JP4097193B2

JP4097193B2 - Combined power generation facilities for fuel cells and gas turbines and their start / stop methods

Info

Publication number: JP4097193B2
Application number: JP2002347292A
Authority: JP
Inventors: 元博近藤; 晋一竹村; 巌赤井田; 新一郎樋口; 修畦上; 和彦伊藤; 秀久谷; 文朗橋本
Original assignee: IHI Corp; Toyota Motor Corp
Current assignee: IHI Corp; Toyota Motor Corp
Priority date: 2002-11-29
Filing date: 2002-11-29
Publication date: 2008-06-11
Anticipated expiration: 2022-11-29
Also published as: JP2004176685A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、燃料電池とガスタービンのコンバインド発電設備とその起動停止方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来の燃料電池とガスタービンのコンバインド発電設備は、例えば、［特許文献１］に開示されている。
【０００３】
【特許文献１】
特開昭６１-３９４５９号公報
【０００４】
溶融炭酸塩型燃料電池は、高効率かつ環境への影響が少ないなど、従来の発電装置にはない特徴を有しており、水力・火力・原子力に続く発電システムとして注目を集め、現在世界各国で鋭意研究開発が行われている。
【０００５】
図５は、例えば天然ガスを燃料とする溶融炭酸塩型燃料電池発電設備の一例を示す構成図である。この図において溶融炭酸塩型燃料電池発電設備は、改質器１０、燃料電池１１、ターボチャージャー１２、排熱回収熱交換器１５等を備え、天然ガス等の燃料１を燃料予熱器１３で予熱して改質器１０の改質室Ｒｅｆに供給し、ここで燃料１を水素を含むアノードガス２に改質する。
燃料電池１１では、アノードガス２と酸素を含むカソードガス３とから電気化学的に発電する。燃料電池１１を出たアノード排ガス４とカソード排ガス７の一部７ａは、燃焼器１７に供給されて燃焼して高温の燃焼排ガス５を発生する。この燃焼排ガス５は、改質器１０の燃焼室に供給され、ここで改質反応に必要な熱を改質室Ｒｅｆに供給する。
【０００６】
改質器１０を出た燃焼排ガス５は、ＣＯ₂ブロア１６（以下、カソードブロアと呼ぶ）でカソード入口側にリサイクルされ、ターボチャージャー１２から供給される加圧空気６と合流し、カソードガス３となって燃料電池１１のカソード側に供給される。反応後のカソード排ガス７の一部７ｂは、カソードリサイクルライン１８を介してカソードブロア１６の吸引側にリサイクルされ、残り７ｃはターボチャージャー用の燃焼器１４に供給される。燃焼器１４は、起動時や部分負荷時に用いられ、天然ガスをカソード排ガスで燃焼し燃焼排ガスでターボチャージャーを駆動する。
【０００７】
ターボチャージャー１２は、カソード排ガス７ｃ及び燃焼器１４で発生した燃焼排ガスでタービンＴを駆動して圧縮機Ｃで空気を圧縮し、この加圧空気６は前述の燃料電池１１のカソード側上流に供給される。タービンＴを出た排ガスは、排熱回収熱交換器１５に供給され、ここで水蒸気を発生させたのち系外に放出される。発生した水蒸気８は燃料１に混合され改質器１０における改質反応に用いられる。
なお、図５において、１８ａはカソードリサイクルライン１８の流量を制御するための高温流量調節弁、１２ａはタービンＴをバイパスしてガスを流すための流量調節弁である。その他の流量調節弁の説明は省略する。
【０００８】
上述した燃料電池発電設備において、燃料電池１１（溶融炭酸塩型燃料電池、以下単にＭＣＦＣという）はアノード側とカソード側とからなり、次のような電極反応が行われる。
アノード反応（負極反応）Ｈ₂＋ＣＯ₃ ^2-→Ｈ₂Ｏ＋ＣＯ₂＋２ｅ．．（１）
カソード反応（正極反応）ＣＯ₂＋１／２Ｏ₂＋２ｅ→ＣＯ₃ ^2-．．（２）
【０００９】
すなわちアノード側では、（１）式により水素ガスとＣＯ₃ ^2-とから水と炭酸ガスと電荷が生成され、カソード側では、（２）式により炭酸ガスと酸素と電荷とからＣＯ₃ ^2-が生成される。（１）式右辺はアノードから排出されるアノード排ガス４の成分を表しており、炭酸ガスが含まれている。また（２）式左辺はカソードに供給されるカソードガスの成分を表しており、同じく炭酸ガスが含まれている。このため上述したカソードブロア１６により、改質器で発生したＣＯ₂ガスを燃料電池のカソード側に供給してカソード反応に利用するようになっている。
【００１０】
【発明が解決しようとする課題】
ＭＣＦＣは、運転温度が６００〜７００℃と高いため排ガスが高温となり、この高温ガスのエネルギーを回収するためにタービンへ供給している。タービン動力はＭＣＦＣの反応に必要な空気を供給するためのコンプレッサー動力に変えられる。
しかし、上述の例では、高温ガスのエネルギー回収のためにターボチャージャーを用いているため、単独起動ができず、起動時は別途設置する空気コンプレッサーまたは起動用の空気貯槽等が必要であった。また、ターボチャージャーは発電機を備えないため余剰エネルギーが発生する場合でも、発電して発電効率を向上させることができなかった。
【００１１】
そこで、高温ガスのエネルギー回収のためにターボチャージャーに代えてガスタービン発電機（例えば、「マイクロガスタービン」又は「μＧＴ」）を用いることが検討されている。かかるガスタービン発電機は、単独起動ができるため、ターボチャージャーを用いる場合に比較して、起動用の余分な設備が不要となり、かつ発電により発電効率を向上させることができるメリットがある。
【００１２】
しかし、燃料電池とガスタービン発電機を組合わせたコンバインド発電設備の場合、以下の問題点があった。
（１）ガスタービン発電機の起動、停止時間は短時間（数分間）であり、急激に圧力と流量が変動するので、起動、停止時には、圧力変動に弱い燃料電池やこれに関連する機器（ＦＣ系統又は燃料電池系統と呼ぶ）とガスタービン発電機を弁等で切り離しておく必要がある。
【００１３】
（２）燃料電池等（ＦＣ系統）とガスタービン発電機（ＧＴ系統）とを組合わせたコンバインド発電設備の起動では、まず、ガスタービン発電機を単独で起動し、次いで、ガスタービン発電機の吐出空気の一部を空気供給弁を介してＦＣ系統へ供給してＦＣ系統を昇圧する。次に、ＦＣ系統の圧力をＦＣ系統下流の圧力調節弁で昇圧速度を制御しながら徐々に昇圧し、ＦＣ系統とＧＴ系統の圧力をそれぞれの系統内に設けられた２つの圧力計（最大圧力１ＭＰａ、計測誤差０．０５ＭＰａ程度）で監視し、ＦＣ系統とＧＴ系統の圧力が同一になった時点で、ＦＣとＧＴの系統間の調節弁を開け、ＦＣ系統からのＧＴ系統のタービンにガス供給する。
