JP2016091644A - 複合発電システム、その制御装置及び方法並びにプログラム - Google Patents

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Abstract

【課題】設備コスト及びランニングコストを抑えて複合発電システムの制御すること。
【解決手段】ＳＯＦＣ１０から排燃料ガスを排燃料ブロワ２９により送気する排燃料ガスライン２７ａと、排燃料ガスライン２７ａの分岐点より分岐してＭＧＴ５０に排燃料ガスを供給する排燃料ガス供給ライン２７ｃと、分岐点より分岐してＳＯＦＣ１０に排燃料ガスを流通させる再循環ライン２７ｂと、分岐点より上流側から分岐するベントライン２８の遮断弁３１と、遮断弁３１より下流側のオリフィス３２と、再循環ライン２８ｂに水を供給する水供給部２４と、ＳＯＦＣ１０の系統差圧を計測するＤＰＸ１８とを具備し、ＳＯＦＣ１０の発電を停止する場合またはＳＯＦＣ１０の発電が異常停止する場合に、ベントライン２８にオリフィス３２で所定の圧力損失を与えながら、遮断弁３１を開状態とし、ＤＰＸ１８で計測する差圧が所定値になるよう水供給部２４の水流量を制御する。
【選択図】図１

Description

本発明は、複合発電システム、その制御装置及び方法並びにプログラムに関するものである。
燃料電池は、電気化学反応による発電方式を利用した発電装置であり、優れた発電効率及び環境対応等の特性を有している。このような燃料電池は、燃料側の電極である燃料極と、空気（酸化剤）側の電極である空気極と、これらの間にありイオンのみを通す電解質とにより構成されており、電解質の種類によって様々な形式が開発されている。
このうち、固体酸化物形燃料電池（Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ：以下「ＳＯＦＣ」と呼ぶ）は、電解質としてジルコニアセラミックスなどのセラミックスが用いられ、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、都市ガス、天然ガス、あるいはこれらのうち複数の成分を含む混合ガスなどを燃料として運転される燃料電池である。このようなＳＯＦＣは、例えばマイクロガスタービン（以下、「ＭＧＴ」と呼ぶ）等の内燃機関と組み合わせて複合発電システムを構築することにより、発電効率の高い発電が可能とされている。
従来、ＳＯＦＣにおいては、発電の停止時及びトリップ時には、燃料ガス供給系統、酸化性ガス供給系統、燃料ガス排出系統、及び酸化性ガス排出系統は遮断され、ＳＯＦＣ系統内に燃料ガスや圧縮された酸化性ガスが封じ込められた状態とし、このとき燃料極に窒素等の不活性ガスをパージすることで、発電停止に伴う燃料系統と空気系統との系統差圧を制御してＳＯＦＣを保護する技術が検討されている。
下記特許文献１では、ＳＯＦＣとガスタービン発電設備とを組み合わせた複合発電システムにおいて、発電停止時に、燃料供給系及び酸化性ガス供給系が遮断されてＳＯＦＣ系内に通気ガスが封じ込められた場合、系内の温度低下に伴う圧力低下を防止するために、還元ガスや窒素ガス等の圧力調整用ガスを供給する技術が開示されている。
下記特許文献２では、発電セルの運転停止時に、燃料及び水の混合液を気化する気化器と、混合気から水素ガス及び一酸化炭素ガスを含む改質ガスを生成する改質器とを有する発電システムにおいて、気化器の温度を水の沸点より高温にしておき、水を気化器に通過させて水蒸気にし、空気流路、燃料流路、オフガス流路、水流路の各流路の内圧を調整する技術が開示されている。
下記特許文献３では、燃料ガスまたは還元性ガスまたは不活性ガスを補充して、燃料電池の内圧を大気圧に維持する技術が開示されている。
特開２０１４−８９８２３号公報 特許第４７７２４７０号公報 特許第５４４６１８４号公報
しかしながら、従来のように、窒素を用いて発電停止時の差圧制御をするには、窒素の使用量が多くなるので、ＳＯＦＣシステムの導入先は十分な窒素ユーティリティ設備が用意できるサイトに限定され、市場性を阻害する要因になる課題があった。また、窒素ユーティリティの設備があるサイトにおいても窒素の消費に伴うランニングコストが高くなるので窒素の消費を極力抑制し、経済性が低いという課題があった。
また、上記特許文献２のように、水蒸気を用いる場合には、気化器を設ける必要があり、経済性に対する課題を解決できない。
本発明は、上記問題を解決するためになされたもので、設備コスト及びランニングコストを抑えることのできる複合発電システム、その制御装置及び方法並びにプログラ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、本発明は以下の手段を採用する。
