JP2005005213A

JP2005005213A - Power generation/hot water supplying cogeneration system including solid electrolyte fuel cell

Info

Publication number: JP2005005213A
Application number: JP2003169694A
Authority: JP
Inventors: Takashi Shigehisa; 高志重久
Original assignee: Kyocera Corp
Current assignee: Kyocera Corp
Priority date: 2003-06-13
Filing date: 2003-06-13
Publication date: 2005-01-06
Anticipated expiration: 2023-06-13
Also published as: JP4508557B2

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To improve the utilization efficiency of resource by effectively utilizing the large amount of heat generated at a power generation system as many as possible, by improving a power generation /hot water supplying cogeneration system constructed by combining the hot water supplying system (4) with the power generation system (2) including a solid electrolyte fuel cell (22). <P>SOLUTION: Heat of an exhaust gas exhausted from a power generation/combustion chamber (16) in the power generation system (2) is used for heating an oxygen containing gas supplied to the fuel cell (22), after that, the heat is used for heating the water in the hot water supplying system (4), thus, the effective utilization efficiency of the heat of the exhaust gas is increased. <P>COPYRIGHT: (C)2005,JPO&NCIPI

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、固体電解質型燃料電池を含む発電システムに給湯システムを組み合わせた発電・給湯コジェネレーションシステムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
下記特許文献１には、固体電解質型燃料電池を含む発電システムに給湯システムを組み合わせた発電・給湯コジェネレーションシステムが開示されている。この発電・給湯コジェネレーションシステムにおいては、発電システムから排出される高温の排ガスと給湯システムにおける給湯槽に流入される水との間で熱交換するための熱交換手段が配設されている。従って、発電システムにおける排ガスの熱が給湯システムにおける水の加熱に利用され、かくして資源の利用効率を向上せんとしている。
【０００３】
【特許文献１】
特開２００１−３２５９８２公報
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
上記特許文献１に開示されている発電・給湯コジェネレーションシステムにおいては、発電システムにおける排ガスの熱を給湯システムにおける水の加熱に利用しており、この点において資源の有効利用が図られている。しかしながら、固体電解質型燃料電池を含む発電システムにおいては、固体電解質型燃料電池の作動温度が相当高く、例えば１０００℃程度である故に、相当多量の熱が生成される。そして、給湯システムにおける水を排ガスの熱を利用して加熱するのみでは、生成される多量の熱の一部が利用されるにすぎず、相当多量の熱が無駄にされている。
【０００５】
本発明は上記事実に鑑みてなされたものであり、その主たる技術的課題は、固体電解質型燃料電池を含む発電システムに給湯システムを組み合わせた発電・給湯コジェネレーションシステムを改良して、発電システムにおいて生成される多量の熱を可及的に有効利用して資源の利用効率を一層向上することである。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
本発明によれば、上記主たる技術的課題を達成するために、発電システムにおける発電・燃焼室から排出される排ガスの熱を、固体電解質燃料電池に供給される酸素含有ガスの加熱に利用し、しかる後に給湯システムにおける水の加熱に利用し、かくして排ガスの熱の有効利用を増大する。
【０００７】
即ち、本発明によれば、上記主たる技術的課題を達成する発電・給湯コジェネレーションシステムとして、
発電システムと給湯システムとを備え、
該発電システムは発電・燃焼室、該発電・燃焼室内に配設された複数個の固体電解質型燃料電池を含む電池スタック、該電池スタックに燃料ガスを供給するための燃料ガス供給手段、該電池スタックに酸素含有ガスを供給するための酸素含有ガス供給手段、及び該発電・燃焼室内から排ガスを排出するための排ガス排出手段を具備し、
該給湯システムは貯湯槽及び該貯湯槽に水を流入せしめる水流入手段を具備する、
発電・給湯コジェネレーションシステムにおいて、
該排ガス排出手段によって排出される排ガスと該酸素含有ガス供給手段によって該電池スタックに供給される酸素含有ガスとの間で熱交換せしめるための第一の熱交換手段、及び該排ガス排出手段によって排出される排ガスと該水流入手段によって該貯湯槽に流入される水との間で熱交換せしめるための第二の熱交換手段を備え、排ガスの流動方向に見て、該第一の熱交換手段は該第二の熱交換手段よりも上流に配設されている、ことを特徴とする発電・給湯コジェネレーションシステムが提供される。
【０００８】
好ましくは、該燃料ガス供給手段は炭化水素系ガスを水素リッチな燃料ガスに改質せしめる改質手段を含み、該改質手段は該発電・燃焼室内に配設されており、該発電・燃焼室内の熱が改質に利用される。更に、該燃料ガス供給手段は水を蒸発せしめるための気化手段を含み、該気化手段も該発電・燃焼室内に配設されており、該発電・燃焼室内の熱が水の蒸発に利用されるのが好適である。該給湯システムは該貯湯槽から加熱水を流出するための加熱水流出手段を含み、該加熱水流出手段は流出せしめられる加熱水を必要に応じて常温水と混合して冷却するための混合手段、及び流出せしめられる加熱水を必要に応じて加熱するための加熱手段を有するのが好適である。
【０００９】
【発明の実施の形態】
以下、添付図面を参照して、本発明に従って構成された発電・給湯コジェネレーションシステムの好適実施形態について詳細に説明する。
【００１０】
図１は本発明に従って構成された発電・給湯コジェネレーションシステムの好適実施形態の全体的構成を簡略に示している。図示の発電・給湯コジェネレーションシステムは全体を番号２で示す発電システムと全体を番号４で示す給湯システムとを備えている。
【００１１】
図１と共に図２を参照して説明すると、発電システム２は燃料電池組立体６を具備しており、この燃料電池組立体６は略直方体形状のハウジング８を含んでいる。ハウジング８は耐熱金属板から形成された外枠体１０とこの外枠体１０の内面に配設された断熱材層１２とから構成されている。断熱材層１２は適宜のセラミックから形成することができる。ハウジング８の下部には実質上水平に延在する仕切壁１４が配設されており、ハウジング８は仕切壁１４よりも上方の発電・燃焼室１６と仕切壁１４よりも下方の付属室１８とに気密に区画されている。発電・燃焼室１６内には３個の電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃが並列配置されている。付属室１８内には燃料ガスタンク２１が配設されている。
【００１２】
図２と共に図３を参照して説明を続けると、電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃの各々は、鉛直方向、即ち図２において上下方向、図３において紙面に垂直な方向、に細長く延在する固体電解質型燃料電池２２を図２において紙面に垂直な方向、図３において上下方向に複数個（図示の場合は５個）配置して構成されている。図３に明確に図示する如く、燃料電池２２の各々は、電極支持基板２４、内側電極層である燃料極層２６、固体電解質層２８、外側電極層である酸素極層３０及びインターコネクタ３２から構成されている。図２から理解される如く、燃料電池２２の各々は仕切壁１４上に直立せしめられており、発電・燃焼室１６の上下方向中間部よりも幾分上方まで延びている。電極支持基板２４は鉛直方向に細長く延びる板状片であり、平坦な両面と半円形状の両側面とを有する。電極支持基板２４にはこれを鉛直方向に貫通する複数個（図示の場合は４個）のガス通路３４が形成されている。かような電極支持基板２４の各々は上記仕切壁１４上に、例えば耐熱性に優れたセラミック接着剤によって接合される。仕切壁１４には図２おいて左右方向及び紙面に垂直な方向に間隔をおいて左右方向に延びる複数個（図示の場合は１５個）のスリット（図示していない）が形成されており、電極支持基板２４の各々に形成されているガス通路３４がスリットの各々に連通せしめられている。ハウジング８の下端部に区画されている付属室１８に配設されている上記燃料ガスタンク２１の上壁は仕切壁１４によって規定されており、従って燃料ガスタンク２１内は仕切壁１４に形成されている上記スリットによって電極支持基板２４の各々に形成されているガス通路３４に連通せしめられている。インターコネクタ３２は電極支持基板２４の片面（図３の燃料電池スタック２０ａにおいて上面）上に配設されている。燃料極層２６は電極支持基板２４の他面（図３の燃料電池スタック２０ａにおいて下面）及び両側面に配設されており、その両端はインターコネクタ３２の両端に接合せしめられている。固体電解質層２８は燃料極層２６の全体を覆うように配設され、その両端はインターコネクタ３２の両端に接合せしめられている。酸素極層３０は、固体電解質層２８の主部上、即ち電極支持基板２４の上記他面を覆う部分上、に配置され、電極支持基板板２４を挟んでインターコネクタ３２に対向して位置せしめられている。
【００１３】
電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃの各々における隣接する燃料電池２２間には集電部材３６が配設されており、一方の燃料電池２２のインターコネクタ３２と他方の燃料電池２２の酸素極層３０とを接続している。電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃの各々において両端、即ち図３において上端及び下端に位置する燃料電池２２の片面及び他面にも集電部材３６が配設されている。そして、電池スタック２０ａ及び２０ｂの、図３において下端に配設された集電部材３６は導電部材３８によって接続され、電池スタック２０ｂ及び２０ｃの、図３において上端に配設された集電部材３６も導電部材３８によって接続されている。更に、電池スタック２０ａの、図３において上端に配設された集電部材３６には端子部材４０が接続され、電池スタック２０ｃの、図３において下端に配設された集電部材３６にも端子部材４０が接続されている。かくして、全ての燃料電池２２が電気的に直列接続され、直列接続の両端には端子部材４０が存在する。
