JP2015084300A - 発電システム及び発電方法 - Google Patents

Abstract

【課題】燃料電池システムにおいて、再循環ブロワを用いずに適正なＳ／Ｃ値を確保する技術を提供する。【解決手段】発電システム１は、燃料ガスと酸化性ガスとを用いて発電を行う燃料電池８と、燃料電池８が収納される容器７と、燃料電池８から排出された排燃料ガスに含まれる水蒸気を凝縮し、排燃料ガスと水に分離する凝縮器２２と、容器７内で水を燃料電池８の放熱で水蒸気に気化させる燃料電池放熱回収器２５と、燃料電池放熱回収器２５で気化させた水蒸気を燃料電池８に投入する前の燃料ガスに供給する第８配管１８と、を備えていることを特徴とする。【選択図】図１

Description

本発明は、燃料電池を用いた発電システム及び発電方法に関する。

燃料電池は、低公害で発電効率が高いため、近年各種分野での利用が期待されている。
このうち、固体酸化物形燃料電池（Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ：ＳＯＦＣ）は、電解質としてジルコニアセラミクッスなどのセラミックスが用いられ、天然ガス、石油、メタノール、石炭ガス化ガスなどを燃料として運転される燃料電池である。このＳＯＦＣは、イオン電導率を高めるために作動温度が約９００〜１０００℃程度と高く、用途の広い高効率な高温型燃料電池として知られている。
この固体酸化物形燃料電池は、イオン電導率を高めるために作動温度が高くされているので、ガスタービンの圧縮機から吐出され、ガスタービンの排ガス熱を利用して高温とされた吐出空気を空気極側に供給する空気（酸化剤）として使用できる、また、固体酸化物形燃料電池で利用できなかった高温の排燃料ガスをガスタービンの燃焼器の燃料として使用できる等、ガスタービンとの相性がよい。
従って、燃料電池を用いて発電を行う燃料電池システムとしては、燃料電池単体の運転システムや、燃料電池とガスタービンとを連携したコンバインド発電システムが知られている。

ここで、ＳＯＦＣに供給される燃料ガスは内部改質のために適正なＳ／Ｃ値（スチーム／カーボン比）を確保する必要がある。内部改質のためには、量論的にはＳ／Ｃ値は１．０以上必要であり、更にＣ析出防止と改質率促進の為に２．０以上が好ましい。
そこで特許文献１では、適正なＳ／Ｃ値を確保するために、燃料電池に燃料ガスを投入する前に水蒸気添加を行うことが開示されている。具体的には、燃料電池セルで使用後の燃料ガス（排燃料ガス）の一部を再循環することにより水蒸気を燃料電池に供給している。

特開２００４−３９４４９号公報

ところで、上記の従来技術においては、排燃料ガスの再循環に必要な動力を供給する再循環ブロワが必要になる。しかし、排燃料ガスは高温・高圧・多湿であり、そのような特殊なガス条件に対応できる再循環ブロワは一般的に高価である。再循環ブロワがあることによってその制御も必要となり、再循環ブロワは燃料電池システムのコスト増加および信頼性低下の原因となっていた。さらに、水蒸気だけでなく排熱料ガスも一緒に再循環させるため大きな動力を消費し、燃料電池システム発電効率の低下要因となっていた。

この発明はこのような事情を考慮してなされたもので、その目的は燃料電池システムにおいて、再循環ブロワを用いずに適正なＳ／Ｃ値を確保する技術を提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明の発電システム及び発電方法は以下の手段を採用している。
すなわち、本発明に係る発電システムは、燃料ガスと酸化性ガスとを用いて発電を行う燃料電池と、燃料電池が収納される容器と、燃料電池から排出された排燃料ガスに含まれる水蒸気を凝縮し、排燃料ガスと水に分離する分離手段と、容器内で水を燃料電池の放熱で水蒸気に気化させる気化手段と、気化手段で気化させた水蒸気を燃料電池に投入する前の燃料ガスに供給する供給手段と、を備えていることを特徴とする。

本発明によれば、燃料ガスと酸化性ガスとを用いて発電を行う燃料電池から排出された排燃料ガスに含まれる水蒸気を凝縮して水を分離し、この水を再び気化させてから燃料ガスに供給することによって、排燃料ガスに含まれる水分のみを燃料電池に再循環させることができるため高価なブロワが必要なくなる。このため、ブロワの動力損失を除去するとともにシステムの制御を簡素化することができる。
また、水の気化は燃料電池が収納された容器内において、従来排熱されていた燃料電池の放熱で行うため、排熱回収効率を向上することにもなる。
これらにより、高い信頼性をもつ高効率な発電システムを安価で実現できる。

また、排燃料ガスを燃焼する燃焼器と、燃焼器から排出されるガスにより回転するタービンと、を備えるガスタービンをさらに備え、分離手段はタービンから排出される排燃料ガスから水を分離することとしてもよい。

本発明によれば、燃料電池の排燃料ガスを燃焼器で燃焼してガスタービンのタービンを回転させることにより発電を行うため、排燃料ガスに含まれる未反応成分から電気エネルギーを取り出すことができ、発電システム全体の発電効率を上げることができる。
また、凝縮による水の分離はタービンから排出される排燃料ガスから行うため、燃料電池から排出された高温の排燃料ガスを燃焼器に供給することができ、高い燃焼効率でガスタービンによる発電ができる。

