JP2006164953A - 高温形燃料電池の燃料供給系統及び高温形燃料電池設備 - Google Patents
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Abstract
【課題】天然ガス及びガス化ガスを燃料とした際に、内部改質、外部改質のいずれの高温形燃料電池にも適用できる高温形燃料電池の燃料供給系統及び高温形燃料電池設備とする。
【解決手段】天然ガスf1とガス化ガスf2が所望の割合で導入されて温度調整されることで改質器モードもしくは生成器モードで動作して所定状態の水素あるいはメタン成分を含む燃料ガスを得るメタン濃度調整器4を備え、メタン濃度調整器4で得られた燃料ガスを高温形燃料電池(MCFC)2の燃料極(アノード)3に供給するアノード供給系6を備え、天然ガスf1とガス化ガスf2の割合に拘わらず(どちらのガスを用いた場合であっても)、MCFC2に対して燃料を供給することができるようにする。
【選択図】 図1
【解決手段】天然ガスf1とガス化ガスf2が所望の割合で導入されて温度調整されることで改質器モードもしくは生成器モードで動作して所定状態の水素あるいはメタン成分を含む燃料ガスを得るメタン濃度調整器4を備え、メタン濃度調整器4で得られた燃料ガスを高温形燃料電池(MCFC)2の燃料極(アノード)3に供給するアノード供給系6を備え、天然ガスf1とガス化ガスf2の割合に拘わらず(どちらのガスを用いた場合であっても)、MCFC2に対して燃料を供給することができるようにする。
【選択図】 図1
Description
本発明は、高温形燃料電池の燃料供給系統及び高温形燃料電池設備に関し、天然ガス及びガス化ガスを燃料とした際に、内部改質、外部改質のいずれの高温形燃料電池にも適用できるようにしたものである。
高温形燃料電池として、溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)が知られている。MCFCは、例えば、ニッケル多孔質体の燃料極(アノード)と、例えば、酸化ニッケル多孔質体の空気極(カソード)との間に、電解質(炭酸塩)が挟まれて構成されている。そして、天然ガス等の燃料から得られた水素(H2)をアノードに供給すると共に、アノードで生成された二酸化炭素(CO2)及び空気(O2)をカソードに供給することで、H2とO2の電気化学反応により発電が行われる。MCFCは高温で作動するため高効率で、CO2を回収分離できるため環境への影響が少ない等の特徴を有している。このため、近年は、水力、火力、原子力に続く発電システムとして注目されてきている。
既存の高温形燃料電池の設備は、燃料に合わせて、電池内部に触媒を配した改質機能を持たせてメタンなどが直接供給される内部改質形燃料電池や、外部の改質器で燃料が触媒により改質されて改質により得られた水素が供給される外部改質形燃料電池が存在している。
近年は、環境等に配慮して資源を有効に利用してエネルギーを得る趨勢となってきているのが現状であり、バイオマスや廃棄物、石炭等を部分燃焼させて(化学反応させて)ガス化したガス化ガスをMCFCの燃料として適用することが考えられている。ガス化ガスは、水素と一酸化炭素を成分としているため、燃料を改質することなくガス化ガス中の水素をアノードに供給することで高効率の発電が行える。ガス化ガスを燃料とする場合、外部改質形燃料電池を適用して燃料をそのままアノードに供給することができる。
高温形燃料電池としては、内部改質形のMCFCも存在しているため、バイオマス等を燃やして得られるガス化ガスを内部改質形のMCFCに適用するために、ガス化ガスをメタン化する装置が従来から提案されている(例えば、特許文献1参照)。ガス化ガスをメタン化することで、既存の内部改質形のMCFCに対してもバイオマス等から得られたガス化ガスを燃料として用いることが可能になる。
また、バイオマスをガス化して燃料電池に適用する燃料電池の設備が従来から提案されている(例えば、特許文献2参照)。バイオマスをガス化する技術と燃料電池を組み合わせることで、外部改質形の燃料電池を適用して、資源を再利用した燃料を用いた燃料電池設備とすることが可能になる。
ガス化ガスを燃料とした高温形燃料電池を構築する場合、既存の内部改質形のMCFCにあっては、特許文献1で示されているように、ガス化ガスをメタン化する必要がある。このため、メタン化する装置を新たに追設する必要があり、設備コストが嵩んでしまう問題が生じる。
また、外部改質形のMCFCにあってはガス化ガスをそのまま適用することができるが、既存の改質器が不要となってしまう。特許文献2で示されているように、設備を新たに構築することにより、既存の設備が不要になる問題は生じないが、専用の設備を構築することになり設備コストが嵩んでしまう。
更に、ガス化ガスを適用してMCFCで電力を得る場合、出力変動が生じやすく需要要求に対して迅速に対応できないという問題もあり、出力変動を補うために天然ガスとの併用も必要となっている。しかし、高温形燃料電池には内部改質形と外部改質形が存在するのが現実であり、天然ガスとガス化ガスを併用するためには何らかの無駄な設備を備える必要があった。
以上のような問題は、MCFCに限らず、固体酸化物形燃料電池(SOFC)であっても同様に存在する。
本発明は上記状況に鑑みてなされたもので、天然ガス及びガス化ガスを燃料とした際に、内部改質、外部改質のいずれの高温形燃料電池にも適用できる高温形燃料電池の燃料供給系統及び高温形燃料電池設備を提供することを目的とする。
上記目的を達成するための本発明の第1の態様は、天然ガスとガス化ガスが所望の割合で導入されて温度調整されることで所定状態の水素あるいはメタン成分を含む燃料ガスを得る燃料調整手段を備え、燃料調整手段で得られた燃料ガスを高温形燃料電池の燃料極に供給する供給系を備えたことを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第1の態様では、天然ガスとガス化ガスの割合に拘わらず(どちらのガスを用いた場合であっても)、内部改質形及び外部改質形のいずれの高温形燃料電池に対しても燃料を供給することができる燃料供給系統となる。