本発明は、燃料電池と内燃機関とを組み合わせた複合発電システムの制御装置であって、前記複合発電システムは、前記燃料電池から排燃料ガスをブロワにより送気する排燃料ガスラインと、前記排燃料ガスラインの分岐点より分岐して、前記内燃機関に排燃料ガスを供給する排燃料ガス供給ラインと、前記分岐点より分岐して前記燃料電池に前記排燃料ガスを流通させる再循環ラインと、前記分岐点より上流側から分岐するベントラインに設けられる遮断弁と、前記ベントラインの前記遮断弁より下流側に設けられた圧力損失手段と、前記再循環ラインに液相の水を供給する水供給手段と、前記燃料電池の空気系統と燃料系統の間の差圧を計測する系統差圧計測手段と、を具備し、前記燃料電池の発電を停止する場合、または前記燃料電池の発電が異常停止する場合に、前記ベントラインに前記圧力損失手段で所定の圧力損失を与えながら、前記遮断弁を開状態とし、前記系統差圧計測手段で計測する差圧が所定値になるよう前記水供給手段の水流量を制御する複合発電システムの制御装置を提供する。
本発明によれば、燃料電池と内燃機関とを組み合わせ、燃料電池から排燃料ガスをブロワにより送気する排燃料ガスラインと、排燃料ガスラインの分岐点より分岐して、内燃機関に排燃料ガスを供給する排燃料ガス供給ラインと、分岐点より分岐して燃料電池に排燃料ガスを流通させる再循環ラインとを具備する複合発電システムにおいて、燃料電池の発電を停止する場合、または燃料電池の発電が異常停止する場合に、分岐点より上流側から分岐するベントラインに設けられる遮断弁より下流側の圧力損失手段によって、ベントラインに所定の圧力損失が与えられ、ベントラインの遮断弁は開状態とされ、燃料電池の空気系統と燃料系統の間の差圧が所定値になるよう再循環ラインに供給される液相の水流量が制御される。
再循環ラインから供給された水は、再循環ラインを流通する高温（例えば、２５０〜５００℃）の排燃料ガスにより気化し、蒸気となって燃料電池側に供給される。こうして燃料側を正圧に維持し、水によって燃料電池の空気系統と燃料系統の系統差圧が制御される。
このように、窒素に比べて安価な水を使用するのでランニングコストが抑えられ、経済性が高い。また、水は、貯蔵も容易である。また、再循環ラインから窒素を供給させないようにすれば、コスト低減につながる。
燃料極におけるＣ析出の予防に対して水（Ｈ２Ｏ）が一定量以上必要であるが、本発明では水を供給するので、Ｃ析出予防の観点からも水を十分確保できる。
上記複合発電システムの制御装置において、燃料系統の圧力は、前記遮断弁を開閉すること、または、前記水供給手段の水流量を制御することにより、調整されることとしてもよい。
内燃機関が故障した場合等のインターロックやトリップ動作時には背圧調整ができなくなるが、ベントラインの遮断弁を遮断することで水の供給側で圧力調整ができる。このように、遮断弁の間欠運転によって燃料側の圧力上昇に速やかに対応できる。また、遮断弁は、制御弁より安価であり、比較的にコストが低い。
上記複合発電システムの制御装置において、前記水供給手段は、前記水を噴霧して供給するスプレー手段を具備することが好ましい。
水を噴霧して、再循環ラインに水を供給することにより、気化しやすくなり、簡便に水で差圧制御ができる。
上記複合発電システムの制御装置において、前記燃料系統の圧力は、前記水供給手段から水流量を制御するとともに、前記再循環ラインへの窒素供給流量を制御することで調整されてもよい。
窒素を併用することにより、系統差圧の制御が短時間に行える。
上記複合発電システムの制御装置は、前記燃料電池の発電が異常停止し、封じ込めをする場合において、前記燃料系統の圧力が、前記空気系統の圧力より所定圧力以上小さくなった場合に、前記水供給手段から水を供給し、前記燃料系統の圧力を調整してもよい。
封じ込めにおいて燃料系統の圧力が空気系統の圧力より所定圧力以上小さくなり、系統差圧が大きくなった場合には、水供給により燃料系統の圧力が簡便に調整できる。
上記複合発電システムの制御装置は、前記燃料電池の発電が異常停止し、封じ込めをする場合において、前記燃料系統の圧力が、前記空気系統の圧力より所定圧力以上大きくなった場合に、前記遮断弁を開状態にし、前記燃料系統の圧力を調整してもよい。
封じ込めにおいて燃料系統の圧力が空気系統の圧力より所定圧力以上大きくなり、系統差圧が大きくなった場合には、遮断弁の開放により燃料系統の圧力が簡便に調整できる。
本発明は、上記いずれかに記載の制御装置を備えた複合発電システムを提供する。
本発明は、燃料電池と内燃機関とを組み合わせ、前記燃料電池から排燃料ガスをブロワにより送気する排燃料ガスラインと、前記排燃料ガスラインの分岐点より分岐して、前記内燃機関に排燃料ガスを供給する排燃料ガス供給ラインと、前記分岐点より分岐して前記燃料電池に前記排燃料ガスを流通させる再循環ラインと、前記分岐点より上流側から分岐するベントラインに設けられる遮断弁と、前記ベントラインの前記遮断弁より下流側に設けられた圧力損失手段と、前記再循環ラインに液相の水を供給する水供給手段と、前記燃料電池の空気系統と燃料系統の間の差圧を計測する系統差圧計測手段と、を具備した複合発電システムの制御方法であって、前記燃料電池の発電を停止する場合、または前記燃料電池の発電が異常停止する場合に、前記ベントラインに前記圧力損失手段で所定の圧力損失を与えながら、前記遮断弁を開状態とし、前記系統差圧計測手段で計測する差圧が所定値になるよう前記水供給手段の水流量を制御する複合発電システムの制御方法を提供する。
