JP5433323B2 - 燃料電池システムの負荷追従運転方法 - Google Patents
燃料電池システムの負荷追従運転方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP5433323B2 JP5433323B2 JP2009157809A JP2009157809A JP5433323B2 JP 5433323 B2 JP5433323 B2 JP 5433323B2 JP 2009157809 A JP2009157809 A JP 2009157809A JP 2009157809 A JP2009157809 A JP 2009157809A JP 5433323 B2 JP5433323 B2 JP 5433323B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- flow rate
- fuel cell
- catalyst layer
- hydrocarbon
- reforming catalyst
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
- H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
- H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
- H01M8/04537—Electric variables
- H01M8/04604—Power, energy, capacity or load
- H01M8/04619—Power, energy, capacity or load of fuel cell stacks
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
- C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
- C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
- H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
- H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
- H01M8/0432—Temperature; Ambient temperature
- H01M8/04373—Temperature; Ambient temperature of auxiliary devices, e.g. reformers, compressors, burners
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
- H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
- H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
- H01M8/0438—Pressure; Ambient pressure; Flow
- H01M8/04425—Pressure; Ambient pressure; Flow at auxiliary devices, e.g. reformers, compressors, burners
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
- H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
- H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
- H01M8/04746—Pressure; Flow
- H01M8/04776—Pressure; Flow at auxiliary devices, e.g. reformer, compressor, burner
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
- H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
- H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
- H01M8/04858—Electric variables
- H01M8/04925—Power, energy, capacity or load
- H01M8/0494—Power, energy, capacity or load of fuel cell stacks
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
- H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
- H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
- H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
- H01M8/0618—Reforming processes, e.g. autothermal, partial oxidation or steam reforming
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
- C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
- C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
- C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
- C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
- C01B2203/0261—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step containing a catalytic partial oxidation step [CPO]
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/06—Integration with other chemical processes
- C01B2203/066—Integration with other chemical processes with fuel cells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
- C01B2203/1041—Composition of the catalyst
- C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
- C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
- C01B2203/1058—Nickel catalysts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
- C01B2203/1041—Composition of the catalyst
- C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
- C01B2203/1064—Platinum group metal catalysts
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1217—Alcohols
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1217—Alcohols
- C01B2203/1223—Methanol
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1217—Alcohols
- C01B2203/1229—Ethanol
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1235—Hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1235—Hydrocarbons
- C01B2203/1241—Natural gas or methane
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1205—Composition of the feed
- C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/1235—Hydrocarbons
- C01B2203/1247—Higher hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/16—Controlling the process
- C01B2203/1614—Controlling the temperature
- C01B2203/1619—Measuring the temperature
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/16—Controlling the process
- C01B2203/169—Controlling the feed
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/50—Fuel cells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Sustainable Development (AREA)
- Sustainable Energy (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Description
