WO2014069408A1 - 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法並びに運転方法 - Google Patents

発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法並びに運転方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2014069408A1
WO2014069408A1 PCT/JP2013/079150 JP2013079150W WO2014069408A1 WO 2014069408 A1 WO2014069408 A1 WO 2014069408A1 JP 2013079150 W JP2013079150 W JP 2013079150W WO 2014069408 A1 WO2014069408 A1 WO 2014069408A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
compressed air
pressure
control valve
sofc
power generation
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.)
Ceased
Application number
PCT/JP2013/079150
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
行政 中本
和徳 藤田
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Original Assignee
Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from JP2012240675A external-priority patent/JP6071428B2/ja
Priority claimed from JP2012240676A external-priority patent/JP6057670B2/ja
Application filed by Mitsubishi Heavy Industries Ltd filed Critical Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority to US14/438,235 priority Critical patent/US9806358B2/en
Priority to DE112013005220.2T priority patent/DE112013005220B4/de
Priority to CN201380056197.4A priority patent/CN104756296B/zh
Priority to KR1020157010858A priority patent/KR101766558B1/ko
Publication of WO2014069408A1 publication Critical patent/WO2014069408A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04089—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants
    • H01M8/04111—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants using a compressor turbine assembly
    • 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
    • H01M8/04223—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids during start-up or shut-down; Depolarisation or activation, e.g. purging; Means for short-circuiting defective fuel cells
    • 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
    • H01M8/04223—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids during start-up or shut-down; Depolarisation or activation, e.g. purging; Means for short-circuiting defective fuel cells
    • H01M8/04225—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids during start-up or shut-down; Depolarisation or activation, e.g. purging; Means for short-circuiting defective fuel cells during start-up
    • 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
    • H01M8/043—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems applied during specific periods
    • H01M8/04302—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems applied during specific periods applied during start-up
    • 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
    • H01M8/04395—Pressure; Ambient pressure; Flow of cathode reactants at the inlet or inside the fuel cell
    • 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
    • H01M8/04753—Pressure; Flow of fuel cell reactants
    • 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
    • H01M8/0662—Treatment of gaseous reactants or gaseous residues, e.g. cleaning
    • 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
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • H01M2008/1293—Fuel cells with solid oxide electrolytes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2250/00—Fuel cells for particular applications; Specific features of fuel cell system
    • H01M2250/40—Combination of fuel cells with other energy production systems
    • H01M2250/407—Combination of fuel cells with mechanical energy generators
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a power generation system combining a fuel cell, a gas turbine, and a steam turbine, and a fuel cell start-up method and operation method in the power generation system.
  • SOFC Solid Oxide Fuel Cell
  • Patent Document 1 various types of power generation systems that can achieve high-efficiency power generation have been proposed in which SOFCs, gas turbines, and steam turbines are combined.
  • the combined system described in Patent Document 1 includes an SOFC, a gas turbine combustor that burns exhaust fuel gas and exhaust air discharged from the SOFC, and a compressor that compresses air and supplies the compressed fuel to the SOFC.
  • a gas turbine is provided.
  • the SOFC is pressurized by operating the gas turbine first, supplying a part of the air compressed by the compressor of the gas turbine to the SOFC, and then starting the SOFC.
  • the outlet pressure of the compressor of the gas turbine and the inlet pressure of the combustor of the gas turbine to which the exhaust fuel gas discharged from the SOFC is constant, a pressure loss is added thereto, and compressed air is supplied to the SOFC.
  • the blower is unstable in operation because the internal pressure and flow rate fluctuate abruptly from the start of operation to the rated operation.
  • the flow rate of the compressed air suddenly increases with the start of operation of the blower and is sent to the SOFC, and the compressed air to the combustor of the gas turbine may be insufficient.
  • the combustion air is insufficient and the combustion gas becomes high temperature, or in the combustor and the turbine, the cooling air is insufficient and it is difficult to perform sufficient cooling.
  • the compressed air flow rate from increasing suddenly at the start of the blower operation and being sent to the SOFC, and the compressed air to the combustor of the gas turbine is insufficient, It is conceivable to block the SOFC side inlet in the combustor of the gas turbine, but this cannot start the blower.
  • the present invention solves the above-described problems, and provides a power generation system that enables stable startup by suppressing air shortage in a gas turbine at the time of startup of the fuel cell, and a fuel cell startup method in the power generation system.
  • the purpose is to do.
  • the operation state of the gas turbine varies depending on the power generation situation.
  • the outlet pressure of the compressor varies.
  • the pressure of the compressed air supplied to the SOFC side is not stable.
  • the SOFC is preferably operated in a stable state in which air and fuel do not flow between each other by uniformly controlling the pressure between the air electrode and the fuel electrode, and the pressure of the supplied compressed air is unstable. The operation state becomes unstable and the power generation efficiency may be impaired.
  • the present invention solves the above-described problems, and provides a power generation system capable of keeping the pressure of compressed air supplied from a gas turbine to a fuel cell constant and a method for operating the fuel cell in the power generation system. Objective.
  • a power generation system includes a gas turbine having a compressor and a combustor, a first compressed air supply line for supplying compressed air compressed by the compressor to the combustor, an air A fuel cell having an electrode and a fuel electrode; a second compressed air supply line for supplying a part of the compressed air compressed by the compressor to the air electrode; and the compressed air provided in the second compressed air supply line
  • a booster for boosting pressure a booster circulation line connecting the upstream side and the downstream side of the booster in the second compressed air supply line, a first control valve provided in the booster circulation line, and the first A second control valve provided between the booster circulation line and the fuel cell in a two-compressed air supply line; and when the fuel cell is started, the second control valve is closed and the first control valve is opened. It is dynamic and having a control unit for starting the booster with.
  • the compressed air when starting the fuel cell, the compressed air is circulated from the downstream side to the upstream side of the booster in the second compressed air supply line that supplies a part of the compressed air compressed by the compressor to the air electrode. Therefore, the compressed air supplied to the combustor and the turbine at this time is not insufficient, and abnormal combustion in the combustor and insufficient cooling in the turbine can be suppressed. As a result, it is possible to suppress the air shortage in the gas turbine and enable stable startup.
  • the power generation system of the present invention includes a detector that detects the pressure or flow rate of the compressed air in the booster, and the control unit, when the pressure or flow rate detected by the flow rate detector reaches a predetermined value, The second control valve is opened and the first control valve is closed.
  • air shortage in the gas turbine can be appropriately suppressed by sending the compressed air to the fuel cell after the flow rate of the compressed air in the booster is stabilized.
  • the fuel cell startup method in the power generation system of the present invention starts a booster in which a part of compressed air compressed by a gas turbine compressor is provided in front of the air electrode of the fuel cell when the fuel cell is started. And the step of circulating the pressure from the downstream side to the upstream side of the booster, and then when the pressure or flow rate of a part of the compressed air compressed by the compressor of the gas turbine reaches a predetermined value Supplying compressed air to the air electrode of the fuel cell while increasing the pressure with the booster.
  • a power generation system of the present invention includes a gas turbine having a compressor and a combustor, a fuel cell having an air electrode and a fuel electrode, and a part of the compressed air compressed by the compressor.
  • a compressed air supply line that supplies the air electrode; a pressure control valve that is provided in the compressed air supply line; and a detector that is provided in the compressed air supply line and detects the pressure of the compressed air supplied to the air electrode.
  • a controller that controls the opening of the pressure control valve so that the pressure of the compressed air supplied to the air electrode is constant based on the pressure fluctuation detected by the detector.
  • the power generation system of the present invention is characterized in that the pressure control valve is constituted by a plurality of control valves arranged in parallel.
  • a control valve having a small flow rate adjustment range is controlled first, and then a control valve having a large flow rate adjustment range is controlled.
  • a control valve having a large flow rate adjustment range is controlled.
  • the fuel cell operating method in the power generation system of the present invention includes a step of supplying a part of compressed air compressed by a compressor of a gas turbine to an air electrode of the fuel cell, and a step of supplying compressed air supplied to the fuel cell. Adjusting the flow rate of the compressed air so that the pressure of the compressed air is kept constant when the pressure fluctuates.
  • a part of compressed air compressed by the compressor of the gas turbine is boosted by a booster provided in front of the air electrode of the fuel cell and the boosted Since the fuel cell is supplied after being circulated from the downstream side to the upstream side of the machine, it is possible to suppress a shortage of air in the gas turbine and enable stable startup.
  • the flow rate of compressed air suddenly increases with the start of operation of the blower and is sent to the fuel cell, so that the shortage of compressed air to the combustor of the gas turbine is prevented. Even when the outlet and the fuel cell side inlet in the combustor of the gas turbine are closed, the blower can be started.
  • the flow rate of the compressed air is adjusted to supply the fuel cell from the gas turbine.
  • the pressure of the compressed air can be kept constant.
  • FIG. 1 is a schematic diagram illustrating a compressed air supply line in a power generation system according to Embodiment 1 of the present invention.
  • FIG. 2 is a time chart showing the compressed air supply timing when the solid oxide fuel cell is started in the power generation system according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a schematic configuration diagram illustrating the power generation system according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a schematic diagram illustrating a compressed air supply line in the power generation system according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a flowchart of the supply of compressed air during operation of the solid oxide fuel cell in the power generation system of the second embodiment.
  • FIG. 6 is a schematic diagram illustrating a compressed air supply line in a power generation system according to another embodiment of the second embodiment.
  • FIG. 7 is a schematic configuration diagram illustrating a power generation system according to the second embodiment.
  • the power generation system of the first embodiment is a triple combined cycle (registered trademark) in which a solid oxide fuel cell (hereinafter referred to as SOFC), a gas turbine, and a steam turbine are combined.
  • SOFC solid oxide fuel cell
  • gas turbine gas turbine
  • steam turbine steam turbine
  • This triple combined cycle realizes extremely high power generation efficiency because electricity can be taken out in three stages of SOFC, gas turbine, and steam turbine by installing SOFC upstream of gas turbine combined cycle power generation (GTCC). can do.
  • GTCC gas turbine combined cycle power generation
  • a solid oxide fuel cell is applied as the fuel cell of the present invention, but the present invention is not limited to this type of fuel cell.
  • FIG. 1 is a schematic diagram illustrating a compressed air supply line in a power generation system according to Embodiment 1 of the present invention
  • FIG. 2 is a time representing compressed air supply timing when the SOFC is activated in the power generation system of Embodiment 1.
  • FIG. 3 is a schematic configuration diagram illustrating the power generation system according to the first embodiment.
  • the power generation system 10 includes a gas turbine 11 and a generator 12, a SOFC 13, a steam turbine 14 and a generator 15.
  • the power generation system 10 is configured to obtain high power generation efficiency by combining power generation by the gas turbine 11, power generation by the SOFC 13, and power generation by the steam turbine 14.
  • the gas turbine 11 includes a compressor 21, a combustor 22, and a turbine 23, and the compressor 21 and the turbine 23 are coupled to each other by a rotary shaft 24 so as to be integrally rotatable.
  • the compressor 21 compresses the air A taken in from the air intake line 25.
  • the combustor 22 mixes and combusts the compressed air A ⁇ b> 1 supplied from the compressor 21 through the first compressed air supply line 26 and the fuel gas L ⁇ b> 1 supplied from the first fuel gas supply line 27.
  • the turbine 23 is rotated by exhaust gas (combustion gas) G supplied from the combustor 22 through the exhaust gas supply line 28.
  • the turbine 23 is supplied with compressed air A1 compressed by the compressor 21 through the passenger compartment, and cools the blades and the like using the compressed air A1 as cooling air.
  • the generator 12 is provided on the same axis as the turbine 23 and can generate electric power when the turbine 23 rotates.
  • liquefied natural gas LNG is used as the fuel gas L1 supplied to the combustor 22.
  • the SOFC 13 generates power by reacting at a predetermined operating temperature by being supplied with high-temperature fuel gas as a reducing agent and high-temperature air (oxidizing gas) as an oxidant.
  • the SOFC 13 is configured by accommodating an air electrode, a solid electrolyte, and a fuel electrode in a pressure vessel. A part of the compressed air A2 compressed by the compressor 21 is supplied to the air electrode, and fuel gas is supplied to the fuel electrode to generate power.
  • the fuel gas L2 supplied to the SOFC 13 for example, liquefied natural gas (LNG), hydrogen (H 2 ), carbon monoxide (CO), hydrocarbon gas such as methane (CH 4 ), carbon such as coal, etc. Gas produced by gasification equipment for quality raw materials is used.
  • the oxidizing gas supplied to the SOFC 13 is a gas containing approximately 15% to 30% oxygen, and typically air is preferable. However, in addition to air, a mixed gas of combustion exhaust gas and air, oxygen And the like can be used (hereinafter, the oxidizing gas supplied to the SOFC 13 is referred to as air).
  • the SOFC 13 is connected to the second compressed air supply line 31 branched from the first compressed air supply line 26, and can supply a part of the compressed air A2 compressed by the compressor 21 to the introduction portion of the air electrode.