また、排燃料ガスを燃焼する燃焼器と、燃焼器から排出されるガスにより回転するガスタービンをさらに備え、分離手段は燃焼器で燃焼前の排燃料ガスから水を分離することとしてもよい。

本発明によれば、排燃料ガスを燃焼器で燃焼してガスタービンのタービンを回転させることにより発電を行うため、排燃料ガスに含まれる未反応成分から電気エネルギーを取り出すことができる。
また、凝縮による水の分離は燃焼前の排燃料ガスから行うため、排燃料ガス中の蒸気分率が高く、簡易かつ安価な構造で水を分離することができる。

また、分離手段は、外部から供給される水、空気及び燃料ガスのうち少なくとも一つとの熱交換により行われることとしてもよい。

本発明によれば、排燃料ガスが外部から供給される比較的低温な供給水と熱交換することにより排燃料ガスから水を分離でき、さらに供給水を気化させて蒸気として活用することができる。あるいは排燃料ガスが比較的低温な燃料ガスと熱交換することにより排燃料ガスから水を分離でき、さらに燃料ガスを予熱することができるため燃焼効率を向上することができる。また、これらを組み合わせることで両方の効果を得ることもできる。

また、気化手段が、容器内部に配置され、水が流れる流路を有する燃料電池放熱回収器を備えてもよい。

また、本発明に係る発電方法は、燃料ガスと酸化性ガスとを用いて発電を行う燃料電池から排出された排燃料ガスに含まれる水蒸気を凝縮し、排燃料ガスと水に分離する分離工程と、燃料電池が収納された容器内で、水を燃料電池の放熱で水蒸気に気化させる気化工程と、気化工程で気化させた水蒸気を燃料電池に投入する前の燃料ガスに供給する供給工程と、を含むことを特徴とする。

本発明によれば、燃料ガスと酸化性ガスとを用いて発電を行う燃料電池から排出された排燃料ガスに含まれる水蒸気を凝縮して水を分離し、この水を再び気化させてから燃料ガスに供給することによって、排燃料ガスに含まれる水分のみを料電池に再循環させることができるため高価なブロワが必要なくなる。このため、ブロワの動力損失を除去するとともにシステムの制御を簡素化することができる。
また、水の気化は燃料電池が収納された容器内において、従来排熱であった燃料電池の放熱で行うため排熱回収効率を向上することになる。
これらにより、高い信頼性をもつ高効率な発電方法を安価で実現できる。

本発明によれば、内部改質を利用する発電システムの排燃料ガスに含まれる水蒸気のみを排燃料ガスから分離し、分離した水を再び気化させて燃料電池の燃料極側に供給することによって、再循環ブロワが必要なくなり、高い信頼性をもつ高効率な発電システムを安価で実現できる。さらに、燃料電池の容器内で燃料電池の放熱を利用して水の気化を行うため、排熱回収効率を向上できる。

本発明の第１実施形態に係る発電システムの系統図である。 本発明の第１実施形態に係るセルスタックの要部断面図である。 本発明の第１実施形態に係る燃料電池の断面図である。 本発明の第２実施形態に係る発電システムの系統図である。 本発明の燃料電池放熱回収器の第２の例に係る斜視図である。

以下に、本発明にかかる実施形態について、図面を参照して説明する。
［第１実施形態］
以下、本発明の第１実施形態について、図１〜３を用いて説明する。
図１に示すように、本実施形態に係る発電システム１は、燃料電池８と、ガスタービン設備２とを組み合わせたものである。
ガスタービン設備２は、外気を吸入して圧縮する圧縮機３と、圧縮空気と燃料を混合し燃焼させる燃焼器４と、燃焼器４の下流側に設けられたタービン５とを有している。また、ガスタービン設備２には発電機６が接続されている。
圧縮機３は、空気を圧縮し燃焼器４に供給するが、その過程で圧縮空気の一部を抽気し、燃料電池８の酸化性ガス供給室２２１（図３参照）に供給する。

燃料電池８は複数のセルスタック９から構成され、供給された燃料ガスＦ１及び酸化性ガスＯ１による反応によって発電を行っており、圧力容器７に収納されている。燃料電池８の詳細については後述する。
圧力容器７は例えば、内部の圧力が約０．１MPa〜約２MPa、燃料電池８の発電室外の圧縮容器内部の温度が大気温度〜約５００℃で運用される。また、例えば全体として円筒形状を成し、その中心線と垂直方向に燃料電池８が多数配置される。圧力容器７と燃料電池８の間には断熱材２８が配置され、圧力容器７の内周のほぼ全範囲に円筒状に配置される構造や、燃料電池８の周りにほぼ全範囲に四角柱状に配置される構造などが用いられる。また、圧力容器７は耐圧性の他に、酸化性ガス中に含まれる酸素などの酸化剤に対する耐食性を保有する材質が利用される。例えばＳＵＳ３０４などのステンレス系材が好適である。
燃料ガスＦ１としては、例えば水素および一酸化炭素、メタンなどの炭化水素系ガス、石炭など炭素質原料のガス化設備により製造したガス、あるいはこれらのうち複数の成分を含む混合ガス等が利用される。酸化性ガスＯ１には酸素を略１５％〜３０％含むガスが用いられることが多く、代表的には空気が好適であるが、酸素と空気の混合ガスなども使用可能である。本実施形態では燃料ガスＦ１として都市ガスを用いている。