しかし、ＦＣとＧＴの系統間の調節弁を開けた際に、調節弁の前後差圧が配管の圧損や圧力計の計測誤差により、最大０．１ＭＰａ程度となる可能性があり、圧力の状態によってはＦＣ側から急激に大量のガスが流入し、ＧＴ運転の外乱になり、圧力変動、失速、オーバースピード等の問題を引き起こすおそれがあった。また逆に、ＦＣ系統側の圧力が低い場合にはＧＴ燃焼器からの高温ガスがＦＣ系統側に逆流し、許容極間差圧が小さい（例えば５ｋＰａ程度）燃料電池に過大な差圧が作用し、ダメージを与えるおそれがあった。
【００１４】
（３）また、燃料電池等（ＦＣ系統）とガスタービン発電機（ＧＴ系統）とを組合わせたコンバインド発電設備では、発電効率が最大となるポイントは、燃料電池が定格運転時であり、かつガスタービン発電機はＦＣ系統からの排ガスのみで運転する状態である。このとき、ＧＴ用燃焼器は消火した状態にある。
そのため、コンバインド発電設備の起動過程においては、ガスタービン発電機の単独での起動、ＦＣ系統昇温用のガス供給、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）の熱源として、ＧＴ燃焼器で燃焼させ、その後、起動過程の負荷上昇時プラント定格負荷近傍でＧＴ燃焼器は最小燃料流量から消火させる。
しかし、ＧＴ燃焼器の最小燃料流量は、定格の１０％前後と比較的大きく、そのため、ＧＴ燃焼器の消火により、タービン入口エネルギーが急激に減少し、タービンの回転速度減少による圧力変動あるいは失速によるトリップのおそれがあった。またこのタービンの急激な圧力変動によりＦＣ系統に悪影響を及ぼすおそれもあった。
さらに、ＧＴ燃焼器は、コンバインド発電設備の負荷下降時には逆に点火する必要があり、この点火の際にも、タービン入口エネルギーの急激な増加により、タービンの回転速度増加による圧力変動とＦＣ系統への悪影響のおそれがあった。
【００１５】
本発明は上述した問題点を解決するために創案されたものである。すなわち、本発明の目的は、（１）ガスタービン発電機の起動又は停止を、圧力変動に弱い燃料電池やこれに関連する機器（ＦＣ系統）に影響を及ぼすことなく行うことができ、（２）ガスタービン発電機の圧力変動、失速、オーバースピード等のおそれ、及び、ＦＣ系統側に過大な差圧が作用せず、燃料電池にダメージを与えるおそれがなく、ＦＣとＧＴの系統間の調節弁を開いてＦＣ系統からのＧＴ系統のタービンにガス供給することができ、（３）ＧＴ燃焼器の消火又は着火を、タービンの回転速度の変動がなくスムースに行うことができ、これにより、圧力変動に弱いＦＣ系統への影響を回避することができる、燃料電池とガスタービンのコンバインド発電設備とその起動停止方法を提供することにある。
【００１６】
【課題を解決するための手段】
本発明によれば、水素を含むアノードガスと酸素を含むカソードガスにより発電する燃料電池（１１）を有する燃料電池モジュール（２０）と、圧縮機、燃焼器、タービン及び発電機を有するガスタービン発電機（２２）と、該ガスタービン発電機から圧縮空気を前記燃料電池モジュールに供給する空気供給ライン（２４）と、燃料電池モジュールからガスタービン発電機にカソード排ガス（７）を供給するカソード排ガスライン（２６）と、該カソード排ガスラインを開閉可能なカソード排ガスライン遮断弁（２６ａ）と、該カソード排ガスライン遮断弁の前後差圧を検出する系統間差圧計（２６ｂ）と、燃料電池（１１）内のガスを単独に排気する燃料電池ガス排気ライン（２９）と、該燃料電池ガス排気ラインに設けられ燃料電池系統の圧力を調節するＦＣ系統圧力調節弁（２９ａ）とを備える、ことを特徴とする燃料電池とガスタービンのコンバインド発電設備が提供される。
【００１７】
また本発明によれば、ガスタービン発電機（２２）から圧縮空気を燃料電池モジュール（２０）に供給する空気供給ライン（２４）と、燃料電池モジュールからガスタービン発電機にカソード排ガス（７）を供給するカソード排ガスライン（２６）と、該カソード排ガスラインを開閉可能なカソード排ガスライン遮断弁（２６ａ）と、該カソード排ガスライン遮断弁の前後差圧を検出する系統間差圧計（２６ｂ）と、燃料電池（１１）内のガスを単独に排気する燃料電池ガス排気ライン（２９）に設けられ燃料電池系統の圧力を調節するＦＣ系統圧力調節弁（２９ａ）とを備え、系統間差圧計（２６ｂ）による検出差圧が所定の圧力以下の場合に、前記カソード排ガスライン遮断弁（２６ａ）を開き、かつ該ＦＣ系統圧力調節弁により前記系統間差圧計（２６ｂ）の上流側圧力を調節する、ことを特徴とする燃料電池とガスタービンのコンバインド発電設備の起動停止方法が提供される。
【００１８】
上記本発明の装置及び方法によれば、カソード排ガスライン遮断弁（２６ａ）の前後差圧を検出する系統間差圧計（２６ｂ）を備えるので、配管の圧損の影響を受けず、かつＦＣ系統とＧＴ系統の運転圧力が高い（例えば０．４ＭＰａ程度）であっても、その差圧を高精度（例えば±０．５ｋＰａ以下）に検出することができる。
また、この系統間差圧計（２６ｂ）による検出差圧が所定の圧力以下（例えば１ｋＰａ以下）の場合に、カソード排ガスライン遮断弁（２６ａ）を開くので、ＦＣとＧＴの系統間の調節弁を開けた際でも、前後の差圧が非常に小さいので、急激なガス流入および逆流が防止でき、ＦＣとＧＴともに安定運転が行える。
【００２０】
かかる装置及び方法によれば、ＦＣ系統圧力調節弁（２９ａ）の開度により、ＦＣ系統の圧力を調節し、系統間差圧計（２６ｂ）の上流側圧力を精密に調節することができる。
【００２１】
また、前記ガスタービン発電機は、燃料流量で回転速度を制御する燃料流量制御と、発電機出力で回転速度を制御する発電機出力制御の両方が可能であり、前記燃焼器の燃焼中は燃料流量制御で回転速度を制御し、燃焼器の消火前に発電機出力制御に切替え回転速度を一定に保持する。
【００２２】
上記本発明の装置及び方法によれば、燃焼器の燃焼中は燃料流量制御で回転速度を制御して回転速度を一定に保持することができる。また、燃焼器の消火前に発電機出力制御に切替えるので、応答性の高い発電機出力（インバータ）で回転速度を制御し回転速度を一定に保持することができる。従ってこの切替時にタービン入口エネルギーの急変があっても、回転速度の変化がほとんどなく、タービンの圧力変動や失速によるトリップを防ぎ、燃料電池系統への影響を回避することができる。
【００２３】
本発明の好ましい実施形態によれば、前記燃焼器の消火中は発電機出力制御で回転速度を制御し、燃焼器の着火後に燃料流量制御に切替え回転速度を一定に保持する。
【００２４】
この方法により、燃焼器の着火時にも、タービンの回転速度の変動がなくスムースに行うことができ、これにより、圧力変動に弱いＦＣ系統への影響を回避することができる。
【００２５】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の好ましい実施形態を図面を参照して説明する。なお、各図において共通の部材には同一の符号を付し重複した説明を省略する。
【００２６】
図１は、本発明によるコンバインド発電設備の実施形態を示す図である。この図に示すように、本発明のコンバインド発電設備は、燃料電池モジュール２０、ガスタービン発電機２２、空気供給ライン２４、カソード排ガスライン２６、及びガスタービンのタービン排ガスライン２８を備える。
【００２７】
燃料電池モジュール２０は、水素を含むアノードガスと酸素を含むカソードガスにより発電する燃料電池１１と、燃料電池１１で反応後のアノード排ガス４とカソード排ガス７の一部７ａを混合する混合器１９と、混合した燃料ガスを燃焼させる触媒燃焼器１７と、触媒燃焼器１７の燃焼排ガス５を燃料電池１１のカソード入口側に循環させるリサイクルブロワ１６とを備える。
