydrogen-rich, reformed gas 26 in which the concentration of carbon monoxide has been reduced to 1% or less is desulfurized as a reformed gas 50 for desulfurizer recycling. Recycle to vessel 2. The supply amount of the desulfurizer recycling reformed gas 50 depends on the preset opening degree of the flow control valve 37 (that is, the supply amount of the natural gas 45 for power generation) and the opening degree of the flow control valve 51 (that is, the desulfurizer recycler). The supply amount of the natural gas 45 for power generation is set by controlling the opening degree of the flow rate control valve 51 based on the relationship of the supply amount of the natural gas 45 for power generation. The hydrodesulfurization reaction and the formation reaction of zinc sulfide are endothermic reactions, and the heat of reaction required for the reaction is the heat generated by the aqueous shift reaction in the CO shift converter 4, which is an exothermic reaction described later, desulfurized from the CO shift converter 4. It is served by supplying to the vessel 2.
[0008]
The desulfurized natural gas 29 from which the sulfur content has been removed by the desulfurizer 2 is mixed with the steam 16 supplied from the vaporizer 14 to form a mixed gas 28 of the steam and the desulfurized natural gas, such as a nickel-based catalyst or ruthenium as a reforming catalyst. It is supplied to the reformer 3 filled with the system catalyst. The supply amount of the steam 16 mixed with the desulfurized natural gas 29 depends on the preset opening degree of the flow control valve 37 (that is, the supply amount of the natural gas 45 for power generation) and the opening degree of the flow control valve 93 (that is, the steam 16 By controlling the opening degree of the flow control valve 93 on the basis of the relationship of (the supply amount of steam), the steam carbon ratio (steam ratio to carbon ratio in natural gas) is set so as to be set in advance.
[0009]
In the vaporizer 14, the water 44 supplied from the water tank 90 by the vaporizer pump 15 is vaporized. The heat required for vaporizing the water 44 is supplied by supplying a high-temperature reformer burner combustion exhaust gas 24 described later to the vaporizer 14 and exchanging heat with the water 44. The reformer burner combustion exhaust gas 24 that has exchanged heat with the water 44 and the vaporizer 14 is exhausted as an exhaust gas 91. If the supply of heat required for vaporizing the water 44 in the vaporizer 14 is not sufficient only by heat exchange with the reformer burner combustion exhaust gas 24, the natural gas 1 is vaporized as the natural gas 46 for the vaporizer burner. A part of the air 18 supplied to the vaporizer burner 35 and similarly taken in by the air supply blower 13 is supplied to the vaporizer burner 35 as the vaporizer burner air 31, and the two are burnt and reacted to form the vaporizer 14. Supply more heat. The supply amount of the natural gas 46 for the vaporizer burner to be supplied to the vaporizer burner 35 depends on the preset temperature of the vaporizer 14 and the opening degree of the flow control valve 47 (that is, the supply amount of the natural gas 46 for the vaporizer burner). Is set by controlling the opening of the flow control valve 47 based on the relationship The supply amount of the vaporizer burner air 31 to be supplied to the vaporizer burner 35 depends on the preset opening degree of the flow control valve 47 (that is, the supply amount of the natural gas 46 for the vaporizer burner) and the flow control valve 30. The opening degree of the flow control valve 30 is controlled based on the relationship of the opening degree (that is, the supply amount of the air 31 for the carburetor burner) to obtain a predetermined air-fuel ratio (air-to-fuel ratio). Set to be.
[0010]
The water tank 90 is supplied with condensed water 41 condensed by a condenser 39 described later and water 40 generated by a cell reaction in a polymer electrolyte fuel cell stack 9 described later. If the water in the water tank 90 is insufficient with this alone, the make-up water pump 42 is operated as necessary to supply the make-up water 43 to the water tank 90.
[0011]
In the reformer 3, a steam reforming reaction of hydrocarbons contained in the natural gas 1 is performed by the action of the charged reforming catalyst, and a hydrogen-rich reformed gas 27 is produced. The steam reforming reaction of methane, which is a main component of the natural gas 1, is represented by the following equation (1).
[0012]
(Steam reforming reaction of methane)
CH ₄ + H ₂ O → CO + 3H ₂ (1)
Since the steam reforming reaction of hydrocarbons such as the steam reforming reaction of methane shown in the formula (1) is an endothermic reaction, it is necessary to generate hydrogen efficiently from outside the reformer 3. The heat of the reaction must be supplied to maintain the temperature of the reformer 3 at 700 to 750 ° C. For this reason, a polymer electrolyte fuel cell cell stack fuel electrode exhaust gas 19 containing about 20% unreacted hydrogen, which will be described later, is supplied to the reformer burner 53, and the air 18 taken in by the air supply blower 13 is similarly discharged. By performing a combustion reaction with the reformer burner air 34 supplied to the reformer burner 53, a part of the reaction heat required for the steam reforming reaction is supplied to the reformer 3. The supply amount of the reformer burner air 34 to be supplied to the reformer burner 53 depends on the preset opening degree of the flow control valve 37 (that is, the supply amount of the natural gas 45 for power generation) and the opening degree of the flow control valve 12. The opening degree of the flow control valve 12 is controlled on the basis of the degree (that is, the supply amount of the reformer burner air 34) to set the air-fuel ratio to a predetermined air-fuel ratio.
[0013]
When the supply of the reaction heat required for the steam reforming reaction of the hydrocarbons in the reformer 3 is insufficient by the combustion of the fuel electrode exhaust gas 19 of the polymer electrolyte fuel cell stack in the reformer burner 53 alone. Supplies the natural gas 1 to the reformer burner 53 as the natural gas 49 for the reformer burner, and causes the combustion gas to react with the reformer burner air 34 to further supply heat to the reformer 3. The supply amount of the reformer burner natural gas 49 to be supplied to the reformer burner 53 depends on the preset temperature of the reformer 3 and the opening degree of the flow control valve 48 (that is, the reformer burner natural gas 49). By controlling the degree of opening of the flow control valve 48 based on the relationship (amount of supply), the value is set to a value corresponding to the temperature of the reformer 3. The supply amount of the reformer burner air 34 to be supplied to the reformer burner 53 depends on the preset opening degree of the flow control valve 37 (that is, the supply amount of the natural gas 45 for power generation) and the flow control valve 48. Of the flow control valve 12 (that is, the supply amount of the reformer burner natural gas 49) and the opening degree of the flow control valve 12 (that is, the supply amount of the reformer burner air 34). By controlling the opening degree, the air-fuel ratio is set to a predetermined air-fuel ratio set in advance.
[0014]
Since the hydrogen-rich reformed gas 27 that is the exhaust gas of the reformer 3 contains carbon monoxide that causes deterioration of the electrode catalyst of the fuel electrode 6 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9, The hydrogen-rich reformed gas 27 is supplied to a CO shift converter 4 filled with a shift catalyst such as a copper-zinc catalyst, so that the shift catalyst works to perform an aqueous shift reaction represented by the following equation (2). As a result, the concentration of carbon monoxide contained in the hydrogen-rich reformed gas 27 is reduced to 1% or less.
[0015]
(Aqueous shift reaction)
CO + H ₂ O → CO ₂ + H ₂ (2)
This aqueous shift reaction is an exothermic reaction, and the generated heat is supplied to the desulfurizer 2 and used as reaction heat for the hydrodesulfurization reaction of the desulfurizer 2 and the formation reaction of zinc sulfide, which are the above-mentioned endothermic reactions.
[0016]
A part of the reformed gas 26 produced by the CO shift converter 4 and having the concentration of carbon monoxide reduced to 1% or less is supplied to the desulfurizer 2 as the desulfurizer recycling reformed gas 50 as described above. If the concentration of carbon monoxide is 100 ppm or more, the supply of the carbon monoxide to the fuel electrode 6 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 may cause deterioration of the electrode catalyst. In order to reduce to the ppm level, as the CO selective oxidizer reformed gas 52, a noble metal based catalyst such as platinum or ruthenium is supplied to the CO selective oxidizer 5 filled as a CO selective oxidation catalyst. Further, a part of the air 18 taken in by the air supply blower 13 is supplied to the CO selective oxidizer 5 as CO selective oxidizer air 33. In the CO selective oxidizer 5, carbon monoxide contained in the CO selective oxidizer reformed gas 52 reacts with oxygen in the CO selective oxidizing air 33 by a CO selective oxidation reaction represented by the following formula (3) which is an exothermic reaction. As a result, it is converted into carbon dioxide, and the concentration of carbon monoxide in the reformed gas 52 for the CO selective oxidizer is reduced to a level of several tens of ppm.