本発明は、燃料電池と内燃機関とを組み合わせ、前記燃料電池から排燃料ガスをブロワにより送気する排燃料ガスラインと、前記排燃料ガスラインの分岐点より分岐して、前記内燃機関に排燃料ガスを供給する排燃料ガス供給ラインと、前記分岐点より分岐して前記燃料電池に前記排燃料ガスを流通させる再循環ラインと、前記分岐点より上流側から分岐するベントラインに設けられる遮断弁と、前記ベントラインの前記遮断弁より下流側に設けられた圧力損失手段と、前記再循環ラインに液相の水を供給する水供給手段と、前記燃料電池の空気系統と燃料系統の間の差圧を計測する系統差圧計測手段と、を具備する前記複合発電システムの制御プログラムであって、前記燃料電池の発電を停止する場合、または前記燃料電池の発電が異常停止する場合に、前記ベントラインに前記圧力損失手段で所定の圧力損失を与えながら、前記遮断弁を開状態とし、前記系統差圧計測手段で計測する差圧が所定値になるよう前記水供給手段の水流量を制御することをコンピュータに実行させるための複合発電システムの制御プログラムを提供する。
本発明によれば、設備コスト及びランニングコストを抑えて複合発電設備の制御ができるという効果を奏する。
本発明に係る複合発電システムの概略構成図である。 図１に示した複合発電システムを構成するＳＯＦＣについて、セルスタックの一例の断面図である。 図１に示した複合発電システムを構成するＳＯＦＣについて、カートリッジ周辺を拡大した系統図である。 本発明に係る複合発電システムの制御装置の動作フローである。 図４に示される複合発電システムの制御装置の動作フローの続きである。
以下に、本発明に係る複合発電システム、その制御装置及び方法並びにプログラムの一実施形態について、図面を参照して説明する。
図１に示される複合発電システム１は、高温型の燃料電池であるＳＯＦＣ１０と、内燃機関であるガスタービンやガスエンジンの一例としてマイクロガスタービン（以下、「ＭＧＴ」と呼ぶ）５０と制御装置９０とを備えており、ＳＯＦＣ１０とＭＧＴ５０とを組み合わせることにより、効率のよい発電を行うものである。
すなわち、都市ガス（天然ガス）等を改質した燃料ガス及び空気等の酸化性ガスの供給を受けて電解質を介した電気化学反応により発電するＳＯＦＣ１０に加えて、ＳＯＦＣ１０から発電後に排出される高温の排燃料や排出空気を燃焼器に導入して燃焼ガスによってＭＧＴ５０を運転し、ＭＧＴ５０の出力軸に連結された不図示の発電機を駆動して発電を行うものである。なお、酸化性ガスとは、酸素を略１５％〜３０％含むガスであり、代表的には空気が好適であるが、空気以外にも燃焼排ガスと空気の混合ガスや、酸素と空気の混合ガスなどが使用できる。
さらに、ＭＧＴ５０から排出される高温の燃焼排ガスを排熱回収ボイラに導入すれば、発生した蒸気によって蒸気タービンを駆動することによる発電も組み合わせた複合発電システムの構築も可能である。
以下では、上述したＳＯＦＣ１０を採用した複合発電システム１について説明する。このＳＯＦＣ１０は、電解質としてジルコニアセラミックスなどのセラミックスを用い、都市ガス、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（発電）するものであり、イオン伝導率を高めるため、作動温度が約８００〜１０００℃程度と高く設定されている。
以下においては、説明の便宜上、紙面を基準として「上」及び「下」の表現を用いて各構成要素の位置関係を特定するが、鉛直方向に対して必ずしもこの限りである必要はない。例えば、紙面における上方向が鉛直方向における下方向に対応してもよい。また、紙面における上下方向が鉛直方向に直行する水平方向に対応してもよい。
また、以下においては、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）のセルスタックとして円筒形を例として説明するが、必ずしもこの限りである必要はなく、例えば平板形のセルスタックであってもよい。
図２を参照して本実施例に係る円筒形セルスタックについて説明する。ここで、図２は、本実施形態に係るセルスタックの一態様を示すものである。セルスタック１０１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１０１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ＺｒＯ２（ＣＳＺ：カルシア安定化ジルコニア）、又はＹ２Ｏ３安定化ＺｒＯ2（ＹＳＺ：イットリア安定化ジルコニア）、又はＭｇＡｌ２Ｏ４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（ＣＨ４）と水蒸気との混合ガスを反応させ、水素（Ｈ２）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（Ｈ２）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（Ｏ２−）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（Ｈ２Ｏ）及び二酸化炭素（ＣＯ２）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１１３で生成される酸素イオン（Ｏ２−）を燃料極１０９に移動させるものである。
