JP6042174B2 - 水素電力貯蔵システムおよび方法 - Google Patents

Description

本発明は、水素を媒体として、発電所で得られる電力を貯蔵する技術に関する。

風力発電所などの再生可能エネルギ発電所では、風況などにより発電能力が変化し、生成電力に余剰や不足が生じる。
また、原子力発電所や火力発電所であっても、消費電力に昼夜で恒常的な差異があり、同様に余剰や不足が生じる。
このように時間帯によって生成電力又は消費電力に変動があるので、発電の際は、電力に余剰がある時に余剰電力を貯蔵し、電力の不足する時に放電する電力貯蔵のシステムが求められる。

この解決手段として、余剰電力で分解用水を電気分解して水素を生成し、電力の不足時は生成した水素を酸化して電力を取り出す水素電力貯蔵システム（以下、単に「システム」とする。）が提案されている（例えば、特許文献１および特許文献２）。

システムとしては、電気分解および発電を可逆的に実行する反応部の電解質に、固体酸化物を用いるものが知られている。
しかし、この固体酸化物は、メタン燃料の燃料電池等と比べて電力の貯蔵効率が低い。

よって、システムには、発電の際の反応熱を蓄熱する蓄熱部が設けられるなどして、貯蔵効率を高める種々の工夫がなされている（例えば、特許文献１および特許文献２）。
蓄熱部には、炭化ケイ素焼結体などのセラミックス材の複数のカプセルに塩化ナトリウムや塩化カリウムなどの蓄熱材が収容されているものが知られている（例えば、特許文献２）。

そして、例えば、前述の固体酸化物を反応部の電解質に用いた場合、反応部の運転時の適正温度は５００℃〜１０００℃程度である。
その一方、未分解水蒸気の凝縮温度や各所に設けられるポンプなどの循環手段の適正温度は２００℃程度以下である。
このように、システム内部には、各部材の運転時の適正温度に大きな差異がある。

特開２０１０−１７６９３９号公報 特開２０１０−２３２１６５号公報

上述のように、反応部をはじめとする複数の部材は非常に高い温度を適正温度とし、よって反応部等から排出される種々の気体も非常に高温となる。
この高温な気体を熱利用せずに排気し、電力のみで各部の適正温度を実現しようとすると多大な電力が必要となる。
すなわち、発生する気体の熱利用を適切に行わない場合、システム全体のエネルギ効率を低下させることとなる。

本発明はこのような事情を考慮してなされたもので、エネルギ効率を向上させた水素電力貯蔵技術を提供することを目的とする。

本発明にかかる水素電力貯蔵システムは、発電所で得られる電力を用いて分解用水を酸素および水素に電気分解する反応部と、前記水素を貯蔵する水素貯蔵部および前記反応部を接続して前記水素を送る貯蔵系統と、前記反応部に送られる前記分解用水を熱源との熱交換により昇温させる第１熱交換部と、前記酸素を前記反応部の外部へ排出する排出系統に接続されて前記酸素の余熱を前記酸素と前記分解用水とが直接混合されることなく前記第１熱交換部に返還する返還系統と、を備えるものである。

本発明により、エネルギ効率を向上させた水素電力貯蔵技術が提供される。

（Ａ）は本発明の第１実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの電気分解時の状態を示す構成図、（Ｂ）は本発明の第１実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの発電時の状態を示す構成図。 （Ａ）は本発明の第２実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの電気分解時の状態を示す構成図、（Ｂ）は本発明の第２実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの発電時の状態を示す構成図。 （Ａ）は本発明の第３実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの電気分解時の状態を示す構成図、（Ｂ）は本発明の第３実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの発電時の状態を示す構成図。 （Ａ）は本発明の第４実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの電気分解時の状態を示す構成図、（Ｂ）は本発明の第４実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの発電時の状態を示す構成図。 （Ａ）は電気分解時における第４実施形態の変形例を示す図、（Ｂ）は発電時における第４実施形態の変形例を示す図。 （Ａ）は本発明の第５実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの電気分解時の状態を示す構成図、（Ｂ）は本発明の第５実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの発電時の状態を示す構成図。 第１実施形態および第５実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの電気分解時の動作を示すフローチャート。 第１、第３および第５の実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの発電時の動作を示すフローチャート。 第３実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの電気分解時の動作を示すフローチャート。 第４実施形態にかかる水素電力貯蔵システムの電気分解時の媒体温度の昇降順序を示すフローチャート。

以下、本発明の実施形態を添付図面に基づいて説明する。

（第１実施形態）
図１（Ａ）は本発明の第１実施形態にかかるシステム（水素電力貯蔵システム）１０の電気分解時の状態を示す構成図で、図１（Ｂ）は本発明の第１実施形態にかかるシステム１０の発電時の状態を示す構成図である。