第１配管１１は、圧縮機３から圧縮空気の一部を抽気する抽気室（図示せず）と燃料電池の酸化性ガス供給室２２１を接続する。第１配管１１では圧縮機３から酸化性ガス供給室２２１へ酸化性ガスＯ１（圧縮空気）が流れる。

第２配管１２は、燃料電池８の燃料ガス排出室２１９と燃焼器４を接続する。第２配管１２では燃料ガス排出室２１９から燃焼器４へ排燃料ガスＦ２が流れる。

第３配管１３は、燃料電池８の酸化性ガス排出室２２３と燃焼器４を接続する。第３配管１３では酸化性ガス排出室２２３から燃焼器４へ排酸化性ガスＯ２が流れる。

第４配管１４は、外部の燃料ガスＦ１（例えば、都市ガス）の供給元と燃料電池８の燃料ガス供給室２１７を接続する。第４配管１４では外部から燃料ガス供給室２１７へ燃料ガスＦ１が流れる。第４配管１４は、途中で分岐して燃焼器４と接続され、燃料ガスＦ１の一部を燃焼器４へ供給する。第３配管１３を流れる排酸化性ガスＯ２は、圧力容器７内で第４配管１４を流れる燃料ガスＦ１と空気・燃料熱交換器２４において熱交換する。

第５配管１５は、タービン５と外部を接続する。第５配管１５ではタービン５から煙突２７を通じて外部へ排燃料ガスＦ２が流れる。その途中、排熱蒸気ボイラ１９や供給水予熱器２１にて第６配管１６を流れる供給水Ｈ１と熱交換を行い、また燃料予熱器２０にて第４配管１４を流れる燃料ガスＦ１と熱交換を行い、凝縮器２２にて排燃料ガスＦ２中の水分を分離する。

第６配管１６は、外部から供給水Ｈ１を供給し、供給水予熱器２１や排熱蒸気ボイラ１９にて第５配管１５を流れる排燃料ガスＦ２より熱を受け取って水蒸気を生成する。水蒸気は工業用などに用いられる。

第７配管１７は凝縮器２２とドレンタンク２３を接続する。第７配管１７では凝縮器２２からドレンタンク２３へドレン水Ｈ２が流れる。

第８配管１８はドレンタンク２３と燃料電池放熱回収器２５の下流の第４配管１４とを接続する。第８配管１８ではドレンタンク２３から配管１４へドレン水Ｈ２が流れる。第８配管１８の途中には水ポンプ１０が備えられている。

また、本実施形態ではさら第３配管１３と第４配管１４で熱交換する空気・燃料熱交換器２４、および第４配管１４や第８配管１８と燃料電池８とで熱交換する燃料電池放熱回収器２５が、圧力容器７内部に設けられている。

次に、燃料電池８の詳細構造およびその作用・効果について説明する。
まず、図２を参照して本実施例に係る円筒形のセルスタック９について説明する。セルスタック９は、円筒形状の基体管１０３と、基体管１０３の外周面に複数形成された燃料電池セル１０５と、隣り合う燃料電池セル１０５の間に形成されたインターコネクタ１０７とを有する。燃料電池セル１０５は、燃料極１０９と固体電解質１１１と空気極１１３とが積層して形成されている。また、セルスタック９は、基体管１０３の外周面に形成された複数の燃料電池セル１０５の内、基体管１０３の軸方向において最も端に形成された燃料電池セル１０５の空気極１１３に、インターコネクタ１０７を介して電気的に接続されたリード膜１１５を有する。

基体管１０３は、多孔質材料からなり、例えば、ＣａＯ安定化ＺｒＯ_２（ＣＳＺ）、又はＹ_２Ｏ_３安定化ＺｒＯ_２（ＹＳＺ）、又はＭｇＡｌ_２Ｏ_４とされる。この基体管１０３は、燃料電池セル１０５とインターコネクタ１０７とリード膜１１５とを支持すると共に、基体管１０３の内周面に供給される燃料ガスを基体管１０３の細孔を介して基体管１０３の外周面に形成される燃料極１０９に拡散させるものである。

燃料極１０９は、Ｎｉとジルコニア系電解質材料との複合材の酸化物で構成され、例えば、Ｎｉ／ＹＳＺが用いられる。この場合、燃料極１０９は、燃料極１０９の成分であるＮｉが燃料ガスに対して触媒作用を有する。この触媒作用は、基体管１０３を介して供給された燃料ガス、例えば、メタン（ＣＨ_４）と水蒸気との混合ガスを反応させ、水素（Ｈ_２）と一酸化炭素（ＣＯ）に改質するものである。また、燃料極１０９は、改質により得られる水素（Ｈ_２）及び一酸化炭素（ＣＯ）と、固体電解質１１１を介して供給される酸素イオン（Ｏ^２−）とを固体電解質１１１との界面付近において電気化学的に反応させて水（Ｈ_２Ｏ）及び二酸化炭素（ＣＯ_２）を生成するものである。なお、燃料電池セル１０５は、この時、酸素イオンから放出される電子によって発電する。