【００１４】
燃料電池２２について更に詳述すると、電極支持基板２４は燃料ガスを燃料極層２６まで透過させるためにガス透過性であること、そしてまたインターコネクタ３２を介して集電するために導電性であることが要求され、かかる要求を満足する多孔質の導電性セラミック（若しくはサーメット）から形成することができる。燃料極層２６及び／又は固体電解質層２８との同時焼成により電極支持基板２４を製造するためには、鉄属金属成分と特定希土類酸化物とから電極支持基板２４を形成することが好ましい。所要ガス透過性を備えるために開気孔率が３０％以上、特に３５乃至５０％の範囲にあるのが好適であり、そしてまたその導電率は３００Ｓ／ｃｍ以上、特に４４０Ｃ／ｃｍ以上であるのが好ましい。燃料極層２６は多孔質の導電性セラミック、例えば希土類元素が固溶しているＺｒＯ_２（安定化ジルコニアを称されている）とＮｉ及び／又はＮｉＯとから形成することができる。固体電解質層２８は、電極間の電子の橋渡しをする電解質としての機能を有していると同時に、燃料ガスと酸素含有ガスとのリークを防止するためにガス遮断性を有するものであることが必要であり、通常、３〜１５モル％の希土類元素が固溶したＺｒＯ_２から形成されている。酸素極層３０は所謂ＡＢＯ_３型のペロブスカイト型酸化物からなる導電性セラミックから形成することができる。酸素極層３０はガス透過性を有していることが必要であり、開気孔率が２０％以上、特に３０乃至５０％の範囲にあることが好ましい。インターコネクタ３２は導電性セラミックから形成することができるが、水素リッチなガスでよい燃料ガス及び空気でよい酸素含有ガスと接触するため、耐還元性及び耐酸化性を有することが必要であり、このためにランタンクロマイト系のペロブスカイト型酸化物（ＬａＣｒＯ_３系酸化物）が好適に使用される。インターコネクタ３２は電極支持基板２４に形成された燃料通路３４を通る燃料ガス及び電極支持基板２４の外側を流動する酸素含有ガスのリークを防止するために緻密質でなければならず、９３％以上、特に９５％以上の相対密度を有していることが望まれる。集電部材３６は弾性を有する金属又は合金から形成された適宜の形状の部材或いは金属繊維又は合金繊維から成るフェルトに所要表面処理を加えた部材から構成することができる。導電部材３８及び端子部材４０は適宜の金属又は合金から形成することができる。
【００１５】
図１及び図２を参照して説明を続けると、発電システム２は、更に、電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃに燃料ガスを供給するための燃料ガス供給手段４２、電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃに酸素含有ガスを供給するための酸素含有ガス供給手段４４、及び燃料電池組立体６のハウジング８内に区画されている発電・燃焼室１６内から排ガスを排出するための排ガス排出手段４６を具備している。
【００１６】
燃料ガス供給手段４２は、都市ガスの供給ライン或いはプロパンガスボンベでよい燃料ガス供給源４８に接続された供給ライン５０を含んでおり、この供給ライン５０には切断弁５１及び流量制御手段５２が配設されている。燃料ガス供給手段４２は、上記燃料電池組立体６のハウジング８内に区画されている発電・燃焼室１６の上端部に配置された改質手段５４及び気化手段５６も含んでいる（図２においては改質手段５４及び気化手段５６はブロックで簡略に図示している）。改質手段５４は、燃料ガスの部分改質及び水蒸気改質に必要なそれ自体は周知の触媒を収容した改質室（図示していない）を有する。上記供給ライン５０は発電・燃焼室１６内に延び、改質手段５４の入口に接続されている。改質手段５４の出口はハウジング８の側壁内に形成されている連通路５８及び接続管５９を介して上記燃料ガスタンク２１に接続されている。上記流量制御手段５２の下流側において、上記供給ライン５０には切断弁６０を介して送風手段６２が接続されている。燃料ガス供給手段４２は、更に、上水供給ラインでよい水供給源６４に接続された供給ライン６６を含んでおり、この供給ライン６６には切断弁６８、浄水手段７０及び流量制御手段７２が配設されている。供給ライン６６も発電・燃焼室１６内に延びており、上記気化手段５６の入口に接続されている。気化手段５６の出口は改質手段５４の上流側において上記供給ライン５０に接続、従って供給ライン５０を介して改質手段５４に接続されている。後に更に言及する如く、供給ライン５０を通して改質手段５４に都市ガス或いはプロパンガスでよい燃料ガスが供給され、改質手段５４において水素リッチな燃料ガスに改質された後に燃料ガスタンク２１に供給され、そして燃料電池２２、更に詳細にはその電極支持基板２４に形成されているガス通路３４に供給される。送風手段６２は、例えば起動時等に必要に応じて作動されて（更に詳しくは、ハウジング８内に区画されている発電・燃焼室１６内の温度が充分に上昇して気化手段５６が所要気化を遂行し得る状態になるまでの間に作動されて）改質手段５４に空気を供給する。発電システム２の正常運転時（即ちハウジング８内に区画されている発電・燃焼室１６内の温度が充分に上昇して気化手段５６が所要気化を遂行し得る状態の時）には、上水でよい水が浄水手段７０によって所要浄化処理を受けた後に気化手段５６に供給され、気化手段５６においては水蒸気が生成され、かかる水蒸気が所謂水蒸気改質のために改質手段５４に供給される。
【００１７】
酸素含有ガス供給手段４４は、燃料電池組立体６のハウジング８の側壁を貫通して発電・燃焼室１６の下部に延びる酸素含有ガス導入管７２まで延在する供給ライン７４を含んでいる。供給ライン７４の上流端には送風手段７６が配設されている。供給ライン７４には、更に、流量計７８及び第一の熱交換手段８０が配設されている。送風手段７６が作動せしめられると、空気でよい酸素含有ガスが供給ライン７４を通して流動せしめられて発電・燃焼室８内に流入せしめられ、燃料電池２２に供給される。
【００１８】
主として図２及び図３を参照して説明を続けると、後に更に言及するとおり、例えば燃料ガスを発電・燃焼室１６内で燃焼せしめることによって発電・燃焼室１６内の温度が所要温度以上になると、水素リッチな燃料ガスが燃料ガスタンク２１から燃料電池２２における電極支持基板２４のガス通路３４に供給されてガス通路３４を上昇し、そしてまた酸素含有ガスが酸素含有ガス導入管７２を通して発電・燃焼室１６内に導入せしめられることに起因して、燃料電池２２の各々においては、酸素極層３０で下記式（１）の電極反応が生成され、また燃料極層２６では下記式（２）の電極反応が生成されて発電される。そして、生成された電力は一対の端子部材４０を通して取り出される。
【００１９】
酸素極：１／２Ｏ_２＋２ｅ⁻→ Ｏ^２−（固体電解質）・・・（１）
燃料極：Ｏ^２−（固体電解質）＋Ｈ_２→ Ｈ_２Ｏ＋２ｅ⁻・・（２）
【００２０】
燃料電池２２における電極支持基板２４のガス通路３４を流動する燃料ガスの、電極反応に使用されなかった燃料ガスは、電極支持基板２４の上端から発電・燃焼室１６内に流出せしめられ、流出と同時に燃焼せしめられる。酸素含有ガス導入管７２を通して発電・燃焼室１６に導入された酸素含有ガス中の酸素で電極反応に使用されなかったものは燃焼に利用される。発電・燃焼室１６内は、燃料電池２２での発電及び燃焼ガスの燃焼に起因して例えば１０００℃程度の高温になる。而して、本発明に従って構成された図示の発電・給湯コジェネレーションシステムにおいては、燃料ガス供給手段４２における改質手段５４及び気化手段５６が発電・燃焼室１６内に配設されており、発電・燃焼室１６内の高温が燃料ガスの改質に効果的に利用され、そしてまた水の気化にも効果的に利用されることが留意されるべきである。
【００２１】
図１及び図２を参照して説明すると、上記排ガス排出手段４６は、ハウジング８の側壁の上端部を貫通して延びる排ガス導出管８４及びこの排ガス導出管８４から延びる排出ライン８６を含んでいる。排出ライン８６は上記第一の熱交換手段８０を通って延び、そして更に第二の熱交換手段８８を通って延びる。第一の熱交換手段８０においては排ガスの熱が発電・燃焼室１６に供給される酸素含有ガスに伝導される。また、第二の熱交換手段８８においては、後に更に言及する如く、排ガスの熱が給湯システム４における水の加熱に利用される。かくして、高温の排ガスが保有する熱が効果的に利用され、発電・給湯コジェネレーションシステムにおける熱効率及び資源有効利用率が充分に高い値にせしめられ得る。
【００２２】
図４は発電システム２に配設されている電気的構成要素を簡略に図示している。電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃは、昇圧チョッパ９０、インバータ９２及び連係リレー９４を介して、商用電源システム９６と並列的に例えば家庭の電力負荷に接続されている。商用電源システム９６と負荷との間には、商用電源システムス９６から負荷に供給されている電力量を計測するための電流変換器９５が配設されている。また、図示の実施形態においては、電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃには降圧チョッパ９８及び充電器１００を介して蓄電器１０２も接続されている。この蓄電器１０２は昇圧チョッパ１０３及び上記昇圧チョッパ９０を介して上記インバータ９２に接続されている。発電・給湯コジェネレーションシステムには種々の交流駆動機器及び直流駆動機器が配設されているが、図４においては説明の便宜上種々の交流駆動機器を一括して番号１０４で示し、種々の直流駆動機器を一括して番号１０６で示している。直流駆動機器１０６には平滑回路１０８が付設されている。発電システム２の起動時には、交流駆動機器１０４には商用電源システム９６から直接交流を供給し、直流駆動機器１０６には商用電源システム９６からの交流を平滑回路１０８を介して供給する。電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃにおいて発電が開始されると、発電された電気を昇圧チョッパ９０にて昇圧し、インバータ９２によって交流に変換し連係リレー９４を介して負荷に供給する。負荷に対して発電量が不充分である場合には、商用電源システム９６からも負荷に電力供給される。また、蓄電器１０２が充分に充電されていない時には、発電された電気の少なくとも一部を降圧チョッパ９８にて降圧して充電器１００に供給し、蓄電器１０２を充電する。電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃが発電している時には、直流駆動機器１０６には発電された電気を降圧チョッパ９８を介して供給し、交流駆動機器１０４には発電された電気を昇圧チョッパ９０及びインバータ９２を介して供給する。蓄電器１０２は非常用であり、例えば発電システム２の起動時に商用電源システム９６が停電した場合には、直流駆動機器１０６には蓄電器１０２から直接的に直流を供給し、交流駆動機器１０４には昇圧チョッパ１０３、昇圧チョッパ９０及びインバータ９２を介して交流を供給する。
【００２３】
