JP7073049B2 - 燃料電池および複合発電システム - Google Patents

Description

本発明は、メタン等の水蒸気改質が可能なガスを十分に含まない炭化水素系ガス（例えば石炭ガス化ガス）が燃料として用いられる燃料電池および複合発電システムに関するものである。

燃料ガスと酸化性ガスとを化学反応させることにより発電する燃料電池が知られている。このうち、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ：Solid Oxide Fuel Cell）は、電解質としてジルコニアセラミックスなどのセラミックスが用いられ、都市ガスや天然ガスなどを燃料として運転される燃料電池である。このようなＳＯＦＣは、イオン伝導率を高めるために作動温度が約７００～１０００℃程度と高く、用途の広い高効率な高温型燃料電池として知られている。このようなＳＯＦＣは、例えばガスタービン等の内燃機関と組み合わせて複合発電システムを構成することができる。複合発電システムは、圧縮機から吐出される圧縮空気をＳＯＦＣの空気極に供給するとともに、ＳＯＦＣから排出される高温の排燃料ガスを、ガスタービンの燃焼器に供給して燃焼させ、燃焼器で発生した燃焼ガスでタービンを回転させることで、発電効率の高い発電が可能とされている。

ＳＯＦＣの発電時には、固体電解質膜と燃料極及び空気極で形成された燃料電池セルが発熱する。燃料電池セルは、発電効率や耐久性等の観点に基づいて、予め設定された温度範囲で発電を行うのが好ましい。
メタンをベースとする都市ガスや天然ガスを用いる場合には、燃料極の触媒作用を用いてメタンの燃料電池セルでの内部改質が可能である。内部改質は、メタン（ＣＨ_４）と水蒸気との混合ガスを反応させ、燃料電池セルで水素（Ｈ_２）と一酸化炭素（ＣＯ）に改質するものである。この内部改質は吸熱反応であるため、燃料電池セルを冷却する役割を果たしている。

特許文献１には、ガス化炉から供給されるガス化ガスである燃料ガスを、水分供給器から送出された水蒸気を用いて改質する改質器が開示されている。
特許文献２では、水蒸気改質に用いる水蒸気を得るために、発電部を囲む断熱材の内部に伝熱管を配置し、伝熱管内に水を供給することによって水蒸気を生成する発明が開示されている。

特開２００４－３９４４９号公報 特開２０１５－８４３００号公報（［００４７］－［００４８］，図３）

しかし、石炭ガス化ガスのようにメタンをほとんど含まないガスを燃料として用いる場合には、水蒸気改質による吸熱を利用できないので、酸化性ガスとしての空気を冷却用として外部より発電に必要な量よりも余分に発電部へ供給する必要がある。あるいは、大量の発電後の排空気を冷却しリサイクルして発電部の温度を維持する必要があるが、これでは空気を供給するための動力が必要になる。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、水蒸気改質が可能なガスを十分に含まない炭化水素系ガスが燃料として用いられる場合であっても、発電室内を効果的に冷却でき発電効率を向上させることができる燃料電池および複合発電システムを提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明の燃料電池および複合発電システムは以下の手段を採用する。

本発明にかかる燃料電池は、水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスが燃料として導かれ、燃料電池セルが形成された複数のセルスタックが配置されたセルスタック群と、前記セルスタック群を収容して発電室を形成する断熱壁部と、前記発電室内に配置され、内部に冷却水または水蒸気が導かれる伝熱管と、を備えている。

水蒸気改質が可能なガス（メタンやプロパン等）が１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスを燃料としているので、メタン等の水蒸気改質による吸熱反応を利用できない。そこで、発電室内に、内部に冷却水または水蒸気が導かれる伝熱管を配置することで、発電室内を冷却し、発電室内の温度の上昇を抑制することとした。これにより、発電室内を冷却するために酸化性ガス（例えば空気）を大量に供給する必要がなくなる。
「水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガス」としては、例えば、石炭ガス化ガスが挙げられる。

さらに、本発明の燃料電池では、前記発電室内の温度を計測する温度センサと、前記伝熱管内を流れる前記冷却水または水蒸気の流量を制御する流量制御弁と、前記温度センサから得られた前記温度に基づいて前記流量制御弁を制御する制御部と、を備えている。

温度センサから得られた温度に基づいて流量制御弁を制御することとしたので、伝熱管における吸熱量を調整して発電室内の温度を所望値に制御することができる。

さらに、本発明の燃料電池は、水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスが燃料として導かれ、燃料電池セルが形成された複数のセルスタックが配置されたセルスタック群と、前記セルスタック群は、複数とされ、各前記セルスタック群の間には、内部に冷却水または水蒸気が導かれる伝熱管が設けられている。

セルスタック群の間に伝熱管を配置することとしたので、セルスタック群内の温度分布を緩和することができる。これにより、セルスタック間の電流アンバランスを改善し、より安定した運転を実現することができる。

さらに、本発明の燃料電池では、前記伝熱管に接続され、水蒸気を前記炭化水素系ガスに導く水蒸気供給管を備えている。

水蒸気供給管によって水蒸気を炭化水素系ガスに導くことで、炭化水素系ガス中のカーボンが析出することを抑制することができる。

さらに、本発明の燃料電池では、前記伝熱管に接続されたボイラと、前記伝熱管に前記冷却水を供給する冷却水供給経路と、前記伝熱管に前記ボイラにて生成された蒸気を供給する蒸気供給経路とを備え、前記冷却水供給経路と前記蒸気供給経路とが切り替え可能とされている。