本発明の第2の態様は、第1の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、高温形燃料電池は内部改質機能を備えてメタンが供給される電池であり、燃料調整手段には、導入されたガスの温度をメタン生成用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第2の態様では、内部改質機能を備えた高温形燃料電池に対して燃料ガスとしてメタンを供給することができる燃料供給系統となる。
本発明の第3の態様は、第2の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段は、天然ガスが導入された際には導入された天然ガスを所定の温度に加熱する状態に機能すると共に、ガス化ガスが導入された際には導入されたガス化ガスをメタン生成用の温度に調整する機能が備えらていることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第3の態様では、天然ガスもしくはガス化ガスから生成されたメタンを所定の温度にして高温形燃料電池に供給することができる燃料供給系統となる。
本発明の第4の態様は、第2または3の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段で所定の状態に調整されて得られた燃料を高温形燃料電池の作動温度に加熱する昇温熱交換手段を供給系に備えたことを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第4の態様では、燃料を高温形燃料電池の作動温度に昇温して高温形燃料電池に供給することができる燃料供給系統となる。
本発明の第5の態様は、第4の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、昇温熱交換手段の加熱媒体は、高温形燃料電池の燃料極側の排気ガスであることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第5の態様では、燃料極側の排気ガスにより燃料を加熱することができる燃料供給系統となる。
本発明の第6の態様は、第4の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、昇温熱交換手段の加熱媒体は、高温形燃料電池の空気極側の排気ガスであることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第6の態様では、空気極側の排気ガスにより燃料を加熱することができる燃料供給系統となる。
本発明の第7の態様は、第1の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、高温形燃料電池は燃料が改質された水素が供給される電池であり、燃料調整手段には、導入されたガスの温度を改質用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第7の態様では、外部改質形の高温形燃料電池に対して、水素の状態の燃料を供給することができる燃料供給系統となる。
本発明の第8の態様は、第7の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段は、天然ガスが導入された際には導入された天然ガスを水素に改質する温度に加熱する状態に機能すると共に、ガス化ガスが導入された際には導入されたガス化ガスを所定の温度に加熱する状態に機能することを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第8の態様では、天然ガスを用いる場合には燃料調整手段で水素に改質して供給することができると共に、ガス化ガスを用いる場合には燃料調整手段で水素を加熱して供給することができる燃料供給系統となる。
本発明の第9の態様は、第7または8の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段で所定の状態に調整されて得られた燃料を高温形燃料電池の作動温度に冷却する冷却熱交換手段を供給系に備えたことを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第9の態様では、高温状態で所定の状態に調整された燃料を高温形燃料電池の作動温度に冷却して供給することができる燃料供給系統となる。
本発明の第10の態様は、第9の態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、冷却熱交換手段の冷却媒体は、燃料調整手段に導入される燃料ガスであることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第10の態様では、燃料調整手段に導入される燃料ガスにより高温状態で所定の状態に調整された燃料を冷却することができる燃料供給系統となる。
本発明の第11の態様は、第1〜10の何れかの態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段は、高温形燃料電池の燃料極側排気ガスを燃焼して温度を調整すると共に燃焼ガスを高温形燃料電池の空気極側に供給する燃焼器を備えたことを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第11の態様では、燃料極側排気ガスを燃焼する燃焼器により燃料の温度調整を行うことができる燃料供給系統となる。
本発明の第12の態様は、第1〜11の何れかの態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、高温形燃料電池は、溶融炭酸塩形燃料電池であることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第12の態様では、溶融炭酸塩形燃料電池の燃料供給系統となる。