空気極１１３は、例えば、ＬａＳｒＭｎＯ３系酸化物、又はＬａＣｏＯ３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（Ｏ２−）を生成するものである。
インターコネクタ１０７は、ＳｒＴｉＯ３系などのＭ１−ｘＬｘＴｉＯ３（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１０９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１０１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１０１の端部付近まで導出すものである。
燃料極１０９は、燃料供給系２０から天然ガス等の燃料が供給され、ＳＯＦＣ１０に供給された燃料ガスを燃料ガス排出系２７に排出する。
空気極１１３は、酸化性ガス供給系７０から空気が供給され、電気化学反応に利用された高温の排出空気を酸化性ガス排出系７２に排出する。酸化性ガス供給系７０は、後述するガスタービン５３の圧縮機２１と接続され、酸化性ガス排出系７２は、ガスタービン２０の燃焼器５２に接続されている。
なお、ＳＯＦＣモジュールは、複数のＳＯＦＣカートリッジ１１（図３参照）と、これら複数のＳＯＦＣカートリッジを収納する圧力容器８１とを有している。
ＳＯＦＣカートリッジ１１は、図３に示す通り、複数のセルスタック１０１と、発電室１３と、燃料ガス供給室１４と、燃料ガス排出室１５と、酸化性ガス供給室１６と、酸化性ガス排出室１７とを有する。
本実施形態のＳＯＦＣカートリッジ１１は、セルスタック１０１の長手方向で空間を仕切り燃料ガス供給室１４及び燃料ガス排出室１５を形成する管板８２ａ，８２ｂ、及びセルスタック１０１の長手方向で空間を仕切り、管板８２ｂとの間で酸化性ガス供給室１６を形成する断熱板８３ｂ、及び管板８２ａとの間で酸化性ガス排出室１７を形成する断熱板８３ａを有しており、図３に示されるように、紙面上から下に、順に燃料ガス供給室１４、酸化性ガス排出室１７、発電室１３、酸化性ガス供給室１６、燃料ガス排出室１５が形成され、配置されている。
燃料ガス供給室１４と燃料ガス排出室１５と酸化性ガス供給室１６と酸化性ガス排出室１７とがこ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１０１の内側と外側とを対向して流れる構造となっている。しかし、必ずしもこの配置や構成に限定されることはなく、例えば、セルスタックの内側と外側とを平行して流れる、または、酸化性ガスがセルスタックの長手方向と直交する方向へ流れるようにしてもよい。
発電室１３は、酸化性ガス供給室１６と酸化性ガス排出室１７との間に形成された領域である。この発電室１３は、セルスタック１０１の燃料電池セルが配置され、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１３のセルスタック１０１長手方向の中央部付近での温度は、燃料電池モジュールの定常運転時に、およそ８００℃〜１０００℃の高温雰囲気となる。
燃料ガス供給室１４は、セルスタック１０１の一方の端部が、セルスタック１０１の基体管１０３の内部が燃料ガス排出室１５に対して開放して配置されている。この燃料ガス供給室１４は、図示しない燃料ガス供給管枝から燃料ガス供給孔を介して供給される燃料ガスを、複数のセルスタック１０１の基体管１０３の内部に略均一流量で導き、複数のセルスタック１０１の発電性能を略均一化させるものである。
燃料ガス排出室１５は、セルスタック１０１の他方の端部が、セルスタック１０１の基体管１０３の内部が燃料ガス排出室１５に対して開放して配置されている。この燃料ガス排出室１５は、複数のセルスタック１０１の基体管１０３の内部を通過して燃料ガス排出室１５に供給される排燃料ガスを集約して、図示しない燃料ガス排出孔を介して燃料ガス排出枝管に導くものである。
本実施形態によれば、上述したＳＯＦＣカートリッジ１１の構造により、燃料ガスと酸化性ガスとがセルスタック１０１の内側と外側とを対向して流れるものとなっている。このことにより、排酸化性ガスは、基体管１０３の内部を通って発電室１３に供給される燃料ガスとの間で熱交換がなされ、金属材料から成る上部管板等が座屈などの変形をしない温度に冷却されて酸化性ガス排出室１５に供給される。また、燃料ガスは、発電室１３から排出される排酸化性ガスとの熱交換により昇温され、発電室１３に供給される。その結果、ヒーター等を用いることなく発電に適した温度に予熱昇温された燃料ガスを発電室１３に供給することができる。
以下の説明では、燃料として都市ガスをＳＯＦＣ１０の外部または内部で改質して使用し、酸化性ガスとして空気を使用する場合について説明するが、この場合の空気は、ＭＧＴ５０から供給される圧縮空気となる。又は、別に空気圧縮機を設けて空気を供給することとしても良い。