固体電解質１１１は、ガスを通しにくい気密性と、高温で高い酸素イオン導電性とを有するＹＳＺが主として用いられる。この固体電解質１１１は、空気極で生成される酸素イオン（Ｏ^２−）を燃料極に移動させるものである。

空気極１１３は、例えば、ＬａＳｒＭｎＯ_３系酸化物、又はＬａＣｏＯ_３系酸化物で構成される。この空気極１１３は、固体電解質１１１との界面付近において、供給される空気等の酸化性ガス中の酸素を解離させて酸素イオン（Ｏ^２−）を生成するものである。

インターコネクタ１０７は、ＳｒＴｉＯ_３系などのＭ_１−ｘＬ_ｘＴｉＯ_３（Ｍはアルカリ土類金属元素、Ｌはランタノイド元素）で表される導電性ペロブスカイト型酸化物から構成され、燃料ガスと酸化性ガスとが混合しないように緻密な膜となっている。また、インターコネクタ１０７は、酸化雰囲気と還元雰囲気との両雰囲気下で安定した電気導電性を有する。このインターコネクタ１０７は、隣り合う燃料電池セル１０５において、一方の燃料電池セル１０５の空気極１１３と他方の燃料電池セル１０５の燃料極１１１とを電気的に接続し、隣り合う燃料電池セル１０５同士を直列に接続するものである。リード膜１１５は、電子伝導性を有すること、及びセルスタック９を構成する他の材料との熱膨張係数が近いことが必要であることから、Ｎｉ／ＹＳＺ等のＮｉとジルコニア系電解質材料との複合材で構成されている。このリード膜１１５は、インターコネクタにより直列に接続される複数の燃料電池セル１０５で発電された直流電力をセルスタック９の端部付近まで導出すものである。

燃料電池８は、図３に示す通り、複数のセルスタック９と、発電室２１５と、燃料ガス供給室２１７と、燃料ガス排出室２１９と、酸化性ガス供給室２２１と、酸化性ガス排出室２２３とを有する。また、燃料電池８は、上部管板２２５ａと、下部管板２２５ｂと、上部断熱体２２７ａと、下部断熱体２２７ｂとを有する。なお、本実施例においては、燃料電池８は、燃料ガス供給室２１７と燃料ガス排出室２１９と酸化性ガス供給室２２１と酸化性ガス排出室２２３とが図３のように配置されることで、燃料ガスと酸化性ガスとがセルスタック９の内側と外側とを対向して流れる構造となっているが、必ずしもこの必要はなく、例えば、セルスタックの内側と外側とを平行して流れても良い。

発電室２１５は、上部断熱体２２７ａと下部断熱体２２７ｂとの間に形成された領域である。この発電室２１５は、燃料電池セル１０５を有するセルスタック９が配置され、燃料ガスと酸化性ガスとを電気化学的に反応させて発電を行う領域である。また、この発電室２１５のセルスタック９長手方向の中央部付近での温度は、燃料電池８の定常運転時に、およそ８００℃〜１０００℃の高温雰囲気となる。

燃料ガス供給室２１７は、燃料電池８の上部ケーシング２２９ａと上部管板２２５ａとに囲まれた領域である。また、燃料ガス供給室２１７は、上部ケーシング２２９ａに備えられた燃料ガス供給孔２３１ａによって、燃料ガス供給管２０７ａと連通されている。また、燃料ガス供給室２１７には、セルスタック９の一方の端部が、セルスタック９の基体管１０５の内部が燃料ガス供給室２１７に対して開放して配置されている。この燃料ガス供給室２１７は、燃料ガス供給管２０７ａから燃料ガス供給孔２３１ａを介して供給される燃料ガスを、複数のセルスタック９の基体管１０５の内部に略均一流量で導くものである。

燃料ガス排出室２１９は、燃料電池８の下部ケーシング２２９ｂと下部管板２２５ｂとに囲まれた領域である。また、燃料ガス排出室２１９は、下部ケーシング２２９ｂに備えられた燃料ガス排出孔２３１ｂによって、燃料ガス排出管２０９ａと連通されている。また、燃料ガス排出室２１９には、セルスタック９の他方の端部が、セルスタック９の基体管１０５の内部が燃料ガス排出室２１９に対して開放して配置されている。この燃料ガス排出室２１９は、複数のセルスタック９の基体管１０５の内部を通過して燃料ガス排出室２１９に供給される排燃料ガスを集約して、燃料ガス排出孔２３１ｂを介して燃料ガス排出管２０９ａに導くものである。

燃料電池の発電量に対応して所定ガス組成と所定流量の酸化性ガスを複数の燃料電池８へ供給する。酸化性ガス供給室２２１は、燃料電池８の下部ケーシング２２９ｂと下部管板２２５ｂと下部支持体２２７ｂとに囲まれた領域である。また、酸化性ガス供給室２２１は、下部ケーシング２２９ｂに備えられた酸化性ガス供給孔２３３ａによって、酸化性ガス供給管２１１ａと連通されている。この酸化性ガス供給室２２１は、酸化性ガス供給管２１０ａから酸化性ガス供給孔２３３ａを介して供給される所定流量の酸化性ガスを、後述する酸化性ガス供給隙間２３５ａを介して発電室２１５に導くものである。

