JP2007018907A - 発電システム - Google Patents
発電システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP2007018907A JP2007018907A JP2005200102A JP2005200102A JP2007018907A JP 2007018907 A JP2007018907 A JP 2007018907A JP 2005200102 A JP2005200102 A JP 2005200102A JP 2005200102 A JP2005200102 A JP 2005200102A JP 2007018907 A JP2007018907 A JP 2007018907A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- exhaust gas
- carbon dioxide
- fuel cell
- power generation
- generation system
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims description 54
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 247
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 209
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 122
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 122
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 86
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 65
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 47
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 47
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 68
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 33
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 26
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims description 22
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 14
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 14
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 13
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 13
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical class S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 11
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 9
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 9
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 claims description 4
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 4
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 26
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 12
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000007791 dehumidification Methods 0.000 description 7
- -1 etc.) Natural products 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000005518 polymer electrolyte Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;molecular oxygen Chemical compound O=O.O=C=O UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 1
- 230000029087 digestion Effects 0.000 description 1
- 230000003028 elevating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 description 1
- PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N sodium peroxide Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][O-] PFUVRDFDKPNGAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/50—Fuel cells
Landscapes
- Fuel Cell (AREA)
Abstract
【課題】 少資源で発電しつつ高濃度の液化二酸化炭素を低エネルギーで効率よく回収することができるシステムを提供すること。
【解決手段】 発電システムに、燃料電池と、燃料電池のアノード極から供給される、水分、水素、及び二酸化炭素を含む第１の排ガスから水分を除去して第２の排ガスとし、第２の排ガスを排出する除湿装置と、除湿装置により排出された第２の排ガスを二酸化炭素のみを固化させる第１の温度に冷却し、第２の排ガス中の二酸化炭素を固化して第２の排ガスから二酸化炭素を分離除去した水素を含む第３の排ガスを排出し、固化した二酸化炭素を液化するために昇温し、液化した二酸化炭素を排出する二酸化炭素分離液化装置と、二酸化炭素分離液化装置により排出された第３の排ガスを燃料電池のアノード極に供給する手段と、を含ませる。
【選択図】 図１
【解決手段】 発電システムに、燃料電池と、燃料電池のアノード極から供給される、水分、水素、及び二酸化炭素を含む第１の排ガスから水分を除去して第２の排ガスとし、第２の排ガスを排出する除湿装置と、除湿装置により排出された第２の排ガスを二酸化炭素のみを固化させる第１の温度に冷却し、第２の排ガス中の二酸化炭素を固化して第２の排ガスから二酸化炭素を分離除去した水素を含む第３の排ガスを排出し、固化した二酸化炭素を液化するために昇温し、液化した二酸化炭素を排出する二酸化炭素分離液化装置と、二酸化炭素分離液化装置により排出された第３の排ガスを燃料電池のアノード極に供給する手段と、を含ませる。
【選択図】 図１
Description
本発明は、燃料電池により得られた電気エネルギーにより発電するとともに、燃料電池から排出された排ガスから二酸化炭素を液化二酸化炭素として回収するシステムに関する。
従来、燃料電池を利用して発電するとともに燃料電池から排出される二酸化炭素を回収する発電システムが開発されている（例えば、特許文献１〜３参照）。
しかしながら、これらのシステムにおいては、二酸化炭素を分離する分離装置と二酸化炭素を液化する液化装置とが別々に設けられているため、システムの縮小化が図れない。また、これらのシステムにおいては、省資源化、省エネルギー化、高濃度液化二酸化炭素回収の効率化などの面で必ずしも満足できるものではなく、少資源で発電しつつ高濃度の液化二酸化炭素を低エネルギーで効率よく回収することができるシステムの開発が求められているのが現状である。
特開平１１−３１２５２７号公報
特開２００４−１８６０７４号公報
特開平１１−２６００４号公報
そこで、本発明は、少資源で発電しつつ高濃度の液化二酸化炭素を低エネルギーで効率よく回収することができるシステムを提供することを目的とする。
上記課題を解決するために、本発明に係る発電システムは、燃料電池と、前記燃料電池のアノード極から供給される、水分、水素、及び二酸化炭素を含む第１の排ガスから水分を除去して第２の排ガスとし、前記第２の排ガスを排出する除湿装置と、前記除湿装置により排出された第２の排ガスを前記二酸化炭素のみを固化させる第１の温度に冷却し、前記第２の排ガス中の前記二酸化炭素を固化して前記第２の排ガスから前記二酸化炭素を分離除去した水素を含む第３の排ガスを排出し、固化した前記二酸化炭素を液化するために昇温し、前記液化した二酸化炭素を排出する二酸化炭素分離液化装置と、前記二酸化炭素分離液化装置により排出された前記第３の排ガスを前記燃料電池のアノード極に供給する手段と、を含む。
なお、本発明に係る発電システムは、前記燃料電池のアノード極に供給する前記第３の排ガスの冷熱を利用して、前記燃料電池のアノード極から前記除湿装置に供給される前記第１の排ガスを冷却する熱交換器をさらに含むこととしてもよい。また、本発明に係る発電システムは、前記燃料電池のアノード極に供給する前記第３の排ガスの冷熱を利用して、前記除湿装置から前記二酸化炭素分離液化装置に供給される前記第２の排ガスを冷却する熱交換器をさらに含むこととしてもよい。
さらに、本発明に係る発電システムは、燃料ガスを水素と二酸化炭素とを含む混合ガスに改質し、前記燃料電池のアノード極に前記混合ガスを供給する燃料ガス改質装置をさらに含むこととしてもよい。