ＭＧＴ５０は、例えば、図１に示されるように、圧縮機５１と、燃焼器５２と、タービン５３とを備えている。なお、図中の符号５４はフィルタ、５５は再生熱交換器である。圧縮機５１は、フィルタ５４を介して導入した大気（空気）を圧縮するもので、この場合の駆動源はタービン５３となる。圧縮機５１で圧縮された圧縮空気は、燃焼器５２や再生熱交換器５５を介してＳＯＦＣ１０等へ供給される。燃焼器５２は、圧縮空気の供給を受けて燃料の都市ガスを燃焼させ、高温高圧の燃焼排ガスを生成してタービン５３へ供給する。この燃焼器５２には、後述する排燃料ガス供給ライン２７ｃと、未使用の都市ガス（燃料ガス）を供給する燃料ガス供給系統４０とが接続されている。
タービン５３は、燃焼排ガスのエネルギーにより回転して軸出力を発生し、この軸出力を利用して圧縮機５１及び図示しない発電機が駆動される。タービン５３で仕事をした燃焼排ガスは、再生熱交換器５５で圧縮空気との熱交換により昇温させた後、煙突６０から大気へと放出される。
複合発電システム１は、ＳＯＦＣ１０及びＭＧＴ５０を組み合わせて発電を行うシステムであり、燃料極１０９に燃料を供給する燃料供給系２０及び空気極１１３に酸化性ガスを供給する酸化性ガス供給系７０を備えている。
燃料供給系２０は、給水ポンプ２３を備えた水供給ライン２２ａと、窒素供給弁（開閉弁）２１ｂを備えた窒素供給ライン２２ｂと、都市ガス供給弁（開閉弁）２１ｃを備えた都市ガス（燃料ガス）供給ライン２２ｃとを備えている。
水供給ライン２２ａは、再循環ライン２７ｂ（後述する）との合流点に水供給部（水供給手段）２４を設けている。本実施形態においては、水供給部２４は、水を噴霧して供給するスプレー（スプレー手段）であることとして説明する。水供給部２４から水を噴霧することにより、再循環ライン２７ｂに水を供給する。水供給部２４から水が噴霧されると、再循環ライン２７ｂに流通する排燃料ガスが高温（例えば、２５０〜５００℃）であるため、水が気化し、蒸気がＳＯＦＣ１０に供給される。
燃料ガス排出系２７は、ＳＯＦＣ１０に供給された燃料ガスをＭＧＴ５０に送給する流路である。この燃料ガス排出系２７は、排燃料ブロワ（ブロワ）２９を有する排燃料ガスライン２７ａと、排燃料ガスライン２７ａを経由してＭＧＴ５０と接続する排燃料ガス供給ライン２７ｃと、排燃料ガスライン２７ａを経由して排燃料ガス供給ライン２７ｃから分岐して、ＳＯＦＣ１０に排燃料ガスを流通（再循環）させる再循環ライン２７ｂとを備えている。
再循環ライン２７ｂは、燃料供給系２０と連結しており、排燃料ガスをＳＯＦＣ１０に戻す（再循環する）ための流路である。
また、排燃料ガス供給ライン２７ｃが再循環ライン２７ｂに分岐する分岐点Ｔより上流側から分岐するベントライン２８には、排燃料ガス及び水を排出する燃料ベント遮断弁（遮断弁）３１が設けられる。燃料ベント遮断弁３１の下流側には、排燃料ガスライン２７ａに所定の圧力損失を与えるオリフィス（圧力損失手段）３２が設けられる。
なお、再循環ライン２７ｂには、水供給部２４によりスプレー水が噴霧される位置（スプレー水と排燃料ガスの合流点）からＳＯＦＣ１０入口までの間に、温度センサー３６が設けられる。
排燃料ガス供給ライン２７ｃは、ＳＯＦＣ１０からＭＧＴ５０の燃焼器５２へ流量調整弁３０を介して排燃料ガスを供給する流路である。
ＤＰＸ（系統差圧計測手段）１８は、ＳＯＦＣ１０の燃料系統と空気系統の間の差圧を計測して制御装置９０に出力する。
図示の酸化性ガス供給系７０は、ＭＧＴ５０の圧縮機５１で圧縮され、再生熱交換器５５で熱交換した圧縮空気（酸化性ガス）をＳＯＦＣ１０の空気極１１３に供給する流路である。また、酸化性ガス供給系７０には遮断弁７１が設けられており、遮断弁７１は、ＳＯＦＣ１０に酸化性ガスを封じ込める場合に閉状態にされる。
また、酸化性ガス排出系７２は、ＳＯＦＣ１０に供給され発電に利用された排酸化性ガスをＭＧＴ５０に供給する流路であって、ＳＯＦＣ１０とＭＧＴ５０との間を連結する。酸化性ガス排出系７２には遮断弁７３が設けられており、遮断弁７３は、ＳＯＦＣ１０に酸化性ガスを封じ込める場合に閉状態にされる。また、酸化性ガス排出系７２から分岐して空気ベントライン７４が設けられ、空気ベントライン７４には、排酸化性ガスを排出する遮断弁７５と、遮断弁７５の下流側にオリフィス７６が設けられる。例えば、ＳＯＦＣ１０の発電が異常停止（トリップ）される時には空気ベントライン７４から排酸化性ガスをベントする。
酸化性ガス供給系７０は、ＭＧＴ５０の圧縮機５１で圧縮された圧縮空気の一部をＳＯＦＣ１０の空気極１１３へ供給する流路である。酸化性ガス供給系７０は、再生熱交換器５５で熱交換した圧縮空気をＳＯＦＣ１０へ供給する。
ここで、トリップ動作とは異常を検知して停止動作を行うことであり、電圧異常や温度異常などにより封じ込めを必要としない軽故障である場合と、例えば、停電や制御装置９０の故障により封じ込めが必要となるような重故障である場合がある。
例えば、ＳＯＦＣ１０の発電の通常停止時及び封じ込め以外のトリップ動作する場合には、減圧操作や減圧による温度低下等による系統差圧の変動要因があるが、上述したように再循環ライン２７ｂに水を噴霧（水を供給）することにより、こうした系統差圧の変動を防ぐことができる。
