WO2016189162A2 - Installation de cogeneration comprenant une pile a combustible sofc fonctionnant au gaz naturel, au demarrage facilite eta la securite accrue - Google Patents

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Definitions

  • the present invention relates to the field of co generation plants, in particular micro-cogeneration, also called micro CHP (micro combined heat and power), equipped with a solid oxide fuel cell (SOFC) for "Solid Oxide Fuel Cell”), using natural gas from the distribution network, to simultaneously produce electricity and heat useful for the domestic needs of a home.
  • micro-cogeneration also called micro CHP (micro combined heat and power)
  • SOFC solid oxide fuel cell
  • SOFC Solid Oxide Fuel Cell
  • It more generally relates to a new power generation system comprising such a battery and a hydrogen storage tank.
  • the invention is particularly applicable with a reversible storage tank of hydrogen, preferably containing hydrides and more preferably metal hydrides, such as MgH 2 .
  • EHT electrochemical cells constituting an EHT electrolyser
  • the tank then serving to store the hydrogen produced by the electrolysis of water at high temperature (EHT, or EVHT for electrolysis of water vapor at high temperature, or HTE acronym for "High Temperature Electrolysis", or HTSE acronym for "High Temperature Steam Electrolysis”) also with solid oxides (SOEC, acronym for "Solid Oxide”) Electrolysis Cell ").
  • EHT electrolysis of water at high temperature
  • HTE High Temperature Electrolysis
  • HTSE High Temperature Steam Electrolysis
  • SOEC solid oxides
  • CHP micro-cogeneration is the declination of cogeneration, combined heat and power production, for one or more dwellings, a house or a small office building, that is to say in a range of small electric power typically between 0.3 and 50 kW.
  • the thermal power level of CHP installations is adapted to the heating and domestic hot water requirements of a single building.
  • fuel cells have the major advantage of having the highest electrical conversion efficiencies, typically above 35% and not to be polluting.
  • an SOFC battery has the additional advantage of operating at high temperature, typically from 700 ° C to 1000 ° C, which allows the transformation of the heat generated into electricity via a combined cycle with electrical conversion efficiencies that can exceed 60%.
  • a SOFC fuel cell is generally composed of a stack of elementary patterns (also called SRUs for "Single Repeat Unit”) each comprising a solid oxide electrochemical cell, consisting of three layers superimposed on each other anode / electrolyte / cathode, and metal alloy interconnection plates also called bipolar plates, or interconnectors.
  • a SOFC fuel cell can operate from a mixture of methane, including natural gas, water as fuel and air (oxygen) as the oxidant.
  • a battery produces electricity and heat, hydrogen and carbon monoxide (CO) as products from the reforming of methane within the cell, water and carbon dioxide. the anode, and air (oxygen) as surplus at the cathode.
  • CO hydrogen and carbon monoxide
  • the main design objectives of a CHP fuel cell system are to obtain good electrical and thermal efficiency and a lower investment cost.
  • Publications [1] and [2] each disclose SOFC fuel cell micro-CHP installations, whose fluid circuit architecture is designed such that all stack gases are injected at the burner inlet. in order to achieve their combustion and that the heating of the fluids entering the stack is ensured by the hot gases at the outlet of the burner.
  • a SOFC fuel cell operates at high temperatures and typically requires an inlet fluid temperature of more than 700 ° C;
  • CH4 and H 2 enter this exchanger at a temperature above the auto-ignition temperature so that the slightest leakage can suddenly burn the fuel and without any spark.
  • the object of the invention is to respond at least in part to this (these) need (s).
  • the invention concerns, in one of its aspects, a heat and power cogeneration plant comprising:
  • a fuel cell comprising at least one elementary electrochemical cell with solid oxides, each formed of a cathode, an anode and an electrolyte interposed between the cathode and the anode;
  • a water supply line connected to the anode inlet of the SOFC stack; - an ambient air supply line, as an oxidizer of the battery
  • SOFC connected to the cathode input of the SOFC stack
  • An ambient air supply line as oxidizer burner, connected to the burner inlet;
  • the invention consists first and foremost in decoupling the gas evacuation lines at the outlet of the cell so that the air evacuated at very high temperatures, typically around 850.degree. not directly in the burner, the latter being directly supplied with ambient air.
  • auxiliary burner whose function is to burn the unburnt gases at the cell outlet but which does not have to burn the oxygen of the hot air in output since it serves in return to preheat the ambient air supplying the battery and also to heat the water for supplying the home network.
  • the burner is thus supplied with ambient air, therefore at room temperature.
  • the ambient air heating means advantageously make it possible to start the battery. Indeed, at startup, the heating means will heat the air in the air supply line of the SOFC stack.