本発明は、灯油等の炭化水素系燃料を改質して得た改質ガスを用いて発電を行う燃料電池システムの負荷追従運転方法に関する。
固体酸化物電解質形燃料電池(Solid Oxide Fuel Cell。以下場合によりSOFCという。)システムには、通常、灯油や都市ガスなどの炭化水素系燃料を改質して水素含有ガス(改質ガス)を発生させるための改質器と、改質ガスと空気を電気化学的に発電反応させるためのSOFCが含まれる。
SOFCは通常、550〜1000℃の高温で作動させる。
改質には水蒸気改質(SR)、部分酸化改質(POX)、自己熱改質(ATR)など種々の反応が利用されるが、改質触媒を用いるためには、触媒活性が発現する温度に加熱する必要がある。
水蒸気改質は非常に大きな吸熱反応であり、また、反応温度が550〜750℃と比較的高く、高温の熱源を必要とする。そのため、SOFCの近傍に改質器(内部改質器)を設置し、主にSOFCからの輻射熱を熱源として改質器を加熱する内部改質型SOFCが知られている(特許文献1)。
また特許文献2および3に、燃料電池システムの負荷追従運転に関する提案がなされている。
炭化水素系燃料が所定の組成まで改質されず、未改質分がSOFCに供給されてしまうと、特に炭化水素系燃料として灯油などの高次炭化水素を用いた場合には、炭素析出による流路閉塞やアノード劣化を引き起こすこともある。
SOFCシステムは、負荷追従運転を行なうことがある。すなわち、電力需要の変動に合わせてSOFCシステムによる発電量を変化させる運転を行なうことがある。例えば、発電量を増加させる場合に、SOFCシステムへの炭化水素系燃料の供給量を増加させることがある。このような場合においても、炭素が析出する可能性がある。したがって、負荷追従運転に際しても炭化水素系燃料を確実に改質することが望まれる。特許文献2および3に開示される技術においても、確実な改質を行なうという点で、未だ改善が望まれる。
これはSOFCに限らず溶融炭酸塩型燃料電池(MCFC)等の高温型燃料電池を有する燃料電池システムについても言えることである。
本発明の目的は、改質触媒層を有する改質器と高温型燃料電池とを有する燃料電池システムを負荷追従運転する際に、より確実に改質を行い、流路閉塞やアノード劣化をより確実に防止することのできる方法を提供することである。
本発明により以下に示す形態の燃料電池システムの負荷追従運転方法が提供される。
1)炭化水素系燃料を改質して水素を含有する改質ガスを製造する、改質触媒層を有する改質器と、該改質ガスを用いて発電を行う高温型燃料電池とを有する燃料電池システムの負荷追従運転方法であって、
予め、該燃料電池の電気出力Pと、該電気出力Pを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量Fとの関数F=f(P)およびP=f-1(F)を求めておき、
ただし、P=f-1(F)はF=f(P)の逆関数であり、
該燃料電池の最大電気出力をPMと表し、
Pが0以上PM以下の範囲にあるときの、関数F=f(P)によって定まる炭化水素系燃料の流量の最小値をFminと表し、
かつ、予め、改質触媒層の複数の温度Tj(jは1以上N以下の整数、ただしNは2以上の整数)と、各Tjに対応する炭化水素系燃料の流量Gjと、を設定しておき、
ただし、各Gjは対応する改質触媒層温度Tjにおいて改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量であり、各Gjは0より大きく、jの増加に伴ってGjは同じ値であるか増加し、
A)改質触媒層の温度Tを測定する工程、
B)温度Tの改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量である改質可能流量FRとして、前記温度T以下で最も大きいTjに対応するGjを採用する工程、
C)前記改質可能流量FRが、前記最小値Fminより小さい場合、燃料電池における発電を停止する工程、
D)前記改質可能流量FRが、前記最小値Fmin以上である場合に、
燃料電池出力要求値PDが、前記最大電気出力PM以下であれば工程d1を行ない、燃料電池出力要求値PDが、前記最大電気出力PMを超えていれば工程d2を行なう工程、
d1)前記関数F=f(P)を用いて、燃料電池出力要求値PDを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量f(PD)を算出し、
f(PD)が前記改質可能流量FR以下であれば、燃料電池の電気出力をPDとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PD)とし、
f(PD)が前記改質可能流量FRを超えていれば、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちのPD未満で最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRとする工程、
d2)前記関数F=f(P)を用いて、前記最大電気出力PMを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量f(PM)を算出し、
f(PM)が、前記改質可能流量FR以下であれば、燃料電池の電気出力をPMとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PM)とし、
f(PM)が、前記改質可能流量FRを超えていれば、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちの最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRとする工程
を有する燃料電池システムの負荷追従運転方法。
1)炭化水素系燃料を改質して水素を含有する改質ガスを製造する、改質触媒層を有する改質器と、該改質ガスを用いて発電を行う高温型燃料電池とを有する燃料電池システムの負荷追従運転方法であって、
予め、該燃料電池の電気出力Pと、該電気出力Pを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量Fとの関数F=f(P)およびP=f-1(F)を求めておき、
ただし、P=f-1(F)はF=f(P)の逆関数であり、
該燃料電池の最大電気出力をPMと表し、
Pが0以上PM以下の範囲にあるときの、関数F=f(P)によって定まる炭化水素系燃料の流量の最小値をFminと表し、
かつ、予め、改質触媒層の複数の温度Tj(jは1以上N以下の整数、ただしNは2以上の整数)と、各Tjに対応する炭化水素系燃料の流量Gjと、を設定しておき、
ただし、各Gjは対応する改質触媒層温度Tjにおいて改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量であり、各Gjは0より大きく、jの増加に伴ってGjは同じ値であるか増加し、
A)改質触媒層の温度Tを測定する工程、
B)温度Tの改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量である改質可能流量FRとして、前記温度T以下で最も大きいTjに対応するGjを採用する工程、
C)前記改質可能流量FRが、前記最小値Fminより小さい場合、燃料電池における発電を停止する工程、
D)前記改質可能流量FRが、前記最小値Fmin以上である場合に、
燃料電池出力要求値PDが、前記最大電気出力PM以下であれば工程d1を行ない、燃料電池出力要求値PDが、前記最大電気出力PMを超えていれば工程d2を行なう工程、
d1)前記関数F=f(P)を用いて、燃料電池出力要求値PDを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量f(PD)を算出し、
f(PD)が前記改質可能流量FR以下であれば、燃料電池の電気出力をPDとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PD)とし、
f(PD)が前記改質可能流量FRを超えていれば、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちのPD未満で最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRとする工程、
d2)前記関数F=f(P)を用いて、前記最大電気出力PMを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量f(PM)を算出し、
f(PM)が、前記改質可能流量FR以下であれば、燃料電池の電気出力をPMとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PM)とし、
f(PM)が、前記改質可能流量FRを超えていれば、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちの最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRとする工程
を有する燃料電池システムの負荷追従運転方法。
2)負荷追従運転の間、前記工程A〜Dを繰り返して行なう1)記載の方法。
3)前記炭化水素系燃料が、炭素数が2以上の炭化水素系燃料を含む1)または2)記載の方法。
4)前記改質ガス中の、炭素数2以上の化合物の濃度が、質量基準で50ppb以下である3)記載の方法。
5)前記燃料電池が間接内部改質型固体酸化物電解質形燃料電池である、1)〜4)の何れかに記載の方法。
なお、上記燃料電池出力要求値(P D )は、燃料電池に対する出力要求値を意味する。
5)前記燃料電池が間接内部改質型固体酸化物電解質形燃料電池である、1)〜4)の何れかに記載の方法。
なお、上記燃料電池出力要求値(P D )は、燃料電池に対する出力要求値を意味する。
本発明により、改質触媒層を有する改質器と高温型燃料電池とを有する燃料電池システムを負荷追従運転する際に、より確実に改質を行い、流路閉塞やアノード劣化をより確実に防止することのできる方法が提供される。