また、例えば、停電や制御装置９０の故障により封じ込めが必要となる場合には、燃料供給系２０及び酸化性ガス供給系７０を遮断し、さらに、燃料ガス排出系２７及び酸化性ガス排出系７２も遮断し、ＳＯＦＣ１０の系内に燃料ガスや圧縮空気を封じ込めるが、放置すると、時間の経過とともに系内の温度が低下する。
このため、ＳＯＦＣ１０の系内である燃料供給系２０と燃料ガス排出系２７の間の系内、及び酸化性ガス供給系７０と酸化性ガス排出系７２の間の系内は、燃料ガスや圧縮空気の供給源から遮断されているため通気ガスの補充を受けられず、また、燃料ガス排出系２７や酸化性ガス排出系７２とも遮断されているため、この結果、ＳＯＦＣ１０の系内の温度低下や各系統及び系統間のガスリークに伴って系統差圧が大きくなる。燃料系統の圧力が、空気系統の圧力より小さくなる場合は水を噴霧し、燃料系統の圧力が、空気系統の圧力より大きくなる場合は燃料ベント遮断弁３１を開状態にする。
なお、本実施形態においては、燃料系統の圧力が空気系統の圧力より大きくなる場合を正圧（プラス表記）とし、燃料系統の圧力が空気系統の圧力より小さくなる場合を負圧（マイナス表記）とする。
制御装置９０は、例えば、図示しないＣＰＵ（中央演算装置）、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）、及びコンピュータ読み取り可能な記録媒体等から構成されている。後述の各種機能を実現するための一連の処理の過程は、プログラムの形式で記録媒体等に記録されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、後述の各種機能が実現される。
制御装置９０は、ＳＯＦＣ１０の発電を停止する場合、またはＳＯＦＣ１０の発電が異常停止（トリップ）する場合に、ベントライン２８にオリフィス３２で所定の圧力損失を与えながら、燃料ベント遮断弁３１を開状態とし、ＤＰＸ１８で計測する差圧が所定値（所定差圧：例えば、０．５ｋＰａ）になるようスプレーの水流量を制御し、ＳＯＦＣ１０の空気系統と燃料系統との系統差圧を制御する。
また、水の供給により燃料側を正圧に維持できない場合には、燃料ベント遮断弁３１を遮断（閉状態）し、燃料系統の圧力を上昇させるようにしてもよい。
また、制御装置９０は、ＳＯＦＣ１０の発電が異常停止し、封じ込めをする場合において、燃料系統の圧力が、空気系統の圧力より所定圧力以上小さくなった場合に、スプレーから水を供給し、燃料系統の圧力を調整する。
また、制御装置９０は、ＳＯＦＣ１０の発電が異常停止し、封じ込めをする場合において、燃料系統の圧力が、空気系統の圧力より所定圧力以上大きくなった場合に、燃料ベント遮断弁３１を開状態にし、燃料系統の圧力を調整する。
以下に、本実施形態に係る複合発電システム１の制御装置９０の作用について図１、図４、及び図５を用いて説明する。
複合発電システム１のＳＯＦＣ１０とＭＧＴ５０との連携運転（コンバインド運転）において、燃料である都市ガスはＳＯＦＣ１０に投入され，燃料の化学エネルギーがＳＯＦＣ１０で直接電力に変換される。その後、ＳＯＦＣ１０からの排燃料ガスはＭＧＴ５０の燃焼器５２に供給される。一方、フィルタ５４を介して導入した（空気）はＭＧＴ５０の圧縮機５１で昇圧された後にＳＯＦＣ１０に供給され、酸化剤（酸化性ガス）として一部が使用された後、高温排熱とともに再びＭＧＴ５０に送られ、空気の持つ顕熱や圧力もエネルギーとして下流のＭＧＴ５０側で電力に変換されることにより、システム全体では高い発電効率を得ることが可能となる。
再循環ライン２７ｂにおいて、排燃料ガスの温度が所定温度（例えば、２００℃）以上である場合において、ＳＯＦＣ１０の停止指令、またはＳＯＦＣ１０のトリップを検出したか否かが判定され（図４のステップＳＡ１）、停止指令またはトリップを検出していなければこの判定を繰り返す（図４のステップＳＡ１のＮｏ）。
ＳＯＦＣ１０の発電の停止、またはＳＯＦＣ１０の発電のトリップを検出した場合には（図４のステップＳＡ１のＹｅｓ）、封じ込めか否かが判定される（図４のステップＳＡ２）。封じ込めの場合と判定された場合には（図４のステップＳＡ２のＹｅｓ）、図５に移動する。
封じ込めの場合でないと判定された場合には（図４のステップＳＡ２のＮｏ）、ベントライン２８の燃料ベント遮断弁３１が開状態とされる（図４のステップＳＡ３）。
そして、一定流量の都市ガスを供給するように都市ガス供給弁２１ｃが開状態にされ、給水ポンプ２３を介して水供給ライン２２ａを流通した水が、再循環ライン２７ｂに噴霧されて供給される（図４のステップＳＡ４）。
再循環ライン２７ｂに噴霧された水は気化して蒸気となり、燃料極１０９に供給される。こうして、ＳＯＦＣ１０の系統差圧が制御される。