図１を参照して説明すると、給湯システム４は貯湯槽１１０を含んでおり、この貯湯槽１１０には水流入手段１１２と加熱水流出手段１１４とが付設されている。図示の実施形態における水流入手段１１２は一次供給ライン１１６及び二次供給ライン１１８を含んでいる。一次供給ライン１１６は上記水供給源６４から貯湯槽１１０の底部まで延在せしめられている。この一次供給ライン１１６には減圧弁１２０が配設されており、この減圧弁１２０は貯湯槽１１０内の水圧を例えば１乃至２気圧でよい所定水圧に維持する。二次供給ライン１１８は貯湯槽１１０の底部から上記第二の熱交換手段８８を通って貯湯槽１１０の上部まで延びている。この二次供給ライン１１８の上流部には送水ポンプ１２２が配設されている。送水ポンプ１２２が作動せしめられると、貯湯槽１１０の底部に存在する低温の水が二次供給ライン１１８を通して流動せしめられる。二次供給ライン１１８を流動する水は、第二の熱交換手段８８において排ガスと熱交換して加熱され、貯湯槽１１０の上部に流入せしめられる。本発明に従って構成された発電・給湯コジェネレーションシステムにおいては、発電・燃焼室１６から排出される高温の排ガスの熱が第一の熱交換手段８０において酸素含有ガスの加熱に利用され、次いで第二の熱交換手段８８において給湯システム４における水の加熱に利用され、かくして排ガスの熱が充分効果的に利用される。給湯システム４における水の所望加熱温度は発電システム２における酸素含有ガスの所望加熱温度よりも低く、従って給湯システム４における水の加熱に使用される第二の熱交換手段８８は排ガスの流動方向に見て酸素含有ガスの加熱に使用される第一の熱交換手段８０の下流に配置されている。
【００２４】
図示の実施形態においては、一次供給ライン１１６および二次供給ライン１１８を配設し、一旦貯湯槽１１０の底部に加熱前の水を流入せしめ、しかる後に貯湯槽１０の底部から水を流出せしめて加熱し、加熱した水を貯湯槽１１０の上部に流入せしめているが、所望ならば、一旦貯湯槽１１０に流入せしめることなく、水供給源６４からの水を加熱した後に貯湯槽１１０に流入せしめることもできる。また、第二の熱交換手段８８における熱交換によって排ガス中の水蒸気が少なくとも部分的に液化される場合、第二の熱交換手段８８において生成された水を気化手段５６に供給することもできる。
【００２５】
加熱水流出手段１１４は、混合手段１２４及び加熱手段１２６が配設されている流出ライン１２８を含んでいる。混合手段１２４は分岐ライン１３０によって上記一次供給ライン１１６に接続されており、従って分岐ライン１３０及び一次供給ライン１１６を介して水供給源６４に接続されている。貯湯槽１１０から流出せしめられる加熱水の温度が所要温度を超えている場合には、混合手段１２４において加熱水に水供給源６４から供給される水が混合されて所要温度に低下せしめられ、しかる後に使用に供される。一方、貯湯槽１１０から流出せしめられる加熱水が所要温度よりも低い場合には、加熱水は混合手段１２４において水と混合せしめられることなく混合手段１２４を通過し、周知のガス式或いは電気式給湯器から構成することができる加熱手段１２６において所要温度に加熱され、しかる後に使用に供される。
【００２６】
上述したとおりの発電・給湯コジェネレーションシステムには中央制御ユニットを含む制御手段（図示していない）も装備されており、かかる制御手段による制御の下に発電・給湯コジェネレーションシステムが作動せしめられる。発電・給湯コジェネレーションシステムの作動様式を要約して説明すると、次のとおりである。
【００２７】
図５は、発電・給湯コジェネレーションシステムにおける発電システムの起動時の作動手順を示すフローチャートである。例えば適宜の操作パネル（図示していない）に配設されている起動スイッチ（図示していない）が閉成されることによって発電・給湯コジェネレーションシステムが起動されると、ステップｎ−１において初期化チェックが遂行されて、前回の作動停止状況が確認され、必要に応じて各種機器の初期化が遂行される。次いで、ステップｎ−２において、異常の有無がチェックされる。例えば、燃料ガス供給源４８におけるガス圧力の異常、水供給源６４における水圧の異常（これらの異常は周知の検出器によって検出することができる）等がチェックされる。そして、異常が検出された場合には、ステップｎ−３に進行して異常警告し、作動停止する。異常警告は、例えば操作パネルに装備された警告灯の点灯或いは警告ブザーの作動でよい。更に、未だ起動していないにもかかわらず火炎を検出及び／又は出力電流を検出し（火炎、出力電流の検出については後に更に言及する）、或いはガス漏れを検出した場合も、異常検出としてステップｎ−３に進行する。ガス漏れ検出ついて付言すると、例えば発電・燃焼室１６から排出される排出ガス中に未燃焼の燃料ガスが含有されていることを検出した場合、或いは発電・燃焼室１６を規定しているハウジング８を囲繞しているケース（図示していない）内に燃料ガスが存在していることを検出した場合に、ガス漏れと判別する。上記ステップｎ−２において異常が検出されなかった場合にはステップｎ−４に進行し、酸素含有ガス供給手段４４における送風手段７６を始動し、供給ライン７４及び酸素含有ガス導入管７２を通して発電・燃焼室１６内に酸素含有ガスを供給する。次いで、ステップｎ−５に進行して燃料ガス供給手段４２における送風手段６２を始動し、ステップｎ−６に進行して切断弁６０を開き、かくして供給ライン５０を介した空気の供給を開始する。しかる後にステップｎ−７に進行し、発電・燃焼室１６の上部に配設されている着火手段（図示していない）を始動する。着火手段は例えば放電式のものでよい。次いで、ステップｎ−８に進行して燃料ガス供給手段４２における流量制御手段５２による規定流量を所定値に設定し、ステップｎ−９に進行して切断弁５１を開き、かくして供給ライン５０を介する燃料ガスの供給を開始する。供給ライン５０を介して供給される空気及び燃料ガスは改質手段５４に進入し、改質手段５４内においては所謂部分酸化改質が遂行される。次いで、改質された燃料ガスは連通路５８，接続管５９及び燃料ガスタンク２１を通して燃料電池２２のガス通路３４に供給され、少なくとも一部は燃料電池２２の上端から発電・燃焼室１６内に放出される。そして、燃料電池２２のガス通路３４を通して発電・燃焼室１６内に放出された燃料ガスと酸素含有ガス導入管７２を通して発電・燃焼室１６に導入された酸素含有ガスが着火手段によって着火され、発電・燃焼室１６内で燃焼が開始される。
【００２８】
次いで、ステップｎ−１０に進行し、発電・燃焼室１６内で開始された燃焼により発生する火炎を検出する。かかる火炎の検出は、それ自体は周知の火炎検出器によって例えば図２に符号Ａ−１で示す部位にて火炎を検出することによって好都合に遂行することができる。ステップｎ−１０において火炎を検出できなかった時、換言すれば発電・燃焼室１６内において燃焼を開始することができなかった時には、作動停止手順を遂行する。即ち、ステップｎ−１１において切断弁５１を閉じ、ステップｎ−１２において流量制御手段５２における流量設定を解除（即ち零復帰）し、ステップｎ−１３において切断弁６０を閉じ、ステップｎ−１４において送風手段６２の作動を停止する。所望ならば、切断弁５２を閉じた後に若干の時間間隔をおいて切断弁６０を閉じ、かくすることによって供給ライン５０、改質手段５４、連通路５８、接続管５９、燃料ガスタンク２１及び燃料電池２２のガス通路３４に存在する燃料ガスを空気によってパージすることができる。次いで、ステップｎ−１５に進行して発電・燃焼室１６内の燃焼ガスのパージを遂行する。即ち、燃料ガスの供給を停止した後も送風手段７６を所定時間作動し続け、酸素含有ガスによって発電・燃焼室１６内の燃料ガスをパージする。そして、ステップｎ−１６に進行して送風手段７６の作動を停止する。ステップｎ−１７においては上述した起動手順が例えば３回でよい所定回数繰り返し試みられたか否かが判別される。起動手順が既に所定回数試みられた時にはステップｎ−１８に進行して異常警告し、作動停止する。起動手順が所定回数以下である場合には、上記ステップｎ−１に戻る。
【００２９】
上記ステップｎ−１０において火炎が適切に検出された場合には、ステップｎ−１９に進行し、燃料電池組立体６の所定部位の温度が所定値以上に上昇したか否かが判別される。かかる温度検出は、例えば気化手段５６の特定部位Ａ−２（かかる部位の温度が所定値以上になると、水を気化手段５６に供給して気化せしめることが可能になる）、電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃの中央部位Ａ−３、そして更にハウジング８の外枠体１０の側面近傍Ａ−４で遂行し、夫々の部位で夫々別個の規定温度以上に上昇したか否かを判別するのが好適である。検出温度が所定値未満である場合には上記ステップｎ−１０に戻る。検出温度が所定以上に上昇すると、ステップｎ−２０において流量制御手段７２による規定流量を所定値に設定し、ステップｎ−２１において切断弁６８を開き、かくして気化手段５６への水の供給を開始する。次いで、ステップｎ−２２において切断弁６０を閉じ、ステップｎ−２３において送風手段６２を停止し、かくして供給ライン５０への空気の供給を停止する。ステップｎ−２０乃至２３は燃料ガスの改質を部分酸化改質から水蒸気改質に変更するものである。
【００３０】
燃料ガスの改質が水蒸気改質に変更された後においては、図６に図示する移行手順、即ち起動から通常作動への移行手順が遂行される。ステップｎ−２４においては、各種異常の有無、例えば発電・燃焼室１６内での燃焼の停止等、が判別される。そして、異常が発生した場合にはステップｎ−２５に進行して切断弁５１を閉じ、ステップｎ−２６に進行して流量制御手段５２における流量設定を解除し、かくして燃料ガスの供給を停止する。改質手段５４及び燃料電池２２に対する水蒸気の供給は継続され、これによって改質手段５４に収容されている触媒および燃料電池２２の急激な酸化が防止される。次いで、ステップｎ−２７において上述した部位Ａ−２、Ａ−３及びＡ−４における検出温度が夫々所定値未満に低下したか否かが判別される。検出温度が所定値未満に低下すると、ステップｎ−２８において切断弁６０を閉じ、ステップｎ−２９において流量制御手段７２における流量設定を解除する。ステップｎ−３０においては、各種ライン等における水蒸気が温度低下によって凝縮するのを回避するために、水蒸気パージを遂行する。かかる水蒸気パージは、燃料ガス供給手段４２における送風手段６２を所定時間作動せしめることによって好都合に遂行され得る。しかる後にステップｎ−３１に進行して酸素含有ガス供給手段４４における送風手段７６を停止し、ステップｎ−３２に進行して異常警告し、作動停止する。
【００３１】
上記ステップｎ−２４において異常が検出されなかった場合には、ステップｎ−３３に進行して、上記部位Ａ−３における検出温度が所定値を超えたか否か、換言すれば燃料電池２２が適切に発電することができる温度に達したか否かが判別される。検出温度が所定値以下の場合は上記ステップｎ−２４に戻る。検出温度が所定値を超えると、ステップｎ―３４に進行して、発電・給湯コジェネレーションシステムにおける交流駆動機器１０４及び直流駆動機器１０６に対する電力供給を、商用電源システム９６（又は蓄電器１０２）から電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃが発電する電力に変更する（図４も参照されたい）。この際には、必要に応じて、送風手段７６の駆動電力並びに流量制御手段５２及び７２における規定流量を、電力供給の変更に適した値に変更することができる。しかる後に、図７に図示する通常作動に移行する。
【００３２】