本発明の第13の態様は、第1、7、8の何れかの態様に記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、高温形燃料電池は、固体酸化物形燃料電池であることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統にある。
第13の態様では、固体酸化物形燃料電池の燃料供給系統となる。
上記目的を達成するための本発明の第14の態様は、天然ガスとガス化ガスが所望の割合で導入されて温度調整されることで所定状態の水素あるいはメタン成分を含む燃料ガスを得る燃料調整手段と、燃料調整手段で得られた燃料ガスが供給系を介して燃料極に供給される高温形燃料電池とを備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第14の態様では、天然ガスとガス化ガスの割合に拘わらず(どちらのガスを用いた場合であっても)、内部改質形及び外部改質形のいずれの高温形燃料電池に対しても燃料を供給することができる燃料電池設備となる。
本発明の第15の態様は、第14の態様に記載の高温形燃料電池設備において、高温形燃料電池は内部改質機能を備えてメタンが供給される電池であり、燃料調整手段には、導入されたガスの温度をメタン生成用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第15の態様では、内部改質機能を備えた高温形燃料電池に対して燃料ガスとしてメタンを供給することができる燃料電池設備となる。
本発明の第16の態様は、第15の態様に記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段は、天然ガスが導入された際には導入された天然ガスを所定の温度に加熱する状態にすると共に、ガス化ガスが導入された際には導入されたガス化ガスをメタン生成用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第16の態様では、天然ガスもしくはガス化ガスから生成されたメタンを所定の温度にして高温形燃料電池に供給することができる高温形燃料電池設備となる。
本発明の第17の態様は、第15または16の態様に記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段で所定の状態に調整されて得られた燃料を高温形燃料電池の作動温度に加熱する昇温熱交換手段を供給系に備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第17の態様では、燃料を高温形燃料電池の作動温度に昇温して高温形燃料電池に供給することができる燃料電池設備となる。
本発明の第18の態様は、第17の態様に記載の高温形燃料電池設備において、昇温熱交換手段の加熱媒体として高温形燃料電池の燃料極側の排気ガスを昇温熱交換手段に導入する加熱媒体供給系を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第18の態様では、燃料極側の排気ガスにより燃料を加熱することができる燃料電池設備となる。
本発明の第19の態様は、第17の態様に記載の高温形燃料電池設備において、昇温熱交換手段の加熱媒体として高温形燃料電池の空気極側の排気ガスを昇温熱交換手段に導入する加熱媒体供給系を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第19の態様では、空気極側の排気ガスにより燃料を加熱することができる燃料電池設備となる。
本発明の第20の態様は、第14の態様に記載の高温形燃料電池設備において、高温形燃料電池は燃料が改質された水素が供給される電池であり、燃料調整手段には、導入されたガスの温度を改質用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第20の態様では、外部改質形の高温形燃料電池に対して、水素の状態の燃料を供給することができる燃料電池設備となる。
本発明の第21の態様は、第20の態様に記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段は、天然ガスが導入された際には導入された天然ガスを水素に改質する温度に加熱する状態にすると共に、ガス化ガスが導入された際には導入されたガス化ガスを所定の温度に加熱する状態にする機能を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第21の態様では、天然ガスを用いる場合には燃料調整手段で水素に改質して供給することができると共に、ガス化ガスを用いる場合には燃料調整手段で水素を加熱して供給することができる高温形燃料電池設備となる。
本発明の第22の態様は、第20または21の態様に記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段で所定の状態に調整されて得られた燃料を高温形燃料電池の作動温度に冷却する冷却熱交換手段を供給系に備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第22の態様では、高温状態で所定の状態に調整された燃料を高温形燃料電池の作動温度に冷却して供給することができる高温形燃料電池設備となる。
本発明の第23の態様は、第22の態様に記載の高温形燃料電池設備において、冷却熱交換手段の冷却媒体として燃料調整手段に導入される燃料ガスを冷却熱交換手段に導入する冷却媒体供給系を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第23の態様では、燃料調整手段に導入される燃料ガスにより高温状態で所定の状態に調整された燃料を冷却することができる高温形燃料電池設備となる。