ＳＯＦＣ１０の系統差圧が、第１所定値（例えば、−５ｋＰａ）以下か否かが判定される（図４のステップＳＡ５）。ＳＯＦＣ１０の系統差圧が第１所定値より大きい場合には（図４のステップＳＡ５のＮｏ）、ステップＳＡ４に戻る。ＳＯＦＣ１０の系統差圧が、第１所定値以下の場合であり（図４のステップＳＡ５のＹｅｓ）、噴霧した水により系統差圧を正圧に維持できない（第１所定値以下である）と判定した場合には、燃料ベント遮断弁３１が遮断（閉状態に）される（図４のステップＳＡ６）。こうして、系統差圧が第１所定値より大きくなるように制御する。
系統差圧が、第１所定値より大きい第２所定値（例えば、０．５ｋＰａ）以上か否かが判定され（図４のステップＳＡ７）、系統差圧が第２所定値より小さい場合には（図４のステップＳＡ７のＮｏ）、ステップＳＡ６を繰り返し、系統差圧が第２所定値以上の場合には（図４のステップＳＡ７のＹｅｓ）、ステップＳＡ３に戻り、所定値になるように、本処理を繰り返す。
また、図４のステップＳＡ２で封じ込めの場合とされると、図５に移行し、封じ込めの状態が保持される（図５のステップＳＢ１）。系統差圧が、第３所定値（例えば、−５ｋＰａ）以下か否かが判定され（図５のステップＳＢ２）、第３所定値より大きいと判定された場合には（図５のステップＳＢ２のＮｏ）、本ステップを繰り返し、第３所定値以下であると判定された場合には（図５のステップＳＢ２のＹｅｓ）、給水ポンプ２３を介して水供給ライン２２ａを流通した水が、再循環ライン２７ｂに噴霧されて供給される（図５のステップＳＢ３）。再循環ライン２７ｂに噴霧された水は気化して蒸気となり、燃料極１０９に供給される。こうして、ＳＯＦＣ１０の系統差圧が制御される。
系統差圧が、第３所定値より大きい第４所定値（例えば、０．５ｋＰａ）以上か否かが判定され（図５のステップＳＢ４）、系統差圧が第４所定値より小さい場合にはステップＳＢ３の水の噴霧が繰り返され（図５のステップＳＢ４のＮｏ）、系統差圧が第４所定値以上であると判定された場合には（図５のステップＳＢ４のＹｅｓ）、水の噴霧を止め（図５のステップＳＢ５）、図５のステップＳＢ１に戻り、状態保持する。
また、図５のステップＳＢ１の封じ込めの状態が保持されており、ステップＳＢ２の判定とともに、系統差圧が第５所定値（例えば、５ｋＰａ）以上か否かが判定され（図５のステップＳＢ６）、系統差圧が第５所定値より小さい場合には（図５のステップＳＢ６のＮｏ）、本ステップを繰り返し、系統差圧が第５所定値以上である場合には（図５のステップＳＢ６のＹｅｓ）、ベントライン２８の燃料ベント遮断弁３１が開状態とされる（図５のステップＳＢ７）。その後、系統差圧が第５所定値より小さい第６所定値（例えば、１ｋＰａ）以下か否かが判定され（図５のステップＳＢ８）、系統差圧が第６所定値より大きい場合には（図５のステップＳＢ８のＮｏ）、本ステップを繰り返し、系統差圧が第６所定値以下である場合には（図５のステップＳＢ８のＹｅｓ）、燃料ベント遮断弁３１を閉状態にし（図５のステップＳＢ９）、図５のステップＳＢ１に戻り、封じ込めの状態を保持する。
以上説明してきたように、本実施形態に係る複合発電システム１、その制御装置９０及び方法並びにプログラムによれば、排燃料ガス供給ライン２７ｃが再循環ライン２７ｂに分岐する分岐点Ｔより上流側から分岐するベントライン２８に設けた燃料ベント遮断弁３１が開状態とされ、再循環ライン２７ｂから水が供給される。再循環ライン２７ｂから供給された水は、再循環ライン２７ｂを流通する高温の排燃料ガスにより気化し、蒸気となってＳＯＦＣ１０側に供給される。こうして再循環ライン２７ｂに水を供給することによってＳＯＦＣ１０の空気系統と燃料系統の系統差圧を制御する。
このように、窒素に比べて安価な水を使用するのでランニングコストが抑えられ、経済性が高い。また、水は、貯蔵も容易である。また、再循環ライン２７ｂから窒素を供給させないようにすれば、コスト低減につながる。
燃料極１０９におけるＣ析出の予防に対して水（Ｈ２Ｏ）が一定量以上必要であるが、本実施形態では水を供給するので、水を十分確保でき、Ｃ析出の予防に対して水が足りなくなるというリスクが低減する。
また、水を噴霧して、再循環ライン２７ｂに水を供給することにしたので、気化されやすくなり、簡便に差圧制御ができる。
ＭＧＴ５０が故障した場合等のインターロックやトリップ動作時には背圧調整ができなくなるが、ベントライン２８の燃料ベント遮断弁３１を遮断することで、水の供給側で圧力調整ができる。このように、燃料ベント遮断弁３１を間欠運転させることによって燃料系統の圧力上昇に速やかに対応できる。また、燃料ベント遮断弁３１は、遮断弁を用いることとしており、遮断弁は制御弁より安価であるため、本実施形態によれば、よりコストが抑えられる。
〔変形例〕
本実施形態においては、ＳＯＦＣ１０の発電の停止時または発電の異常停止（トリップ）時に、再循環ライン２７ｂから水を噴霧させて系統差圧を制御していたが、これに限定されず、水の供給とともに窒素の供給をしてもよい。具体的には、系統差圧をする場合に、水の噴霧とともに、所定量の窒素を供給するように窒素供給弁２１ｂを開状態にする。このように、水の供給とともに窒素を供給することにより、系統差圧の制御にかかる時間を短縮できる。
なお、本発明は上述した実施形態に限定されることはなく、その要旨を逸脱しない範囲内において適宜変更することができる。
１ 複合発電システム