  • a control valve 32 capable of adjusting the amount of air to be supplied and a blower (a booster) 33 capable of increasing the pressure of the compressed air A2 are provided along the air flow direction.
  • the control valve 32 is provided on the upstream side of the second compressed air supply line 31 in the air flow direction, and the blower 33 is provided on the downstream side of the control valve 32.
  • the SOFC 13 is connected to an exhaust air line 34 that exhausts exhaust air A3 used at the air electrode.
  • the exhaust air line 34 is branched into an exhaust line 35 for exhausting the exhaust air A3 used at the air electrode to the outside, and a compressed air circulation line 36 connected to the combustor 22.
  • the discharge line 35 is provided with a control valve 37 capable of adjusting the amount of air discharged
  • the compressed air circulation line 36 is provided with a control valve 38 capable of adjusting the amount of air circulated.
  • the SOFC 13 is provided with a second fuel gas supply line 41 for supplying the fuel gas L2 to the introduction portion of the fuel electrode.
  • the second fuel gas supply line 41 is provided with a control valve 42 that can adjust the amount of fuel gas to be supplied.
  • the SOFC 13 is connected to an exhaust fuel line 43 that exhausts the exhaust fuel gas L3 used at the fuel electrode.
  • the exhaust fuel line 43 is branched into an exhaust line 44 that discharges to the outside and an exhaust fuel gas supply line 45 that is connected to the combustor 22.
  • the discharge line 44 is provided with a control valve 46 capable of adjusting the amount of fuel gas to be discharged.
  • the exhaust fuel gas supply line 45 is provided with a control valve 47 capable of adjusting the amount of fuel gas to be supplied, and a blower 48 capable of boosting fuel. Are provided along the fuel flow direction.
  • the control valve 47 is provided upstream of the flow direction of the fuel gas L3 in the exhaust fuel gas supply line 45, and the blower 48 is provided downstream of the control valve 47 in the flow direction of the fuel gas L3.
  • the SOFC 13 is provided with a fuel gas recirculation line 49 that connects the exhaust fuel line 43 and the second fuel gas supply line 41.
  • the fuel gas recirculation line 49 is provided with a recirculation blower 50 that recirculates the exhaust fuel gas L3 of the exhaust fuel line 43 to the second fuel gas supply line 41.
  • the steam turbine 14 rotates the turbine 52 with the steam generated by the exhaust heat recovery boiler (HRSG) 51.
  • the exhaust heat recovery boiler 51 is connected to an exhaust gas line 53 from the gas turbine 11 (the turbine 23), and generates steam S by exchanging heat between the air and the high temperature exhaust gas G.
  • the steam turbine 14 (turbine 52) is provided with a steam supply line 54 and a water supply line 55 between the exhaust heat recovery boiler 51.
  • the water supply line 55 is provided with a condenser 56 and a water supply pump 57.
  • the generator 15 is provided coaxially with the turbine 52 and can generate electric power when the turbine 52 rotates.
  • the exhaust gas G from which heat has been recovered by the exhaust heat recovery boiler 51 is released to the atmosphere after removing harmful substances.
  • the operation of the power generation system 10 of the first embodiment will be described.
  • the electric power generation system 10 starts in order of the gas turbine 11, the steam turbine 14, and SOFC13.
  • the compressor 21 compresses the air A
  • the combustor 22 mixes and burns the compressed air A1 and the fuel gas L1
  • the turbine 23 is rotated by the exhaust gas G. 12 starts power generation.
  • the turbine 52 is rotated by the steam S generated by the exhaust heat recovery boiler 51, whereby the generator 15 starts power generation.
  • the compressed air A ⁇ b> 2 is supplied to start pressure increase and heating is started.
  • the control valve 37 of the discharge line 35 and the control valve 38 of the compressed air circulation line 36 closed and the blower 33 of the second compressed air supply line 31 stopped, the control valve 32 is opened by a predetermined opening.
  • a part of the compressed air A2 compressed by the compressor 21 is supplied from the second compressed air supply line 31 to the SOFC 13 side.
  • the pressure on the SOFC 13 side increases as the compressed air A2 is supplied.
  • the fuel gas L2 is supplied to the fuel electrode side and pressure increase is started.
  • the control valve 46 of the exhaust line 44 and the control valve 47 of the exhaust fuel gas supply line 45 closed and the blower 48 stopped, the control valve 42 of the second fuel gas supply line 41 is opened and the fuel gas is recirculated.
  • the recirculation blower 50 in the line 49 is driven.
  • the fuel gas L2 is supplied from the second fuel gas supply line 41 to the SOFC 13 side, and the exhaust fuel gas L3 is recirculated by the fuel gas recirculation line 49.
  • the pressure on the SOFC 13 side is increased by supplying the fuel gas L2.
  • the control valve 32 When the pressure on the air electrode side of the SOFC 13 becomes the outlet pressure of the compressor 21, the control valve 32 is fully opened and the blower 33 is driven. At the same time, the control valve 37 is opened and the exhaust air A3 from the SOFC 13 is exhausted from the exhaust line 35. Then, the compressed air A2 is supplied to the SOFC 13 side by the blower 33. At the same time, the control valve 46 is opened, and the exhaust fuel gas L3 from the SOFC 13 is discharged from the discharge line 44. When the pressure on the air electrode side and the pressure on the fuel electrode side in the SOFC 13 reach the target pressure, the pressure increase of the SOFC 13 is completed.
  • the control valve 37 is closed and the control valve 38 is opened.
  • the exhaust air A3 from the SOFC 13 is supplied to the combustor 22 from the compressed air circulation line 36.
  • the control valve 46 is closed, while the control valve 47 is opened to drive the blower 48.
  • the exhaust fuel gas L3 from the SOFC 13 is supplied from the exhaust fuel gas supply line 45 to the combustor 22.
  • the fuel gas L1 supplied from the first fuel gas supply line 27 to the combustor 22 is reduced.
  • the power generation by the generator 12 by driving the gas turbine 11, the power generation by the SOFC 13, and the power generation by the generator 15 are all performed by driving the steam turbine 14, and the power generation system 10 becomes a steady operation.
  • the pressure is increased by supplying a part of the air compressed by the compressor 21 of the gas turbine 11 to the SOFC 13 from the second compressed air supply line 31.
  • the outlet pressure of the compressor 21 and the inlet pressure of the combustor 22 to which the exhausted fuel gas discharged from the SOFC is constant, and a pressure loss is added to the compressed pressure in the SOFC 13.
  • compressed air A2 is flowed by the blower 33.
  • the blower 33 is unstable in operation because the internal pressure and flow rate fluctuate abruptly from the start of operation to the rated operation.
  • the flow rate of the compressed air A2 increases suddenly at the start of operation of the blower 33 and is sent to the SOFC 13.
  • the compressed air A1 supplied to the combustor 22 and the cooling air sent to the turbine 23 are There may be a shortage.
  • a booster circulation line 60 and a control valve (first control valve) 61 are provided at the position of the blower 33, and a control device (control unit) 62 is provided.
  • the control valve 61 is opened with the start of the blower 33.
  • the booster circulation line 60 is connected to the upstream side and the downstream side of the blower 33 in the second compressed air supply line 31 so as to bypass the blower 33. ing.
  • the control valve 61 is provided in the booster circulation line 60.
  • the blower 33 is driven by a drive motor 33a.
  • the blower 33 has a pressure detector 33b that detects the pressure of the compressed air A2 passing through the outlet.
  • a control valve (second control valve) 63 is the second compressed air supply line 31 and is provided between the booster circulation line 60 and the SOFC 13.
  • the first detector 64 is the second compressed air supply line 31 and is provided between the compressor 21 and the control valve 32.
  • the first detector 64 detects the first pressure of the compressed air A ⁇ b> 2 upstream of the control valve 32 compressed by the compressor 21 of the gas turbine 11.
  • the second detector 65 is the second compressed air supply line 31 and is provided between the booster circulation line 60 and the control valve 32.
  • the second detector 65 detects the second pressure of the compressed air A2 on the downstream side of the control valve 32 compressed by the compressor 21 of the gas turbine 11.
  • a third detector 66 is provided in the SOFC 13.
  • the third detector 66 detects the third pressure on the SOFC 13 side with respect to the air electrode of the SOFC 13, that is, the control valve 63 in the second compressed air supply line 31.
  • the control device 62 can adjust the opening degree of the control valve 61 and the control valve 63 and can control the start and stop of the blower 33 by the drive motor 33a.
  • the control device 62 can adjust the opening degree of the control valve 32, the control valve 37, and the control valve 38.
  • the control device 62 inputs the first pressure, the second pressure, and the third pressure detected by the detectors 64, 65, and 66. Further, the control device 62 inputs the pressure detected by the pressure detector 33 b in the blower 33.
  • the control device 62 inputs the first pressure, the second pressure, and the third pressure detected by the detectors 64, 65, and 66, and the pressure detected by the pressure detector 33b of the blower 33, and inputs these inputs. Based on this, the drive motor 33a, control valve 61, control valve 63, control valve 32, control valve 37 and control valve 38 are controlled.
  • the gas turbine 11 is started, and power generation by the gas turbine 11 is started by time t2 after elapse of a predetermined time.
  • the blower 33 is stopped (the drive motor 33a is stopped), the control valves 32, 37, 38, 63 are closed, and the control valve 61 is opened (or closed). May be).
  • a start command for starting the SOFC 13 is acquired at time t2.
  • the gas turbine 11 may be in a low load operation state or a rated operation state.
  • the control valve 32 is set to a predetermined opening that is not fully open, and the control valve 63 is opened. Then, the pressures of the second compressed air supply line 31 from the control valve 32 through the booster circulation line 60, the SOFC 13, the compressed air circulation line 36 to the control valve 38, and the discharge line 35 to the control valve 37 are reduced. To rise.
  • the control valves 32 and 61 are opened and the control valve 63 is closed ( Alternatively, the blower 33 is started (the drive motor 33a is driven). Then, a part of the compressed air A ⁇ b> 2 compressed by the compressor 21 circulates from the downstream side to the upstream side of the blower 33 via the booster circulation line 60.
  • the control valve 63 suppresses the supply of the compressed air A2 to the SOFC 13 and circulates the compressed air A2 through the booster circulation line 60.
  • control valve 63 may be throttled to a predetermined opening degree, the control valve 63 is closed to ensure the circulation of the compressed air A2, and the influence of the compressed air A2 pressurized by the blower 33 on the SOFC 13 (for example, the pressure of the SOFC 13 (first 3 pressure P3) fluctuations, etc.) can be reliably suppressed.
  • the control device 62 inputs the pressure detected by the pressure detector 33b in the blower 33, and when the pressure P of the blower 33 becomes a predetermined pressure at the rated time of the blower 33 at time t4, the blower 33
  • the control valve 61 is gradually closed while driving.
  • the blower 33 may have a flow rate detector for detecting the flow rate of the compressed air A2 passing through the outlet.
  • the control device 62 inputs the flow rate detected by the flow rate detector in the blower 33, and when the flow rate of the blower 33 becomes a predetermined flow rate when the blower 33 is rated at time t4, the control device 62 turns off the blower 33. While being driven, the control valve 61 is gradually closed.
  • the gas turbine 11 including the compressor 21 and the combustor 22 and the first compressed air supply that supplies the compressed air A1 compressed by the compressor 21 to the combustor 22.
  • a booster circulation line 60 connecting the upstream side and the downstream side of the blower 33 in the second compressed air supply line 31, and a control valve 61 provided in the booster circulation line 60.
  • a control valve 63 provided between the booster circulation line 60 and the SOFC 13 in the second compressed air supply line 31, and the control valve 63 is closed when the SOFC 13 is activated.
  • the Rutotomoni control valve 61 by opening operation and a control unit 62 for starting the blower 33.
  • the compressed air A2 is circulated from the downstream side to the upstream side of the blower 33 in the second compressed air supply line 31 that supplies a part of the compressed air A2 compressed by the compressor 21 to the air electrode. Therefore, the compressed air A1 supplied to the combustor 22 and the turbine 23 at this time is not insufficient, and abnormal combustion in the combustor 22 and insufficient cooling in the turbine 23 can be suppressed. As a result, it is possible to suppress the air shortage in the gas turbine 11 and enable stable startup.
  • the power generation system of the first embodiment includes a detector 33b that detects the pressure or flow rate of the compressed air A2 in the blower 33, and the control device 62 has a case where the pressure or flow rate detected by the detector 33b reaches a predetermined value. Then, the control valve 63 is opened and the control valve 61 is closed. Therefore, air shortage in the gas turbine 11 can be appropriately suppressed by sending the compressed air A2 to the SOFC 13 after the pressure or flow rate of the compressed air A2 in the blower 33 is stabilized.
  • a part of the compressed air A2 compressed by the compressor 22 of the gas turbine 11 is provided in front of the air electrode of the SOFC 13.
  • the process of starting and increasing the pressure of the blower 33 and circulating it from the downstream side to the upstream side of the blower 33, and then the pressure or flow rate of a part of the compressed air A2 compressed by the compressor 22 of the gas turbine 11 is predetermined. And the step of supplying the compressed air A2 to the air electrode of the SOFC 13 while increasing the pressure by the blower 33 when the value is reached.
  • the SOFC 13 when the SOFC 13 is started, the combustor 22 and the turbine 23 do not run out of the compressed air A1, and it is possible to suppress a shortage of air in the gas turbine 11 and enable stable startup.
  • the power generation system according to the second embodiment is a triple combined cycle (registered trademark) in which a solid oxide fuel cell (hereinafter referred to as SOFC), a gas turbine, and a steam turbine are combined.
  • SOFC solid oxide fuel cell
  • gas turbine gas turbine
  • steam turbine a steam turbine
  • This triple combined cycle realizes extremely high power generation efficiency because electricity can be taken out in three stages of SOFC, gas turbine, and steam turbine by installing SOFC upstream of gas turbine combined cycle power generation (GTCC). can do.
  • GTCC gas turbine combined cycle power generation
  • a solid oxide fuel cell is applied as the fuel cell of the present invention, but the present invention is not limited to this type of fuel cell.
  • FIG. 4 is a schematic diagram illustrating a compressed air supply line in the power generation system according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a flowchart of compressed air supply during operation of the SOFC in the power generation system according to the second embodiment.
  • FIG. 6 is a schematic diagram illustrating a compressed air supply line in a power generation system according to another embodiment of the second embodiment, and
  • FIG. 7 is a schematic configuration diagram illustrating the power generation system according to the second embodiment.
  • the power generation system 110 includes a gas turbine 111 and a power generator 112, a SOFC 113, a steam turbine 114 and a power generator 115.
  • the power generation system 110 is configured to obtain high power generation efficiency by combining power generation by the gas turbine 111, power generation by the SOFC 113, and power generation by the steam turbine 114.