[0017]
(Oxidation reaction of carbon monoxide)
CO + 1 / 2O ₂ → CO ₂ (3)
The supply amount of the CO selective oxidizer air 33 is determined by the preset opening degree of the flow control valve 37 (that is, the supply amount of the natural gas 45 for power generation) and the opening degree of the flow control valve 11 (that is, the CO selective oxidizer air). The supply amount of the natural gas 45 for power generation is set by controlling the opening degree of the flow control valve 11 based on the relationship of (the supply amount of 33).
[0018]
The unreacted steam contained in the reformed gas 25 produced by the CO selective oxidizer 5 and having the concentration of carbon monoxide reduced to the order of ppm is cooled by the condenser 39 to 100 ° C. or less, and condensed water is cooled. Collected as 41. The condensed water 41 is supplied to a water tank 90 and reused as water 44 supplied to the vaporizer 14. The reformed gas 38 after the unreacted steam is condensed by the condenser 39 is supplied to the fuel electrode 6 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9. On the other hand, a part of the air 18 taken in by the air supply blower 13 is supplied to the air electrode 8 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 as the polymer fuel cell stack air 32. The power generation temperature of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 is generally 60 to 80 ° C., and the power generation temperature is maintained by the heat generated by the battery reaction. The supply amount of the air 32 for the polymer electrolyte fuel cell stack is determined by the battery current of the fuel cell DC output 22 and the opening degree of the flow control valve 10 (that is, the air 32 for the polymer fuel cell stack). By controlling the opening degree of the flow control valve 10 based on the relationship of (supply amount), a value corresponding to the battery current of the fuel cell DC output 22 is set.
[0019]
At the fuel electrode 6 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9, about 80% of the hydrogen contained in the reformed gas 38 after the unreacted steam is condensed by the action of the platinum-based electrode catalyst is as follows (4) ) Is converted into hydrogen ions and electrons by the fuel electrode reaction shown in the formula.
[0020]
(Fuel electrode reaction)
H ₂ → 2H ⁺ + 2e ⁻ (4)
The hydrogen ions generated at the fuel electrode 6 move inside the solid polymer electrolyte 7 composed of a fluoropolymer having a sulfonic acid group such as Nafion and reach the air electrode 8. On the other hand, the electrons generated at the fuel electrode 6 move through an external circuit and reach the air electrode 8. While the electrons move through the external circuit, the electric energy can be taken out as the DC output 22 of the fuel cell.
[0021]
At the air electrode 8 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9, hydrogen ions moving from the fuel electrode 6 to the air electrode 8 from the fuel electrode 6 to the air electrode 8, Electrons that have moved from the external circuit to the air electrode 8 and oxygen in the air 32 for the polymer electrolyte fuel cell stack supplied to the air electrode 8 react by an air electrode reaction represented by the following formula (5): Water is produced.
[0022]
(Air cathode reaction)
2H ⁺ + 1 / 2O ₂ + 2e ⁻ → H ₂ O (5)
Summarizing the equations (4) and (5), the cell reaction of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 is expressed as a reverse reaction of the electrolysis of water produced from hydrogen and oxygen as shown in the following equation (6). be able to.
[0023]
(Battery reaction)
H ₂ + 1 / 2O ₂ → H ₂ O (6)
The DC output 22 of the fuel cell obtained by the power generation of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 is converted into a voltage and converted from DC to AC by the output adjusting device 20 in accordance with the load 21, and then converted to AC at the transmitting end. The output 23 is supplied to the load 21. Note that, in the example of FIG. 11, the conversion from DC to AC is performed by the output adjustment device 20. However, only the voltage conversion may be performed by the output adjustment device 20, and the DC output at the transmission end may be supplied to the load 21.
[0024]
After the unreacted steam is condensed, the reformed gas 38 consumes about 80% of the hydrogen at the fuel electrode 6 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 by the fuel electrode reaction shown in the equation (4). The polymer electrolyte fuel cell stack is discharged as fuel electrode exhaust gas 19. On the other hand, after the air 32 for the polymer electrolyte fuel cell stack is partially consumed in the air electrode 8 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 by the air electrode reaction shown in the equation (5), The polymer fuel cell stack is discharged as an air electrode exhaust gas 17.
[0025]
The generated water 40 generated by the cell reaction shown in the equation (6) in the polymer electrolyte fuel cell stack 9 is supplied to the water tank 90 in the same manner as the condensed water 41, and is reused as water 44 to be supplied to the vaporizer 14. Use. The polymer electrolyte fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 19 contains about 20% unreacted hydrogen and is used as the fuel for the reformer burner 53 as described above.
[0026]
[Problems to be solved by the invention]
Next, problems of the fuel cell power generation system according to the related art as described above will be described. In the conventional fuel cell power generation system shown in FIG. 11, in order to cause the reformer 3 to perform a steam reforming reaction of hydrocarbons contained in the natural gas 45 for power generation, a polymer electrolyte fuel cell stack fuel discharge is performed. In addition to supplying the gas 19 to the reformer burner 53 and burning it, the natural gas 49 for the reformer burner also needs to be supplied to the reformer burner 53 and burned. Further, since the power generation temperature of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 is as low as 60 to 80 ° C., the cooling process of the cell stack as in the case of using the phosphoric acid fuel cell stack having the power generation temperature of 190 ° C. Therefore, it is possible to provide a vaporizer 14 to perform heat exchange with the reformer burner combustion exhaust gas 24 and to burn the natural gas 46 for the vaporizer burner supplied to the vaporizer burner 35. Accordingly, heat necessary for vaporizing the water 44 must be supplied from the outside to the vaporizer 14 to generate steam 16 required for steam reforming of hydrocarbons in the reformer 3. For this reason, in the conventional fuel cell power generation system, the power transmission end efficiency was low, and was less than 40%. In addition, the output of the transmitting end was also small because the efficiency of the transmitting end was low.
[0027]
SUMMARY OF THE INVENTION An object of the present invention is to solve the above problems, improve the power transmission end efficiency of the system by reducing the energy loss in the reformer and the vaporizer, and increase the power transmission end output of the fuel cell power generation system. To provide.
[0028]
[Means for Solving the Problems]
In order to solve the above problems, in the present invention, as described in claim 1,
In a fuel cell power generation system for generating electricity by electrochemically reacting hydrogen generated by a steam reforming reaction of fuel with oxygen, a reformer for producing a hydrogen-rich reformed gas by a steam reforming reaction of the fuel. Performing power generation by electrochemically reacting hydrogen in the reformed gas, or hydrogen and carbon monoxide with oxygen, and supplying waste heat generated by the power generation to the reformer, A first fuel cell stack for supplying a fuel electrode exhaust gas containing steam generated by power generation to the reformer; and carbon dioxide and hydrogen by reacting carbon monoxide in the reformed gas with steam. And a CO selective oxidizer that oxidizes carbon monoxide remaining in the exhaust gas of the CO shift converter with oxygen and converts it into carbon dioxide. , A fuel cell power generation system characterized by comprising a second fuel cell stack for generating electric power by hydrogen with oxygen electrochemically react in the exhaust gas of the CO selective oxidation device.
[0029]
Further, in the present invention, as described in claim 2,
In a fuel cell power generation system for generating electricity by electrochemically reacting hydrogen generated by a steam reforming reaction of fuel with oxygen, a reformer for producing a hydrogen-rich reformed gas by a steam reforming reaction of the fuel. Performing power generation by electrochemically reacting hydrogen in the reformed gas, or hydrogen and carbon monoxide with oxygen, and supplying waste heat generated by the power generation to the reformer, A first fuel cell stack for supplying a fuel electrode exhaust gas containing steam generated by power generation to the reformer; and carbon dioxide and hydrogen by reacting carbon monoxide in the reformed gas with steam. And a second fuel that generates power by electrochemically reacting hydrogen in the exhaust gas of the CO shift converter with oxygen. A fuel cell power generation system characterized by having a pond cell stack.
[0030]
In the present invention, as described in claim 3,
In a fuel cell power generation system that generates power by electrochemically reacting hydrogen and oxygen generated by a fuel steam reforming reaction, a reformer that produces a hydrogen-rich reformed gas by the steam reforming reaction of the fuel; Performing power generation by electrochemically reacting hydrogen in the reformed gas, or hydrogen and carbon monoxide with oxygen, and supplying waste heat generated by the power generation to the reformer, A first fuel cell stack for supplying a fuel electrode exhaust gas containing steam generated by power generation to the reformer; and carbon dioxide and hydrogen by reacting carbon monoxide in the reformed gas with steam. A CO shift converter, a hydrogen separator for selectively separating hydrogen in the exhaust gas of the CO shift converter, and the water separated by the hydrogen separator. The constituting the fuel cell power generation system characterized by comprising a second fuel cell stack for generating power by oxygen electrochemically react.