１０ ＳＯＦＣ（固体酸化物形燃料電池）
１８ ＤＰＸ（系統差圧計測手段）
２２ａ 水供給ライン
２４ 水供給部（水供給手段）
２７ａ 排燃料ガスライン
２７ｂ 再循環ライン
２７ｃ 排燃料ガス供給ライン
２９ 排燃料ブロワ（ブロワ）
３０ 流量調整弁
３１ 燃料ベント遮断弁
３２ オリフィス（圧力損失手段）
５０ ＭＧＴ（マイクロガスタービン）
９０ 制御装置
１０９ 燃料極
１１３ 空気極

Claims (9)

  1. 燃料電池と内燃機関とを組み合わせた複合発電システムの制御装置であって、
    前記複合発電システムは、
    前記燃料電池から排燃料ガスをブロワにより送気する排燃料ガスラインと、
    前記排燃料ガスラインの分岐点より分岐して、前記内燃機関に排燃料ガスを供給する排燃料ガス供給ラインと、
    前記分岐点より分岐して前記燃料電池に前記排燃料ガスを流通させる再循環ラインと、
    前記分岐点より上流側から分岐するベントラインに設けられる遮断弁と、
    前記ベントラインの前記遮断弁より下流側に設けられた圧力損失手段と、
    前記再循環ラインに液相の水を供給する水供給手段と、
    前記燃料電池の空気系統と燃料系統の間の差圧を計測する系統差圧計測手段と、を具備し、
    前記燃料電池の発電を停止する場合、または前記燃料電池の発電が異常停止する場合に、
    前記ベントラインに前記圧力損失手段で所定の圧力損失を与えながら、前記遮断弁を開状態とし、前記系統差圧計測手段で計測する差圧が所定値になるよう前記水供給手段の水流量を制御する複合発電システムの制御装置。
  2. 前記燃料系統の圧力は、前記遮断弁を開閉すること、または、前記水供給手段の水流量を制御することにより、調整される請求項１に記載の複合発電システムの制御装置。
  3. 前記水供給手段は、前記水を噴霧して供給するスプレー手段を具備する請求項１または請求項２に記載の複合発電システムの制御装置。
  4. 前記燃料系統の圧力は、前記水供給手段からの水流量を制御するとともに、前記再循環ラインへの窒素供給流量を制御することで調整される請求項１から請求項３のいずれかに記載の複合発電システムの制御装置。
  5. 前記燃料電池の発電が異常停止し、封じ込めをする場合において、
    前記燃料系統の圧力が、前記空気系統の圧力より所定圧力以上小さくなった場合に、前記水供給手段から水を供給し、前記燃料系統の圧力を調整する請求項１から請求項４のいずれかに記載の複合発電システムの制御装置。
  6. 前記燃料電池の発電が異常停止し、封じ込めをする場合において、
    前記燃料系統の圧力が、前記空気系統の圧力より所定圧力以上大きくなった場合に、前記遮断弁を開状態にし、前記燃料系統の圧力を調整する請求項１から請求項５のいずれかに記載の複合発電システムの制御装置。
  7. 請求項１から請求項６のいずれかに記載の制御装置を備えた複合発電システム。
  8. 燃料電池と内燃機関とを組み合わせ、前記燃料電池から排燃料ガスをブロワにより送気する排燃料ガスラインと、前記排燃料ガスラインの分岐点より分岐して、前記内燃機関に排燃料ガスを供給する排燃料ガス供給ラインと、前記分岐点より分岐して前記燃料電池に前記排燃料ガスを流通させる再循環ラインと、前記分岐点より上流側から分岐するベントラインに設けられる遮断弁と、前記ベントラインの前記遮断弁より下流側に設けられた圧力損失手段と、前記再循環ラインに液相の水を供給する水供給手段と、前記燃料電池の空気系統と燃料系統の間の差圧を計測する系統差圧計測手段と、を具備した複合発電システムの制御方法であって、
    前記燃料電池の発電を停止する場合、または前記燃料電池の発電が異常停止する場合に、前記ベントラインに前記圧力損失手段で所定の圧力損失を与えながら、前記遮断弁を開状態とし、前記系統差圧計測手段で計測する差圧が所定値になるよう前記水供給手段の水流量を制御する複合発電システムの制御方法。
  9. 燃料電池と内燃機関とを組み合わせ、前記燃料電池から排燃料ガスをブロワにより送気する排燃料ガスラインと、前記排燃料ガスラインの分岐点より分岐して、前記内燃機関に排燃料ガスを供給する排燃料ガス供給ラインと、前記分岐点より分岐して前記燃料電池に前記排燃料ガスを流通させる再循環ラインと、前記分岐点より上流側から分岐するベントラインに設けられる遮断弁と、前記ベントラインの前記遮断弁より下流側に設けられた圧力損失手段と、前記再循環ラインに液相の水を供給する水供給手段と、前記燃料電池の空気系統と燃料系統の間の差圧を計測する系統差圧計測手段と、を具備する前記複合発電システムの制御プログラムであって、
    前記燃料電池の発電を停止する場合、または前記燃料電池の発電が異常停止する場合に、前記ベントラインに前記圧力損失手段で所定の圧力損失を与えながら、前記遮断弁を開状態とし、前記系統差圧計測手段で計測する差圧が所定値になるよう前記水供給手段の水流量を制御することをコンピュータに実行させるための複合発電システムの制御プログラム。
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