  • the gas turbine 111 includes a compressor 121, a combustor 122, and a turbine 123, and the compressor 121 and the turbine 123 are connected by a rotating shaft 124 so as to be integrally rotatable.
  • the compressor 121 compresses the air A ⁇ b> 100 taken in from the air intake line 125.
  • the combustor 122 mixes and burns the compressed air A101 supplied from the compressor 121 through the first compressed air supply line 126 and the fuel gas L101 supplied from the first fuel gas supply line 127.
  • the turbine 123 is rotated by exhaust gas (combustion gas) G100 supplied from the combustor 122 through the exhaust gas supply line 128.
  • the turbine 123 is supplied with compressed air A101 compressed by the compressor 121 through the passenger compartment, and cools the blades and the like using the compressed air A101 as cooling air.
  • the generator 112 is provided on the same axis as the turbine 123, and can generate electricity when the turbine 123 rotates.
  • the fuel gas L101 supplied to the combustor 122 for example, liquefied natural gas (LNG) is used.
  • the SOFC 113 performs power generation by reacting at a predetermined operating temperature by being supplied with high-temperature fuel gas as a reducing agent and high-temperature air (oxidizing gas) as an oxidant.
  • the SOFC 113 is configured by accommodating an air electrode, a solid electrolyte, and a fuel electrode in a pressure vessel. Compressed air A102 compressed by the compressor 121 is supplied to the air electrode, and fuel gas is supplied to the fuel electrode to generate power.
  • the fuel gas L102 supplied to the SOFC 113 for example, liquefied natural gas (LNG), hydrogen (H 2 ), carbon monoxide (CO), hydrocarbon gas such as methane (CH 4 ), carbon such as coal, etc. Gas produced by gasification equipment for quality raw materials is used.
  • the oxidizing gas supplied to the SOFC 113 is a gas containing approximately 15% to 30% oxygen, and typically air is preferable, but in addition to air, a mixed gas of combustion exhaust gas and air, oxygen A mixed gas of air and air can be used (hereinafter, the oxidizing gas supplied to the SOFC 113 is referred to as air).
  • the SOFC 113 is connected to a second compressed air supply line (compressed air supply line) 131 branched from the first compressed air supply line 126, and a part of the compressed air A102 compressed by the compressor 121 is used as an introduction portion of the air electrode. Can be supplied.
  • the second compressed air supply line 131 is provided with a control valve 132 capable of adjusting the amount of air to be supplied and a blower 133 capable of increasing the pressure of the compressed air A102 along the air flow direction.
  • the control valve 132 is provided on the upstream side of the second compressed air supply line 131 in the air flow direction, and the blower 133 is provided on the downstream side of the control valve 132.
  • the SOFC 113 is connected to an exhaust air line 134 that exhausts exhaust air A103 used in the air electrode.
  • the exhaust air line 134 is branched into an exhaust line 135 that exhausts the exhaust air A 103 used in the air electrode to the outside, and a compressed air circulation line 136 that is connected to the combustor 122.
  • the discharge line 135 is provided with a control valve 137 capable of adjusting the amount of air discharged
  • the compressed air circulation line 136 is provided with a control valve 138 capable of adjusting the amount of air circulated.
  • the SOFC 113 is provided with a second fuel gas supply line 141 for supplying the fuel gas L102 to the introduction portion of the fuel electrode.
  • the second fuel gas supply line 141 is provided with a control valve 142 that can adjust the amount of fuel gas to be supplied.
  • the SOFC 113 is connected to an exhaust fuel line 143 that exhausts the exhaust fuel gas L103 used at the fuel electrode.
  • the exhaust fuel line 143 is branched into an exhaust line 144 that discharges to the outside and an exhaust fuel gas supply line 145 that is connected to the combustor 122.
  • the discharge line 144 is provided with a control valve 146 that can adjust the amount of fuel gas to be discharged.
  • the exhaust fuel gas supply line 145 has a control valve 147 that can adjust the amount of fuel gas to be supplied, and a blower 148 that can boost the fuel. Are provided along the fuel flow direction.
  • the control valve 147 is provided on the upstream side in the flow direction of the fuel gas L103 in the exhaust fuel gas supply line 145, and the blower 148 is provided on the downstream side in the flow direction of the fuel gas L103 of the control valve 147.
  • the SOFC 113 is provided with a fuel gas recirculation line 149 that connects the exhaust fuel line 143 and the second fuel gas supply line 141.
  • the fuel gas recirculation line 149 is provided with a recirculation blower 150 for recirculating the exhaust fuel gas L103 of the exhaust fuel line 143 to the second fuel gas supply line 141.
  • the steam turbine 114 rotates the turbine 152 by the steam generated by the exhaust heat recovery boiler (HRSG) 151.
  • the exhaust heat recovery boiler 151 is connected to an exhaust gas line 153 from the gas turbine 111 (the turbine 123), and generates heat S100 by exchanging heat between the air and the high temperature exhaust gas G100.
  • the steam turbine 114 (turbine 152) is provided with a steam supply line 154 and a water supply line 155 between the exhaust heat recovery boiler 151.
  • the water supply line 155 is provided with a condenser 156 and a water supply pump 157.
  • the generator 115 is provided on the same axis as the turbine 152, and can generate power when the turbine 152 rotates.
  • the exhaust gas G100 from which heat has been recovered by the exhaust heat recovery boiler 151 is released to the atmosphere after removing harmful substances.
  • the operation of the power generation system 110 of the second embodiment will be described.
  • the electric power generation system 110 it starts in order of the gas turbine 111, the steam turbine 114, and SOFC113.
  • the compressor 121 compresses the air A100
  • the combustor 122 mixes and combusts the compressed air A101 and the fuel gas L101
  • the turbine 123 rotates by the exhaust gas G100. 112 starts power generation.
  • the turbine 152 is rotated by the steam S100 generated by the exhaust heat recovery boiler 151, whereby the generator 115 starts generating power.
  • the compressed air A102 is supplied to start pressure increase and to start heating.
  • the control valve 137 of the discharge line 135 and the control valve 138 of the compressed air circulation line 136 closed and the blower 133 of the second compressed air supply line 131 stopped, the control valve 132 is opened by a predetermined opening.
  • a part of the compressed air A102 compressed by the compressor 121 is supplied from the second compressed air supply line 131 to the SOFC 113 side.
  • the pressure increases on the SOFC 113 side by supplying the compressed air A102.
  • the fuel gas L102 is supplied to the fuel electrode side and pressure increase is started.
  • the control valve 146 of the exhaust line 144 and the control valve 147 of the exhaust fuel gas supply line 145 closed and the blower 148 stopped, the control valve 142 of the second fuel gas supply line 141 is opened and the fuel gas is recirculated.
  • the recirculation blower 150 in line 149 is driven.
  • the fuel gas L102 is supplied from the second fuel gas supply line 141 to the SOFC 113 side, and the exhaust fuel gas L103 is recirculated through the fuel gas recirculation line 149.
  • the pressure on the SOFC 113 side is increased by supplying the fuel gas L102.
  • the control valve 132 When the pressure on the air electrode side of the SOFC 113 reaches the outlet pressure of the compressor 121, the control valve 132 is fully opened and the blower 133 is driven. At the same time, the control valve 137 is opened to exhaust the exhaust air A103 from the SOFC 113 from the exhaust line 135. Then, the compressed air A102 is supplied to the SOFC 113 side by the blower 133. At the same time, the control valve 146 is opened, and the exhaust fuel gas L103 from the SOFC 113 is discharged from the discharge line 144. When the pressure on the air electrode side and the pressure on the fuel electrode side in the SOFC 113 reach the target pressure, the pressure increase of the SOFC 113 is completed.
  • the control valve 137 is closed and the control valve 138 is opened.
  • the exhaust air A103 from the SOFC 113 is supplied to the combustor 122 from the compressed air circulation line 136.
  • the control valve 146 is closed, while the control valve 147 is opened to drive the blower 148.
  • the exhaust fuel gas L103 from the SOFC 113 is supplied to the combustor 122 from the exhaust fuel gas supply line 145.
  • the fuel gas L101 supplied to the combustor 122 from the first fuel gas supply line 127 is reduced.
  • the power generation by the generator 112 by driving the gas turbine 111, the power generation by the SOFC 113, and the power generation by the generator 115 are all performed by driving the steam turbine 114, and the power generation system 110 becomes a steady operation.
  • the operation state of the gas turbine 111 varies depending on the power generation situation.
  • the outlet pressure of the compressor 121 varies.
  • the output of the gas turbine 111 is increased in order to return the frequency. That is, the input amount of the fuel gas L101 is increased.
  • the inlet temperature of the turbine 123 increases.
  • the outlet pressure of the compressor 121 increases.
  • the pressure of the compressed air A102 supplied to the SOFC 113 side is not stable.
  • the SOFC 113 is preferably operated in a stable state where air and fuel do not flow between each other by controlling the pressure between the air electrode and the fuel electrode evenly, and the pressure of the supplied compressed air A102 is unstable. Then, the operation state becomes unstable, and the power generation efficiency may be impaired.
  • the blower 133 and the control valve 132 in the second compressed air supply line 131 are A control valve (pressure control valve) 161 is provided between them, and the control device (control unit) 162 controls the opening degree of the control valve 161.
  • the control valve 161 may be provided on the upstream side of the blower 133 in the second compressed air supply line 131 (on the SOFC 113 side of the blower 133).
  • a first detector that detects the first pressure of the compressed air A102 between the control valve 132 and the compressor 121, downstream of the control valve 132 in the second compressed air supply line 131. 163a is provided.
  • a second detector 163b for detecting the second pressure of the compressed air A102 is provided on the upstream side of the control valve 161 in the second compressed air supply line 131 and between the control valve 161 and the blower 133. Yes.
  • the control device 162 controls the opening degree of the control valve 161 based on the pressure detected by the detectors 163a and 163b.
  • the reference pressure in a state where the SOFC 113 is rated is detected by a detector (SOFC detector) 164 provided in the SOFC 113 and input to the control device 162. This detector 164 detects the pressure at the air electrode of the SOFC 113.
  • the control device 162 stores, as a reference pressure, a pressure detected in advance by the detector 164 provided in the SOFC 113 when the SOFC 113 becomes rated operation. Then, the opening degree of the control valve 161 is controlled so that the pressure of the compressed air A102 detected by the detectors 163a and 163b becomes a predetermined pressure so as to be the reference pressure. At this time, the control device 162 controls the opening degree of the control valve 161 so that the pressure of the compressed air A102 detected by the first detector 163a becomes a predetermined pressure, and the pressure of the compressed air A102 detected by the second detector 163b. The pressure detected by the first detector 163a is confirmed.
  • step S1: Yes when the pressure of the compressed air A102 detected by the first detector 163a varies during the rated operation of the SOFC 113 (step S1: Yes), the control device 162 detects this. Based on the measured pressure, the opening degree of the control valve 161 is controlled (step S2). On the other hand, if the pressure of the compressed air A102 detected by the first detector 163a does not fluctuate (step S1: No), the control device 162 inputs the pressure of the compressed air A102 detected by the first detector 163a again. Monitor.
  • step S3: Yes if the pressure of the compressed air A102 detected by the first detector 163a becomes a predetermined pressure, the control device 162 ends this control, Returning to step S1, the pressure of the compressed air A102 detected by the first detector 163a is input again for monitoring. On the other hand, if the pressure of the compressed air A102 detected by the first detector 163a is not a predetermined pressure (step S3: No), the control device 162 returns to step S2 and returns to the pressure detected by the first detector 163a. Based on this, the opening degree of the control valve 161 is controlled.
  • the gas turbine 111 having the compressor 121 and the combustor 122, the SOFC 113 having the air electrode and the fuel electrode, and a part of the compression compressed by the compressor 121.
  • a second compressed air supply line 131 that supplies air A102 to the air electrode, a control valve 161 that is provided in the second compressed air supply line 131, and a compression that is provided in the second compressed air supply line 131 and is supplied to the air electrode
  • a detector 163a that detects the pressure of the air A102, and the opening degree of the control valve 161 is controlled so that the pressure of the compressed air A102 supplied to the air electrode is constant based on the pressure fluctuation detected by the detector 163a.
  • a control device 162 that controls the pressure of the compressed air A102 supplied to the air electrode is constant based on the pressure fluctuation detected by the detector 163a.
  • the pressure of the compressed air A102 supplied to the air electrode of the SOFC 113 fluctuates, the pressure of the compressed air A102 is made constant by controlling the opening degree of the control valve 161. Therefore, the pressure of the compressed air A102 supplied from the gas turbine 111 to the SOFC 113 is kept constant. As a result, since the SOFC 113 is operated with the compressed air A102 having a constant pressure, the operation state is stable and stable power generation can be performed.
  • control valve 161 is configured by arranging a plurality (two in the second embodiment) of control valves 161 a and 161 b in parallel.
  • the control valve 161a has a relatively large flow rate adjustment range
  • the control valve 161b has a relatively small flow rate adjustment range. Therefore, when controlling the opening degree of the control valve 161, the control device 162 first controls the control valve 161b having a small flow rate adjustment range, and then controls the control valve 161a having a large flow rate adjustment range.
  • control valve 161a By controlling in this way, it is possible to compensate for the unstable range at the start of operation of the control valve 161a having a relatively large flow rate adjustment range by the control valve 161b having a relatively small flow rate adjustment range. As a result, it is possible to smoothly and accurately control the pressure of the compressed air A102 to be constant.
  • the plurality of control valves 161a and 161b do not necessarily have different flow rate adjustment ranges. By sequentially controlling the opening degree, it is possible to smoothly and accurately control the pressure of the compressed air A102 to be constant. it can.
  • a part of compressed air A102 compressed by the compressor 121 of the gas turbine 111 is supplied to the air electrode of the SOFC 113, and the SOFC 113 is supplied. And adjusting the flow rate of the compressed air A102 so that the pressure of the compressed air A102 is constant when the compressed air A102 is changed.
  • the flow rate of the compressed air A102 is adjusted to keep the pressure of the compressed air A102 constant. Therefore, the pressure of the compressed air A102 supplied from the gas turbine 111 to the SOFC 113 is kept constant. As a result, since the SOFC 113 is operated with the compressed air A102 having a constant pressure, the operation state is stable and stable power generation can be performed.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