  • the cell or stack of electrochemical cells of the cell can be advantageously housed in a sealed enclosure and thermally insulated.
  • the air supply line may be shaped as a coil in the enclosure.
  • the air preheated to at least 700 ° C circulating in this coil will heat the inside of the chamber and thus indirectly the methane which therefore reaches the high temperature of at least 700 ° C at the cell anode inlet (s) from the stack.
  • the heating means comprise at least one electrical resistance.
  • Other means can also be envisaged, such as a gas burner for example.
  • the installation advantageously comprises a first heat exchanger in which the air discharged from the line at the cathode outlet of the SOFC cell and the ambient air of the cathode supply line can exchange heat so as to preheat it before entering the battery cathode.
  • the air circulation coil at least 700 ° C preheated by the heat recovery through the first heat exchanger will continue to indirectly heat the methane that reaches the interior of the chamber, before its circulation on the cell anode (s) of the cell.
  • the line supplying ambient air to the battery cathode is divided in two, a main line passing through the first exchanger and a line derived from the main line comprising a valve adapted to switch at least a part the ambient air supply from the main line to the derived line.
  • a second heat exchanger arranged downstream of the first heat exchanger and in which the air discharged from the line at the cathode outlet of the SOFC cell and the water flowing in a supply line of a water network domestic can exchange heat to heat the water;
  • a third heat exchanger in which outside air and water circulating in a supply line of a domestic water network can exchange heat so as to evacuate the surplus heat produced by the installation and in addition to the heat required for the home network.
  • the installation further comprises an evaporator for vaporizing the feedwater from the stack from the heat released by the gases leaving the stack.
  • the evaporator is traversed by the air evacuation line at the cell cathode outlet or by the unburnt gas evacuation line at the cell anode outlet.
  • the installation according to the invention further comprises a fourth heat exchanger arranged downstream of the evaporator and in which the unburnt gases at the anode outlet of the cell and the water circulating in a feed line.
  • a domestic water system can exchange heat to heat the water.
  • the arrangement of the various heat exchangers and the evaporator according to the invention allows optimum thermal management of the cell and also to operate the exchangers below 500 ° C, which reduces the investment cost of the exchangers because they do not need to be made in very expensive materials.
  • the burner is a burner incorporating a water cooling circuit.
  • the installation comprises downstream of the burner, a condenser for condensing water from the flue gases of the burner.
  • the water supply line to the cell anode is preferably connected to the condenser to supply the cell with the condensates.
  • the invention also relates, in another aspect, to a continuous operation method of the installation which has just been described, comprising the following steps:
  • the invention finally relates to the use of the installation that has just been described, to produce electricity and heat the domestic water network of a habitat directly fed by a city water network and a network of natural gas.
  • the architecture according to the invention it is not necessary to consume electricity to preheat water, gas and air. Moreover, in the architecture according to the invention, on the one hand to position energy recuperators (heat exchangers) on domestic hot water and on the other hand to burn SOFC stack output, the remaining fuel not consumed by the latter allows to reject a minimum of energy in the atmosphere, and thus maximize the thermal efficiency;
  • energy recuperators heat exchangers
  • FIG. 1 is a schematic view of a SOFC fuel cell micro-CHP installation according to the invention
  • FIG. 2 is a schematic view of a variant of the installation of the installation according to FIG.
  • the domestic water network is not detailed. It integrates the hot water tank and optionally the coupling with the central heating. This hot water must then allow to supply the domestic hot water and the heating circuit of the habitat.
  • the fuel cell described is of solid oxide type (SOFC), operating at high temperature.
  • SOFC solid oxide type
  • all the constituents (anode / electrolyte / cathode) of an electrolysis cell are ceramics.
  • the characteristics of a SOFC elementary electrochemical cell suitable for a battery according to the invention, of the anode support type (ASC), may be those indicated as follows in the table. below.
  • a SOFC fuel cell suitable for the invention preferably comprises a solid oxide type elemental electrochemical cell (ICFC) reactor C1 (C2) stacked alternately with electrical and fluidic interconnectors.
  • ICFC solid oxide type elemental electrochemical cell
  • Each cell consists of a cathode and an anode, between which is disposed an electroiyte.
  • the SOFC 2 cell shown in FIGS. 1 and 2 thus comprises the stack reactor and its thermal environment, that is to say its thermal insulation, preheating means. .. and its means of electrical and fluidic connectivity that are not detailed.
  • a battery anode feed line is a line that supplies water to all the anodes of the cell.
  • the CHP micro-CHP installation 1 intended to produce all of the electricity and the heating water required for a habitat comprises as main components an SOFC stack 2 and a burner 3 for burning unburnt gases in the SOFC stack.
  • a methane supply line 4 from the natural gas network is connected to the anode inlet of the SOFC 2 cell.