本発明において用いる燃料電池システムは、炭化水素系燃料を改質して水素含有ガスを製造する改質器と、高温型燃料電池とを有する。改質器は、改質触媒層を有する。改質器から得られる水素含有ガスは改質ガスと呼ばれる。改質触媒層は改質反応を促進可能な改質触媒によって構成される。高温型燃料電池は、改質器から得られる水素含有ガス(改質ガス)を用いて発電を行う。
以下、図面を用いて本発明の形態について説明するが、本発明はこれによって限定されるものではない。
〔間接内部改質型SOFC〕
図1に、本発明を実施することのできる間接内部改質型SOFCの一形態を模式的に示す。ここでは、間接内部改質型SOFCシステムについて説明するが、本発明は外部改質型SOFCシステムあるいはMCFCシステムについても適用可能である。
図1に、本発明を実施することのできる間接内部改質型SOFCの一形態を模式的に示す。ここでは、間接内部改質型SOFCシステムについて説明するが、本発明は外部改質型SOFCシステムあるいはMCFCシステムについても適用可能である。
間接内部改質型SOFCは、炭化水素系燃料を改質して改質ガス(水素含有ガス)を製造する改質器3を有する。改質器は、改質触媒層4を有する。
間接内部改質型SOFCは、上記改質ガスを用いて発電を行うSOFC6を有し、また、SOFC(特にはそのアノード)から排出されるアノードオフガスを燃焼させる燃焼領域5を有する。
間接内部改質型SOFCは、改質器、固体酸化物形燃料電池および燃焼領域を収容する筐体8を有する。
間接内部改質型SOFCは、筐体(モジュール容器)8およびその内部に含まれる設備をいう。
図1に示した形態の間接内部改質型SOFCでは、アノードオフガスに着火するための着火手段であるイグナイター7が設けられており、また、改質器は電気ヒータ9を備える。
各供給ガスは必要に応じて適宜予熱されたうえで改質器もしくはSOFCに供給される。
間接内部改質型SOFCには、電気ヒータ2を備える水気化器1が接続され、その接続配管の途中に炭化水素系燃料を改質器に供給するための配管が接続される。水気化器1は電気ヒータ2による加熱によって水蒸気を発生する。水蒸気は水気化器においてもしくはその下流において適宜スーパーヒートしたうえで改質触媒層に供給することができる。
また空気(部分酸化改質反応用)も改質触媒層に供給されうるが、ここでは、空気を水気化器で予熱したうえで改質触媒層に供給できるようになっている。水気化器からは、水蒸気を得ることができ、また空気と水蒸気との混合ガスを得ることができる。
水蒸気または空気と水蒸気との混合ガスは、炭化水素系燃料と混合されて改質器3、特にはその改質触媒層4に供給される。炭化水素系燃料として灯油等の液体燃料を用いる場合は、炭化水素系燃料を適宜気化したうえで改質触媒層に供給することができる。
改質器から得られる改質ガスがSOFC6、特にはそのアノードに供給される。図示しないが、空気が適宜予熱されてSOFCのカソードに供給される。
アノードオフガス(アノードから排出されるガス)中の可燃分がSOFC出口において、カソードオフガス(カソードから排出されるガス)中の酸素によって燃焼される。このために、イグナイター7を用いて着火することができる。アノード、カソードともその出口がモジュール容器8内に開口している。燃焼ガスは、モジュール容器から適宜排出される。
改質器とSOFCが一つのモジュール容器に収容されモジュール化される。改質器はSOFCから受熱可能な位置に配される。例えば改質器をSOFCからの熱輻射を受ける位置に配置すれば、発電時にSOFCからの熱輻射によって改質器が加熱される。
間接内部改質型SOFCにおいて、改質器は、SOFCから改質器の外表面へと直接輻射伝熱可能な位置に配することが好ましい。従って改質器とSOFCとの間には実質的に遮蔽物は配置しないこと、つまり改質器とSOFCとの間は空隙にすることが好ましい。また、改質器とSOFCとの距離は極力短くすることが好ましい。
燃焼領域5において発生するアノードオフガスの燃焼熱によって、改質器3が加熱される。また、SOFCが改質器より高温である場合には、SOFCからの輻射熱によっても改質器が加熱される。
さらに、改質による発熱によって改質器が加熱される場合もある。改質が部分酸化改質である場合、あるいは自己熱改質(オートサーマルリフォーミング)の場合であって水蒸気改質反応による吸熱より部分酸化改質反応による発熱の方が大きい場合、改質に伴って発熱する。
〔負荷追従運転方法〕
本発明では、予め、燃料電池の電気出力Pと、電気出力Pを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量Fとの関数F=f(P)およびP=f-1(F)を求めておく。P=f-1(F)はF=f(P)の逆関数である。ただし、或る電気出力Pに対して一義的にFが定まり、或るFに対して一もしくは複数のPが存在することができる。例えば、SOFCを好ましく発電可能な温度に維持しつつもできるだけ発電効率が高くなるよう、予備実験やシミュレーションなどにより、或る電気出力Pに対する電流と燃料利用率を予め定めておくことで、必然的に或る電気出力Pに対するFが一義的に定まる。また、例えば、電気出力が小さいときにもSOFCを好ましく発電可能な温度に維持するために、図6に示すように或る電気出力P以下に対する炭化水素系燃料の流量を一定値にする場合があるが、その場合には或るFに対して複数のPが存在する。
本発明では、予め、燃料電池の電気出力Pと、電気出力Pを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量Fとの関数F=f(P)およびP=f-1(F)を求めておく。P=f-1(F)はF=f(P)の逆関数である。ただし、或る電気出力Pに対して一義的にFが定まり、或るFに対して一もしくは複数のPが存在することができる。例えば、SOFCを好ましく発電可能な温度に維持しつつもできるだけ発電効率が高くなるよう、予備実験やシミュレーションなどにより、或る電気出力Pに対する電流と燃料利用率を予め定めておくことで、必然的に或る電気出力Pに対するFが一義的に定まる。また、例えば、電気出力が小さいときにもSOFCを好ましく発電可能な温度に維持するために、図6に示すように或る電気出力P以下に対する炭化水素系燃料の流量を一定値にする場合があるが、その場合には或るFに対して複数のPが存在する。
また、必要に応じて、予め、炭化水素系燃料以外の間接内部改質型SOFCに供給する流体の流量、燃料電池の出力以外の間接内部改質型SOFCへの電気の入出力を電気出力Pの関数として求めておくことができる。例えば、改質器に供給する水流量については、炭素析出抑制のため、スチーム/カーボン比(改質触媒層に供給されるガス中の炭素原子モル数に対する水分子モル数の比)が所定の値となるよう求めておくことができる。改質器に供給する空気流量については、酸素/カーボン比(改質触媒層に供給されるガス中の炭素原子モル数に対する酸素分子モル数の比)が所定の値となるよう求めておくことができる。改質器に供給する水および空気以外の間接内部改質型SOFCに供給する流体の流量、間接内部改質型SOFCへの電気の入出力については、SOFCを好ましく発電可能な温度に維持しつつもできるだけ発電効率が高くなるよう、予備実験やシミュレーションなどにより、求めておくことができる。このようにすれば、燃料電池の出力を或る値Pにする際に、予め求めた関数を用いて、これら流量や電気入出力を決めることができる。
ここで、PMを、燃料電池の最大電気出力とする。PMは燃料電池システムの仕様として予め定められる。また、Fminを、Pが0以上PM以下の範囲にあるときの、関数F=f(P)によって定まる炭化水素系燃料の流量の最小値とする。さらに、Fmaxを、Pが0以上PM以下の範囲にあるときの、関数F=f(P)によって定まる炭化水素系燃料の流量の最大値とする。
このとき、関数F=f(P)およびP=f-1(F)は、
0≦P≦PMおよびFmin≦F≦Fmaxの範囲で定まればよい。
0≦P≦PMおよびFmin≦F≦Fmaxの範囲で定まればよい。
さらに、予め、改質触媒層の複数の温度Tj(jは1以上N以下の整数、ただしNは2以上の整数)と、各Tjに対応する炭化水素系燃料の流量Gjと、を設定しておく。
ただし、各Gjは対応する改質触媒層温度Tjにおいて改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量である。
各Gjは0より大きい。つまり全てのjについて0<Gjである。またjの増加に伴ってGjは同じ値であるか増加する。つまり、Gj≦Gj+1(ここではjは1以上N−1以下の整数)である。
なお、jがNである場合のGj(GN)は、Fmax以上である。すなわち、GN≧Fmaxである。GNは想定している最高温度の改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量、すなわち改質可能な炭化水素系燃料の最大値である。GN<Fmaxであっては、Fmaxの流量の炭化水素系燃料を改質できないことになってしまうので、燃料電池システムは、当然にGN≧Fmaxとなるよう設計される。
負荷追従運転の間、工程A〜Dを好ましくは繰り返して行なうことによって、つまり、工程Aと、工程Bと、工程CもしくはDと、をこの順に繰り返して行なうことによって、より確実に改質を行い、アノードの劣化をより確実に防止することができる。
〔工程A〕
実際に負荷変動運転を行なう際には、改質触媒層の温度を測定する工程Aを行なう。この測定は、負荷追従運転を行う間継続して行なうことができる。
実際に負荷変動運転を行なう際には、改質触媒層の温度を測定する工程Aを行なう。この測定は、負荷追従運転を行う間継続して行なうことができる。
工程Aは、後述する改質可能流量FRを求める際に使用する、改質触媒層の温度Tを知るために行なう。工程Aは、負荷追従運転開始時点から極力短時間のうちに始めることが好ましい。負荷追従運転を開始して直ちに工程Aを始めることが好ましい。負荷追従運転開始より前から改質触媒層の温度監視(継続的計測)を行なっている場合は、そのまま継続して温度監視を行なえばよい。
温度測定のために、熱電対等の適宜の温度センサーを用いることができる。
〔工程B〕
工程Bでは、温度T(工程Aで測定した温度)の改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量(改質可能流量FR)として、温度T以下で最も大きいTjに対応するGjを採用する。つまり、予め設定したTjのうち、測定した温度T以下の範囲で最も大きいTjを選ぶ。そして、予め設定したTjとGjとの対応関係から、選んだTjに対応するGjを求め、このGjを改質可能流量FRとする。