　燃料電池の起動時におけるガスタービンでの空気不足を抑制して安定した起動を可能とする。圧縮機（２１）と燃焼器（２２）を有するガスタービン（１１）と、圧縮機で圧縮した圧縮空気（Ａ１）を燃焼器に供給する第１圧縮空気供給ライン（２６）と、空気極及び燃料極を有するＳＯＦＣ（１３）と、圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気（Ａ２）を空気極に供給する第２圧縮空気供給ライン（３１）と、第２圧縮空気供給ラインに設けられて圧縮空気（Ａ２）を昇圧するブロワ（３３）と、第２圧縮空気供給ラインにおけるブロワの上流側と下流側とを接続する昇圧機循環ライン（６０）と、昇圧機循環ラインに設けられる制御弁（６１）と、第２圧縮空気供給ラインにおける昇圧機循環ラインとＳＯＦＣとの間に設けられる制御弁（６３）と、ＳＯＦＣの起動時に制御弁を閉作動させると共に制御弁を開作動させてブロワを始動する制御装置（６２）と、を有する。

Description

発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法並びに運転方法
　本発明は、燃料電池とガスタービンと蒸気タービンを組み合わせた発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法並びに運転方法に関するものである。
　燃料電池としての固体酸化物形燃料電池（Ｓｏｌｉｄ　Ｏｘｉｄｅ　Ｆｕｅｌ　Ｃｅｌｌ：以下ＳＯＦＣ）は、用途の広い高効率な燃料電池として知られている。このＳＯＦＣは、イオン導電率を高めるために作動温度が高くされているので、ガスタービンの圧縮機から吐出された空気を空気極側に供給する空気（酸化剤）として使用することができる。また、ＳＯＦＣは、利用できなかった高温の燃料をガスタービンの燃焼器に燃料として使用することができる。
　このため、例えば、下記特許文献１に記載されるように、高効率発電を達成することができる発電システムとして、ＳＯＦＣとガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたものが各種提案されている。この特許文献１に記載されたコンバインドシステムは、ＳＯＦＣと、このＳＯＦＣから排出された排燃料ガスと排出空気とを燃焼するガスタービン燃焼器と、空気を圧縮してＳＯＦＣに供給する圧縮機を有するガスタービンとを設けたものである。
特開２００９－２０５９３０号公報
　上述した従来の発電システムは、ガスタービンを先に運転させ、当該ガスタービンの圧縮機で圧縮した空気の一部をＳＯＦＣに供給することで、ＳＯＦＣを加圧し、その後にＳＯＦＣを起動する。この場合、ガスタービンの圧縮機の出口圧力と、ＳＯＦＣから排出された排燃料ガスが供給されるガスタービンの燃焼器の入口圧力とが一定となり、そこに圧損分を加えてＳＯＦＣに圧縮空気を供給する流れを生じさせるため、圧縮空気をブロワで流すことが好ましい。しかし、ブロワは、運転開始から定格運転に至るまでの間に内部の圧力や流量が急激に変動して運転が不安定である。このため、ブロワの運転開始時に伴い急激に圧縮空気の流量が増加してＳＯＦＣに送られ、ガスタービンの燃焼器への圧縮空気が不足することがある。この結果、燃焼器では、燃焼用空気が不足して燃焼ガスが高温となったり、燃焼器やタービンでは、冷却用空気が不足して十分な冷却が困難となったりする。また、ブロワの運転開始時に伴い急激に圧縮空気の流量が増加してＳＯＦＣに送られ、ガスタービンの燃焼器への圧縮空気が不足することを防ぐため、ガスタービンの圧縮機におけるＳＯＦＣ側出口とガスタービンの燃焼器におけるＳＯＦＣ側入口とを塞ぐことが考えられるが、これではブロワを起動させることができない。
　本発明は、上述した課題を解決するものであり、燃料電池の起動時におけるガスタービンでの空気不足を抑制して安定した起動を可能とする発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法を提供することを目的とする。
　また、上述した従来の発電システムの定格運転時において、ガスタービンは、発電状況に応じて運転状態が変動する。この場合、圧縮機の出口圧力が変動する。このため、ＳＯＦＣ側に供給する圧縮空気の圧力が安定しない。ＳＯＦＣは、空気極と燃料極との圧力を均等に制御して相互間に空気と燃料とが流入しない安定した状態で運転することが好ましく、供給される圧縮空気の圧力が不安定であると、その運転状態が不安定となり、発電効率が損なわれるおそれがある。
　本発明は、上述した課題を解決するものであり、ガスタービンから燃料電池に供給される圧縮空気の圧力を一定に保つことのできる発電システム及び発電システムにおける燃料電池の運転方法を提供することを目的とする。
　上記の目的を達成するための本発明の発電システムは、圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、前記圧縮機で圧縮した圧縮空気を前記燃焼器に供給する第１圧縮空気供給ラインと、空気極及び燃料極を有する燃料電池と、前記圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を前記空気極に供給する第２圧縮空気供給ラインと、前記第２圧縮空気供給ラインに設けられて前記圧縮空気を昇圧する昇圧機と、前記第２圧縮空気供給ラインにおける前記昇圧機の上流側と下流側とを接続する昇圧機循環ラインと、前記昇圧機循環ラインに設けられる第１制御弁と、前記第２圧縮空気供給ラインにおける前記昇圧機循環ラインと前記燃料電池との間に設けられる第２制御弁と、前記燃料電池の起動時に前記第２制御弁を閉作動させると共に前記第１制御弁を開作動させて前記昇圧機を始動する制御部と、を有することを特徴とする。
　従って、燃料電池の起動時、圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を空気極に供給する第２圧縮空気供給ラインにおいて、昇圧機の下流側から上流側へ圧縮空気を循環させる。そのため、このときに燃焼器やタービンに供給される圧縮空気が不足することがなく、燃焼器での異常燃焼やタービンでの冷却不足を抑制することができる。その結果、ガスタービンでの空気不足を抑制して安定した起動を可能とすることができる。
　本発明の発電システムでは、前記昇圧機における圧縮空気の圧力または流量を検出する検出器を備え、前記制御部は、前記流量検出器により検出された圧力または流量が所定値となった場合、前記第２制御弁を開作動すると共に前記第１制御弁を閉作動させることを特徴とする。
　従って、昇圧機における圧縮空気の流量が安定してから燃料電池に圧縮空気を送ることで、ガスタービンにおける空気不足を適正に抑制することができる。
　また、本発明の発電システムにおける燃料電池の起動方法は、燃料電池の起動時に、ガスタービンの圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を前記燃料電池の空気極の手前に設けた昇圧機を始動して昇圧させると共に当該昇圧機の下流側から上流側へ循環させる工程と、次に、前記ガスタービンの圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気の圧力または流量が所定値となった場合に前記圧縮空気を前記昇圧機で昇圧させつつ前記燃料電池の空気極に供給する工程と、を有することを特徴とする。
　従って、燃料電池の起動時、燃焼器やタービンで圧縮空気が不足することがなく、ガスタービンでの空気不足を抑制して安定した起動を可能とすることができる。
　上記の目的を達成するための本発明の発電システムは、圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、空気極及び燃料極を有する燃料電池と、前記圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を前記空気極に供給する圧縮空気供給ラインと、前記圧縮空気供給ラインに設けられる圧力制御弁と、前記圧縮空気供給ラインに設けられて前記空気極に供給される圧縮空気の圧力を検出する検出器と、前記検出器により検出された圧力の変動に基づいて前記空気極に供給される圧縮空気の圧力を一定とするように前記圧力制御弁の開度を制御する制御部と、を有することを特徴とする。
　従って、ガスタービンの圧縮機の出口側圧力が変動した場合、圧力制御弁の開度を制御することで、当該圧縮空気の圧力を補償する。そのため、ガスタービンから燃料電池に供給される圧縮空気の圧力が一定に保たれる。その結果、燃料電池は、一定圧力の圧縮空気で稼働されるため、運転状態が安定し、安定した発電を行うことができる。
　本発明の発電システムでは、前記圧力制御弁が、複数の制御弁を並列して構成されていることを特徴とする。
　従って、圧力制御弁の開度を制御する場合、例えば、先に流量調整範囲が小さい制御弁を制御し、その次に流量調整範囲の大きい制御弁を制御する。このように制御することで、流量調整範囲が比較的大きい制御弁の作動開始時での作動が不安定な範囲を、流量調整範囲が小さい制御弁により補うことが可能である。その結果、圧縮空気の圧力を一定にする制御を円滑かつ正確に行うことができる。また、複数の制御弁の流量調整範囲が同じであっても、順次開度を制御することで、圧縮空気の圧力を一定にする制御を円滑かつ正確に行うことができる。
　また、本発明の発電システムにおける燃料電池の運転方法は、ガスタービンの圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を燃料電池の空気極に供給する工程と、前記燃料電池に供給される圧縮空気の圧力が変動した場合、前記圧縮空気の圧力を一定とするように前記圧縮空気の流量を調整する工程と、を有することを特徴とする。
　従って、ガスタービンの圧縮機の出口側圧力が変動しても、圧縮空気の流量を調整し、当該圧縮空気の圧力を一定にする。そのため、ガスタービンから燃料電池に供給される圧縮空気の圧力が一定に保たれる。その結果、燃料電池は、一定圧力の圧縮空気で稼働されるため、運転状態が安定し、安定した発電を行うことができる。
　本発明の発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法によれば、ガスタービンの圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を燃料電池の空気極の手前に設けた昇圧機で昇圧させると共に当該昇圧機の下流側から上流側へ循環させてから燃料電池に供給するので、ガスタービンでの空気不足を抑制して安定した起動を可能とすることができる。また、ブロワの運転開始時に伴い急激に圧縮空気の流量が増加して燃料電池に送られ、ガスタービンの燃焼器への圧縮空気が不足することを防ぐため、ガスタービンの圧縮機における燃料電池側出口とガスタービンの燃焼器における燃料電池側入口とを塞いだ状態でも、ブロワを起動させることができる。
　本発明の発電システム及び発電システムにおける燃料電池の運転方法によれば、ガスタービンの圧縮機の出口側圧力が変動しても、圧縮空気の流量を調整することで、ガスタービンから燃料電池に供給される圧縮空気の圧力を一定に保つことができる。
図１は、本発明の実施例１に係る発電システムにおける圧縮空気の供給ラインを表す概略図である。 図２は、本実施例１の発電システムにおける固体酸化物形燃料電池の起動時における圧縮空気の供給タイミングを表すタイムチャートである。 図３は、本実施例１の発電システムを表す概略構成図である。 図４は、本発明の実施例２に係る発電システムにおける圧縮空気の供給ラインを表す概略図である。 図５は、本実施例２の発電システムにおける固体酸化物形燃料電池の運転時での圧縮空気の供給のフローチャートである。 図６は、本実施例２に係る他の形態の発電システムにおける圧縮空気の供給ラインを表す概略図である。 図７は、本実施例２の発電システムを表す概略構成図である。
　以下に添付図面を参照して、本発明に係る発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。
　本実施例１の発電システムは、固体酸化物形燃料電池（以下、ＳＯＦＣと称する。）とガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたトリプルコンバインドサイクル（Ｔｒｉｐｌｅ　Ｃｏｍｂｉｎｅｄ　Ｃｙｃｌｅ：登録商標）である。このトリプルコンバインドサイクルは、ガスタービンコンバインドサイクル発電（ＧＴＣＣ）の上流側にＳＯＦＣを設置することにより、ＳＯＦＣ、ガスタービン、蒸気タービンの３段階で電気を取り出すことができるため、極めて高い発電効率を実現することができる。なお、以下の説明では、本発明の燃料電池として固体酸化物形燃料電池を適用して説明するが、この形式の燃料電池に限定されるものではない。
　図１は、本発明の実施例１に係る発電システムにおける圧縮空気の供給ラインを表す概略図、図２は、本実施例１の発電システムにおけるＳＯＦＣの起動時における圧縮空気の供給タイミングを表すタイムチャート、図３は、本実施例１の発電システムを表す概略構成図である。
　本実施例１において、図３に示すように、発電システム１０は、ガスタービン１１及び発電機１２と、ＳＯＦＣ１３と、蒸気タービン１４及び発電機１５とを有している。この発電システム１０は、ガスタービン１１による発電と、ＳＯＦＣ１３による発電と、蒸気タービン１４による発電とを組み合わせることで、高い発電効率を得るように構成したものである。
　ガスタービン１１は、圧縮機２１、燃焼器２２、タービン２３を有しており、圧縮機２１とタービン２３は、回転軸２４により一体回転可能に連結されている。圧縮機２１は、空気取り込みライン２５から取り込んだ空気Ａを圧縮する。燃焼器２２は、圧縮機２１から第１圧縮空気供給ライン２６を通して供給された圧縮空気Ａ１と、第１燃料ガス供給ライン２７から供給された燃料ガスＬ１とを混合して燃焼する。タービン２３は、燃焼器２２から排ガス供給ライン２８を通して供給された排ガス（燃焼ガス）Ｇにより回転する。なお、図示しないが、タービン２３は、圧縮機２１で圧縮された圧縮空気Ａ１が車室を通して供給され、この圧縮空気Ａ１を冷却空気として翼などを冷却する。発電機１２は、タービン２３と同軸上に設けられており、タービン２３が回転することで発電することができる。なお、ここでは、燃焼器２２に供給する燃料ガスＬ１として、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）を用いている。
　ＳＯＦＣ１３は、還元剤としての高温の燃料ガスと酸化剤としての高温の空気（酸化性ガス）が供給されることで、所定の作動温度にて反応して発電を行うものである。このＳＯＦＣ１３は、圧力容器内に空気極と固体電解質と燃料極が収容されて構成される。空気極に圧縮機２１で圧縮された一部の圧縮空気Ａ２が供給され、燃料極に燃料ガスが供給されることで発電を行う。なお、ここでは、ＳＯＦＣ１３に供給する燃料ガスＬ２として、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）、水素（Ｈ２）および一酸化炭素（ＣＯ）、メタン（ＣＨ４）などの炭化水素ガス、石炭など炭素質原料のガス化設備により製造したガスを用いている。また、ＳＯＦＣ１３に供給される酸化性ガスは、酸素を略１５％～３０％含むガスであり、代表的には空気が好適であるが、空気以外にも燃焼排ガスと空気の混合ガスや、酸素と空気の混合ガスなどが使用可能である（以下、ＳＯＦＣ１３に供給される酸化性ガスを空気という）。
　このＳＯＦＣ１３は、第１圧縮空気供給ライン２６から分岐した第２圧縮空気供給ライン３１が連結され、圧縮機２１が圧縮した一部の圧縮空気Ａ２を空気極の導入部に供給することができる。この第２圧縮空気供給ライン３１は、供給する空気量を調整可能な制御弁３２と、圧縮空気Ａ２を昇圧可能なブロワ（昇圧機）３３とが空気の流れ方向に沿って設けられている。制御弁３２は、第２圧縮空気供給ライン３１における空気の流れ方向の上流側に設けられ、ブロワ３３は、制御弁３２の下流側に設けられている。ＳＯＦＣ１３は、空気極で用いられた排空気Ａ３を排出する排空気ライン３４が連結されている。この排空気ライン３４は、空気極で用いられた排空気Ａ３を外部に排出する排出ライン３５と、燃焼器２２に連結される圧縮空気循環ライン３６とに分岐される。排出ライン３５は、排出する空気量を調整可能な制御弁３７が設けられ、圧縮空気循環ライン３６は、循環する空気量を調整可能な制御弁３８が設けられている。
　また、ＳＯＦＣ１３は、燃料ガスＬ２を燃料極の導入部に供給する第２燃料ガス供給ライン４１が設けられている。第２燃料ガス供給ライン４１は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁４２が設けられている。ＳＯＦＣ１３は、燃料極で用いられた排燃料ガスＬ３を排出する排燃料ライン４３が連結されている。この排燃料ライン４３は、外部に排出する排出ライン４４と、燃焼器２２に連結される排燃料ガス供給ライン４５とに分岐される。排出ライン４４は、排出する燃料ガス量を調整可能な制御弁４６が設けられ、排燃料ガス供給ライン４５は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁４７と、燃料を昇圧可能なブロワ４８が燃料の流れ方向に沿って設けられている。制御弁４７は、排燃料ガス供給ライン４５における燃料ガスＬ３の流れ方向の上流側に設けられ、ブロワ４８は、制御弁４７の燃料ガスＬ３の流れ方向の下流側に設けられている。
　また、ＳＯＦＣ１３は、排燃料ライン４３と第２燃料ガス供給ライン４１とを連結する燃料ガス再循環ライン４９が設けられている。燃料ガス再循環ライン４９は、排燃料ライン４３の排燃料ガスＬ３を第２燃料ガス供給ライン４１に再循環する再循環ブロワ５０が設けられている。
　蒸気タービン１４は、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）５１で生成された蒸気によりタービン５２を回転するものである。この排熱回収ボイラ５１は、ガスタービン１１（タービン２３）からの排ガスライン５３が連結されており、空気と高温の排ガスＧとの間で熱交換を行うことで、蒸気Ｓを生成する。蒸気タービン１４（タービン５２）は、排熱回収ボイラ５１との間に蒸気供給ライン５４と給水ライン５５が設けられている。そして、給水ライン５５は、復水器５６と給水ポンプ５７が設けられている。発電機１５は、タービン５２と同軸上に設けられており、タービン５２が回転することで発電することができる。なお、排熱回収ボイラ５１で熱が回収された排ガスＧは、有害物質を除去されてから大気へ放出される。
　ここで、本実施例１の発電システム１０の作動について説明する。発電システム１０を起動する場合、ガスタービン１１、蒸気タービン１４、ＳＯＦＣ１３の順に起動する。
　まず、ガスタービン１１にて、圧縮機２１が空気Ａを圧縮し、燃焼器２２が圧縮空気Ａ１と燃料ガスＬ１とを混合して燃焼し、タービン２３が排ガスＧにより回転することで、発電機１２が発電を開始する。次に、蒸気タービン１４にて、排熱回収ボイラ５１により生成された蒸気Ｓによりタービン５２が回転し、これにより発電機１５が発電を開始する。
　続いて、ＳＯＦＣ１３では、まず、圧縮空気Ａ２を供給して昇圧を開始すると共に加熱を開始する。排出ライン３５の制御弁３７と圧縮空気循環ライン３６の制御弁３８を閉止し、第２圧縮空気供給ライン３１のブロワ３３を停止した状態で、制御弁３２を所定開度だけ開放する。すると、圧縮機２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２が第２圧縮空気供給ライン３１からＳＯＦＣ１３側へ供給される。これにより、ＳＯＦＣ１３側は、圧縮空気Ａ２が供給されることで圧力が上昇する。
　一方、ＳＯＦＣ１３では、燃料極側に燃料ガスＬ２を供給して昇圧を開始する。排出ライン４４の制御弁４６と排燃料ガス供給ライン４５の制御弁４７を閉止し、ブロワ４８を停止した状態で、第２燃料ガス供給ライン４１の制御弁４２を開放すると共に、燃料ガス再循環ライン４９の再循環ブロワ５０を駆動する。すると、燃料ガスＬ２が第２燃料ガス供給ライン４１からＳＯＦＣ１３側へ供給されると共に、排燃料ガスＬ３が燃料ガス再循環ライン４９により再循環する。これにより、ＳＯＦＣ１３側は、燃料ガスＬ２が供給されることで圧力が上昇する。
　そして、ＳＯＦＣ１３の空気極側の圧力が圧縮機２１の出口圧力になると、制御弁３２を全開にすると共に、ブロワ３３を駆動する。それと同時に制御弁３７を開放してＳＯＦＣ１３からの排空気Ａ３を排出ライン３５から排出する。すると、圧縮空気Ａ２がブロワ３３によりＳＯＦＣ１３側へ供給される。それと同時に制御弁４６を開放してＳＯＦＣ１３からの排燃料ガスＬ３を排出ライン４４から排出する。そして、ＳＯＦＣ１３における空気極側の圧力と燃料極側の圧力が目標圧力に到達すると、ＳＯＦＣ１３の昇圧が完了する。
　その後、ＳＯＦＣ１３の反応（発電）が安定し、排空気Ａ３と排燃料ガスＬ３の成分が安定したら、制御弁３７を閉止する一方、制御弁３８を開放する。すると、ＳＯＦＣ１３からの排空気Ａ３が圧縮空気循環ライン３６から燃焼器２２に供給される。また、制御弁４６を閉止する一方、制御弁４７を開放してブロワ４８を駆動する。すると、ＳＯＦＣ１３からの排燃料ガスＬ３が排燃料ガス供給ライン４５から燃焼器２２に供給される。このとき、第１燃料ガス供給ライン２７から燃焼器２２に供給される燃料ガスＬ１を減量する。
　ここで、ガスタービン１１の駆動による発電機１２での発電、ＳＯＦＣ１３での発電、蒸気タービン１４の駆動により発電機１５での発電が全て行われることとなり、発電システム１０が定常運転となる。
　ところで、一般的な発電システムでは、ＳＯＦＣ１３を起動するとき、ガスタービン１１の圧縮機２１で圧縮した空気の一部を第２圧縮空気供給ライン３１からＳＯＦＣ１３に供給することで昇圧している。そして、本実施例１では、圧縮機２１の出口圧力と、ＳＯＦＣから排出された排燃料ガスが供給される燃焼器２２の入口圧力とが一定となり、そこに圧損分を加えてＳＯＦＣ１３に圧縮空気Ａ２を供給する流れを生じさせるため、圧縮空気Ａ２をブロワ３３で流す。しかし、ブロワ３３は、運転開始から定格運転に至るまでの間に内部の圧力や流量が急激に変動して運転が不安定である。このため、ブロワ３３の運転開始時に伴い急激に圧縮空気Ａ２の流量が増加してＳＯＦＣ１３に送られ、ガスタービン１１では、燃焼器２２に供給される圧縮空気Ａ１やタービン２３に送られる冷却空気が不足してしまうおそれがある。
　そこで、本実施例１の発電システム１０では、図１に示すように、ブロワ３３の位置に昇圧機循環ライン６０及び制御弁（第１制御弁）６１を設け、制御装置（制御部）６２は、ＳＯＦＣ１３の起動時に、ブロワ３３の始動と共に制御弁６１を開放するようにしている。
　即ち、ＳＯＦＣ１３の起動時に、ブロワ３３の始動と共に制御弁６１を開放すると、ガスタービン１１の圧縮機２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２が、ブロワ３３で流されつつ昇圧機循環ライン６０に循環する。そして、ブロワ３３の運転が安定するまでこれを行うことで、ＳＯＦＣ１３に送られる圧縮空気Ａ２の流量が安定する。そのため、ガスタービン１１での空気不足を抑制することができる。
　詳細に説明すると、図１に示すように、昇圧機循環ライン６０は、第２圧縮空気供給ライン３１において、ブロワ３３の上流側と下流側とに接続され、ブロワ３３を迂回するように設けられている。制御弁６１は、この昇圧機循環ライン６０に設けられている。なお、ブロワ３３は、駆動モータ３３ａで駆動される。また、ブロワ３３は、その出口を通過する圧縮空気Ａ２の圧力を検出する圧力検出器３３ｂを有している。
　また、制御弁（第２制御弁）６３が、第２圧縮空気供給ライン３１であって、昇圧機循環ライン６０とＳＯＦＣ１３との間に設けられている。
　また、第１検出器６４が、第２圧縮空気供給ライン３１であって、圧縮機２１と制御弁３２との間に設けられている。この第１検出器６４は、ガスタービン１１の圧縮機２１で圧縮した制御弁３２の上流側の圧縮空気Ａ２の第１圧力を検出する。
　また、第２検出器６５が、第２圧縮空気供給ライン３１であって、昇圧機循環ライン６０と制御弁３２との間に設けられている。この第２検出器６５は、ガスタービン１１の圧縮機２１で圧縮した制御弁３２の下流側の圧縮空気Ａ２の第２圧力を検出する。
　また、第３検出器６６が、ＳＯＦＣ１３に設けられている。この第３検出器６６は、ＳＯＦＣ１３の空気極、つまり、第２圧縮空気供給ライン３１における制御弁６３よりもＳＯＦＣ１３側の第３圧力を検出する。
　制御装置６２は、制御弁６１及び制御弁６３の開度を調整可能であると共に、駆動モータ３３ａによるブロワ３３の始動及び停止を制御可能となっている。また、制御装置６２は、制御弁３２、制御弁３７及び制御弁３８の開度を調整可能となっている。また、制御装置６２は、各検出器６４，６５，６６が検出した第１圧力、第２圧力、及び第３圧力を入力する。また、制御装置６２は、ブロワ３３における圧力検出器３３ｂが検出した圧力を入力する。
　そして、制御装置６２は、各検出器６４，６５，６６が検出した第１圧力、第２圧力及び第３圧力や、ブロワ３３の圧力検出器３３ｂが検出した圧力を入力し、これらの入力に基づき、駆動モータ３３ａ、制御弁６１、制御弁６３、制御弁３２、制御弁３７及び制御弁３８を制御する。
　ここで、上述した制御装置６２による制御であって、本実施例１の発電システム１０におけるＳＯＦＣ１３の起動方法について説明する。
　図２に示すように、時間ｔ１にて、ガスタービン１１が起動し、所定時間の経過後の時間ｔ２までにガスタービン１１による発電が開始される。この時間ｔ１から時間ｔ２までの間は、ブロワ３３は停止しており（駆動モータ３３ａが停止）、制御弁３２，３７，３８，６３は閉止され、制御弁６１は開放されている（または閉止されていてもよい）。
　そして、時間ｔ２にＳＯＦＣ１３を起動する起動指令を取得する。この場合、ガスタービン１１は、低負荷運転状態であってもよいし、定格運転状態であってもよい。この時間ｔ２にて、制御弁３２を全開ではない所定の開度とすると共に、制御弁６３を開放する。すると、制御弁３２から昇圧機循環ライン６０を介した第２圧縮空気供給ライン３１と、ＳＯＦＣ１３と、制御弁３８までの圧縮空気循環ライン３６と、制御弁３７までの排出ライン３５との圧力が上昇する。
　そして、時間ｔ３にて、第２検出器６５の第２圧力Ｐ２が第１検出器６４の第１圧力Ｐ１に同等となったとき、制御弁３２，６１を開放し、制御弁６３を閉止（または所定開度に絞り）、ブロワ３３を始動する（駆動モータ３３ａを駆動）。すると、圧縮機２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２が、ブロワ３３の下流側から上流側へ昇圧機循環ライン６０を経由して循環する。なお、制御弁６３は、圧縮空気Ａ２がＳＯＦＣ１３に供給することを抑制し、昇圧機循環ライン６０で圧縮空気Ａ２を循環させる。制御弁６３は、所定開度に絞ってもよいが、閉止することで圧縮空気Ａ２の循環を確実にし、ブロワ３３により昇圧される圧縮空気Ａ２のＳＯＦＣ１３への影響（例えば、ＳＯＦＣ１３の圧力（第３圧力Ｐ３）変動など）を確実に抑制することが可能である。
　そして、時間ｔ４にて、ブロワ３３の圧力Ｐがブロワ３３の定格時の所定値の圧力となったとき、ブロワ３３を駆動したまま、制御弁６１を徐々に閉止する。このとき、制御弁６３及び制御弁３７を徐々に開く。すると、ブロワ３３で昇圧された圧縮空気Ａ２が、ＳＯＦＣ１３に供給される。このとき、ブロワ３３は定格運転であるから運転が安定しており、ＳＯＦＣ１３に送られる圧縮空気Ａ２の流量が安定する。また、このとき、制御弁６３及び制御弁３７を徐々に開くことにより第３検出器６６の第３圧力Ｐ３、即ち、ＳＯＦＣ１３の圧力の急激な変動を抑えられる。一方、ＳＯＦＣ１３では、圧縮空気Ａ２が、第２圧縮空気供給ライン３１を通ってＳＯＦＣ１３に流れることから、ＳＯＦＣ１３の圧力（第３圧力Ｐ３）が徐々に高くなる。
　そして、時間ｔ５にて、ＳＯＦＣ１３の圧力（第３圧力Ｐ３）がＳＯＦＣ１３の所定の圧力となったとき、ブロワ３３を駆動したまま、制御弁６１を閉止し、制御弁６３を開放する。そして、ＳＯＦＣ１３の運転が安定するまでの時間ｔ６に至り制御弁３８を徐々に開けると共に、制御弁３７を徐々に閉じる。これにより、定格運転のＳＯＦＣ１３から排出される排空気Ａ３が、排空気ライン３４から圧縮空気循環ライン３６を経て燃焼器２２に供給される。この排空気Ａ３は、ブロワ３３の運転が安定しているから急激な変動はなく、安定して燃焼器２２に供給される。このため、ガスタービン１１では、燃焼器２２に供給される圧縮機２１からの圧縮空気Ａ１やタービン２３に送られる冷却空気が過不足なく安定して供給されることになる。
　なお、制御装置６２は、ブロワ３３における圧力検出器３３ｂが検出した圧力を入力し、時間ｔ４にて、ブロワ３３の圧力Ｐがブロワ３３の定格時の所定値の圧力となったとき、ブロワ３３を駆動したまま、制御弁６１を徐々に閉止する。この圧力検出器３３ｂに代えて、ブロワ３３は、その出口を通過する圧縮空気Ａ２の流量を検出する流量検出器を有してもよい。この場合、制御装置６２は、ブロワ３３における流量検出器が検出した流量を入力し、時間ｔ４にて、ブロワ３３の流量がブロワ３３の定格時の所定値の流量となったとき、ブロワ３３を駆動したまま、制御弁６１を徐々に閉止する。
　このように本実施例１の発電システムにあっては、圧縮機２１と燃焼器２２を有するガスタービン１１と、圧縮機２１で圧縮した圧縮空気Ａ１を燃焼器２２に供給する第１圧縮空気供給ライン２６と、空気極及び燃料極を有するＳＯＦＣ１３と、圧縮機２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２を空気極に供給する第２圧縮空気供給ライン３１と、第２圧縮空気供給ライン３１に設けられて圧縮空気Ａ２を昇圧するブロワ３３と、第２圧縮空気供給ライン３１におけるブロワ３３の上流側と下流側とを接続する昇圧機循環ライン６０と、昇圧機循環ライン６０に設けられる制御弁６１と、第２圧縮空気供給ライン３１における昇圧機循環ライン６０とＳＯＦＣ１３との間に設けられる制御弁６３と、ＳＯＦＣ１３の起動時に制御弁６３を閉作動させると共に制御弁６１を開作動させてブロワ３３を始動する制御装置６２と、を有する。
　従って、ＳＯＦＣ１３の起動時、圧縮機２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２を空気極に供給する第２圧縮空気供給ライン３１において、ブロワ３３の下流側から上流側へ圧縮空気Ａ２を循環させる。そのため、このときに燃焼器２２やタービン２３に供給される圧縮空気Ａ１が不足することがなく、燃焼器２２での異常燃焼やタービン２３での冷却不足を抑制することができる。その結果、ガスタービン１１での空気不足を抑制して安定した起動を可能とすることができる。
　本実施例１の発電システムでは、ブロワ３３における圧縮空気Ａ２の圧力または流量を検出する検出器３３ｂを備え、制御装置６２は、検出器３３ｂにより検出された圧力または流量が所定値となった場合、制御弁６３を開作動すると共に制御弁６１を閉作動させる。従って、ブロワ３３における圧縮空気Ａ２の圧力または流量が安定してからＳＯＦＣ１３に圧縮空気Ａ２を送ることで、ガスタービン１１における空気不足を適正に抑制することができる。
　また、本実施例１の発電システムにおける燃料電池の起動方法にあっては、ＳＯＦＣ１３の起動時に、ガスタービン１１の圧縮機２２で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２をＳＯＦＣ１３の空気極の手前に設けたブロワ３３を始動して昇圧させると共に当該ブロワ３３の下流側から上流側へ循環させる工程と、次に、ガスタービン１１の圧縮機２２で圧縮した一部の圧縮空気Ａ２の圧力または流量が所定値となった場合に圧縮空気Ａ２をブロワ３３で昇圧させつつＳＯＦＣ１３の空気極に供給する工程と、を有している。
　従って、ＳＯＦＣ１３の起動時、燃焼器２２やタービン２３で圧縮空気Ａ１が不足することがなく、ガスタービン１１での空気不足を抑制して安定した起動を可能とすることができる。
　以下に添付図面を参照して、本発明に係る発電システム及び発電システムにおける燃料電池の運転方法の好適な実施例を詳細に説明する。なお、この実施例により本発明が限定されるものではなく、また、実施例が複数ある場合には、各実施例を組み合わせて構成するものも含むものである。
　本実施例２の発電システムは、固体酸化物形燃料電池（以下、ＳＯＦＣと称する。）とガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたトリプルコンバインドサイクル（Ｔｒｉｐｌｅ　Ｃｏｍｂｉｎｅｄ　Ｃｙｃｌｅ：登録商標）である。このトリプルコンバインドサイクルは、ガスタービンコンバインドサイクル発電（ＧＴＣＣ）の上流側にＳＯＦＣを設置することにより、ＳＯＦＣ、ガスタービン、蒸気タービンの３段階で電気を取り出すことができるため、極めて高い発電効率を実現することができる。なお、以下の説明では、本発明の燃料電池として固体酸化物形燃料電池を適用して説明するが、この形式の燃料電池に限定されるものではない。
　図４は、本発明の実施例２に係る発電システムにおける圧縮空気の供給ラインを表す概略図、図５は、本実施例２の発電システムにおけるＳＯＦＣの運転時での圧縮空気の供給のフローチャート、図６は、本実施例２に係る他の形態の発電システムにおける圧縮空気の供給ラインを表す概略図、図７は、本実施例２の発電システムを表す概略構成図である。
　本実施例２において、図７に示すように、発電システム１１０は、ガスタービン１１１及び発電機１１２と、ＳＯＦＣ１１３と、蒸気タービン１１４及び発電機１１５とを有している。この発電システム１１０は、ガスタービン１１１による発電と、ＳＯＦＣ１１３による発電と、蒸気タービン１１４による発電とを組み合わせることで、高い発電効率を得るように構成したものである。
　ガスタービン１１１は、圧縮機１２１、燃焼器１２２、タービン１２３を有しており、圧縮機１２１とタービン１２３は、回転軸１２４により一体回転可能に連結されている。圧縮機１２１は、空気取り込みライン１２５から取り込んだ空気Ａ１００を圧縮する。燃焼器１２２は、圧縮機１２１から第１圧縮空気供給ライン１２６を通して供給された圧縮空気Ａ１０１と、第１燃料ガス供給ライン１２７から供給された燃料ガスＬ１０１とを混合して燃焼する。タービン１２３は、燃焼器１２２から排ガス供給ライン１２８を通して供給された排ガス（燃焼ガス）Ｇ１００により回転する。なお、図示しないが、タービン１２３は、圧縮機１２１で圧縮された圧縮空気Ａ１０１が車室を通して供給され、この圧縮空気Ａ１０１を冷却空気として翼などを冷却する。発電機１１２は、タービン１２３と同軸上に設けられており、タービン１２３が回転することで発電することができる。なお、ここでは、燃焼器１２２に供給する燃料ガスＬ１０１として、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）を用いている。
　ＳＯＦＣ１１３は、還元剤としての高温の燃料ガスと酸化剤としての高温の空気（酸化性ガス）が供給されることで、所定の作動温度にて反応して発電を行うものである。このＳＯＦＣ１１３は、圧力容器内に空気極と固体電解質と燃料極が収容されて構成される。空気極に圧縮機１２１で圧縮された圧縮空気Ａ１０２が供給され、燃料極に燃料ガスが供給されることで発電を行う。なお、ここでは、ＳＯＦＣ１１３に供給する燃料ガスＬ１０２として、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）、水素（Ｈ２）および一酸化炭素（ＣＯ）、メタン（ＣＨ４）などの炭化水素ガス、石炭など炭素質原料のガス化設備により製造したガスを用いている。また、ＳＯＦＣ１１３に供給される酸化性ガスは、酸素を略１５％～３０％含むガスであり、代表的には空気が好適であるが、空気以外にも燃焼排ガスと空気の混合ガスや、酸素と空気の混合ガスなどが使用可能である（以下、ＳＯＦＣ１１３に供給される酸化性ガスを空気という）。
　このＳＯＦＣ１１３は、第１圧縮空気供給ライン１２６から分岐した第２圧縮空気供給ライン（圧縮空気供給ライン）１３１が連結され、圧縮機１２１が圧縮した一部の圧縮空気Ａ１０２を空気極の導入部に供給することができる。この第２圧縮空気供給ライン１３１は、供給する空気量を調整可能な制御弁１３２と、圧縮空気Ａ１０２を昇圧可能なブロワ１３３とが空気の流れ方向に沿って設けられている。制御弁１３２は、第２圧縮空気供給ライン１３１における空気の流れ方向の上流側に設けられ、ブロワ１３３は、制御弁１３２の下流側に設けられている。ＳＯＦＣ１１３は、空気極で用いられた排空気Ａ１０３を排出する排空気ライン１３４が連結されている。この排空気ライン１３４は、空気極で用いられた排空気Ａ１０３を外部に排出する排出ライン１３５と、燃焼器１２２に連結される圧縮空気循環ライン１３６とに分岐される。排出ライン１３５は、排出する空気量を調整可能な制御弁１３７が設けられ、圧縮空気循環ライン１３６は、循環する空気量を調整可能な制御弁１３８が設けられている。
　また、ＳＯＦＣ１１３は、燃料ガスＬ１０２を燃料極の導入部に供給する第２燃料ガス供給ライン１４１が設けられている。第２燃料ガス供給ライン１４１は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁１４２が設けられている。ＳＯＦＣ１１３は、燃料極で用いられた排燃料ガスＬ１０３を排出する排燃料ライン１４３が連結されている。この排燃料ライン１４３は、外部に排出する排出ライン１４４と、燃焼器１２２に連結される排燃料ガス供給ライン１４５とに分岐される。排出ライン１４４は、排出する燃料ガス量を調整可能な制御弁１４６が設けられ、排燃料ガス供給ライン１４５は、供給する燃料ガス量を調整可能な制御弁１４７と、燃料を昇圧可能なブロワ１４８が燃料の流れ方向に沿って設けられている。制御弁１４７は、排燃料ガス供給ライン１４５における燃料ガスＬ１０３の空気の流れ方向の上流側に設けられ、ブロワ１４８は、制御弁１４７の燃料ガスＬ１０３の流れ方向の下流側に設けられている。
　また、ＳＯＦＣ１１３は、排燃料ライン１４３と第２燃料ガス供給ライン１４１とを連結する燃料ガス再循環ライン１４９が設けられている。燃料ガス再循環ライン１４９は、排燃料ライン１４３の排燃料ガスＬ１０３を第２燃料ガス供給ライン１４１に再循環する再循環ブロワ１５０が設けられている。
　蒸気タービン１１４は、排熱回収ボイラ（ＨＲＳＧ）１５１で生成された蒸気によりタービン１５２を回転するものである。この排熱回収ボイラ１５１は、ガスタービン１１１（タービン１２３）からの排ガスライン１５３が連結されており、空気と高温の排ガスＧ１００との間で熱交換を行うことで、蒸気Ｓ１００を生成する。蒸気タービン１１４（タービン１５２）は、排熱回収ボイラ１５１との間に蒸気供給ライン１５４と給水ライン１５５が設けられている。そして、給水ライン１５５は、復水器１５６と給水ポンプ１５７が設けられている。発電機１１５は、タービン１５２と同軸上に設けられており、タービン１５２が回転することで発電することができる。なお、排熱回収ボイラ１５１で熱が回収された排ガスＧ１００は、有害物質を除去されてから大気へ放出される。
　ここで、本実施例２の発電システム１１０の作動について説明する。発電システム１１０を起動する場合、ガスタービン１１１、蒸気タービン１１４、ＳＯＦＣ１１３の順に起動する。
　まず、ガスタービン１１１にて、圧縮機１２１が空気Ａ１００を圧縮し、燃焼器１２２が圧縮空気Ａ１０１と燃料ガスＬ１０１とを混合して燃焼し、タービン１２３が排ガスＧ１００により回転することで、発電機１１２が発電を開始する。次に、蒸気タービン１１４にて、排熱回収ボイラ１５１により生成された蒸気Ｓ１００によりタービン１５２が回転し、これにより発電機１１５が発電を開始する。
　続いて、ＳＯＦＣ１１３では、まず、圧縮空気Ａ１０２を供給して昇圧を開始すると共に加熱を開始する。排出ライン１３５の制御弁１３７と圧縮空気循環ライン１３６の制御弁１３８を閉止し、第２圧縮空気供給ライン１３１のブロワ１３３を停止した状態で、制御弁１３２を所定開度だけ開放する。すると、圧縮機１２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ１０２が第２圧縮空気供給ライン１３１からＳＯＦＣ１１３側へ供給される。これにより、ＳＯＦＣ１１３側は、圧縮空気Ａ１０２が供給されることで圧力が上昇する。
　一方、ＳＯＦＣ１１３では、燃料極側に燃料ガスＬ１０２を供給して昇圧を開始する。排出ライン１４４の制御弁１４６と排燃料ガス供給ライン１４５の制御弁１４７を閉止し、ブロワ１４８を停止した状態で、第２燃料ガス供給ライン１４１の制御弁１４２を開放すると共に、燃料ガス再循環ライン１４９の再循環ブロワ１５０を駆動する。すると、燃料ガスＬ１０２が第２燃料ガス供給ライン１４１からＳＯＦＣ１１３側へ供給されると共に、排燃料ガスＬ１０３が燃料ガス再循環ライン１４９により再循環する。これにより、ＳＯＦＣ１１３側は、燃料ガスＬ１０２が供給されることで圧力が上昇する。
　そして、ＳＯＦＣ１１３の空気極側の圧力が圧縮機１２１の出口圧力になると、制御弁１３２を全開にすると共に、ブロワ１３３を駆動する。それと同時に制御弁１３７を開放してＳＯＦＣ１１３からの排空気Ａ１０３を排出ライン１３５から排出する。すると、圧縮空気Ａ１０２がブロワ１３３によりＳＯＦＣ１１３側へ供給される。それと同時に制御弁１４６を開放してＳＯＦＣ１１３からの排燃料ガスＬ１０３を排出ライン１４４から排出する。そして、ＳＯＦＣ１１３における空気極側の圧力と燃料極側の圧力が目標圧力に到達すると、ＳＯＦＣ１１３の昇圧が完了する。
　その後、ＳＯＦＣ１１３の反応（発電）が安定し、排空気Ａ１０３と排燃料ガスＬ１０３の成分が安定したら、制御弁１３７を閉止する一方、制御弁１３８を開放する。すると、ＳＯＦＣ１１３からの排空気Ａ１０３が圧縮空気循環ライン１３６から燃焼器１２２に供給される。また、制御弁１４６を閉止する一方、制御弁１４７を開放してブロワ１４８を駆動する。すると、ＳＯＦＣ１１３からの排燃料ガスＬ１０３が排燃料ガス供給ライン１４５から燃焼器１２２に供給される。このとき、第１燃料ガス供給ライン１２７から燃焼器１２２に供給される燃料ガスＬ１０１を減量する。
　ここで、ガスタービン１１１の駆動による発電機１１２での発電、ＳＯＦＣ１１３での発電、蒸気タービン１１４の駆動により発電機１１５での発電が全て行われることとなり、発電システム１１０が定常運転となる。
　ところで、一般的な発電システムでは、ガスタービン１１１は、発電状況に応じて運転状態が変動する。この場合、圧縮機１２１の出口圧力が変動する。例えば、系統の周波数が下がったとき、周波数を戻すためにガスタービン１１１の出力を上げる。つまり、燃料ガスＬ１０１の投入量を増やす。そうすると、タービン１２３の入口温度が上がる。これに応じて圧縮機１２１の出口圧力が上がることになる。このため、ＳＯＦＣ１１３側に供給する圧縮空気Ａ１０２の圧力が安定しない。ＳＯＦＣ１１３は、空気極と燃料極との圧力を均等に制御して相互間に空気と燃料とが流入しない安定した状態で運転することが好ましく、供給される圧縮空気Ａ１０２の圧力が不安定であると、その運転状態が不安定となり、発電効率が損なわれるおそれがある。
　そこで、本実施例２の発電システム１１０では、図４に示すように、ＳＯＦＣ１１３に供給される圧縮空気Ａ１０２の圧力を一定とするため、第２圧縮空気供給ライン１３１におけるブロワ１３３と制御弁１３２との間に制御弁（圧力制御弁）１６１を設け、制御装置（制御部）１６２は、制御弁１６１の開度を制御するようにしている。なお、制御弁１６１は、第２圧縮空気供給ライン１３１におけるブロワ１３３の上流側（ブロワ１３３よりもＳＯＦＣ１１３側）に設けられていてもよい。
　即ち、制御弁１６１の開度を絞ると、ＳＯＦＣ１１３に供給される圧縮空気Ａ１０２の流量が減少して圧力が下がる傾向となり、制御弁１６１の開度を開けると、ＳＯＦＣ１１３に供給される圧縮空気Ａ１０２の流量が増加して圧力が上がる傾向となる。この制御を行うため、第２圧縮空気供給ライン１３１における制御弁１３２の下流側であって、制御弁１３２と圧縮機１２１との間に、圧縮空気Ａ１０２の第１圧力を検出する第１検出器１６３ａが設けられている。さらに、第２圧縮空気供給ライン１３１における制御弁１６１の上流側であって、制御弁１６１とブロワ１３３との間に、圧縮空気Ａ１０２の第２圧力を検出する第２検出器１６３ｂが設けられている。そして、制御装置１６２は、この検出器１６３ａ，１６３ｂが検出した圧力に基づいて制御弁１６１の開度を制御する。なお、ＳＯＦＣ１１３が定格運転されている状態で基準となる圧力は、ＳＯＦＣ１１３に設けられている検出器（ＳＯＦＣ検出器）１６４により検出され、制御装置１６２に入力される。この検出器１６４は、ＳＯＦＣ１１３の空気極における圧力を検出する。
　ここで、上述した制御装置１６２による制御であって、本実施例２の発電システム１１０におけるＳＯＦＣ１１３の運転方法について説明する。
　制御装置１６２は、ＳＯＦＣ１１３が定格運転となったとき、ＳＯＦＣ１１３に設けられている検出器１６４により予め検出された圧力を基準圧力として記憶する。そして、この基準圧力となるように、検出器１６３ａ，１６３ｂが検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力が所定圧力となるように制御弁１６１の開度を制御する。このとき、制御装置１６２は、第１検出器１６３ａが検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力が所定圧力となるように制御弁１６１の開度を制御し、第２検出器１６３ｂ検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力にて第１検出器１６３ａが検出した圧力の確認を行う。
　即ち、図５に示すように、ＳＯＦＣ１１３の定格運転時において、第１検出器１６３ａが検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力に変動があった場合（ステップＳ１：Ｙｅｓ）、制御装置１６２は、この検出された圧力に基づき制御弁１６１の開度を制御する（ステップＳ２）。一方、第１検出器１６３ａが検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力に変動がなければ（ステップＳ１：Ｎｏ）、制御装置１６２は、第１検出器１６３ａが検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力を再び入力して監視を行う。そして、制御弁１６１の開度を制御した結果、第１検出器１６３ａが検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力が所定圧力となれば（ステップＳ３：Ｙｅｓ）、制御装置１６２は、本制御を終了し、ステップＳ１に戻って第１検出器１６３ａが検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力を再び入力して監視を行う。一方、第１検出器１６３ａが検出した圧縮空気Ａ１０２の圧力が所定圧力でなければ（ステップＳ３：Ｎｏ）、制御装置１６２は、ステップＳ２に戻って、第１検出器１６３ａで検出された圧力に基づき制御弁１６１の開度を制御する。
　このように本実施例２の発電システム１１０にあっては、圧縮機１２１と燃焼器１２２を有するガスタービン１１１と、空気極及び燃料極を有するＳＯＦＣ１１３と、圧縮機１２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ１０２を空気極に供給する第２圧縮空気供給ライン１３１と、第２圧縮空気供給ライン１３１に設けられる制御弁１６１と、第２圧縮空気供給ライン１３１に設けられて空気極に供給される圧縮空気Ａ１０２の圧力を検出する検出器１６３ａと、検出器１６３ａにより検出された圧力の変動に基づいて空気極に供給される圧縮空気Ａ１０２の圧力を一定とするように制御弁１６１の開度を制御する制御装置１６２と、を有する。
　従って、ＳＯＦＣ１１３の空気極に供給される圧縮空気Ａ１０２の圧力が変動した場合、制御弁１６１の開度を制御することで、当該圧縮空気Ａ１０２の圧力を一定にする。そのため、ガスタービン１１１からＳＯＦＣ１１３に供給される圧縮空気Ａ１０２の圧力が一定に保たれる。その結果、ＳＯＦＣ１１３は、一定圧力の圧縮空気Ａ１０２で稼働されるため、運転状態が安定し、安定した発電を行うことができる。
　また、本実施例２の発電システムでは、図６に示すように、制御弁１６１が、複数（本実施例２では２つ）の制御弁１６１ａ，１６１ｂを並列して構成されていることが好ましい。例えば、制御弁１６１ａは流量調整範囲が比較的大きく、制御弁１６１ｂは流量調整範囲が比較的小さい。従って、制御弁１６１の開度を制御する場合、制御装置１６２は、先に流量調整範囲が小さい制御弁１６１ｂを制御し、その次に流量調整範囲の大きい制御弁１６１ａを制御する。このように制御することで、流量調整範囲が比較的大きい制御弁１６１ａの作動開始時での作動が不安定な範囲を、流量調整範囲が比較的小さい制御弁１６１ｂにより補うことが可能である。その結果、圧縮空気Ａ１０２の圧力を一定にする制御を円滑かつ正確に行うことができる。なお、複数の制御弁１６１ａ，１６１ｂは、必ずしも流量調整範囲が異なっていなくてもよく、順次開度を制御することで、圧縮空気Ａ１０２の圧力を一定にする制御を円滑かつ正確に行うことができる。
　また、本実施例２の発電システムにおける燃料電池の運転方法にあっては、ガスタービン１１１の圧縮機１２１で圧縮した一部の圧縮空気Ａ１０２をＳＯＦＣ１１３の空気極に供給する工程と、ＳＯＦＣ１１３に供給される圧縮空気Ａ１０２が変動した場合、圧縮空気Ａ１０２の圧力を一定とするように圧縮空気Ａ１０２の流量を調整する工程と、を有する。
　従って、ＳＯＦＣ１１３の空気極に供給される圧縮空気Ａ１０２の圧力が変動しても、圧縮空気Ａ１０２の流量を調整し、当該圧縮空気Ａ１０２の圧力を一定にする。そのため、ガスタービン１１１からＳＯＦＣ１１３に供給される圧縮空気Ａ１０２の圧力が一定に保たれる。その結果、ＳＯＦＣ１１３は、一定圧力の圧縮空気Ａ１０２で稼働されるため、運転状態が安定し、安定した発電を行うことができる。
　１０　発電システム
　１１　ガスタービン
　１２　発電機
　１３　ＳＯＦＣ（固体酸化物形燃料電池：燃料電池）
　１４　蒸気タービン
　１５　発電機
　２１　圧縮機
　２２　燃焼器
　２３　タービン
　２６　第１圧縮空気供給ライン
　３１　第２圧縮空気供給ライン
　３２　制御弁
　３３　ブロワ（昇圧機）
　３３ｂ　圧力検出器（検出器）
　３４　排空気ライン
　３５　排出ライン
　３６　圧縮空気循環ライン
　３７　制御弁
　３８　制御弁
　６０　昇圧機循環ライン
　６１　制御弁（第１制御弁）
　６２　制御装置（制御部）
　６３　制御弁（第２制御弁）
　６４　第１検出器
　６５　第２検出器
　６６　第３検出器
　Ａ１　圧縮空気
　Ａ２　圧縮空気
　１１０　発電システム
　１１１　ガスタービン
　１１２　発電機
　１１３　ＳＯＦＣ（固体酸化物形燃料電池：燃料電池）
　１１４　蒸気タービン
　１１５　発電機
　１２１　圧縮機
　１２２　燃焼器
　１２３　タービン
　１３１　第２圧縮空気供給ライン（圧縮空気供給ライン）
　１６１　制御弁（圧力制御弁）
　１６１ａ，１６１ｂ　制御弁
　１６２　制御装置（制御部）
　１６３　検出器
　１６４　検出器
　Ａ１０１　圧縮空気
　Ａ１０２　圧縮空気