酸化性ガス排出室２２３は、燃料電池８の上部ケーシング２２９ａと上部管板２２５ａと上部支持体２２７ａとに囲まれた領域である。また、酸化性ガス排出室２２３は、上部ケーシング２２９ａに備えられた酸化性ガス排出孔２３３ｂによって、酸化性ガス排出管２１３ａと連通されている。この酸化性ガス排出室２２３は、発電室２１５から、後述する酸化性ガス排出隙間２３５ｂを介して燃料ガス排出室２２３に供給される排酸化性ガスを、酸化性ガス排出孔２３３ｂを介して酸化性ガス排出管２１３ａに導くものである。

上部管板２２５ａは、上部ケーシング２２９ａの天板と上部断熱体２２７ａとの間に、上部管板２２５ａと上部ケーシング２２９ａの天板と上部断熱体２２７ａとが略平行になるように、上部ケーシング２２９ａの側板に固定されている。また上部管板２２５ａは、燃料電池８に備えられるセルスタック９の本数に対応した複数の孔を有し、該孔にはセルスタック９が夫々挿入されている。この上部管板２２５ａは、複数のセルスタック９の一方の端部をシール部材及び接着部材のいずれか一方又は両方を介して気密に支持すると共に、燃料ガス供給室２１７と酸化性ガス排出室２２３とを隔離するものである。

下部管板２２５ｂは、下部ケーシング２２９ｂの底板と下部断熱体２２７ｂとの間に、下部管板２２５ｂと下部ケーシング２２９ｂの底板と下部断熱体２２７ｂとが略平行になるように下部ケーシング２２９ｂの側板に固定されている。また下部管板２２５ｂは、燃料電池８に備えられるセルスタック９の本数に対応した複数の孔を有し、該孔にはセルスタック９が夫々挿入されている。この下部管板２２５ｂは、複数のセルスタック９の他方の端部をシール部材及び接着部材のいずれか一方又は両方を介して気密に支持すると共に、燃料ガス排出室２１９と酸化性ガス供給室２２１とを隔離するものである。

上部断熱体２２７ａは、上部ケーシング２２９ａの下端部に、上部断熱体２２７ａと上部ケーシング２２９ａの天板と上部管板２２５ａとが略平行になるように配置され、上部ケーシング２２７ａの側板に固定されている。また、上部断熱体２２７ａには、燃料電池８に備えられるセルスタック９の本数に対応して、複数の孔が設けられている。この孔の直径はセルスタック９の外径よりも大きく設定されている。上部断熱体２２７ａは、この孔の内面と、上部断熱体２２７ａに挿通されたセルスタック９の外面との間に形成された酸化性ガス排出隙間２３５ｂを有する。

この上部断熱体２２７ａは、発電室２１５と酸化性ガス排出室２２３とを仕切るものであり、上部管板２２５ａの周囲の雰囲気が高温化し強度低下や酸化性ガス中に含まれる酸化性による腐食が増加することを抑制する。上部管板２２５ａ等はインコネルなどの高温耐久性のある金属材料から成るが、上部管板２２５ａ等が発電室２１５内の高温に晒されて上部管板２２５ａ等内の温度差が大きくなることで熱変形することを防ぐものである。また、上部断熱体２２７ａは、発電室２１５を通過して高温に晒された排酸化性ガスを、酸化性ガス排出隙間２３５ｂを通過させて酸化性ガス排出室２２３に導くものである。

また、圧力容器７の内部の燃料電池８の近傍に、燃料電池放熱回収器２５が配置されている。すなわち、発電室２１５の温度が約９００℃の高温型の燃料電池の運転時において、燃料電池８から放出する熱が燃料電池放熱回収器２５に十分伝わるような位置に配置されている。

燃料電池放熱回収器２５の第１の例は図３に示す通り、断熱材２８の内部を蛇行するように形成された蛇行孔３０から構成されている。蛇行孔３０はその両端が燃料電池放熱回収器の端面で開口されている伝熱管であり、第８配管１８または第４配管１４の一部を構成している。断熱材２８は圧力容器７内で燃料電池８の周囲に配置されているため、燃料電池８から放出する熱を奪うとともに蛇行孔３０を流れる水の水蒸気の発生効率を向上させることができる。
また、上記の例以外に燃料電池放熱回収器２５は圧力容器７そのものに蛇行孔３０が設けられたものでもよい。

燃料電池放熱回収器２５の第２の例は図５に示す通り、例えばＳＵＳなどの金属によって形成された矩形の板部材である燃料電池放熱回収器本体２９と、燃料電池放熱回収器本体２９の内部を蛇行するように形成された蛇行孔３０とから構成されている。蛇行孔３０はその両端が燃料電池放熱回収器の端面で開口されており、蛇行孔３０は第８配管１８または第４配管１４の一部を構成している。なお、燃料電池放熱回収器本体２９の形状は矩形でなく、適宜変更することが可能である。
また、燃料電池放熱回収器本体２９は圧力容器７内で燃料電池８の周囲に配置されることによって、燃料電池８から放出する熱を奪うとともに蛇行孔３０を流れる水の水蒸気の発生効率を向上させることができる。

