JP5135863B2 - 燃料電池発電システム - Google Patents

Description

本発明は、燃料電池発電装置の排熱を冷却する排熱処理装置を備えた燃料電池発電システムに関する。

従来、燃料電池発電システムにおいて、燃料電池発電装置から排出されるガスから回収される凝縮水を凝縮水タンクに蓄える一方、当該タンク内の凝縮水を配管経由で排熱処理設備へ供給して熱交換し、排熱を排出又は有効利用すると共に冷却された水を別配管経由で再び凝縮水タンクに戻している（例えば、特許文献１参照）。

従来は、燃料電池発電装置と排熱処理設備は同じ水平高さに設置する形態がほとんどであったが、上記燃料電池発電システムを構成する燃料電池発電装置及び排熱処理設備等の付帯設備は大きなスペースを必要とすることから、設置環境によっては燃料電池発電装置とその付帯設備とが、同一設置階以外に置かれる場合がある。

図３は、燃料電池発電装置と排熱処理設備の冷却器とが、異なる設置階に配置された燃料電池発電システムの概略的なシステム構成図である。燃料電池発電装置１１０の水回収用凝縮器１１１の下部から回収水循環ポンプ１１２及び排熱低温水吐出ポンプ１１３より低温循環水を取り出し、低温排熱冷却循環ライン１１４を通して排熱処理設備の空冷式冷却器１１５へ通流させる。そして、空冷式冷却器１１５にて排熱処理が為された後、低温循環水を低温冷却水復ライン１１６を通して水回収用凝縮器１１１の上部から戻している。

低温排熱冷却循環ライン１１４及び低温冷却水復ライン１１６を含んだ循環系の最も高い位置に空気抜き弁１１７を設けている。配管内に空気が存在すると、当該空気が循環系の最も高い位置に集まり、低温循環水の円滑な循環を妨げると共に、落水の原因ともなる。そこで、循環系の最も高い位置に設置した空気抜き弁１１７により配管内に存在する空気を抜く構造となっている。

また、低温排熱冷却循環ライン１１４に逆止弁１１８、低温冷却水復ライン１１６に電磁遮断弁１１９を設け、直接的な冷却器内水室及び保有水の落水を予防している。
特開２００５−１３５８７５号公報

上記従来の燃料電池発電システムにおいて、低温排熱冷却循環ライン１１４，低温冷却水復ライン１１６は、燃料電池発電装置１１０と排熱処理設備の空冷式冷却器１１５間において開回路状態であり、循環水を吐出するポンプ１１２，１１３が稼動していない場合、つまり大気圧状態において循環水が落水する。具体的には、ブラックアウト時において、非常電源装置の重故障からポンプ等の駆動系機器が停止し、循環水の流れがストップすることにより、設置高さのヘッド差分の循環水が自重分の荷重を受け、落水しようとする。

しかしながら、従来の燃料電池発電システムでは、逆止弁１１８又は電磁遮断弁１１９の故障と配管内の空気吸込みとが同時に生じた場合には、配管内の循環水及び排熱処理設備内の冷却器保有水が、設置高さによるヘッド差から平衡を保つため配管内を落水することになる。

従来の燃料電池発電システムでは、例えば排熱処理設備内の冷却器保有水量（Ｍ１）が
Ｍ１＝１２０Ｌ、配管（１１４，１１６）内に存在する循環水量（Ｍ２）がＭ２＝６０Ｌ、水回収用凝縮器の許容水量（Ｒ）がＲ＝８７Ｌであった。このように、冷却器保有水量（Ｍ１）と配管（１１４，１１６）内に存在する循環水量（Ｍ２）との合計（Ｍ１＋Ｍ２）が、水回収用凝縮器の許容水量（Ｒ）を超過しているので、配管内の循環水及び排熱処理設備内の冷却器保有水が落水した場合には、水回収用凝縮器から溢れ出した水が水回収用凝縮器に接続されている燃料電池の空気排出系配管を介して燃料電池発電装置内に浸水するといった問題があった。