  • a water supply line 5 from the tap water network is connected to the anode inlet of the SOFC stack 2.
  • a source of ambient air supply 6 from outside the habitat as the oxidant of the SOFC cell is connected to the cathode input of the cell 2.
  • a gas evacuation line 7 at the anode outlet of the SOFC stack is connected directly to the inlet of the burner 3.
  • the burner is not supplied with very hot air at 830 ° C. in the example illustrated in FIG.
  • an ambient air supply line 8 is provided as burner oxidant, connected to the inlet of the burner 3.
  • the air evacuation line 9 at the cathode outlet of the SOFC cell opens into the ambient air.
  • the burner 3 implemented can be a burner usually made from inexpensive materials. This burner is advantageously cooled by a water circuit.
  • the installation 1 further comprises an electrical resistance 10, R1 for heating the ambient air in the line 6 to a nominal operating temperature, typically at least 700 ° C.
  • this resistor 10 advantageously of low power, typically of the order of a few hundred watts, can be advantageously coupled to the resistance of the burner 3 helps to start the battery 2 during the preheating thereof.
  • the installation further comprises a first heat exchanger 11 in which the air discharged from the line 9 and the ambient air 6 can exchange heat. This preheats the ambient air before entering the cell cathode 2.
  • the feed line 6 is preferably divided in two, a main line 60 passing through the first exchanger January 1 and a derived line 61 of the main line comprising a valve 12, V3 adapted to switch at least a portion of the power supply. ambient air from the main line to the derived line 61.
  • the heating power of the air can be easily and quickly managed by varying the flow rate that enters the first exchanger 11 in order to provide the heating power required by the battery 2 in nominal operation.
  • varying the flow rate that enters the exchanger 11 compensates for the loss of performance of the exchanger 11 during the life of the installation.
  • a second heat exchanger 13 arranged downstream of the first exchanger 11 is provided for the exchange of heat between the air discharged from the line 9 and the water flowing in a supply line 14 of a water network domesticated.
  • the second heat exchanger makes it possible to directly supply the heat necessary to heat the domestic water.
  • a third heat exchanger 15 in which outside air and water flowing in a supply line 16 of the domestic water network can exchange heat. It is thus possible to evacuate the surplus heat produced by the installation and in addition to the heat required for the domestic network.
  • the heat exchanger 15 can thus reject the surplus heat to the ambient air.
  • An evaporator 17 makes it possible to vaporize the water supply of the cell 2 from the heat released by the gases leaving the cell.
  • the evaporator 17 is crossed by the line 9 through which the unburned gases are evacuated at the cell anode outlet.
  • the evaporator 17 is traversed by the line 7 through which the air is discharged at the cell cathode outlet.
  • a fourth heat exchanger 18 is arranged downstream of the evaporator 17.
  • the unburnt gases at the anode outlet of the cell and the water circulating in a supply line 22 of the domestic water network can exchange heat to heat domestic water.
  • This exchanger 18 thus makes it possible to cool the fuel at the stack outlet and to condense.
  • This water is then re-injected via the pump P4 entering the water line 5 supplying the SOFC 2 cell.
  • the relative arrangement of the evaporator 17 and air-water exchangers 13 and 18 on the evacuation lines 7, 9 of the fumes of the stack 2 allows the exchangers to achieve the required performance.
  • only the evaporator 17 and the first exchanger 11 operate at high temperatures, typically above 500 ° C, which is advantageous because beyond the materials used for the formation of exchangers are expensive.
  • the installation 1 comprises a condenser 19 for condensing the water from the flue gases from the burner.
  • the water supply line 5 at the cell anode is connected to the condenser 19 via a line 20 for supplying the cell with the condensates.
  • the supply of water to the cell 2 can be effected either by the urban network via the line 5 directly or by the recovery of the condensates resulting from the reaction via the line 20 at the outlet of the condenser 20.
  • the installation 1 recovers the condensates which avoids treating city water.
  • an auxiliary water storage tank not shown can be used.
  • the lifting pump 21 shown in FIG. 1 is not necessarily necessary. It could be replaced by a control valve if condensate water can flow by gravity.
  • Different temperature sensors T1, T2, T3 make it possible respectively to check the temperatures at the input of the cell, to detect fouling in the cells.
  • V 1, V 2, V 4 and V 5 make it possible to cut or not the supply respectively of tap water at the inlet of the stack, of town gas directly into the burner 3, of town gas in the installation 1, and domestic water in the installation 1.
  • the treatment of the town gas (CH4) is carried out in particular by means of a desulphurizer D 1 on the line 4 for feeding the cell.
  • a water treatment system T 1 is arranged on the water supply line 5 of the SOFC 2 cell.