次に、本実施形態の作用・効果について説明する。
圧縮機３は圧縮空気の一部を酸化性ガスＯ１として、第１配管１１を通じて燃料電池８の酸化性ガス供給室２２１に供給する。断熱圧縮により、酸化性ガスＯ１は約４２０℃の高温となる。
燃料電池８は、供給された酸化性ガスＯ１および燃料ガスＦ１を用いて発電を行う。

なお、酸化性ガスＯ１は圧縮機３とは別の系統から供給されてもよい。
しかし、燃料電池の特性上酸化性ガスＯ１は大気より高圧である必要があるが、圧縮空気の一部を利用することにより新たな昇圧器やその制御が必要なくなり、システムを簡素化することができるため、安価で高信頼性のシステムを実現できる。

燃料電池８で使用済みの排酸化性ガスＯ２は酸化性ガス排出室２２３に送られ、第３配管１３を通じて燃焼器４に供給される。これにより、高圧の酸化性ガスを無駄なく利用できる。燃料電池８での反応によって発電室は約９００℃に上昇するため、排酸化性ガスＯ２は更に昇温されて約６００℃となっている。
燃料電池８で使用済みの燃料ガスは排燃料ガスＦ２として燃料ガス排気室２１９に送られ、第２配管１２を通じて燃焼器４に送出される。燃料電池８での反応によって燃料ガスＦ１は更に昇温され、排燃料ガスＦ２は約５００℃となっている。
なお、この排燃料ガスＦ２は、燃料電池８に供給される燃料ガスＦ１が高圧・多湿の状態で供給されるため高圧・多湿であり、また上記の通り高温である。また、燃料電池８において燃料ガスＦ１の全ての高カロリー成分が反応するわけではないので、排燃料ガスＦ２は燃焼成分を含む。

燃焼器４は第４配管１４から分岐して供給された追加燃料とともに、第２配管１２からの排燃料ガスを、第３配管１３および圧縮機３から供給された酸素を用いて燃焼させる。

タービン５は供給された燃焼後の排燃料ガスＦ２を膨張させながら圧縮機３および発電機６を回転駆動し発電する。タービン５から排気された排燃料ガスＦ２は第５配管１５を通じて外部へ排出される。排燃料ガスＦ２は燃焼にて昇温・昇圧後、タービン５での断熱膨張により降温して約３００℃になる。
これにより、排燃料ガスＦ２に含まれる未反応成分から電気エネルギーを取り出すことができ、発電システム１全体の発電効率を上げることができる。

タービン５から排気された排燃料ガスＦ２も多湿・高温である。この排燃料ガスＦ２をこのまま外部へ排出してしまうと投入エネルギーに対する回収率が低くなる上に、燃料電池のＳ／Ｃ値を２．０以上に保つために新たな蒸気を燃料ガスＦ１に導入する必要があり、無駄な設備や水が必要になる。
このため、第５配管１５の下流で熱交換により排燃料ガスＦ２の熱を回収するとともに、排燃料ガスＦ２の温度を水の凝固点以下に下げて水分を回収する。回収した水分は熱交換により凝固点以上に昇温し気化させて、燃料ガスＦ１に供給する。これにより、燃料電池のＳ／Ｃ値を適切に保つことが可能となる。具体的に本実施例では、以下のような構成を備える。

第５配管１５を流れる排燃料ガスＦ２は、第６配管１６を通じて外部から供給され、約６０℃に予熱された供給水Ｈ１と排熱蒸気ボイラ１９において熱交換を行い、供給水Ｈ１を約１８０℃の蒸気にする。供給水Ｈ１には軟水化させる必要はあるが市水（公営水道水）を用いてよい。なお、蒸気は様々な用途に用いることができる。この結果、排燃料ガスＦ２は約１６０℃となる。

さらに第５配管１５を流れる排燃料ガスＦ２は、第４配管１４を通じて外部から供給される燃料ガスＦ１（常温）と燃料予熱器２０において熱交換を行い、燃料ガスＦ１を約１５０℃に昇温する。燃料ガスＦ１には都市ガスを用いてよい。この結果、排燃料ガスＦ２は約１００℃となる。
このように燃料ガスＦ１を予熱することによって、比較的高温の燃料を燃焼器４に供給することができ、ガスタービン設備２の燃焼効率を上昇させ発電効率を高めることができる。

さらに第５配管１５を流れる排燃料ガスＦ２は、第６配管１６を通じて外部から供給される供給水Ｈ１（常温）と供給水予熱器２１において熱交換を行い、供給水Ｈ１を約６０℃に昇温する。この結果、排燃料ガスＦ２は約６０℃となる。

排燃料ガスＦ２の温度が水の凝固点を下回ると、第５配管１５に設置された凝縮器２２を用いて、排燃料ガスＦ２とドレン水Ｈ２に分離することができる。凝縮器２２にはメカニカルスチームトラップ、サーモスタックスチームトラップ、サーモダイナミックスチームトラップなどの種類があるが、これらに限定されずに水、空気又は燃料ガスなどで冷却して、排燃料ガス中の水を凝縮させる熱交換器を用いる。凝縮器２２を通過した排燃料ガスＦ２は煙突２７などから外部へ排出される。