本発明は、かかる点に鑑みてなされたものであり、排熱処理装置が燃料電池発電装置より上位に設置される場合、逆止弁又は電磁遮断弁等の故障及び配管内の空気吸込が同時に生じた場合にも、燃料電池発電装置への浸水の危険性を回避することができる燃料電池発電システムを提供することを目的とする。

本発明の燃料電池発電システムは、燃料電池の電池反応後の空気および燃料改質器から出た燃焼排ガスから凝縮水を回収する水回収用凝縮器を備えた燃料電池発電装置と、前記燃料電池発電装置の排熱を除去する排熱処理装置と、前記水回収用凝縮器と前記排熱処理装置との間で水を循環させる循環ラインを形成する往ライン配管及び復ライン配管とを備えた燃料電池発電システムであって、前記復ライン配管の水回収用凝縮器側端が、前記排熱処理装置において循環水が通流する冷却器より低く配置されており、前記往ライン配管及び復ライン配管内の配管水の落水が発生した際に、前記排熱処理装置の保有水の落水を防止する落水防止構造を備え、前記落水防止構造は、前記排熱処理装置において循環水が通流する冷却器に対して前記往ライン配管及び復ライン配管の端部をそれぞれ接続すると共に当該往ライン配管及び復ライン配管の一部を当該冷却器の水室及び熱交換の冷却管よりも上方に立ち上げ、この一対の立ち上がった部分を連通管にて連通させたことを特徴とする。

この構成によれば、往ライン配管及び復ライン配管には冷却器よりも高い位置にサイフォンブレイクポイントを設けることができ、逆止弁又は電磁遮断弁等の故障及び配管内の空気吸込が同時に生じた場合には、サイフォンブレイクポイントを境界にして配管側の循環水は落水するが、立ち上がった部分よりも低い位置の排熱処理装置の冷却器保有水は落水しないこととなる。これにより、排熱処理装置の冷却器保有水は落水しないことから、落水最大量を配管水量に抑えることができ、燃料電池発電装置への浸水の危険性を回避することができる。

また本発明は、上記燃料電池発電システムにおいて、前記連通管に開閉弁を設置し、前記循環ラインに水を循環させるポンプ運転中は閉とし、ポンプ停止と同時に開とすることを特徴とする。

これにより、連通管に設置した開閉弁をポンプ停止と同時に開とすることで、往ライン配管及び復ライン配管の立ち上がった部分に同時に空気部分ができ、サイフォン現象で排熱処理装置の冷却器保有水が吸い上げられて落水することを防止できる。

また上記燃料電池発電システムにおいて、前記燃料電池発電装置は、燃焼排ガスを凝縮する水回収用凝縮器に蓄積された回収水を前記循環水として前記往ライン配管へ吐出させると共に前記排熱処理装置を通過して前記復ライン配管経由で戻される循環水を前記水回収用凝縮器に蓄積し、前記水回収用凝縮器のオーバーフローラインから燃料電池の空気排出系配管が接続される位置までの高さに貯水可能な水量を許容水量とし、前記往ライン配管及び復ライン配管から落水する配管水量を、前記水回収用凝縮器の許容水量以下に設定したことを特徴とする。

本発明によれば、逆止弁又は電磁遮断弁等の故障及び配管内の空気吸込が同時に生じた場合にも、燃料電池発電装置への浸水の危険性を回避することができ、排熱処理装置を燃料電池発電装置より高い位置に設置しなければならないといった環境条件に柔軟に対応することができる。

以下、本発明の実施の形態について添付図面を参照して詳細に説明する。
図１は本発明の一実施の形態に係る燃料電池発電システムの全体図である。本実施の形態の燃料電池発電システムは、燃料電池発電装置と排熱処理設備と備えている。

燃料電池発電装置は、次のように構成されている。燃料電池１は、図示しないリン酸電解質層を挟持する燃料極２及び空気極３からなる複数の単位セルと、当該単位セルを複数個重ねる毎に配設される冷却管を有する冷却板４とから構成される。燃料電池１の前段に、燃料改質器７及びＣＯ変成器８が設けられている。

燃料改質器７は、原燃料供給系９を経て供給される天然ガスなどの原燃料を、水素に富むガスに改質して改質ガスを生成する。燃料改質器７では、水蒸気分離器１８で分離されて水蒸気供給系２０を経て供給される水蒸気と共に、改質触媒下にてバーナでの後述するオフガスの燃焼による燃焼熱により加熱して、水素に富むガスに改質して改質ガスを生成する。燃料改質器７で生成された上記改質ガスは、ＣＯ変成器８を有する改質ガス供給系１０を経由して燃料電池１の燃料極２に供給される。一方、燃料極２から電池反応に寄与しない水素を含むオフガスが、オフガス供給系１１を経て燃料改質器７のバーナに燃料として供給される。

燃料改質器７のバーナへは、燃料空気供給用のブロア１２が接続されており、燃料改質器７から出た燃焼排ガスは、燃焼排ガス系１３により水回収用凝縮器２２へと送られ、水回収後、排出される。

燃料電池１には、空気極３に空気を供給する反応空気ブロア１４を備えた空気供給系１５と、電池反応後の空気を水回収用凝縮器２２へ供給する空気排出系１６とが接続されている。

燃料電池１の冷却板４の冷却管には、燃料電池１の発電時に冷却水を循環するため冷却水循環系１７が接続されている。冷却水循環系１７は、水蒸気分離器１８、冷却水循環ポンプ２１および燃料電池冷却水廃熱回収用熱交換器１９を備えている。水蒸気分離器１８では、燃料電池１の冷却管から排出された水と蒸気との二相流となった冷却水を、水蒸気と冷却水とに分離する。ここで分離された水蒸気は、燃料改質器７に向かう原燃料と混入するように、水蒸気供給系２０を経て、送出される。その際、元圧の低い原燃料との混合を行うために、エジェクタ６を使用している。このエジェクタ６は、蒸気を駆動流体とすると共に、原燃料を被駆動流体としている。原燃料供給系９は、一般に、脱硫器５を備える。

水回収用凝縮器２２には、前述のように、燃焼排ガス系１３、空気排出系１６が接続され、水回収用の排ガス冷却器、脱炭酸塔、水回収凝縮器タンクの機能を有する。回収水は、脱炭酸塔で空気接触させて脱炭酸処理をした後、補給水ポンプ２４によって、イオン交換式水処理装置２５に導入して、純水化した後に、給水ポンプ２６により水蒸気分離器１８へ還流供給され、原燃料の水蒸気改質に必要な水として利用される。

イオン交換式水処理装置２５は、吸着速度の関係から、通水速度は一定量が必要であり、そのため、水処理装置に水が循環して流れる閉回路を設けて、常時一定流量を水処理装置に通水可能として、所定のＳＶ値（空間速度１/h)を維持するのが一般的である。

なお、固体高分子電解質型燃料電池発電装置の場合には、通常、ＣＯ変成器８から導出した改質ガスを、ＣＯ変成器８の後段に設けたＣＯ除去器に導入し、ＣＯを酸化して、改質ガス中のＣＯ濃度を１０ｐｐｍ程度まで低減する。

図１に示すシステムにおいて、水回収用凝縮器２２および燃料電池冷却水廃熱回収用熱交換器１９が、それぞれ低温水用熱交換器および高温水用熱交換器に該当する。代表温度は、燃料電池排熱用の冷却水の異なる温度レベルとしては、低温水は概略５０℃、高温水は概略９０℃である。

また、排熱処理設備は、次のように構成されている。
水回収用凝縮器２２の下部から排熱低温水吐出ポンプ２９より低温冷却水を吐出し、排熱低温水熱交換器２８にて熱交換し、往ライン配管となる低温冷却水往ライン２７を通して空冷式冷却器（４０）を有する排熱処理装置３３へと低温冷却水を流入させる。空冷式冷却器（４０）にて排熱処理がなされた後、復ライン配管となる低温冷却水復ライン３４を通し、水回収用凝縮器２２上部の水回収用排ガス冷却器へと戻し、水回収用凝縮器２２に当該低温冷却水を蓄積する。また、燃料電池冷却水排熱回収用熱交換器１９から排熱高温水吐出ポンプ３０より高温冷却水を吐出し、排熱高温水熱交換装置３１にて熱交換し、高温冷却水往ライン３２を通して高温側の空冷式冷却器を有する排熱処理装置へと高温冷却水を流入させる。高温側の空冷式冷却器にて排熱処理がなされた後、高温冷却水復ライン３５を通し、燃料電池冷却水廃熱回収用熱交換器１９へと戻し、熱交換に供される。また、水回収用凝縮器２２のオーバーフローラインにはオーバーフロー排出系３６の配管が接続されており、オーバーフロー排出系３６の先端が装置外排出ライン３７に接続されている。水回収用凝縮器２２のオーバーフローラインを超えた水はオーバーフロー排出系３６を介して装置外へ排出される。水回収用凝縮器２２はオーバーフローラインよりも上方に空気排出系１６の配管が接続されている。水回収用凝縮器２２においてオーバーフローラインから空気排出系１６配管の接続位置（高さ）までの容量が許容水量（Ｒ）である。最大落水量が許容水量（Ｒ）よりも大きいと、落水発生時に空気排出系１６配管に水が流れ込んで燃料電池１が浸水するので、本実施の形態では最大落水量が許容水量（Ｒ）よりも小さくする落水防止構造を実現している。

本実施の形態では、排熱処理装置３３が燃料電池発電装置の水回収用凝縮器２２の設置位置（高さ）よりも上方に設置されており、ポンプ停止時の排熱処理装置３３の低温側冷却器保有水の落水を防止する落水防止構造を備えている。

図２は上記燃料電池発電システムにおいて排熱処理装置３３の低温側冷却器に接続される水回収用凝縮器２２からの配管構造を具体的に示す図である。

低温冷却水往ライン２７の一端は、排熱処理装置３３の低温側冷却器４０上部に繋がれている。低温側冷却器４０上部に繋がれた低温冷却水往ライン２７は、低温側冷却器４０の上部から当該冷却器４０の水室及び熱交換の冷却管よりも上方に立ち上がった立上がり部２７ａが形成されている。この立上がり部２７ａの頂部には分岐配管４１を介して空気抜き弁４２が設けられている。

なお、低温冷却水往ライン２７は、水回収用凝縮器２２の下部から低温側冷却器４０の下方位置までほぼ水平に横方向に引きのばされて、低温側冷却器４０の下方位置から上方に立ち上げられている。低温冷却水往ライン２７の低温側冷却器４０の下方位置付近の立上がり手前に逆止弁４３を設けている。同図には、低温冷却水往ライン２７の水回収用凝縮器２２近傍に循環ポンプ４４を設けた例が示されている。

低温冷却水復ライン３４の一端は、排熱処理装置３３の低温側冷却器４０の下部に繋がれている。低温冷却水復ライン３４は、低温側冷却器４０の下部から当該冷却器４０の水室及び熱交換の冷却管よりも高い位置まで立ち上がった立上がり部３４ａが形成されている。この立上がり部３４ａの頂部には分岐配管４５を介して空気抜き弁４６が設けられている。分岐配管４１と分岐配管４５との間が連通管４７で連結されており、連通管４７に設けた開閉弁としてのニードル弁４８を介して双方の立上がり部２７ａ，３４ａの頂部が連通される。ニードル弁４８は、ポンプ運転中は閉とし、ポンプ停止と同時に開とするように動作する。また連通管４７の通水量が冷却器４０の通水量に対し充分に小さくなるように、連通管４７の圧力損失をニードル弁４８にて設定する。このニードル弁４８は低温側冷却器４０のバイパスとなり、冷却性能の低下を招くが、１％以下程度であれば特に性能不足は生じない。

なお、低温冷却水復ライン３４の他端は、水回収用凝縮器２２の下部付近まで下方に立ち下げた後、再び水回収用凝縮器２２の上部まで立ち上げて当該水回収用凝縮器２２内に挿入している。低温冷却水復ライン３４の水回収用凝縮器２２の下部付近まで下方に立ち下げた箇所に電磁弁４９を設けている。

また、図３に示す従来装置と同様に、低温冷却水往ライン２７及び低温冷却水復ライン３４の配管水量（Ｍ２）が、水回収用凝縮器２２の許容水量（Ｒ）よりも小さくなるように設定する。例えば、配管水量をＭ２＝６０Ｌ、水回収用凝縮器２２の許容水量をＲ＝８７Ｌとする。また、低温側冷却器４０の保有水（Ｍ１）が配管水量（Ｍ２）よりも十分に大きいものとする。

次に、以上のように構成された本実施の形態の動作について説明する。
電磁弁４９を開状態に制御すると共に循環ポンプ４４及び排熱低温水吐出ポンプ２９を駆動することにより、水回収用凝縮器２２の下部からより低温冷却水を吐出し、低温冷却水往ライン２７を通して空冷式冷却器４０へと低温冷却水が流入する。空冷式冷却器４０にて排熱処理がなされた後、低温冷却水復ライン３４を通し、水回収用凝縮器２２上部の水回収用排ガス冷却器へと戻される。

今、配管（２７，３５）に空気吸込み部が発生すると共に下位弁（４３，４９）が故障する不具合が同時に発生したとする。配管（２７，３５）に空気吸込み部が発生すると、低温冷却水往ライン２７及び低温冷却水復ライン３４それぞれの立上がり部２７ａ，３４ａの頂部を連通する連通管４７に空気部分ができる。立上がり部２７ａ，３４ａの双方の頂部は連通管４７に設けた開状態のニードル弁４８を介して連通しているので、立上がり部２７ａ，３４ａの頂部が同時にサイフォンブレイクポイントとなって、低温冷却水往ライン２７及び低温冷却水復ライン３４内の循環水だけがそれぞれ自重にて落水する。下位弁（４３，４９）が故障して開状態となっていれば、低温冷却水往ライン２７内を落水した循環水は水回収用凝縮器２２の下部から当該水回収用凝縮器２２内へ逆流入する現象が起きる。また、低温冷却水復ライン３４内を落水した循環水は水回収用凝縮器２２の上部から当該水回収用凝縮器２２内へ流入することとなる。

一方、空冷式冷却器４０の保有水は、空冷式冷却器４０の両端に接続された低温冷却水往ライン２７及び低温冷却水復ライン３４の立上がり部２７ａ，３４ａが空冷式冷却器４０よりも上方まで立ち上がっているので、サイフォン現象によらなければ落水しない。上記した通り、立上がり部２７ａ，３４ａの頂部がサイフォンブレイクポイントとなっているので、空冷式冷却器４０の保有水は落水しないことになる。

したがって、水回収用凝縮器２２へは低温冷却水往ライン２７及び低温冷却水復ライン３４の配管水量（Ｍ２＝６０Ｌ）が流入するが、水回収用凝縮器２２の許容水量（Ｒ＝８７Ｌ）未満であるので、オーバーフローラインを超えたとしても空気排出系１６の接続配管に到達することは無い。オーバーフローラインを超えた水はオーバーフロー量排出系３６から排出される。

このように本実施の形態によれば、排熱処理装置３３の低温側冷却器３３に接続される２本の配管（２７，３５）を低温側冷却器４０の水室及び熱交換の冷却管よりも上方に立ち上げてサイフォンブレイクポイントを設けると共にこの立上がり部２７ａ，３４ａを連通する連通管４７及びニードル弁４８を設置したので、２本の配管（２７，３５）の立上がり部２７ａ，３４ａに同時に空気部分ができ、低温冷却水往ライン２７及び低温冷却水復ライン３４の配管水だけを落水させることができ、落水総量を水回収用凝縮器２２の許容水量（Ｒ）以内に抑えることができ、燃料電池発電装置への浸水を防止することができる。このことにより、ビル等の設置スペースが小さい燃料電池発電装置及び付帯設備の設置条件にて、排熱処理装置３３が燃料電池発電装置より上位に設置される場合、本発明を活用することで、異常故障が起きた場合でも、排熱処理装置３３内の冷却器保有水の落水による燃料電池発電装置への浸水の危険性を回避することができる。

本発明は、燃料電池発電装置の水回収用凝縮器から排熱処理装置の冷却器へ低温循環水を循環させて排熱する燃料電池発電システムに適用可能である。

本発明の一実施の形態に係る燃料電池発電システムの全体構成図 上記一実施の形態において排熱処理装置の低温側冷却器に接続される水回収用凝縮器からの配管構造を示す図 従来の燃料電池発電システムにおける排熱処理装置の低温側冷却器に接続される水回収用凝縮器からの配管構造を示す図

符号の説明

１…燃料電池、２…燃料極、３…空気極、４…冷却板、５…脱硫器、６…エジェクタ、７…燃料改質器、８…ＣＯ変成器、９…原燃料供給系、１０…改質ガス供給系、１１…オフガス供給系、１２…燃料空気供給用ブロア、１３…燃焼排ガス系、１４…反応空気ブロア、１５…空気供給系、１６…空気排出系、１７…冷却水循環系、１８…水蒸気分離器、１９…燃料電池冷却水廃熱回収用熱交換器、２０…水蒸気供給系、２１…冷却水循環ポンプ、２２…水回収用凝縮器、２４…補給水ポンプ、２５…イオン交換式水処理装置、２６…給水ポンプ、２７…低温冷却水往ライン、２７ａ…立上がり部、２８…排熱低温水熱交換器、２９…排熱低温水吐出ポンプ、３０…排熱高温水吐出ポンプ、３１…排熱高温水熱交換装置、３２…高温冷却水往ライン、３３…排熱処理装置、３４…低温冷却水復ライン、３４ａ…立上がり部、３５…高温冷却水復ライン、４０…低温側冷却器、４１、４５…分岐配管、４２、４６…空気抜き弁、４３…逆止弁、４４…循環ポンプ、４７…連通管、４８…ニードル弁、４９…電磁弁

Claims (4)

1. 燃料電池の電池反応後の空気および燃料改質器から出た燃焼排ガスから凝縮水を回収する水回収用凝縮器を備えた燃料電池発電装置と、前記燃料電池発電装置の排熱を除去する排熱処理装置と、前記水回収用凝縮器と前記排熱処理装置との間で水を循環させる循環ラインを形成する往ライン配管及び復ライン配管とを備えた燃料電池発電システムであって、
   前記復ライン配管の水回収用凝縮器側端が、前記排熱処理装置において循環水が通流する冷却器より低く配置されており、前記往ライン配管及び復ライン配管内の配管水の落水が発生した際に、前記排熱処理装置の保有水の落水を防止する落水防止構造を備え、
   前記落水防止構造は、前記排熱処理装置において循環水が通流する冷却器に対して前記往ライン配管及び復ライン配管の端部をそれぞれ接続すると共に当該往ライン配管及び復ライン配管の一部を当該冷却器の水室及び熱交換の冷却管よりも上方に立ち上げ、この一対の立ち上がった部分を連通管にて連通させたことを特徴とする燃料電池発電システム。
2. 前記連通管に開閉弁を設置し、前記循環ラインに水を循環させるポンプ運転中は閉とし、ポンプ停止と同時に開とすることを特徴とする請求項１記載の燃料電池発電システム。
3. 前記連通管の通水量が前記冷却器の通水量に対し充分に小さくなるように、前記連通管の圧力損失を設定したことを特徴とする請求項２記載の燃料電池発電システム。
4. 前記燃料電池発電装置は、前記水回収用凝縮器に蓄積された回収水を前記循環水として前記往ライン配管へ吐出させると共に前記排熱処理装置を通過して前記復ライン配管経由で戻される循環水を前記水回収用凝縮器に蓄積し、
   前記水回収用凝縮器のオーバーフローラインから燃料電池の空気排出系配管が接続される位置までの高さに貯水可能な水量を許容水量とし、前記往ライン配管及び復ライン配管から落水する配管水量を、前記水回収用凝縮器の許容水量以下に設定したことを特徴とする請求項１から請求項３の何れかに記載の燃料電池発電システム。

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