本発明の第24の態様は、第14〜23の何れかの態様に記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段は、高温形燃料電池の燃料極側排気ガスを燃焼して温度を調整すると共に燃焼ガスを高温形燃料電池の空気極側に供給する燃焼器を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第24の態様では、燃料極側排気ガスを燃焼する燃焼器により燃料の温度調整を行うことができる高温形燃料電池設備となる。
本発明の第25の態様は、第14〜24の何れかの態様に記載の高温形燃料電池設備において、高温形燃料電池は、溶融炭酸塩形燃料電池であることを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第25の態様では、溶融炭酸塩形燃料電池の高温形燃料電池設備となる。
本発明の第26の態様は、第14、20、21の何れかの態様に記載の高温形燃料電池設備において、高温形燃料電池は、固体酸化物形燃料電池であることを特徴とする高温形燃料電池設備にある。
第26の態様では、固体酸化物形燃料電池の高温形燃料電池設備となる。
本発明の高温形燃料電池の燃料供給系統は、天然ガス及びガス化ガスを燃料とした際に、内部改質、外部改質のいずれの高温形燃料電池にも適用できる高温形燃料電池の燃料供給系統とすることができる。この結果、既存の高温形燃料電池であっても、高温形燃料電池を新設する場合であっても、天然ガス及びガス化ガスのいずれにも対応可能とすることができる。
本発明の高温形燃料電池設備は、天然ガス及びガス化ガスを燃料とした際に、内部改質、外部改質のいずれの高温形燃料電池にも適用できる高温形燃料電池設備とすることができる。この結果、既存の高温形燃料電池であっても、高温形燃料電池を新設する場合であっても、天然ガス及びガス化ガスのいずれにも対応可能とすることができる。
以下本発明の実施の形態を図面に基づき詳細に説明する。
図1に基づいて第1実施形態例を説明する。
図1には本発明の第1実施形態例に係る燃料供給系統を備えた高温形燃料電池設備の概略系統を示してある。図1に示した高温形燃料電池は、外部改質形の溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)を適用した例を示してある。このため、燃料調整手段としてのメタン濃度調整器は、高温(〜800℃)で作動して改質器としてのモードで使用される。
図1に示すように、本実施形態例の高温形燃料電池設備1には、外部改質形の溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)2が備えられ、MCFC2の燃料極(アノード)3には、燃料調整手段としてのメタン濃度調整器4及び冷却熱交換手段としての冷却用熱交換器5を介して天然ガスf1(CH4主成分)、バイオマス、廃棄物、石炭等から得られるガス化ガスf2(H2、CO主成分)が送られ、天然ガスf1、ガス化ガスf2から得られる燃料ガス(H2)が供給される。燃料は天然ガスf1、ガス化ガスf2のどちらか一方のガスまたは混合ガスが供給される。
つまり、天然ガスf1のラインとガス化ガスf2のラインが合流されている。ガス化ガスf2のラインにはガスホルダー7が設けられ、ガスホルダー7によりガス化ガスf2の流量変動が抑制されて圧力調整されている。合流された燃料ガスB1は冷却用熱交換器5の冷却媒体とされて加熱され、加熱された燃料ガスB2はメタン濃度調整器4に送られる。メタン濃度調整器4は一体に設けられた燃焼器8により800℃程度に動作されて改質器モード(CH4+H2O→3H2+CO)にて水素(H2)及び一酸化炭素(CO)が主成分である燃料組成に変換される。
燃焼器8の燃焼温度は、外部から供給される空気とMCFC2のアノード3の排気ガスとの混合比(空気/燃料比)の調整によって制御される。また、メタン濃度調整器4で改質に必要な蒸気(H2O)は後述する排熱回収ボイラ9から供給される。
水素(H2)及び一酸化炭素(CO)が主成分である燃料組成に変換された燃料ガスは、アノード供給系6の冷却用熱交換器5に送られ(A1)、燃料ガスB1によってMCFC2の入口温度である600℃に冷却される(A2)。
尚、800℃を越える改質器モードはメタン濃度調整器4内の触媒寿命の観点から好ましくないので、メタン濃度調整器4の上限動作温度は800℃に設定されている。ガス化ガスf2を単独で使用する場合、メタン濃度調整器4は800℃までガスを昇温させる加熱器として機能する。
冷却用熱交換器5で冷却された燃料ガス(A2)はMCFC2のアノード3に導入され、MCFC2の燃料ガス利用率(MCFC2内の発電反応に消費されたH2+COガス/MCFC2の入口に供給したH2+COガスの比)に応じてH2、COをCO2とH2Oへと転換させ、700℃程度の排ガスとして燃焼器8に送られる。アノード3側の排ガスは燃料利用率に応じた可燃成分を含んでいる。即ち、可燃成分=1−燃料利用率(燃料利用率が80%であれば入口ガスの可燃成分の内20%がMCFC2の内部で反応せずに排ガスとなる。
燃焼器8に送られた排ガスは燃焼器8で燃焼され、燃焼ガスはMCFC2の空気極(カソード)10に送られる。カソード10に送られる燃焼ガスが600℃以上である場合、燃焼ガスのカソード10へのカソード供給ライン11には外部から空気が導入され、ガス温度がMCFC2の入口温度である600℃まで冷却される。燃焼ガスが600℃を下回る場合、カソード10の排ガス(700℃程度の温度を有する)の一部がカソード出口流量調整弁13の制御により導入され、MCFC2の入口温度である600℃まで加熱される。600℃に調整された燃焼ガスはカソードブロアー12によりカソード10に圧送される。
燃焼ガスはMCFC2のカソード10に導入され、ガス利用率に応じてO2とCO2を消費し、700℃程度の排ガスとして排熱回収ボイラ9に送られる。排ガスの一部は必要に応じてカソード出口流量調整弁13を通してカソード10の入口側に循環される。排熱回収ボイラ9に送られた排ガスはメタン濃度調整器4で改質に必要な蒸気(H2O)の発生熱源として熱回収された後、廃棄されるか、もしくは別の熱回収系統に送られる。別の熱回収系統としては、例えば、排ガスの顕熱を利用して燃焼器8に送られる空気の予熱に用いることができる。