  • this electrical system comprises the following different elements:
  • This converter which is typically 10/20 volts, can make it possible to correct the slow decrease in voltage at the terminals of the stack of stack cells 2 connected with the security of these cells.
  • DC / AC 01 inverter typically 48 V DC to 220C AC which can generate AC voltage to exit the installation 1;
  • a second converter E2 connected upstream to the first converter and downstream to a battery B l. typically 24 volts.
  • This battery B 1 can be used to feed sensors and actuators. Indeed, the voltage level at its output is compatible with a wide range of existing actuator sensors. Battery B1 can thus make it possible to start installation 1 autonomously.
  • FIGS. 1 and 2 Although described with reference to a micro-cogeneration, the installation architectures according to FIGS. 1 and 2 can equally well be applied for cogenerations of higher electrical powers.
  • the installation architectures are represented with a reforming of the internal methane, that is to say within the SOFC stack 2, it is equally possible to envisage arranging upstream of the stack 2 a reformer as a separate component, and thus perform the external reforming of methane.
  • the installation architectures are represented with a water and town gas separated at the anode inlet of the SOFC stack, it is also possible to provide a premix between them before entry into operation. SOFC stack.

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Abstract

Installation (1) de cogénération de chaleur et d'électricité comprenant : - une pile à combustible (SOFC) (2); - un brûleur (3) pour brûler les gaz imbrûlés dans la pile, - une ligne d'alimentation en méthane (4), reliée à l'entrée d'anode de la pile; - une ligne d'alimentation en eau (5) reliée à l'entrée d'anode de la pile; - une ligne d'alimentation en air ambiant (6), reliée à l'entrée de cathode de la pile; - une ligne d'évacuation des gaz (7) à la sortie d'anode de la pile, reliée à l'entrée du brûleur; - une ligne d'alimentation en air ambiant (8), reliée à l'entrée du brûleur; - une ligne d'évacuation de l'air (9) à la sortie de cathode de la pile débouchant dans l'air ambiant; - des moyens (10) pour chauffer l'air ambiant dans la ligne reliée à l'entrée de cathode de la pile, jusqu'à une température de fonctionnement nominal.

Description

INSTALLATION DE COGENERATION COMPRENANT UNE PILE A COMBUSTIBLE SOFC FONCTIONNANT AU GAZ NATUREL, AU
DEMARRAGE FACILITE ETA LA SECURITE ACCRUE
Domaine technique
La présente invention concerne le domaine des installations de co génération, en particulier de micro-cogénération, aussi appelées micro CHP (acronyme anglais de « micro combined heat and power »), équipées d'une pile à combustible à oxydes solides (SOFC acronyme anglais pour « Solid Oxide Fuel Cell ») fonctionnant au méthane, notamment à partir du gaz naturel issu du réseau de distribution, afin de produire simultanément de l'électricité et de la chaleur utile pour les besoins domestiques d'une habitation.
Elle concerne plus généralement un nouveau système de production d'électricité comprenant une telle pile et un réservoir de stockage d'hydrogène.
L'invention s'applique particulièrement avec un réservoir de stockage réversible d'hydrogène, de préférence contenant des hydrures et de préférence encore des hydrures métalliques, tels que MgH2.
Une partie du système selon l'invention peut avantageusement être utilisée en mode inverse, avec les cellules électrochimiques constituant un électrolyseur EHT, le réservoir servant alors à stocker l'hydrogène produit par l'électrolyse de l'eau à haute température (EHT, ou EVHT pour électrolyse de la vapeur d'eau à haute température, ou HTE acronyme anglais pour « High Température Electrolysis », ou encore HTSE acronyme anglais pour « High Température Steam Electrolysis ») également à oxydes solides (SOEC, acronyme anglais pour « Solid Oxide Electrolysis Cell »).
Bien que décrite en référence avec l'application préférée d'installations de micro-cogénération CHP, l'invention s'applique également à des installations de cogénération, i.e. avec des puissances électriques supérieures.
Art antérieur
La micro-cogénération CHP est la déclinaison de la cogénération, production combinée de chaleur et d'électricité, pour une ou plusieurs habitations, une maison ou un petit immeuble de bureaux, c'est-à-dire dans une gamme de petite puissance électrique, typiquement comprise entre 0,3 et 50 kW. Le niveau de puissance thermique d'installations de CHP est adapté au niveau des besoins de chauffage et d'eau chaude sanitaire d'un seul bâtiment.
Parmi les diverses technologies possibles pour ces installations, les piles à combustible ont pour atout majeur de présenter les plus hauts rendements de conversion électrique, typiquement au-delà de 35 % et de ne pas être polluantes.