本発明の第１実施形態にかかるシステム１０は、図１（Ａ）に示すように、発電所で得られる電力Ｅ_in（供給電力Ｅ_in）を用いて分解用水を酸素および水素に電気分解する反応部１１と、水素を貯蔵する水素貯蔵部１２と反応部１１とを接続して水素を送る貯蔵系統１３と、反応部１１に送られる分解用水を熱源２８との熱交換により昇温させる第１熱交換部１４と、酸素を反応部１１の外部へ排出する排出系統１５に接続されて酸素の余熱を第１熱交換部１４に返還する返還系統１６と、を備える。

反応部１１は、その内部に例えば白金を用いた多孔質の水素極２０および酸素極２１を有し、発電所で得られる供給電力Ｅ_inを用いて分解用水を酸素および水素に電気分解する。
ここで、分解用水は、第１熱交換部１４において８００℃程度にまで昇温した後に反応部１１で電気分解するので、ほとんどが気相の状態（分解用水蒸気）である。

よって、各実施形態において、反応部１１に流入する分解用水は分解用水蒸気とする。
この分解用水は、反応部１１への流入時には液相の場合もあり得るが、この場合、気相にする分だけ反応部１１における供給電力Ｅ_inの消費量が大きくなる。

反応部１１は、電解質に例えばランタン又はガリウムのペロブスカイト酸化物や安定化ジルコニアなどの固体酸化物を有し、内部に酸化剤を流入させて水素を酸化して発電する機能も兼ねる。
なお、固体酸化物を電解質に用いるので、室温ではイオンがほとんど動かないため、反応部１１は、５００℃〜１０００℃程度で運転する必要がある。

ところで、各実施形態では電気分解時と発電時とで可逆的な構成を示すため、反応部１１にも同様に可逆性を有する安定化ジルコニアなどの上述した電解質を用いている。
ただし、システム１０は、可逆的な構成に限定されるものではなく、電気分解時と発電時とで運転経路を違えてもよい。
同様に、反応部１１も電気分解時と発電時とで適宜別のものを用いてもよい。

貯蔵系統１３は、水素を貯蔵する水素貯蔵部１２および反応部１１を接続し、途中に設置されたポンプやブロアなどの移送手段１７ａで水素を水素貯蔵部１２へと送る。
発電時には、逆に水素を水素貯蔵部１２から反応部１１へと送る。
なお、移送手段１７ａは耐熱性のあるものを用いる。

第１熱交換部１４は、電気分解時には、反応部１１に送られる分解用水を熱源２８との熱交換により８００℃程度の高温な分解用水蒸気へと昇温させる。
分解用水は、給水口１８から給水管１９を通って第１熱交換部１４に供給される。

一方発電時には、第１熱交換部１４は、反応部１１で発生した８００℃程度の発生水蒸気と低温の熱源２８との間で熱交換をさせる。
低温の熱源２８は媒体を媒介して反応熱を回収する。
反応熱を回収され降温した発生水蒸気は返還系統１６へと排出される。

第１熱交換部１４で降温した発生水蒸気は、未だ７５０℃程度の温度を有しているので、返還系統１６および排出系統１５を順に流動させ再度反応部１１に流入させる。
なお、図１（Ａ）では、第１熱交換部１４は反応部１１の外部に設けられているが、反応部１１の内部に設ける変形も可能である。

なお、第１熱交換部１４又は反応部１１で消費されるエネルギを節約する観点から、この分解用水は、初めから分解用水蒸気の状態で供給されるのがより好ましい。
第１熱交換部１４には、熱源２８との熱交換を媒介する媒体が流れる流路管２９ａに接続される伝熱管が内設されている。
なお、流路管２９ａには循環手段３５が設置されており、電気分解時には媒体を熱源２８へ、発電時には媒体を第１熱交換部１４へ送る。 媒体は、例えば気体の窒素、二酸化炭素又はヘリウムなどである。

返還系統１６は、酸素を反応部１１の外部へ排出する排出系統１５および第１熱交換部１４に接続される。
そして、酸素の一部を分岐させて第１熱交換部１４の内部の分解用水に合流させることで、酸素の余熱を第１熱交換部１４に返還する。
分岐されなかった残りの酸素は、排出系統１５に設けられた酸素口２２から排気される。
排気された酸素は貯蔵しておき発電時に酸化剤として利用してもよい。

一方、発電時には、第１熱交換部１４から未だ７５０℃程度の温度を有して排出される発生水蒸気を排出系統１５へと送る。
発生水蒸気は、排出系統１５の酸素口２２から流入する酸化剤と合流する。

なお、第１熱交換部１４に内設した伝熱管の内部に酸素を通す構造にしてもよい。
この場合、酸素は分解用水に合流させずに余熱のみを移動させ、熱交換後は第１熱交換部１４の外部へ放出させることとなる。

この場合も同様に、熱交換により降温して放出される酸素は、貯蔵しておき発電時に酸化剤として利用してもよい。
なお、排出系統１５にはポンプやブロア等の移送手段１７ｂが設置されており、電気分解時には酸素を返還系統１６および酸素口２２へ、発電時には酸化剤を反応部１１へ送る。

システム１０は、貯蔵した水素を酸化して発電させる際に生じる発生水蒸気の反応熱を第１熱交換部１４で回収して熱源２８に蓄熱する機能を有し、蓄熱された反応熱を分解用水の電気分解に利用する。
蓄熱方法は、例えば、蓄熱容器（図示せず）に、蓄熱材を封入した、炭化ケイ素焼結体などのセラミックス材の複数のカプセル（図示せず）に収容する方法がある。

蓄熱材として、例えば、塩化ナトリウム、塩化カリウム、塩化マグネシウム、塩化カルシウム、フッ化リチウム、炭酸リチウム、炭酸ナトリウム又は炭酸カリウム等の潜熱蓄熱材が用いられる。
蓄熱容器はカプセルのまわりを流れる媒体の流路を形成する。

その他の方法として、システム１０は発電所付近に設置されるので、恒常的に８００℃前後の熱を発電所などの排熱で賄える場合は、この排熱を利用することもできる。
また、これら排熱利用および蓄熱機能を併用してもよい。
同様に、発電時に発生する反応熱は蓄熱せずに、例えば熱源を必要とする隣接する他のプラントなど、システム１０の外部に供給してもよい。

次に、図１、図７および図８を参照して第１実施形態にかかるシステム１０の動作を説明する。
まず、図１（Ａ）および図７を参照して電気分解時の動作を説明する。
図７は第１実施形態にかかるシステム１０の電気分解時の動作を示すフローチャートである。

まず、分解用水が給水口１８から給水管１９を通って第１熱交換部１４に供給される（ステップＳ１１）。
そして、第１熱交換部１４において、熱源２８との熱交換で昇温して８００℃程度の高温な分解用水蒸気となる（ステップＳ１２）。
昇温して反応部１１に送られた分解用水蒸気は、発電所で得られる供給電力Ｅ_inを用いて酸素および水素に電気分解される（ステップＳ１３）。

この分解用水蒸気は、第１熱交換部１４において、より高く昇温されることで、その分反応部１１で消費される供給電力Ｅ_inの供給量を抑えることができる。
すなわち、分解用水蒸気が、第１熱交換部１４において、より高く昇温されることによって、システム１０の全体のエネルギ効率は向上する。
水素極２０に発生した水素は、貯蔵系統１３を通り水素貯蔵部１２に貯蔵される（ステップＳ１４）。

一方、酸素極２１に発生して排出系統１５に排出される酸素は、一部分岐されて第１熱交換部１４の分解用水に合流する。
分岐されなかった残りの酸素は酸素口２２から排出される。
なお、酸素はその排出量に応じて全部を第１熱交換部１４に返還してもよい。

酸素の余熱の返還で第１熱交換部１４の分解用水の昇温は加勢され（ステップＳ１５）、熱源２８および消費される供給電力Ｅ_inのエネルギが節約される。
そして、分解用水の供給のステップ（ステップＳ１１）から余熱を第１熱交換部に返還するステップ（ステップＳ１５）までが電気分解を終了するまで繰り返される（ステップＳ１６；ＮＯ）。

このように、システム１０は、第１熱交換部１４を備えることにより、反応部１１への流入前の分解用水を反応熱で昇温でき、反応部１１で消費される供給電力Ｅ_inを抑えることができる。
さらに、返還系統１６によって反応部１１で発生した余熱を第１熱交換部１４に返還することで、システム１０の全体のエネルギ効率を向上させることができる。

次に、図１（Ｂ）および図８を用いて発電時の動作を説明する。
なお、一例として電気分解時に用いた部材を用いるが、必ずしも、同じものを利用する必要はない。
同様に、電気分解時と同一の運転経路を逆流させて発電時の動作を示すが、発明の要旨を逸脱しない範囲で、電気分解時と異なる運転経路を用いてもよい。

図８は第１実施形態にかかるシステム１０の発電時の動作を示すフローチャートである。
まず、水素貯蔵部１２に貯蔵された水素は貯蔵系統１３を通り反応部１１の水素極２０へ、酸化剤は酸素口２２から排出系統１５を通り酸素極２１へと流入する（ステップＳ２１）。
酸化剤には、電気分解時に発生した酸素、外気又はその他の化学的酸化剤などが用いられる。

そして、反応部１１において、水素は酸化剤で酸化されるとともに発電して生成電力Ｅ_outを生成する（ステップＳ２２）。
なお、反応部１１は、発電時も８００℃程度である必要があるが、この温度は発電の際の反応熱で賄えるので、発電開始時以外は入熱を必要としない。
さらに、酸化剤として、発電直前まで電気分解により発生して貯蔵されていた酸素を利用すれば、この発電開始時の入熱にかかるエネルギも大幅に節約できる。

８００℃程度の発生水蒸気は、未反応の酸化剤とともに第１熱交換部１４に流入し、反応熱を媒体に回収されて降温する（ステップＳ２３）。
回収された反応熱は熱源２８に蓄熱される（ステップＳ２４）。

第１熱交換部１４で降温した発生水蒸気は、未だ７５０℃程度の温度を有しているので、返還系統１６および排出系統１５を順に流動させ再度反応部１１に流入させる（ステップＳ２５）。
なお、給水管１９はバルブなどで閉じられている構成にしているが、必要に応じて発生水蒸気の一部を給水口１８から排気させてもよい。

酸化剤の不足分は酸素口２２から補給する（ステップＳ２６）。
そして、水素と酸化剤を供給するステップ（ステップＳ２１）から酸化剤不足分を補給するステップ（ステップＳ２６）までが発電を終了するまで繰り返される（ステップＳ２７；ＮＯ）。

このように、本発明の第１実施形態にかかるシステム１０によれば、発電時において発電とともに、電気分解時に第１熱交換部１４に供給する熱を蓄熱することができる。
さらに、第１熱交換部１４から排気された発生水蒸気を再度反応部１１に流入させることにより、酸化剤を反応可能な温度まで効率よく昇温することができる。

以上のように、本発明の第１実施形態にかかるシステム１０は、第１熱交換部１４および返還系統１６を備えることで、反応部１１の電気分解時の余熱および発電時の反応熱を再度利用できる。
よって、第１熱交換部１４および返還系統１６を備えることで、電気分解時および発電時いずれにおいてもシステム１０の全体のエネルギ効率を向上させることができる。

（第２実施形態）
図２（Ａ）は本発明の第２実施形態にかかるシステム１０の電気分解時の状態を示す構成図で、図２（Ｂ）は本発明の第２実施形態にかかるシステム１０の発電時の状態を示す構成図である。

本発明の第２実施形態にかかるシステム１０は、図２（Ａ）に示すように、第１実施形態に加え、新たに貯蔵系統１３（１３ａ，１３ｂ）に配置される分離部３０を備える。
分離部３０は、例えば水素透過膜等を用いて、水素貯蔵部１２へ向かう水素から未分解の水蒸気（未分解水蒸気）を分離する。

分離された８００℃程度の未分解水蒸気は分離部３０および給水管１９を接続する分離管３２を通り第１熱交換部１４に再注入される。
分離管３２は第１熱交換部１４に直接接続されてもよい。

なお、分離部３０が配置され、分離した未分解水蒸気が第１熱交換部１４に再注入されること以外は、第２実施形態は第１実施形態と同じ構造および作動手順を有するので、重複する説明を省略する。
図面においても、共通の構成又は機能を有する部分は同一符号で示し、重複する説明を省略する。

なお、発電時においては、図２（Ｂ）に示すように、貯蔵系統１３（１３ａ，１３ｂ）および分離管３２はバルブなどで閉じられ、分離部３０は孤立する。
反応部１１に向かう水素は、水素貯蔵部１２および反応部１１をバイパスするバイパス管３４を通り、システム１０の動作は第１実施形態と同様となる。

このように、第２実施形態にかかるシステム１０によれば、第１実施形態の効果に加え、分離部３０で未分解水蒸気が分離されることで、水素貯蔵部１２に貯蔵される水素の純度を高めることができる。
さらに、分離された８００℃程度の未分解水蒸気が第１熱交換部１４に再注入されることで、分解用水の昇温に加勢して熱源２８のエネルギを節約できる。
このようにしてシステム１０の全体のエネルギ効率を向上させることができる。

（第３実施形態）
図３（Ａ）は本発明の第３実施形態にかかるシステム１０の電気分解時の状態を示す構成図で、図３（Ｂ）は本発明の第３実施形態にかかるシステム１０の発電時の状態を示す構成図である。
本発明の第３実施形態にかかるシステム１０は、図３（Ａ）に示すように、第２実施形態に加え、新たに貯蔵系統１３（１３ａ，１３ｂ）に設置される第２熱交換部３１を備える。

なお、電気分解時に分離部３０および反応部１１の間に第２熱交換部３１が接続されること以外は、第３実施形態は第２実施形態と同じ構造および作動手順を有するので、第２実施形態と同様に重複する説明を省略する。
図面においても、共通の構成又は機能を有する部分は同一符号で示し、重複する説明を省略する。

第２熱交換部３１は、電気分解時には、反応部１１から排出される８００℃程度の高温な水素と第１熱交換部１４への流入前の分解用水との間で熱交換をさせる。
分解用水は、水素の余熱によって昇温して第１熱交換部１４に流入することとなる。
一方、水素は降温して分離部３０に流入するので、未分解水蒸気を凝縮器で分離する方法など、冷却が必要な分離方法も必要以上のエネルギ損失なしに利用できるようになる。

また、移送手段１７ａを反応部１１の直下ではなく、第２熱交換部３１で隔てて低温側に設置することで、移送手段１７ａを余熱による劣化から保護できる。
よって、移送手段１７ａの８００℃程度の高温に耐えうるという耐熱性に関する厳しい制限を緩和でき、耐熱性の低い移送手段１７ａでも、利用可能になる。

ただし、第２熱交換部３１の配置位置は、これに限られるものではなく、図示しないが、分離部３０と水素貯蔵部１２との間の貯蔵系統１３ａや分離管３２に配置されてもよい。
また、分離管３２は第２熱交換部３１に直接接続されてもよい。

一方、発電時には、第２熱交換部３１は、図３（Ｂ）に示されるように、第１熱交換部１４から排気される発生水蒸気および反応部１１へ向かう水素との間で熱交換をする。
昇温した水素は貯蔵系統１３ｃから反応部１１へ流入する。
水素は、発生水蒸気の反応熱で７００℃程度まで昇温してから反応部１１に流入することにより、反応部１１におけるエネルギを節約できる。
反応部１１で発生した発生水蒸気は第１熱交換部１４で一度降温し、第２熱交換部３１でさらに降温して給水管１９を通り給水口１８から排出される。

このように、８００℃程度の水素の余熱で、第１熱交換部１４への流入前の分解用水を昇温することができるので、蓄熱した反応熱および反応部１１の供給電力Ｅ_inを抑えることができる。

次に、図３、図８および図９を参照して第３実施形態にかかるシステム１０の動作を説明する。
まず、図３（Ａ）および図９を用いて電気分解時の動作を説明する。

図９は第３実施形態にかかるシステム１０の電気分解時の動作を示すフローチャートである。
なお、分解用水を供給するステップ（ステップＳ１１）から電気分解をするステップ（ステップＳ１３）までは第１実施形態と同様の動作手順であるので重複する説明を省略する。

反応部１１の電気分解で発生した水素は第２熱交換部３１で給水管１９を流動する分解用水と熱交換をして第１熱交換部１４へ流入する分解用水を昇温する。
一方、水素自身はこの熱交換で降温して分離部３０に流入する（ステップＳ３１）。
そして、分離部３０において未分解水蒸気は凝縮されて水素から分離される（ステップＳ３２）。
なお、未分解水蒸気の分離には第２実施形態と同様に水素透過膜を用いてもよい。

未分解水蒸気が凝縮した高温復水は分離管３２を通り給水管１９に再注入される（ステップＳ３３）。
そして、給水口１８から流入する分解用水とともに第２熱交換部３１で再度昇温する（ステップＳ３４）。
一方、第１実施形態と同様に未分解水蒸気が分離されて純度の高くなった水素は水素貯蔵部１２に貯蔵される（ステップＳ１４）。

同様に、酸素極２１で発生して排出系統１５に排出される酸素は一部分岐して第１熱交換部１４の分解用水に合流する（ステップＳ１５）。
分岐しなかった酸素は酸素口２２から排出される。
なお、酸素はその排出量に応じて全部を返還してもよい。
酸素の余熱の返還で第１熱交換部１４の分解用水の昇温は加勢され（ステップＳ１５）、熱源２８および供給電力Ｅ_inのエネルギが節約される。

そして、分解用水の供給のステップ（ステップＳ１１）から余熱を第１熱交換部に返還するステップ（ステップＳ１５）までが電気分解を終了するまで繰り返される（ステップＳ１６；ＮＯ）
なお、当然この繰り返しには、水素の熱交換のステップ（ステップＳ３１）から分解用水および復水が第２熱交換部３１で昇温するステップ（ステップＳ３４）までの各ステップも含まれる。

次に、発電時の動作について、図３（Ｂ）および図８を用いて説明する。
なお、第１実施形態と重複する動作手順部分は、電気分解時と同様に説明を省略する。

発電時には、水素貯蔵部１２に貯蔵された水素は、バイパス管３４で分離部３０をバイパスして第２熱交換部３１を流動して反応部１１の水素極２０へ流入する（ステップＳ２１）。

貯蔵系統１３（１３ａ，１３ｂ）および分離管３２はバルブなどで閉じられている。
第１熱交換部１４に流入し、媒体に反応熱を回収されて降温した発生水蒸気は（ステップＳ２３）、返還系統１６および給水管１９に分岐して流出する。

給水管１９に分岐した７５０℃程度の発生水蒸気は第２熱交換部３１で反応部１１に向かう水素に熱交換で反応熱を返還して給水口１８から排気される（ステップＳ２５）。
一方、返還系統１６に分岐した７５０℃程度の発生水蒸気は、第１実施形態の発電時と同様に、排出系統１５を流動し、再度反応部１１に流入する（ステップＳ２５）。

反応部１１に向かう水素は第２熱交換部３１で反応可能温度程度まで昇温することで効率良く反応が進む。
そして、水素と酸化剤を供給するステップ（ステップＳ２１）から酸化剤不足分を補給するステップ（ステップＳ２６）までが発電を終了するまで繰り返される（ステップＳ２７；ＮＯ）。

このように、本発明の第３実施形態にかかるシステム１０によれば、第２熱交換部３１を備えることで、電気分解時には第１熱交換部１４の分解用水の昇温が加勢され、熱源２８および供給電力Ｅ_inのエネルギを節約できる。

さらに、水素は降温して分離部３０に流入するので、冷却が必要な分離方法も必要以上のエネルギ損失なしに利用できる。
同時に、移送手段１７ａを反応部１１の直下ではなく、第２熱交換部３１で隔てて低温側に設置することで、移送手段１７ａを余熱による劣化から保護できる。

一方発電時には、第１熱交換部１４から排気される発生水蒸気で反応部１１に向かう水素自体を熱交換で昇温することで、反応可能な温度まで効率よく昇温することができる。
よって、第２熱交換部３１を備えることで、電気分解時および発電時いずれにおいてもシステム１０の全体のエネルギ効率を向上させることができる。

（第４実施形態）
図４（Ａ）は本発明の第４実施形態にかかるシステム１０の電気分解時の状態を示す構成図で、図４（Ｂ）は本発明の第４実施形態にかかるシステム１０の発電時の状態を示す構成図である。

本発明の第４実施形態にかかるシステム１０は、図４（Ａ）に示すように、第１実施形態にかかるシステム１０に加え、新たに熱源２８と第１熱交換部１４との間に設置される循環手段３５を備える。
さらに、システム１０は、循環手段３５および第１熱交換部１４の間に接続される第３熱交換部３６を備える。

循環手段３５は、例えば気体の窒素、二酸化炭素又はヘリウムなどの熱交換を媒介する媒体を循環させる。
熱源２８および第１熱交換部１４の間を循環する媒体は、電気分解時および発電時のいずれも８００℃程度にまで達する。

よって、循環する媒体を冷却しない場合、使用される循環手段３５は耐熱性の非常に高いものに限定されることになる。
耐熱性の低いものをそのまま設置して用いようとすると、循環手段３５の保護のため、循環する媒体のエネルギを大量に奪わなくてはならず、エネルギ効率を下げる。
そこで、循環手段３５とともに第３熱交換部３６を加えて設置する。

媒体温度の昇降順序について、図４（Ａ）および図１０を用いて説明する。
図１０は第４実施形態にかかるシステム１０の電気分解時の媒体温度の昇降順序を示すフローチャートである。

まず、電気分解時には第１熱交換部１４から流出する高温媒体Ｇ１は、第３熱交換部３６を通過後、流路管２９ｂを流動しながら放熱する（ステップＳ５１）。
放熱して降温した低温媒体Ｇ２は循環手段３５を通過する（ステップＳ５２）。

そして、低温媒体Ｇ２は、再度第３熱交換部３６に流入して第１熱交換部１４から流入する高温媒体Ｇ１と熱交換する（ステップＳ５３）。
この熱交換で、流路管２９ｂに流出する高温媒体Ｇ１（ステップＳ６０；ＮＯ）は降温し、低温媒体Ｇ２となり、さらに流路管２９ｂを流動して放熱することとなる。

そして、十分に降温した低温媒体Ｇ２へと変化して循環手段３５を通過する（ステップＳ５４：Ｓ５２へ）。
循環手段３５を通過して第３熱交換部３６に再度流入する低温媒体Ｇ２（ステップＳ６０；ＹＥＳ）は、熱交換で反対に昇温して高温媒体Ｇ３と変化し（ステップＳ５５）、熱源２８へと出力される（ステップＳ５６）。

このように、第３熱交換部３６は、循環手段３５へ流入前の高温媒体Ｇ１と循環手段３５から流出後の低温媒体Ｇ２との間で熱交換をさせる。
なお、図４（Ａ），（Ｂ）に示すように、これら循環手段３５および第３熱交換部３６は流路管２９ａの低温側に設置する。

このような構造にすることで、媒体の循環時のエネルギ損失を最小に抑えることが可能となる。
なお、発電時は、熱源２８と第１熱交換部１４との温度の高低および媒体の循環方向が逆転するが、同様の原理で説明できるので説明を省略する。

ところで、循環手段３５は、図５に示されるように外部の気体を媒体に注入するインジェクタ３８であってもよい。
この場合、ブロアやポンプなどに比べて耐熱性が高く、第３熱交換部３６などの冷却措置をとる必要がなくなる。

流路管２９は、インジェクタ３８の噴射口の左右で弁３９（３９ａ，３９ｂ）が設けられた配管が接続されている。
図５（Ａ），（Ｂ）で示すように、弁３９（３９ａ，３９ｂ）は、上流側を開放状態で下流側を閉止状態となるように電気分解時と発電時とで切り替えられる。

一方、インジェクタ３８の他端は、移送手段１７ｂの下流に設置されるように、電気分解時と発電時で接続位置を切り替える。
なお、この他端は、図５（Ａ），（Ｂ）では排出系統１５に接続されているが、接続先はこれに限定されるものではなく、システム１０の外部から引いてくるなどしてもよい。

このように、本発明の第４実施形態にかかるシステム１０によれば、流路管２９における媒体移送の際の循環手段３５によるエネルギ損失を最小に抑えることができる。
すなわち、システム１０の全体のエネルギ効率を向上させることができる。

（第５実施形態）
図６（Ａ）は本発明の第５実施形態にかかるシステム１０の電気分解時の状態を示す構成図で、図６（Ｂ）は本発明の第５実施形態にかかるシステム１０の発電時の状態を示す構成図である。

本発明の第５実施形態にかかるシステム１０は、図６（Ａ）に示すように、第１実施形態のシステム１０に加え、新たに排出系統１５および返還系統１６を接続して設置される第４熱交換部３７を備える。

第４熱交換部３７は、電気分解時には、外気口２３から返還系統１６へ流入する外気を酸素の余熱で昇温させる。
昇温した外気は、第１熱交換部１４へ供給され余熱を返還させる。
一方、発電時には、第４熱交換部３７は、発電により生じる発生水蒸気に含まれる反応熱との熱交換により酸化剤を昇温させる。

第１実施形態では、返還系統１６を直接排出系統１５に接続し、酸素の一部を分岐させて第１熱交換部１４の内部の分解用水に合流させていた。
一方、第５実施形態では、酸素はすべて酸素口２２から排出され、外気が酸素との熱交換で昇温して第１熱交換部１４に供給される。

次に、図６、図７および図８を参照して第５実施形態にかかるシステム１０の動作を説明する。
まず、図６（Ａ）および図７を用いて電気分解時の動作を説明する。
分解用水を供給するステップ（ステップＳ１１）から電気分解をするステップ（ステップＳ１４）までは第１実施形態と同様の動作手順であるので重複する説明を省略する。

反応部１１から排出され排出系統１５を流動する酸素は第４熱交換部３７において、返還系統１６に設けられた外気口２３から流入する外気と熱交換をする。
外気は酸素の余熱で昇温して第１熱交換部１４に流入し分解用水の昇温を加勢する（ステップＳ１５）。
この加勢によって、熱源２８および供給電力Ｅ_inのエネルギが節約される。

熱交換して降温した酸素は酸素口２２から排気される。
なお、外気は第１熱交換部１４において分解用水と混合されてもよいし、第１熱交換部１４の内部の伝熱管を通り、分解用水と混合されることなく熱交換のみを行い第１熱交換部１４の外部へ放出されてもよい。
そして、分解用水の供給のステップ（ステップＳ１１）から余熱を第１熱交換部に返還するステップ（ステップＳ１５）までが電気分解を終了するまで繰り返される（ステップＳ１６；ＮＯ）。

このように、システム１０は、電気分解時は、第１実施形態において新たに第４熱交換部３７により、酸素の代わりに酸素と熱交換した外気を第１熱交換部１４に返還する。
こうすることにより、システム１０の全体のエネルギ効率を向上させる第１実施形態の効果とともに高純度の酸素を得ることができる。

次に、図６（Ｂ）および図８を用いて発電時のシステム１０の動作を説明する。
分解用水を供給するステップ（ステップＳ２１）から電気分解をするステップ（ステップＳ２４）までは第１実施形態と同様の動作手順であるので重複する説明を省略する。

まず、熱交換により降温して第１熱交換部１４から返還系統１６に排気された発生水蒸気は第４熱交換部３７へ流入する。
酸素口２２から排出系統１５へ流入する酸化剤は第４熱交換部３７で発生水蒸気との熱交換により昇温して反応部１１の酸素極２１に入る（ステップＳ２５）。
酸化剤の不足分は酸素口２２から補給する（ステップＳ２６）。

そして、水素と酸化剤を供給するステップ（ステップＳ２１）から酸化剤不足分を補給するステップ（ステップＳ２６）までが発電を終了するまで繰り返される（ステップＳ２７；ＮＯ）。
このように、発電時における発生水蒸気の反応熱を２度用いることで、システム１０のエネルギ効率をより向上させられる。

以上より、本発明の第５実施形態にかかるシステム１０によれば、電気分解時においてシステム１０の全体のエネルギ効率を向上させる第１実施形態の効果とともに高純度の酸素を得ることができる。

一方発電時には、発生水蒸気の反応熱を２度用いて、よりエネルギ効率を向上させられる。
よって、第４熱交換部３７を備えることで、電気分解時および発電時いずれにおいてもシステム１０の全体のエネルギ効率を向上させることができる。

以上のべた少なくとも一つの実施形態のシステム１０によれば、発生する反応熱および余熱を再利用することにより、システム１０の全体のエネルギ効率を向上させることが可能となる。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。
これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更、組み合わせを行うことができる。
これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

１０…システム（水素電力貯蔵システム）、１１…反応部、１２…水素貯蔵部、１３（１３ａ，１３ｂ，１３ｃ）…貯蔵系統、１４…第１熱交換部、１５…排出系統、１６…返還系統、１７（１７ａ，１７ｂ）…移送手段、１８…給水口、１９…給水管、２０…水素極、２１…酸素極、２２…酸素口、２３…外気口、２８…熱源、２９（２９ａ，２９ｂ）…流路管、３０…分離部、３１…第２熱交換部、３２…分離管、３４…バイパス管、３５…循環手段、３６…第３熱交換部、３７…第４熱交換部、３８…インジェクタ、３９（３９ａ，３９ｂ）…弁、Ｅ_in…供給電力（電力）、Ｅ_out…生成電力、Ｇ１…高温媒体、Ｇ２…低温媒体、Ｇ３…高温媒体。

Claims (14)

1. 発電所で得られる電力を用いて分解用水を酸素および水素に電気分解する反応部と、
   前記水素を貯蔵する水素貯蔵部および前記反応部を接続して前記水素を送る貯蔵系統と、
   前記反応部に送られる前記分解用水を熱源との熱交換により昇温させる第１熱交換部と、
   前記酸素を前記反応部の外部へ排出する排出系統に接続されて前記酸素の余熱を前記酸素と前記分解用水とが直接混合されることなく前記第１熱交換部に返還する返還系統と、を備えることを特徴とする水素電力貯蔵システム。
2. 前記熱源は、
   前記貯蔵した前記水素を酸化して発電させる際に生じる発生水蒸気の反応熱を前記第１熱交換部で回収する蓄熱機能を有することを特徴とする請求項１に記載の水素電力貯蔵システム。
3. 前記返還系統は、
   前記排出系統および前記第１熱交換部に接続され、前記酸素の一部又は全部を分岐させて前記第１熱交換部へ供給して前記分解用水に合流させることを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の水素電力貯蔵システム。
4. 前記反応部は、
   前記反応部に流入する酸化剤で前記水素を酸化して発電する機能を兼ねることを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか一項に記載の水素電力貯蔵システム。
5. 前記貯蔵系統に配置され前記水素貯蔵部へ向かう前記水素から未分解水蒸気を分離する分離部を備えることを特徴とする請求項１から請求項４のいずれか一項に記載の水素電力貯蔵システム。
6. 前記分離された前記未分解水蒸気を前記第１熱交換部に再注入することを特徴とする請求項５に記載の水素電力貯蔵システム。
7. 前記貯蔵系統に設置され、前記水素および未分解水蒸気の少なくとも一方の熱により前記第１熱交換部への流入前の前記分解用水を昇温させる第２熱交換部を備えることを特徴とする請求項１から請求項６のいずれか一項に記載の水素電力貯蔵システム。
8. 前記熱源と前記第１熱交換部との間に設置され、前記熱交換を媒介する媒体を循環させる循環手段を備えることを特徴とする請求項１から請求項７のいずれか一項に記載の水素電力貯蔵システム。
9. 前記循環手段および前記第１熱交換部の間に接続され、前記循環手段へ流入する前記媒体と前記循環手段から流出する前記媒体との間で熱交換させる第３熱交換部を備えることを特徴とする請求項８に記載の水素電力貯蔵システム。
10. 前記循環手段は、
    外部の気体を前記媒体に注入するインジェクタであることを特徴とする請求項８に記載の水素電力貯蔵システム。
11. 外部から前記返還系統へ流入する外気を前記酸素の前記余熱で昇温する第４熱交換部を備え、前記昇温した前記外気を前記第１熱交換部へ供給して前記余熱を返還させることを特徴とする請求項１、請求項３から請求項１０のいずれか一項に記載の水素電力貯蔵システム。
12. 前記第４熱交換部は、
    前記発電により生じる発生水蒸気に含まれる反応熱との熱交換により、前記反応部に流入する酸化剤を昇温することを特徴とする請求項１１に記載の水素電力貯蔵システム。
13. 前記第２熱交換部は、
    前記発電により生じる発生水蒸気に含まれる反応熱との熱交換により、前記反応部に向かう前記水素を昇温することを特徴とする請求項７に記載の水素電力貯蔵システム。
14. 前記第１熱交換部は、
    前記反応部の内部に設けることを特徴とする請求項１から請求項１３のいずれか一項に記載の水素電力貯蔵システム。

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