排熱回収ボイラ9で必要となる水は、外部の給水系から供給される。この時、排熱回収ボイラ9で熱回収された燃焼ガス中の水蒸気を凝縮して蒸気発生用の給水に用いることも可能である。
上述した高温形燃料電池設備1は、天然ガスf1とガス化ガスf2の割合に拘わらず(どちらのガスを用いた場合であっても)、外部改質形のMCFC2に対して水素の状態の燃料を供給することができる。また、天然ガスf1を用いる場合にはメタン濃度調整器4で水素に改質して供給することができると共に、ガス化ガスf2を用いる場合にはメタン濃度調整器4で水素を加熱して供給することができる。また、冷却用熱交換器5により、高温状態で水素に調整された燃料をMCFC2の作動温度に冷却して供給することができる。更に、メタン濃度調整器4ではアノード3側の排気ガスを燃焼する燃焼器8により燃料の温度調整を行うことができる。
従って、天然ガスf1とガス化ガスf2の何れにも対応可能な設備となり、燃料の適用調整によりMCFC2の出力を一定にさせる運用が可能になる。また、電力系統側、電力需要者側からの出力応答要求(負荷応答要求)に対して燃料の適用調整を行うことで迅速に応えることが可能になる。
図2乃至図4に基づいて第2実施形態例を説明する。
図2には本発明の第2実施形態例に係る燃料供給系統を備えた高温形燃料電池設備の概略系統、図3にはカーボン析出の温度依存性を説明する3相図状況、図4にはカーボン析出の圧力依存性を説明する3相図状況を示してある。
図2に示した高温形燃料電池は、内部改質形の溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)を適用した例を示してある。このため、燃料調整手段としてのメタン濃度調整器は、低温(〜400℃)で作動してメタン生成器としてのモードで使用される。尚、図1に示した部材と同一部材には同一符号を付してある。
図2に示すように、本実施形態例の高温形燃料電池設備21には、内部改質形の溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)22が備えられ、MCFC22の燃料極(アノード)23には、燃料調整手段としてのメタン濃度調整器4及び昇温熱交換手段としての昇温熱交換器24を介して天然ガスf1(CH4主成分)、バイオマス、廃棄物、石炭等から得られるガス化ガスf2(H2、CO主成分)が送られ、天然ガスf1、ガス化ガスf2から得られる燃料ガス(CH4)が供給される。燃料は天然ガスf1、ガス化ガスf2のどちらか一方のガスまたは混合ガスが供給される。
つまり、天然ガスf1のラインとガス化ガスf2のラインが合流されている。ガス化ガスf2のラインにはガスホルダー7が設けられ、ガスホルダー7によりガス化ガスf2の流量変動が抑制されて圧力調整されている。合流された燃料ガスはメタン濃度調整器4に送られる。メタン濃度調整器4は一体に設けられた燃焼器8により400℃程度に動作され、燃料ガスは、生成器モード(3H2+CO→CH4+H2O)にてCH4が主成分である燃料組成に変換されて昇温熱交換器24に送られる。燃焼器8の燃焼温度は、外部から供給される空気とMCFC22のアノード23の排気ガスとの混合比(空気/燃料比)の調整によって制御される。
メタン濃度調整器4に送られる燃料ガスの組成が400℃近傍であるメタン濃度調整器4内でカーボン析出(CO→C+CO2)を起こす可能性がある場合、後述する排熱回収ボイラ9から水蒸気(H2O)が供給されてカーボン析出が防止される。カーボン析出に関しては後述する。
CH4が主成分である燃料組成に変換されて400℃とされた燃料ガスは昇温熱交換器24に送られ(A1)、アノード23の排ガスC1によってMCFC22の入口温度である600℃に昇温される(A2)。尚、天然ガスf1を単独で使用する場合、メタン濃度調整器4は400℃までガスを昇温させる加熱器として機能すると共に、天然ガスf1にエタン(C2H6)、プロパン(C3H8)といった高次の炭化水素が含まれている場合、高次の炭化水素を予め改質する改質器としても機能する。
昇温熱交換器24で600℃に昇温された燃料ガスは(A2)はMCFC22のアノード23に導入され、CH4をH2とCOに改質しながらMCFC22の利用率に応じてH2とCOをCO2とH2Oへと転換させ、700℃程度の排ガスとして昇温熱交換器24の熱媒体とされる(C1)。熱媒体とされた排ガスは昇温熱交換器24での熱交換により降温され(C2)、燃焼器8に送られる。尚、昇温熱交換器24の熱媒体としては、後述するMCFC22の空気極(カソード)25の排ガスを適用することも可能である。
燃焼器8に送られた排ガスは燃焼器8で燃焼され、燃焼ガスはMCFC22のカソード25に送られる。カソード25に送られる燃焼ガスが600℃以上である場合、燃焼ガスのカソード25へのカソード供給ライン11には外部から空気が導入されガス温度がMCFC22の入口温度である600℃まで冷却される。燃焼ガスが600℃を下回る場合、カソード25の排ガス(700℃程度の温度を有する)の一部がカソード出口流量調整弁13の制御により導入され、MCFC22の入口温度である600℃程度まで加熱される。600℃に調整された燃焼ガスはカソードブロアー12によりカソード25に圧送される。
燃焼ガスはMCFC22のカソード25に導入され、ガス利用率に応じてO2とCO2を消費し、700℃程度の排ガスとして排熱回収ボイラ9に送られる。排ガスの一部は必要に応じてカソード出口流量調整弁13を通してカソード25の入口側に循環される。
尚、カソード25の排ガス部分に昇温熱交換器24を設け、700℃程度のカソード排ガスを熱媒体として(C1)、燃料ガス(A1)を600℃まで昇温する(A2)事も可能である。