伝熱管にボイラを接続することにより、ボイラにて生成された蒸気を伝熱管に供給できるようにした。これにより、燃料電池の起動時に発電室内を昇温させることができる。
冷却水供給経路と蒸気供給経路とが切り替え可能とすることで、起動時にはボイラから導かれた蒸気を伝熱管に供給するようにし、発電時には冷却水を伝熱管に供給するようにする。これにより、伝熱管を冷却用だけでなく昇温用としても利用することができる。

さらに、本発明の燃料電池では、前記冷却水供給経路を流れる冷却水の流量を制御する冷却水流量制御手段と、前記蒸気供給経路を流れる蒸気の流量を制御する蒸気流量制御手段とを備えている。

起動時には、蒸気流量制御手段によってボイラから導かれた蒸気を伝熱管に供給し、必要に応じて冷却水流量制御手段によって冷却水を供給する。発電時には冷却水流量制御手段及び／又は蒸気流量制御手段によって冷却水または水蒸気を伝熱管に供給するようにする。これにより、起動時及び発電時に発電室の温度を所望値に設定することができる。

また、本発明の燃料電池は、水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスが燃料として導かれ、燃料電池セルが形成された複数のセルスタックが配置されたセルスタック群と、該セルスタック群を収容して発電室を形成する断熱壁部と、前記発電室内に配置された各前記セルスタックと前記断熱壁部との間に水または水蒸気を供給する水供給手段と、を備えている。

水蒸気改質が可能なガス（メタンやプロパン等）が１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスを燃料としているので、メタン等の水蒸気改質による吸熱反応を利用できない。そこで、セルスタックと断熱壁部との間に水または水蒸気を供給する水供給手段を設けることとし、発電室内を冷却し、発電室内の温度の上昇を抑制することとした。これにより、発電室内を冷却するために酸化性ガス（例えば空気）を大量に供給する必要がなくなる。
「水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガス」としては、例えば、石炭ガス化ガスが挙げられる。

さらに、本発明の燃料電池では、前記水供給手段は、各前記セルスタックと前記断熱壁との間に配置された水スプレー管とされている。

セルスタックと断熱壁との間に水スプレー管から水を供給することとしたので、水の蒸発潜熱によって発電室内を効果的に冷却することができる。
なお、水スプレー管に供給される水は、スプレー水が混合され発電室から排出されたガス（例えば排空気）を冷却して凝縮させた水を再利用しても良い。

さらに、本発明の燃料電池は、水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスが燃料として導かれ、燃料電池セルが形成された複数のセルスタックが配置されたセルスタック群と、前記セルスタック群は、複数とされ、各前記セルスタック群の間には、水または水蒸気を供給する水スプレー管が設けられている。

セルスタック群の間に水スプレー管を配置することとしたので、セルスタック群内の温度分布を緩和することができる。これにより、セルスタック間の電流アンバランスを改善し、より安定した運転を実現することができる。

さらに、本発明の燃料電池では、各前記セルスタックと前記断熱壁との間に酸化性ガスを供給する酸化性ガス供給管を備え、前記水供給手段は、前記酸化性ガス供給管内を流れる前記酸化性ガスを加湿する加湿スプレーとされている。

加湿スプレーによって酸化性ガス供給管内を流れる酸化性ガスを加湿することにより、セルスタックと断熱壁との間に供給される酸化性ガスの熱容量を増大させて冷却能力を向上させることができる。
なお、酸化性ガス供給管がガスタービンの圧縮機と接続されている場合には、圧縮機から導かれた酸化性ガスは高温とされているので、加湿スプレーから供給された水は酸化性ガスの顕熱によって容易に水蒸気となる。
また、加湿スプレーに供給される水は、発電室から排出された酸化性ガス（例えば排空気）を冷却して凝縮させた水を再利用しても良い。

また、本発明の複合発電システムは、炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、前記ガス化炉にてガス化されたガス化ガスが導かれる請求項１から７のいずれかに記載された燃料電池と、前記燃料電池から排気される排燃料ガスと排酸化性ガスとを用いて回転動力を生成するガスタービンと、前記ガスタービンの回転動力によって駆動されて発電するガスタービン発電機と、前記ガスタービンから排出された排ガスによって蒸気を生成する排ガスボイラと、前記排ガスボイラで生成された蒸気によって回転動力を生成する蒸気タービンと、前記蒸気タービンの回転動力によって駆動されて発電する蒸気タービン発電機と、を備えている。

水蒸気改質が可能なガスを十分に含まない炭化水素系ガスが燃料として用いられる場合であっても、発電室内を冷却するために酸化性ガス（例えば空気）を大量に供給する必要がなくなる。

第１実施形態に係る複合発電システムを示した概略構成図である。 第２実施形態のＳＯＦＣモジュールの内部を示した平面図である。 第２実施形態のＳＯＦＣモジュールの内部を示した側面図である。 伝熱パネル部を示した正面図である。 本発明の第３実施形態に係る複合発電システムを示した概略構成図である。 第４実施形態のＳＯＦＣモジュールの内部を示した平面図である。 第４実施形態のＳＯＦＣモジュールの内部を示した側面図である。 本発明の第５実施形態に係る複合発電システムを示した概略構成図である。

以下に、本発明にかかる実施形態について、図面を参照して説明する。

［第１実施形態］
以下、本発明の第１実施形態について説明する。
以下においては、説明の便宜上、紙面を基準として「上」及び「下」の表現を用いて各構成要素の位置関係を特定するが、鉛直方向に対して必ずしもこの限りである必要はない。例えば、紙面における上方向が鉛直方向における下方向に対応してもよい。また、紙面における上下方向が鉛直方向に直行する水平方向に対応してもよい。
＜複合発電システム＞
図１には、ＳＯＦＣモジュール２０１を用いた複合発電システム１が示されている。本実施形態の複合発電システム１は、石炭（炭素含有固体燃料）をガス化して得られる燃料を用いて複合発電をする石炭ガス化燃料電池複合発電システム（ＩＧＦＣ：Integrated coal Gasification Fuel cell Combined Cycle）である。なお、ガス化炉でガス化する炭素含有固体燃料は、本実施形態の石炭に限定されることはなく、例えば間伐材、廃材木、流木、草類、廃棄物、汚泥、タイヤ等のバイオマス燃料にも適用可能である。

複合発電システム１は、石炭をガス化炉（不図示）でガス化してガス精製部（不図示）により精製した石炭ガス化ガスを燃料ガスとして供給してＳＯＦＣモジュール２０１によって行われる発電と、ガスタービン４０の回転動力によって駆動されるガスタービン発電機４０Ｇによって行われる発電と、ガスタービン４０から排出される燃焼排ガスの排熱を利用して発生した蒸気を導入して運転する蒸気タービン５１の回転動力によって駆動される蒸気タービン発電機５１Ｇによって行われる発電とを組み合わせて、複合発電を行うように構成されている。

ガス火炉でガス化された石炭ガス化ガスは、ガス精製部において必要な脱硫等の各種処理を施すことにより、ＳＯＦＣモジュール２０１及びガスタービン４０の運転に使用する燃料ガス（石炭ガス化ガス）となる。石炭ガス化ガスは、水素や一酸化炭素が主成分であり、メタンはほとんど含まれていない。

石炭ガス化ガスは、図１に示した燃料ガス供給管２０７を通り、ＳＯＦＣモジュール２０１へと供給される。ＳＯＦＣモジュール２０１にて発電に使用された後の排燃料ガスは、図１に示した燃料ガス排出管２０９を通り、ガスタービン４０の燃焼器４１へと導かれる。

ＳＯＦＣモジュール２０１とガスタービン４０の圧縮機４２との間には、酸化性ガス供給管２０８が設けられている。酸化性ガス供給管２０８を通り、圧縮機４２で圧縮された空気が酸化性ガスとしてＳＯＦＣモジュール２０１へと導かれる。ＳＯＦＣモジュール２０１にて発電に使用された後の排酸化性ガスは、酸化性ガス排出管２１０を通り、ガスタービン４０の燃焼器４１へと導かれる。

ガスタービン４０は、燃焼器４１と、圧縮機４２と、タービン４３と備えている。燃焼器４１は、ＳＯＦＣモジュール２０１から酸化性ガス排出管２１０を介して導かれる排酸化性ガスと、ＳＯＦＣモジュール２０１から燃料ガス排出管２０９を介して導かれる排燃料ガスとを燃焼させ、高温高圧の燃焼排ガスを生成する。この燃焼排ガスがタービン４３へ供給されることにより、タービン４３を回転させて軸出力を発生する。タービン４３で発生させた軸出力は、同軸に連結されたガスタービン発電機４０Ｇを駆動する。ガスタービン４０の軸出力の一部は、圧縮機４２の継続運転に使用される。

タービン４３の出口側の燃焼排ガス排出管４４と、圧縮機４２の出口側の酸化性ガス供給管２０８との間には、再生熱交換器４５が設けられている。再生熱交換器４５によってタービン４３から排出される燃焼排ガスから熱回収し、圧縮機４２で圧縮された空気を加熱するようになっている。

再生熱交換器４５にて熱回収した後の燃焼排ガスは、まだ十分な熱量を保有しているので、燃焼排ガス排出管４４を介してＨＲＳＧ（排熱回収ボイラ：排ガスボイラ）５０へ供給される。ＨＲＳＧ５０では、ガスタービン４０から供給される燃焼排ガスと、復水ポンプ５３から導かれる水とを熱交換して蒸気を生成する。

ＨＲＳＧ５０で生成された蒸気は、蒸気タービン５１に供給され、蒸気タービン５１を駆動源とする蒸気タービン発電機５１Ｇによって発電が行われる。蒸気タービン５１にて仕事を終えた後の蒸気は、復水器５４へと導かれて凝縮液化される。復水器５４にて液化した復水は、復水ポンプ５３によって再びＨＲＳＧ５０へと導かれる。

ＨＲＳＧ５０を通過した後の燃焼排ガスは、燃焼排ガス排出管４４を通り、煙突５２から大気へ放出される。

＜発電室の冷却構造＞
次に、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電室２１５の冷却構造について説明する。
図１に示すように、圧力容器とされたモジュール容器２２９内には、ＳＯＦＣカートリッジ２０３が設けられている。なお、モジュール容器２２９内には複数のＳＯＦＣカートリジ２０３が設けられているが、図１では理解の容易のために１つのＳＯＦＣカートリッジ２０３のみが示されている。

ＳＯＦＣカートリッジ２０３は、断熱壁部２２８と、所定間隔を空けて整列配置された複数のセルスタック１０１（以下、整列配置された複数のセルスタックを「セルスタック群」という。）とを備えている。断熱壁部２２８に囲まれた領域が発電室２１５とされている。発電室２１５内の酸化性ガスが流通する領域、すなわちセルスタック１０１と断熱壁部２２８との間には、内部に水または水蒸気が流れる伝熱管３が設けられている。伝熱管３の上流側には、冷却水または水蒸気を供給するための供給配管（蒸気供給経路）５ａが接続されている。

断熱壁部２２８は、発電室２１５を形成するように発電室２１５の側方周囲を覆っており、発電室２１５内を流れる酸化性ガスの流れをガイドする役割を果たす。これにより、酸化性ガスを優先的に発電室２１５内に流すことにより電池反応を効果的に行わせると共に酸化性ガスにより電池反応で発生した熱の冷却を効率的に行うことができる。発電室で電池反応に供された酸化性ガスは酸化性ガス排出管２１０を通ってモジュール外へ排出される。なお、断熱壁部２２８は、発電室２１５内を密閉するものではなく、一部の酸化性ガスが発電室２１５の外に流出する。したがって、モジュール容器２２９内は、断熱壁部２２８から発電室２１５外へ流出した酸化性ガスと、断熱壁部２２８からの輻射熱によって高温となる。

伝熱管３は、図１に示したようにセルスタック群の側方に配置しても良いが、セルスタック群の内部、すなわち所定間隔で整列配列されたセルスタック１０１の１本又は数本を取り除き、その位置に伝熱管３を配置するようにしても良い。これにより、発電室２１５内のスペース効率を向上させることができる。

供給配管５ａの上流側には、補助ボイラ８が設けられている。補助ボイラ８は、ＳＯＦＣモジュール２０１の起動時に給水ポンプ６からの水の供給を受けて動作する。補助ボイラ８にて生成された蒸気は、伝熱管３へと導かれて発電室２１５内を昇温するようになっている。補助ボイラ８の上流側は給水流量制御弁（蒸気流量制御手段）７と復水供給配管５を介して復水ポンプ５３に接続されている。したがって、復水ポンプ５３から吐出された復水は、ＨＲＳＧ５０だけでなく復水供給配管５を介して伝熱管３にも導かれるようになっている。

また、補助ボイラ８及び給水流量制御弁７をバイパスするように、冷却水供給配管（冷却水供給経路）９が設けられている。冷却水供給配管９には、冷却水流量制御弁１０が設けられている。冷却水流量制御弁１０は、発電室２１５内の温度を計測する温度センサ１１で得られた温度に基づいて制御部１２によってその開度が制御される。温度センサ１１は、例えば熱電対とされており、感温部が発電室２１５の内部に位置するように発電室２１５の外部から挿入されている。

復水供給配管５の途中位置には、給水ポンプ６が接続されている。給水ポンプ６は、ＳＯＦＣモジュール２０１の起動時に水を補給するためや、炭素析出防止用に燃料系統へ供給する蒸気を補うためのものである。

制御部１２は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、及びコンピュータ読み取り可能な記憶媒体等から構成されている。そして、各種機能を実現するための一連の処理は、一例として、プログラムの形式で記憶媒体等に記憶されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、各種機能が実現される。なお、プログラムは、ＲＯＭやその他の記憶媒体に予めインストールしておく形態や、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体に記憶された状態で提供される形態、有線又は無線による通信手段を介して配信される形態等が適用されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記憶媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等である。

伝熱管３の下流側には、蒸気排出配管１５が接続されている。蒸気排出配管１５の下流側は、蒸気タービン５１の上流側の蒸気入口配管５６に接続されている。これにより、伝熱管３から排出された蒸気は、蒸気タービン５１へと導かれるようになっている。なお、蒸気排出配管１５をＨＲＳＧ５０へ接続して、ＨＲＳＧ５０で蒸気を過熱するようにしても良い。

蒸気排出配管１５の途中位置には、燃料ガス供給管２０７に接続される抽気配管（水蒸気供給管）１６が設けられている。抽気配管１６には、石炭ガス化ガスの組成に応じて制御部１２によって開度が制御される抽気流量制御弁１７が設けられている。蒸気排出配管１５を流れる一部の蒸気を、抽気配管１６を介して燃料ガス供給管２０７へ導くことで、燃料ガス供給管２０７を流れる石炭ガス化ガス中のカーボンが析出することを防止するようになっている。

次に、上記構成のＳＯＦＣモジュール２０１の発電室２１５の加熱方法及び冷却方法について説明する。
ＳＯＦＣモジュール２０１の起動時には、復水ポンプ５３からの水供給が行われず、給水ポンプ６から補助ボイラ８へ給水が行われる。このとき、制御部１２の指令により、給水流量制御弁７は開とされ、冷却水流量制御弁１０は閉とされる。補助ボイラ８へと導かれた給水は、補助ボイラ８にて加熱されて蒸気とされ、復水供給配管５を通り伝熱管３へと導かれる。伝熱管３内を蒸気が通過する際に、発電室２１５内を加熱する。これにより、ＳＯＦＣモジュール２０１が発電開始するまでの昇温を加勢する。

また、伝熱管３を用いて、後述の通りＳＯＦＣモジュール２０１が発電を開始した後に、発電室２１５内の温度が所望値になるように冷却する。このときの蒸気は、蒸気タービン５１の出口蒸気を出口蒸気抽気配管５７によって一部抽気した蒸気（図１の＊印を参照）を用いることが好ましい。出口蒸気抽気配管５７には、制御部１２によって開度制御される抽気蒸気流量制御弁５７ａが設けられている。さらに、補助ボイラ８の上流側に設けた給水流量制御弁７の開度を制御して補助ボイラ８から導かれる蒸気量を調整して発電室２１５内の温度制御を行っても良い。蒸気を用いることで、冷却水による冷やし過ぎ（温度低下）となる場合や冷却開始時の温度の急変を回避することができる。
例えば、抽気蒸気流量制御弁５７ａと給水流量制御弁７と冷却水流量制御弁１０を用いることで、以下のような運転が可能になる。ＳＯＦＣモジュール２０１の起動前は補助ボイラ８からの蒸気のみで加熱し、ＳＯＦＣモジュール２０１の発電前後は補助ボイラ８からの蒸気及び蒸気タービン５１の抽気蒸気で緩やかに冷却する。ＳＯＦＣモジュール２０１の運転負荷が低いうちは冷却水及び蒸気タービン５１の抽気蒸気で冷却し、ＳＯＦＣモジュール２０１の運転負荷が高くなり所定負荷以上になると冷却水のみで冷却する。

発電室２１５内が発電開始温度まで加熱された後に発電が行われると、温度センサ１１によって計測された発電室２１５内の温度に基づいて、冷却水流量制御弁１０の開度が制御部１２によって制御される。これにより、発電室２１５内の温度が所望値になるように制御される。冷却水は、既に起動している復水ポンプ５３から導かれ、冷却水供給配管９及び供給配管５ａを通り伝熱管３内へと導かれる。

伝熱管３を通り発電室２１５内で蒸発した過熱蒸気は、蒸気排出配管１５を通り、蒸気タービン５１の入口側へと導かれる。したがって、伝熱管３にて生成された過熱蒸気は蒸気タービン５１で仕事をした後に復水器５４にて復水となり、再利用される。

伝熱管３を通り蒸発した過熱蒸気の一部は、抽気配管１６を通り燃料ガス供給管２０７へと導かれる。石炭ガス化ガスに水蒸気を添加することによりカーボンの析出を抑制することが可能となる。石炭ガス化ガスに添加する水蒸気量は、石炭ガス化ガスの組成及び流量に応じて抽気流量制御弁１７の開度を制御部１２によって変化させることで所望値に制御される。

上述した実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
ＳＯＦＣモジュール２０１は、水蒸気改質が可能なガス（メタンやプロパン等）をほとんど含まない石炭ガス化ガスを燃料としているので、メタン等の水蒸気改質による吸熱反応を利用できない。そこで、発電室２１５内の酸化性ガスが流れる領域に、内部に冷却水または水蒸気が導かれる伝熱管３を配置することで、発電室２１５内を冷却し、発電室２１５内の温度の上昇を抑制することとした。これにより、発電室２１５内を冷却するために酸化性ガス（例えば空気）を大量に供給する必要がなくなる。

抽気配管１６によって伝熱管３にて蒸発した過熱蒸気を石炭ガス化ガスと混合することで、石炭ガス化ガス中のカーボンが析出することを抑制することができる。

起動時には給水流量制御弁７を開として補助ボイラ８から導かれた蒸気を伝熱管３に供給するようにし、発電時には給水流量制御弁７を閉として冷却水または水蒸気を伝熱管３に供給するようにした。これにより、伝熱管３をＳＯＦＣモジュール２０１の冷却用だけでなく起動時の昇温用としても利用することができる。

また、出口蒸気抽気配管５７に設けた抽気蒸気流量制御弁５７ａ及び/又は補助ボイラ８の上流側に設けた給水流量制御弁７を制御することによって、伝熱管３に供給される流体温度を制御することとした。これにより、冷却水を流すと冷やし過ぎ(温度低下)となる場合や、冷却開始時の温度の急変を避けることができる。

［第２実施形態］
次に、本発明の第２実施形態について、図２～図４を用いて説明する。本実施形態は、第１実施形態に対して、冷却方式が異なり、その他については同様である。したがって、以下の説明では、第１実施形態と同様の構成については同一符号を付しその説明を省略し、第１実施形態に対する相違点についてのみ説明する。

図２及び図３には、モジュール容器２２９によって囲まれたＳＯＦＣモジュール２０１内に配置された伝熱管３が示されている。ＳＯＦＣモジュール２０１内には、複数のセルスタック１０１が所定間隔で整列して配置されたセルスタック群を備えたＳＯＦＣカートリッジ２０３が所定間隔を空けて複数（同図に示した例では６つ）設けられている。

伝熱管３は、ＳＯＦＣモジュール２０１を平面視した図２に示されているように、導入部３ａがＳＯＦＣモジュール２０１の長手方向に沿って各ＳＯＦＣカートリッジ２０３の一側の下方に設けられている。各ＳＯＦＣカートリッジ２０３の他側の下方には、ＳＯＦＣモジュール２０１の長手方向に沿って、伝熱管３の導出部３ｂが設けられている。伝熱管３の導入部３ａと導出部３ｂとの間には、伝熱パネル部３ｃが設けられている。伝熱パネル部３ｃは、各ＳＯＦＣカートリッジ２０３の間に配置されている。ただし、ＳＯＦＣモジュール２０１の長手方向（図２及び図３において水平方向）における両端部には伝熱パネル部３ｃが設けられていない。これは、ＳＯＦＣモジュール２０１の両端部では、ＳＯＦＣモジュール２０１の外部への放熱があるからである。

ＳＯＦＣモジュール２０１を側面視した図３に示されているように、伝熱パネル部３ｃは、下方から上方に向かって立設され、ＳＯＦＣカートリッジ２０３の高さに対応する高さとされている。

図４に示されているように、伝熱パネル部３ｃは、矩形の平面を有する板状体とされており、内部に伝熱管３の本体部３ｄが蛇行するように設けられている。伝熱パネル部３ｃは、ＳＯＦＣカートリッジ２０３に接触した場合に導通しないように絶縁体（例えばセラミックス）が少なくとも外表面を覆うように構成されている。

図２及び図３には、２点鎖線で示した高温領域Ｈが示されている。高温領域Ｈは、外部に対する放熱が行われにくい領域であり、ＳＯＦＣカートリッジ２０３の平面視した場合の中央（図２参照）及び側面視した場合の中央（図３参照）に生じる。なお、図２及び図３では、１つのＳＯＦＣカートリッジ２０３に対して高温領域Ｈを示しているが、他のＳＯＦＣカートリッジ２０３に対しても同様に中央に高温領域Ｈが生じる。また、第１実施形態にて説明したように、モジュール容器２２９内は、断熱壁部２２８（図１参照）から発電室２１５外へ流出した酸化性ガスと、断熱壁部２２８の輻射によって高温となる。

上述した実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
ＳＯＦＣモジュール２０１は、水蒸気改質が可能なガス（メタンやプロパン等）をほとんど含まない石炭ガス化ガスを燃料としているので、メタン等の水蒸気改質による吸熱反応を利用できない。そこで、ＳＯＦＣカートリッジ２０３間に伝熱パネル部３ｃを配置して、ＳＯＦＣカートリッジ２０３間の領域、ひいてはＳＯＦＣカートリッジ２０３内（すなわち発電室２１５内）の温度の上昇を抑制することとした。これにより、発電室２１５内を冷却するために酸化性ガス（例えば空気）を大量に供給する必要がなくなる。

ＳＯＦＣカートリッジ２０３間に伝熱パネル部３ｃを配置することとしたので、ＳＯＦＣカートリッジ２０３内の温度分布を緩和することができる。これにより、セルスタック１０１間の電流アンバランスを改善し、より安定した運転を実現することができる。

なお、本実施形態は、発電室２１５内に伝熱管を配置した第１実施形態と組み合わせても良い。

［第３実施形態］
次に、本発明の第３実施形態について、図５を用いて説明する。本実施形態は、第１実施形態に対して、発電室２１５内の冷却方式が異なり、その他については同様である。したがって、以下の説明では、第１実施形態と同様の構成については同一符号を付しその説明を省略し、第１実施形態に対する相違点についてのみ説明する。

図５に示されているように、発電室２１５内には、水スプレー管（水供給手段）２０が設けられている。水スプレー管２０から、冷却水が発電室２１５内の酸化性ガスが流通する領域に噴射される。噴射された冷却水によって、発電室２１５内が冷却される。

発電室２１５内にて冷却水が蒸発した蒸気は、酸化性ガスとともに酸化性ガス排出管２１０を通り燃焼器４１へと導かれる。そして、冷却水由来の蒸気は、タービン４３を通過後、燃焼排ガスとともにＨＲＳＧ５０を通り、燃焼排ガス排出管４４に設けた冷却器２１へと導かれる。冷却器２１では、図示しない冷却水等によって燃焼排ガスが冷却される。冷却器２１にて燃焼排ガスが冷却されると、燃焼排ガス中の湿分が凝縮し、凝縮水として回収さる。凝縮水は、復水供給配管５を通り、循環ポンプ２２によって再び水スプレー管２０へと導かれる。

本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
発電室２１５内の酸化性ガスが流れる領域に水スプレー管２０から水を供給することとしたので、水の蒸発潜熱によって発電室２１５内を効果的に冷却することができる。

冷却水として、燃焼排ガスを冷却する冷却器２１にて凝縮させた凝縮水を再利用することとしたので、水の使用量を減少させることができる。

なお、本実施形態では、冷却水を水スプレー管２０から噴射することとしたが、蒸気タービン５１の出口から一部抽気した蒸気（図５の＊印を参照）を冷却用蒸気として噴射することとしても良い。この場合、冷却水のように蒸発潜熱を利用することはできないが、空気よりも熱容量が大きい水蒸気を噴射することができるので、冷却のための空気投入量を減らすことができるという利点がある。

［第４実施形態］
次に、本発明の第４実施形態について、図６及び図７を用いて説明する。本実施形態は、第３実施形態と同様に水スプレー管を用いて冷却するものであるが、第２実施形態のようにＳＯＦＣカートリッジ２０３間に水スプレー管が配置される点で第３実施形態と異なる。したがって、以下の説明では、第１実施形態乃至第３実施形態と同様の構成については同一符号を付しその説明を省略し、第１実施形態乃至第３実施形態に対する相違点についてのみ説明する。
図６及び図７には、ＳＯＦＣモジュール２０１内に配置された水スプレー管（水供給手段）２０が示されている。冷却水は、導入部２０ａからＳＯＦＣモジュール２０１内へ導かれ、上方に立設する複数の水スプレー管２０からＳＯＦＣカートリッジ２０３に向けて噴射される。水スプレー管２０は、各ＳＯＦＣカートリッジ２０３間に配置されている。水は、各ＳＯＦＣカートリッジ２０３の中央の高温領域Ｈ近傍へ噴射することが好ましい。

本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
ＳＯＦＣカートリッジ２０３間に水スプレー管２０を設け、水スプレー管２０から水を供給することとしたので、水の蒸発潜熱によってＳＯＦＣカートリッジ２０３間の領域、ひいてはＳＯＦＣカートリッジ２０３内（すなわち発電室２１５内）を効果的に冷却することができる。

ＳＯＦＣカートリッジ２０３間に水スプレー管２０を配置することとしたので、ＳＯＦＣカートリッジ２０３内の温度分布を緩和することができる。これにより、セルスタック１０１間の電流アンバランスを改善し、より安定した運転を実現することができる。

なお、本実施形態は、発電室２１５内に水スプレー管を配置した第３実施形態と組み合わせても良い。

［第５実施形態］
次に、本発明の第５実施形態について、図８を用いて説明する。本実施形態は、第１実施形態乃至第４実施形態に対して、発電室２１５内の冷却方式が異なり、その他については同様である。したがって、以下の説明では、第１実施形態乃至第４実施形態と同様の構成については同一符号を付しその説明を省略し、第１実施形態乃至第４実施形態に対する相違点についてのみ説明する。

図８に示されているように、酸化性ガス供給管２０８には、加湿スプレー３０が設けられている。加湿スプレー３０は、循環ポンプ３１から導かれた水を、酸化性ガス供給管２０８を流れる圧縮空気中に噴射し、加湿する。

循環ポンプ３１は、給水配管３２に設けられている。循環ポンプ３１の出口側には給水流量制御弁３３が設けられている。給水流量制御弁３３は、温度センサ１１によって計測された発電室２１５内の温度に基づいて、制御部１２によって開度制御される。循環ポンプ３１の上流側には、循環水配管３４が接続されている。循環水配管３４によって、冷却器２１にて凝縮した凝縮水が導かれる。

なお、図示していないが、給水配管３２と並列に図１及び図５のように補助ボイラ８を設け、起動前までは酸化性ガス供給管２０８に補助ボイラ８からの蒸気を供給して冷却用だけでなく起動時の昇温用としても利用しても良い。

本実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
加湿スプレー３０によって酸化性ガス供給管２０８内を流れる空気を加湿することにより、発電室２１５に供給される空気の熱容量を増大させて冷却能力を向上させることができる。これにより、冷却のための空気投入量を減らすことができる。

圧縮機４２から導かれ、再生熱交換器４５によって加熱された空気は高温とされているので、加湿スプレー３０から供給された水は空気の顕熱によって容易に水蒸気とすることができる。

加湿スプレー３０にて使用する水として、燃焼排ガスを冷却する冷却器２１にて凝縮させた凝縮水を再利用することとしたので、水の使用量を減少させることができる。

なお、上述した各実施形態では、ＳＯＦＣモジュール２０１に供給する燃料ガスとして石炭ガス化ガスを一例として説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、改質作用による吸熱反応を効果的に利用できないガス、具体的には水蒸気改質が可能なガス（メタンやプロパン等）が１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスであれば良い。

１ 複合発電システム
３ 伝熱管
３ａ 導入部
３ｂ 導出部
３ｃ 伝熱パネル部
５ 復水供給配管
５ａ 供給配管（蒸気供給経路）
６ 給水ポンプ
７ 給水流量制御弁（蒸気流量制御手段）
８ 補助ボイラ
９ 冷却水供給配管（冷却水供給経路）
１０ 冷却水流量制御弁（冷却水流量制御手段）
１１ 温度センサ
１２ 制御部
１５ 蒸気排出配管
１６ 抽気配管（水蒸気供給管）
１７ 抽気流量制御弁
２０ 水スプレー管（水供給手段）
２１ 冷却器
２２ 循環ポンプ
３０ 加湿スプレー
３１ 循環ポンプ
３２ 給水配管
３３ 給水流量制御弁
３４ 循環水配管
４０ ガスタービン
４０Ｇ ガスタービン発電機
４１ 燃焼器
４２ 圧縮機
４３ タービン
４４ 燃焼排ガス排出管
４５ 再生熱交換器
５０ ＨＲＳＧ（排ガスボイラ）
５１ 蒸気タービン
５１Ｇ 蒸気タービン発電機
５２ 煙突
５３ 復水ポンプ
５４ 復水器
５６ 蒸気入口配管
５７ 出口蒸気抽気配管
５７ａ 抽気蒸気流量制御弁
１０１ セルスタック
２０１ ＳＯＦＣモジュール（燃料電池）
２０３ ＳＯＦＣカートリッジ（セルスタック群）
２０７ 燃料ガス供給管
２０８ 酸化性ガス供給管
２０９ 燃料ガス排出管
２１０ 酸化性ガス排出管
２１５ 発電室
２２８ 断熱壁部
２２９ モジュール容器
Ｈ 高温領域

Claims (10)

1. 水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスが燃料として導かれ、燃料電池セルが形成された複数のセルスタックが配置されたセルスタック群と、
   前記セルスタック群を収容して発電室を形成する断熱壁部と、
   前記発電室内に配置され、内部に冷却水または水蒸気が導かれる伝熱管と、
   前記伝熱管に接続されたボイラと、
   前記伝熱管に前記冷却水を供給する冷却水供給経路と、
   前記伝熱管に前記ボイラにて生成された蒸気を供給する蒸気供給経路と、
   を備え、
   前記冷却水供給経路と前記蒸気供給経路とが切り替え可能とされている燃料電池。
2. 前記発電室内の温度を計測する温度センサと、
   前記伝熱管内を流れる前記冷却水または水蒸気の流量を制御する流量制御弁と、
   前記温度センサから得られた前記温度に基づいて前記流量制御弁を制御する制御部と、
   を備えている請求項１に記載の燃料電池。
3. 水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスが燃料として導かれ、燃料電池セルが形成された複数のセルスタックが配置されたセルスタック群と、
   前記セルスタック群は、複数とされ、
   各前記セルスタック群の間には、内部に冷却水または水蒸気が導かれる伝熱管が設けられ、
   前記伝熱管に接続されたボイラと、
   前記伝熱管に前記冷却水を供給する冷却水供給経路と、
   前記伝熱管に前記ボイラにて生成された蒸気を供給する蒸気供給経路と、
   を備え、
   前記冷却水供給経路と前記蒸気供給経路とが切り替え可能とされている燃料電池。
4. 前記伝熱管に接続され、水蒸気を前記炭化水素系ガスに導く水蒸気供給管を備えている請求項１から３のいずれかに記載の燃料電池。
5. 前記冷却水供給経路を流れる冷却水の流量を制御する冷却水流量制御手段と、
   前記蒸気供給経路を流れる蒸気の流量を制御する蒸気流量制御手段と、
   を備えている請求項１から４のいずれかに記載の燃料電池。
6. 水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスが燃料として導かれ、燃料電池セルが形成された複数のセルスタックが配置されたセルスタック群と、
   該セルスタック群を収容して発電室を形成する断熱壁部と、
   前記発電室内に配置された各前記セルスタックと前記断熱壁部との間に水または水蒸気を供給する水供給手段と、
   前記水供給手段に接続されたボイラと、
   前記水供給手段に冷却水を供給する冷却水供給経路と、
   前記水供給手段に前記ボイラにて生成された蒸気を供給する蒸気供給経路と、
   を備え、
   前記冷却水供給経路と前記蒸気供給経路とが切り替え可能とされている燃料電池。
7. 前記水供給手段は、各前記セルスタックと前記断熱壁部との間に配置された水スプレー管とされている請求項６に記載の燃料電池。
8. 水蒸気改質が可能なガスが１０ｖｏｌ％以下とされた炭化水素系ガスが燃料として導かれ、燃料電池セルが形成された複数のセルスタックが配置されたセルスタック群と、
   前記セルスタック群は、複数とされ、
   各前記セルスタック群の間には、水または水蒸気を供給する水供給手段が設けられ、
   前記水供給手段に接続されたボイラと、
   前記水供給手段に冷却水を供給する冷却水供給経路と、
   前記水供給手段に前記ボイラにて生成された蒸気を供給する蒸気供給経路と、
   を備え、
   前記冷却水供給経路と前記蒸気供給経路とが切り替え可能とされている燃料電池。
9. 各前記セルスタックと前記断熱壁部との間に酸化性ガスを供給する酸化性ガス供給管を備え、
   前記水供給手段は、前記酸化性ガス供給管内を流れる酸化性ガスを加湿する加湿スプレーとされている請求項６に記載の燃料電池。
10. 炭素含有固体燃料をガス化するガス化炉と、
    前記ガス化炉にてガス化されたガス化ガスが導かれる請求項１から９のいずれかに記載された燃料電池と、
    前記燃料電池から排気される排燃料ガスと排酸化性ガスとを用いて回転動力を生成するガスタービンと、
    前記ガスタービンの回転動力によって駆動されて発電するガスタービン発電機と、
    前記ガスタービンから排出された排ガスによって蒸気を生成する排ガスボイラと、
    前記排ガスボイラで生成された蒸気によって回転動力を生成する蒸気タービンと、
    前記蒸気タービンの回転動力によって駆動されて発電する蒸気タービン発電機と、
    を備えている複合発電システム。

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