[0031]
In the present invention, as described in claim 4,
3. The fuel cell stack according to claim 1, further comprising a combustor for burning and reacting unreacted fuel, unreacted hydrogen and unreacted carbon monoxide in the fuel electrode exhaust gas of the first fuel cell stack with oxygen. The fuel cell power generation system according to 3 is configured.
[0032]
In the present invention, as described in claim 5,
Unreacted fuel in the anode exhaust gas of the first fuel cell stack, unreacted hydrogen and unreacted carbon monoxide, unreacted fuel in the anode exhaust gas of the second fuel cell stack and 3. The fuel cell power generation system according to claim 1, further comprising a combustor for causing unreacted hydrogen or unreacted fuel, unreacted hydrogen and unreacted carbon monoxide to undergo a combustion reaction with oxygen.
[0033]
In the present invention, as described in claim 6,
Unreacted fuel, unreacted hydrogen and unreacted carbon monoxide in the fuel electrode exhaust gas of the first fuel cell stack, and unreacted fuel and hydrogen in the exhaust gas after hydrogen separation in the hydrogen separator. The fuel cell power generation system according to claim 3, further comprising a combustor for causing a combustion reaction with oxygen.
[0034]
In the present invention, as described in claim 7,
7. The fuel cell power generation system according to claim 4, wherein the oxygen-containing gas supplied to the combustor is an air electrode exhaust gas of the first fuel cell stack.
[0035]
In the present invention, as described in claim 8,
7. The fuel cell power generation system according to claim 4, wherein the oxygen-containing gas supplied to the combustor is an air electrode exhaust gas of the second fuel cell stack.
[0036]
Further, in the present invention, as described in claim 9,
The oxygen-containing gas supplied to the combustor is an air electrode exhaust gas of the first fuel cell stack and an air electrode exhaust gas of the second fuel cell stack. Or the fuel cell power generation system according to 6 is configured.
[0037]
In the present invention, as described in claim 10,
5. An oxygen-containing gas preheater for raising the temperature of an oxygen-containing gas supplied to an air electrode of the first fuel cell stack by exchanging heat with exhaust gas of the combustor. The fuel cell power generation system according to any one of 5, 6, 7, 8, and 9 is configured.
[0038]
Further, in the present invention, as described in claim 11,
11. The fuel cell power generation system according to claim 4, further comprising a fuel preheater that heats the fuel by exchanging heat with exhaust gas of the combustor. Is composed.
[0039]
Further, in the present invention, as described in claim 12,
4. The fuel cell stack according to claim 1, wherein the first fuel cell stack is a solid oxide fuel cell stack, and the second fuel cell stack is a polymer electrolyte fuel cell stack. The fuel cell power generation system according to 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, or 11 is configured.
[0040]
Further, in the present invention, as described in claim 13,
5. The fuel cell stack according to claim 2, wherein the first fuel cell stack is a solid oxide fuel cell stack, and the second fuel cell stack is a phosphoric acid fuel cell stack. The fuel cell power generation system according to any one of 5, 7, 8, 9, 10, and 11 is configured.
[0041]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
Hereinafter, an embodiment of a fuel cell power generation system according to the present invention will be described with reference to the drawings. In the embodiments described below, the solid oxide fuel cell stack is referred to as a first fuel cell stack, and the polymer electrolyte fuel cell stack is referred to as a second fuel cell stack. Note that the phosphoric acid type fuel cell stack can be used as the second fuel cell stack. When the phosphoric acid fuel cell stack is used as the second fuel cell stack, the CO selective oxidizer in the following embodiment becomes unnecessary, and the reformed gas discharged from the CO shift converter is directly used as the second fuel cell. The fuel gas may be supplied to the cell stack.
[0042]
(Embodiment 1)
FIG. 1 is a configuration diagram illustrating an embodiment (hereinafter referred to as Embodiment 1) of a fuel cell power generation system according to the present invention. In FIG. 1, the same components as those in FIG. 11 described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted. In FIG. 1, reference numeral 57 denotes a solid oxide fuel cell stack which is a first fuel cell stack, 54 denotes a fuel electrode of the solid oxide fuel cell stack 57, and 55 denotes a solid oxide fuel cell stack 57. A solid oxide electrolyte 56; an air electrode 56 of a solid oxide fuel cell stack 57; 58 air for a solid oxide fuel cell stack; and 60 a solid oxide fuel cell stack fuel for reformer recycling. Electrode exhaust gas, 59 is a flow control valve for controlling the flow rate of the solid oxide fuel cell stack fuel cell exhaust gas 60 for reformer recycling, 61 is the solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas, 61 is A flow control valve for controlling the flow rate of the solid oxide fuel cell stack air 58, 63 is a solid oxide fuel cell stack air electrode exhaust gas, and 64 is an exhaust gas. Solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas; 74 and 75 are flow control valves for controlling the flow rate of the hydrogen-rich (hydrogen-rich) reformed gas 27 discharged from the reformer 4; 86 is an output adjusting device; Reference numeral 87 denotes a load, 88 denotes a fuel cell DC output, and 89 denotes a power transmitting end AC output.
[0043]
In FIG. 1, a solid oxide fuel cell stack 57 as a first fuel cell stack is constituted by a single cell including a set of a fuel electrode 54, a solid oxide electrolyte 55, and an air electrode 56. However, in practice, the solid oxide fuel cell stack 57 is formed by stacking a plurality of the single cells. As described above, the polymer electrolyte fuel cell stack 9, which is the second fuel cell stack, is also formed by stacking a plurality of single cells.
[0044]
Embodiment 1 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to the present embodiment is different from the conventional fuel cell power generation system shown in FIG. 11 in that, as shown in FIG. In addition to the stack 9, a solid oxide fuel cell stack 57 in which a plurality of single cells each including a fuel electrode 54, a solid oxide electrolyte 55, and an air electrode 56 are stacked as a first fuel cell stack is It is greatly different in that it is installed in the vicinity, and the DC output 88 of the fuel cell generated by the solid oxide fuel cell stack 57 is converted into the AC output 89 at the transmission end by the output adjusting device 86 before being supplied to the load 87.
[0045]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. The supply amount of the natural gas 45 for power generation depends on the battery current of the DC output 22 of the fuel cell and the battery current of the DC output 88 of the fuel cell and the opening degree of the flow control valve 37 (that is, the supply amount of the natural gas 45 for power generation). By controlling the opening degree of the flow control valve 37 based on the relationship of (1), the flow rate is set to a value corresponding to the battery current of the fuel cell DC output 22 and the battery current of the fuel cell DC output 88. The desulfurized natural gas 29 desulfurized in the desulfurizer 2 is combined with a fuel electrode exhaust gas 60 for a reformer recycling solid oxide fuel cell stack containing water vapor generated by a cell reaction in the solid oxide fuel cell stack 57. After mixing, the mixture is supplied to the reformer 3 as a mixed gas 28 of steam and desulfurized natural gas. The supply amount of the solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 60 for the reformer recycling is determined by the preset opening degree of the flow control valve 37 (that is, the supply amount of the natural gas 45 for power generation) and the flow control valve. By controlling the opening degree of the flow control valve 59 based on the relationship of the opening degree 59 (that is, the supply amount of the fuel electrode exhaust gas 60 of the solid oxide fuel cell stack for reformer recycling), power generation for the power generation is achieved. The value is set to a value corresponding to the supply amount of the natural gas 45.
[0046]
In the reformer 3, a steam reforming reaction of hydrocarbons contained in the natural gas 1 is performed by the action of the charged reforming catalyst, and a hydrogen-rich (hydrogen-rich) reformed gas 27 is produced. Since the steam reforming reaction of hydrocarbons is an endothermic reaction, in order to generate hydrogen efficiently, the required reaction heat is supplied from outside the reformer 3 to raise the temperature of the reformer 3 to 700 to 750. C must be maintained. For this reason, the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 that generates power at 800 to 1000 ° C., which will be described later, is supplied to the reformer 3 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons.