排熱回収ボイラ9に送られた排ガスはメタン濃度調整器4でカーボン析出防止に必要な蒸気(H2O)の発生熱源として熱回収された後、廃棄されるか、もしくは別の熱回収系統に送られる。別の熱回収系統としては、例えば、排ガスの顕熱を利用して燃焼器8に送られる空気の予熱に用いることができる。
排熱回収ボイラ9で必要となる水は、外部の給水系から供給される。この時、排熱回収ボイラ9で熱回収された燃焼ガス中の水蒸気を凝縮して蒸気発生用の給水に用いることも可能である。
ここで、メタン濃度調整器4内でのカーボン析出の防止に関して図3、図4に基づいて説明する。図3にはカーボン析出の温度依存性を説明するために燃料ガス組成の炭素分、水素分、酸素分の比率を分配した3相図状況、図4にはカーボン析出の圧力依存性を説明するために燃料ガス組成の炭素分、水素分、酸素分の比率を分配した3相図状況を示してある。
カーボン析出反応が与えられた運転条件で析出するか、しないかの判断基準の1つとして、(1) ブドワール反応(2CO=C+CO2)と(2) シフト反応(CO+H2O=H2+CO2)の2つが熱平衡にある場合を考える。図における実線及び破線、点線は、(1)と(2) の2つの反応が平衡に達している組成を各温度あるいは各圧力毎にプロットしたものであり、線より上側は、(1) の反応が右側に進み、カーボン析出が進む領域となる。逆に線より下側の領域は、(1) の反応が左側に進み、カーボン非析出領域となる。図3より、温度が低下する程、カーボン析出範囲が広くなり、析出が起こりやすくなることがわかる。また、図4より、圧力が増加する程、カーボン析出範囲が広くなり、析出が起こりやすくなることがわかる。カーボン析出が生じた場合は、燃料電池の燃料であるCO成分が消費されるとともに、配管内で析出したカーボンが配管を閉塞させ、運転トラブルの原因となる。
図3、図4の3相図には、水蒸気成分を除いたドライな天然ガス組成(CH4)、ガス化ガス組成も図示してある。何れの組成も水蒸気を除いたドライ組成では、カーボン析出領域となるが、天然ガスを燃料電池に導入する場合は、CH4をH2、COに改質するための水蒸気を天然ガスに添加するため、水蒸気を含んだウェット組成で考えると、カーボン非析出領域となる。
これに対しガス化ガスを燃料電池に導入する場合、ガス化ガスは一般に、燃料電池に有害な不純物(タール、硫黄化合物、ハロゲン化合物など)を含んでいるため、現状のガス精製プロセスでは、常温近傍まで温度を下げ、不純物を除去している。常温近傍までガスの温度を下げた場合、ガス中の水蒸気は水として凝縮してしまうため、ほとんど水蒸気を含まないドライな組成となる。このドライな組成では、上述したように組成的にはカーボン析出領域となる。これを避けるため、ガス化ガスには水蒸気を新たに添加する必要があり、過去の運転実績から、500℃前後が最もカーボン析出が起こりやすい温度領域となる。このため図3(内部改質形のMCFCを適用した例)では、400℃程度で動作するメタン濃度調整器4(図1、図2参照)での触媒をカーボン析出から保護する意味で、水蒸気を添加することになる。添加量としては、3相図における2平衡ライン上組成(各温度、圧力における線)まで水蒸気を添加することになる。
以上により、排熱回収ボイラ9(図1、図2参照)から水蒸気(H2O)をメタン濃度調整器4(図1、図2参照)に供給することで、カーボン析出を防止することができる。
上述した高温形燃料電池設備21は、天然ガスf1とガス化ガスf2の割合に拘わらず(どちらのガスを用いた場合であっても)、内部改質形のMCFC22に対してメタンの状態の燃料を供給することができる。また、ガス化ガスf2を用いる場合にはメタン濃度調整器4でメタンの状態にして供給することができると共に、天然ガスf1を用いる場合にはメタン濃度調整器4で燃料を加熱して供給することができる。また、昇温熱交換器24により、低温状態でメタンに調整された燃料をMCFC22の作動温度に昇温して供給することができる。更に、メタン濃度調整器4ではアノード23側の排気ガスを燃焼する燃焼器8により燃料の温度調整を行うことができる。
従って、天然ガスf1とガス化ガスf2の何れにも対応可能な設備となり、燃料の適用調整によりMCFC2の出力を一定にさせる運用が可能になる。また、電力系統側、電力需要者側からの出力応答要求(負荷応答要求)に対して燃料の適用調整を行うことで迅速に応えることが可能になる。
図5に基づいて第3実施形態例を説明する。
図5には本発明の第3実施形態例に係る燃料供給系統を備えた高温形燃料電池設備の概略系統を示してある。図5に示した高温形燃料電池設備31は、高温型燃料電池として固体酸化物形燃料電池(SOFC)32を用いた例を示してある。
基本的にSOFCは、1000℃近傍で動作する開発が進められてきているが、近年、低温化(800℃前後)される傾向にある。この低温化されたSOFCが800℃以下で動作する場合は、図1、図2で示したMCFCと同様なプロセス運用となる。
図5には800℃以上で動作するSOFC32の高温形燃料電池設備を示してあり、800℃以上で動作する場合、SOFC32内にMCFCで想定したような内部改質用の触媒を置くことは、触媒寿命の観点から難しい。また、800℃以上の高温下では、触媒を置かなくても電極自身の触媒作用によりCH4はある程度H2、COに改質される。このため800℃以上のSOFC32にMCFCのような電池内部に改質用の触媒を配した内部改質形を想定することは、あまり意味がないことである。
以上の観点から、図5では、外部改質形のSOFC32となっている。高温形燃料電池設備31の系統は、図2に示した系統に対しMCFCに代えて外部改質形のSOFC32を適用した系統となっている。このため、図2に示した部材と同一部材には同一符号を付して重複する説明は省略してある。