なお、前記燃料電池は、例えば、溶融炭酸塩形燃料電池、固体酸化物形燃料電池、リン酸形燃料電池、固体高分子形燃料電池などである。前記燃料電池が溶融炭酸塩形燃料電池である場合には、溶融炭酸塩形燃料電池から前記除湿装置に供給される前記第１の排ガスの一部を燃焼して前記第１の排ガスに含まれる一酸化炭素を二酸化炭素に酸化し、前記二酸化炭素を前記溶融炭酸塩形燃料電池のカソード極に供給する燃焼器をさらに含ませることとしてもよい。また、本発明に係る発電システムに、石油、石炭、又は燃料ガスを燃焼するボイラと、前記ボイラから排出される第４の排ガスに含まれる窒素酸化物を除去する脱硝装置と、前記脱硝装置により窒素酸化物が除去された前記第４の排ガスに含まれる固形成分を除去する脱塵装置と、前記脱塵装置により前記固形成分が除去された前記第４の排ガスに含まれる硫黄酸化物を除去する脱硫装置と、前記脱硫装置により前記硫黄酸化物が除去された前記第４の排ガスを前記溶融炭酸塩形燃料電池のカソード極に供給する手段と、をさらに含ませることとしてもよい。
ここで、前記液化二酸化炭素回収装置は、例えば、前記除湿装置から供給される前記第２の排ガスを受け入れる排ガス入口と、前記第２の排ガスを冷却し、前記第２の排ガス中の二酸化炭素を固化して外面に付着させる冷媒流通管と、前記第３の排ガスを排出する排ガス出口と、前記排ガス入口及び前記排ガス出口を開閉するための各々に対する開閉手段と、を有する耐圧容器と、前記耐圧容器内で固化した前記二酸化炭素を昇温する昇温手段と、前記開閉手段により前記排ガス入口及び前記排ガス出口を密閉し、固化した前記二酸化炭素を前記昇温手段により昇温することにより得られた液化二酸化炭素を排出する排出手段と、を含む装置であってもよい。
また、前記除湿装置は、例えば、前記燃料電池のアノード極から供給される前記第１の排ガスを、前記二酸化炭素を固化させないが前記水分を液化又は固化させる第２の温度に冷却し、前記第１の排ガス中の前記水分を液化又は固化させて前記第１の排ガスから前記水分を除去して前記第２の排ガスとし、前記第２の排ガスを排出する冷却式除湿装置であってもよいし、第１の冷媒に前記第１の排ガスを通過させて前記第２の温度に冷却し、前記第１の排ガス中の前記水分を固化させて前記第１の排ガスから前記水分を除去して前記第２の排ガスとし、前記第２の排ガスを排出する脱水部と、固化した前記水分を含む前記第１の冷媒を、固化した前記水分と前記第１の冷媒とに分離する分離部と、分離した前記第１の冷媒を前記脱水部に供給する手段と、を含む装置であってもよい。なお、除湿装置が前記冷却式除湿装置である場合には、前記燃料電池のアノード極に供給する前記第３の排ガスの冷熱を利用して、前記第１の排ガスを前記第２の温度に冷却する手段をさらに含ませることとしてもよい。
本発明によれば、少資源で発電しつつ高濃度の液化二酸化炭素を低エネルギーで効率よく回収することができるシステムを提供することができる。
以下、好ましい実施の形態につき、添付図面を用いて詳細に説明する。
＝＝本発明に係る発電システムの構成＝＝
図１に本発明の一実施形態として説明する発電システムの概略構成図を示す。図１に示すように、本発明に係る発電システム１０００は、燃料電池１００、除湿装置２００、二酸化炭素（以下、「液化ＣＯ２」と称する。）分離液化装置３００などを備えている。
図１に本発明の一実施形態として説明する発電システムの概略構成図を示す。図１に示すように、本発明に係る発電システム１０００は、燃料電池１００、除湿装置２００、二酸化炭素（以下、「液化ＣＯ２」と称する。）分離液化装置３００などを備えている。
燃料電池１００は、例えば、水素、アルコール（例えば、メタノール、エタノールなど）、メタン、エタン、プロパンなどの炭化水素、天然ガス、都市ガス、ＬＰガス、バイオガス、消化ガスなどの燃料が有する化学エネルギーを電気エネルギーに直接変換し、発電する装置である。燃料電池１００は、例えば、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ：Molten Carbonate Fuel Cell）、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ：Solid Oxide Fuel Cell）、リン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ：Phosphoric Acid Fuel Cell）、及び固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ：Polymer Electrolyte Fuel Cell）などである。なお、燃料電池１００のカソード極には、空気又は酸素等（ＭＣＦＣの場合には、二酸化炭素を含む）が供給される。一方、燃料電池１００のアノード極には、水素等（その他、ＭＣＦＣ及びＳＯＦＣの場合は一酸化炭素が含まれていてもよい。）が供給される。
除湿装置２００は、燃料電池１００のアノード極から供給される、水分（例えば、水蒸気や水など）、水素、及び二酸化炭素を含む第１の排ガスから水分を除去して第２の排ガスとし、これを排出する装置である。除湿装置２００は、例えば、乾燥剤、吸着剤（例えば、活性炭、ゼオライトなど）等を用いた吸着式除湿装置であってもよいし、燃料電池１００から供給される第１の排ガスを、二酸化炭素を固化させないが水分を液化又は固化させることができる適当な温度（以下、「第２の温度」と称する。）に冷却し、第１の排ガス中の水分を液化又は固化させて第１の排ガスから水分を除去し、水素及び二酸化炭素を含む第２の排ガスを排出する冷却式除湿装置であってもよいし、その他公知の除湿装置であってもよい。
ＣＯ２分離液化装置３００は、除湿装置２００により排出された第２の排ガスを、二酸化炭素のみを固化させることができる適当な温度に冷却し、第２の排ガス中の二酸化炭素を固化して第２の排ガスから二酸化炭素を分離除去した水素を含む第３の排ガスを排出し、固化した二酸化炭素を液化するために昇温し、液化した二酸化炭素を排出する装置である。
本発明に係る発電システム１０００においては、ＣＯ２分離液化装置３００により排出された第３の排ガスを燃料電池１００のアノード極に供給する手段が備えられている。前記手段は、例えば、配管（ブロワなどを備えていてもよい。）であってもよいし、第３の排ガスを貯蔵して燃料電池１００のアノード極へ供給する貯蔵容器であってもよい。
以上のように、燃料電池１００を備える発電システム１０００に除湿装置２００及びＣＯ２分離液化装置３００を設けることにより、高濃度の液化ＣＯ２を分離回収することができるようになる。また、ＣＯ２分離液化装置３００では、固化した二酸化炭素を昇温することにより密閉容器内で気化させて装置内の圧力を上昇させ、これにより液化ＣＯ２を生成しているので、二酸化炭素を液化するためのエネルギーを削減することができるようになる。さらに、ＣＯ２分離液化装置３００により分離された第３の排ガスを燃料電池１００のアノード極へ供給する手段を設けることにより、第３の排ガスに含まれる水素ガスを有効に利用して電気エネルギーを得ることができるようになり、水素ガスの省資源化を図ることができる。
本発明の好適な一実施態様によれば、本発明に係る発電システム１０００に、ＣＯ２分離液化装置３００から排出される第３の排ガスの冷熱を利用して、除湿装置２００からＣＯ２分離液化装置３００に供給される第２の排ガスを冷却する熱交換器４００、燃料電池１００のアノード極から除湿装置２００に供給される第１の排ガスを冷却する熱交換器４１０などをさらに設けることとしてもよい。また、除湿装置２００が冷却式除湿装置である場合には、図１に示すように、ＣＯ２分離液化装置３００から排出される第３の排ガスを冷却式除湿装置内に通過させ、第３の排ガスの冷熱を利用して第１の排ガスを冷却するための配管や熱交換器を冷却式除湿装置内に設けることとしてもよい。以上のように第３の排ガスの冷熱を有効に利用して第１、第２の排ガスを冷却することにより、発電システム１０００におけるエネルギーの消費を削減することができるようになる。
なお、第１、第２の排ガスの冷却は、ある程度の温度まで海水や河川水の冷熱を利用して行うこととしてもよい。また、本発明に係る発電システム１０００に、冷凍機と、当該冷凍機と熱交換器４００，４１０や除湿装置（冷却式除湿装置）２００との間で冷媒を循環させる冷媒管とを設けて、冷凍機において冷却した冷媒を熱交換器４００，４１０や除湿装置（冷却式除湿装置）２００に循環させ、当該冷媒の冷熱を利用して第１、第２の排ガスを冷却することとしてもよい。図２に本発明の一実施形態として説明する冷凍機の概略構成図を示す。
図２に示すように、冷凍機５００は、タービン式の圧縮機（タービン５２０及び昇圧機５１０を備える。）、圧縮機５３０、凝縮器５４０、熱交換器５５０などを備えており、これらはそれぞれ配管５６０によって接続されている。
圧縮機５３０は配管５６０を循環する冷媒を所定の圧力まで圧縮する装置（低圧側圧縮機）である。昇圧機５１０は、圧縮機５３０によって所定の圧力まで加圧された冷媒を昇圧する装置である。凝縮器５４０は、圧縮機５１０，５３０によって高温高圧にされた冷媒を冷却する装置である。タービン５２０は、凝縮器５４０によって冷却された低温高圧の冷媒により回転運動を発生させ、圧縮機５１０を駆動する装置である。熱交換器５５０は、タービン５２０を通過することにより膨張した低温低圧の冷媒の冷熱を利用して、熱交換器５５０と熱交換器４００，４１０や冷却式除湿装置との間で循環する冷媒を冷却する装置である。なお、熱交換器５５０内で冷熱を供給した冷媒は、圧縮機５３０に供給される。なお、冷凍機５００が備える冷媒は、冷凍機５００において圧縮機５３０→昇圧機５１０→凝縮器５４０→タービン５２０→熱交換器５５０→圧縮機５３０というように循環利用される。また、冷凍機５００において循環利用される冷媒としては、熱交換器５５０と熱交換器４００，４１０や冷却式除湿装置との間で循環する冷媒より融点が低いものであればどのようなものでもよく、例えば、液体窒素、液体酸素、液体ヘリウムなどを用いることができる。なお、熱交換器５５０と熱交換器４００，４１０や冷却式除湿装置との間で循環する冷媒としては、例えば、エチレングリコール、ジメチルエーテル、メタノール、エタノール、トルエン、二酸化炭素、アンモニアなどを用いることができる。
以上のようにして、本発明に係る発電システム１０００に、冷凍機５００と、当該冷凍機５００と熱交換器４００，４１０や除湿装置（冷却式除湿装置）２００との間で冷媒を循環させる冷媒管とを設けることにより、冷凍機５００内を循環する冷媒の冷熱を利用して、熱交換器５５０と熱交換器４００，４１０や除湿装置（冷却式除湿装置）２００との間で循環する冷媒を冷却することが可能となる。