[0047]
Part of the hydrogen-rich reformed gas 27 produced by the reformer 3 is supplied to the CO shift converter 4, and the rest is supplied to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57. The supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the CO shift converter 4 depends on the preset DC current of the fuel cell DC output 22 and the opening of the flow control valve 74 (that is, the hydrogen-rich reformate gas to the CO shift converter 4). By controlling the opening of the flow control valve 74 based on the relationship of the supply amount of the reformed gas 27), the value is set to a value corresponding to the DC current of the fuel cell DC output 22. On the other hand, the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57 depends on the preset DC current of the fuel cell DC output 88 and the opening degree of the flow control valve 75 (that is, the opening degree of the flow control valve 75). The amount of supply of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57 is controlled by controlling the opening of the flow control valve 75 so that the DC output of the fuel cell is controlled. It is set to a value corresponding to the DC current of 88.
[0048]
A part of the air 18 taken in by the air supply blower 13 is supplied to the air electrode 56 of the solid oxide fuel cell stack 57 as air 58 for the solid oxide fuel cell stack. The supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack is determined by the preset opening degree of the flow control valve 75 (that is, the hydrogen-rich reformed gas to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57). 27, and the opening of the flow control valve 62 (that is, the supply of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack) by controlling the opening of the flow control valve 62. The value is set to a value corresponding to the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57. Similarly, the supply amount of the polymer electrolyte fuel cell stack air 32 to the air electrode 8 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 depends on the preset opening degree of the flow control valve 74 (that is, the CO shift converter 4 based on the relationship between the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 and the opening degree of the flow control valve 10 (ie, the supply amount of the air 32 for the polymer electrolyte fuel cell stack). By controlling the opening degree, the value is set to a value corresponding to the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the CO shift converter 4.
[0049]
In the air electrode 56 of the solid oxide fuel cell stack 57, oxygen in the air 58 for power generation of the solid oxide fuel cell stack is converted into air represented by the following equation (7) by the action of the metal oxide electrode. It reacts with electrons by the polar reaction and changes to oxygen ions.
[0050]
(Air cathode reaction)
1 / 2O ₂ + 2e ⁻ → O ^2- (7)
The oxygen ions generated at the air electrode 56 move inside the solid oxide electrolyte 55 such as stabilized zirconia (YSZ) and reach the fuel electrode 54. At the fuel electrode 54, oxygen ions that have moved from the air electrode 56 to the fuel electrode 54 through the solid oxide electrolyte 55 from the air electrode 56 by the action of a metal-based electrode catalyst such as nickel-YSZ cermet and ruthenium-YSZ cermet are described below (8). ) And (9) react with hydrogen or carbon monoxide in the hydrogen-rich reformed gas 27 supplied to the fuel electrode 54 to generate water vapor or carbon dioxide and electrons.
[0051]
(Fuel electrode reaction)
H ₂ + O ^2- → H ₂ O + 2e ⁻ (8)
CO + O ^2- → CO ₂ + 2e ⁻ (9)
The electrons generated at the fuel electrode 54 travel through an external circuit and reach the air electrode 56. The electrons reaching the air electrode 56 react with oxygen by the air electrode reaction shown in the equation (7). While the electrons move through the external circuit, the electric energy can be extracted as the fuel cell DC output 88.
[0052]
Summarizing equations (7) and (8), and equations (7) and (9), the battery reaction of the solid oxide fuel cell stack 57 is the battery reaction of the polymer electrolyte fuel cell stack 9. It can be expressed as a reverse reaction of the electrolysis of water that produces water vapor from hydrogen and oxygen shown in the following formula (6) and a battery reaction in which carbon dioxide is generated from carbon monoxide and oxygen shown in the following formula (10). .
[0053]
(Battery reaction)
CO + 1 / 2O ₂ → CO ₂ (10)
The DC output 88 of the fuel cell obtained by the power generation of the solid oxide fuel cell stack 57 is converted into a voltage and a DC to an AC by an output adjusting device 86 in accordance with the load 87, and then converted to an AC voltage at a transmitting end. It is supplied as an output 89 to a load 87. Note that, in the example of FIG. 1, the conversion from DC to AC is performed by the output adjustment device 86. However, only the voltage conversion may be performed by the output adjustment device 86, and the DC output at the transmission end may be supplied to the load 87.
[0054]
The power generation temperature of the solid oxide fuel cell stack 57 is generally 800 to 1000 ° C., and the power generation temperature is maintained by the heat generated by the battery reaction. Therefore, the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 can be used as the reaction heat of the hydrocarbon reforming reaction in the reformer 3 as described above. In fact, in the conventional solid oxide fuel cell power generation system, the calorific value due to the battery reaction in the solid oxide fuel cell stack 57 is large, and the air for the solid oxide fuel cell stack is required to maintain the power generation temperature. A large amount of 58 is supplied to the air electrode 56 of the solid oxide fuel cell stack 57 to cool the solid oxide fuel cell stack 57, and the oxygen utilization rate at the air electrode 56 is about 20%. is there. Accordingly, the supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack is changed in accordance with the supply amount of the natural gas 45 for power generation, and the exhaust gas supplied to the reformer 3 from the solid oxide fuel cell stack 57 is changed. By controlling the amount of heat, it is possible to cause the reformer 3 to efficiently perform the steam reforming reaction of hydrocarbons. That is, the preset opening degree of the flow control valve 37 (that is, the supply amount of the natural gas 45 for power generation) and correction of the opening degree of the flow control valve 62 (that is, the supply of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack) If the supply amount of the natural gas 45 for power generation increases based on the relationship of the amount of correction for the power generation, the opening degree of the flow control valve 62 is reduced to reduce the air for the solid oxide oxide fuel cell stack. By controlling the supply amount of the solid oxide fuel cell stack 57 to 800 to 1000 ° C. while increasing the oxygen utilization rate at the air electrode 56, The amount of exhaust heat supplied from the fuel cell stack 57 to the reformer 3 is increased. On the other hand, when the supply amount of the natural gas 45 for power generation decreases, control is performed to increase the supply amount of the solid oxide fuel cell stack air 58 by increasing the opening of the flow control valve 62, While maintaining the power generation temperature of the solid oxide fuel cell stack 57 at 800 to 1000 ° C., the oxygen utilization at the air electrode 56 is reduced, and the solid oxide fuel cell stack 57 is transferred from the solid oxide fuel cell stack 57 to the reformer 3. Reduce the amount of waste heat supplied.
[0055]
Part of the solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 61 containing water vapor generated by the cell reaction at the fuel electrode 54 is necessary for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 as described above. In order to supply steam, the reformer 3 is recycled as a fuel cell exhaust gas 60 for a solid oxide fuel cell stack for reformer recycling, and as a mixed gas 28 of steam and desulfurized natural gas mixed with desulfurized natural gas 29. To supply. The remainder is discharged as a discharge electrode 64 of a solid oxide fuel cell stack fuel electrode for discharge. By utilizing the exhaust gas 64 of the solid oxide fuel cell stack for fuel discharge as a heat source for hot water supply, heating, and cooling by an absorption refrigerator, the overall thermal efficiency combining the electric output of the system and heat utilization is improved. It is possible to improve. In addition, the solid oxide fuel cell stack air cathode exhaust gas 63 is also used as a heat source for hot water supply, heating, and absorption chillers to improve the overall thermal efficiency combining the electrical output of the system and heat utilization. Is possible.
[0056]
In the embodiment of the present invention shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is used for the steam reforming reaction of hydrocarbons as compared with the conventional example shown in FIG. Therefore, the vaporizer 14 (shown in FIG. 11) for producing water vapor, which is required in the prior art, is unnecessary, and the energy required for vaporizing water can be reduced. In order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as the heat of reaction required for the hydrocarbon steam reforming reaction, the energy newly supplied from outside for the hydrocarbon steam reforming reaction is reduced. Therefore, the power transmission end efficiency of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 can be improved. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack required for cooling can be reduced, and the energy required for raising the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced. Therefore, the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 can be improved. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0057]
(Embodiment 2)
FIG. 2 is a configuration diagram illustrating another embodiment (hereinafter referred to as a second embodiment) of the fuel cell power generation system according to the present invention. 2, the same components as those in FIGS. 11 and 1 described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted. 2, reference numeral 68 denotes a hydrogen separator, 65 denotes hydrogen separated by the hydrogen separator 68, 66 denotes a hydrogen separator exhaust gas after hydrogen separation in the hydrogen separator 68, and 67 denotes moisture in the hydrogen separator exhaust gas 66. , 69 is a hydrogen separator dry exhaust gas whose water content is reduced by the condenser 67, 70 is a purge valve, 71 is a purge gas, 72 is a fuel electrode hydrogen exhaust gas, and 73 is an exhaust gas from the condenser 67. The condensed water 92 is the reformed gas for the hydrogen separator.
[0058]
Embodiment 2 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to the present embodiment is different from the first embodiment shown in FIG. 1 in that a hydrogen separator 68 and a condenser 67 are used instead of the CO selective oxidizer 5 and the condenser 39 as shown in FIG. The point provided is very different.