なお本実施形態では第５配管１５の上流側から排熱蒸気ボイラ１９、燃料予熱器２０、供給水予熱器２１、凝縮器２２の順番で配置されているが、必ずしもこの順番である必要はなく、また凝縮器２２以外は全てが必要であるわけではない。

分離されたドレン水Ｈ２は第７配管１７を通じてドレンタンク２３に貯蔵される。ここで、トリップ用に純水などを供給してもよい。
その後、水ポンプ１０の動力により第８配管１８を通じて水は燃料電池放熱回収器２５に導かれる。

圧力容器４内で燃料電池８の放熱と熱交換されることにより、水は気化して蒸気となり、第４配管１４を流れる燃料ガスＦ１に供給することができる。また、従来は廃棄していた燃料電池８からの放熱を圧力容器内で直接回収することにより、排熱回収効率を向上することにもなり、同時に燃料電池８の冷却もできる。

水蒸気が供給された燃料ガスＦ１は、第３配管１３を流れる排酸化性ガスＯ２と空気・燃料熱交換器２４において熱交換を行ってもよい。これにより燃料ガスＦ１が昇温され、燃料電池８内での反応が進みやすくなる。
なお本実施形態では燃料ガスＦ１は水蒸気供給前に、燃料電池放熱回収器２５にて燃料電池８からの放熱と熱交換し、その後に排酸化性ガスＯ２と熱交換している。しかし、これらの順番は限定されるものではない。

上記実施形態によれば、燃料電池８からの排燃料ガスＦ２に含まれる水分のみを安価な水ポンプ１０にて再循環させることができるため、必要な水分に加え排燃料ガスＦ２も共に再循環させる場合と比べて再循環動力を低減することができる。さらに高温・高圧・多湿な気体に対応できる特殊な再循環ブロワが必要なくなる。
さらに、再循環した水の気化は、圧力容器４内で燃料電池８からの放熱と熱交換することにより行うので、排熱回収効率を向上することにもなり、同時に燃料電池８の冷却もできる。
さらに、燃料電池８から排出された排燃料ガスＦ２を燃焼器４で燃焼してガスタービンのタービンを回転させることにより発電を行うため、排燃料ガスに含まれる未反応成分から電気エネルギーを取り出すことができ、発電システム１全体の発電効率を上げることができる。
さらに、凝縮による水の分離はタービンから排出された排燃料ガスＦ２から行うため、燃料電池８から排出された高温の排燃料ガスＦ２を燃焼器４に供給することができ、高い燃焼効率でガスタービン設備２による発電ができる。
さらに、排燃料ガスＦ２中の排熱によって、外部から供給された供給水Ｈ１を蒸気に変えることができるため、排熱回収率を向上すると共に工業用などの蒸気へ活用することができる。また排燃料ガスＦ２中の排熱によって燃料ガスを予熱することができるため、燃焼器４での発電効率を向上することができる。
これらにより、再循環ブロワを用いずに適正なＳ／Ｃ値を確保できるため、高い信頼性をもつ高効率な発電システム１を安価で実現できる。

［第２実施形態］
次に本発明における第２実施形態に係る発電システム１’について、図４を用いて説明する。
本実施形態は、第１実施形態において燃焼後に行われていた排燃料ガスＦ２に含まれる水蒸気の凝縮を、燃焼前に行ったものである。第１実施形態における発電システム１と共通する構成には共通の番号を付し、その説明を省略又は簡略化する。

本実施形態の発電システム１’でも、第１実施形態と同様に燃料電池８、ガスタービン設備２、第１配管１１〜第８配管１８、燃料予熱器２０、供給水予熱器２１、空気・燃料熱交換器２４、燃料電池放熱回収器２５、水ポンプ１０を備えている。
そして、第１実施形態にはなかった排燃料蒸気ボイラ３１が第２配管１２に設けられ、第２配管１２と第６配管１６で熱交換する。また、凝縮器３２が第２配管１２の排燃料蒸気ボイラ３１の後流側に設けられ、第２配管１２中の水蒸気を分離して回収している。
さらに、第１実施形態にはなかった排ガス熱交換器２６が、第５配管１５に設けられ、凝縮器３２より下流の第２配管１２と第５配管１５で熱交換している。

次に、本実施形態の第２実施形態の作用・効果について説明する。
燃料電池８で使用され約５００℃に昇温された排燃料ガスＦ２は、第６配管１６を通じて外部から供給され、約６０℃に予熱された供給水Ｈ１と排燃料蒸気ボイラ３１において熱交換を行い、供給水Ｈ１を約１８０℃の蒸気にする。供給水Ｈ１は軟水化させる必要はあるが市水（公営水道水）を用いてもよい。なお、蒸気は様々な用途に用いることができる。この結果、排燃料ガスＦ２は約８０℃となる。

排燃料ガスＦ２の温度が水の凝固点を下回ると、第２配管１２に設置された凝縮器３２を用いて、排燃料ガスＦ２とドレン水Ｈ２とに分離することができる。ドレン水Ｈ２は第１実施形態と同様に再循環される。