また、本発明の一実施態様によれば、本発明に係る発電システム１０００に燃料ガス改質装置７００をさらに設けてもよい。これにより、燃料ガス改質装置７００が、燃料ガスを水素及び二酸化炭素を含む混合ガスに改質し、改質した混合ガスを燃料として燃料電池１００のアノード極へ供給することができる。なお、前記燃料ガスとしては、例えば、メタノール、エタノール、プロパノール等のアルコール、メタン、エタン、プロパン、ブタン等の炭化水素ガス、天然ガス、都市ガス、及びＬＰガス、あるいは、これらの液化ガスなどを用いることができる。図３は、本発明の一実施例において、液化天然ガス（ＬＮＧ）から燃料電池１００のアノード極へ供給する混合ガスを生成する過程を示す図である。
図３に示すように、ＬＮＧ貯蔵槽６００に貯蔵されているＬＮＧは熱交換器４２０を介して燃料ガス改質装置７００に供給される。熱交換器４２０では、ＬＮＧ貯蔵槽６００から供給されるＬＮＧの冷熱を利用して、熱交換器４２０と熱交換器４００，４１０や除湿装置（冷却式除湿装置）２００との間で循環する冷媒が冷却される。熱交換器４２０において冷熱を提供したＬＮＧは気化し、燃料ガス改質装置７００に供給されて水素及び二酸化炭素を含む混合ガスに改質され、燃料電池１００のアノード極に供給される。
このように、本発明に係る発電システム１０００に、熱交換器４２０及び燃料ガス改質装置７００を設けることにより、液体の燃料ガスが有する冷熱を利用して、熱交換器４２０と熱交換器４００，４１０や冷却式除湿装置との間で循環する冷媒を冷却することができるので、システム全体に必要なエネルギーを削減することができるようになる。
＜ＣＯ２分離液化装置３００について＞
次に、本発明に係る発電システム１０００が備えるＣＯ２分離液化装置３００の構成及び処理手順について詳述する。図４に本発明の一実施形態として説明するＣＯ２分離液化装置３００の概略構成を示す。
次に、本発明に係る発電システム１０００が備えるＣＯ２分離液化装置３００の構成及び処理手順について詳述する。図４に本発明の一実施形態として説明するＣＯ２分離液化装置３００の概略構成を示す。
図４に示すように、ＣＯ２分離液化装置３００は縦・横・高さがそれぞれ数ｍ程度の略直方体形状の金属製（例えばステンレス）の耐圧容器３１０から構成されている。耐圧容器３１０の上面所定位置には、除湿装置２００から供給される第２の排ガスを受け入れる排ガス入口３２１が設けられている。一方、耐圧容器３１０の下面所定位置には、第２の排ガスから二酸化炭素を除去した第３の排ガスを耐圧容器３１０内から排出する排ガス出口３２２と、耐圧容器３１０の底に溜まる液化ＣＯ２を排出するための液体排出口３２３とが設けられている。なお、排ガス入口３２１から受け入れられた第２の排ガスを耐圧容器３１０内に所定時間以上滞在させるべく、排ガス出口３２２は排ガス入口３２１から所定距離だけ離間させた位置に設けられている。
排ガス入口３２１に連結する配管（ガス流入管３３１）には、排ガスの流入量を調節する制御バルブ３４１が設けられている。また排ガス出口３２２に連結する配管（ガス排出管３３２）には、排ガスの流出量を調節する制御バルブ３４２が設けられている。また液体排出口３２３に連結する配管（液体排出管３３３）には、排出させる液化ＣＯ２の量を調節する制御バルブ３４３が設けられている。これら制御バルブ３４１，３４２，３４３の全てを閉じることにより耐圧容器３１０内は完全に密閉された状態となる。また、制御バルブ３４１を開放することにより耐圧容器３１０内に第２の排ガスを流入することができ、制御バルブ３４２を開放することにより耐圧容器３１０内の第３の排ガスを排出することができ、制御バルブ３４３を開放することにより液化ＣＯ２を耐圧容器３１０内から排出して回収することができる。
耐圧容器３１０の内部には、冷媒である液体窒素（ＬＮ２）を流通させる金属製（例えば銅もしくはステンレス）の冷媒流通管３１２が配管されている。なお、前記ＬＮ２はＬＮ２のボンベから供給されることとしてもよいが、冷媒流通管３１２を介して、上述の冷凍機５００の熱交換器５５０と耐圧容器３１０とを循環できるような配管を設け、熱交換器５５０において冷凍機５００内を循環する冷媒の冷熱によって冷却されたＬＮ２が冷媒流通管３１２に供給されるような構成としてもよい。なお、このような構成とする場合には、冷凍機５００内を循環する冷媒として液体窒素、液体ヘリウムなどを用いる必要がある。
前記冷媒流通管３１２の上流には、冷媒の流量を制御する制御バルブ３４４が設けられている。冷媒流通管３１２は、耐圧容器３１０の内部に流通させる排ガスと接触効率を高めるために、耐圧容器３１０の内部において２本に分岐し、耐圧容器３１０の内部で蛇行させている。
耐圧容器３１０の壁面には伝熱管３１３が埋設されている。伝熱管３１３の上流には伝熱管３１３に流通させる熱媒体の流量を制御する制御バルブが設けられている（図示しない。）。上記熱媒体は例えば乾き空気であり、熱媒体は熱源３１４から伝熱管３１３に輸送されてくる。このように、伝熱管３１３に熱媒体が流通することにより、耐圧容器３１０の内部が昇温することとなる。なお、上記熱媒体としては、本装置３００から排出されて熱交換器４００，４１０や除湿装置（冷却式除湿装置）２００において冷熱を提供した第３の排ガスであってもよいし、冷凍機５００の熱交換器５５０と熱交換器４００，４１０や除湿装置（冷却式除湿装置）２００との間で循環する冷媒であってもよい。このように第３の排ガスや冷媒を熱媒体として利用することで、耐圧容器３１０内で冷熱を吸収することができるので、熱交換器４００，４１０や除湿装置（冷却式除湿装置）２００において再度冷熱を提供することができるようになる。これにより、システム全体としてのエネルギーの有効利用が図られる。また伝熱管３１３は耐圧容器３１０の壁面に埋設するのではなく、耐圧容器３１０の内部に設けるようにしてもよい。また伝熱管３１３に代えて電熱式のヒータ（例えばシリコンゴムヒータ、フッ素樹脂ヒータ）を用いてもよい。
耐圧容器３１０には、耐圧容器３１０内の温度を計測するセンサ、冷媒流通管３１２の外面の温度を計測するセンサ等、各種のセンサが設けられていてもよい。このように各種センサを設ける場合には、各センサの出力値を、計測機器やコンピュータ（図示しない）に入力されるようにし、オペレータによってモニタできるようにすることとしてもよい。これにより、耐圧容器３１０内の温度及び冷媒流通管３１２の外面の温度を把握することが可能となり、第２の排ガスに含まれる二酸化炭素を効率的に処理することができるようになる。
また、本実施の形態において、耐圧容器３１０に、耐圧容器３１０の内部の様子を目視することができる小窓をさらに設けることとしてもよい。これにより、耐圧容器３１０内の二酸化炭素の変化を確認することができるようになる。
次に、ＣＯ２分離液化装置３００の処理手順について説明する。
制御バルブ３４１を開放することにより耐圧容器３１０内に流入された第２の排ガスは、耐圧容器３１０内に設けられた冷媒流通管３１２を流通している冷媒の冷熱により冷却される。その結果、前記第２の排ガス中の二酸化炭素のみが冷媒流通管３１２の外面に固化され付着する。第２の排ガス中の二酸化炭素を固化して付着させることにより第２の排ガスから二酸化炭素が除去された第３の排ガスは、制御バルブ３４２を開放することにより排ガス出口３２２からガス排出管３３２を通って排出される。
制御バルブ３４１を開放することにより耐圧容器３１０内に流入された第２の排ガスは、耐圧容器３１０内に設けられた冷媒流通管３１２を流通している冷媒の冷熱により冷却される。その結果、前記第２の排ガス中の二酸化炭素のみが冷媒流通管３１２の外面に固化され付着する。第２の排ガス中の二酸化炭素を固化して付着させることにより第２の排ガスから二酸化炭素が除去された第３の排ガスは、制御バルブ３４２を開放することにより排ガス出口３２２からガス排出管３３２を通って排出される。
耐圧容器３１０に設けられた小窓を目視することにより、又は所定時間が経過することにより、冷媒流通管３１２の外面に付着したドライアイスの量が所定量に達したところで、制御バルブ３４１，３４２を閉鎖して耐圧容器３１０を密閉する。また制御バルブ３４４を閉鎖して冷媒流通管３１２の冷媒の流通を停止する。
次に、制御バルブを開放して伝熱管３１３に熱媒体を流通させ、耐圧容器３１０内の温度を上昇させる。耐圧容器３１０内の温度上昇に伴い、冷媒流通管３１２の外面に付着したドライアイスが昇華する。これにより、耐圧容器３１０内の圧力が上昇し、気化した二酸化炭素は液化する。耐圧容器３１０の底に溜まった液化ＣＯ２は、制御バルブ３４３を開放することにより液体排出管３３３を通って排出され、回収される。なお、ドライアイスが完全に気化して液化したかどうかの判断は、例えば、耐圧容器３１０に設けられた小窓から目視すること、あるいは、所定時間が経過したことをもって行うことができる。また、液体排出口３２３に連結する液体排出管３３３内を、二酸化炭素が液体の状態のまま排出することができる圧力及び温度にしておくことで、液化ＣＯ２を全て回収することができる。
回収後、熱媒体の制御バルブを閉鎖するとともに、冷媒の制御バルブ３４４を開放して耐圧容器３１０内を冷却する。耐圧容器３１０内が所定の温度に冷却した後、制御バルブ３４１，３４２を開放して第２の排ガスを耐圧容器３１０内に流入する。
以上に説明したように、本発明の一実施形態におけるＣＯ２分離液化装置３００によれば、第２の排ガス中に含まれる二酸化炭素を効率よく分離し、運搬や貯蔵に便利な液化ＣＯ２を高濃度で回収することができるようになる。また、特別な液化装置を必要としないので、システムの縮小化を図ることができる。さらに、上述のようなＣＯ２分離液化装置３００を本発明に係る発電システム１０００に複数設け、切り換えバブル等により第２の排ガスを供給するＣＯ２分離液化装置３００を選択可能とすることにより、除湿装置２００から供給される第２の排ガスを連続的に処理することが可能になる。