[0059]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. The reformed gas for hydrogen separator 92, which is the exhaust gas of the CO shift converter 4, is supplied to a hydrogen separator 68 having a hydrogen separation film such as a palladium film, and hydrogen 65 is separated. At this time, the reformed gas for hydrogen separator 92 is pressurized as necessary in order to perform efficient hydrogen separation. The hydrogen 65 is supplied to the fuel electrode 6 of the polymer electrolyte fuel cell stack 9, and electrochemically reacts with oxygen in the air 32 to generate electric power in the polymer electrolyte fuel cell stack 9. The fuel electrode hydrogen exhaust gas 72 containing unreacted hydrogen is all recycled to the fuel electrode 9 and used for power generation in order to improve the power transmission end efficiency of the polymer electrolyte fuel cell stack 9. However, since the fuel electrode hydrogen exhaust gas 72 contains some impurities other than hydrogen, the purge valve 70 is opened intermittently to discharge the purge gas 71. The hydrogen separator exhaust gas 66 is discharged as a hydrogen separator dry exhaust gas 69 after the condensed water 73 is condensed by the condenser 67.
[0060]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. A vaporizer 14 (shown in FIG. 11) for producing steam is not required for use in the reforming reaction, and the energy required for vaporizing water can be reduced. Since the waste heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as the reaction heat required for the reforming reaction, it is possible to reduce externally supplied energy for the hydrocarbon steam reforming reaction. Therefore, the power transmission end efficiency of the polymer electrolyte fuel cell stack 9 can be improved. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack required for cooling can be reduced, and the energy required for raising the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced. Therefore, the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 can be improved. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0061]
(Embodiment 3)
FIG. 3 is a configuration diagram showing still another embodiment (hereinafter referred to as Embodiment 3) of the fuel cell power generation system according to the present invention. 3, the same components as those in FIGS. 11, 1, and 2 described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted. In FIG. 3, reference numeral 76 denotes a combustor, 79 denotes air for the combustor, 78 denotes exhaust gas for the combustor, and 77 denotes a flow control valve for controlling the flow rate of the air 79 for the combustor.
[0062]
Embodiment 3 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to this embodiment is different from the first embodiment shown in FIG. 1 in that, as shown in FIG. 3, the solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 64 and the combustor air 79 are supplied as shown in FIG. A major difference is that a combustor 76 for performing a combustion reaction is provided.
[0063]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. While supplying the solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 64 for discharge to the combustor 76, a part of the air 18 taken in by the air supply blower 13 is supplied to the combustor 76 as combustor air 79, The unreacted fuel, unreacted hydrogen, and unreacted carbon monoxide in the exhaust gas 64 of the solid oxide fuel cell stack for fuel discharge are reacted with oxygen in the combustor air 79 to cause high-temperature combustion. The generator exhaust gas 78 is generated. The combustion reactions of hydrogen and carbon monoxide are shown in the following equations (11) and (12), respectively.
[0064]
(Hydrogen combustion reaction)
H ₂ + 1 / 2O ₂ → H ₂ O (11)
(Combustion reaction of carbon monoxide)
CO + 1 / 2O ₂ → CO ₂ (12)
By using the high-temperature combustor exhaust gas 78 as a heat source for hot water supply, heating, and cooling by an absorption refrigerator, it is possible to improve the overall thermal efficiency that combines the electrical output of the system and heat utilization. The supply amount of the combustor air 79 depends on the preset opening degree of the flow control valve 75 (that is, the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57) and The opening degree of the flow control valve 59 (that is, the supply amount of the fuel electrode exhaust gas 60 of the solid oxide fuel cell stack for reformer recycling) and the opening degree of the flow control valve 77 (that is, the supply of the combustor air 79) The amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57 and the reformer are controlled by controlling the opening of the flow control valve 77 based on the relationship The value is set to a value commensurate with the supply amount of the fuel electrode exhaust gas 60 of the solid oxide fuel cell stack for recycling.
[0065]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. The use of the reforming reaction eliminates the need for the vaporizer 14 for producing steam, thereby reducing the energy required for vaporizing water. In addition, the vaporizer 14 required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 is required. Since the waste heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as the reaction heat, it is possible to reduce energy newly supplied from the outside for the steam reforming reaction of hydrocarbons. It is possible to improve the power transmission end efficiency of the fuel cell stack 9. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack required for cooling can be reduced, and the energy required for raising the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced. Therefore, the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 can be improved. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0066]
(Embodiment 4)
FIG. 4 is a configuration diagram showing still another embodiment (hereinafter referred to as Embodiment 4) of the fuel cell power generation system according to the present invention. 4, the same components as those in FIGS. 11, 1, 2, and 3 described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted.
[0067]
Embodiment 4 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to the present embodiment is different from the first embodiment shown in FIG. 1 in that, as shown in FIG. A major difference is that a combustor 76 for supplying the fuel cell stack exhaust gas 19 and the combustor air 79 to perform a combustion reaction is provided.
[0068]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. The discharge solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 64, the solid polymer fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 19, and the combustion air 79 are supplied to the combustor 76, and the discharge solid oxide fuel is discharged. The unreacted fuel, unreacted hydrogen, and unreacted carbon monoxide in the fuel cell stack exhaust gas 64 and unreacted fuel and unreacted hydrogen in the polymer electrolyte fuel cell stack exhaust electrode 19 are A high-temperature combustor exhaust gas 78 is generated by a combustion reaction with oxygen in the combustor air 79.
[0069]
By using the high-temperature combustor exhaust gas 78 as a heat source for hot water supply, heating, and cooling by an absorption refrigerator, it is possible to improve the overall thermal efficiency that combines the electrical output of the system and heat utilization. The supply amount of the combustor air 79 depends on the preset opening degree of the flow control valve 75 (that is, the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57), The opening degree of the flow control valve 59 (that is, the supply amount of the fuel electrode exhaust gas 60 of the solid oxide fuel cell stack for reformer recycling) and the opening degree of the flow control valve 74 (that is, the opening amount of the CO shift converter 4) By controlling the opening of the flow control valve 77 based on the relationship between the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27) and the opening of the flow control valve 77 (that is, the supply of the combustor air 79), the solid The supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the oxide fuel cell stack 57, the supply amount of the fuel electrode exhaust gas 60 of the solid oxide fuel cell stack for reformer recycling, and the CO It is set to a value commensurate with the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to preparative converter 4.
[0070]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. The use of the reforming reaction eliminates the need for the vaporizer 14 for producing steam, thereby reducing the energy required for vaporizing water. In addition, the vaporizer 14 required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 is required. Since the waste heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as the reaction heat, it is possible to reduce energy newly supplied from the outside for the steam reforming reaction of hydrocarbons. It is possible to improve the power transmission end efficiency of the fuel cell stack 9. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack required for cooling can be reduced, and the energy required for raising the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced. Therefore, the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 can be improved. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0071]
(Embodiment 5)
FIG. 5 is a configuration diagram showing still another embodiment (hereinafter referred to as Embodiment 5) of the fuel cell power generation system according to the present invention. 5, the same components as those in FIGS. 11, 1, 2, 3, and 4 are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted.
[0072]
Embodiment 5 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to the present embodiment differs from the fuel cell power generation system according to the second embodiment shown in FIG. 2 in that the condenser 67 is eliminated as shown in FIG. 64, a hydrogen separator exhaust gas 66 from which hydrogen has been separated by a hydrogen separator 68, and a combustor 76 for supplying a combustor air 79 to perform a combustion reaction.
[0073]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. The solid oxide fuel cell stack fuel discharge exhaust gas 64, the hydrogen separator exhaust gas 66, and the combustor air 79 are supplied to the combustor 76, and the solid oxide fuel cell stack fuel cell stack exhaust gas for discharge is discharged. The unreacted fuel, unreacted hydrogen, and unreacted carbon monoxide in 64 and the unreacted fuel and hydrogen in the hydrogen separator exhaust gas 66 are caused to react with oxygen in the combustor air 79 by a high temperature reaction. The combustor exhaust gas 78 is generated.