Parmi les technologies de pile à combustible, une pile SOFC a notamment pour avantage supplémentaire de fonctionner à haute température, typiquement de 700°C jusqu'à 1 000°C, ce qui permet la transformation de la chaleur produite en électricité par l'intermédiaire d'un cycle combiné présentant des rendements de conversion électrique pouvant dépasser les 60 %.
Une pile à combustible SOFC est généralement constituée d'un empilement de motifs élémentaires (aussi appelés SRU pour « Single Repeat Unit») comportant chacun une cellule électrochimique à oxydes solides, constituée de trois couches superposées l'une sur l'autre anode/électrolyte/cathode, et de plaques d'interconnexion en alliages métalliques aussi appelées plaques bipolaires, ou interconnecteurs.
Une pile à combustible SOFC peut fonctionner à partir d'un mélange de méthane, notamment issu du gaz naturel, d'eau en tant que combustible et d'air (oxygène) en tant que comburant. Une telle pile produit de l'électricité et de la chaleur, de l'hydrogène et du monoxyde de carbone (CO) en tant que produits issus du reformage du méthane au sein de la pile, de l'eau et du dioxyde de carbone à l'anode, et de l'air (oxygène) en tant que surplus à la cathode.
Les objectifs principaux de conception d'une installation CHP à pile à combustible sont l'obtention d'un bon rendement électrique et thermique et d'un coût d'investissement moindre.
En particulier, le choix de l'architecture des circuits de fluides peut avoir des implications conséquentes sur le rendement électrique/thermique et le coût de l'installation.
Par ailleurs, il faut veiller à ce que le choix de cette architecture prenne en compte à la fois le mode de fonctionnement nominal mais également le mode de démarrage de l'installation, c'est-à-dire notamment la montée en température de la pile à combustible SOFC. Il existe donc un besoin pour améliorer les installations de micro-cogénération CHP, plus généralement de cogénération de chaleur et d'électricité mettant en œuvre une pile à combustible SOFC, afin d'obtenir un bon rendement électrique et thermique et de diminuer le coût d'investissement et/ou afin de prendre en compte à la fois le mode de fonctionnement nominal et le mode de démarrage de l'installation.
Les publications [1] et [2] divulguent chacune des installations de micro- cogénération à piles à combustible SOFC, dont l'architecture des circuits de fluide est conçue de telle façon que les gaz en sortie de pile sont tous injectés en entrée de brûleur pour réaliser leur combustion et que le réchauffement des fluides en entrée de la pile est assuré par les gaz chauds en sortie du brûleur.
On pourra se reporter par exemple à la figure 5 de chacune de ces publications [1] et [2] qui montrent clairement l'injection directe de tous les gaz en sortie de pile dans le brûleur.
Les architectures ainsi divulguées présentent des inconvénients majeurs que l'on peut résumer comme suit :
- utilisation de matériaux nobles et chers pour la réalisation du brûleur du fait de la température élevée, typiquement aux environs de 850°C, des gaz imbrûlés en sortie de la pile et qui sont injectés en entrée de brûleur ;
- absence de solution pour le démarrage de l'installation, qui est pourtant impérative. En effet, une pile à combustible SOFC fonctionne aux hautes températures et nécessite typiquement une température des fluides en entrée de plus de 700°C ;
- risque d'avoir de l'oxygène dans un échangeur air-gaz constitué d'un mélange de méthane (CH4) et d'hydrogène (H2). Or, le CH4 et le H2 rentrent dans cet échangeur à une température supérieure à la température d'auto-inflammation de sorte que la moindre fuite peut faire brûler subitement le combustible et sans la moindre étincelle.
Il existe donc un besoin pour améliorer les installations de micro-cogénération CHP, plus généralement de cogénération de chaleur et d'électricité mettant en œuvre une pile à combustible SOFC, notamment afin de pallier les inconvénients des architectures des publications [1] et [2] précitées.
Le but de l'invention est de répondre au moins en partie à ce(s) besoin(s).
Exposé de l'invention Pour ce faire, l'invention concerne, sous l'un de ses aspects, une installation de cogénération de chaleur et d'électricité comprenant :
- une pile à combustible (SOFC) comprenant au moins une cellule électrochimique élémentaire à oxydes solides formée chacune d'une cathode, d'une anode et d'un électrolyte intercalé entre la cathode et l'anode ;
- un brûleur pour brûler les gaz imbrûlés dans la pile SOFC,
- une ligne d'alimentation en méthane, reliée à l'entrée d'anode de la pile SOFC;
- une ligne d'alimentation en eau reliée à l'entrée d'anode de la pile SOFC ; - une ligne d'alimentation en air ambiant, en tant que comburant de la pile
SOFC, reliée à l'entrée de cathode de la pile SOFC;
- une ligne d'évacuation des gaz à la sortie d'anode de la pile SOFC, reliée à l'entrée du brûleur ;
- une ligne d'alimentation en air ambiant, en tant que comburant du brûleur, reliée à l'entrée du brûleur;
- une ligne d'évacuation de l'air à la sortie de cathode de la pile SOFC, débouchant dans l'air ambiant ;
- des moyens pour chauffer l'air ambiant dans la ligne reliée à l'entrée de cathode de la pile SOFC jusqu'à une température de fonctionnement nominal, typiquement d'au moins 700°C.
Autrement dit, l'invention consiste en premier lieu à découpler les lignes d'évacuation des gaz à la sortie de la pile de sorte à ce que l'air évacué, à des températures très élevées, typiquement autour de 850°C, ne rentre pas directement dans le brûleur, celui- ci étant directement alimenté par de l'air ambiant.
Ainsi, grâce à l'installation selon l'invention, il est possible d'utiliser un brûleur auxiliaire dont la fonction reste de brûler les gaz imbrûlés en sortie de pile mais qui n'a pas à brûler l'oxygène de l'air chaud en sortie puisque celui-ci sert en retour à préchauffer l'air ambiant alimentant la pile et également à chauffer l'eau destiné à alimenter le réseau domestique.
Le brûleur est ainsi alimenté en air ambiant, donc à la température ambiante.
Ainsi, on peut mettre en œuvre un brûleur usuel qui peut être refroidi avec un circuit à eau. Autrement dit, avec une installation selon l'invention, non seulement on s'affranchit des inconvénients d'une installation de cogénération à pile SOFC selon l'état de l'art dans laquelle il est nécessaire d'avoir un brûleur conçu avec des matériaux nobles et coûteux pour leur résistance accrue aux hautes températures.
En outre, les moyens de chauffage à l'air ambiant permettent de réaliser avantageusement le démarrage de pile. En effet, au démarrage, les moyens de chauffage vont chauffer l'air dans la ligne d'alimentation en air de la pile SOFC. La cellule ou l'empilement de cellules électrochimiques de la pile peut être logée avantageusement dans une enceinte étanche et isolée thermiquement. La ligne d'alimentation en air peut être conformée sous la forme d'un serpentin dans l'enceinte. Ainsi, l'air préchauffé à au moins 700°C circulant dans ce serpentin va réchauffer l'intérieur de l'enceinte et donc indirectement le méthane qui atteint donc la température élevée d'au moins 700°C en entrée d'anode de cellule(s) de la pile.
Selon un mode de réalisation avantageux, les moyens de chauffage comprennent au moins une résistance électrique. On peut également envisager d'autres moyens, tel qu'un brûleur à gaz par exemple.
L'installation comprend avantageusement un premier échangeur de chaleur dans lequel l'air évacué de la ligne à la sortie de cathode de la pile SOFC et l'air ambiant de la ligne d'alimentation de la cathode peuvent échanger de la chaleur de sorte à préchauffer ce dernier avant son entrée à la cathode de pile. Ainsi, en fonctionnement nominal, le serpentin de circulation d'air à au moins 700°C préchauffé par la récupération de chaleur grâce au premier échangeur va continuer à chauffer indirectement le méthane qui parvient à l'intérieur de l'enceinte, avant sa circulation sur l'(les) anode(s) de cellule(s) de la pile.
Selon une variante avantageuse, la ligne d'alimentation de l'air ambiant à la cathode de pile est divisée en deux dont une ligne principale traversant le premier échangeur et une ligne dérivée de la ligne principale comprenant une vanne adaptée pour commuter au moins une partie de l'alimentation en air ambiant de la ligne principale vers la ligne dérivée. Cela permet de garantir la stabilité de la puissance de l'air si performances des échangeurs de l'installation dérive au cours du temps. En effet, la vanne de commutation ou vanne bypass permet d'obtenir toujours la bonne température d'air et donc indirectement de méthane en entrée de pile, ce qui rend stables les performances de cette dernière.
L'installation comprend avantageusement :
- un deuxième échangeur de chaleur agencé en aval du premier échangeur et dans lequel l'air évacué de la ligne à la sortie de cathode de la pile SOFC et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation d'un réseau d'eau domestique peuvent échanger de la chaleur de sorte à chauffer l'eau ;
- un troisième échangeur de chaleur dans lequel de l'air extérieur et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation d'un réseau d'eau domestique peuvent échanger de la chaleur de sorte à évacuer le surplus de chaleur produite par l'installation et en sus de la chaleur requise pour le réseau domestique.
De préférence, l'installation comprendre en outre un évaporateur pour vaporiser l'eau d'alimentation de la pile à partir de la chaleur dégagée par les gaz en sortie de la pile.
De préférence encore, l'évaporateur est traversé par la ligne d'évacuation de l'air à la sortie de cathode de pile ou par la ligne d'évacuation des gaz imbrûlés à la sortie d'anode de pile.
Avantageusement, l'installation selon l'invention comprend en outre un quatrième échangeur de chaleur agencé en aval de l'évaporateur et dans lequel les gaz imbrûlés en sortie d'anode de la pile et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation d'un réseau d'eau domestique peuvent échanger de la chaleur de sorte à chauffer l'eau.
L'agencement des différents échangeurs de chaleur et de l'évaporateur selon l'invention permet une gestion thermique optimale de la pile et également de faire fonctionner les échangeurs en deçà de 500°C, ce qui réduit le coût d'investissement des échangeurs car ils n'ont pas besoin d'être réalisés dans des matériaux très onéreux.
De préférence, le brûleur est un brûleur intégrant un circuit de refroidissement à l'eau.
Selon un mode de réalisation avantageux, l'installation comprend en aval du brûleur, un condenseur pour condenser l'eau issue des gaz de fumée du brûleur.
Selon ce mode, la ligne d'alimentation en eau à l'anode de pile est de préférence reliée au condenseur pour alimenter la pile avec les condensais. L'invention a également pour objet, selon un autre aspect, un procédé de fonctionnement en continu de l'installation qui vient d'être décrite, comprenant les étapes suivantes:
- alimentation de l'anode de pile à combustible en méthane et en eau; - alimentation de la cathode de pile à combustible en air ambiant;
- mise en marche des moyens de chauffage jusqu'à ce que la pile à combustible atteigne une température nominale, typiquement comprise entre 700°C et 1000°C ;
- mise à l'arrêt des moyens de chauffage.
L'invention concerne enfin l'utilisation de l'installation qui vient d'être décrite, pour produire de l'électricité et chauffer le réseau d'eau domestique d'un habitat alimenté directement par un réseau d'eau de ville et un réseau de gaz naturel.
Les avantages de l'installation de cogénération selon l'invention sont donc nombreux parmi lesquels on peut citer :
- gain en rendement électrique et thermique par rapport aux installations de micro-cogénération CHP connues, notamment divulguées dans les publications [1] et [2].
En effet, dans l'architecture selon l'invention, il n'est pas nécessaire de consommer de l'électricité pour préchauffer l'eau, le gaz et l'air. De plus, dans l'architecture selon l'invention, le fait d'une part de positionner des récupérateurs d'énergie (échangeurs de chaleur) sur l'eau chaude sanitaire et d'autre part de brûler en sortie de pile SOFC, le reste de carburant non consommé par cette dernière permet de rejeter un minimum d'énergie dans l'atmosphère, et donc de maximiser le rendement thermique ;
- utilisation d'un brûleur conventionnel réalisé à partir de matériaux peu coûteux, du fait de son alimentation en air ambiant aux températures bien moindres que celui en surplus évacués par la cathode de la pile SOFC;
- sécurité de fonctionnement de l'installation par la garantie d'absence d'oxygène au contact du méthane et/ou de l'hydrogène dans les échangeurs de chaleur ;
- facilité de démarrage de l'installation et à moindre coût, grâce à la résistance électrique RI, qui peut être de faible puissance, et qui permet de chauffer rapidement l'air entrée de cathode de pile SOFC ;
- stabilité des performances de l'installation au cours du temps par la possibilité de dériver l'échangeur de préchauffage de l'air ambiant en entrée de pile, en ouvrant la vanne de bypass dérivant ainsi le débit d'alimentation. Description détaillée
D'autres avantages et caractéristiques de l'invention ressortiront mieux à la lecture de la description détaillée d'exemples de mise en œuvre de l'invention faite à titre illustratif et non limitatif en référence aux figures suivantes parmi lesquelles :
- la figure 1 est une vue schématique d'une installation de micro- cogénération à pile à combustible SOFC selon l'invention;
la figure 2 est une vue schématique d'une variante de l'installation de l'installation selon la figure 1.
Dans l'ensemble de la présente demande, les termes « entrée », « sortie » « aval » et « amont » sont à comprendre en référence au sens de circulation des gaz et de l'eau à travers la pile à combustible SOFC, le brûleur et les autres composants de l'installation.
On précise également que l'ensemble des valeurs chiffrées de température, pression, débit, puissance, et rendement telles qu'indiquées sur les figures 1 et 2 ne le sont qu'à titre indicatif et nullement limitatif.
Sur les figures 1 et 2, le réseau d'eau domestique n'est pas détaillé. Il intègre le ballon d'eau chaude sanitaire et optionnellement le couplage avec le chauffage central. Cette eau chaude doit permettre ensuite d'alimenter l'eau chaude sanitaire et le circuit de chauffage de l'habitat.