また、上述のＣＯ２分離液化装置３００によれば、以上に説明したように装置構成が単純であるので、低コストで実施することができる。また、上述のＣＯ２分離液化装置３００内の制御バルブ３４１，３４２，３４３，３４４及び熱媒体の制御バルブをそれぞれ電磁バルブとするとともに、各電磁バルブを制御するための制御ラインをコンピュータに接続し、コンピュータのハードウエアや当該ハードウエアで動作する制御ソフトウエアにより上記電磁バルブを遠隔制御するようにしてもよい。また、上記各種センサの出力値に基づいて、上述したプロセスの全部又は一部を自動実行させるようにしてもよい。このようにコンピュータのハードウエアや制御ソフトウエアに制御させることにより、第２の排ガスから二酸化炭素を固化して分離し、固化した二酸化炭素を昇温することにより液化し、自動で液化ＣＯ２を回収することができるようになる。
なお、制御バルブ３４１，３４２の開放は、耐圧容器３１０内の温度の値が、パーソナルコンピュータに内蔵された記憶装置、あるいは、パーソナルコンピュータとネットワーク（例えば、ＬＡＮ（local area network）など）を介して接続された記憶装置に記憶された閾値より低くなったことを、例えば、ハードウェア（例えば、ＣＰＵなど）が判断して行うこととしてもよい。また、制御バルブ３４１，３４２の閉鎖は、例えば、排ガス入口３２１から流入される第２の排ガスの圧力と、排ガス出口３２２から排出される第３の排ガスの圧力との差を差圧計により測定し、差圧が所定の値より大きくなったことを、例えば、ハードウェア（例えば、ＣＰＵなど）が判断して行うこととしてもよい。
また、制御バルブ３４４の閉鎖は、制御バルブ３４１，３４２の閉鎖を開始したこと、又は制御バルブ３４１，３４２の閉鎖が終了したことを、例えば、ハードウェア（例えば、ＣＰＵなど）が判断して行うこととしてもよい。一方、制御バルブ３４４の開放は、上述のセンサにより耐圧容器３１０内の温度を計測し、計測した温度の値が所定の値より高くなったことを、例えば、ハードウエア（例えば、ＣＰＵなど）が判断して行うこととしてもよい。
制御バルブ３４３の開放は、上述のセンサにより耐圧容器３１０内の温度を計測し、計測した温度の値が所定の値より高くなったことを、例えば、ハードウエア（例えば、ＣＰＵなど）が判断して行うこととしてもよい。一方、制御バルブ３４３の閉鎖は、例えば、液体排出管３３３や液体排出口３２３などに設けられた液化ＣＯ２の排出を感知するセンサなどにより、液化ＣＯ２が耐圧容器３１０内に残っていないと判断された場合に、その旨が前記センサからハードウエア（例えば、ＣＰＵなど）に通知され、それをハードウエアが受信することにより行うこととしてもよい。
熱媒体の制御バルブの開放は、制御バルブ３４１，３４２，３４４が閉鎖されたことを、例えば、ハードウエア（例えば、ＣＰＵなど）が認識した際に行うこととしてもよい。また、熱媒体の制御バルブの閉鎖は、上述のセンサにより耐圧容器３１０内の温度を計測し、計測した温度の値が所定の値より高くなったことを、例えば、ハードウエア（例えば、ＣＰＵなど）が判断して行うこととしてもよい。
＜除湿装置２００について＞
次に、本発明に係る発電システム１０００が備える除湿装置２００の構成及び処理手順について詳述する。図５に本発明の一実施形態として説明する除湿装置２００の概略構成図を示す。
次に、本発明に係る発電システム１０００が備える除湿装置２００の構成及び処理手順について詳述する。図５に本発明の一実施形態として説明する除湿装置２００の概略構成図を示す。
図５に示すように、除湿装置２００は、脱水塔２１０、分離塔２２０、冷却塔２３０などを備えている。脱水塔２１０は冷媒を備えており、燃料電池１００のアノード極から供給される第１の排ガスを前記冷媒にバブリングさせることで、第１の排ガスを第２の温度に冷却して第１の排ガス中の水分のみを液化又は固化させ、第１の排ガスから水分を除去して第２の排ガスとし、第２の排ガスを排出する塔である。この脱水塔２１０において第１の排ガスから水分が除去された第２の排ガスはＣＯ２分離液化装置３００に供給されることとなる。なお、脱水塔２１０が備える冷媒は、例えば、ジメチルエーテルなどである。
分離塔２２０は、海水の熱を利用して氷及び水を含む冷媒を昇温して冷媒のみを気化し、氷及び水と冷媒とを分離する塔である。冷却塔２３０は、分離塔２２０によって分離された冷媒を液化するために、ＣＯ２分離液化装置３００から燃料電池１００のアノード極に供給する第３の排ガスの冷熱、あるいは、冷凍機５００と冷却塔２３０とを循環する冷媒の冷熱を利用して冷却する塔である。なお、冷却塔２３０で冷却することにより液化した冷媒は、冷却塔２３０から脱水塔２１０に供給されて脱水塔２１０で再利用されることとなる。
以上のように、本発明に係る発電システム１０００に上述のような除湿装置２００を備えることにより、第１の排ガスを冷却するとともに第１の排ガスにおける水分を除去することができ、第１の排ガスを冷却する冷媒を効率よく利用することができる。
なお、本実施の形態においては、脱水塔２１０において氷及び水を含む冷媒を分離塔２２０に供給することとしているが、脱水塔２１０において水分が完全に固化している場合には、分離塔２２０の代わりに固液分離装置（図示しない）を用い、当該固液分離装置により固体（氷）と液体（冷媒）とに分離し、分離した液体を冷却塔２３０に供給することとしてもよい。このように、除湿装置２００にさらに固液分離装置を設けることにより、冷却塔２３０において冷媒を迅速に冷却することができるので、冷媒を冷却するためのエネルギーを削減することができるようになる。なお、固液分離装置により分離した冷媒は、例えば、固液分離装置と脱水塔２１０とを接続する配管によって脱水塔２１０に供給されることとしてもよい。また、固液分離装置により分離した固体に液体が含まれている場合には、分離塔２２０をさらに設けて液体を回収することとしてもよい。これにより、冷媒の減少を防止して、冷媒を有効に利用することができるようになる。
＝＝本発明に係る発電システムの処理方法＝＝＝
＜ＭＣＦＣを備えた発電システムについて＞
本発明の一実施形態として、燃料電池１００が溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）である場合の発電システム１０００の処理方法について、図６を用いて説明する。
＜ＭＣＦＣを備えた発電システムについて＞
本発明の一実施形態として、燃料電池１００が溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ）である場合の発電システム１０００の処理方法について、図６を用いて説明する。
なお、図６に示すように、本実施の形態における発電システム１０００は、ＭＣＦＣ１００ａ、冷却器４１０、除湿装置２００、及びＣＯ２分離液化装置３００以外に、ボイラ１０、脱硝装置２０、脱塵装置３０、脱硫装置４０、精密脱硫装置５０、及び燃焼器８００を備えている。
ボイラ１０は、石油、石炭、ＬＮＧ等の燃料を燃焼し、ガスタービンによる発電に必要な高温高圧の蒸気や排ガスを製造する装置である。ボイラ１０は、例えば、加圧型流動床ボイラであってもよいし、微粉炭ボイラであってもよい。脱硝装置２０は、ボイラ１０において製造された排ガスから窒素酸化物を除去する装置である。脱硝装置２０は、例えば、アンモニアと脱硝触媒（例えば、ゼオライト、活性炭など）を用いて窒素酸化物を窒素と水に還元する乾式脱硝装置であってもよいし、過酸化ナトリウム水溶液により窒素酸化物を吸収除去する湿式脱硝装置であってもよい。
脱塵装置３０は、脱硝装置２０において窒素酸化物が除去された排ガスから個体成分（例えば、煤塵など）を除去する装置である。脱塵装置３０は、例えば、電気集塵機、バグフィルター、セラミックフィルター、サイクロンなどである。脱硫装置４０は、脱塵装置３０において脱塵された排ガスから硫黄酸化物を除去する装置である。脱硫装置４０は、例えば、石灰水、石灰石、水酸化マグネシウム、炭酸カルシウム等の硫黄酸化物吸収剤を用いた湿式脱硫装置であってもよいし、酸化鉄等の金属酸化物に硫黄酸化物を吸着させ、硫化水素で当該硫黄酸化物を除去する乾式脱硫装置であってもよい。
なお、本実施の形態においては、脱硝装置２０、脱塵装置３０、脱硫装置４０の順に排ガスを処理することとしているが、これらの装置２０，３０，４０による排ガスの処理は順不同であっても構わない。また、上述の脱硫装置４０により硫黄酸化物が十分に除去しきれない場合には、図６に示すように、精密脱硫装置５０を本発明に係る発電システム１０００にさらに設けることとしてもよい。これにより、硫黄酸化物を十分に除去することができるようになる。前記精密脱硫装置５０は、例えば、亜鉛を用いて硫黄酸化物を吸着除去する装置などである。
燃焼器８００は、ＭＣＦＣ１００ａのアノード極から除湿装置２００に供給される第１の排ガスの一部を燃焼して第１の排ガスに含まれる一酸化炭素を二酸化炭素に変換し、二酸化炭素をＭＣＦＣ１００ａのカソード極に供給する装置である。
まず、ボイラ１０において石油、石炭、又は燃料ガスを燃焼することにより排出された排ガス（窒素酸化物、煤塵、硫黄酸化物、二酸化炭素、酸素、窒素等を含む）は、脱硝装置２０、脱塵装置３０、脱硫装置４０、精密脱硫装置５０に順次供給されることにより、排ガス中の窒素酸化物、煤塵、硫黄酸化物が除去され、残存した二酸化炭素、酸素、及び窒素等は、空気（Ｎ２及びＯ２）とともにＭＣＦＣ１００ａのカソード極に供給される。一方、ＭＣＦＣ１００ａのアノード極には水素、二酸化炭素、一酸化炭素などが供給される。
ＭＣＦＣ１００ａでは、カソード極に供給された二酸化炭素と酸素が、電力負荷を通電した電子と反応して炭酸イオン（ＣＯ３ ２−）となり、アノード極側へ移動し、アノード極に供給された水素や一酸化炭素と反応して水、二酸化炭素、及び電子（電気エネルギー）を生成する。アノード極で生成された電子は電力負荷を通電し、カソード極に移動することにより発電する。
ＭＣＦＣ１００ａのアノード極で利用されなかった水素、二酸化炭素、及び一酸化炭素と、アノード極で生成された水分及び二酸化炭素とを含む排ガスの一部は燃焼器８００に供給され、残りは冷却器４１０によって冷却されて除湿装置２００に供給される。
燃焼器８００に供給された排ガスは燃焼器８００によって燃焼されることにより、排ガス中に含まれる、水素は水に、一酸化炭素は二酸化炭素にそれぞれ酸化される。酸化した二酸化炭素や水分を含む排ガスは冷却されてＭＣＦＣ１００ａのカソード極に供給される。このように、燃焼器８００により、一酸化炭素を二酸化炭素に変換することにより、ＭＣＦＣ１００ａのカソード極において必要な二酸化炭素を高濃度で提供することができるようになる。なお、ＭＣＦＣ１００ａのカソード極で利用されなかった窒素、酸素、二酸化炭素、及び水分は、ＭＣＦＣ１００ａのカソード極から排出されることとなる。