[0074]
By using the high-temperature combustor exhaust gas 78 as a heat source for hot water supply, heating, and cooling by an absorption refrigerator, it is possible to improve the overall thermal efficiency that combines the electrical output of the system and heat utilization. The supply amount of the combustor air 79 depends on the preset opening degree of the flow control valve 75 (that is, the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the solid oxide fuel cell stack 57), The opening degree of the flow control valve 59 (that is, the supply amount of the fuel electrode exhaust gas 60 of the solid oxide fuel cell stack for reformer recycling) and the opening degree of the flow control valve 74 (that is, the opening amount of the CO shift converter 4) By controlling the opening of the flow control valve 77 based on the relationship between the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27) and the opening of the flow control valve 77 (that is, the supply of the combustor air 79), the solid The supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to the fuel electrode 54 of the oxide fuel cell stack 57, the supply amount of the fuel electrode exhaust gas 60 of the solid oxide fuel cell stack for reformer recycling, and the CO It is set to a value commensurate with the supply amount of the hydrogen-rich reformed gas 27 to preparative converter 4.
[0075]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. The use of the reforming reaction eliminates the need for the vaporizer 14 for producing steam, thereby reducing the energy required for vaporizing water. In addition, the vaporizer 14 required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 is required. Since the waste heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as the reaction heat, it is possible to reduce energy newly supplied from the outside for the steam reforming reaction of hydrocarbons. It is possible to improve the power transmission end efficiency of the fuel cell stack 9. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell stack is used. As compared with the used fuel cell system, the supply amount of the solid oxide fuel cell stack air 58 required for cooling can be reduced, and the temperature of the solid oxide fuel cell stack air 58 can be increased. In this case, it is possible to improve the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0076]
(Embodiment 6)
FIG. 6 is a configuration diagram showing still another embodiment (referred to as a sixth embodiment) of the fuel cell power generation system according to the present invention. 6, the same components as those in FIGS. 11, 1, 2, 3, 4, and 5 are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted.
[0077]
Embodiment 6 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to the present embodiment is different from the first embodiment shown in FIG. 1 in that, as shown in FIG. A major difference is that a combustor 76 for supplying a solid oxide fuel cell stack air cathode exhaust gas 63 to perform a combustion reaction is provided.
[0078]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. The solid oxide fuel cell stack fuel cell exhaust gas 64 for exhaust and the solid oxide fuel cell stack air electrode exhaust gas 63 are supplied to the combustor 76 to discharge the solid oxide fuel cell stack fuel electrode for discharge. By causing unreacted fuel, unreacted hydrogen, and unreacted carbon monoxide in the gas 64 to react with unreacted oxygen in the solid oxide fuel cell stack air cathode exhaust gas 63, high-temperature combustor discharge is achieved. A gas 78 is generated. By using the high-temperature combustor exhaust gas 78 as a heat source for hot water supply, heating, and cooling by an absorption refrigerator, it is possible to improve the overall thermal efficiency that combines the electrical output of the system and heat utilization.
[0079]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. The use of the reforming reaction eliminates the need for the vaporizer 14 for producing steam, thereby reducing the energy required for vaporizing water. In addition, the vaporizer 14 required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 is required. Since the waste heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as the reaction heat, it is possible to reduce energy newly supplied from the outside for the steam reforming reaction of hydrocarbons. It is possible to improve the power transmission end efficiency of the fuel cell stack 9. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack required for cooling can be reduced, and the energy required for raising the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced. Therefore, the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 can be improved. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0080]
This embodiment is a modification of the third embodiment in which the solid oxide fuel cell stack air electrode exhaust gas 63 is used in place of the combustor air 79, and the same change is made in the fourth and fourth embodiments. Even in the case of the fifth embodiment, the same effects as those of the present embodiment can be obtained.
[0081]
(Embodiment 7)
FIG. 7 is a configuration diagram showing still another embodiment (referred to as a seventh embodiment) of the fuel cell power generation system according to the present invention. 7, the same components as those in FIGS. 11, 1, 2, 3, 4, 5, and 6 described above are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted.
[0082]
Embodiment 7 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to the present embodiment is different from the first embodiment shown in FIG. 1 in that, as shown in FIG. A major difference is that a combustor 76 is provided for supplying a solid polymer electrolyte fuel cell stack air electrode exhaust gas 17 to perform a combustion reaction.
[0083]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. The solid oxide fuel cell stack fuel cell exhaust gas exhaust gas 64 and the polymer electrolyte fuel cell stack air electrode exhaust gas 17 are supplied to the combustor 76 to discharge the solid oxide fuel cell stack fuel electrode fuel for exhaust. The unreacted fuel, unreacted hydrogen, and unreacted carbon monoxide in the gas 64 are caused to undergo a combustion reaction with unreacted oxygen in the polymer electrolyte fuel cell stack air cathode exhaust gas 17 to thereby discharge the high-temperature combustor. A gas 78 is generated. By using the high-temperature combustor exhaust gas 78 as a heat source for hot water supply, heating, and cooling by an absorption refrigerator, it is possible to improve the overall thermal efficiency that combines the electrical output of the system and heat utilization.
[0084]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. The use of the reforming reaction eliminates the need for the vaporizer 14 for producing steam, thereby reducing the energy required for vaporizing water. In addition, the vaporizer 14 required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 is required. Since the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as reaction heat, energy supplied from the outside for the steam reforming reaction of hydrocarbons can be reduced. The power transmission end efficiency of the cell stack 9 can be improved. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack required for cooling can be reduced, and the energy required for raising the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced. Therefore, the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 can be improved. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0085]
This embodiment is a modification of the third embodiment in which the solid polymer electrolyte fuel cell stack air electrode exhaust gas 17 is used in place of the combustor air 79, but the same change is made in the fourth and fourth embodiments. Even in the case of the fifth embodiment, the same effects as those of the present embodiment can be obtained.
[0086]
(Embodiment 8)
FIG. 8 is a configuration diagram showing still another embodiment (referred to as an eighth embodiment) of the fuel cell power generation system according to the present invention. In FIG. 8, the same components as those in FIGS. 11, 1, 2, 3, 4, 5, 6, and 7 are denoted by the same reference numerals, and description thereof will be omitted. .
[0087]
Embodiment 8 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to the present embodiment is different from the first embodiment shown in FIG. 1 in that, as shown in FIG. A major difference is that a combustor 76 for supplying a solid oxide fuel cell stack air electrode exhaust gas 63 and a solid polymer fuel cell stack air electrode exhaust gas 17 to perform a combustion reaction is provided.
[0088]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. A solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 64 for discharge, a solid oxide fuel cell cell stack air electrode exhaust gas 63, and a polymer electrolyte fuel cell cell stack air electrode exhaust gas 17 are supplied to a combustor 76. The unreacted fuel, unreacted hydrogen, and unreacted carbon monoxide in the solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 64 for discharge are separated into the solid oxide fuel cell stack air electrode exhaust gas 63 and A high-temperature combustor exhaust gas 78 is generated by causing a combustion reaction with unreacted oxygen in the cathode exhaust gas 17 of the polymer electrolyte fuel cell stack. By using the high-temperature combustor exhaust gas 78 as a heat source for hot water supply, heating, and cooling by an absorption refrigerator, it is possible to improve the overall thermal efficiency that combines the electrical output of the system and heat utilization.
[0089]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. The use of the reforming reaction eliminates the need for the vaporizer 14 for producing steam, thereby reducing the energy required for vaporizing water. In addition, the vaporizer 14 required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 is required. Since the waste heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as the reaction heat, it is possible to reduce energy newly supplied from the outside for the steam reforming reaction of hydrocarbons. It is possible to improve the power transmission end efficiency of the fuel cell stack 9. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack required for cooling can be reduced, and the energy required for raising the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced. Therefore, the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 can be improved. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0090]
In the present embodiment, a modification is made in the third embodiment in which the solid oxide fuel cell stack air cathode exhaust gas 63 and the solid polymer fuel cell stack air cathode exhaust gas 17 are used instead of the combustor air 79. However, even if the same change is made in the fourth and fifth embodiments, the same effect as in the present embodiment appears.
[0091]
(Embodiment 9)
FIG. 9 is a configuration diagram showing still another embodiment (referred to as a ninth embodiment) of the fuel cell power generation system according to the present invention. 9, the same elements as those in FIGS. 11, 1, 2, 3, 4, 4, 5, 6, 7, and 8 described above are denoted by the same reference numerals, and these elements will be described. Is omitted. 9, reference numeral 80 denotes an air preheater for a solid oxide fuel cell stack, 82 denotes air for a solid oxide fuel cell stack heated by the solid oxide fuel cell stack air preheater 80, and 84 denotes a solid. This is the exhaust gas of the oxide fuel cell stack air preheater 80.