Claims (6)

  1. 　圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、
    　前記圧縮機で圧縮した圧縮空気を前記燃焼器に供給する第１圧縮空気供給ラインと、
    　空気極及び燃料極を有する燃料電池と、
    　前記圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を前記空気極に供給する第２圧縮空気供給ラインと、
    　前記第２圧縮空気供給ラインに設けられて前記圧縮空気を昇圧する昇圧機と、
    　前記第２圧縮空気供給ラインにおける前記昇圧機の上流側と下流側とを接続する昇圧機循環ラインと、
    　前記昇圧機循環ラインに設けられる第１制御弁と、
    　前記第２圧縮空気供給ラインにおける前記昇圧機循環ラインと前記燃料電池との間に設けられる第２制御弁と、
    　前記燃料電池の起動時に前記第２制御弁を閉作動させると共に前記第１制御弁を開作動させて前記昇圧機を始動する制御部と、
    　を有することを特徴とする発電システム。
  2. 　前記昇圧機における圧縮空気の圧力または流量を検出する検出器を備え、
    　前記制御部は、前記流量検出器により検出された圧力または流量が所定値となった場合、前記第２制御弁を開作動すると共に前記第１制御弁を閉作動させることを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
  3. 　燃料電池の起動時に、ガスタービンの圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を前記燃料電池の空気極の手前に設けた昇圧機を始動して昇圧させると共に当該昇圧機の下流側から上流側へ循環させる工程と、
    　次に、前記ガスタービンの圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気の圧力または流量が所定値となった場合に前記圧縮空気を前記昇圧機で昇圧させつつ前記燃料電池の空気極に供給する工程と、
    　を有することを特徴とする発電システムにおける燃料電池の起動方法。
  4. 　圧縮機と燃焼器を有するガスタービンと、
    　空気極及び燃料極を有する燃料電池と、
    　前記圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を前記空気極に供給する圧縮空気供給ラインと、
    　前記圧縮空気供給ラインに設けられる圧力制御弁と、
    　前記圧縮空気供給ラインに設けられて前記空気極に供給される圧縮空気の圧力を検出する検出器と、
    　前記検出器により検出された圧力の変動に基づいて応じて前記空気極に供給される圧縮空気の圧力を一定とするように前記圧力制御弁の開度を制御する制御部と、
    　を有することを特徴とする発電システム。
  5. 　前記圧力制御弁が、複数の制御弁を並列して構成されていることを特徴とする請求項４に記載の発電システム。
  6. 　ガスタービンの圧縮機で圧縮した一部の圧縮空気を燃料電池の空気極に供給する工程と、
    　前記燃料電池に供給される圧縮空気の圧力が変動した場合、前記圧縮空気の圧力を一定とするように前記圧縮空気の流量を調整する工程と、
    　を有することを特徴とする発電システムにおける燃料電池の運転方法。
PCT/JP2013/079150 2012-10-31 2013-10-28 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法並びに運転方法 Ceased WO2014069408A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/438,235 US9806358B2 (en) 2012-10-31 2013-10-28 Power generation system, and methods for starting and operating fuel cell in power generation system
DE112013005220.2T DE112013005220B4 (de) 2012-10-31 2013-10-28 Stromerzeugungssystem und Verfahren zum Starten und Betreiben einer Brennstoffzelle in einem Stromerzeugungssystem
CN201380056197.4A CN104756296B (zh) 2012-10-31 2013-10-28 发电系统及发电系统中的燃料电池的启动方法和运行方法
KR1020157010858A KR101766558B1 (ko) 2012-10-31 2013-10-28 발전 시스템 및 발전 시스템에 있어서의 연료 전지의 기동 방법 및 운전 방법

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2012240675A JP6071428B2 (ja) 2012-10-31 2012-10-31 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法
JP2012-240676 2012-10-31
JP2012240676A JP6057670B2 (ja) 2012-10-31 2012-10-31 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の運転方法
JP2012-240675 2012-10-31

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014069408A1 true WO2014069408A1 (ja) 2014-05-08

Family

ID=50627313

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2013/079150 Ceased WO2014069408A1 (ja) 2012-10-31 2013-10-28 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法並びに運転方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US9806358B2 (ja)
KR (1) KR101766558B1 (ja)
CN (1) CN104756296B (ja)
DE (1) DE112013005220B4 (ja)
WO (1) WO2014069408A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016124575A1 (de) * 2015-02-05 2016-08-11 Volkswagen Ag Brennstoffzellensystem und verfahren zum betrieb eines solchen

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6109529B2 (ja) * 2012-10-31 2017-04-05 三菱日立パワーシステムズ株式会社 発電システム
KR101707353B1 (ko) * 2012-11-21 2017-02-15 미츠비시 히타치 파워 시스템즈 가부시키가이샤 발전 시스템 및 발전 시스템의 구동 방법 및 연소기
CN108301924A (zh) * 2017-01-13 2018-07-20 华北电力大学（保定） 基于燃气轮机和固体氧化物燃料电池的混合供能系统
GB2594893B (en) * 2019-03-21 2022-05-18 Intelligent Energy Ltd Evaporatively cooled fuel cell systems with cathode exhaust turbine boost
JP6922016B1 (ja) * 2020-02-27 2021-08-18 三菱パワー株式会社 燃料電池システム及びその起動方法
JP6993489B1 (ja) * 2020-10-30 2022-02-04 三菱パワー株式会社 燃料電池発電システム
DE102021106295A1 (de) * 2021-03-16 2022-09-22 Audi Aktiengesellschaft Verfahren zum Starten einer Festoxid-Brennstoffzellenvorrichtung, Festoxid-Brennstoffzellenvorrichtung sowie Brennstoffzellen-Fahrzeug

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH07105963A (ja) * 1993-10-08 1995-04-21 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 燃料電池用空気供給装置
JPH0888016A (ja) * 1994-09-19 1996-04-02 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 燃料電池発電設備
JPH09237634A (ja) * 1996-02-28 1997-09-09 Fuji Electric Co Ltd 燃料電池発電装置
JP2000123853A (ja) * 1998-10-19 2000-04-28 Aisin Seiki Co Ltd 燃料電池システム
JP2007280676A (ja) * 2006-04-04 2007-10-25 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
JP2008047504A (ja) * 2006-07-20 2008-02-28 Olympus Imaging Corp 燃料電池システム及び端末用機器
JP2009205932A (ja) * 2008-02-27 2009-09-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd コンバインドシステム

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4875246B2 (ja) 2001-04-02 2012-02-15 三菱重工業株式会社 固体電解質型燃料電池システム
US20050164055A1 (en) * 2003-12-17 2005-07-28 Kenji Hasegawa Fuel cell system and power generating method in fuel cell system
JP2007303559A (ja) 2006-05-11 2007-11-22 Nissan Motor Co Ltd ガス供給システム
JP5185657B2 (ja) 2008-02-27 2013-04-17 三菱重工業株式会社 コンバインドシステム
US8668752B2 (en) * 2009-09-04 2014-03-11 Rolls-Royce Fuel Cell Systems (Us) Inc. Apparatus for generating a gas which may be used for startup and shutdown of a fuel cell
US9422862B2 (en) * 2012-02-27 2016-08-23 Mitsubishi Hitachi Power Systems, Ltd. Combined cycle power system including a fuel cell and a gas turbine
US9083016B1 (en) * 2012-08-06 2015-07-14 Ballard Power Systems Inc. Solid oxide fuel cell power plant with an anode recycle loop turbocharger

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH07105963A (ja) * 1993-10-08 1995-04-21 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 燃料電池用空気供給装置
JPH0888016A (ja) * 1994-09-19 1996-04-02 Ishikawajima Harima Heavy Ind Co Ltd 燃料電池発電設備
JPH09237634A (ja) * 1996-02-28 1997-09-09 Fuji Electric Co Ltd 燃料電池発電装置
JP2000123853A (ja) * 1998-10-19 2000-04-28 Aisin Seiki Co Ltd 燃料電池システム
JP2007280676A (ja) * 2006-04-04 2007-10-25 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
JP2008047504A (ja) * 2006-07-20 2008-02-28 Olympus Imaging Corp 燃料電池システム及び端末用機器
JP2009205932A (ja) * 2008-02-27 2009-09-10 Mitsubishi Heavy Ind Ltd コンバインドシステム

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016124575A1 (de) * 2015-02-05 2016-08-11 Volkswagen Ag Brennstoffzellensystem und verfahren zum betrieb eines solchen

Also Published As

Publication number Publication date
DE112013005220T5 (de) 2015-08-06
CN104756296A (zh) 2015-07-01
KR20150063120A (ko) 2015-06-08
US20150295256A1 (en) 2015-10-15
DE112013005220B4 (de) 2023-02-02
CN104756296B (zh) 2017-03-08
US9806358B2 (en) 2017-10-31
KR101766558B1 (ko) 2017-08-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2014069408A1 (ja) 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法並びに運転方法
CN104937758B (zh) 发电系统及发电系统的运转方法
KR101766555B1 (ko) 발전 시스템 및 발전 시스템에 있어서의 연료 전지의 기동 방법
KR101688376B1 (ko) 발전 시스템
JP6071430B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP6116871B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP6071428B2 (ja) 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法
JP6049421B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP5730223B2 (ja) コンバインド発電システム
JP6087591B2 (ja) 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法
JP6290558B2 (ja) 制御装置及び方法、それを備えた複合発電システム
JP6057670B2 (ja) 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の運転方法
JP6087585B2 (ja) 発電システム及び発電システムにおける燃料電池の起動方法
JP2014160631A (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP6276880B2 (ja) 発電システム

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13851779

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 14438235

Country of ref document: US

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20157010858

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1120130052202

Country of ref document: DE

Ref document number: 112013005220

Country of ref document: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 13851779

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1