一方、除湿装置２００に供給された、水分、二酸化炭素、水素、及び一酸化炭素を含む排ガスは、上述したように除湿装置２００において水分が除去され、ＣＯ２分離液化装置３００に供給される。ＣＯ２分離液化装置３００に供給された、二酸化炭素、水素、及び一酸化炭素を含む排ガスは、上述したようにＣＯ２分離液化装置３００において、二酸化炭素とそれ以外の成分とに分離され、二酸化炭素は液化ＣＯ２として回収されることとなる。
また、ＣＯ２分離液化装置３００において分離された二酸化炭素以外の成分（水素及び一酸化炭素を含む）は冷却器４１０に供給され、それらの成分が有する冷熱により、ＭＣＦＣ１００ａのアノード極から除湿装置２００に供給される排ガスが冷却される。なお、熱を吸収した二酸化炭素以外の成分は、ＭＣＦＣ１００ａのアノード極に供給され、利用される。
以上のような発電システム１０００により、ボイラ１０から排出される排ガス中の二酸化炭素及び酸素を有効に利用して発電することができ、さらには高濃度の液化ＣＯ２を回収することができるようになる。また、ＣＯ２分離液化装置３００において分離された水素及び一酸化炭素を有効に利用することができるばかりではなく、それらが有する冷熱をも有効に利用することができるようになる。
＜ＳＯＦＣを備えた発電システムについて＞
次に、本発明の一実施形態として、燃料電池１００が固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）である場合の発電システム１０００の処理方法について、図７を用いて説明する。
次に、本発明の一実施形態として、燃料電池１００が固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）である場合の発電システム１０００の処理方法について、図７を用いて説明する。
まず、燃料ガス改質装置７００において燃料ガスから改質された水素、二酸化炭素、及び一酸化炭素を含む混合ガスは、ＳＯＦＣ１００ｂのアノード極に供給される。一方、ＳＯＦＣ１００ｂのカソード極には空気（Ｎ２及びＯ２）が供給される。
ＳＯＦＣ１００ｂでは、カソード極に供給された酸素が、電力負荷を通電した電子と反応して酸素イオン（Ｏ２−）となり、アノード極側へ移動し、アノード極に供給された水素や一酸化炭素と反応して水、二酸化炭素、及び電子（電気エネルギー）を生成する。アノード極で生成された電子は電力負荷を通電し、カソード極に移動することにより発電する。
ＳＯＦＣ１００ｂのアノード極で利用されなかった水素、二酸化炭素、及び一酸化炭素と、アノード極で生成された水分及び二酸化炭素とを含む排ガスは冷却器４１０によって冷却されて除湿装置２００に供給される。
除湿装置２００に供給された、水分、二酸化炭素、水素、及び一酸化炭素を含む排ガスは、上述したように除湿装置２００において水分が除去され、ＣＯ２分離液化装置３００に供給される。ＣＯ２分離液化装置３００に供給された、二酸化炭素、水素、及び一酸化炭素を含む排ガスは、上述したようにＣＯ２分離液化装置３００において、二酸化炭素とそれ以外の成分とに分離され、二酸化炭素は液化ＣＯ２として回収されることとなる。
また、ＣＯ２分離液化装置３００において分離された二酸化炭素以外の成分（水素及び一酸化炭素を含む）は冷却器４１０に供給され、それらの成分が有する冷熱により、ＳＯＦＣ１００ｂのアノード極から除湿装置２００に供給される排ガスが冷却される。なお、熱を吸収した二酸化炭素以外の成分は、ＳＯＦＣ１００ｂのアノード極に供給され、利用される。
以上のような発電システム１０００により、ＣＯ２分離液化装置３００において分離された水素及び一酸化炭素を有効に利用して発電することができるばかりではなく、それらが有する冷熱を有効に利用することができ、さらには高濃度の液化ＣＯ２を回収することができるようになる。
＜ＰＡＦＣを備えた発電システムについて＞
次に、本発明の一実施形態として、燃料電池１００がリン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ）である場合の発電システム１０００の処理方法について、図８を用いて説明する。
次に、本発明の一実施形態として、燃料電池１００がリン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ）である場合の発電システム１０００の処理方法について、図８を用いて説明する。
まず、燃料ガス改質装置７００において燃料ガスから改質された水素、二酸化炭素、及び一酸化炭素を含む混合ガスは、ＰＡＦＣ１００ｃのアノード極に供給される。一方、ＰＡＦＣ１００ｃのカソード極には空気（Ｎ２及びＯ２）が供給される。
ＰＡＦＣ１００ｃでは、アノード極に供給された水素が、水素イオン（Ｈ＋）と電子（電気エネルギー）に分解され、電子は電力負荷を通電し、カソード極に移動することにより発電する。一方、水素イオンはカソード極へ移動し、カソード極に供給された酸素と電子により水に変換される。なお、カソード極で生成された水、並びに、カソード極で利用されなかった窒素及び酸素は、カソード極から排出される。
ＰＡＦＣ１００ｃのアノード極で利用されなかった水素、二酸化炭素、及び一酸化炭素、並びに水分（燃料改質用蒸気の余剰分）を含む排ガスは冷却器４１０によって冷却されて除湿装置２００に供給される。
除湿装置２００に供給された、水分、二酸化炭素、水素、及び一酸化炭素を含む排ガスは、上述したように除湿装置２００において水分が除去され、ＣＯ２分離液化装置３００に供給される。ＣＯ２分離液化装置３００に供給された、二酸化炭素、水素、及び一酸化炭素を含む排ガスは、上述したようにＣＯ２分離液化装置３００において、二酸化炭素とそれ以外の成分とに分離され、二酸化炭素は液化ＣＯ２として回収されることとなる。
また、ＣＯ２分離液化装置３００において分離された二酸化炭素以外の成分（水素及び一酸化炭素を含む）は冷却器４１０に供給され、それらの成分が有する冷熱により、ＰＡＦＣ１００ｃのアノード極から除湿装置２００に供給される排ガスが冷却される。なお、熱を吸収した二酸化炭素以外の成分は、ＰＡＦＣ１００ｃのアノード極に供給され、利用される。
以上のような発電システム１０００により、ＣＯ２分離液化装置３００において分離された水素及び一酸化炭素を有効に利用して発電することができるばかりではなく、それらが有する冷熱を有効に利用することができ、さらには高濃度の液化ＣＯ２を回収することができるようになる。
＜ＰＥＦＣを備えた発電システムについて＞
次に、本発明の一実施形態として、燃料電池１００が固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）である場合の発電システム１０００の処理方法について、図９を用いて説明する。
次に、本発明の一実施形態として、燃料電池１００が固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）である場合の発電システム１０００の処理方法について、図９を用いて説明する。
まず、燃料ガス改質装置７００において燃料ガスから改質された水素及び二酸化炭素を含む混合ガスは、ＰＥＦＣ１００ｄのアノード極に供給される。一方、ＰＥＦＣ１００ｄのカソード極には空気（Ｎ２及びＯ２）が供給される。
ＰＥＦＣ１００ｄでは、アノード極に供給された水素が、水素イオン（Ｈ＋）と電子（電気エネルギー）に分解され、電子は電力負荷を通電し、カソード極に移動することにより発電する。一方、水素イオンはカソード極へ移動し、カソード極に供給された酸素と電子により水に変換される。なお、カソード極で生成された水、並びに、カソード極で利用されなかった窒素及び酸素は、カソード極から排出される。
ＰＥＦＣ１００ｄのアノード極で利用されなかった水素及び二酸化炭素、並びに水分（燃料改質用蒸気の余剰分）を含む排ガスは冷却器４１０によって冷却されて除湿装置２００に供給される。
除湿装置２００に供給された、水素、二酸化炭素、及び水分を含む排ガスは、上述したように除湿装置２００において水分が除去され、ＣＯ２分離液化装置３００に供給される。ＣＯ２分離液化装置３００に供給された、水素及び二酸化炭素を含む排ガスは、上述したようにＣＯ２分離液化装置３００において二酸化炭素とそれ以外の成分とに分離され、二酸化炭素は液化ＣＯ２として回収されることとなる。
また、ＣＯ２分離液化装置３００において分離された二酸化炭素以外の成分（水素などを含む）は冷却器４１０に供給され、それらの成分が有する冷熱により、ＰＥＦＣ１００ｄのアノード極から除湿装置２００に供給される排ガスが冷却される。なお、熱を吸収した二酸化炭素以外の成分は、ＰＥＦＣ１００ｄのアノード極に供給され、利用される。
以上のような発電システム１０００により、ＣＯ２分離液化装置３００において分離された水素を有効に利用して発電することができるばかりではなく、それらが有する冷熱を有効に利用することができ、さらには高濃度の液化ＣＯ２を回収することができるようになる。
Claims (11)
- 燃料電池と、
前記燃料電池のアノード極から供給される、水分、水素、及び二酸化炭素を含む第１の排ガスから水分を除去して第２の排ガスとし、前記第２の排ガスを排出する除湿装置と、
前記除湿装置により排出された第２の排ガスを前記二酸化炭素のみを固化させる第１の温度に冷却し、前記第２の排ガス中の前記二酸化炭素を固化して前記第２の排ガスから前記二酸化炭素を分離除去した水素を含む第３の排ガスを排出し、固化した前記二酸化炭素を液化するために昇温し、前記液化した二酸化炭素を排出する二酸化炭素分離液化装置と、
前記二酸化炭素分離液化装置により排出された前記第３の排ガスを前記燃料電池のアノード極に供給する手段と、
を含むことを特徴とする発電システム。 - 前記二酸化炭素分離液化装置は、
前記除湿装置から供給される前記第２の排ガスを受け入れる排ガス入口と、
前記第２の排ガスを冷却し、前記第２の排ガス中の二酸化炭素を固化して外面に付着させる冷媒流通管と、
前記第３の排ガスを排出する排ガス出口と、
前記排ガス入口及び前記排ガス出口を開閉するための各々に対する開閉手段と、
を有する耐圧容器と、
前記耐圧容器内で固化した前記二酸化炭素を昇温する昇温手段と、
前記開閉手段により前記排ガス入口及び前記排ガス出口を密閉し、固化した前記二酸化炭素を前記昇温手段により昇温することにより得られた液化二酸化炭素を排出する排出手段と、
を含むことを特徴とする請求項１に記載の発電システム。 - 前記燃料電池のアノード極に供給する前記第３の排ガスの冷熱を利用して、前記燃料電池のアノード極から前記除湿装置に供給される前記第１の排ガスを冷却する熱交換器をさらに含むことを特徴とする請求項１又は２に記載の発電システム。