メタン濃度調整器4は800℃程度の改質器モードで動作するが、メタン濃度調整器4で調整された800℃である燃料ガスは昇温熱交換器24で800℃以上に加熱される。図2の設備と異なる点は、メタン濃度調整器4を生成器モードで動作させるのではなく、改質器モードで動作させる点と、SOFC32のアノード33、カソード34の出入口温度が200℃から300℃程度高くなる点である。また、メタン濃度調整器4の入口側には昇温熱交換手段としての昇温熱交換51が備えられている。この場合、天然ガスf1及びガス化ガスf2は昇温熱交換51に送られ(B1)、カソード34の排気ガス(D1)によってメタン濃度調整器4の手前で予め加熱される(B2)。昇温熱交換51で熱回収されたカソード34の排気ガス(D2)は排熱回収ボイラ9に送られる。その他のガスの流れや機器の動作等は図2に示したMCFCの設備と同一であるので、詳細な説明は省略してある。
従って、天然ガスf1とガス化ガスf2の何れにも対応可能なSOFC32を用いた設備となり、燃料の適用調整によりSOFC32の出力を一定にさせる運用が可能になる。また、電力系統側、電力需要者側からの出力応答要求(負荷応答要求)に対して燃料の適用調整を行うことで迅速に応えることが可能になる。
本発明は、天然ガス及びガス化ガスを燃料とした際に、内部改質、外部改質のいずれの高温形燃料電池にも適用できる高温形燃料電池の燃料供給系統及び高温形燃料電池設備の産業分野で利用することができる。
1、21、31 高温形燃料電池設備
2、22 溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)
3、23、33 燃料極(アノード)
4 メタン濃度調整器
5 冷却用熱交換器
6 アノード供給系
7 ガスホルダー
8 燃焼器
9 排熱回収ボイラ
10、25、34 空気極(カソード)
11 カソード供給ライン
12 カソードブロアー
13 カソード出口流量調整弁
24、51 昇温熱交換器
32 固体酸化物形燃料電池(SOFC)
2、22 溶融炭酸塩形燃料電池(MCFC)
3、23、33 燃料極(アノード)
4 メタン濃度調整器
5 冷却用熱交換器
6 アノード供給系
7 ガスホルダー
8 燃焼器
9 排熱回収ボイラ
10、25、34 空気極(カソード)
11 カソード供給ライン
12 カソードブロアー
13 カソード出口流量調整弁
24、51 昇温熱交換器
32 固体酸化物形燃料電池(SOFC)
Claims (26)
- 天然ガスとガス化ガスが所望の割合で導入されて温度調整されることで所定状態の水素あるいはメタン成分を含む燃料ガスを得る燃料調整手段を備え、燃料調整手段で得られた燃料ガスを高温形燃料電池の燃料極に供給する供給系を備えたことを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項1記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、高温形燃料電池は内部改質機能を備えてメタンが供給される電池であり、燃料調整手段には、導入されたガスの温度をメタン生成用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項2記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段は、天然ガスが導入された際には導入された天然ガスを所定の温度に加熱する状態に機能すると共に、ガス化ガスが導入された際には導入されたガス化ガスをメタン生成用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項2または3記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段で所定の状態に調整されて得られた燃料を高温形燃料電池の作動温度に加熱する昇温熱交換手段を供給系に備えたことを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項4記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、昇温熱交換手段の加熱媒体は、高温形燃料電池の燃料極側の排気ガスであることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項4記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、昇温熱交換手段の加熱媒体は、高温形燃料電池の空気極側の排気ガスであることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項1記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、高温形燃料電池は燃料が改質された水素が供給される電池であり、燃料調整手段には、導入されたガスの温度を改質用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項7記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段は、天然ガスが導入された際には導入された天然ガスを水素に改質する温度に加熱する状態に機能すると共に、ガス化ガスが導入された際には導入されたガス化ガスを所定の温度に加熱する状態に機能することを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項7または8記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段で所定の状態に調整されて得られた燃料を高温形燃料電池の作動温度に冷却する冷却熱交換手段を供給系に備えたことを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項9記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、冷却熱交換手段の冷却媒体は、燃料調整手段に導入される燃料ガスであることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項1〜10の何れかに記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、燃料調整手段は、高温形燃料電池の燃料極側排気ガスを燃焼して温度を調整すると共に燃焼ガスを高温形燃料電池の空気極側に供給する燃焼器を備えたことを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項1〜11の何れかに記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、高温形燃料電池は、溶融炭酸塩形燃料電池であることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 請求項1、7、8の何れかに記載の高温形燃料電池の燃料供給系統において、高温形燃料電池は、固体酸化物形燃料電池であることを特徴とする高温形燃料電池の燃料供給系統。