燃料電池１１はこの例では、溶融炭酸塩型燃料電池である。しかし、本発明はこれに限定されず、高温高圧下で作動するその他の形式の燃料電池でもよい。
触媒燃焼器１７には、燃焼触媒が充填されている。この燃焼触媒は、比較的低い温度（例えば４００℃前後）で自己着火でき、かつ燃料の流量範囲が非常に広くかつ低酸素濃度でも安定燃焼できる特性を有している。
なお、図１において、燃料電池モジュール２０は、その他に、改質器１０、燃料予熱器１３等を備えている。
【００２８】
ガスタービン発電機２２は、機械的に連結された圧縮機Ｃ、タービンＴ及び発電機Ｇと燃焼器２２ａを備える。燃焼器２２ａには、圧縮機Ｃで圧縮した圧縮空気と燃料が供給され、図示しない着火装置により着火して燃料を燃焼させることができる。また、発電機Ｇは、起動時に電動機として短時間用いることができる。従って、このガスタービン発電機２２は、発電機を電動機として用いて単独起動し、燃焼器で燃焼させて、単独で自立運転することができる。
【００２９】
本発明において、燃料流量で回転速度を制御する「燃料流量制御」と、発電機出力で回転速度を制御する「発電機出力制御」の両方が可能なガスタービン発電機が用いられる。
かかるガスタービン発電機として、例えば、「マイクロガスタービン」を用いることができる。
【００３０】
空気供給ライン２４は、ガスタービン発電機２２から圧縮空気を抽気し、燃料電池モジュール２０に供給する。この空気供給ライン２４は、燃料電池のカソードライン３に圧縮空気を供給する電池用空気供給ライン２４ａと、電池用触媒燃焼器１７に圧縮空気を供給する触媒用空気供給ライン２４ｂとからなる。それぞれのライン２４ａ，２４ｂには、カソード空気供給弁２５ａと加熱空気供給弁２５ｂが設けられ、それぞれ独立に流量調節することができる。
【００３１】
カソード排ガスライン２６は、燃料電池１１のカソード側とガスタービン発電機２２のタービン入口とを連通するラインであり、燃料電池モジュール２０からガスタービン発電機２２にカソード排ガス７の一部を供給する。このカソード排ガス７には、通常５〜１５％程度の酸素が含まれる。
【００３２】
本発明において、カソード排ガスライン２６を開閉可能なカソード排ガスライン遮断弁２６ａと、カソード排ガスライン遮断弁２６ａの前後差圧を検出する系統間差圧計２６ｂとを備える。カソード排ガスライン遮断弁２６ａは、応答性の高い電磁バタフライ弁が好ましいが、その他の形式の弁（例えば遠隔ゲート弁）であってもよい。系統間差圧計２６ｂは、ＦＣ系統及びＧＴ系統の最大圧力（最大０．１ＭＰａ程度）に耐える耐圧強度を有し、許容極間差圧に相当する微小差圧（例えば５ｋＰａ程度）を高精度（例えば±０．５ｋＰａ以下）で検出可能な差圧計を用いる。この系統間差圧計２６ｂには、例えば圧電変換式（ピエゾ式）又は歪検出式の差圧計を用いることができる。
【００３３】
ガスタービンのタービン排ガスライン２８は、排ガスから熱回収する排熱回収熱交換器１５に排ガスを供給する排熱回収ライン２８ａと、排熱回収熱交換器をバイパスするバイパスライン２８ｂとを有する。
【００３４】
排熱回収熱交換器１５は、ガスタービン発電機を出た燃焼排ガスから熱回収して水蒸気を発生させる。発生した水蒸気８は燃料１に混合され改質器１０における改質反応に用いられる。また、熱回収後の燃焼排ガスは、水回収熱交換器３３で冷却・凝縮され、水回収タンク３４で気液分離し、分離した排ガスは大気中に排気され、回収して水は水処理装置３５で水処理した、排熱回収熱交換器１５の給水として用いられる。
【００３５】
図１に示すように、バイパスライン２８ｂの途中には、起動用空気予熱器３０が設けられている。この起動用空気予熱器３０は、ガスガスの間接熱交換器であり、タービン排ガスライン２８を流れる高温の燃焼排ガスと触媒用空気供給ライン２４ｂを流れる抽気空気との間で熱交換し、抽気空気を予熱するようになっている。
更に、排熱回収ライン２８ａとバイパスライン２８ｂにはそれぞれの排ガス流量を調節する排熱回収弁３２ａとバイパス弁３２ｂが設けられている。
【００３６】
また、本発明では、燃料電池モジュール２０内のガスを単独に排気する燃料電池ガス排気ライン２９と、燃料電池ガス排気ライン２９に設けられＦＣ系統の圧力を調節するＦＣ系統圧力調節弁２９ａとを備える。燃料電池ガス排気ライン２９は、この例では、改質器１０を出た燃焼排ガス５をタービン排ガスライン２８に導くラインであるが、本発明はこれに限定されず、燃料電池１１内のガスを単独に排気できるラインであればよい。
【００３７】
図２は図１の模式図であり、特に起動停止時に関係する機器を示している。また、図３は、本発明による起動方法を示すフロー図である。以下、図２、図３を用い、本発明の起動停止方法を説明する。
【００３８】
図３において、ＦＣ系統が停止中（Ｓ０１）には、圧力は常温又は作動温度以下の低温であり、温度も常温又は作動温度以下の低温である。同様にＧＴ系統が停止中（Ｓ０２）には、吐出圧力と吐出流量は０である。また、この起動スタートの直前の停止状態では、カソード空気供給弁２５ａ、加熱空気供給弁２５ｂ、カソード排ガスライン遮断弁２６ａ、ＦＣ系統圧力調節弁２９ａはすべて閉じている。
【００３９】
また、図１において、排熱回収装置１５にタービン排ガスを供給する排熱回収弁３２ａを全閉にし、起動用空気予熱器３０にタービン排ガスを供給するバイパス弁３２ｂを全開にして、起動用空気予熱器３０にガスタービン発電機２２の排ガス全量を供給するように切り換えておく。
【００４０】
起動時に起動スタート（Ｓ１）の信号により、ガスタービンが単独起動し、自立運転を開始する（Ｓ２）。この際、ガスタービン発電機２２の発電機Ｇを電動機として圧縮機Ｃを回転駆動し、圧縮した空気を燃焼器２２ａに供給し、燃焼器２２ａに燃料を供給して着火し、その燃焼ガスによりタービンＴを回転駆動して自立運転するのがよい。このガスタービン発電機の起動は短時間（数分間）で完了し、急激に圧力と流量が上昇し、所定の回転速度に達する。
【００４１】
なおこの間、カソード空気供給弁２５ａ、加熱空気供給弁２５ｂ、カソード排ガスライン遮断弁２６ａ、ＦＣ系統圧力調節弁２９ａはすべて閉じているので、圧力変動に弱い燃料電池やこれに関連する機器（ＦＣ系統）は、ガスタービン発電機から切り離されており、影響を全く受けない。
【００４２】
次に、加熱空気供給弁２５ｂを開き、加圧空気をＦＣ系統に供給する（Ｓ３）。この加圧空気の供給（Ｓ３）により、起動したガスタービン発電機２２から圧縮空気を抽気し、ライン２４ｂを介して起動用空気予熱器３０で燃焼排ガスにより圧縮空気を予熱し、燃料電池モジュール２０の触媒燃焼器１７に供給し、燃料電池モジュール２０を昇圧・昇温する（Ｓ４）。また、同時にＦＣ系統圧力調節弁２９ａの開度により、ＦＣ系統の圧力を制御する（Ｓ４）。
【００４３】
並行して、ガスタービン発電機を燃焼器２２ａへの燃料流量でガスタービンの回転速度を制御する「燃料流量制御」に以降し、ガスタービン単独の発電を開始する（Ｓ５）。
【００４４】
次いで、ＦＣ系統の圧力が徐々に増加し、系統間差圧計２６ｂによる検出差圧が所定の圧力以下（例えば１ｋＰａ以下）になった時（Ｓ６）に、カソード排ガスライン遮断弁２６ａを開く（Ｓ７）。この弁の開放により、ＦＣ系統からカソード排ガスをガスタービンに導入することができる。また、カソード排ガスライン遮断弁２６ａの前後の差圧が非常に小さいので、急激なガス流入および逆流が防止でき、ＦＣとＧＴともに安定運転が行える。
【００４５】
次いで、ＦＣ系統昇温開始、触媒燃焼開始、改質器改質開始、ＦＣ系統昇温完了、触媒燃焼燃料停止、等のＦＣ系統の発電開始準備を行い（Ｓ８）、加熱空気供給弁２５ｂを閉じ、カソード空気供給弁２５ａを開く（Ｓ９）。改質器改質開始で燃料ガス１は既に供給されているので、このカソード空気供給弁２５ａから反応空気が供給されることにより、燃料電池の部分負荷発電が開始し（Ｓ１０）、ガスタービン発電とのコンバインド発電が開始する。次いで、燃料電池は出力要求に応じて定格負荷運転（Ｓ１１）に移行する。
【００４６】
部分負荷運転（Ｓ１０）から定格負荷運転（Ｓ１１）に移行する途中で、発電負荷が所定の出力に達すると（Ｓ１２）、ガスタービン発電（Ｓ５）を燃料流量制御から発電機出力制御に切替え、回転速度を一定に保持したまま燃焼器の燃焼を消火する（Ｓ１３）。これにより、ガスタービン発電は、燃焼器を使用しない発電（Ｓ１４）に移行し、燃料電池とガスタービンの定格コンバインド発電が開始される。
また、燃焼器の消火前に発電機出力制御に切替えるので、応答性の高い発電機出力（インバータ）で回転速度を制御し回転速度を一定に保持することができる。従ってこの切替時にタービン入口エネルギーの急変があっても、回転速度の変化がほとんどなく、タービンの圧力変動や失速によるトリップを防ぎ、ＦＣ系統への影響を回避することができる。
【００４７】
図４は、本発明による停止方法を示すフロー図である。このフロー図は、起動方法と同様であり、詳細な説明を省略する。この停止方法において、燃焼器の消火中は発電機出力制御で回転速度を制御し、燃焼器の着火後に燃料流量制御に切替え回転速度を一定に保持する（Ｓ２１）。従って、燃焼器の着火時にも、タービンの回転速度の変動がなくスムースに行うことができ、これにより、圧力変動に弱いＦＣ系統への影響を回避することができる。
【００４８】
上述した本発明の装置及び方法によれば、カソード排ガスライン遮断弁２６ａの前後差圧を検出する系統間差圧計２６ｂを備えるので、配管の圧損の影響を受けず、かつＦＣ系統とＧＴ系統の運転圧力が高い（例えば０．４ＭＰａ程度）であっても、その差圧を高精度（例えば±０．５ｋＰａ以下）に検出することができる。
また、この系統間差圧計２６ｂによる検出差圧が所定の圧力以下（例えば１ｋＰａ以下）の場合に、カソード排ガスライン遮断弁２６ａを開くので、ＦＣとＧＴの系統間の調節弁を開けた際でも、前後の差圧が非常に小さいので、急激なガス流入および逆流が防止でき、ＦＣとＧＴともに安定運転が行える。
【００４９】
また、ＦＣ系統圧力調節弁２９ａの開度により、ＦＣ系統の圧力を調節し、系統間差圧計２６ｂの上流側圧力を精密に調節することができる。
【００５０】
さらに、燃焼器の燃焼中は燃料流量制御で回転速度を制御して回転速度を一定の保持することができる。また、燃焼器の消火前に発電機出力制御に切替えるので、応答性の高い発電機出力（インバータ）で回転速度を制御し回転速度を一定に保持することができる。従ってこの切替時にタービン入口エネルギーの急変があっても、回転速度の変化がほとんどなく、タービンの圧力変動や失速によるトリップを防ぎ、ＦＣ系統への影響を回避することができる。
【００５１】
また、燃焼器の着火時にも、タービンの回転速度の変動がなくスムースに行うことができ、これにより、圧力変動に弱いＦＣ系統への影響を回避することができる。
【００５２】
なお本発明は、上述した実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲で種々の変更が可能である。
【００５３】
【発明の効果】
上述したように本発明の燃料電池とガスタービンのコンバインド発電設備とその起動停止方法は、（１）ガスタービン発電機の起動又は停止を、圧力変動に弱い燃料電池やこれに関連する機器（ＦＣ系統）に影響を及ぼすことなく行うことができ、（２）ガスタービン発電機の圧力変動、失速、オーバースピード等のおそれ、及び、ＦＣ系統側に過大な差圧が作用せず、燃料電池にダメージを与えるおそれがなく、ＦＣとＧＴの系統間の調節弁を開いてＦＣ系統からのＧＴ系統のタービンにガス供給することができ、（３）ＧＴ燃焼器の消火又は着火を、タービンの回転速度の変動がなくスムースに行うことができ、これにより、圧力変動に弱いＦＣ系統への影響を回避することができる、等の優れた効果を有する。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明によるコンバインド発電設備の実施形態を示す図である。
【図２】図１の模式図である。
【図３】本発明による起動方法を示すフロー図である。
【図４】本発明による停止方法を示すフロー図である。
【図５】従来の燃料電池発電設備の全体構成図である。
【符号の説明】
１燃料、２アノードガス、３カソードガス、
４アノード排ガス、５燃焼排ガス、６空気、
７，７ａ，７ｂ，７ｃカソード排ガス、８水蒸気、
９ＣＯ２濃縮ガス、１０改質器、１１燃料電池、
１２ターボチャージャー、１２ａ流量調節弁、
１３燃料予熱器、１４ガスタービン用燃焼器、
１５排熱回収熱交換器、１６リサイクルブロア、
１７触媒燃焼器、１８カソードリサイクルライン、
１８ａ高温流量調節弁、１９混合器、
２０燃料電池モジュール、２２ガスタービン発電機、
２４空気供給ライン、２４ａ電池用空気供給ライン、
２４ｂ触媒用空気供給ライン、
２５ａカソード空気供給弁、２５ｂ加熱空気供給弁、
２６カソード排ガスライン、２６ａカソード排ガスライン遮断弁、
２６ｂ系統間差圧計、２８タービン排ガスライン、
２９燃料電池ガス排気ライン、２９ａＦＣ系統圧力調節弁、
３０起動用空気予熱器、
３２ａ排熱回収弁、３２ｂバイパス弁
３３水回収熱交換器、３４水回収タンク、
３５水処理装置[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a combined power generation facility for a fuel cell and a gas turbine, and a start / stop method thereof.
[0002]
[Prior art]
A conventional combined power generation facility for a fuel cell and a gas turbine is disclosed in, for example, [Patent Document 1].
[0003]
[Patent Document 1]
JP 61-39459 A
[0004]
Molten carbonate fuel cells have characteristics that are not found in conventional power generators, such as high efficiency and low environmental impact, and are attracting attention as power generation systems following hydropower, thermal power, and nuclear power. In earnest research and development is underway.