- 前記燃料電池のアノード極に供給する前記第３の排ガスの冷熱を利用して、前記除湿装置から前記二酸化炭素分離液化装置に供給される前記第２の排ガスを冷却する熱交換器をさらに含むことを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の発電システム。
- 燃料ガスを水素と二酸化炭素とを含む混合ガスに改質し、前記燃料電池のアノード極に前記混合ガスを供給する燃料ガス改質装置をさらに含むことを特徴とする請求項１〜４のいずれかに記載の発電システム。
- 前記除湿装置が、前記燃料電池のアノード極から供給される前記第１の排ガスを、前記二酸化炭素を固化させないが前記水分を液化又は固化させる第２の温度に冷却し、前記第１の排ガス中の前記水分を液化又は固化させて前記第１の排ガスから前記水分を除去して前記第２の排ガスとし、前記第２の排ガスを排出する冷却式除湿装置であることを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の発電システム。
- 前記除湿装置が、前記燃料電池のアノード極に供給する前記第３の排ガスの冷熱を利用して、前記第１の排ガスを前記第２の温度に冷却する手段をさらに含むことを特徴とする請求項６に記載の発電システム。
- 前記除湿装置が、
第１の冷媒に前記第１の排ガスを通過させて前記第２の温度に冷却し、前記第１の排ガス中の前記水分を固化させて前記第１の排ガスから前記水分を除去して前記第２の排ガスとし、前記第２の排ガスを排出する脱水部と、
固化した前記水分を含む前記第１の冷媒を、固化した前記水分と前記第１の冷媒とに分離する分離部と、
分離した前記第１の冷媒を前記脱水部に供給する手段と、
を含むことを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の発電システム。 - 前記燃料電池が、溶融炭酸塩形燃料電池、固体酸化物形燃料電池、リン酸形燃料電池、及び固体高分子形燃料電池からなるグループから選ばれるいずれかの装置であることを特徴とする請求項１〜８のいずれかに記載の発電システム。
- 前記溶融炭酸塩形燃料電池から前記除湿装置に供給される前記第１の排ガスの一部を燃焼して前記第１の排ガスに含まれる一酸化炭素を二酸化炭素に酸化し、前記二酸化炭素を前記溶融炭酸塩形燃料電池のカソード極に供給する燃焼器をさらに含むことを特徴とする請求項９に記載の発電システム。
- 石油、石炭、又は燃料ガスを燃焼するボイラと、
前記ボイラから排出される第４の排ガスに含まれる窒素酸化物を除去する脱硝装置と、
前記脱硝装置により窒素酸化物が除去された前記第４の排ガスに含まれる固形成分を除去する脱塵装置と、
前記脱塵装置により前記固形成分が除去された前記第４の排ガスに含まれる硫黄酸化物を除去する脱硫装置と、
前記脱硫装置により前記硫黄酸化物が除去された前記第４の排ガスを前記溶融炭酸塩形燃料電池のカソード極に供給する手段と、
をさらに含むことを特徴とする請求項９又は１０に記載の発電システム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2005200102A JP4916138B2 (ja) | 2005-07-08 | 2005-07-08 | 発電システム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2005200102A JP4916138B2 (ja) | 2005-07-08 | 2005-07-08 | 発電システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2007018907A true JP2007018907A (ja) | 2007-01-25 |
| JP4916138B2 JP4916138B2 (ja) | 2012-04-11 |
Family
ID=37755888
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2005200102A Expired - Fee Related JP4916138B2 (ja) | 2005-07-08 | 2005-07-08 | 発電システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4916138B2 (ja) |
Cited By (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2352876C1 (ru) * | 2007-12-27 | 2009-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный научно-исследовательский институт имени академика А.Н. Крылова" (ФГУП "ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова") | Система ожижения двуокиси углерода из смеси отводимых газов, отработавших в воздухонезависимой энергоустановке на углеводородном горючем |
| JP2010129286A (ja) * | 2008-11-26 | 2010-06-10 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 発電システム |
| KR101142473B1 (ko) | 2009-09-23 | 2012-05-08 | 한국전력공사 | 이산화탄소 냉매제조 및 히트펌프 연계 용융탄산염연료전지시스템 |
| JP2013095727A (ja) * | 2011-11-03 | 2013-05-20 | Toho Gas Co Ltd | バイオガスのメタン濃縮方法及びメタン濃縮装置 |
| KR20150080321A (ko) * | 2013-12-31 | 2015-07-09 | 두산중공업 주식회사 | 천연가스이용 연료전지 |
| JP2016513865A (ja) * | 2013-03-15 | 2016-05-16 | エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニーＥｘｘｏｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ | 燃料電池を使用する集積化された発電および化学製造 |
| KR20180046144A (ko) * | 2016-10-27 | 2018-05-08 | 대우조선해양 주식회사 | 연료전지 개질기를 탑재한 잠수함의 이산화탄소 배출장치 및 배출방법 |
| KR20180137522A (ko) * | 2016-04-21 | 2018-12-27 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 이산화탄소 포획을 위해 용융 탄산염 연료 전지 애노드 배기를 후가공처리하는 방법 |
| CN109155419A (zh) * | 2016-04-21 | 2019-01-04 | 燃料电池能有限公司 | 通过冷却/冷凝从燃料电池的阳极排气中除去二氧化碳 |
| KR20190002533A (ko) * | 2016-04-22 | 2019-01-08 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 연료전지 시스템을 위한 플루 가스 오염물의 현장 모니터링 |
| CN113061905A (zh) * | 2021-03-23 | 2021-07-02 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于lng接收站的氢气制取和液化装置系统及方法 |
| US11508981B2 (en) | 2016-04-29 | 2022-11-22 | Fuelcell Energy, Inc. | Methanation of anode exhaust gas to enhance carbon dioxide capture |
| JP2023541660A (ja) * | 2020-09-16 | 2023-10-03 | フュエルセル エナジー， インコーポレイテッド | 炭酸塩燃料電池からの二酸化炭素生成 |
| US11975969B2 (en) | 2020-03-11 | 2024-05-07 | Fuelcell Energy, Inc. | Steam methane reforming unit for carbon capture |
| US12095129B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-09-17 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Reforming catalyst pattern for fuel cell operated with enhanced CO2 utilization |
| US12334607B2 (en) | 2019-11-26 | 2025-06-17 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Fuel cell assembly with external manifold for parallel flow |
| US12347910B2 (en) | 2019-11-26 | 2025-07-01 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Fuel cell power plant with a racked fuel cell module |