[0092]
Embodiment 9 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to the present embodiment is different from the first embodiment shown in FIG. 1 in that, as shown in FIG. 9, the solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 64 and the solid oxide fuel A combustor 76 for supplying a battery cell stack air electrode exhaust gas 63 to cause a combustion reaction, and a combustor exhaust gas 78 and air 58 for a solid oxide fuel cell stack are supplied and subjected to heat exchange to perform solid oxidation. The difference is that an air preheater 80 for a solid oxide fuel cell stack which raises the temperature of the air 58 for a fuel cell stack is provided.
[0093]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. The solid oxide fuel cell stack air preheater 80 causes heat exchange between the high-temperature combustor exhaust gas 78 and the solid oxide fuel cell stack air 58, whereby the air of the first fuel cell stack is heated. The temperature of the solid oxide fuel cell stack air 58, which is the oxygen-containing gas supplied to the poles, is raised. The heated air 82 for the solid oxide fuel cell stack is supplied to the air electrode 56 of the solid oxide fuel cell stack 57 and used for power generation of the solid oxide fuel cell stack 57. The combustor exhaust gas 78 that has exchanged heat with the solid oxide fuel cell stack air 58 in the solid oxide fuel cell stack air preheater 80 is discharged as an exhaust gas 84.
[0094]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. The use of the reforming reaction eliminates the need for the vaporizer 14 for producing steam, thereby reducing the energy required for vaporizing water. In addition, the vaporizer 14 required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 is required. Since the waste heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as the reaction heat, it is possible to reduce energy newly supplied from the outside for the steam reforming reaction of hydrocarbons. It is possible to improve the power transmission end efficiency of the fuel cell stack 9. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the solid oxide fuel cell stack air 58 required for cooling can be reduced, and the solid oxide fuel cell stack for combustion using the combustor exhaust gas 78 can be used. In order to raise the temperature of the air 58, the energy required to raise the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced, so that the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 is reduced. It is possible to improve. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0095]
In the present embodiment, a solid oxide that causes heat exchange between the combustor exhaust gas 78 and air 58 for a solid oxide fuel cell stack, which is an oxygen-containing gas supplied to the air electrode of the first fuel cell stack, is used. Embodiment 6 is a modification in which an air preheater 80 for a fuel cell stack is newly provided, and the same change is made in Embodiment 3, Embodiment 4, Embodiment 5, Embodiment 7, and Even in the case of the eighth embodiment, the same effects as those of the present embodiment appear.
[0096]
(Embodiment 10)
FIG. 10 is a configuration diagram showing still another embodiment (hereinafter referred to as Embodiment 10) of a fuel cell power generation system according to the present invention. 10, the same components as those in FIGS. 11, 1, 2, 3, 4, 4, 5, 6, 7, 8, and 9 described above are denoted by the same reference numerals. Will not be described. In FIG. 10, reference numeral 81 denotes a fuel preheater, 83 denotes a desulfurized natural gas heated by the fuel preheater 81, and 85 denotes an exhaust gas of the fuel preheater 81.
[0097]
Embodiment 10 will be described with reference to FIG. The fuel cell power generation system according to this embodiment is different from the first embodiment shown in FIG. 1 in that, as shown in FIG. 10, a solid oxide fuel cell stack fuel electrode exhaust gas 64 and a solid oxide fuel A combustor 76 for supplying a fuel cell stack air electrode exhaust gas 63 to cause a combustion reaction, a combustor exhaust gas 78, and a solid oxide which is an oxygen-containing gas supplied to the air electrode of the first fuel cell stack. An air preheater 80 for a solid oxide fuel cell stack, which supplies the air 58 for the physical fuel cell stack and heat-exchanges it to raise the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack; The fuel exhaust gas 78 and the desulfurized natural gas 29 as a fuel are supplied and heat exchange is performed to provide a fuel preheater 81 for raising the temperature of the desulfurized natural gas 29 as a fuel.
[0098]
Next, the operation of the fuel cell power generation system according to the present embodiment will be described with reference to FIG. The solid oxide fuel cell stack air preheater 80 causes a portion of the high-temperature combustor exhaust gas 78 to exchange heat with the solid oxide fuel cell stack air 58 to obtain a solid oxide fuel cell stack. The temperature of the cell stack air 58 is raised. The heated air 82 for the solid oxide fuel cell stack is supplied to the air electrode 58 of the solid oxide fuel cell stack 57 and used for power generation of the solid oxide fuel cell stack 57. The combustor exhaust gas 78 that has exchanged heat with the solid oxide fuel cell stack air 58 in the solid oxide fuel cell stack air preheater 80 is discharged as an exhaust gas 84.
[0099]
Further, the temperature of the desulfurized natural gas 29 is raised by exchanging heat between the remaining portion of the high-temperature combustor exhaust gas 78 and the desulfurized natural gas 29 in the fuel preheater 81. The heated desulfurized natural gas 83 is mixed with the fuel electrode exhaust gas 60 of the solid oxide fuel cell stack for reformer recycling and supplied to the reformer 3 as a mixed gas 28 of steam and desulfurized natural gas. The combustor exhaust gas 78 that has exchanged heat with the desulfurized natural gas 29 in the fuel preheater 81 is discharged as an exhaust gas 85.
[0100]
Also in this embodiment, as in the first embodiment shown in FIG. 1, the steam in the fuel electrode exhaust gas 61 of the solid oxide fuel cell stack is replaced with hydrocarbon steam as compared with the conventional example shown in FIG. The use of the reforming reaction eliminates the need for the vaporizer 14 for producing steam, thereby reducing the energy required for vaporizing water. In addition, the vaporizer 14 required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3 is required. Since the waste heat of the solid oxide fuel cell stack 57 is used as the reaction heat, it is possible to reduce energy newly supplied from the outside for the steam reforming reaction of hydrocarbons. It is possible to improve the power transmission end efficiency of the fuel cell stack 9. Further, in order to use the exhaust heat of the solid oxide fuel cell stack 57 as reaction heat required for the steam reforming reaction of hydrocarbons in the reformer 3, a conventional solid oxide fuel cell power generation system is used. In comparison, the supply amount of the solid oxide fuel cell stack air 58 required for cooling can be reduced, and the solid oxide fuel cell stack for combustion using the combustor exhaust gas 78 can be used. In order to raise the temperature of the air 58, the energy required to raise the temperature of the air 58 for the solid oxide fuel cell stack can be reduced, so that the power transmission end efficiency of the solid oxide fuel cell stack 57 is reduced. It is possible to improve. In addition, since the temperature of the desulfurized natural gas 29 as the fuel is raised by using the combustor exhaust gas 78, the energy required for raising the temperature of the desulfurized natural gas 29 as the fuel can also be reduced. It is possible to further improve the power transmission end efficiency. For this reason, the transmitting end efficiency of the entire system is improved, and the transmitting end output of the entire system is also increased.
[0101]
In this embodiment, the air preheater 80 for the solid oxide fuel cell stack and the combustor exhaust gas 78 and the desulfurized natural gas 29 for exchanging heat between the combustor exhaust gas 78 and the solid oxide fuel cell stack air 58 are provided. Embodiment 6 is a modification in which a fuel preheater 81 for exchanging heat is newly provided in Embodiment 6, but the same modification is made in Embodiment 3, Embodiment 4, Embodiment 5, Embodiment 7, and Embodiment 3. 8, the same effect as that of the present embodiment appears.
[0102]
In the embodiments of the present invention shown in FIGS. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 7, 8, and 10, the number of the reformer 3 is one. However, there is a first-stage pre-reformer that mainly performs the steam reforming reaction of hydrocarbons, which have a carbon number of 2 or more in natural gas and are likely to be thermally decomposed at a relatively low temperature. It is also possible to use two reformers of the second-stage stack reformer for mainly performing the difficult methane steam reforming reaction.
[0103]
As described above, according to the present invention, the steam reforming of the fuel is performed in the reformer using the exhaust heat from the first fuel cell stack and the steam generated by the battery reaction in the first fuel cell stack. Quality, and the resulting hydrogen-rich reformed gas can be supplied to the first fuel cell stack and the second fuel cell stack to generate power, thereby improving the power transmission end efficiency of the system, It is possible to provide a fuel cell power generation system in which the power output at the transmission end of the system is increased.
[0104]
【The invention's effect】
By carrying out the present invention, it is possible to provide a fuel cell power generation system in which the power transmission end efficiency of the system is improved by reducing the energy loss in the reformer and the vaporizer, and the power transmission end output is increased. .
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a configuration diagram showing one embodiment of a fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 2 is a configuration diagram showing another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 3 is a configuration diagram showing still another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 4 is a configuration diagram showing still another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 5 is a configuration diagram showing still another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 6 is a configuration diagram showing still another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 7 is a configuration diagram showing still another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 8 is a configuration diagram showing still another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 9 is a configuration diagram showing still another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 10 is a configuration diagram showing still another embodiment of the fuel cell power generation system according to the present invention.