[0005]
FIG. 5 is a configuration diagram showing an example of a molten carbonate fuel cell power generation facility using, for example, natural gas as fuel. In this figure, the molten carbonate fuel cell power generation facility includes a reformer 10, a fuel cell 11, a turbocharger 12, an exhaust heat recovery heat exchanger 15, etc., and a fuel preheater 13 preheats fuel 1 such as natural gas. Then, it is supplied to the reforming chamber Ref of the reformer 10, where the fuel 1 is reformed into the anode gas 2 containing hydrogen.
The fuel cell 11 generates electrochemical power from the anode gas 2 and the cathode gas 3 containing oxygen. A part 7a of the anode exhaust gas 4 and the cathode exhaust gas 7 exiting the fuel cell 11 is supplied to the combustor 17 and combusted to generate a high-temperature combustion exhaust gas 5. The combustion exhaust gas 5 is supplied to the combustion chamber of the reformer 10, and here, heat necessary for the reforming reaction is supplied to the reforming chamber Ref.
[0006]
The flue gas 5 exiting the reformer 10 is CO₂The air is recycled to the cathode inlet side by a blower 16 (hereinafter referred to as a cathode blower), merges with the pressurized air 6 supplied from the turbocharger 12, becomes cathode gas 3, and is supplied to the cathode side of the fuel cell 11. A part 7b of the cathode exhaust gas 7 after the reaction is recycled to the suction side of the cathode blower 16 via the cathode recycling line 18, and the remaining 7c is supplied to the combustor 14 for turbocharger. The combustor 14 is used at start-up or partial load, burns natural gas with cathode exhaust gas, and drives a turbocharger with combustion exhaust gas.
[0007]
The turbocharger 12 drives the turbine T with the cathode exhaust gas 7c and the combustion exhaust gas generated in the combustor 14 and compresses the air with the compressor C. The compressed air 6 is supplied to the cathode side upstream of the fuel cell 11 described above. Is done. The exhaust gas exiting the turbine T is supplied to the exhaust heat recovery heat exchanger 15 where steam is generated and then discharged out of the system. The generated steam 8 is mixed with the fuel 1 and used for the reforming reaction in the reformer 10.
In FIG. 5, 18a is a high-temperature flow rate control valve for controlling the flow rate of the cathode recycle line 18, and 12a is a flow rate control valve for bypassing the turbine T and flowing gas. Description of the other flow control valves is omitted.
[0008]
In the fuel cell power generation facility described above, the fuel cell 11 (molten carbonate fuel cell, hereinafter simply referred to as MCFC) is composed of an anode side and a cathode side, and the following electrode reaction is performed.
Anode reaction (negative electrode reaction) H₂+ CO_Three ^2-→ H₂O + CO₂+ 2e. . (1)
Cathode reaction (positive electrode reaction) CO₂+ 1 / 2O₂+ 2e → CO_Three ^2-. . (2)
[0009]
That is, on the anode side, hydrogen gas and CO are expressed by the equation (1)._Three ^2-The water, carbon dioxide gas, and electric charge are generated from the carbon dioxide, and on the cathode side, the carbon dioxide gas, oxygen, and electric charge are_Three ^2-Is generated. The right side of the equation (1) represents a component of the anode exhaust gas 4 discharged from the anode, and contains carbon dioxide gas. The left side of equation (2) represents the component of the cathode gas supplied to the cathode, and similarly contains carbon dioxide gas. For this reason, the above-described cathode blower 16 causes CO generated in the reformer.₂Gas is supplied to the cathode side of the fuel cell and used for the cathode reaction.
[0010]
[Problems to be solved by the invention]
Since MCFC has a high operating temperature of 600 to 700 ° C., the exhaust gas becomes high temperature, and is supplied to the turbine in order to recover the energy of the high temperature gas. Turbine power is converted into compressor power to supply the air necessary for MCFC reaction.
However, in the above-described example, since the turbocharger is used for recovering the energy of the high temperature gas, it cannot be independently activated, and a separate air compressor or an activation air storage tank is required at the time of activation. Moreover, since the turbocharger is not equipped with a generator, even if surplus energy is generated, it was not possible to generate power and improve the power generation efficiency.
[0011]
Therefore, it is considered to use a gas turbine generator (for example, “micro gas turbine” or “μGT”) instead of a turbocharger for energy recovery of high temperature gas. Since such a gas turbine generator can be started independently, there is an advantage that extra equipment for starting is unnecessary and power generation efficiency can be improved by power generation, compared to the case where a turbocharger is used.
[0012]
    However, in the case of a combined power generation facility that combines a fuel cell and a gas turbine generator, there are the following problems.
(1) The start and stop time of the gas turbine generator is short (several minutes), and the pressure and flow rate fluctuate rapidly. Therefore, when starting and stopping, the fuel cell and related equipment ( FC systemOr called a fuel cell system) And the gas turbine generator must be separated by a valve or the like.
[0013]
(2) In starting a combined power generation facility that combines a fuel cell or the like (FC system) and a gas turbine generator (GT system), first start the gas turbine generator alone, and then start the gas turbine generator A part of the discharge air is supplied to the FC system via the air supply valve to boost the FC system. Next, the pressure of the FC system is gradually increased while controlling the pressure increase speed with the pressure control valve downstream of the FC system, and the pressures of the FC system and the GT system are two pressure gauges (maximum pressure) provided in each system. 1MPa, measurement error 0.05MPa), and when the pressures of the FC system and GT system become the same, the control valve between the FC system and GT system is opened, and the gas from the FC system to the GT system turbine Supply.
However, when the control valve between the FC and GT systems is opened, there is a possibility that the differential pressure before and after the control valve may be about 0.1 MPa at maximum due to pressure loss of the piping or measurement error of the pressure gauge. Depending on the case, a large amount of gas may suddenly flow from the FC side, resulting in disturbance of GT operation, which may cause problems such as pressure fluctuations, stalling, and overspeeding. Conversely, when the pressure on the FC system side is low, the high-temperature gas from the GT combustor flows backward to the FC system side, and the allowable pressure difference between the electrodes is small (for example, about 5 kPa), and an excessive differential pressure acts on the fuel cell. There was a risk of damage.
[0014]
(3) Also, in the combined power generation facility that combines a fuel cell or the like (FC system) and a gas turbine generator (GT system), the point where the power generation efficiency is maximized is when the fuel cell is at rated operation, and The gas turbine generator is in a state of being operated only with exhaust gas from the FC system. At this time, the GT combustor is in a fire extinguisher state.
Therefore, in the start-up process of the combined power generation facility, the gas turbine generator is started alone, the gas supply for raising the FC system temperature, as a heat source of the exhaust heat recovery boiler (HRSG), burned in the GT combustor, The GT combustor is extinguished from the minimum fuel flow rate in the vicinity of the rated load of the plant when the load increases during the starting process.
However, the minimum fuel flow rate of the GT combustor is relatively large, around 10% of the rating. Therefore, the GT inlet energy is rapidly reduced by extinguishing the GT combustor, and pressure fluctuation or stall due to a decrease in the rotational speed of the turbine. There was a risk of tripping. Moreover, there was a possibility that the FC system would be adversely affected by the sudden pressure fluctuation of the turbine.
Furthermore, the GT combustor needs to be ignited in reverse when the load of the combined power generation facility is lowered, and also in this ignition, due to a rapid increase in turbine inlet energy, pressure fluctuations due to an increase in turbine rotation speed and the FC system There was a risk of adverse effects.