- 天然ガスとガス化ガスが所望の割合で導入されて温度調整されることで所定状態の水素あるいはメタン成分を含む燃料ガスを得る燃料調整手段と、燃料調整手段で得られた燃料ガスが供給系を介して燃料極に供給される高温形燃料電池とを備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項14記載の高温形燃料電池設備において、高温形燃料電池は内部改質機能を備えてメタンが供給される電池であり、燃料調整手段には、導入されたガスの温度をメタン生成用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項15記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段は、天然ガスが導入された際には導入された天然ガスを所定の温度に加熱する状態にすると共に、ガス化ガスが導入された際には導入されたガス化ガスをメタンに生成用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項15または16記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段で所定の状態に調整されて得られた燃料を高温形燃料電池の作動温度に加熱する昇温熱交換手段を供給系に備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項17記載の高温形燃料電池設備において、昇温熱交換手段の加熱媒体として高温形燃料電池の燃料極側の排気ガスを昇温熱交換手段に導入する加熱媒体供給系を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項17記載の高温形燃料電池設備において、昇温熱交換手段の加熱媒体として高温形燃料電池の空気極側の排気ガスを昇温熱交換手段に導入する加熱媒体供給系を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項14記載の高温形燃料電池設備において、高温形燃料電池は燃料が改質された水素が供給される電池であり、燃料調整手段には、導入されたガスの温度を改質用の温度に調整する機能が備えられていることを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項20記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段は、天然ガスが導入された際には導入された天然ガスを水素に改質する温度に加熱する状態にすると共に、ガス化ガスが導入された際には導入されたガス化ガスを所定の温度に加熱する状態にする機能を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項20または21記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段で所定の状態に調整されて得られた燃料を高温形燃料電池の作動温度に冷却する冷却熱交換手段を供給系に備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項22記載の高温形燃料電池設備において、冷却熱交換手段の冷却媒体として燃料調整手段に導入される燃料ガスを冷却熱交換手段に導入する冷却媒体供給系を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項14〜23の何れかに記載の高温形燃料電池設備において、燃料調整手段は、高温形燃料電池の燃料極側排気ガスを燃焼して温度を調整すると共に燃焼ガスを高温形燃料電池の空気極側に供給する燃焼器を備えたことを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項14〜24の何れかに記載の高温形燃料電池設備において、高温形燃料電池は、溶融炭酸塩形燃料電池であることを特徴とする高温形燃料電池設備。
- 請求項14、20、21の何れかに記載の高温形燃料電池設備において、高温形燃料電池は、固体酸化物形燃料電池であることを特徴とする高温形燃料電池設備。
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WO2001028916A1 (fr) * | 1999-10-21 | 2001-04-26 | Ebara Corporation | Procede de production d'hydrogene par gazeification de combustibles et production d'energie electrique a l'aide d'une pile a combustible |
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- 2005-10-14 JP JP2005299727A patent/JP2006164953A/ja active Pending
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