FIG. 11 is a configuration diagram showing a fuel cell power generation system according to a conventional technique.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Natural gas, 2 ... Desulfurizer, 3 ... Reformer, 4 ... CO shift converter, 5 ... CO selective oxidizer, 6 ... Fuel electrode, 7 ... Solid polymer electrolyte, 8 ... Air electrode, 9 ... Solid height Molecular fuel cell stack, 10, 11, 12: Flow control valve, 13: Air supply blower, 14: Vaporizer, 15: Vaporizer pump, 16: Water vapor, 17: Solid polymer fuel cell stack air Pole exhaust gas, 18 air, 19 polymer electrolyte fuel cell stack fuel electrode exhaust gas, 20 output control device, 21 load, 22 fuel cell DC output, 23 transmission terminal AC output, 24 revision Exhaust gas from the burner burner, 25 ... Reformed gas with the concentration of carbon monoxide reduced to ppm order, 26 ... Reformed gas with the concentration of carbon monoxide reduced to 1% or less, 27 ... Hydrogen-rich gas Gas, 28 ... steam and desulfurized natural Mixed gas, 29 ... desulfurized natural gas, 30 ... flow control valve, 31 ... air for vaporizer burner, 32 ... air for solid polymer fuel cell stack, 33 ... air for CO selective oxidizer, 34 ... reforming Air for burner burner, 35: Vaporizer burner, 36: Vaporizer burner exhaust gas, 37: Flow control valve, 38: Reformed gas after condensing unreacted steam, 39: Condenser, 40: Battery reaction Water, 41 ... condensed water, 42 ... makeup water pump, 43 ... makeup water, 44 ... water, 45 ... natural gas for power generation, 46 ... natural gas for vaporizer burner, 47, 48 ... flow control valve, 49 ... Natural gas for reformer burner, 50 ... Reformed gas for desulfurizer recycling, 51 ... Flow control valve, 52 ... Reformed gas for CO selective oxidizer, 53 ... Reformer burner, 54 ... Fuel electrode, 55 ... Solid oxidation Electrolyte, 56 ... air electrode, 57 ... solid Compound fuel cell stack, 58 ... Air for solid oxide fuel cell stack, 59 ... Flow control valve, 60 ... Fuel electrode exhaust gas for solid oxide fuel cell stack for reformer recycling, 61 ... Solid oxidation Physical fuel cell stack fuel electrode exhaust gas, 62 ... Flow control valve, 63 ... Solid oxide fuel cell cell stack air electrode exhaust gas, 64 ... Solid oxide fuel cell cell stack fuel exhaust gas for exhaust, 65 ... hydrogen, 66 ... hydrogen separator exhaust gas, 67 ... condenser, 68 ... hydrogen separator, 69 ... hydrogen separator dry exhaust gas, 70 ... purge valve, 71 ... purge gas, 72 ... fuel electrode hydrogen exhaust gas, 73 ... Condensed water, 74, 75: flow control valve, 76: combustor, 77: flow control valve, 78: combustor exhaust gas, 79: air for combustor, 80: air for solid oxide fuel cell stack Preheater, 81: Fuel preheater, 82: Heated air for solid oxide fuel cell stack, 83: Heated desulfurized natural gas, 84, 85: Exhaust gas, 86: Output adjusting device, 87 ... Load, 88 ... DC output of fuel cell, 89 ... AC output of transmitting end, 90 ... Water tank, 91 ... Exhaust gas, 92 ... Reformed gas for hydrogen separator, 93 ... Flow control valve.

Claims

In a fuel cell power generation system for generating electricity by electrochemically reacting hydrogen generated by a steam reforming reaction of fuel with oxygen, a reformer for producing a hydrogen-rich reformed gas by a steam reforming reaction of the fuel. Performing power generation by electrochemically reacting hydrogen in the reformed gas, or hydrogen and carbon monoxide with oxygen, and supplying waste heat generated by the power generation to the reformer, A first fuel cell stack for supplying a fuel electrode exhaust gas containing steam generated by power generation to the reformer; and carbon dioxide and hydrogen by reacting carbon monoxide in the reformed gas with steam. And a CO selective oxidizer that oxidizes carbon monoxide remaining in the exhaust gas of the CO shift converter with oxygen and converts it into carbon dioxide. The fuel cell power generation system characterized by comprising a second fuel cell stack for generating power by the CO selective oxidation unit hydrogen with oxygen electrochemically react in the exhaust gas.

In a fuel cell power generation system for generating electricity by electrochemically reacting hydrogen generated by a fuel steam reforming reaction with oxygen, a reformer for producing a hydrogen-rich reformed gas by a steam reforming reaction of the fuel. Performing power generation by electrochemically reacting hydrogen in the reformed gas, or hydrogen and carbon monoxide with oxygen, and supplying exhaust heat generated by the power generation to the reformer, A first fuel cell stack for supplying a fuel electrode exhaust gas containing steam generated by power generation to the reformer; and carbon dioxide and hydrogen by reacting carbon monoxide in the reformed gas with steam. And a second fuel that generates power by electrochemically reacting hydrogen in the exhaust gas of the CO shift converter with oxygen. Fuel cell power generation system characterized by having a pond cell stack.

In a fuel cell power generation system that generates power by electrochemically reacting hydrogen and oxygen generated by a fuel steam reforming reaction, a reformer that produces a hydrogen-rich reformed gas by the steam reforming reaction of the fuel; Performing power generation by electrochemically reacting hydrogen in the reformed gas, or hydrogen and carbon monoxide with oxygen, and supplying waste heat generated by the power generation to the reformer, A first fuel cell stack for supplying a fuel electrode exhaust gas containing steam generated by power generation to the reformer; and carbon dioxide and hydrogen by reacting carbon monoxide in the reformed gas with steam. A CO shift converter, a hydrogen separator for selectively separating hydrogen in the exhaust gas of the CO shift converter, and the water separated by the hydrogen separator. Fuel cell power generation system characterized by comprising a second fuel cell stack for generating power by oxygen electrochemically react.

3. The fuel cell stack according to claim 1, further comprising a combustor for burning and reacting unreacted fuel, unreacted hydrogen and unreacted carbon monoxide in the fuel electrode exhaust gas of the first fuel cell stack with oxygen. 3. The fuel cell power generation system according to 3.

Unreacted fuel in the anode exhaust gas of the first fuel cell stack, unreacted hydrogen and unreacted carbon monoxide, unreacted fuel in the anode exhaust gas of the second fuel cell stack and 3. The fuel cell power generation system according to claim 1, further comprising a combustor for causing unreacted hydrogen or unreacted fuel, unreacted hydrogen and unreacted carbon monoxide to react with oxygen.

Unreacted fuel, unreacted hydrogen and unreacted carbon monoxide in the fuel electrode exhaust gas of the first fuel cell stack, and unreacted fuel and hydrogen in the exhaust gas after hydrogen separation in the hydrogen separator. The fuel cell power generation system according to claim 3, further comprising a combustor for causing a combustion reaction with oxygen.

7. The fuel cell power generation system according to claim 4, wherein the oxygen-containing gas supplied to the combustor is an air electrode exhaust gas of the first fuel cell stack.

7. The fuel cell power generation system according to claim 4, wherein the oxygen-containing gas supplied to the combustor is an air electrode exhaust gas of the second fuel cell stack.

The oxygen-containing gas supplied to the combustor is an air electrode exhaust gas of the first fuel cell stack and an air electrode exhaust gas of the second fuel cell stack. Or the fuel cell power generation system according to 6.

5. An oxygen-containing gas preheater for raising the temperature of an oxygen-containing gas supplied to an air electrode of the first fuel cell stack by exchanging heat with exhaust gas of the combustor. 10. The fuel cell power generation system according to 5, 6, 7, 8 or 9.

11. The fuel cell power generation system according to claim 4, further comprising a fuel preheater that raises the temperature of the fuel by exchanging heat with the exhaust gas of the combustor. .

4. The fuel cell stack according to claim 1, wherein the first fuel cell stack is a solid oxide fuel cell stack, and the second fuel cell stack is a polymer electrolyte fuel cell stack. The fuel cell power generation system according to 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 or 11.

5. The fuel cell stack according to claim 2, wherein the first fuel cell stack is a solid oxide fuel cell stack, and the second fuel cell stack is a phosphoric acid fuel cell stack. 13. The fuel cell power generation system according to any one of claims 5, 7, 8, 9, 10, and 11.