排燃料ガスＦ２の温度が水の凝固点を下回る低温であるため、このまま燃焼器４に導入してしまうと燃焼効率が悪い。このため排ガス熱交換器２６において、第５配管１５を流れる燃焼後の排燃料ガスＦ２と熱交換することで約３００℃に昇温する。タービン５から約３００℃で排出された第５配管１５を流れる燃焼後の排燃料ガスＦ２は、この熱交換によって約１５０℃となる。

なお本実施形態では上流側から排燃料蒸気ボイラ３１、凝縮器３２、排ガス熱交換器２６、燃料予熱器２０、供給水予熱器２１の順番で配置されているが、必ずしもこの順番である必要はなく、また凝縮器３２以外は全てが必要であるわけではない。

上記実施形態によれば、排燃料ガスＦ２中の水分の分離が、燃焼器４において酸化性ガスＯ１や燃料ガスＦ１などと混合される前に行われる。このため排燃料ガス中の蒸気分率としては、５０％以上に達している場合もあるので、簡易かつ安価な構造で水を分離することができる。
また、第１実施形態と同様に再循環ブロワが必要なく、さらに、再循環した水の気化は、圧力容器４内で燃料電池８と熱交換することにより行うので、排熱回収効率を向上することにもなり、同時に燃料電池８の冷却もできる。さらに、ガスタービン設備２にて排燃料ガスＦ２中の未燃焼成分のエネルギーを取り出し、その後排熱によって、外部から供給された供給水Ｈ１を蒸気に変えることができ、また、燃料ガスＦ１の予熱ができるため、システムの排熱回収率を向上すると共に蒸気を工業用途等で活用することできる。
これらにより、高い信頼性をもつ高効率な発電システム１’を安価で実現できる。

１，１’ 発電システム
２ ガスタービン設備
３ 圧縮機
４ 燃焼器
５ タービン
６ 発電機
７ 圧力容器（容器）
８ 燃料電池
９ セルスタック
１０ 水ポンプ
１１〜１７ 第１配管〜第７配管
１８ 第８配管（供給手段）
１９ 排熱蒸気ボイラ
２０ 燃料予熱器
２１ 供給水予熱器
２２，３２ 凝縮器（分離手段）
２３ ドレンタンク
２４ 空気・燃料熱交換器
２５ 燃料電池放熱回収器（気化手段）
２６ 排ガス熱交換器
２７ 煙突
２８ 断熱材
２９ 燃料電池放熱回収器本体
３０ 蛇行孔
３１ 排燃料蒸気ボイラ
１０３ 基体管
１０５ 燃料電池セル
１０７ インターコネクタ
１０９ 燃料極
１１１ 固体電解質
１１３ 空気極
１１５ リード膜
２１５ 発電室
２１７ 燃料ガス供給室
２１９ 燃料ガス排出室
２２１ 酸化性ガス供給室
２２３ 酸化性ガス排出室
２２５ａ 上部管板
２２５ｂ 下部管板
２２７ａ 上部断熱体
２２７ｂ 下部断熱体
２２９ａ 上部ケーシング
２２９ｂ 下部ケーシング
２３１ａ 燃料ガス供給孔
２３３ａ 酸化性ガス供給孔
Ｆ１ 燃料ガス
Ｆ２ 排燃料ガス
Ｏ１ 酸化性ガス
Ｏ２ 排酸化性ガス

Claims (6)

1. 燃料ガスと酸化性ガスとを用いて発電を行う燃料電池と、
   前記燃料電池が収納される容器と、
   前記燃料電池から排出された排燃料ガスに含まれる蒸気を凝縮し、排燃料ガスと水に分離する分離手段と、
   前記容器内で前記水を前記燃料電池の放熱で水蒸気に気化させる気化手段と、
   前記気化手段で気化させた前記水蒸気を前記燃料電池に投入する前の前記燃料ガスに供給する供給手段と、
   を備えていることを特徴とする発電システム。
2. 前記排燃料ガスを燃焼する燃焼器と、
   前記燃焼器から排出されるガスにより回転するタービンと、
   を備えるガスタービンをさらに備え、
   前記分離手段は前記タービンから排出される前記排燃料ガスから前記水を分離することを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
3. 前記排燃料ガスを燃焼する燃焼器と、
   前記燃焼器から排出されるガスにより回転するタービンと、
   を備えるガスタービンをさらに備え、
   前記分離手段は前記燃焼器で燃焼前の前記排燃料ガスから前記水を分離することを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
4. 前記分離手段は、外部から供給される水、空気及び前記燃料ガスのうち少なくとも一つとの熱交換により行われることを特徴とする請求項１から３のいずれか一項に記載の発電システム。
5. 前記気化手段が、容器内部に配置され、前記水が流れる流路を有する燃料電池放熱回収器を備えることを特徴とする請求項１から４のいずれか一項に記載の発電システム。
6. 燃料ガスと酸化性ガスとを用いて発電を行う燃料電池から排出された排燃料ガスに含まれる水蒸気を凝縮し、排燃料ガスと水に分離する分離工程と、
   前記燃料電池が収納された容器内で、前記水を前記燃料電池の放熱で水蒸気に気化させる気化工程と、
   前記気化工程で気化させた前記水蒸気を前記燃料電池に投入する前の前記燃料ガスに供給する供給工程と、
   を含む発電方法。

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