| US12355085B2 (en) | 2019-11-26 | 2025-07-08 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Cathode collector structures for molten carbonate fuel cell |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP6664423B2 (ja) * | 2018-02-06 | 2020-03-13 | 東京瓦斯株式会社 | 二酸化炭素製造システム |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS6140808A (ja) * | 1984-07-31 | 1986-02-27 | Central Res Inst Of Electric Power Ind | 固形二酸化炭素製造方法 |
| JPH05205763A (ja) * | 1992-01-23 | 1993-08-13 | Toshiba Corp | 燃料電池システム |
| JPH05347161A (ja) * | 1992-06-12 | 1993-12-27 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | 燃料電池発電システム |
| JPH06275291A (ja) * | 1993-03-23 | 1994-09-30 | Sanyo Electric Co Ltd | 溶融炭酸塩型燃料電池システム |
| JPH0812314A (ja) * | 1994-06-27 | 1996-01-16 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 排ガス中の炭酸ガス分離方法及び炭酸ガスの系統処理装置 |
| JPH11312527A (ja) * | 1998-04-28 | 1999-11-09 | Nippon Steel Corp | 製鉄副生ガスを利用した溶融炭酸塩型燃料電池発電−排ガス回収複合システム |
| JP2000024454A (ja) * | 1998-07-08 | 2000-01-25 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 燃焼排ガスの処理方法及び装置 |
| JP2000317302A (ja) * | 1999-05-10 | 2000-11-21 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 燃焼排ガスの処理方法及び装置 |
| JP2004286348A (ja) * | 2003-03-24 | 2004-10-14 | Kobe Steel Ltd | 二酸化炭素の除去方法および同装置 |
-
2005
- 2005-07-08 JP JP2005200102A patent/JP4916138B2/ja not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS6140808A (ja) * | 1984-07-31 | 1986-02-27 | Central Res Inst Of Electric Power Ind | 固形二酸化炭素製造方法 |
| JPH05205763A (ja) * | 1992-01-23 | 1993-08-13 | Toshiba Corp | 燃料電池システム |
| JPH05347161A (ja) * | 1992-06-12 | 1993-12-27 | Tokyo Electric Power Co Inc:The | 燃料電池発電システム |
| JPH06275291A (ja) * | 1993-03-23 | 1994-09-30 | Sanyo Electric Co Ltd | 溶融炭酸塩型燃料電池システム |
| JPH0812314A (ja) * | 1994-06-27 | 1996-01-16 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 排ガス中の炭酸ガス分離方法及び炭酸ガスの系統処理装置 |
| JPH11312527A (ja) * | 1998-04-28 | 1999-11-09 | Nippon Steel Corp | 製鉄副生ガスを利用した溶融炭酸塩型燃料電池発電−排ガス回収複合システム |
| JP2000024454A (ja) * | 1998-07-08 | 2000-01-25 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 燃焼排ガスの処理方法及び装置 |
| JP2000317302A (ja) * | 1999-05-10 | 2000-11-21 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 燃焼排ガスの処理方法及び装置 |
| JP2004286348A (ja) * | 2003-03-24 | 2004-10-14 | Kobe Steel Ltd | 二酸化炭素の除去方法および同装置 |
Cited By (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2352876C1 (ru) * | 2007-12-27 | 2009-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный научно-исследовательский институт имени академика А.Н. Крылова" (ФГУП "ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова") | Система ожижения двуокиси углерода из смеси отводимых газов, отработавших в воздухонезависимой энергоустановке на углеводородном горючем |
| JP2010129286A (ja) * | 2008-11-26 | 2010-06-10 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 発電システム |
| KR101142473B1 (ko) | 2009-09-23 | 2012-05-08 | 한국전력공사 | 이산화탄소 냉매제조 및 히트펌프 연계 용융탄산염연료전지시스템 |
| JP2013095727A (ja) * | 2011-11-03 | 2013-05-20 | Toho Gas Co Ltd | バイオガスのメタン濃縮方法及びメタン濃縮装置 |
| JP2016513865A (ja) * | 2013-03-15 | 2016-05-16 | エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニーＥｘｘｏｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ | 燃料電池を使用する集積化された発電および化学製造 |
| JP2016517617A (ja) * | 2013-03-15 | 2016-06-16 | エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニーＥｘｘｏｎ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ａｎｄ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｃｏｍｐａｎｙ | 燃料電池を使用する集積化された発電および化学製造 |
| KR102164379B1 (ko) * | 2013-12-31 | 2020-10-12 | 두산중공업 주식회사 | 천연가스이용 연료전지 |
| KR20150080321A (ko) * | 2013-12-31 | 2015-07-09 | 두산중공업 주식회사 | 천연가스이용 연료전지 |
| US11139497B2 (en) | 2013-12-31 | 2021-10-05 | Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd. | Fuel cell system using natural gas |
| KR20180137522A (ko) * | 2016-04-21 | 2018-12-27 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 이산화탄소 포획을 위해 용융 탄산염 연료 전지 애노드 배기를 후가공처리하는 방법 |
| KR20190002537A (ko) * | 2016-04-21 | 2019-01-08 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 냉각/응축에 의해 연료전지의 애노드 배기물로부터 이산화탄소 제거 |
| CN109155419B (zh) * | 2016-04-21 | 2022-06-24 | 燃料电池能有限公司 | 通过冷却/冷凝从燃料电池的阳极排气中除去二氧化碳 |
| US11211625B2 (en) | 2016-04-21 | 2021-12-28 | Fuelcell Energy, Inc. | Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide |
| JP2019521468A (ja) * | 2016-04-21 | 2019-07-25 | フュエルセル エナジー， インコーポレイテッドＦｕｅｌｃｅｌｌ Ｅｎｅｒｇｙ， Ｉｎｃ． | 冷却／凝縮による燃料電池のアノード排気からの二酸化炭素除去 |
| KR102153398B1 (ko) * | 2016-04-21 | 2020-09-08 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 냉각/응축에 의해 연료전지의 애노드 배기물로부터 이산화탄소 제거 |
| CN109155419A (zh) * | 2016-04-21 | 2019-01-04 | 燃料电池能有限公司 | 通过冷却/冷凝从燃料电池的阳极排气中除去二氧化碳 |