工程Bでは、温度T(工程Aで測定した温度)の改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量(改質可能流量FR)として、温度T以下で最も大きいTjに対応するGjを採用する。つまり、予め設定したTjのうち、測定した温度T以下の範囲で最も大きいTjを選ぶ。そして、予め設定したTjとGjとの対応関係から、選んだTjに対応するGjを求め、このGjを改質可能流量FRとする。
〔工程C〕
工程Bで求めた改質可能流量FRが、前記最小値Fminより小さい場合、燃料電池における発電を停止する。つまり、FR<Fminのとき、最低限必要な改質ガスを改質できないとみなし、燃料電池の電気出力をゼロにする。このとき、少なくともFR≧Fminとなるまで、改質器に付設されたヒータやバーナなどで改質触媒層を昇温することができる。FR≧Fminとなったら、工程D以降を行うことができる。より具体的には、工程Cで発電を停止し、改質触媒層を昇温しながら工程AおよびBを繰り返し行い、工程AおよびBによって決められたFRがFR<Fminの間は発電を停止したままにし(工程C)、FRがFR≧Fminとなったら工程Dを行うことができる。
工程Bで求めた改質可能流量FRが、前記最小値Fminより小さい場合、燃料電池における発電を停止する。つまり、FR<Fminのとき、最低限必要な改質ガスを改質できないとみなし、燃料電池の電気出力をゼロにする。このとき、少なくともFR≧Fminとなるまで、改質器に付設されたヒータやバーナなどで改質触媒層を昇温することができる。FR≧Fminとなったら、工程D以降を行うことができる。より具体的には、工程Cで発電を停止し、改質触媒層を昇温しながら工程AおよびBを繰り返し行い、工程AおよびBによって決められたFRがFR<Fminの間は発電を停止したままにし(工程C)、FRがFR≧Fminとなったら工程Dを行うことができる。
〔工程D〕
工程Bで決めた改質可能流量FRが、前記最小値Fmin以上である場合に、工程Dを行なう。
工程Bで決めた改質可能流量FRが、前記最小値Fmin以上である場合に、工程Dを行なう。
工程Dでは、燃料電池出力要求値PDが、燃料電池の最大電気出力PM以下であれば工程d1を行なう。PD≦PMは、燃料電池出力要求値PDを、燃料電池が出力可能であることを意味するとみなす。
あるいは、燃料電池出力要求値PDが、燃料電池の最大電気出力PMを超えていれば工程d2を行なう。PD>PMは、燃料電池出力要求値PDに対して、燃料電池の電気出力が不足することを意味するとみなす。
・工程d1
前記関数F=f(P)を用いて、燃料電池出力要求値PDを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量f(PD)を算出する。
前記関数F=f(P)を用いて、燃料電池出力要求値PDを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量f(PD)を算出する。
そして、算出したf(PD)が、工程Bで決めた改質可能流量FR以下であれば、燃料電池の電気出力をPDとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PD)とする。f(PD)≦FRは、燃料電池出力要求値PDの電気出力を出力するために必要な流量f(PD)の炭化水素系燃料を、改質触媒層において改質可能であることを意味するとみなす。よって、この流量f(PD)の炭化水素系燃料を改質触媒層に供給し、得られた改質ガスを燃料電池に供給して、燃料電池出力要求値PDの電気出力を燃料電池で出力する。
一方、算出したf(PD)が、前記改質可能流量FRを超えていれば、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちの、PD未満で最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRとする。f(PD)>FRは、燃料電池出力要求値PDの電気出力を出力するために必要な炭化水素系燃料の流量f(PD)の炭化水素系燃料が、改質触媒層において改質できないことを意味するとみなす。P=f-1(FR)から計算されるPの値は一つだけの場合もあり、複数存在する場合もある。一つだけの場合は、燃料電池の電気出力をそのPの値にする。複数存在する場合は、複数のPの値のうち、PD未満かつ最大の値を、燃料電池の電気出力とする。つまり、複数の値が存在する場合には、改質可能流量FRの炭化水素系燃料を改質触媒層に供給し、改質可能流量FRの炭化水素系燃料から得られる最大の電気出力を燃料電池で出力する。
・工程d2
前述のように、PD>PM(燃料電池出力要求値PDに対して、燃料電池の電気出力が不足)の場合に、工程d2を行なう。
前述のように、PD>PM(燃料電池出力要求値PDに対して、燃料電池の電気出力が不足)の場合に、工程d2を行なう。
前記関数F=f(P)を用いて、前記最大電気出力PMを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量f(PM)を算出する。
f(PM)が、前記改質可能流量FR以下であれば、燃料電池の電気出力をPMとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PM)とする。f(PM)≦FRは、流量f(PM)の炭化水素系燃料を、改質触媒層において改質可能であることを意味するとみなす。
一方、f(PM)が、前記改質可能流量FRを超えていれば、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちの最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRとする。P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちの最大の値は、必然的にPD未満である。f(PM)>FRは、流量f(PM)の炭化水素系燃料を、改質触媒層において改質できないことを意味するとみなす。
〔負荷追従運転例〕
以下、図2〜5を用い、或る一つの燃料電池システムの負荷追従運転を行なう際に、様々な条件において、どのように運転するかについて具体例を挙げて説明する。ただし、本発明はこれによって限定されるものではない。
以下、図2〜5を用い、或る一つの燃料電池システムの負荷追従運転を行なう際に、様々な条件において、どのように運転するかについて具体例を挙げて説明する。ただし、本発明はこれによって限定されるものではない。
予め、燃料電池の電気出力Pと、該電気出力Pを得るために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量Fとの相関、すなわち関数F=f(P)およびP=f-1(F)が、図2のように求められたとする(図3〜5においても同じ相関である)。
また、同じ燃料電池システムについて、予め表1に示されるように、改質触媒層の温度Tjと、各Tjに対応する炭化水素系燃料の流量Gjとが設定されたとする。ここでTN=700℃、GN=8g/min(>Fmax=7g/min)であり、これらは燃料電池システムに固有の値である。N=5、つまり5個の相異なるTjが設定されている。
<ケース1>
燃料電池出力要求値PD=600W、工程Aで測定した改質触媒層温度T=660℃の場合を考える。また、燃料電池の最大電気出力PM=1000W、0≦P≦PMの範囲で関数F=f(P)によって定まる炭化水素系燃料の流量の最小値Fmin=1g/minとする(図2参照)。
燃料電池出力要求値PD=600W、工程Aで測定した改質触媒層温度T=660℃の場合を考える。また、燃料電池の最大電気出力PM=1000W、0≦P≦PMの範囲で関数F=f(P)によって定まる炭化水素系燃料の流量の最小値Fmin=1g/minとする(図2参照)。
工程Bを行なう。表1から、T(660℃)以下の範囲で最も大きいTjはT3(650℃)である。T3に対応するGj(G3)は3g/minである。改質可能流量FRとして、G3を採用する。よってFR=3g/minである。
FR=3g/min≧1g/min=Fminなので、工程Cは行なわずに、工程Dを行なう。
PD=600W<1000W=PMなので、工程d2ではなく工程d1を行なう。
工程d1において、関数F=f(P)を用いて、PD(600W)の電力を出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量f(PD)を算出する。この値は2g/minである。
f(PD)=2g/min≦3g/min=FRなので、燃料電池の電気出力をPDすなわち600Wとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PD)すなわち2g/minとする。図2において、このようにして求めた操作条件を示す点に星印を付す(図3〜5においても同様)。
<ケース2>
PD=900W、T=640℃の場合を考える(図3参照)。
PD=900W、T=640℃の場合を考える(図3参照)。
燃料電池出力要求値PDは負荷追従運転において変動するものであり、FRは改質触媒層の温度によって変化するものである。PM=1000W、Fmin=1g/minは基本的には燃料電池システムに固有の値なので、ケース1と同様である。
工程Bを行なう。表1から、T(640℃)以下の範囲で最も大きいTjはT2(625℃)である。T2に対応するGj(G2)は2g/minである。改質可能流量FRとして、G2を採用する。よってFR=2g/minである。
FR=2g/min≧1g/min=Fminなので、工程Cは行なわずに、工程Dを行なう。
そして、PD=900W≦1000W=PMなので、工程d2ではなく工程d1を行なう。
工程d1において、関数F=f(P)を用いて、PD(900W)の電力を出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量f(PD)を算出する。この値は3g/minである。
f(PD)=3g/min>2g/min=FRなので、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちのPD未満で最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRすなわち2g/minとする。
P=f-1(FR)から計算されるPの値は、30W、600Wおよび800Wである。これらの値のうち、PD(900W)未満で最大の値は、800Wである。よって、燃料電池の電気出力を800Wとする。
<ケース3>
PD=1200W、T=680℃の場合を考える(図4参照)。PM=1000W、Fmin=1g/minはケース1と同様である。
PD=1200W、T=680℃の場合を考える(図4参照)。PM=1000W、Fmin=1g/minはケース1と同様である。
工程Bを行なう。表1から、T(680℃)以下の範囲で最も大きいTjはT4(675℃)である。T4に対応するGj(G4)は5g/minである。改質可能流量FRとして、G5を採用する。よってFR=5g/minである。
このとき、FR=5g/min≧1g/min=Fminなので、工程Cは行なわずに、工程Dを行なう。
そして、PD=1200W>1000W=PMなので、工程d1ではなく工程d2を行なう。
工程d2において、前記関数F=f(P)を用いて、最大電気出力PM(1000W)の電気出力を出力するために改質触媒層に供給することが必要な改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量f(PM)を算出する。この値は4.5g/minである。
f(PM)=4.5g/min≦5g/min=FRなので、燃料電池の電気出力をPMすなわち1000Wとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PM)すなわち4.5g/minとする。
<ケース4>
PD=1200W、T=640℃の場合を考える(図5参照)。PM=1000W、Fmin=1g/minはケース1と同様である。
PD=1200W、T=640℃の場合を考える(図5参照)。PM=1000W、Fmin=1g/minはケース1と同様である。
工程Bを行なう。表1から、T(640℃)以下の範囲で最も大きいTjはT2(625℃)である。T2に対応するGj(G2)は2g/minである。改質可能流量FRとして、G2を採用する。よってFR=2g/minである。
このとき、FR=2g/min≧1g/min=Fminなので、工程Cは行なわずに、工程Dを行なう。
そして、PD=1200W>1000W=PMなので、工程d1ではなく工程d2を行なう。
工程d2において、前記関数F=f(P)を用いて、最大電気出力PM(1000W)の電気出力を出力するために改質触媒層に供給することが必要な改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量f(PM)を算出する。この値は4.5g/minである。
f(PM)=4.5g/min>2g/min=FRなので、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちの最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRすなわち2g/minとする。
P=f-1(FR)から計算されるPの値は、30W、600Wおよび800Wである。これらのうち最大の800Wを燃料電池の電気出力とする。
図2〜5を用いた説明においては、説明のために、FとPとの相関を極端なものとした。しかし実用上は、図6に示すような相関に近い場合が多いと考えられる。図6では、電気出力Pが小さい範囲、すなわち電気出力Pが0W以上、300W以下の範囲において、SOFCを好ましく発電可能温度に維持するために炭化水素系燃料の流量Fを1.5g/minで一定としている。また、電気出力Pが大きい範囲、すなわち電気出力Pが300Wより大きく、最大電気出力PM(1000W)以下の範囲において、発電効率を高くするために、電気出力Pの増加とともに炭化水素系燃料の流量Fが1.5g/minから4.5g/minまで増加するとしている。
〔TjおよびTjに対応するGjの設定の仕方〕
・Tjの設定の仕方
触媒層の測定温度TがTjのうちの最小値より小さい場合、工程Bが実施不可能となるため、Tjの最小値は、できるだけ小さい方が好ましく、例えば、改質可能な炭化水素系燃料の流量がゼロを超える温度のうちの最低温度することができる。
・Tjの設定の仕方
触媒層の測定温度TがTjのうちの最小値より小さい場合、工程Bが実施不可能となるため、Tjの最小値は、できるだけ小さい方が好ましく、例えば、改質可能な炭化水素系燃料の流量がゼロを超える温度のうちの最低温度することができる。
Nは発電効率の観点から、制御手段のメモリの許容範囲内で、できるだけ大きくするのが好ましい。特に、触媒層温度が高くなるにつれ、改質可能な炭化水素系燃料の流量の増加率が高くなる場合には、温度が高くなるほど、Tjの間隔を小さくするのが好ましい。
・Gjの設定の仕方
Gjは対応する改質触媒層温度Tjにおいて改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量(改質可能流量)である。したがって、改質触媒層の温度が温度Tjのときの、改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量Gjを予め求め、TjとGjとの対応関係を予め設定する。以下、Gjの求め方について、説明する。
Gjは対応する改質触媒層温度Tjにおいて改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量(改質可能流量)である。したがって、改質触媒層の温度が温度Tjのときの、改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量Gjを予め求め、TjとGjとの対応関係を予め設定する。以下、Gjの求め方について、説明する。
改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量は、その流量の炭化水素系燃料を改質触媒層に供給した場合に、改質触媒層から排出されるガスの組成が、燃料電池のアノードに供給するに適した組成になる流量をいう。
例えば、改質触媒層における改質可能流量は、供給した炭化水素系燃料がC1化合物(炭素数1の化合物)まで分解されうる流量の最大値以下の任意の流量とすることができる。すなわち、改質触媒層出口ガスにおけるC2+成分(炭素数が2以上の成分)が炭素析出による流路閉塞やアノード劣化に対して問題にならない濃度以下である組成になるまで改質触媒層において改質が進みうる場合の、改質触媒層への炭化水素系燃料の供給流量の最大値以下の任意の流量とすることができる。改質可能流量は、この最大値とすることができ、あるいは、この最大値を安全率(1を超える値。例えば1.4。)で除した値とすることができる。このときのC2+成分の濃度は、改質ガス中の質量分率として50ppb以下が好ましい。そしてこのとき、改質触媒層出口ガスが還元性になっていればよい。改質触媒層出口ガス中に、メタンが含まれることは許容される。炭化水素系燃料の改質においては、通常、平衡論上メタンが残留する。改質触媒層出口ガス中に、メタン、COあるいはCO2の形で炭素が含まれていても、必要に応じてスチームを添加することで炭素析出を防止することができる。炭化水素系燃料としてメタンを用いる場合は、改質触媒層出口ガスが還元性になるように、改質が進めばよい。
改質触媒層出口ガスの還元性については、このガスがアノードに供給されても、アノードの酸化劣化を抑えられる程度であればよい。このために、例えば、改質触媒層出口ガスに含まれる酸化性のO2、H2O、CO2などの分圧をアノード電極の酸化反応における平衡分圧より低くすることができる。例えば、アノード電極材料がNiで、アノード温度が800℃のとき、改質触媒層出口ガスに含まれるO2分圧を1.2×10-14atm(1.2×10-9Pa)未満、H2に対するH2Oの分圧比を1.7×102未満、COに対するCO2の分圧比を1.8×102未満とすることができる。
改質可能流量は、改質触媒層の温度に依存する。そのため、改質触媒層の温度に基づいて、改質触媒層における改質可能流量を求める。
改質可能流量Gjは、改質触媒層の温度Tjの関数として、予め実験により求めることができる。また、実験により求めた関数を安全率で除したり、安全側に温度を補正したりしたうえで、改質可能流量とすることもできる。なお、Gjの単位は例えばg/minやmol/sである。改質可能流量Gjは、温度Tjのみの関数とすることができる。しかしその限りではなく、改質可能流量Gjは、温度Tjに加えて、触媒層体積やガス成分の濃度などのTj以外に変数を持つ関数であってもよい。その場合、改質可能流量Gjを計算する際には、Tj以外の変数を適宜求め、Tj以外の変数と、測定されたTjとから改質可能流量Gjを計算することができる。
Gjを求めるための予備実験において、改質触媒層の温度測定箇所は、1点でも、複数点でもよい。また、改質触媒層の温度としては、複数点の平均値などの代表温度などを用いることができる。
改質触媒層をガス流通方向に沿って分割した複数個の分割領域を考え、改質触媒層のガス流通方向に相異なる位置にある複数点の温度を測定し、それらの温度に基づいて、複数個の分割領域のうちの少なくとも一部において改質可能な燃料の流量を算出し、算出した流量の合計値を改質触媒層において改質可能な燃料の流量としてもよい。
工程Aにおいて実運転中の改質触媒層の温度Tを求める際には、Gjを求めるための予備実験と同様にして、改質触媒層の温度を測定することが望ましい。つまり、予備実験と同じ個所において改質触媒層の温度を測定することが望ましい。予備実験で代表温度などを用いている場合には、工程Aにおいても、同じ代表温度を改質触媒層の温度Tとすることが望ましい。
〔その他〕
負荷追従運転の間、必ずしも同じ種類の改質を行う必要はない。より詳しくは、負荷追従運転の間、炭化水素系燃料の流量を段階的に変更して改質を行なうことができるが、各段階において必ずしも同じ種類の改質を行なう必要はない。
負荷追従運転の間、必ずしも同じ種類の改質を行う必要はない。より詳しくは、負荷追従運転の間、炭化水素系燃料の流量を段階的に変更して改質を行なうことができるが、各段階において必ずしも同じ種類の改質を行なう必要はない。
また、燃料電池を系統電源と連系することで、電力負荷に対する燃料電池の電気出力の不足分を系統電源から供給することができる。
燃料電池出力要求値PDは、適宜の電力計で測定した電力負荷の値とすることができる。あるいは、他の発電機や蓄電池と連系する場合に、測定した電力負荷の一部を燃料電池出力要求値PDとすることができる。
工程Dにおいて炭化水素系燃料の流量を定める際に、必要に応じ、これにあわせて炭化水素系燃料以外の間接内部改質型SOFCに供給する流体の流量、SOFCの出力以外の間接内部改質型SOFCへの電気の入出力を、予め求めておいた電気出力Pの関数から計算し、定めることができる。
本発明は、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料が、炭素数が2以上の炭化水素系燃料を含む場合に、特に効果的である。本発明によって、負荷追従運転時においても、改質ガス中の、炭素数2以上の化合物の濃度を、質量基準で50ppb以下とすることができ、これにより、炭素析出による流路閉塞やアノード劣化をさらに確実に防止することができる。
本発明の方法を行なうために、コンピュータ等の演算手段を含めて適宜の計装制御機器を使用することができる。
〔炭化水素系燃料〕
炭化水素系燃料としては、改質ガスの原料として高温型燃料電池の分野で公知の、分子中に炭素と水素を含む(酸素など他の元素を含んでもよい)化合物もしくはその混合物から適宜選んで用いることができ、炭化水素類、アルコール類など分子中に炭素と水素を有する化合物を用いることができる。例えばメタン、エタン、プロパン、ブタン、天然ガス、LPG(液化石油ガス)、都市ガス、ガソリン、ナフサ、灯油、軽油等の炭化水素燃料、また、メタノール、エタノール等のアルコール、ジメチルエーテル等のエーテル等である。
炭化水素系燃料としては、改質ガスの原料として高温型燃料電池の分野で公知の、分子中に炭素と水素を含む(酸素など他の元素を含んでもよい)化合物もしくはその混合物から適宜選んで用いることができ、炭化水素類、アルコール類など分子中に炭素と水素を有する化合物を用いることができる。例えばメタン、エタン、プロパン、ブタン、天然ガス、LPG(液化石油ガス)、都市ガス、ガソリン、ナフサ、灯油、軽油等の炭化水素燃料、また、メタノール、エタノール等のアルコール、ジメチルエーテル等のエーテル等である。
なかでも灯油やLPGは、入手容易であり好ましい。また独立して貯蔵可能であるため、都市ガスのラインが普及していない地域において有用である。さらに、灯油やLPGを利用した高温型燃料電池発電装置は、非常用電源として有用である。特には、取り扱いも容易である点で、灯油が好ましい。
〔高温型燃料電池〕
本発明は、炭素析出による流路閉塞やアノード劣化が生じる可能性のある高温型燃料電池を備えるシステムに好適に適用することができる。このような燃料電池としては、SOFCやMCFCがある。
本発明は、炭素析出による流路閉塞やアノード劣化が生じる可能性のある高温型燃料電池を備えるシステムに好適に適用することができる。このような燃料電池としては、SOFCやMCFCがある。
SOFCとしては、平板型や円筒型などの各種形状の公知のSOFCから適宜選んで採用できる。SOFCでは、一般的に、酸素イオン導電性セラミックスもしくはプロトンイオン導電性セラミックスが電解質として利用される。
MCFCについても、公知のMCFCから適宜選んで採用できる。
SOFCやMCFCは単セルであってもよいが、実用上は複数の単セルを配列させたスタック(円筒型の場合はバンドルと呼ばれることもあるが、本明細書でいうスタックはバンドルも含む)が好ましく用いられる。この場合、スタックは1つでも複数でもよい。
高温型燃料電池のなかでも、間接内部改質型SOFCはシステムの熱効率を高めることができる点で優れている。間接内部改質型SOFCは、水蒸気改質反応を利用して炭化水素系燃料から水素を含む改質ガスを製造する改質器と、SOFCとを有する。この改質器では、水蒸気改質反応を行うことができ、また、水蒸気改質反応に部分酸化反応が伴うオートサーマルリフォーミングを行ってもよい。SOFCの発電効率の観点からは起動完了後、部分酸化反応は起きない方が好ましい。オートサーマルリフォーミングにおいても、起動完了後は水蒸気改質が支配的になるようにされ、従って改質反応はオーバーオールで吸熱になる。そして、改質反応に必要な熱がSOFCから供給される。改質器とSOFCが一つのモジュール容器に収容されモジュール化される。改質器はSOFCから熱輻射を受ける位置に配される。こうすることによって、発電時にSOFCからの熱輻射によって改質器が加熱される。また、SOFCから排出されるアノードオフガスをセル出口で燃焼させることにより、SOFCを加熱することもできる。
間接内部改質型SOFCにおいて、改質器は、SOFCから改質器の外表面へと直接輻射伝熱可能な位置に配することが好ましい。従って改質器とSOFCとの間には実質的に遮蔽物は配置しないこと、つまり改質器とSOFCとの間は空隙にすることが好ましい。また、改質器とSOFCとの距離は極力短くすることが好ましい。
各供給ガスは必要に応じて適宜予熱されたうえで改質器もしくはSOFCに供給される。
モジュール容器としては、SOFCと改質器とを収容可能な適宜の容器を用いることができる。その材料としては、例えばステンレス鋼など、使用する環境に耐性を有する適宜の材料を用いることができる。容器には、ガスの取り合い等のために、適宜接続口が設けられる。
セル出口がモジュール容器内で開口している場合は特に、モジュール容器の内部と外界(大気)とが連通しないように、モジュール容器が気密性を持つことが好ましい。
燃焼領域は、SOFCのアノードから排出されるアノードオフガスを燃焼可能な領域である。例えば、アノード出口を筐体内に開放し、アノード出口近傍の空間を燃焼領域とすることができる。酸素含有ガスとして例えばカソードオフガスを用いてこの燃焼を行なうことができる。このために、カソード出口を筐体内に開放することができる。
燃焼用燃料もしくはアノードオフガスを燃焼させるために、イグナイターなどの着火手段を適宜用いることができる。
〔改質器〕
改質器は、炭化水素系燃料から水素を含む改質ガスを製造する。
改質器は、炭化水素系燃料から水素を含む改質ガスを製造する。
改質器においては、水蒸気改質、部分酸化改質、および、水蒸気改質反応に部分酸化反応が伴うオートサーマルリフォーミングのいずれを行ってもよい。
改質器には、水蒸気改質能を有する水蒸気改質触媒、部分酸化改質能を有する部分酸化改質触媒、部分酸化改質能と水蒸気改質能とを併せ持つ自己熱改質触媒を適宜用いることができる。
改質器の構造は、改質器として公知の構造を適宜採用できる。例えば、密閉可能な容器内に改質触媒を収容する領域を有し、改質に必要な流体の導入口と改質ガスの排出口を有する構造とすることができる。
改質器の材質は、改質器として公知の材質から、使用環境における耐性を考慮して適宜選んで採用できる。
改質器の形状は、直方体状や円管状など適宜の形状とすることができる。
炭化水素系燃料(必要に応じて予め気化される)および水蒸気、さらに必要に応じて空気等の酸素含有ガスをそれぞれ単独で、もしくは適宜混合した上で改質器(改質触媒層)に供給することができる。また、改質ガスはSOFCのアノードに供給される。
〔改質触媒〕
改質器で用いる水蒸気改質触媒、部分酸化改質触媒、オートサーマル改質触媒のいずれも、それぞれ公知の触媒を用いることができる。部分酸化改質触媒の例としては白金系触媒、水蒸気改質触媒の例としてはルテニウム系およびニッケル系、オートサーマル改質触媒の例としてはロジウム系触媒を挙げることができる。
改質器で用いる水蒸気改質触媒、部分酸化改質触媒、オートサーマル改質触媒のいずれも、それぞれ公知の触媒を用いることができる。部分酸化改質触媒の例としては白金系触媒、水蒸気改質触媒の例としてはルテニウム系およびニッケル系、オートサーマル改質触媒の例としてはロジウム系触媒を挙げることができる。
部分酸化改質反応が進行可能な温度は例えば200℃以上、水蒸気改質反応が進行可能な温度は例えば400℃以上である。
〔改質器の運転条件〕
以下、水蒸気改質、オートサーマル改質、部分酸化改質のそれぞれにつき、改質器における負荷追従運転時の条件について説明する。
以下、水蒸気改質、オートサーマル改質、部分酸化改質のそれぞれにつき、改質器における負荷追従運転時の条件について説明する。
水蒸気改質では、灯油等の改質原料にスチームが添加される。水蒸気改質の反応温度は例えば400℃〜1000℃、好ましくは500℃〜850℃、さらに好ましくは550℃〜800℃の範囲で行うことができる。反応系に導入するスチームの量は、炭化水素系燃料に含まれる炭素原子モル数に対する水分子モル数の比(スチーム/カーボン比)として定義され、この値は好ましくは1〜10、より好ましくは1.5〜7、さらに好ましくは2〜5とされる。炭化水素系燃料が液体の場合、この時の空間速度(LHSV)は炭化水素系燃料の液体状態での流速をA(L/h)、触媒層体積をB(L)とした場合A/Bで表すことができ、この値は好ましくは0.05〜20h-1、より好ましくは0.1〜10h-1、さらに好ましくは0.2〜5h-1の範囲で設定される。
オートサーマル改質ではスチームの他に酸素含有ガスが改質原料に添加される。酸素含有ガスとしては純酸素でも良いが入手容易性から空気が好ましい。水蒸気改質反応に伴う吸熱反応をバランスし、かつ、改質触媒層やSOFCの温度を保持もしくはこれらを昇温できる発熱量が得られるように酸素含有ガスを添加することができる。酸素含有ガスの添加量は、炭化水素系燃料に含まれる炭素原子モル数に対する酸素分子モル数の比(酸素/カーボン比)として好ましくは0.005〜1、より好ましくは0.01〜0.75、さらに好ましくは0.02〜0.6とされる。オートサーマル改質反応の反応温度は例えば400℃〜1000℃、好ましくは450℃〜850℃、さらに好ましくは500℃〜800℃の範囲で設定される。炭化水素系燃料が液体の場合、この時の空間速度(LHSV)は、好ましくは0.05〜20h-1、より好ましくは0.1〜10h-1、さらに好ましくは0.2〜5h-1の範囲で選ばれる。反応系に導入するスチームの量は、スチーム/カーボン比として好ましくは1〜10、より好ましくは1.5〜7、さらに好ましくは2〜5とされる。
部分酸化改質では酸素含有ガスが改質原料に添加される。酸素含有ガスとしては純酸素でも良いが入手容易性から空気が好ましい。反応を進めるための温度を確保するため、熱のロス等において適宜添加量は決定される。その量は、炭化水素系燃料に含まれる炭素原子モル数に対する酸素分子モル数の比(酸素/カーボン比)として好ましくは0.1〜3、より好ましくは0.2〜0.7とされる。部分酸化反応の反応温度は、例えば450℃〜1000℃、好ましくは500℃〜850℃、さらに好ましくは550℃〜800℃の範囲で設定することができる。炭化水素系燃料が液体の場合、この時の空間速度(LHSV)は、好ましくは0.1〜30h-1の範囲で選ばれる。反応系においてすすの発生を抑制するためにスチームを導入することができ、その量は、スチーム/カーボン比として好ましくは0.1〜5、より好ましくは0.1〜3、さらに好ましくは1〜2とされる。
〔他の機器〕
本発明で用いる高温型燃料電池システムにおいて、高温型燃料電池システムの公知の構成要素は、必要に応じて適宜設けることができる。具体例を挙げれば、炭化水素系燃料に含まれる硫黄分を低減する脱硫器、液体を気化させる気化器、各種流体を加圧するためのポンプ、圧縮機、ブロワなどの昇圧手段、流体の流量を調節するため、あるいは流体の流れを遮断/切り替えるためのバルブ等の流量調節手段や流路遮断/切り替え手段、熱交換・熱回収を行うための熱交換器、気体を凝縮する凝縮器、スチームなどで各種機器を外熱する加熱/保温手段、炭化水素系燃料や可燃物の貯蔵手段、計装用の空気や電気系統、制御用の信号系統、制御装置、出力用や動力用の電気系統などである。
本発明で用いる高温型燃料電池システムにおいて、高温型燃料電池システムの公知の構成要素は、必要に応じて適宜設けることができる。具体例を挙げれば、炭化水素系燃料に含まれる硫黄分を低減する脱硫器、液体を気化させる気化器、各種流体を加圧するためのポンプ、圧縮機、ブロワなどの昇圧手段、流体の流量を調節するため、あるいは流体の流れを遮断/切り替えるためのバルブ等の流量調節手段や流路遮断/切り替え手段、熱交換・熱回収を行うための熱交換器、気体を凝縮する凝縮器、スチームなどで各種機器を外熱する加熱/保温手段、炭化水素系燃料や可燃物の貯蔵手段、計装用の空気や電気系統、制御用の信号系統、制御装置、出力用や動力用の電気系統などである。
本発明は、例えば定置用もしくは移動体用の発電システムに、またコージェネレーションシステムに利用される高温型燃料電池システムに適用できる。
1 水気化器
2 水気化器に付設された電気ヒータ
3 改質器
4 改質触媒層
5 燃焼領域
6 SOFC
7 イグナイター
8 モジュール容器
9 改質器に付設された電気ヒータ
2 水気化器に付設された電気ヒータ
3 改質器
4 改質触媒層
5 燃焼領域
6 SOFC
7 イグナイター
8 モジュール容器
9 改質器に付設された電気ヒータ
Claims (5)
- 炭化水素系燃料を改質して水素を含有する改質ガスを製造する、改質触媒層を有する改質器と、該改質ガスを用いて発電を行う高温型燃料電池とを有する燃料電池システムの負荷追従運転方法であって、
予め、該燃料電池の電気出力Pと、該電気出力Pを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量Fとの関数F=f(P)およびP=f-1(F)を求めておき、
ただし、P=f-1(F)はF=f(P)の逆関数であり、
該燃料電池の最大電気出力をPMと表し、
Pが0以上PM以下の範囲にあるときの、関数F=f(P)によって定まる炭化水素系燃料の流量の最小値をFminと表し、
かつ、予め、改質触媒層の複数の温度Tj(jは1以上N以下の整数、ただしNは2以上の整数)と、各Tjに対応する炭化水素系燃料の流量Gjと、を設定しておき、
ただし、各Gjは対応する改質触媒層温度Tjにおいて改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量であり、各Gjは0より大きく、jの増加に伴ってGjは同じ値であるか増加し、
A)改質触媒層の温度Tを測定する工程、
B)温度Tの改質触媒層において改質可能な炭化水素系燃料の流量である改質可能流量FRとして、前記温度T以下で最も大きいTjに対応するGjを採用する工程、
C)前記改質可能流量FRが、前記最小値Fminより小さい場合、燃料電池における発電を停止する工程、
D)前記改質可能流量FRが、前記最小値Fmin以上である場合に、
燃料電池に対する出力要求値PDが、前記最大電気出力PM以下であれば工程d1を行ない、燃料電池に対する出力要求値PDが、前記最大電気出力PMを超えていれば工程d2を行なう工程、
d1)前記関数F=f(P)を用いて、出力要求値PDを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な炭化水素系燃料の流量f(PD)を算出し、
f(PD)が前記改質可能流量FR以下であれば、燃料電池の電気出力をPDとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PD)とし、
f(PD)が前記改質可能流量FRを超えていれば、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちのPD未満で最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRとする工程、
d2)前記関数F=f(P)を用いて、前記最大電気出力PMを燃料電池で出力するために改質触媒層に供給することが必要な改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量f(PM)を算出し、
f(PM)が、前記改質可能流量FR以下であれば、燃料電池の電気出力をPMとし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をf(PM)とし、
f(PM)が、前記改質可能流量FRを超えていれば、燃料電池の電気出力を、P=f-1(FR)から計算されるPの値のうちの最大の値とし、改質触媒層に供給する炭化水素系燃料の流量をFRとする工程
を有する燃料電池システムの負荷追従運転方法。 - 負荷追従運転の間、前記工程A〜Dを繰り返して行なう請求項1記載の方法。
- 前記炭化水素系燃料が、炭素数が2以上の炭化水素系燃料を含む請求項1または2記載の方法。
- 前記改質ガス中の、炭素数2以上の化合物の濃度が、質量基準で50ppb以下である請求項3記載の方法。
- 前記燃料電池が間接内部改質型固体酸化物電解質形燃料電池である、請求項1〜4の何れかに記載の方法。
Priority Applications (7)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009157809A JP5433323B2 (ja) | 2009-07-02 | 2009-07-02 | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 |
CN201080029700.3A CN102473944B (zh) | 2009-07-02 | 2010-06-25 | 燃料电池系统的负荷跟踪运转方法 |
EP10794078.5A EP2450993A4 (en) | 2009-07-02 | 2010-06-25 | METHOD FOR MONITORING THE CHARGE OF A FUEL CELL SYSTEM |
US13/379,759 US8865358B2 (en) | 2009-07-02 | 2010-06-25 | Method for load following operation of fuel cell system |
KR1020117031165A KR20120031021A (ko) | 2009-07-02 | 2010-06-25 | 연료 전지 시스템의 부하 추종 운전 방법 |
CA2767081A CA2767081A1 (en) | 2009-07-02 | 2010-06-25 | Method for load following operation of fuel cell system |
PCT/JP2010/060819 WO2011001909A1 (ja) | 2009-07-02 | 2010-06-25 | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009157809A JP5433323B2 (ja) | 2009-07-02 | 2009-07-02 | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2011014386A JP2011014386A (ja) | 2011-01-20 |
JP5433323B2 true JP5433323B2 (ja) | 2014-03-05 |
Family
ID=43410985
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2009157809A Expired - Fee Related JP5433323B2 (ja) | 2009-07-02 | 2009-07-02 | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8865358B2 (ja) |
EP (1) | EP2450993A4 (ja) |
JP (1) | JP5433323B2 (ja) |
KR (1) | KR20120031021A (ja) |
CN (1) | CN102473944B (ja) |
CA (1) | CA2767081A1 (ja) |
WO (1) | WO2011001909A1 (ja) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP6332621B2 (ja) * | 2014-05-30 | 2018-05-30 | Toto株式会社 | 燃料電池モジュール |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS6056374A (ja) | 1983-09-07 | 1985-04-01 | Toshiba Corp | 燃料電池の燃料流量制御装置 |
JPS63314769A (ja) * | 1987-06-18 | 1988-12-22 | Fuji Electric Co Ltd | 燃料電池発電装置 |
JP2001185196A (ja) | 1999-12-28 | 2001-07-06 | Daikin Ind Ltd | 燃料電池システム |
JP4438232B2 (ja) * | 2001-01-26 | 2010-03-24 | 株式会社エクォス・リサーチ | 燃料電池装置及び燃料電池装置の制御方法 |
US6893757B2 (en) | 2001-01-26 | 2005-05-17 | Kabushikikaisha Equos Research | Fuel cell apparatus and method of controlling fuel cell apparatus |
US7132178B2 (en) * | 2001-06-12 | 2006-11-07 | Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. | Hydrogen generator, fuel cell system and control method of hydrogen generator |
JP4265173B2 (ja) | 2002-08-23 | 2009-05-20 | 日産自動車株式会社 | 発電装置 |
US7255848B2 (en) * | 2002-10-01 | 2007-08-14 | Regents Of The Univeristy Of Minnesota | Production of hydrogen from alcohols |
JP2004178962A (ja) | 2002-11-27 | 2004-06-24 | Hitachi Ltd | 燃焼器を有する水素製造装置を用いた燃料電池発電システム |
JP4369685B2 (ja) | 2003-02-25 | 2009-11-25 | 京セラ株式会社 | 燃料電池の運転方法 |
US8277524B2 (en) | 2004-03-16 | 2012-10-02 | Delphi Technologies, Inc. | Reformer start-up strategy for use in a solid oxide fuel cell control system |
JP4721650B2 (ja) | 2004-03-25 | 2011-07-13 | 株式会社日立製作所 | 固体高分子形燃料電池発電システムおよび家庭用定置分散電源システム |
JP2006008458A (ja) | 2004-06-28 | 2006-01-12 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | 水素生成装置、および燃料電池システム |
JP2006032262A (ja) * | 2004-07-21 | 2006-02-02 | Tokyo Gas Co Ltd | 燃料電池システム及び制御方法 |
JP4627420B2 (ja) | 2004-08-31 | 2011-02-09 | 株式会社日立製作所 | 燃料電池発電システムとその制御方法 |
JP2006107956A (ja) | 2004-10-06 | 2006-04-20 | Toshiba Fuel Cell Power Systems Corp | 燃料電池システム |
US7659019B2 (en) | 2005-09-16 | 2010-02-09 | Idatech, Llc | Thermally primed hydrogen-producing fuel cell system |
JP4839821B2 (ja) * | 2005-12-19 | 2011-12-21 | カシオ計算機株式会社 | 電源システム、電源システムの制御装置及び電源システムの制御方法 |
JP4945145B2 (ja) | 2006-02-20 | 2012-06-06 | 株式会社Eneosセルテック | 燃料電池発電装置 |
JP5122083B2 (ja) * | 2006-05-22 | 2013-01-16 | 三菱マテリアル株式会社 | 燃料電池発電装置及び制御プログラム並びに燃料電池発電装置の制御方法 |
JP5141872B2 (ja) * | 2007-05-29 | 2013-02-13 | 日産自動車株式会社 | 燃料電池システム及びその制御方法 |
JP5164441B2 (ja) * | 2007-06-13 | 2013-03-21 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | 燃料電池システムの起動方法 |
JP5214230B2 (ja) * | 2007-12-04 | 2013-06-19 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | 燃料電池システムの起動方法 |
JP5078696B2 (ja) * | 2008-03-27 | 2012-11-21 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 |
-
2009
- 2009-07-02 JP JP2009157809A patent/JP5433323B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-06-25 EP EP10794078.5A patent/EP2450993A4/en not_active Withdrawn
- 2010-06-25 KR KR1020117031165A patent/KR20120031021A/ko not_active Application Discontinuation
- 2010-06-25 US US13/379,759 patent/US8865358B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-25 CA CA2767081A patent/CA2767081A1/en not_active Abandoned
- 2010-06-25 CN CN201080029700.3A patent/CN102473944B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-06-25 WO PCT/JP2010/060819 patent/WO2011001909A1/ja active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN102473944B (zh) | 2014-06-25 |
WO2011001909A1 (ja) | 2011-01-06 |
KR20120031021A (ko) | 2012-03-29 |
EP2450993A1 (en) | 2012-05-09 |
JP2011014386A (ja) | 2011-01-20 |
EP2450993A4 (en) | 2013-11-13 |
US20120100448A1 (en) | 2012-04-26 |
CN102473944A (zh) | 2012-05-23 |
US8865358B2 (en) | 2014-10-21 |
CA2767081A1 (en) | 2011-01-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8574775B2 (en) | Fuel cell system and method for starting up the same | |
JP5164441B2 (ja) | 燃料電池システムの起動方法 | |
JP5214230B2 (ja) | 燃料電池システムの起動方法 | |
JP5078696B2 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
JP5078698B2 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
JP2009176660A (ja) | 間接内部改質型固体酸化物形燃料電池の停止方法 | |
JP5325666B2 (ja) | 間接内部改質型固体酸化物形燃料電池の停止方法 | |
WO2009119187A1 (ja) | 燃料電池システムとその負荷追従運転方法 | |
JP5078697B2 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
JP5433323B2 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
JP5281996B2 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
WO2011024899A1 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
JP5281997B2 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
JP5281991B2 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
JP5281998B2 (ja) | 燃料電池システムの負荷追従運転方法 | |
JP5325661B2 (ja) | 間接内部改質型固体酸化物形燃料電池の停止方法 | |
JP2010282883A (ja) | 間接内部改質型固体酸化物形燃料電池の停止方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20120112 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20130423 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20131203 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20131209 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |