JPH04126369A - 燃料電池における原燃料改質用水蒸気源の自給システム - Google Patents
燃料電池における原燃料改質用水蒸気源の自給システムInfo
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- JPH04126369A JPH04126369A JP2246640A JP24664090A JPH04126369A JP H04126369 A JPH04126369 A JP H04126369A JP 2246640 A JP2246640 A JP 2246640A JP 24664090 A JP24664090 A JP 24664090A JP H04126369 A JPH04126369 A JP H04126369A
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Classifications
-
- 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
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- 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
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Abstract
(57)【要約】本公報は電子出願前の出願データであるた
め要約のデータは記録されません。
め要約のデータは記録されません。
Description
【発明の詳細な説明】
［産業上の利用分野］
本発明は、ＬＰＧ、ＬＮＧ等のような低温液化ガスを原
燃料とするリン酸型燃料電池における原燃料改質用水蒸
気源の自給システムに関するものである。
燃料とするリン酸型燃料電池における原燃料改質用水蒸
気源の自給システムに関するものである。
［従来の技術］
燃料電池は、電力と共に熱エネルギー（温水蒸気）も同
時に得ることかてきるため、コーシェネレーションシス
テムとしてその利用か有望視されている。
時に得ることかてきるため、コーシェネレーションシス
テムとしてその利用か有望視されている。
現在、開発か進展し実用化されている燃料電池はリン酸
型の燃料電池である。リン酸型燃料電池の排熱は、２０
０°Ｃ前後で作動する電池本体を冷却する電池冷却水か
ら得られる比較的高温の排熱と、カソードの排空気およ
び改質器の燃焼排気から得られる比較的低温の排熱の２
つかある。高温の排熱は、蒸気（１ｋ ｇ ／ ｃ ｍ
２程度の低圧蒸気ないしは７ ｋ ｇ ／ ｃ ｍ
２程度の高圧蒸気）または加圧温水（１００℃〜１７０
°Ｃ程度）の形て、また、低温の排熱は、常圧温水（４
０℃〜７０℃程度）の形て、燃料電池装置から供給を受
けることかできる。
型の燃料電池である。リン酸型燃料電池の排熱は、２０
０°Ｃ前後で作動する電池本体を冷却する電池冷却水か
ら得られる比較的高温の排熱と、カソードの排空気およ
び改質器の燃焼排気から得られる比較的低温の排熱の２
つかある。高温の排熱は、蒸気（１ｋ ｇ ／ ｃ ｍ
２程度の低圧蒸気ないしは７ ｋ ｇ ／ ｃ ｍ
２程度の高圧蒸気）または加圧温水（１００℃〜１７０
°Ｃ程度）の形て、また、低温の排熱は、常圧温水（４
０℃〜７０℃程度）の形て、燃料電池装置から供給を受
けることかできる。
［従来技術の７ａ題］
この４０℃〜７０°Ｃ程度の常圧温水（以下、低温水と
いう。）は、通常給湯などに利用されるか、実際の使い
勝手をみると次のような問題かある。
いう。）は、通常給湯などに利用されるか、実際の使い
勝手をみると次のような問題かある。
ｌ）燃料電池、特にオンサイト用の燃料電池では排熱を
有効に利用することか重要であるか、事務所ビル等ては
％需要が少ない場合が多い。
有効に利用することか重要であるか、事務所ビル等ては
％需要が少ない場合が多い。
２）給湯に利用する場合でも、途中の放熱ロスを考慮し
て燃料電池からの供給温度は７０℃以上を望むことか多
い。また、さらに有効な熱利用のため温水吸収式冷凍機
の熱源にする場合は、９０°Ｃ前後の温水であることが
望まれる。
て燃料電池からの供給温度は７０℃以上を望むことか多
い。また、さらに有効な熱利用のため温水吸収式冷凍機
の熱源にする場合は、９０°Ｃ前後の温水であることが
望まれる。
３）燃料電池装置の改質器て必要とする原燃料の改質用
水蒸気源を装置内て自給するためには、装置内の凝縮器
（低温排熱回収用熱交換器）における低温水の入り口温
度をなるべく低く（通常、５０°Ｃ以下）することか必
須である。従って、低温水の入り口、出口温度の温度差
は数十度になる。
水蒸気源を装置内て自給するためには、装置内の凝縮器
（低温排熱回収用熱交換器）における低温水の入り口温
度をなるべく低く（通常、５０°Ｃ以下）することか必
須である。従って、低温水の入り口、出口温度の温度差
は数十度になる。
一方、熱利用側の温水循環の温度差は、通常５〜ｌＯ°
Ｃ程度なので、改質用水蒸気源の自給を維持するために
は、熱利用した後の低温水を５０℃以下に落とすために
放熱器を設けて熱放出を行う必要かある。
Ｃ程度なので、改質用水蒸気源の自給を維持するために
は、熱利用した後の低温水を５０℃以下に落とすために
放熱器を設けて熱放出を行う必要かある。
一方、ＬＰＧ、ＬＮＧ等を原燃料とする場合は、これら
の低温液化ガスを原燃料改質装置に入れる前に気化する
ために、気化器（原燃料加熱器）を設けて外部から熱を
与えなければならない。これらの低温液化ガスの常圧に
おける気化温度は、大気温度より低いのてそのままでも
気化するか、燃料電池を運転するための十分なガス流量
を確保するためには、ボイラー等て積極的に外部から熱
を与える必要がある。
の低温液化ガスを原燃料改質装置に入れる前に気化する
ために、気化器（原燃料加熱器）を設けて外部から熱を
与えなければならない。これらの低温液化ガスの常圧に
おける気化温度は、大気温度より低いのてそのままでも
気化するか、燃料電池を運転するための十分なガス流量
を確保するためには、ボイラー等て積極的に外部から熱
を与える必要がある。
このように燃料電池から出ていく低温水温度を高くとり
つつ、燃料電池へ戻ってくる低温水温度を低くするため
に、放熱器で熱を無駄に放出することか必要となり、よ
ってエネルギーの利用効率を低下させる。一方、ＬＰＧ
、ＬＮＧ等の原燃料気化用熱を得るために、ボイラー等
を設置するのは、同じくエネルギーの利用効率を低下さ
せる。
つつ、燃料電池へ戻ってくる低温水温度を低くするため
に、放熱器で熱を無駄に放出することか必要となり、よ
ってエネルギーの利用効率を低下させる。一方、ＬＰＧ
、ＬＮＧ等の原燃料気化用熱を得るために、ボイラー等
を設置するのは、同じくエネルギーの利用効率を低下さ
せる。
本発明は、リン酸型燃料電池において、エネルギーの利
用効率を高めると共に原燃料改質用水蒸気源を自給でき
るようにすることか目的である。
用効率を高めると共に原燃料改質用水蒸気源を自給でき
るようにすることか目的である。
［課題を解決するための手段］
上記目的を達成する本発明の構成は次のとおりである。
１、原燃料か保有する冷熱を熱源として燃料電池から排
出される排気中の水蒸気分を凝縮させることにより、原
燃料改質用水蒸気源を自給できるように構成した燃料電
池における原燃料改質用水蒸気源の自給システム。
出される排気中の水蒸気分を凝縮させることにより、原
燃料改質用水蒸気源を自給できるように構成した燃料電
池における原燃料改質用水蒸気源の自給システム。
２、改質装置に入る原燃料ライン中に気化器を挿入する
と共に燃料電池からの排気ライン中に凝縮器を挿入し、
これら気化器と凝縮器間を熱媒循環ラインて結合して成
る燃料電池における原燃料改質用水蒸気源の自給システ
ム。
と共に燃料電池からの排気ライン中に凝縮器を挿入し、
これら気化器と凝縮器間を熱媒循環ラインて結合して成
る燃料電池における原燃料改質用水蒸気源の自給システ
ム。
［作用］
気化器と１！ｌ＆縮器間の熱媒循環ライン内には例えば
水が循環しており、この水は凝縮器で排気から東線潜熱
を受けて昇温し、低温水となって熱利用された後気化器
に戻る。気化器では原燃料に気化用の熱を与え、低温化
して凝縮器に戻り、排気中の水蒸気を凝縮する。この凝
縮により生成された凝縮水は回収されて原燃料改質装置
用の水蒸気源として利用される。
水が循環しており、この水は凝縮器で排気から東線潜熱
を受けて昇温し、低温水となって熱利用された後気化器
に戻る。気化器では原燃料に気化用の熱を与え、低温化
して凝縮器に戻り、排気中の水蒸気を凝縮する。この凝
縮により生成された凝縮水は回収されて原燃料改質装置
用の水蒸気源として利用される。
［実施例］
本発明の実施例を添付の図面に基づいて説明する。
符号の１は原燃料ラインａに挿入された気化器、２は脱
硫器、３は改質器、４はｃｏｇ成器、５は燃料電池にし
て、燃料極５ａと空気極５ｂから成っている。
硫器、３は改質器、４はｃｏｇ成器、５は燃料電池にし
て、燃料極５ａと空気極５ｂから成っている。
６は燃料電池５の排気ラインｂ中に挿入された凝縮器に
して、この凝縮器６と前記気化器１間は熱媒循環ライン
Ｃにて結ばれており、この熱媒循環ラインＣ内の熱媒と
して実施例は水か使われている。
して、この凝縮器６と前記気化器１間は熱媒循環ライン
Ｃにて結ばれており、この熱媒循環ラインＣ内の熱媒と
して実施例は水か使われている。
７は空気極５ｂに入る空気ラインｄに挿入されたブロア
である。
である。
８は熱媒循環ラインＣに挿入された熱利用機器、９は熱
媒温度調整用の放熱器、ｅはこの放熱器９をバイパスし
ているバイパスラインにして、熱媒温度の調整をこのバ
イパスラインｅて行うことかてきる。
媒温度調整用の放熱器、ｅはこの放熱器９をバイパスし
ているバイパスラインにして、熱媒温度の調整をこのバ
イパスラインｅて行うことかてきる。
図中１０は燃料電池５の冷却ラインｆに挿入された高熱
回収器、１１は前記凝縮器６て凝縮した凝縮水を改質器
２側へ送る凝縮水ラインｇに挿入された水処理装置、１
２は水蒸気分離器である。
回収器、１１は前記凝縮器６て凝縮した凝縮水を改質器
２側へ送る凝縮水ラインｇに挿入された水処理装置、１
２は水蒸気分離器である。
ＬＰＧ、ＬＮＧ等の低温液化ガスの原燃料は、原燃料ラ
インａに挿入された気化器ｌに入り、低温水（熱媒）か
ら熱を吸収し、気化する。気化したこれらガスは、脱硫
器２、改質器３、ＣＯ変成器４をへて、水素リッチの改
質ガスとなり、燃料電池５本体の燃料極５ａに入り、発
電反応を行う。発電反応を行った後の燃料極５ａの出口
ガスは、改質器３のバーナ部に至り燃焼し、改質に必要
な熱を供給する。燃焼排気は、排気ラインｂから凝縮器
６に入り、原燃料の冷熱て冷やされた低温水て冷やされ
、排気中の水蒸気分が凝縮する。
インａに挿入された気化器ｌに入り、低温水（熱媒）か
ら熱を吸収し、気化する。気化したこれらガスは、脱硫
器２、改質器３、ＣＯ変成器４をへて、水素リッチの改
質ガスとなり、燃料電池５本体の燃料極５ａに入り、発
電反応を行う。発電反応を行った後の燃料極５ａの出口
ガスは、改質器３のバーナ部に至り燃焼し、改質に必要
な熱を供給する。燃焼排気は、排気ラインｂから凝縮器
６に入り、原燃料の冷熱て冷やされた低温水て冷やされ
、排気中の水蒸気分が凝縮する。
空気フロア７は周囲空気を取り込み、燃料電池５本体の
空気極５ｂに送る。燃料電池５本体で発電反応に預かっ
た後の排空気は、前記のとおり凝縮器６に入り、低温水
て冷やされ、排気中の水蒸気分か凝縮する。
空気極５ｂに送る。燃料電池５本体で発電反応に預かっ
た後の排空気は、前記のとおり凝縮器６に入り、低温水
て冷やされ、排気中の水蒸気分か凝縮する。
凝縮＝６て排熱を吸収して温度の上昇した低温水は、熱
利用機器８で給湯などに利用される。低温水か十分に利
用されない場合に供えて放熱器９か設けられる。但し、
熱利用か十分に有れば低温水は放熱器９をバイパスして
いく。放熱器９をへた低温水は、気化！Ｉｌに至り、Ｌ
ＰＧ、ＬＮＧの気化潜熱分を奪われ、温度か低下する。
利用機器８で給湯などに利用される。低温水か十分に利
用されない場合に供えて放熱器９か設けられる。但し、
熱利用か十分に有れば低温水は放熱器９をバイパスして
いく。放熱器９をへた低温水は、気化！Ｉｌに至り、Ｌ
ＰＧ、ＬＮＧの気化潜熱分を奪われ、温度か低下する。
十分に温度が低下した低温水は、凝縮器６に戻り、燃焼
排気および排空気を冷却する。
排気および排空気を冷却する。
いま、５０ｋＷのリン酸型燃料電池を例にとると、定格
５０ｋＷ発電時に回収できる低温排熱の量は、約２６．
０００ｋｃａ ｌ／ｈである。標準的には、低温水は燃
料電池から６０℃で出ていき、４０℃で燃料電池に戻っ
てくる。（循環水量は、約１３００リツトル／ｈ）。
５０ｋＷ発電時に回収できる低温排熱の量は、約２６．
０００ｋｃａ ｌ／ｈである。標準的には、低温水は燃
料電池から６０℃で出ていき、４０℃で燃料電池に戻っ
てくる。（循環水量は、約１３００リツトル／ｈ）。
一方、発電効率をＷＨＶベースて３６％とすると、定格
５０ｋＷ時の原燃料ガスの必要量は、メタン（総発熱量
９，５２０ｋｃａ ｌ／ｍ３Ｎ）で１２．５ｍ３Ｎ／ｈ
、プロパン（１１１発熱量２４゜３２０ｋｃａ ｌ／ｍ
３ Ｎ） て４．９１ｍ″ Ｎ／ｈ、ｎ−ブタン（総
発熱量３２．０１０ｋｃａｌ／ｍ”Ｎ）て３．７３ｍ’
Ｎ／ｈである。これらは、それぞれ８．９３ｋｇ／ｈ
、９．６４ｋｇ／ｈ、９．６６ｋｇ／ｈの消費量に相当
する。
５０ｋＷ時の原燃料ガスの必要量は、メタン（総発熱量
９，５２０ｋｃａ ｌ／ｍ３Ｎ）で１２．５ｍ３Ｎ／ｈ
、プロパン（１１１発熱量２４゜３２０ｋｃａ ｌ／ｍ
３ Ｎ） て４．９１ｍ″ Ｎ／ｈ、ｎ−ブタン（総
発熱量３２．０１０ｋｃａｌ／ｍ”Ｎ）て３．７３ｍ’
Ｎ／ｈである。これらは、それぞれ８．９３ｋｇ／ｈ
、９．６４ｋｇ／ｈ、９．６６ｋｇ／ｈの消費量に相当
する。
また、蒸発潜熱およびガス比熱は、メタンか１２１．８
ｋｃａｌ／ｋｇおよび０．５２７ｋｃａｌ／ｋｇ”ｃ、
プロパンか１０１．７ｋｃａｌ／ｋｇおよび０．３９ｋ
ｃａ １７ｋｇ”ｃ、ｎ−ブタンか９２．１ｋｃａｌ／
ｋｇおよび０．３９ｋｃａｌ／ｋｇ”ｃであるのて、こ
れらの低温液化ガスを気化し、２５℃の常温レベルまで
昇温するのに必要な熱量は、メタンか約１９７０ ｋ
ｃ ａ ｌ ／ ｈ、プロパンが約１２３０ｋｃａｌ／
ｈ、ｎ−ブタンが約９９０ｋｃａｌ／ｈとなる。
ｋｃａｌ／ｋｇおよび０．５２７ｋｃａｌ／ｋｇ”ｃ、
プロパンか１０１．７ｋｃａｌ／ｋｇおよび０．３９ｋ
ｃａ １７ｋｇ”ｃ、ｎ−ブタンか９２．１ｋｃａｌ／
ｋｇおよび０．３９ｋｃａｌ／ｋｇ”ｃであるのて、こ
れらの低温液化ガスを気化し、２５℃の常温レベルまで
昇温するのに必要な熱量は、メタンか約１９７０ ｋ
ｃ ａ ｌ ／ ｈ、プロパンが約１２３０ｋｃａｌ／
ｈ、ｎ−ブタンが約９９０ｋｃａｌ／ｈとなる。
上記の必要熱量を低温水から得るとすると、循環水量約
１３００リツトル／ｈの低温水の温度は、メタンの場合
で１．５℃、プロパンの場合で１．０℃、ｎ−ブタンの
場合で０．８℃低下する。
１３００リツトル／ｈの低温水の温度は、メタンの場合
で１．５℃、プロパンの場合で１．０℃、ｎ−ブタンの
場合で０．８℃低下する。
なお、液化ガスを燃料電池装置の原燃料だけでなく、同
時に他のボイラーなどガス消費機器に使う場合は、更に
低温水の温度を低下させることがてきる。例えば、メタ
ン相当でｌｏｏｍ″” Ｎ／ｈのボイラーを燃料電池と
併設して使用する場合は、約１５，７００ｋｃａｌ／ｈ
の熱を気化および昇温のために必要とするので、低温水
の温度を約１２°Ｃ低下することかできる。燃料電池は
、コージェネレーション機器として業務用ビル等に設置
されるケースが多く、そこてはボイラー等が設置されて
いるのか普通であるため、これと組み合わせて使用する
ことにより、更に効率の向上が見込める。
時に他のボイラーなどガス消費機器に使う場合は、更に
低温水の温度を低下させることがてきる。例えば、メタ
ン相当でｌｏｏｍ″” Ｎ／ｈのボイラーを燃料電池と
併設して使用する場合は、約１５，７００ｋｃａｌ／ｈ
の熱を気化および昇温のために必要とするので、低温水
の温度を約１２°Ｃ低下することかできる。燃料電池は
、コージェネレーション機器として業務用ビル等に設置
されるケースが多く、そこてはボイラー等が設置されて
いるのか普通であるため、これと組み合わせて使用する
ことにより、更に効率の向上が見込める。
［本発明の効果］
本発明は以上のように、凝縮器において排気に凝縮潜熱
を与える熱媒に原燃料の冷熱を熱移動させて十分に低温
化したため、排気中の水蒸気を効率よく凝縮することか
できる。
を与える熱媒に原燃料の冷熱を熱移動させて十分に低温
化したため、排気中の水蒸気を効率よく凝縮することか
できる。
この結果、原燃料改質用水蒸気源としての水を十分に確
保して自給てきる。
保して自給てきる。
又、気化器は熱媒て回収された排気熱で原燃料を気化す
るため、従来のように熱源用として別にボイラーを必要
とせず、更に改質用水蕪気源を確保するために放熱器て
大気中に放熱して熱媒温度を低下させたりしなくても、
原燃料により熱媒温度は十分に低下するのて、エネルギ
ーの利用効率は高く、極めて有効なコージェネレーショ
ン用燃料電池システムを提供できる。
るため、従来のように熱源用として別にボイラーを必要
とせず、更に改質用水蕪気源を確保するために放熱器て
大気中に放熱して熱媒温度を低下させたりしなくても、
原燃料により熱媒温度は十分に低下するのて、エネルギ
ーの利用効率は高く、極めて有効なコージェネレーショ
ン用燃料電池システムを提供できる。
図は本発明の実施例を示す説明図である。
ｌ ・・・ 気化器 ２ ・−・ 脱硫器３ ・
・・ 改質器 ４ ・−ＣＯ変成器５ ・・・
燃料電池 ６ ・・・ 凝縮器７ ・・・ ブロア
８−・ 熱利用機器９ ・・・ 放熱器
ｌＯ・・・ 高熱回収器１１−・・ 水処理装置 １２
−・・ 水蒸気分離器特許出願人 東京瓦斯株式会社 代理人 弁理士 大 橋 弘
・・ 改質器 ４ ・−ＣＯ変成器５ ・・・
燃料電池 ６ ・・・ 凝縮器７ ・・・ ブロア
８−・ 熱利用機器９ ・・・ 放熱器
ｌＯ・・・ 高熱回収器１１−・・ 水処理装置 １２
−・・ 水蒸気分離器特許出願人 東京瓦斯株式会社 代理人 弁理士 大 橋 弘
Claims (1)
- 【特許請求の範囲】 １、原燃料が保有する冷熱を熱源として燃料電池から排
出される排気中の水蒸気分を凝縮させることにより、原
燃料改質用水蒸気源を自給できるように構成した燃料電
池における原燃料改質用水蒸気源の自給システム。 ２、改質装置に入る原燃料ライン中に気化器を挿入する
と共に燃料電池からの排気ライン中に凝縮器を挿入し、
これら気化器と凝縮器間を熱媒循環ラインで結合して成
る燃料電池における原燃料改質用水蒸気源の自給システ
ム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2246640A JPH04126369A (ja) | 1990-09-17 | 1990-09-17 | 燃料電池における原燃料改質用水蒸気源の自給システム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2246640A JPH04126369A (ja) | 1990-09-17 | 1990-09-17 | 燃料電池における原燃料改質用水蒸気源の自給システム |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPH04126369A true JPH04126369A (ja) | 1992-04-27 |
Family
ID=17151420
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2246640A Pending JPH04126369A (ja) | 1990-09-17 | 1990-09-17 | 燃料電池における原燃料改質用水蒸気源の自給システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JPH04126369A (ja) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1997033330A1 (de) * | 1996-03-06 | 1997-09-12 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur nutzung der in den abgasen einer niedertemperatur-brennstoffzelle enthaltenen enthalpie und anlage zur durchführung des verfahrens |
| JP2004303495A (ja) * | 2003-03-31 | 2004-10-28 | Hitachi Ltd | 燃料電池発電給湯システム |
| WO2013035312A1 (ja) * | 2011-09-06 | 2013-03-14 | パナソニック株式会社 | コージェネレーションシステム |
-
1990
- 1990-09-17 JP JP2246640A patent/JPH04126369A/ja active Pending
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1997033330A1 (de) * | 1996-03-06 | 1997-09-12 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur nutzung der in den abgasen einer niedertemperatur-brennstoffzelle enthaltenen enthalpie und anlage zur durchführung des verfahrens |
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| US9318761B2 (en) | 2011-09-06 | 2016-04-19 | Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. | Cogeneration system |
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