| US11094952B2 (en) | 2016-04-21 | 2021-08-17 | Fuelcell Energy, Inc. | Carbon dioxide removal from anode exhaust of a fuel cell by cooling/condensation |
| KR102212137B1 (ko) * | 2016-04-21 | 2021-02-03 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 이산화탄소 포획을 위해 용융 탄산염 연료 전지 애노드 배기를 후가공처리하는 방법 |
| US11949135B2 (en) | 2016-04-21 | 2024-04-02 | Fuelcell Energy, Inc. | Molten carbonate fuel cell anode exhaust post-processing for carbon dioxide capture |
| KR102204609B1 (ko) * | 2016-04-22 | 2021-01-18 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 연료전지 시스템을 위한 플루 가스 오염물의 현장 모니터링 |
| JP2019516221A (ja) * | 2016-04-22 | 2019-06-13 | フュエルセル エナジー， インコーポレイテッドＦｕｅｌｃｅｌｌ Ｅｎｅｒｇｙ， Ｉｎｃ． | 燃料電池システム用の排ガス汚染物質のインサイチュ・モニタリング |
| US11362360B2 (en) | 2016-04-22 | 2022-06-14 | Fuelcell Energy, Inc. | In-situ monitoring of flue gas contaminants for fuel cell systems |
| KR20190002533A (ko) * | 2016-04-22 | 2019-01-08 | 퓨얼 셀 에너지, 인크 | 연료전지 시스템을 위한 플루 가스 오염물의 현장 모니터링 |
| US11508981B2 (en) | 2016-04-29 | 2022-11-22 | Fuelcell Energy, Inc. | Methanation of anode exhaust gas to enhance carbon dioxide capture |
| KR20180046144A (ko) * | 2016-10-27 | 2018-05-08 | 대우조선해양 주식회사 | 연료전지 개질기를 탑재한 잠수함의 이산화탄소 배출장치 및 배출방법 |
| KR102755553B1 (ko) * | 2016-10-27 | 2025-01-14 | 한화오션 주식회사 | 연료전지 개질기를 탑재한 잠수함의 이산화탄소 배출장치 및 배출방법 |
| US12095129B2 (en) | 2018-11-30 | 2024-09-17 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Reforming catalyst pattern for fuel cell operated with enhanced CO2 utilization |
| US12334607B2 (en) | 2019-11-26 | 2025-06-17 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Fuel cell assembly with external manifold for parallel flow |
| US12347910B2 (en) | 2019-11-26 | 2025-07-01 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Fuel cell power plant with a racked fuel cell module |
| US12355085B2 (en) | 2019-11-26 | 2025-07-08 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Cathode collector structures for molten carbonate fuel cell |
| US11975969B2 (en) | 2020-03-11 | 2024-05-07 | Fuelcell Energy, Inc. | Steam methane reforming unit for carbon capture |
| JP2023541660A (ja) * | 2020-09-16 | 2023-10-03 | フュエルセル エナジー， インコーポレイテッド | 炭酸塩燃料電池からの二酸化炭素生成 |
| JP7695347B2 (ja) | 2020-09-16 | 2025-06-18 | フュエルセル エナジー， インコーポレイテッド | 炭酸塩燃料電池からの二酸化炭素生成 |
| CN113061905A (zh) * | 2021-03-23 | 2021-07-02 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种基于lng接收站的氢气制取和液化装置系统及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP4916138B2 (ja) | 2012-04-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4916138B2 (ja) | 発電システム | |
| Carapellucci et al. | The retrofitting of a coal-fired subcritical steam power plant for carbon dioxide capture: A comparison between MCFC-based active systems and conventional MEA | |
| JP6799078B2 (ja) | 二酸化炭素捕捉を高めるためのアノード排ガスのメタン化 | |
| JP5183119B2 (ja) | 発電システム | |
| US20190135624A1 (en) | Installation and method for carbon recovery and storage, without the use of gas compression | |
| NO320939B1 (no) | Fremgangsmate for eksosgassbehandling i brenselcellesystem basert pa oksider i fast form | |
| JP6951613B1 (ja) | Ｌｎｇを活用する炭酸ガス回収式水素製造システム | |
| US20220077482A1 (en) | Reaction device and fuel cell power generation system | |
| KR20160065151A (ko) | 열 회수 수증기 발생기 내에서의 연료 전지 통합 방법 | |
| EP2889943B1 (en) | Fuel cell system using natural gas | |
| JP2010129286A (ja) | 発電システム | |
| JP5593948B2 (ja) | 燃料電池発電装置 | |
| WO2017110090A1 (ja) | 燃料電池システム | |
| NO345296B1 (en) | Method and power plant comprising a Solid Oxide Fuel Cell (SOFC) for production of electrical energy and H2 gas | |
| JP6692394B2 (ja) | 炭素回収型燃料電池発電システム | |
| KR101363504B1 (ko) | 연료전지시스템 및 이를 구비한 선박 | |
| JP2003031255A (ja) | 燃料電池発電装置、及び凝縮水の貯水タンクへの供給方法 | |
| JP6698763B2 (ja) | 液化二酸化炭素回収型燃料電池発電システム | |
| KR102355411B1 (ko) | 선박 | |
| JP7148364B2 (ja) | 反応装置、及び燃料電池発電システム | |
| KR102190941B1 (ko) | 선박 | |
| JP7509594B2 (ja) | 固体炭素回収型エネルギー供給システム、および、固体炭素回収型エネルギー供給方法。 | |
| KR102190938B1 (ko) | 선박 | |
| JP2009043486A (ja) | 発電システム | |
| JP2009176659A (ja) | 燃料電池発電システムおよびその制御方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20080606 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20110712 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20110823 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20120117 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20120124 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150203 Year of fee payment: 3 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 4916138 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150203 Year of fee payment: 3 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |