JP6969998B2

JP6969998B2 - 水素電力貯蔵システムおよび水素電力貯蔵方法

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Publication number: JP6969998B2
Application number: JP2017237907A
Authority: JP
Inventors: 英一坂上; 裕規本田; 斉二藤原; 功一後藤
Original assignee: Toshiba Corp; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Current assignee: Toshiba Corp; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Priority date: 2017-12-12
Filing date: 2017-12-12
Publication date: 2021-11-24
Anticipated expiration: 2037-12-12
Also published as: JP2019106288A

Description

本発明の実施形態は、水素電力貯蔵システムおよび水素電力貯蔵方法に関する。

風力発電所などの再生可能エネルギー発電所では、風況などの自然条件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も、消費電力に昼夜で恒常的な差異があることで、生成電力に余剰や不足が生じる。このように、生成電力や消費電力には時間帯によって変動があるため、電力に余剰があるときに発電所の余剰電力を貯蔵し、電力が不足するときに発電所に放電する電力貯蔵システムが必要とされている。

そこで、電力の余剰時には水を電気分解して水素を生成し、電力の不足時にはこの水素を酸化して電力を取り出す水素電力貯蔵システムが提案されている。例えば、水素電力貯蔵システムの動作モードには、電気分解モードと発電モードとがある。電気分解モードでは、燃料電池の水素極に水を投入して電気分解を行い、水素極からは水素を、酸素極からは酸素を得る。一方、発電モードでは、水素極に水素を、酸素極に酸素を投入し、水素極から水（水蒸気）を排出すると同時に電力を得る。

例えば、電気分解モードで動作する部品と、発電モードで動作する部品との間で熱を授受することで、効率を高める方法が知られている。また、発電モードで得られた水蒸気を凝縮して、電気分解モードで水素極に投入するために蓄える方法も知られている。また、燃料電池において、水素極からの排気から水を凝縮させて回収・再利用する方法も知られている。

特開２０１０−１７６９３９号公報特開２０１０−２３２１６５号公報特開昭６１−１３５０６３号公報特開平１１−２１４０２１号公報特開２００６−１５６０１５号公報特開２００７−２５１２１６号公報特開２０１４−３２９１３号公報特開２０１４−９５１１８号公報

発電モードの際には、反応に必要な量の水素が水素極に投入される。この際、燃料電池の特性によっては、反応に必要な量よりも多くの水素を水素極に投入した方が、高い電力を得られる場合がある。この場合、水素極からの排気は、水蒸気だけでなく未反応の水素も含むことになる。この水素は、水素極に再投入して再利用することがエネルギーの有効利用上望ましい。

そこで、水素と水蒸気とを分離することが考えられる。一般には、水蒸気を凝縮させて水素と水とを気液分離することが行われている。しかし、水素が混入した水蒸気は、水素が混入していない水蒸気に比べて水蒸気の圧力（水蒸気分圧）が低いため、より低い温度でないと凝縮しない。そのため、製造コストの高いより低温の低熱源が凝縮器に必要になり、さらには低熱源との熱交換に必要な面積が凝縮器に必要になり、凝縮器が大型化してしまう。

そこで、本発明の実施形態が解決しようとする課題は、燃料電池からの排気を効果的に利用可能な水素電力貯蔵システムおよび水素電力貯蔵方法を提供することである。

一の実施形態によれば、水素電力貯蔵システムは、水素が投入される水素極と、酸素が投入される酸素極とを有し、水蒸気と未反応水素とを含む排気を排出する燃料電池を備える。前記システムはさらに、前記排気中の前記水蒸気の一部を凝縮させ、前記水蒸気が残留する前記排気を排出する凝縮器を備える。前記システムはさらに、前記凝縮器から排出され、前記水蒸気と前記未反応水素とを含む前記排気を前記燃料電池に供給する排気供給部を備える。

第１実施形態の水素電力貯蔵システムの構成を示す模式図(1/2)である。第１実施形態の水素電力貯蔵システムの構成を示す模式図(2/2)である。水の飽和温度と圧力との関係を示すテーブルである。水の飽和温度と圧力との関係を示すグラフである。水の飽和温度と水蒸気戻し割合との関係を示すグラフである。

以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。

（第１実施形態）
図１と図２は、第１実施形態の水素電力貯蔵システム１の構成を示す模式図である。具体的には、図１と図２はそれぞれ、発電モードと電気分解モードにおける水素電力貯蔵システム１の動作を説明するための図である。

最初に、図１を参照して、発電モードにおける水素電力貯蔵システム１の動作について説明する。

水素電力貯蔵システム１は、燃料電池（セルスタック）２と、空気ポンプ３と、水素タンク４と、凝縮器５と、冷却源６と、水素ポンプ７と、水タンク８と、水ポンプ９と、制御装置１０とを備えている。水素タンク４は水素供給部の一例であり、水素ポンプ７は排気供給部の一例である。

セルスタック２は、電解質２ａと、酸素極２ｂと、水素極２ｃとを備えている。電解質２ａは、酸素極２ｂと水素極２ｃとの間に設けられている。制御装置１０は、計測部１０ａと、判定部１０ｂと、調節部１０ｃとを備えている。制御装置１０は例えば、プロセッサや電気回路などの情報処理装置と、温度計などの計測機器により構成されている。

空気ポンプ３は、空気１１を圧縮し、高圧空気１２として酸素極２ｂに供給する。水素タンク４は、内部に高圧の水素１４を有する。水素１４は、自身の持つ圧力により水素タンク４から運ばれ、後述する凝縮残留ガス１７と合流し、水素と水蒸気との混合ガス１５となる。混合ガス１５は、水素極２ｃに供給される。

セルスタック２では、高圧空気１２内の酸素と、混合ガス１５内の水素が反応し、水素極２ｃに水（水蒸気）が生成される。酸素極２ｂからの排気１３は、酸素が減少した高圧空気１２を含んでいる。一方、水素極２ｃからの排気１６は、水素が減少した混合ガス１５と、水素極２ｃに生成された水蒸気とを含んでいる。この排気１６は、混合ガス１５に含まれていた水蒸気と、水素極２ｃに生成された水蒸気とを含むだけでなく、混合ガス１５に含まれていた未反応の水素も含んでいる。

凝縮器５は、冷熱源６から冷却媒体１８によって運ばれた冷熱により、水素極２ｃからの排気１６を冷却する。その結果、排気１６内の水蒸気が凝縮水１９として凝縮する。凝縮水１９は、水タンク８に送られて貯蔵される。

本実施形態の凝縮器５は、排気１６内の水蒸気の全部を凝縮させず、排気１６内の水蒸気の一部を凝縮させる。よって、凝縮器５から排出される凝縮残留ガス１７は、上述の未反応水素と、凝縮器５で凝縮しなかった水蒸気とを含んでいる。凝縮残留ガス１７は、水素ポンプ７で運ばれ、水素タンク４からの水素１４に混合される。その結果、凝縮残留ガス１７内の未反応水素は、混合ガス１５の形で水素極２ｃに再供給される。

計測部１０ａは、凝縮器５から排出された凝縮残留ガス１７の温度を計測する。判定部１０ｂは、計測部１０ａにより計測された温度に基づいて、凝縮残留ガス１７に含まれる水蒸気の量を判定する。調節部１０ｃは、判定部１０ｂにより判定された水蒸気の量に基づいて、セルスタック２または凝縮器５を制御して、凝縮残留ガス１７に含まれる水蒸気の量を調節する。これにより、凝縮残留ガス１７内の水蒸気の量を所望の量に調節することができる。制御装置１０の詳細については、後述する。

次に、図２を参照して、電気分解モードにおける水素電力貯蔵システム１の動作について説明する。

電気分解モードでは、酸素極２ｂへのガス供給は必要ないが、セルスタック２の特性によっては酸素極２ｂに何らかの物質を供給した方が望ましい場合もある。酸素極２ｂからの排気２２は、水２１を電気分解して生成された酸素を含んでいる。

水素極２ｃには、水タンク８内の水２１が水ポンプ９の作用により供給される。水素極２ｃからの排気２３は、水２１を電気分解して生成された水素を含んでいる。この排気２３は、水素ポンプ７により加圧され、圧縮水素２４として水素タンク４に貯蔵される。

ここで、電気分解モードにおける水２１の電気分解は、２Ｈ_２Ｏ→２Ｈ_２＋Ｏ_２の化学式で表されるため、水２１から生成された水素のモル量と、水素の生成に使われた水２１のモル量は等しい。一方、発電モードにおける水素と酸素の反応は、２Ｈ_２＋Ｏ_２→２Ｈ_２Ｏの化学式で表されるため、水素から生成された水のモル量と、水の生成に使われた水素のモル量は等しい。

よって、水素電力貯蔵システム１の外部からの水や水素の供給なしに電気分解モードと発電モードとを交互に繰り返す場合には、発電モードでは、電気分解モードで使用予定の水素のモル量に等しいモル量の凝縮水１９を生成する必要がある。

図３と図４はそれぞれ、水の飽和温度と圧力との関係を示すテーブルとグラフである。図４のグラフは、図３のテーブルに基づいて作成したものである。

これらの図によれば、水（水蒸気）の圧力が低いほど、飽和温度が低くなる。水蒸気が飽和温度以下となれば凝縮が起こることから、圧力が低いほど凝縮温度が低くなり、圧力が低いほど凝縮に必要な冷熱源６の温度が低くなる。一般に、常温より温度の低い冷熱源６ほど、用意するためのコストが高くなることから、水蒸気の圧力が低いほど凝縮コストが高くなる。

図１の水素極２ｃからの排気１６には、水蒸気と水素が混在している。この場合、排気１６内の水蒸気の圧力は、排気１６全体の圧力に、排気１６内における水蒸気のモル分率をかけたものである。これは、水蒸気の分圧と呼ばれる。

例えば、排気１６の圧力がほぼ大気圧に等しい１００ｋＰａで、水蒸気のモル分率が３０％の場合、水蒸気の分圧は３０ｋＰａとなる。図３から、この場合の水蒸気の飽和温度は６９℃となる。よって、水蒸気を３０％含む排気１６を凝縮するのに必要な冷熱源６の温度は、６９℃より低い温度となる。もし、排気１６が水蒸気を１００％含んでいれば、水蒸気の分圧は１００ｋＰａとなるため、冷熱源６の温度は９９．９℃で十分である。このように、水蒸気のモル分率が高くなるほど、排気１６を凝縮するのに必要な冷熱源６の温度が高くなり、凝縮コストが安くなる。

ここで、セルスタック２の反応量を発電モードでも電気分解モードでもＸ[A/cm²]とし、この反応に必要な水素量をＹ[mol/s]とする。また、図１の混合ガス１５は、Ｙの１５０％の水素、すなわち、１．５Ｙ[mol/s]の水素を含むと仮定する。この場合、水素極２ｃからの排気１６は、Ｙの５０％の未反応水素、すなわち、０．５Ｙ[mol/s]の未反応水素を含んでいる。

反応で生成される水のモル量は、反応で消費される水素のモル量と同等である。そのため、混合ガス１５が水蒸気をまったく含まない場合には、排気１６はＹ[mol/s]の水を含むことになる。この場合、混合ガス１５が１．５Ｙ[mol/s]の水素を含む場合には、排気１６は０．５Ｙ[mol/s]の水素を含むことになる。よって、排気１６内の水素と水蒸気のモル比は０．５Ｙ[mol/s]：Ｙ[mol/s]となるから、排気１６内における水蒸気のモル分率は６６．７％となる。

この場合、排気１６の全圧が１００ｋＰａだとすると、水蒸気の分圧は１００ｋＰａ×６６．７％＝６６．７ｋＰａとなる。よって、この水蒸気の飽和温度は約８８℃となり、その凝縮に８８℃より低温の冷熱源６が必要となる。

さらに、この排気１６内のＹ[mol/s]の水蒸気をすべて凝縮させようとすると、凝縮の完了直前に排気１６内の水蒸気量はほぼ０[mol/s]になり、水蒸気の分圧がほぼゼロになる。この場合、図３と図４によれば０℃に近い冷熱源６が必要になる。このような低温の冷熱源６は、用意するためのコストが高いことから、凝縮コストが高くなってしまう。

次に、図１の混合ガス１５が、１．５Ｙ[mol/s]の水素と、０．３Ｙ[mol/s]の水蒸気とを含む場合を想定する。この場合、排気１６は、０．５Ｙ[mol/s]の水素と、１．３Ｙ[mol/s]の水蒸気とを含むことになる。よって、排気１６内の水素と水蒸気のモル比は０．５Ｙ[mol/s]：１．３Ｙ[mol/s]となるから、排気１６内における水蒸気のモル分率は７２．１％となる（１.３／（０.５＋１.３）×１００＝７２．１％）。

この場合、排気１６の全圧が１００ｋＰａだとすると、水蒸気の分圧は１００ｋＰａ×７２．１％＝７２．１ｋＰａとなる。よって、この水蒸気の飽和温度は約９１℃となり、その凝縮に９１℃より低温の冷熱源６が必要となる。

また、この場合の凝縮器５は、排気１６内の水蒸気の全部を凝縮させず、排気１６内の水蒸気の一部を凝縮させる。具体的には、凝縮残留ガス１７から１．５Ｙ[mol/s]の水素と０．３Ｙ[mol/s]の水蒸気とを含む混合ガス１５を生成するために、排気１６内のＹ[mol/s]の水蒸気のみを凝縮させる。よって、凝縮の完了直前に排気１６内の水蒸気量は０．３Ｙ[mol/s]になり、水蒸気の分圧は３７．５ｋＰａになる（１００ｋＰａ×０.３／（０.５＋０.３）＝３７．５ｋＰａ）。この場合、図３と図４によれば約７３℃の冷熱源６で凝縮を完了することができる。このような高温の冷熱源６は、用意するためのコストが安く済むことから、凝縮コストが安くすることができる。よって、本実施形態の水素電力貯蔵システム１は、このような凝縮方法を採用している。

この場合の凝縮残留ガス１７は、０．５Ｙ[mol/s]の水素と、０．３Ｙ[mol/s]の水蒸気とを含むこととなる。一方、水素タンク４は、Ｙ[mol/s]の水素１４を供給する。その結果、１．５Ｙ[mol/s]の水素と、０．３Ｙ[mol/s]の水蒸気とを含む混合ガス１５が水素極２ｃに供給される。このようにして、混合ガス１５、排気１６、および凝縮残留ガス１７が水素電力貯蔵システム１内を循環する。

図５は、水の飽和温度と水蒸気戻し割合との関係を示すグラフである。

図５の数値Ｚ（水蒸気戻し割合）は、混合ガス１５内の水蒸気量の、Ｙ[mol/s]に対するパーセンテージを示している。よって、混合ガス１５は、０．０１ＺＹ[mol/s]の水蒸気を含んでいると表現される。上述の例では、混合ガス１５が０．３Ｙ[mol/s]の水蒸気を含んでいるため、Ｚ＝３０％となる。

図５は、混合ガス１５が０．０１ＺＹ[mol/s]の水蒸気を含む場合において、凝縮器５の凝縮完了時における水蒸気の飽和温度を示している。例えば、混合ガス１５が０．３Ｙ[mol/s]の水蒸気を含む場合、凝縮器５の凝縮完了時における水蒸気の飽和温度は７３℃であり、７３℃の冷熱源６で凝縮を完了することができる。また、混合ガス１５が０．５Ｙ[mol/s]の水蒸気を含む場合、凝縮器５の凝縮完了時における水蒸気の飽和温度は８０℃であり、８０℃の冷熱源６で凝縮を完了することができる。

ここで、Ｚの値が低いと、冷熱源６に要求される温度が低くなることから、凝縮コストが高くなってしまう。そのため、Ｚの値は、ある程度高くした方が望ましい。よって、本実施形態では、Ｚの値を３０％以上に設定する。

一方、Ｚの値が高いと、セルスタック２の運転にとって望ましくない可能性がある。そのため、Ｚの値は、ある程度低くした方が望ましい。よって、本実施形態では、Ｚの値を７０％以下に設定する。

図１の計測部１０ａは、凝縮器５から排出された凝縮残留ガス１７の温度を計測する。判定部１０ｂは、計測部１０ａにより計測された温度に基づいて、凝縮残留ガス１７に含まれる水蒸気の量を判定する。具体的には、Ｚの値を判定する。調節部１０ｃは、このＺの値に基づいて、セルスタック２または凝縮器５を制御する。具体的には、調節部１０ｃは、セルスタック２または凝縮器５を制御することで、Ｚの値を３０％以上かつ７０％以下に調節する。これにより、凝縮コストを低減し、かつセルスタック２の好適な運転を実現することが可能となる。

本実施形態では、判定部１０ｂは、凝縮残留ガス１７の温度と、セルスタック２の電池電流（電池反応量）と、水素極２ｃに投入された水素の量とに基づいて、水蒸気の量を判定する。凝縮残留ガス１７の温度は、計測部１０ａが計測する。セルスタック２の電池電流は、計測器１０ａが計測してもよいし、他の方法で取得して判定部１０ｂに提供してもよい。水素極２ｃに投入された水素の量は、混合ガス１５内の水素の量であり、計測器１０ａが計測してもよいし、他の方法で取得して判定部１０ｂに提供してもよい。

以上のように、本実施形態の水素電力貯蔵システム１は、水蒸気と未反応水素とを含む排気１６を凝縮器５に供給し、排気１６内の水蒸気の一部を凝縮器５で凝縮させ、水蒸気と未反応水素とを含む凝縮残留ガス１７を水素極２ｃに再供給する。すなわち、本実施形態では、凝縮器５で水と水素との気液分離を行う際に、水蒸気を完全には凝縮させず、未反応水素を水蒸気と共に水素極２ｃに再供給する。

よって、冷熱源６に要求される温度を高くすることが可能となり、凝縮コストを低減することが可能となる。また、排気１６内の水蒸気の一部を凝縮器５で凝縮させることで、電気分解モードで使用する水２１を確保することが可能となる。また、以上のような効果により、凝縮器５のサイズを小型化することが可能となり、凝縮器５を用意するコストを低減することが可能となる。

よって、本実施形態によれば、セルスタック２の水素極２ｃからの排気１６を効果的に利用可能な水素電力貯蔵システム１を実現することが可能となる。

以上、いくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例としてのみ提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図したものではない。本明細書で説明した新規なシステムおよび方法は、その他の様々な形態で実施することができる。また、本明細書で説明したシステムおよび方法の形態に対し、発明の要旨を逸脱しない範囲内で、種々の省略、置換、変更を行うことができる。添付の特許請求の範囲およびこれに均等な範囲は、発明の範囲や要旨に含まれるこのような形態や変形例を含むように意図されている。

１：水素電力貯蔵システム、２：燃料電池（セルスタック）、
２ａ：電解質、２ｂ：酸素極、２ｃ：水素極、３：空気ポンプ、４：水素タンク、
５：凝縮器、６：冷却源、７：水素ポンプ、８：水タンク、９：水ポンプ、
１０：制御装置、１０ａ：計測部、１０ｂ：判定部、１０ｃ：調節部、
１１：空気、１２：高圧空気、１３：排気、１４：水素、１５：混合ガス、
１６：排気、１７：凝縮残留ガス、１８：冷却媒体、１９：凝縮水、
２１：水、２２：排気、２３：排気、２４：圧縮水素

Claims

水素が投入される水素極と、酸素が投入される酸素極とを有し、水蒸気と未反応水素とを含む排気を排出する燃料電池と、
前記排気中の前記水蒸気の一部を凝縮させ、前記水蒸気が残留する前記排気を排出する凝縮器と、
前記凝縮器から排出され、前記水蒸気と前記未反応水素とを含む前記排気を前記燃料電池に供給する排気供給部と、
前記凝縮器からの前記排気の温度を計測する計測部と、
前記計測部により計測された温度に基づいて、前記凝縮器からの前記排気に含まれる前記水蒸気の量を判定する判定部と、
前記判定部により判定された前記水蒸気の量に基づいて、前記凝縮器からの前記排気に含まれる前記水蒸気の量を調節する調節部と、
を備える水素電力貯蔵システム。
前記水素極に前記水素を供給する水素供給部をさらに備え、
前記排気供給部からの前記排気は、前記水素供給部からの前記水素と混合されて前記水素極に供給される、請求項１に記載の水素電力貯蔵システム。
前記凝縮器は、前記燃料電池の発電時に前記排気中の前記水蒸気の一部を凝縮させ、
前記排気供給部は、前記燃料電池の発電時に前記排気を前記燃料電池に供給する、
請求項１または２に記載の水素電力貯蔵システム。
前記凝縮器からの前記排気に含まれる前記水蒸気のモル量は、前記燃料電池の発電時に反応する前記水素のモル量の３０％以上かつ７０％以下である、請求項１から３のいずれか１項に記載の水素電力貯蔵システム。
前記判定部は、前記計測部により計測された温度と、前記燃料電池の電池電流と、前記水素極に投入された前記水素の量とに基づいて、前記水蒸気の量を判定する、請求項１から４のいずれか１項に記載の水素電力貯蔵システム。
前記調節部は、前記判定部により判定された前記水蒸気の量に基づいて、前記燃料電池または前記凝縮器を制御して、前記凝縮器からの前記排気に含まれる前記水蒸気のモル量を、前記燃料電池の発電時に反応する前記水素のモル量の３０％以上かつ７０％以下に調節する、請求項１から５のいずれか１項に記載の水素電力貯蔵システム。
水素が投入される水素極と、酸素が投入される酸素極とを有する燃料電池から、水蒸気と未反応水素とを含む排気を排出し、
前記排気中の前記水蒸気の一部を凝縮させる凝縮器から、前記水蒸気が残留する前記排気を排出し、
前記凝縮器から排出され、前記水蒸気と前記未反応水素とを含む前記排気を排気供給部により前記燃料電池に供給し、
前記凝縮器からの前記排気の温度を計測部により計測し、
前記計測部により計測された温度に基づいて、前記凝縮器からの前記排気に含まれる前記水蒸気の量を判定部により判定し、
前記判定部により判定された前記水蒸気の量に基づいて、前記凝縮器からの前記排気に含まれる前記水蒸気の量を調節部により調節する、
ことを含む水素電力貯蔵方法。