図７を参照して説明を続けると、通常作動に移行すると、ステップｎ−３５においてインバータ９２の外部出力がＯＮされて発電・給湯コジェネレーションシステムが商用電源システム９６に接続される（図４も参照されたい）。次いで、ステップｎ−３６において通常作動状態であることが、例えば操作パネル（図示していない）に配置されている通常作動表示ランプ（図示していない）を点灯することによって表示される。ステップｎ−３７においては、電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃに接続された電流計（図示していない）によって測定される発電電流値が読み取られる。次いで、ステップｎ−３８において、商用電力システム９６から負荷に供給されている電力量、即ち商用電力使用が読み取られる。しかる後にステップｎ−３９に進行して、電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃの発電量が負荷の必要電力量以上か否かが判別される。発電量が負荷の必要電力量よりも大きい場合にはステップｎ−４０に進行し、インバータ９２の出力を必要に応じて低減せしめて負荷の必要電力量に相当した値に設定し、インバータ９２から商用電源システム９６に電量が流入する所謂逆潮流の発生を回避する。次いで、ステップｎ−４１に進行し、電池スタック２０ａ、２０ｂ及び２０ｃの中央部位Ａ−３における検出温度が所定範囲内か否かが判別される。検出温度が所定範囲内である場合にはステップｎ−４２に進行して、所定演算式に従って送風手段７６の適正駆動電力並びに流量制御手段５２及び７２における適正規定流量が演算される。かかる演算にはステップｎ−３７において読み取られた電流値も使用される。そして、演算された値に基いて、ステップｎ−４３において送風手段７６の駆動電力、従って酸素含有ガスの供給量が適正値に設定され、ステップｎ−４４において流量制御手段７２の設定流量、従って水の供給量が適正値に設定され、ステップｎ−４５において流量制御手段５２の設定流量、従って燃料ガスの供給量が適正値に設定される。
【００３３】
上記ステップｎ−４１で読み取られる検出温度が所定範囲未満である場合には、ステップｎ−４６に進行して、所定演算式に従って送風手段７６の適正駆動電力並びに流量制御手段５２及び７２における適正規定流量が演算される。かかる演算は検出温度を上昇せしめるための方策、例えば発電・燃焼室１６内での燃焼を増大せしめるために燃料ガスの供給量を増大せしめる等、の方策が考慮されたものである。そして、演算された値に基いて、ステップｎ−４７において送風手段７６の駆動電力、従って酸素含有ガスの供給量が適正値に設定され、ステップｎ−４８において流量制御手段７２の設定流量、従って水の供給量が適正値に設定され、ステップｎ−４９において流量制御手段５２の設定流量、従って燃料ガスの供給量が適正値に設定される。上記ステップｎ−４１で読み取られる検出温度が所定範囲を超える場合には、ステップｎ−５０に進行して、所定演算式に従って送風手段７６の適正駆動電力並びに流量制御手段５２及び７２における適正規定流量が演算される。かかる演算は検出温度を下降せしめるための方策、例えば酸素含有ガスの供給量を増大せしめて燃料電池２２の冷却を助長する等、の方策が考慮されたものである。そして、演算された値に基いて、ステップｎ−５１において送風手段７６の駆動電力、従って酸素含有ガスの供給量が適正値に設定され、ステップｎ−５２において流量制御手段７２の設定流量、従って水の供給量が適正値に設定され、ステップｎ−５３において流量制御手段５２の設定流量、従って燃料ガスの供給量が適正値に設定される。次いで、ステップｎ−５４に進行して各種異常の有無が判別される。異常が発生した場合には図８に示す手順に進行する。異常がない場合にはステップｎ−５５に進行し、例えば操作パネル（図示していない）に配設されている停止スイッチ（図示していない）が閉成されることによって停止信号が生成されているか否かが判別される。停止信号が生成されていない場合には上記ステップｎ−３６に戻る。一方、停止信号が生成されている場合には、図９に示す手順に進行する。
【００３４】
上記ステップｎ−３９において発電量が負荷の必要電力量より小さい場合には、発電量を増大すべき、上記ステップｎ−４１乃至ｎ−５３と同様のステップｎ−５６乃至ｎ−６８が遂行され、しかる後にステップｎ−６９に進行してインバータ９２の出力を増大せしめる。そして、上記ステップｎ−５４に進行する。
【００３５】
図８を参照して説明を続けると、上記ステップｎ−５４において異常が検出された場合には、ステップｎ−７０に進行してインバータ９２の外部出力をＯＦＦにし、発電・給湯コジェネレーションシステムを負荷から切り離す。次いで、ステップｎ−７１に進行し、異常状態の如何に応じて待機モードに移行すべきか或いは停止モードに移行すべきかを判別する。例えば、上記ステップｎ−５４における異常が火炎を検出しないことである場合には、検出部位Ａ−３における温度も参照して検出温度が下限界（例えば６２０℃）以下である場合には停止モードに移行する。検出温度が下限界よりも高い場合には自然着火する可能性がある故に待機モードに移行する。異常状態がガス漏れ検知である場合には、ガス漏れ濃度に応じて判別する。例えば燃料ガスが都市ガスである場合、爆発下限界濃度の１／４を超えると停止モードに移行し、爆発下限界濃度の１／１００乃至１／４である場合には待機モードに移行する。検出部位Ａ−１、Ａ−２及びＡ−３の温度異常に関しては、例えば夫々の検出部位に関する第一下限界値以下の場合には待機モードに移行し、第一下限界値よりも低い第二下限界値以下になると停止モードに移行する。同様に、例えば夫々の検出部位に関する第一上限界値以上の場合には待機モードに移行し、第一上限界値よりも高い第二上限界値以上になると停止モードに移行する。異常状態が商用電源システム９６の停電の場合には待機モードに移行し、商用電源システム９６に代えて発電・給湯コジェネレーションシステムにおける発電を利用することを可能にするのが望ましい。
【００３６】
待機モードに移行すべき時には、ステップｎ−７２に進行して発電電流値を読み取る。これに先立ち、必要に応じて送風手段７６の駆動電力並びに流量制御手段５２及び７２における規定流量を、待機モードに適した値に変更することができる。次いで、図７に図示するステップｎ−４１乃至ｎ−５３同様のステップｎ−７３乃至ｎ−８５が遂行される。しかる後にステップｎ−８６に進行し、各種異常の有無が判別される。異常がない場合には上記ステップｎ−２５に進行して通常作動に復帰する。ステップｎ−８６において異常がある場合にはステップｎ−８７に進行して待機モードに進行すべきか停止モードに進行すべきかが判別される。待機モードに進行すべき場合には上記ステップｎ−７３に戻る。
【００３７】
上記ステップｎ−７１或いは上記ステップｎ−８７において停止モードに移行すべき場合には、上記ステップｎ−２５乃至ｎ−３２と同様のステップｎ−８８乃至ｎ−９５を遂行して作動停止する。
【００３８】
上記ステップｎ−５５（図７）において停止信号がある場合には、図９に図示するステップｎ−９６に進行し、インバータ９２の外部出力をＯＦＦにして発電・給湯コジェネレーションシステムを商用電源システム９６から切り離す。次いで、ステップｎ−９７において、停止信号が待機モードへの移行を指示する信号か作動停止を指示する信号かを判別する。待機モードへ移行すべき時には、図７に図示するステップｎ−７２乃至ｎ−８７と同様のステップｎ−９８乃至ｎ−１１３が遂行される。停止モードへ移行すべき時には、図８に図示するステップｎ−８８乃至ｎ−９５と同様のステップｎ−１１４乃至ｎ−１２０が遂行され、作動停止される。
【００３９】
図１０は給湯システムの作動手順を示すフローチャートである。図示の実施形態においては、給湯システム自体の作動制御は発電・給湯システムにおける発電システムの作動制御とは独立して遂行される故に、発電システムに異常が発生して発電システムが停止せしめられている場合でも、給湯システムを作動せしめて給湯を実現することが可能である。給湯システムの作動は、例えば給湯のための蛇口（図示していない）が開栓されることを検知することによって開始される。ステップｍ−１においては、初期化チェックが遂行されて前回の作動停止状況が確認され、必要に応じて各種機器の初期化が遂行される。次いで、ステップｍ−２において異常の有無がチェックされる。例えば、水供給源６４における水圧の異常、加熱手段１２６に対する供給ガス圧力の異常、商用電源システム９６における漏電乃至停電等の異常がチェックされる。異常が検出された場合には、ステップｍ−３に進行して異常警告し、作動停止する。異常警告は、発電システムの場合と同様に、操作パネルに装備された警告灯或いは警告ブザーの作動でよい。ステップｍ−２において異常がなかった場合にはステップｍ−４に進行し、貯湯槽１１０内に収容されている湯の上部の温度、即ち給湯の際に貯湯槽１１０から送出される湯の温度が例えば６０℃でよい所定値を超えているか否かが判別される。湯の温度が所定値を超えている場合には、ステップｍ−５に進行して混合手段１２４を作動せしめ、貯湯槽１１０からの湯を水供給源６４と混合して所要温度に冷却して給湯する。湯の温度が所定値以下の場合には、ステップｍ−６に進行して加熱手段１２６を作動せしめ、貯湯槽１１０からの湯を所要温度に加熱して給湯する。ステップｍ−７においては、給湯を継続すべきか否かが判別される。給湯を継続すべき場合には、上記ステップｍ−２に戻る。蛇口が閉栓され給湯を停止すべき場合には、ステップｍ−８に進行して作動されていた混合手段１２４或いは加熱手段１２６の作動を停止し、作動停止する。給湯システム４に配設されている送水ポンプ１２２は、第二の熱交換手段８８の下流側における二次供給ライン１１８内の水の温度に基いて制御することができる。この水の温度が所定範囲、例えば８０乃至９５℃、よりも低い場合には送水ポンプ８８による送水量を低減せしめ、所定範囲よりも高い場合には送水ポンプ８８による送水量を増大せしめる。
【００４０】
【発明の効果】
本発明の発電・給湯コジェネレーションシステムによれば、発電システムにおいて生成される多量の熱を可及的に有効利用して資源の利用効率を充分に向上することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明に従って構成された発電・給湯コジェネレーションシステムの主要構成要素を簡略に示すブロック線図。
【図２】図１の発電・給湯コジェネレーションシステムにおける発電・燃焼室を一部を簡略して示す断面図。
【図３】図２の発電・燃焼室内に配設されている電池スタックを示す断面図。
【図４】図１の発電・給湯コジネレーションシステムにおける電気的構成要素を簡略に示すブロック線図。
【図５】図１の発電・給湯コジェネレーションシステムにおける発電システムの、起動時の作動手順を示すフローチャート。
【図６】図１の発電・給湯コジェネレーションシステムにおける発電システムの、起動から通常作動への移行手順を示すフローチャート。
【図７】図１の発電・給湯コジェネレーションシステムにおける発電システムの、通常作動手順を示すフローチャート。
【図８】図１の発電・給湯コジネレーションシステムにおける発電システムの、異常検出時の作動手順を示すフローチャート。
【図９】図１の発電・給湯コジェネレーションシステムにおける発電システムの停止信号生成時の作動手順を示すフローチャート。
【図１０】図１の発電・給湯コジェネレーションシステムにおける給湯システムの作動手順を示すフローチャート。
【符号の説明】
２：発電システム
４：給湯システム
６：燃料電池組立体
１６：発電・燃焼室
２０ａ：電池スタック
２０ｂ：電池スタック
２０ｃ：電池スタック
２２：燃料電池
４２：燃料ガス供給手段
４４：酸素含有ガス供給手段
４６：排ガス排出手段
５４：改質手段
５６：気化手段
８０：第一の熱交換手段
８８：第二の熱交換手段
１１０：貯湯槽
１２４：混合手段
１２６：加熱手段[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a power generation / hot water cogeneration system in which a hot water supply system is combined with a power generation system including a solid oxide fuel cell.
[0002]
[Prior art]
Patent Document 1 below discloses a power generation / hot water cogeneration system in which a hot water supply system is combined with a power generation system including a solid oxide fuel cell. In this power generation / hot water cogeneration system, heat exchange means for exchanging heat between the high-temperature exhaust gas discharged from the power generation system and the water flowing into the hot water tank in the hot water supply system is provided. Therefore, the heat of the exhaust gas in the power generation system is used for heating water in the hot water supply system, thus improving the resource utilization efficiency.
[0003]
[Patent Document 1]
JP 2001-325882 A
[0004]
[Problems to be solved by the invention]
In the power generation / hot water cogeneration system disclosed in Patent Document 1, the heat of exhaust gas in the power generation system is used for heating water in the hot water supply system, and in this respect, effective use of resources is achieved. However, in a power generation system including a solid oxide fuel cell, the operating temperature of the solid oxide fuel cell is considerably high, for example, about 1000 ° C., so a considerable amount of heat is generated. And, if the water in the hot water supply system is only heated using the heat of the exhaust gas, only a part of the generated large amount of heat is used, and a considerable amount of heat is wasted.
[0005]
The present invention has been made in view of the above-mentioned facts, and its main technical problem is to improve a power generation / hot water cogeneration system in which a hot water supply system is combined with a power generation system including a solid oxide fuel cell. It is to further improve the utilization efficiency of resources by making effective use of the large amount of heat generated as much as possible.
[0006]
[Means for Solving the Problems]
According to the present invention, in order to achieve the main technical problem, the heat of the exhaust gas discharged from the power generation / combustion chamber in the power generation system is used for heating the oxygen-containing gas supplied to the solid electrolyte fuel cell, Thereafter, it is used for heating water in the hot water supply system, thus increasing the effective use of the heat of the exhaust gas.
[0007]
That is, according to the present invention, as a power generation / hot water cogeneration system that achieves the main technical problem,
It has a power generation system and a hot water supply system,
The power generation system includes a power generation / combustion chamber, a battery stack including a plurality of solid oxide fuel cells disposed in the power generation / combustion chamber, fuel gas supply means for supplying fuel gas to the battery stack, and the battery An oxygen-containing gas supply means for supplying an oxygen-containing gas to the stack, and an exhaust gas discharge means for discharging exhaust gas from the power generation / combustion chamber,
The hot water supply system includes a hot water storage tank and water inflow means for allowing water to flow into the hot water storage tank.
In the power generation / hot water cogeneration system,
First heat exchange means for exchanging heat between the exhaust gas discharged by the exhaust gas discharge means and the oxygen-containing gas supplied to the battery stack by the oxygen-containing gas supply means, and discharged by the exhaust gas discharge means Second heat exchanging means for exchanging heat between the exhaust gas discharged and the water flowing into the hot water storage tank by the water inflow means, and the first heat exchanging means as viewed in the flow direction of the exhaust gas Is provided upstream of the second heat exchange means, and a power generation / hot water cogeneration system is provided.
[0008]
Preferably, the fuel gas supply means includes a reforming means for reforming the hydrocarbon-based gas into a hydrogen-rich fuel gas, and the reforming means is disposed in the power generation / combustion chamber, and the power generation / combustion Indoor heat is used for reforming. Further, the fuel gas supply means includes a vaporization means for evaporating water, and the vaporization means is also disposed in the power generation / combustion chamber, and heat in the power generation / combustion chamber is utilized for water evaporation. Is preferred. The hot water supply system includes heating water outflow means for flowing out the heated water from the hot water storage tank, and the heating water outflow means mixes the heated water to be discharged with normal temperature water as needed and cools it. In addition, it is preferable to have heating means for heating the heated water to be discharged as needed.
[0009]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, with reference to the accompanying drawings, a preferred embodiment of a power generation / hot water cogeneration system configured according to the present invention will be described in detail.
[0010]
FIG. 1 schematically shows the overall configuration of a preferred embodiment of a power generation / hot water cogeneration system constructed in accordance with the present invention. The power generation / hot water cogeneration system shown in the figure includes a power generation system indicated as a whole by a number 2 and a hot water supply system indicated as a whole by a number 4.
[0011]
Referring to FIG. 2 together with FIG. 1, the power generation system 2 includes a fuel cell assembly 6, and the fuel cell assembly 6 includes a housing 8 having a substantially rectangular parallelepiped shape. The housing 8 includes an outer frame body 10 formed from a heat-resistant metal plate and a heat insulating material layer 12 disposed on the inner surface of the outer frame body 10. The heat insulating material layer 12 can be formed from an appropriate ceramic. A partition wall 14 extending substantially horizontally is disposed at a lower portion of the housing 8, and the housing 8 includes a power generation / combustion chamber 16 above the partition wall 14 and an attached chamber 18 below the partition wall 14. It is airtightly partitioned. In the power generation / combustion chamber 16, three battery stacks 20a, 20b and 20c are arranged in parallel. A fuel gas tank 21 is disposed in the attached chamber 18.
[0012]
2 and FIG. 3, each of the battery stacks 20a, 20b, and 20c is a solid that extends in the vertical direction, that is, the vertical direction in FIG. 2 and the direction perpendicular to the paper surface in FIG. A plurality of (5 in the illustrated case) electrolyte fuel cells 22 are arranged in a direction perpendicular to the paper surface in FIG. 2 and in a vertical direction in FIG. As clearly shown in FIG. 3, each of the fuel cells 22 includes an electrode support substrate 24, a fuel electrode layer 26 that is an inner electrode layer, a solid electrolyte layer 28, an oxygen electrode layer 30 that is an outer electrode layer, and an interconnector 32. It is configured. As can be understood from FIG. 2, each of the fuel cells 22 is made to stand upright on the partition wall 14, and extends somewhat above the intermediate portion in the vertical direction of the power generation / combustion chamber 16. The electrode support substrate 24 is a plate-like piece that is elongated in the vertical direction, and has both flat surfaces and both sides of a semicircular shape. A plurality (four in the illustrated example) of gas passages 34 are formed in the electrode support substrate 24 so as to penetrate the electrode support substrate 24 in the vertical direction. Each of the electrode support substrates 24 is bonded onto the partition wall 14 by, for example, a ceramic adhesive having excellent heat resistance. The partition wall 14 is formed with a plurality of slits (not shown) (not shown) extending in the left-right direction at intervals in the left-right direction and the direction perpendicular to the paper surface in FIG. A gas passage 34 formed in each electrode support substrate 24 is communicated with each slit. The upper wall of the fuel gas tank 21 disposed in the attached chamber 18 defined at the lower end of the housing 8 is defined by the partition wall 14, and therefore the interior of the fuel gas tank 21 is formed in the partition wall 14. The slits communicate with gas passages 34 formed in each of the electrode support substrates 24. The interconnector 32 is disposed on one surface of the electrode support substrate 24 (the upper surface in the fuel cell stack 20a in FIG. 3). The fuel electrode layer 26 is disposed on the other surface (the lower surface in the fuel cell stack 20a of FIG. 3) and both side surfaces of the electrode support substrate 24, and both ends thereof are joined to both ends of the interconnector 32. The solid electrolyte layer 28 is disposed so as to cover the entire fuel electrode layer 26, and both ends thereof are joined to both ends of the interconnector 32. The oxygen electrode layer 30 is disposed on the main portion of the solid electrolyte layer 28, that is, on the portion covering the other surface of the electrode support substrate 24, and is positioned facing the interconnector 32 with the electrode support substrate plate 24 interposed therebetween. It has been.
[0013]
A current collecting member 36 is disposed between adjacent fuel cells 22 in each of the cell stacks 20a, 20b, and 20c. The interconnector 32 of one fuel cell 22 and the oxygen electrode layer 30 of the other fuel cell 22 are arranged. Is connected. Current collecting members 36 are also arranged on both sides of each of the battery stacks 20a, 20b and 20c, that is, on one side and the other side of the fuel cell 22 located at the upper end and the lower end in FIG. The current collecting member 36 disposed at the lower end in FIG. 3 of the battery stacks 20a and 20b is connected by the conductive member 38, and the current collecting member 36 disposed at the upper end in FIG. 3 of the battery stacks 20b and 20c. Are also connected by a conductive member 38. Further, a terminal member 40 is connected to the current collecting member 36 disposed at the upper end in FIG. 3 of the battery stack 20a, and the terminal is also connected to the current collecting member 36 disposed at the lower end in FIG. 3 of the battery stack 20c. The member 40 is connected. Thus, all the fuel cells 22 are electrically connected in series, and the terminal members 40 exist at both ends of the series connection.
[0014]
More specifically about the fuel cell 22, the electrode support substrate 24 is gas permeable to allow fuel gas to permeate to the fuel electrode layer 26, and is also conductive to collect current through the interconnector 32. It can be formed from a porous conductive ceramic (or cermet) that satisfies such a requirement. In order to manufacture the electrode support substrate 24 by simultaneous firing with the fuel electrode layer 26 and / or the solid electrolyte layer 28, it is preferable to form the electrode support substrate 24 from an iron group metal component and a specific rare earth oxide. In order to provide the required gas permeability, it is preferable that the open porosity is in the range of 30% or more, in particular 35 to 50%, and the conductivity is also 300 S / cm or more, in particular 440 C / cm or more. Is preferred. The fuel electrode layer 26 is a porous conductive ceramic, for example, ZrO in which a rare earth element is dissolved. ₂ (Referred to as stabilized zirconia) and Ni and / or NiO. The solid electrolyte layer 28 has a function as an electrolyte for bridging electrons between electrodes, and at the same time has a gas barrier property to prevent leakage between the fuel gas and the oxygen-containing gas. ZrO in which 3 to 15 mol% rare earth element is usually dissolved ₂ Formed from. The oxygen electrode layer 30 is so-called ABO. ₃ It can be formed from a conductive ceramic made of a type perovskite oxide. The oxygen electrode layer 30 is required to have gas permeability and preferably has an open porosity of 20% or more, particularly 30 to 50%. The interconnector 32 can be formed from a conductive ceramic, but it needs to have reduction resistance and oxidation resistance because it is in contact with a fuel gas that may be a hydrogen-rich gas and an oxygen-containing gas that may be air. For this purpose, lanthanum chromite perovskite oxide (LaCrO) is used. ₃ System oxides) are preferably used. The interconnector 32 must be dense in order to prevent leakage of the fuel gas passing through the fuel passage 34 formed in the electrode support substrate 24 and the oxygen-containing gas flowing outside the electrode support substrate 24, and is 93% or more In particular, it is desirable to have a relative density of 95% or more. The current collecting member 36 can be composed of a member having an appropriate shape formed from an elastic metal or alloy, or a member obtained by adding a required surface treatment to a felt made of metal fiber or alloy fiber. The conductive member 38 and the terminal member 40 can be formed from an appropriate metal or alloy.
[0015]
1 and 2, the power generation system 2 further supplies fuel gas supply means 42 for supplying fuel gas to the battery stacks 20a, 20b, and 20c, and the battery stacks 20a, 20b, and 20c. Oxygen-containing gas supply means 44 for supplying oxygen-containing gas, and exhaust gas discharge means 46 for discharging exhaust gas from the power generation / combustion chamber 16 defined in the housing 8 of the fuel cell assembly 6 are provided. ing.
[0016]
The fuel gas supply means 42 includes a supply line 50 connected to a fuel gas supply source 48, which may be a city gas supply line or a propane gas cylinder, and the supply line 50 is provided with a cutting valve 51 and a flow rate control means 52. It is installed. The fuel gas supply means 42 also includes a reforming means 54 and a vaporizing means 56 disposed at the upper end of the power generation / combustion chamber 16 defined in the housing 8 of the fuel cell assembly 6 (in FIG. 2). The reforming means 54 and the vaporizing means 56 are simply shown in blocks). The reforming means 54 has a reforming chamber (not shown) containing a catalyst known per se necessary for partial reforming and steam reforming of fuel gas. The supply line 50 extends into the power generation / combustion chamber 16 and is connected to the inlet of the reforming means 54. The outlet of the reforming means 54 is connected to the fuel gas tank 21 through a communication path 58 and a connection pipe 59 formed in the side wall of the housing 8. On the downstream side of the flow rate control means 52, a blowing means 62 is connected to the supply line 50 via a cutoff valve 60. The fuel gas supply means 42 further includes a supply line 66 connected to a water supply source 64, which may be a clean water supply line. The supply line 66 includes a cutting valve 68, a water purification means 70, and a flow rate control means 72. It is arranged. The supply line 66 also extends into the power generation / combustion chamber 16 and is connected to the inlet of the vaporizing means 56. The outlet of the vaporizing means 56 is connected to the supply line 50 on the upstream side of the reforming means 54, and is thus connected to the reforming means 54 via the supply line 50. As will be further described later, a fuel gas, which may be city gas or propane gas, is supplied to the reforming means 54 through the supply line 50, and after being reformed into hydrogen-rich fuel gas by the reforming means 54, the fuel gas is supplied to the fuel gas tank 21. The fuel cell 22 is supplied to a gas passage 34 formed in the electrode support substrate 24. The air blowing means 62 is operated as necessary, for example, at the time of start-up (more specifically, the temperature in the power generation / combustion chamber 16 partitioned in the housing 8 is sufficiently increased, and the vaporization means 56 is vaporized as required. Air is supplied to the reforming means 54). During normal operation of the power generation system 2 (that is, when the temperature in the power generation / combustion chamber 16 partitioned in the housing 8 is sufficiently increased and the vaporization means 56 can perform the required vaporization), After being subjected to the required purification process by the water purifying means 70, the water that can be obtained is supplied to the vaporizing means 56. In the vaporizing means 56, steam is generated, and the steam is supplied to the reforming means 54 for so-called steam reforming. .
[0017]
The oxygen-containing gas supply means 44 includes a supply line 74 that extends through a side wall of the housing 8 of the fuel cell assembly 6 to an oxygen-containing gas introduction pipe 72 that extends to the lower part of the power generation / combustion chamber 16. A blowing means 76 is disposed at the upstream end of the supply line 74. The supply line 74 is further provided with a flow meter 78 and first heat exchange means 80. When the air blowing means 76 is operated, an oxygen-containing gas, which may be air, is caused to flow through the supply line 74, flows into the power generation / combustion chamber 8, and is supplied to the fuel cell 22.
[0018]
The description will be continued mainly with reference to FIG. 2 and FIG. 3. As will be further described later, for example, when the temperature in the power generation / combustion chamber 16 exceeds the required temperature by burning fuel gas in the power generation / combustion chamber 16, for example. Hydrogen-rich fuel gas is supplied from the fuel gas tank 21 to the gas passage 34 of the electrode support substrate 24 in the fuel cell 22 to ascend the gas passage 34, and the oxygen-containing gas is generated and burned through the oxygen-containing gas introduction pipe 72. Due to the introduction into the chamber 16, in each of the fuel cells 22, an electrode reaction of the following formula (1) is generated in the oxygen electrode layer 30, and the following formula (2) is generated in the fuel electrode layer 26. An electrode reaction is generated and power is generated. The generated electric power is taken out through the pair of terminal members 40.
[0019]
Oxygen electrode: 1 / 2O ₂ + 2e ⁻ → O ^2- (Solid electrolyte) (1)
Fuel electrode: O ^2- (Solid electrolyte) + H ₂ → H ₂ O + 2e ⁻ (2)
[0020]
The fuel gas that has not been used for the electrode reaction of the fuel gas flowing through the gas passage 34 of the electrode support substrate 24 in the fuel cell 22 is caused to flow out into the power generation / combustion chamber 16 from the upper end of the electrode support substrate 24. It can be burned at the same time. Oxygen in the oxygen-containing gas introduced into the power generation / combustion chamber 16 through the oxygen-containing gas introduction pipe 72 is used for combustion. The inside of the power generation / combustion chamber 16 becomes a high temperature of, for example, about 1000 ° C. due to power generation in the fuel cell 22 and combustion of combustion gas. Thus, in the illustrated power generation / hot water cogeneration system configured in accordance with the present invention, the reforming means 54 and the vaporization means 56 of the fuel gas supply means 42 are disposed in the power generation / combustion chamber 16, and It should be noted that the high temperature in the combustion chamber 16 is effectively used for fuel gas reforming and also for water vaporization.
[0021]
Referring to FIGS. 1 and 2, the exhaust gas discharge means 46 includes an exhaust gas outlet pipe 84 extending through the upper end of the side wall of the housing 8 and an exhaust line 86 extending from the exhaust gas outlet pipe 84. . The exhaust line 86 extends through the first heat exchange means 80 and further through the second heat exchange means 88. In the first heat exchange means 80, the heat of the exhaust gas is conducted to the oxygen-containing gas supplied to the power generation / combustion chamber 16. In the second heat exchanging means 88, as will be further described later, the heat of the exhaust gas is used for heating water in the hot water supply system 4. Thus, the heat of the high-temperature exhaust gas can be effectively used, and the thermal efficiency and effective resource utilization rate in the power generation / hot water supply cogeneration system can be made sufficiently high.
[0022]
FIG. 4 schematically shows the electrical components arranged in the power generation system 2. The battery stacks 20a, 20b, and 20c are connected to, for example, a household power load in parallel with the commercial power supply system 96 via the step-up chopper 90, the inverter 92, and the linkage relay 94. Between the commercial power supply system 96 and the load, a current converter 95 for measuring the amount of power supplied from the commercial power supply system 96 to the load is disposed. In the illustrated embodiment, a battery 102 is also connected to the battery stacks 20 a, 20 b and 20 c via a step-down chopper 98 and a charger 100. The battery 102 is connected to the inverter 92 via the boost chopper 103 and the boost chopper 90. Various AC drive devices and DC drive devices are arranged in the power generation / hot water supply cogeneration system. In FIG. 4, for convenience of explanation, various AC drive devices are collectively indicated by numeral 104, and various DC drive devices are provided. Devices are collectively indicated by reference numeral 106. The DC drive device 106 is provided with a smoothing circuit 108. When the power generation system 2 is activated, AC is directly supplied to the AC drive device 104 from the commercial power supply system 96, and AC from the commercial power supply system 96 is supplied to the DC drive device 106 via the smoothing circuit 108. When power generation is started in the battery stacks 20a, 20b and 20c, the generated electricity is boosted by the boost chopper 90, converted into alternating current by the inverter 92, and supplied to the load via the linkage relay 94. When the power generation amount is insufficient with respect to the load, power is also supplied from the commercial power supply system 96 to the load. When the battery 102 is not sufficiently charged, at least a part of the generated electricity is stepped down by the step-down chopper 98 and supplied to the charger 100 to charge the battery 102. When the battery stacks 20a, 20b and 20c are generating power, the DC drive device 106 is supplied with the generated electricity via the step-down chopper 98, and the AC drive device 104 is supplied with the generated electricity with the step-up chopper 90 and the inverter. 92. For example, when the commercial power supply system 96 goes out of power when the power generation system 2 is started up, the storage battery 102 is supplied with direct current from the storage battery 102 and the AC drive apparatus 104 is boosted. Alternating current is supplied through the chopper 103, the step-up chopper 90, and the inverter 92.
[0023]
Referring to FIG. 1, the hot water supply system 4 includes a hot water storage tank 110, and a water inflow means 112 and a heated water outflow means 114 are attached to the hot water storage tank 110. The water inlet means 112 in the illustrated embodiment includes a primary supply line 116 and a secondary supply line 118. The primary supply line 116 extends from the water supply source 64 to the bottom of the hot water tank 110. The primary supply line 116 is provided with a pressure reducing valve 120. The pressure reducing valve 120 maintains the water pressure in the hot water tank 110 at a predetermined water pressure that may be, for example, 1 to 2 atmospheres. The secondary supply line 118 extends from the bottom of the hot water tank 110 to the upper part of the hot water tank 110 through the second heat exchange means 88. A water supply pump 122 is disposed upstream of the secondary supply line 118. When the water pump 122 is operated, the low-temperature water present at the bottom of the hot water tank 110 is caused to flow through the secondary supply line 118. The water flowing in the secondary supply line 118 is heated by exchanging heat with the exhaust gas in the second heat exchanging means 88, and flows into the upper part of the hot water storage tank 110. In the power generation / hot water cogeneration system configured according to the present invention, the heat of the hot exhaust gas discharged from the power generation / combustion chamber 16 is used for heating the oxygen-containing gas in the first heat exchange means 80, and then the second. The heat exchanging means 88 is used for heating water in the hot water supply system 4, and thus the heat of the exhaust gas is used sufficiently effectively. The desired heating temperature of water in the hot water supply system 4 is lower than the desired heating temperature of the oxygen-containing gas in the power generation system 2, so that the second heat exchanging means 88 used for heating the water in the hot water supply system 4 is in the flow direction of the exhaust gas. As seen, it is arranged downstream of the first heat exchange means 80 used for heating the oxygen-containing gas.
[0024]
In the illustrated embodiment, a primary supply line 116 and a secondary supply line 118 are provided, and water before heating is once introduced into the bottom of the hot water tank 110, and then water is allowed to flow out from the bottom of the hot water tank 10. Although heated, the heated water is allowed to flow into the upper part of the hot water storage tank 110. If desired, the water from the water supply source 64 is heated and then flowed into the hot water storage tank 110 without being allowed to flow into the hot water storage tank 110 once. You can also Further, when the water vapor in the exhaust gas is at least partially liquefied by heat exchange in the second heat exchange means 88, the water generated in the second heat exchange means 88 can be supplied to the vaporization means 56.
[0025]
The heated water outflow means 114 includes an outflow line 128 in which the mixing means 124 and the heating means 126 are disposed. The mixing means 124 is connected to the primary supply line 116 by a branch line 130 and is therefore connected to the water supply 64 via the branch line 130 and the primary supply line 116. When the temperature of the heated water flowing out from the hot water storage tank 110 exceeds the required temperature, the water supplied from the water supply source 64 is mixed with the heated water in the mixing means 124 and is lowered to the required temperature. For later use. On the other hand, when the heated water flowing out from the hot water storage tank 110 is lower than the required temperature, the heated water passes through the mixing means 124 without being mixed with water in the mixing means 124, and is known gas or electric hot water supply. It is heated to the required temperature in the heating means 126, which can be composed of a vessel, and is thereafter used.
[0026]
The power generation / hot water cogeneration system as described above is also equipped with control means (not shown) including a central control unit, and the power generation / hot water cogeneration system is operated under the control of the control means. The operation mode of the power generation / hot water cogeneration system can be summarized as follows.
[0027]
FIG. 5 is a flowchart showing an operation procedure when starting the power generation system in the power generation / hot water supply cogeneration system. For example, when the power generation / hot water cogeneration system is started by closing a start switch (not shown) disposed on an appropriate operation panel (not shown), the initial state is set in step n-1. Checking is performed, the previous operation stop state is confirmed, and initialization of various devices is performed as necessary. Next, at step n-2, the presence or absence of abnormality is checked. For example, an abnormality in the gas pressure in the fuel gas supply source 48, an abnormality in the water pressure in the water supply source 64 (these abnormalities can be detected by a known detector), and the like are checked. And when abnormality is detected, it progresses to step n-3, an abnormality warning is carried out, and operation stops. The abnormality warning may be, for example, lighting of a warning light provided on the operation panel or activation of a warning buzzer. Further, even if the flame has not yet started, the flame is detected and / or the output current is detected (the flame and the output current will be further described later), or the gas leakage is detected as a step for detecting an abnormality. Proceed to n-3. Regarding gas leak detection, for example, when it is detected that unburned fuel gas is contained in the exhaust gas discharged from the power generation / combustion chamber 16, or the housing 8 defining the power generation / combustion chamber 16 When it is detected that fuel gas is present in a case (not shown) that surrounds, it is determined that there is a gas leak. If no abnormality is detected in step n-2, the process proceeds to step n-4, where the air blowing means 76 in the oxygen-containing gas supply means 44 is started, and power generation and power are supplied through the supply line 74 and the oxygen-containing gas introduction pipe 72. An oxygen-containing gas is supplied into the combustion chamber 16. Next, the flow proceeds to step n-5 to start the air blowing means 62 in the fuel gas supply means 42, and the flow proceeds to step n-6 to open the cutoff valve 60, thus starting the supply of air through the supply line 50. . Thereafter, the routine proceeds to step n-7, where ignition means (not shown) disposed in the upper part of the power generation / combustion chamber 16 is started. The ignition means may be, for example, a discharge type. Next, the flow proceeds to step n-8, the prescribed flow rate by the flow rate control means 52 in the fuel gas supply means 42 is set to a predetermined value, and the flow proceeds to step n-9 to open the cutoff valve 51 and thus via the supply line 50. Start supplying fuel gas. Air and fuel gas supplied through the supply line 50 enter the reforming unit 54, and so-called partial oxidation reforming is performed in the reforming unit 54. Next, the reformed fuel gas is supplied to the gas passage 34 of the fuel cell 22 through the communication passage 58, the connecting pipe 59 and the fuel gas tank 21, and at least a part is discharged into the power generation / combustion chamber 16 from the upper end of the fuel cell 22. Is done. Then, the fuel gas discharged into the power generation / combustion chamber 16 through the gas passage 34 of the fuel cell 22 and the oxygen-containing gas introduced into the power generation / combustion chamber 16 through the oxygen-containing gas introduction pipe 72 are ignited by the ignition means to generate power. Combustion is started in the combustion chamber 16.
[0028]
Next, the process proceeds to step n-10, and a flame generated by the combustion started in the power generation / combustion chamber 16 is detected. Such detection of a flame can be conveniently performed by detecting a flame at a site indicated by reference numeral A-1 in FIG. When the flame is not detected in step n-10, in other words, when the combustion cannot be started in the power generation / combustion chamber 16, the operation stop procedure is performed. That is, the cutoff valve 51 is closed in step n-11, the flow rate setting in the flow rate control means 52 is canceled (ie, reset to zero) in step n-12, the cutoff valve 60 is closed in step n-13, and in step n-14. The operation of the blowing means 62 is stopped. If desired, the shutoff valve 60 is closed at a short time interval after the shutoff valve 52 is closed, and thus the supply line 50, the reforming means 54, the communication path 58, the connecting pipe 59, the fuel gas tank 21, and the fuel. The fuel gas present in the gas passage 34 of the battery 22 can be purged with air. Next, the process proceeds to step n-15 to purge the combustion gas in the power generation / combustion chamber 16. That is, even after the supply of the fuel gas is stopped, the air blowing means 76 continues to operate for a predetermined time, and the fuel gas in the power generation / combustion chamber 16 is purged with the oxygen-containing gas. And it progresses to step n-16 and the action | operation of the ventilation means 76 is stopped. In step n-17, it is determined whether or not the above-described activation procedure has been tried a predetermined number of times, for example, three times. When the starting procedure has already been tried a predetermined number of times, the process proceeds to step n-18, where an abnormal warning is given and the operation is stopped. If the activation procedure is less than the predetermined number, the process returns to step n-1.
[0029]
If a flame is properly detected in step n-10, the process proceeds to step n-19, where it is determined whether or not the temperature of a predetermined portion of the fuel cell assembly 6 has risen to a predetermined value or more. Such temperature detection is performed by, for example, the specific part A-2 of the vaporizing unit 56 (when the temperature of the part becomes equal to or higher than a predetermined value, water can be supplied to the vaporizing unit 56 and vaporized), and the battery stacks 20a and 20b. It is preferable to perform the process at the central part A-3 of 20 and 20c, and in the vicinity of the side face A-4 of the outer frame 10 of the housing 8, and to determine whether or not the temperature has risen above a specific specified temperature at each part. It is. If the detected temperature is less than the predetermined value, the process returns to step n-10. When the detected temperature rises above a predetermined level, the specified flow rate by the flow rate control means 72 is set to a predetermined value in step n-20, and the cutoff valve 68 is opened in step n-21, thus starting the supply of water to the vaporizing means 56. To do. Next, in step n-22, the cutoff valve 60 is closed, and in step n-23, the blowing means 62 is stopped, and thus the supply of air to the supply line 50 is stopped. Steps n-20 to 23 change the reforming of the fuel gas from partial oxidation reforming to steam reforming.
[0030]
After the reforming of the fuel gas is changed to the steam reforming, the transition procedure shown in FIG. 6, that is, the transition procedure from start to normal operation is performed. In step n-24, the presence / absence of various abnormalities, for example, stoppage of combustion in the power generation / combustion chamber 16 is determined. If an abnormality occurs, the process proceeds to step n-25 to close the cutoff valve 51, and the process proceeds to step n-26 to cancel the flow rate setting in the flow rate control means 52, thus stopping the supply of fuel gas. . The supply of water vapor to the reforming unit 54 and the fuel cell 22 is continued, thereby preventing rapid oxidation of the catalyst and the fuel cell 22 accommodated in the reforming unit 54. Next, in step n-27, it is determined whether or not the detected temperatures at the above-described portions A-2, A-3, and A-4 have decreased below a predetermined value. When the detected temperature falls below a predetermined value, the cutoff valve 60 is closed in step n-28, and the flow rate setting in the flow rate control means 72 is canceled in step n-29. In step n-30, a water vapor purge is performed in order to avoid the water vapor in various lines and the like from condensing due to a temperature drop. Such a steam purge can be conveniently performed by operating the air blowing means 62 in the fuel gas supply means 42 for a predetermined time. Thereafter, the process proceeds to step n-31 to stop the air blowing means 76 in the oxygen-containing gas supply means 44, and proceeds to step n-32 to give an abnormality warning and stop the operation.
[0031]
If no abnormality is detected in step n-24, the process proceeds to step n-33 to determine whether the detected temperature at the part A-3 exceeds a predetermined value, in other words, the fuel cell 22 is appropriate. It is determined whether or not the temperature at which power can be generated has been reached. If the detected temperature is equal to or lower than the predetermined value, the process returns to step n-24. When the detected temperature exceeds a predetermined value, the process proceeds to step n-34 to supply power to the AC drive device 104 and the DC drive device 106 in the power generation / hot water supply cogeneration system from the commercial power supply system 96 (or the battery 102). The power is generated by the stacks 20a, 20b, and 20c (see also FIG. 4). At this time, if necessary, the driving power of the blowing unit 76 and the prescribed flow rates in the flow rate control units 52 and 72 can be changed to values suitable for changing the power supply. Thereafter, the normal operation shown in FIG. 7 is started.
[0032]
When the description continues with reference to FIG. 7, when the normal operation is started, the external output of the inverter 92 is turned on in step n-35, and the power generation / hot water cogeneration system is connected to the commercial power supply system 96 (also FIG. 4). See). Next, in step n-36, the normal operation state is displayed, for example, by lighting a normal operation display lamp (not shown) arranged on the operation panel (not shown). In Step n-37, the generated current value measured by an ammeter (not shown) connected to the battery stacks 20a, 20b and 20c is read. Next, in step n-38, the amount of power supplied from the commercial power system 96 to the load, that is, the commercial power usage is read. Thereafter, the routine proceeds to step n-39, where it is determined whether or not the power generation amount of the battery stacks 20a, 20b and 20c is equal to or greater than the required power amount of the load. When the power generation amount is larger than the required power amount of the load, the process proceeds to step n-40, the output of the inverter 92 is reduced as necessary, and set to a value corresponding to the required power amount of the load. The generation of a so-called reverse power flow in which electric energy flows into the commercial power supply system 96 is avoided. Next, the process proceeds to step n-41, and it is determined whether or not the detected temperature at the central portion A-3 of the battery stacks 20a, 20b and 20c is within a predetermined range. When the detected temperature is within the predetermined range, the process proceeds to step n-42, and the appropriate drive power of the blower means 76 and the appropriate specified flow rates in the flow rate control means 52 and 72 are calculated according to a predetermined calculation formula. The current value read in step n-37 is also used for such calculation. Based on the calculated value, in step n-43, the driving power of the blowing means 76, and hence the supply amount of the oxygen-containing gas, is set to an appropriate value, and in step n-44, the set flow rate of the flow rate control means 72, and accordingly. The supply amount of water is set to an appropriate value, and in step n-45, the set flow rate of the flow rate control means 52, and hence the supply amount of fuel gas, is set to an appropriate value.
[0033]
If the detected temperature read in step n-41 is less than the predetermined range, the process proceeds to step n-46, and the appropriate drive power of the blowing means 76 and the appropriate regulation in the flow rate control means 52 and 72 are determined according to a predetermined calculation formula. The flow rate is calculated. Such calculation takes into account measures for increasing the detected temperature, for example, increasing the amount of fuel gas supplied to increase combustion in the power generation / combustion chamber 16. Based on the calculated value, in step n-47, the driving power of the blowing means 76, and hence the supply amount of the oxygen-containing gas, is set to an appropriate value, and in step n-48, the set flow rate of the flow rate control means 72, and accordingly. The supply amount of water is set to an appropriate value, and in step n-49, the set flow rate of the flow rate control means 52, and hence the supply amount of fuel gas, is set to an appropriate value. When the detected temperature read in step n-41 exceeds the predetermined range, the process proceeds to step n-50, and the proper drive power of the blower means 76 and the proper specified flow rate in the flow rate control means 52 and 72 according to the predetermined arithmetic expression. Is calculated. Such calculation takes into account measures for lowering the detected temperature, for example, measures such as increasing the supply amount of the oxygen-containing gas to promote cooling of the fuel cell 22. Based on the calculated value, in step n-51, the driving power of the blowing means 76, and hence the supply amount of the oxygen-containing gas, is set to an appropriate value, and in step n-52, the set flow rate of the flow rate control means 72, and accordingly. The supply amount of water is set to an appropriate value, and in step n-53, the set flow rate of the flow control means 52, and hence the supply amount of fuel gas, is set to an appropriate value. Next, the routine proceeds to step n-54, where the presence or absence of various abnormalities is determined. If an abnormality occurs, the procedure proceeds to the procedure shown in FIG. If there is no abnormality, the process proceeds to step n-55, and a stop signal is generated by closing a stop switch (not shown) provided on the operation panel (not shown), for example. It is determined whether or not it exists. If the stop signal has not been generated, the process returns to step n-36. On the other hand, when the stop signal is generated, the process proceeds to the procedure shown in FIG.
[0034]
When the power generation amount is smaller than the required power amount of the load in step n-39, steps n-56 to n-68 similar to steps n-41 to n-53, which should increase the power generation amount, are performed. Thereafter, the routine proceeds to step n-69, where the output of the inverter 92 is increased. Then, the process proceeds to step n-54.
[0035]
Referring to FIG. 8, if an abnormality is detected in step n-54, the process proceeds to step n-70, the external output of inverter 92 is turned off, and the power generation / hot water cogeneration system is turned on. Disconnect from the load. Next, the process proceeds to step n-71, where it is determined whether to shift to the standby mode or stop mode according to the abnormal state. For example, when the abnormality in step n-54 is that no flame is detected, the stop mode is selected when the detected temperature is equal to or lower than the lower limit (eg, 620 ° C.) with reference to the temperature at the detection portion A-3. Migrate to When the detected temperature is higher than the lower limit, there is a possibility of spontaneous ignition, so the mode is shifted to the standby mode. If the abnormal state is gas leak detection, the determination is made according to the gas leak concentration. For example, when the fuel gas is city gas, the mode shifts to the stop mode when it exceeds 1/4 of the lower explosion limit concentration, and shifts to the standby mode when it is 1/100 to 1/4 of the lower explosion limit concentration. Regarding the temperature abnormalities of the detection parts A-1, A-2 and A-3, for example, in the case of the first lower limit value or less relating to the respective detection parts, the mode shifts to the standby mode and is lower than the first lower limit value. When the value falls below the two lower limit values, it shifts to the stop mode. Similarly, for example, when it is equal to or higher than the first upper limit value for each detection part, the mode is shifted to the standby mode, and when it is equal to or higher than the second upper limit value that is higher than the first upper limit value, the mode is shifted to the stop mode. When the abnormal state is a power failure of the commercial power supply system 96, it is desirable to shift to the standby mode and use the power generation in the power generation / hot water supply cogeneration system instead of the commercial power supply system 96.
[0036]
When transitioning to the standby mode, the process proceeds to step n-72 to read the generated current value. Prior to this, the driving power of the air blowing means 76 and the prescribed flow rates in the flow rate control means 52 and 72 can be changed to values suitable for the standby mode as necessary. Next, steps n-73 to n-85 similar to steps n-41 to n-53 shown in FIG. 7 are performed. Thereafter, the process proceeds to step n-86, and the presence or absence of various abnormalities is determined. If there is no abnormality, the process proceeds to step n-25 to return to normal operation. If there is an abnormality in step n-86, it is determined whether to proceed to step n-87 and proceed to the standby mode or stop mode. If it should proceed to the standby mode, the process returns to step n-73.
[0037]
In step n-71 or step n-87, if the mode should be shifted to the stop mode, steps n-88 to n-95 similar to steps n-25 to n-32 are performed to stop the operation.
[0038]
If there is a stop signal in step n-55 (FIG. 7), the process proceeds to step n-96 shown in FIG. 9, and the external output of the inverter 92 is turned off to set the power generation / hot water cogeneration system to the commercial power supply system. Separate from 96. Next, at step n-97, it is determined whether the stop signal is a signal for instructing a shift to the standby mode or a signal for instructing an operation stop. When transitioning to the standby mode, steps n-98 to n-113 similar to steps n-72 to n-87 shown in FIG. 7 are performed. When transitioning to the stop mode, steps n-114 to n-120 similar to steps n-88 to n-95 shown in FIG. 8 are performed and the operation is stopped.
[0039]
FIG. 10 is a flowchart showing an operation procedure of the hot water supply system. In the illustrated embodiment, since the operation control of the hot water supply system itself is performed independently of the operation control of the power generation system in the power generation / hot water supply system, an abnormality occurs in the power generation system and the power generation system is stopped. Even in this case, it is possible to realize hot water supply by operating the hot water supply system. The operation of the hot water supply system is started, for example, by detecting that a faucet (not shown) for hot water supply is opened. In step m-1, an initialization check is performed to confirm the previous operation stop state, and various devices are initialized as necessary. Next, whether or not there is an abnormality is checked in step m-2. For example, abnormalities such as an abnormality in water pressure at the water supply source 64, an abnormality in supply gas pressure with respect to the heating means 126, and an abnormality such as leakage or power failure in the commercial power supply system 96 are checked. If an abnormality is detected, the process proceeds to step m-3 to warn of an abnormality and stop the operation. As in the case of the power generation system, the abnormality warning may be an operation of a warning light or a warning buzzer provided on the operation panel. If there is no abnormality in step m-2, the process proceeds to step m-4 and the temperature of the hot water stored in the hot water tank 110, that is, the temperature of the hot water delivered from the hot water tank 110 when hot water is supplied. It is determined whether or not exceeds a predetermined value that may be 60 ° C., for example. If the temperature of the hot water exceeds the predetermined value, the process proceeds to step m-5 to operate the mixing means 124, mix the hot water from the hot water storage tank 110 with the water supply source 64, and cool to the required temperature. Hot water. When the temperature of the hot water is not more than a predetermined value, the process proceeds to step m-6 to operate the heating means 126, and hot water from the hot water storage tank 110 is heated to a required temperature to supply hot water. In step m-7, it is determined whether or not to continue hot water supply. When hot water supply should be continued, the process returns to step m-2. When the faucet is closed and the hot water supply is to be stopped, the operation of the mixing means 124 or the heating means 126 which has been operated by proceeding to Step m-8 is stopped and the operation is stopped. The water pump 122 provided in the hot water supply system 4 can be controlled based on the temperature of the water in the secondary supply line 118 on the downstream side of the second heat exchange means 88. When the temperature of the water is lower than a predetermined range, for example, 80 to 95 ° C., the amount of water supplied by the water supply pump 88 is reduced, and when the temperature is higher than the predetermined range, the amount of water supplied by the water supply pump 88 is increased.
[0040]
【The invention's effect】
According to the power generation / hot water supply cogeneration system of the present invention, the utilization efficiency of resources can be sufficiently improved by effectively using as much heat as possible generated in the power generation system.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a block diagram schematically showing main components of a power generation / hot water cogeneration system configured according to the present invention.
2 is a cross-sectional view schematically showing a part of a power generation / combustion chamber in the power generation / hot water cogeneration system of FIG. 1;
3 is a cross-sectional view showing a battery stack disposed in the power generation / combustion chamber of FIG. 2;
4 is a block diagram schematically showing electrical components in the power generation / hot water cogeneration system of FIG. 1. FIG.
5 is a flowchart showing an operation procedure at the start-up of the power generation system in the power generation / hot water supply cogeneration system of FIG. 1;
FIG. 6 is a flowchart showing a procedure for transition from start-up to normal operation of the power generation system in the power generation / hot water supply cogeneration system of FIG. 1;
7 is a flowchart showing a normal operation procedure of the power generation system in the power generation / hot water supply cogeneration system of FIG. 1;
8 is a flowchart showing an operation procedure when an abnormality is detected in the power generation system in the power generation / hot water cogeneration system of FIG. 1;
FIG. 9 is a flowchart showing an operation procedure when generating a stop signal of the power generation system in the power generation / hot water supply cogeneration system of FIG. 1;
10 is a flowchart showing an operation procedure of the hot water supply system in the power generation / hot water supply cogeneration system of FIG. 1;
[Explanation of symbols]
2: Power generation system
4: Hot water supply system
6: Fuel cell assembly
16: Power generation / combustion chamber
20a: Battery stack
20b: Battery stack
20c: Battery stack
22: Fuel cell
42: Fuel gas supply means
44: Oxygen-containing gas supply means
46: Exhaust gas discharge means
54: Reforming means
56: Vaporization means
80: First heat exchange means
88: Second heat exchange means
110: Hot water tank
124: Mixing means
126: Heating means

Claims

It has a power generation system and a hot water supply system,
The power generation system includes a power generation / combustion chamber, a battery stack including a plurality of solid oxide fuel cells disposed in the power generation / combustion chamber, fuel gas supply means for supplying fuel gas to the battery stack, and the battery An oxygen-containing gas supply means for supplying an oxygen-containing gas to the stack, and an exhaust gas discharge means for discharging exhaust gas from the power generation / combustion chamber,
The hot water supply system includes a hot water storage tank and water inflow means for allowing water to flow into the hot water storage tank.
In the power generation / hot water cogeneration system,
First heat exchange means for exchanging heat between the exhaust gas discharged by the exhaust gas discharge means and the oxygen-containing gas supplied to the battery stack by the oxygen-containing gas supply means, and discharged by the exhaust gas discharge means Second heat exchanging means for exchanging heat between the exhaust gas discharged and the water flowing into the hot water storage tank by the water inflow means, and the first heat exchanging means as viewed in the flow direction of the exhaust gas Is disposed upstream of the second heat exchanging means, and is a power generation / hot water cogeneration system.

The fuel gas supply means includes reforming means for reforming a hydrocarbon-based gas into a hydrogen-rich fuel gas, the reforming means being disposed in the power generation / combustion chamber, The power generation / hot water cogeneration system according to claim 1, wherein is used for reforming.

The fuel gas supply means includes vaporization means for evaporating water, the vaporization means is also disposed in the power generation / combustion chamber, and heat in the power generation / combustion chamber is utilized for water evaporation. Item 2. The power generation / hot water cogeneration system according to item 2.

The hot water supply system includes heating water outflow means for flowing out the heated water from the hot water storage tank, and the heating water outflow means mixes the heated water to be discharged with normal temperature water as needed and cools it. The power generation / hot water cogeneration system according to any one of claims 1 to 3, further comprising heating means for heating the heated water to be discharged as needed.