[0015]
The present invention has been developed to solve the above-described problems. That is, the object of the present invention is to (1) start or stop a gas turbine generator without affecting a fuel cell or a related device (FC system) that is vulnerable to pressure fluctuations. ) Adjustment between FC and GT systems without fear of gas turbine generator pressure fluctuation, stall, overspeed, etc., and excessive differential pressure does not act on the FC system side, causing damage to the fuel cell. Gas can be supplied to the GT turbine from the FC system by opening the valve, and (3) the GT combustor can be extinguished or ignited smoothly without fluctuations in the rotational speed of the turbine. An object of the present invention is to provide a combined power generation facility for a fuel cell and a gas turbine and a method for starting and stopping the same, which can avoid an influence on an FC system that is vulnerable to pressure fluctuations.
[0016]
[Means for Solving the Problems]
  According to the present invention, a fuel cell module (20) having a fuel cell (11) that generates power using an anode gas containing hydrogen and a cathode gas containing oxygen, and a gas turbine power generation having a compressor, a combustor, a turbine, and a generator. , An air supply line (24) for supplying compressed air from the gas turbine generator to the fuel cell module, and a cathode exhaust line for supplying cathode exhaust gas (7) from the fuel cell module to the gas turbine generator (26), a cathode exhaust gas line shutoff valve (26a) capable of opening and closing the cathode exhaust gas line, an intersystem differential pressure gauge (26b) for detecting a differential pressure across the cathode exhaust gas line shutoff valve,A fuel cell gas exhaust line (29) for exhausting the gas in the fuel cell (11) alone; an FC system pressure control valve (29a) provided in the fuel cell gas exhaust line for adjusting the pressure of the fuel cell system;A combined power generation facility for a fuel cell and a gas turbine is provided.
[0017]
  According to the present invention, the air supply line (24) for supplying compressed air from the gas turbine generator (22) to the fuel cell module (20), and the cathode exhaust gas (7) from the fuel cell module to the gas turbine generator. A cathode exhaust gas line (26) to be supplied, a cathode exhaust gas line shut-off valve (26a) capable of opening and closing the cathode exhaust gas line, an inter-system differential pressure gauge (26b) for detecting a differential pressure across the cathode exhaust gas line shut-off valve,An FC system pressure control valve (29a) for adjusting the pressure of the fuel cell system, provided in a fuel cell gas exhaust line (29) for exhausting the gas in the fuel cell (11) alone;And opening the cathode exhaust gas line shut-off valve (26a) when the differential pressure detected by the system differential pressure gauge (26b) is equal to or lower than a predetermined pressure,And the upstream pressure of the intersystem differential pressure gauge (26b) is adjusted by the FC system pressure control valve.A start-stop method for a combined power generation facility for a fuel cell and a gas turbine is provided.
[0018]
According to the apparatus and method of the present invention, since the system differential pressure gauge (26b) for detecting the differential pressure across the cathode exhaust gas line shutoff valve (26a) is provided, it is not affected by the pressure loss of the piping and is connected to the FC system. Even if the operating pressure of the GT system is high (for example, about 0.4 MPa), the differential pressure can be detected with high accuracy (for example, ± 0.5 kPa or less).
Further, when the differential pressure detected by the inter-system differential pressure gauge (26b) is below a predetermined pressure (for example, 1 kPa or less), the cathode exhaust gas line shut-off valve (26a) is opened, so that the control valve between the FC and GT systems is opened. Even when opened, the differential pressure across the front and rear is very small, so that sudden gas inflow and backflow can be prevented, and both FC and GT can operate stably.
[0020]
According to such an apparatus and method, the pressure in the FC system can be adjusted by the opening of the FC system pressure regulating valve (29a), and the upstream pressure of the inter-system differential pressure gauge (26b) can be precisely adjusted.
[0021]
The gas turbine generator is capable of both fuel flow control for controlling the rotational speed with the fuel flow rate and generator output control for controlling the rotational speed with the generator output. The rotational speed is controlled by the flow rate control, and it is switched to the generator output control before the combustor is extinguished to keep the rotational speed constant.
[0022]
    According to the apparatus and method of the present invention, the rotational speed can be kept constant by controlling the rotational speed by the fuel flow rate control during combustion of the combustor. Moreover, since it switches to generator output control before the fire extinguishing of a combustor, a rotational speed can be controlled by the generator output (inverter) with high responsiveness, and a rotational speed can be kept constant. Therefore, even if there is a sudden change in the turbine inlet energy during this switching, there is almost no change in the rotational speed, preventing tripping due to turbine pressure fluctuations and stalls,Fuel cellThe influence on the system can be avoided.
[0023]
According to a preferred embodiment of the present invention, during the extinguishing of the combustor, the rotational speed is controlled by the generator output control, and after the combustion of the combustor is switched to the fuel flow rate control, the rotational speed is kept constant.
[0024]
According to this method, even when the combustor is ignited, the rotation speed of the turbine can be changed smoothly and the influence on the FC system, which is vulnerable to pressure fluctuations, can be avoided.
[0025]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. In addition, in each figure, the same code | symbol is attached | subjected to a common member and the overlapping description is abbreviate | omitted.
[0026]
FIG. 1 is a diagram showing an embodiment of a combined power generation facility according to the present invention. As shown in this figure, the combined power generation facility of the present invention includes a fuel cell module 20, a gas turbine generator 22, an air supply line 24, a cathode exhaust gas line 26, and a turbine exhaust gas line 28 of the gas turbine.
[0027]
The fuel cell module 20 includes a fuel cell 11 that generates power using an anode gas containing hydrogen and a cathode gas containing oxygen, and a mixer 19 that mixes the anode exhaust gas 4 and the part 7a of the cathode exhaust gas 7 after reaction in the fuel cell 11. The catalyst combustor 17 combusts the mixed fuel gas, and the recycle blower 16 that circulates the combustion exhaust gas 5 of the catalyst combustor 17 to the cathode inlet side of the fuel cell 11.
In this example, the fuel cell 11 is a molten carbonate fuel cell. However, the present invention is not limited to this, and other types of fuel cells that operate under high temperature and pressure may be used.
The catalyst combustor 17 is filled with a combustion catalyst. This combustion catalyst has such characteristics that it can self-ignite at a relatively low temperature (for example, around 400 ° C.), has a very wide flow range of fuel, and can stably burn even at a low oxygen concentration.
In FIG. 1, the fuel cell module 20 includes a reformer 10, a fuel preheater 13, and the like.
[0028]
The gas turbine generator 22 includes a compressor C, a turbine T, a generator G, and a combustor 22a that are mechanically coupled. The combustor 22a is supplied with compressed air and fuel compressed by the compressor C, and can be ignited by an ignition device (not shown) to burn the fuel. Further, the generator G can be used as a motor for a short time at the time of startup. Therefore, the gas turbine generator 22 can be independently operated by being independently activated using the generator as an electric motor and being burned by the combustor.
[0029]
In the present invention, a gas turbine generator capable of both “fuel flow control” for controlling the rotational speed with the fuel flow rate and “generator output control” for controlling the rotational speed with the generator output is used.
As such a gas turbine generator, for example, a “micro gas turbine” can be used.
[0030]
The air supply line 24 extracts compressed air from the gas turbine generator 22 and supplies it to the fuel cell module 20. The air supply line 24 includes a battery air supply line 24 a that supplies compressed air to the cathode line 3 of the fuel cell, and a catalyst air supply line 24 b that supplies compressed air to the battery catalyst combustor 17. Each line 24a, 24b is provided with a cathode air supply valve 25a and a heated air supply valve 25b, and the flow rate can be adjusted independently.
[0031]
The cathode exhaust gas line 26 communicates the cathode side of the fuel cell 11 and the turbine inlet of the gas turbine generator 22, and supplies a part of the cathode exhaust gas 7 from the fuel cell module 20 to the gas turbine generator 22. The cathode exhaust gas 7 usually contains about 5 to 15% oxygen.
[0032]
In the present invention, a cathode exhaust gas line shutoff valve 26a capable of opening and closing the cathode exhaust gas line 26 and an intersystem differential pressure gauge 26b for detecting the differential pressure across the cathode exhaust gas line shutoff valve 26a are provided. The cathode exhaust gas line shut-off valve 26a is preferably a highly responsive electromagnetic butterfly valve, but may be another type of valve (for example, a remote gate valve). The intersystem differential pressure gauge 26b has a withstand pressure strength that can withstand the maximum pressure of the FC system and the GT system (maximum of about 0.1 MPa), and highly accurate (for example, about 5 kPa) of minute differential pressure corresponding to the allowable inter-electrode differential pressure For example, a differential pressure gauge detectable at ± 0.5 kPa or less) is used. As the inter-system differential pressure gauge 26b, for example, a piezoelectric conversion type (piezo type) or a strain detection type differential pressure gauge can be used.
[0033]
The turbine exhaust gas line 28 of the gas turbine includes an exhaust heat recovery line 28a that supplies exhaust gas to the exhaust heat recovery heat exchanger 15 that recovers heat from the exhaust gas, and a bypass line 28b that bypasses the exhaust heat recovery heat exchanger.
[0034]
The exhaust heat recovery heat exchanger 15 recovers heat from the combustion exhaust gas discharged from the gas turbine generator to generate water vapor. The generated steam 8 is mixed with the fuel 1 and used for the reforming reaction in the reformer 10. Further, the combustion exhaust gas after heat recovery is cooled and condensed by the water recovery heat exchanger 33, gas-liquid separation is performed in the water recovery tank 34, and the separated exhaust gas is exhausted into the atmosphere, and the recovered water is recovered as a water treatment device. It is used as feed water for the exhaust heat recovery heat exchanger 15 that has been treated with water 35.
[0035]
As shown in FIG. 1, an activation air preheater 30 is provided in the middle of the bypass line 28b. This start-up air preheater 30 is an indirect heat exchanger for gas gas, and exchanges heat between the high-temperature combustion exhaust gas flowing through the turbine exhaust gas line 28 and the extracted air flowing through the catalyst air supply line 24b, and the extracted air is It is supposed to preheat.
Further, the exhaust heat recovery line 28a and the bypass line 28b are provided with an exhaust heat recovery valve 32a and a bypass valve 32b for adjusting the respective exhaust gas flow rates.
[0036]
    In the present invention, the gas in the fuel cell module 20 isAloneA fuel cell gas exhaust line 29 for exhausting, and an FC system pressure adjusting valve 29a provided in the fuel cell gas exhaust line 29 for adjusting the pressure of the FC system are provided. In this example, the fuel cell gas exhaust line 29 is a line that guides the combustion exhaust gas 5 exiting the reformer 10 to the turbine exhaust gas line 28. However, the present invention is not limited to this,Fuel cell 11Gas insideAloneAny line that can be exhausted may be used.
[0037]
FIG. 2 is a schematic diagram of FIG. 1 and particularly shows devices involved at the time of starting and stopping. FIG. 3 is a flowchart showing the activation method according to the present invention. Hereinafter, the start / stop method of the present invention will be described with reference to FIGS.
[0038]
In FIG. 3, when the FC system is stopped (S01), the pressure is a normal temperature or a low temperature below the operating temperature, and the temperature is also a low temperature below the normal temperature or the operating temperature. Similarly, when the GT system is stopped (S02), the discharge pressure and the discharge flow rate are zero. Further, in the stop state immediately before the start-up, the cathode air supply valve 25a, the heated air supply valve 25b, the cathode exhaust gas line shutoff valve 26a, and the FC system pressure control valve 29a are all closed.
[0039]
In FIG. 1, the exhaust heat recovery valve 32a for supplying the turbine exhaust gas to the exhaust heat recovery device 15 is fully closed, and the bypass valve 32b for supplying the turbine exhaust gas to the startup air preheater 30 is fully opened to start the startup air. The preheater 30 is switched to supply the entire exhaust gas amount of the gas turbine generator 22.
[0040]
At the time of start-up, the gas turbine is started independently by the start start (S1) signal, and the self-sustaining operation is started (S2). At this time, the compressor C is rotated by using the generator G of the gas turbine generator 22 as an electric motor, the compressed air is supplied to the combustor 22a, the fuel is supplied to the combustor 22a, and ignition is performed. It is preferable that the turbine T is rotated and driven independently. The start-up of this gas turbine generator is completed in a short time (several minutes), and the pressure and flow rate suddenly rise to reach a predetermined rotational speed.
[0041]
During this time, the cathode air supply valve 25a, the heated air supply valve 25b, the cathode exhaust gas line shut-off valve 26a, and the FC system pressure control valve 29a are all closed, so that the fuel cell sensitive to pressure fluctuations and related devices (FC system) ) Is disconnected from the gas turbine generator and is not affected at all.
[0042]
Next, the heated air supply valve 25b is opened to supply pressurized air to the FC system (S3). By supplying the pressurized air (S3), compressed air is extracted from the activated gas turbine generator 22, and the compressed air is preheated by the combustion exhaust gas in the activation air preheater 30 via the line 24b. Is supplied to the catalyst combustor 17 and the fuel cell module 20 is boosted and heated (S4). At the same time, the pressure of the FC system is controlled by the opening of the FC system pressure control valve 29a (S4).
[0043]
In parallel, the gas turbine generator is changed to “fuel flow rate control” for controlling the rotational speed of the gas turbine with the fuel flow rate to the combustor 22a, and the power generation of the gas turbine alone is started (S5).
[0044]
Next, when the pressure in the FC system gradually increases and the differential pressure detected by the inter-system differential pressure gauge 26b becomes equal to or lower than a predetermined pressure (for example, 1 kPa or lower) (S6), the cathode exhaust gas line shutoff valve 26a is opened (S7). ). By opening this valve, the cathode exhaust gas can be introduced into the gas turbine from the FC system. Further, since the differential pressure before and after the cathode exhaust gas line shutoff valve 26a is very small, sudden gas inflow and backflow can be prevented, and both FC and GT can be stably operated.
[0045]
Next, FC system power generation start preparations such as FC system temperature rise start, catalytic combustion start, reformer reforming start, FC system temperature rise completion, catalytic combustion fuel stop, etc. are performed (S8), and the heated air supply valve 25b is set. Close and open the cathode air supply valve 25a (S9). Since the fuel gas 1 has already been supplied at the start of reforming of the reformer, partial load power generation of the fuel cell is started by supplying reaction air from the cathode air supply valve 25a (S10), and gas turbine power generation Combined power generation begins. Next, the fuel cell shifts to the rated load operation (S11) according to the output request.
[0046]
When the power generation load reaches a predetermined output during the transition from the partial load operation (S10) to the rated load operation (S11) (S12), the gas turbine power generation (S5) is switched from the fuel flow rate control to the generator output control, The combustion of the combustor is extinguished while maintaining the rotation speed constant (S13). Thereby, gas turbine power generation shifts to power generation (S14) which does not use a combustor, and rated combined power generation of a fuel cell and a gas turbine is started.
Moreover, since it switches to generator output control before the fire extinguishing of a combustor, a rotational speed can be controlled by the generator output (inverter) with high responsiveness, and a rotational speed can be kept constant. Therefore, even if there is a sudden change in turbine inlet energy at the time of switching, there is almost no change in rotational speed, and tripping due to turbine pressure fluctuations and stalling can be prevented, and influence on the FC system can be avoided.
[0047]
FIG. 4 is a flowchart showing the stopping method according to the present invention. This flowchart is the same as the activation method, and detailed description thereof is omitted. In this stopping method, during the extinguishing of the combustor, the rotational speed is controlled by the generator output control, and after the combustor is ignited, the fuel flow control is switched to keep the rotational speed constant (S21). Therefore, even when the combustor is ignited, the rotation speed of the turbine can be changed smoothly, and the influence on the FC system that is vulnerable to pressure fluctuation can be avoided.
[0048]
According to the apparatus and method of the present invention described above, since the intersystem differential pressure gauge 26b for detecting the differential pressure across the cathode exhaust gas line shutoff valve 26a is provided, it is not affected by the pressure loss of the piping, and the FC system and the GT system are not affected. Even if the operating pressure is high (eg, about 0.4 MPa), the differential pressure can be detected with high accuracy (eg, ± 0.5 kPa or less).
In addition, when the differential pressure detected by the inter-system differential pressure gauge 26b is lower than a predetermined pressure (for example, 1 kPa or lower), the cathode exhaust gas line shutoff valve 26a is opened, so even when the control valve between the FC and GT systems is opened. Since the differential pressure between the front and rear is very small, sudden gas inflow and backflow can be prevented, and stable operation can be performed for both FC and GT.
[0049]
Further, the pressure of the FC system can be adjusted by the opening degree of the FC system pressure regulating valve 29a, and the upstream pressure of the inter-system differential pressure gauge 26b can be precisely adjusted.
[0050]
Further, during combustion in the combustor, the rotation speed can be controlled by fuel flow control to keep the rotation speed constant. Moreover, since it switches to generator output control before the fire extinguishing of a combustor, a rotational speed can be controlled by the generator output (inverter) with high responsiveness, and a rotational speed can be kept constant. Therefore, even if there is a sudden change in turbine inlet energy at the time of switching, there is almost no change in rotational speed, and tripping due to turbine pressure fluctuations and stalling can be prevented, and influence on the FC system can be avoided.
[0051]
Further, even when the combustor is ignited, the rotation speed of the turbine can be changed smoothly, and the influence on the FC system that is vulnerable to pressure fluctuation can be avoided.
[0052]
The present invention is not limited to the above-described embodiments, and various modifications can be made without departing from the gist of the present invention.
[0053]
【The invention's effect】
As described above, the combined power generation facility for a fuel cell and a gas turbine according to the present invention and its start / stop method are as follows: (1) The start or stop of the gas turbine generator is controlled by a fuel cell that is vulnerable to pressure fluctuations or a device related thereto (FC (2) Risk of gas turbine generator pressure fluctuation, stall, overspeed, etc., and excessive differential pressure does not act on the FC system side. There is no risk of damage, and the control valve between the FC and GT systems can be opened to supply gas to the turbine of the GT system from the FC system. (3) Fire extinguishing or ignition of the GT combustor There is no fluctuation in speed, and the process can be performed smoothly, thereby having excellent effects such as avoiding the influence on the FC system that is vulnerable to pressure fluctuation.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a diagram showing an embodiment of a combined power generation facility according to the present invention.
FIG. 2 is a schematic diagram of FIG. 1;
FIG. 3 is a flow diagram illustrating an activation method according to the present invention.
FIG. 4 is a flowchart showing a stopping method according to the present invention.
FIG. 5 is an overall configuration diagram of a conventional fuel cell power generation facility.
[Explanation of symbols]
1 fuel, 2 anode gas, 3 cathode gas,
4 anode exhaust gas, 5 combustion exhaust gas, 6 air,
7, 7a, 7b, 7c Cathode exhaust gas, 8 Water vapor,
9 CO2 enriched gas, 10 reformer, 11 fuel cell,
12 Turbocharger, 12a Flow control valve,
13 Fuel preheater, 14 Gas turbine combustor,
15 heat recovery heat exchanger, 16 recycle blower,
17 catalytic combustor, 18 cathode recycling line,
18a high temperature flow control valve, 19 mixer,
20 fuel cell modules, 22 gas turbine generators,
24 air supply line, 24a battery air supply line,
24b air supply line for catalyst,
25a Cathode air supply valve, 25b Heated air supply valve,
26 cathode exhaust gas line, 26a cathode exhaust gas line shutoff valve,
26b Differential pressure gauge between systems, 28 Turbine exhaust gas line,
29 Fuel cell gas exhaust line, 29a FC system pressure control valve,
30 Air preheater for startup,
32a Waste heat recovery valve, 32b Bypass valve
33 water recovery heat exchanger, 34 water recovery tank,
35 Water treatment equipment

Claims

A fuel cell module (20) having a fuel cell (11) that generates electricity using an anode gas containing hydrogen and a cathode gas containing oxygen; a gas turbine generator (22) having a compressor, a combustor, a turbine, and a generator; An air supply line (24) for supplying compressed air from the gas turbine generator to the fuel cell module; a cathode exhaust line (26) for supplying cathode exhaust gas (7) from the fuel cell module to the gas turbine generator; A cathode exhaust gas line shut-off valve (26a) capable of opening and closing the cathode exhaust gas line, an inter-system differential pressure gauge (26b) for detecting a differential pressure across the cathode exhaust gas line shut-off valve, and a gas in the fuel cell (11) alone A fuel cell gas exhaust line (29) to be exhausted and a pressure of the fuel cell system provided in the fuel cell gas exhaust line are adjusted. C system pressure control valve (29a) and a, combined power facilities of the fuel cell and a gas turbine, characterized in that.

2. The gas turbine generator according to claim 1, wherein both a fuel flow rate control for controlling a rotation speed by a fuel flow rate and a generator output control for controlling a rotation speed by a generator output are possible. Combined power generation equipment.

An air supply line (24) that supplies compressed air from the gas turbine generator (22) to the fuel cell module (20), and a cathode exhaust line (26) that supplies cathode exhaust gas (7) from the fuel cell module to the gas turbine generator. ), A cathode exhaust gas line shutoff valve (26a) capable of opening and closing the cathode exhaust gas line, an inter-system differential pressure gauge (26b) for detecting a differential pressure across the cathode exhaust gas line shutoff valve, and a fuel cell (11) An FC system pressure control valve (29a) for adjusting the pressure of the fuel cell system is provided in the fuel cell gas exhaust line (29) for exhausting the gas alone, and the differential pressure detected by the intersystem differential pressure gauge (26b) is predetermined. when the pressure below, the cathode exhaust gas line shut-off valve to open the (26a), and the inter-system differential pressure gauge by the FC system pressure control valve (26b) Adjusting the upstream pressure, the fuel cell and the start and stop process of combined power plant of a gas turbine, characterized in that.

The gas turbine generator is capable of both fuel flow control for controlling the rotational speed with the fuel flow rate and generator output control for controlling the rotational speed with the generator output,
4. The fuel cell according to claim 3, wherein during combustion in the combustor, the rotational speed is controlled by fuel flow rate control, and switching to generator output control is performed before the combustor is extinguished to keep the rotational speed constant. And start and stop method of combined power generation equipment of gas turbine.

5. The combined power generation facility according to claim 4 , wherein during the extinguishing of the combustor, the rotational speed is controlled by the generator output control, and the combustion speed is switched to the fuel flow rate control after the combustor is ignited to keep the rotational speed constant. Start and stop method.