On précise également que la pile à combustible décrite est de type à oxydes solides (SOFC, acronyme anglais de « Solid Oxyde Fuel Cell ») fonctionnant à haute température. Ainsi, tous les constituants (anode/électrolyte/cathode) d'une cellule d'électrolyse sont des céramiques.
Typiquement, et de préférence, les caractéristiques d'une cellule électrochimique élémentaire SOFC convenant à une pile selon l'invention, du type anode support (ASC, acronyme anglais pour « Anode Support Cell »), peuvent être celles indiquées comme suit dans le tableau ci-dessous.
Figure imgf000011_0001
Une pile à combustible SOFC convenant à l'invention comprend de préférence un réacteur à cellules éiectrochimiques élémentaires Ci, C2, de type à oxyde solide (SOFC) empilées alternat ivement avec des interconnecteurs électrique et fluidique. Chaque cellule est constituée d'une cathode et d'une anode, entre lesquelles est disposé un électroiyte.
La pile SOFC 2 représentée en figures 1 et 2 comprend ainsi le réacteur à empilement et son environnement thermique, c'est-à-dire ses moyens d'isolation thermique, de préchauffage. .. et ses moyens de connectique électrique et fluidique qui ne sont pas détaillés.
Par convent ion, ici et dans l' ensemble de la demande, on utilise systématiquement l'expression « anode de pile » pour désigner la totalité des anodes de la pile. De même, on utilise systématiquement l'expression « cathode de pile » pour désigner la totalité des cathodes de pile. Ainsi, par exemple, une ligne d'alimentation en eau d'anode de pile est une ligne qui alimente en eau la totalité des anodes de la pile.
Comme représenté en figure 1 , l'installation 1 de micro-cogénération CHP destiné à produire la totalité de l'électricité et de l'eau de chauffage nécessaire à un habitat comprend comme composants principaux une pile SOFC 2 et un brûleur 3 pour brûler les gaz imbrûlés dans la pile SOFC.
Une ligne d'al imentation en méthane 4 depuis le réseau de gaz naturel est reliée à l'entrée d'anode de la pile SOFC 2.
Une ligne d'alimentation en eau 5 depuis le réseau d'eau de ville est reliée à l'entrée d'anode de la pile SOFC 2.
Une I igne d'alimentation en air ambiant 6 depuis l'extérieur de l 'habitat, en tant que comburant de la pile SOFC est reliée à l'entrée de cathode de la pile 2.
Une ligne d'évacuation des gaz 7 à la sortie d'anode de la pile SOFC est reliée directement à l ' entrée du brûleur 3.
Ainsi, selon l'invention, le brûleur n'est pas alimenté par l'air très chaud, à 830°C dans l'exemple illustré de la figure 1.
Pour ce faire, il est prévu une ligne d'alimentation en air ambiant 8 en tant que comburant du brûleur, rel iée à l'entrée du brûleur 3.
La ligne d'évacuat ion de l'air 9 à la sortie de cathode de la pile SOFC débouche quant à elle dans l'air ambiant.
Grâce à cette architecture, le brûleur 3 mis en œuvre peut être un brûleur réalisé usuellement à partir de matériaux peu coûteux. Ce brûleur est avantageusement refroidi par un circuit à eau.
Pour démarrer aisément et à moindre coût, l 'installation 1 comprend en outre une résistance électrique 10, R1 pour chauffer l'air ambiant dans la ligne 6 jusqu'à une température de fonctionnement nominal, typiquement d'au moins 700°C.
Ainsi cette résistance 10, avantageusement de faible puissance, typiquement de l'ordre de quelques centaines de Watt, peut être couplée avantageusement à la résistance du brûleur 3 permet d'aider au démarrage de la pile 2 lors du préchauffage de celle-ci.
L' installat ion comprend en outre un premier échangeur de chaleur 1 1 dans lequel l'air évacué de la ligne 9 et l'air ambiant 6 peuvent échanger de la chaleur. On préchauffe ainsi l'air ambiant avant son entrée à la cathode de pile 2.
La ligne d'alimentation 6 est de préférence divisée en deux dont une ligne principale 60 traversant le premier échangeur 1 1 et une ligne dérivée 61 de la ligne principale comprenant une vanne 12, V3 adaptée pour commuter au moins une partie de l'alimentation en air ambiant de la ligne principale vers la ligne dérivée 61. Ainsi, avec l'ouverture de la vanne de bypass 12, on peut gérer aisément et rapidement la puissance de chauffe de l'air en faisant varier le débit qui rentre dans le premier échangeur 11 afin d'apporter la puissance de chauffe requise par la pile 2 en fonctionnement nominal. En outre, faire varier le débit qui entre dans l'échangeur 11 permet de compenser la perte des performances de l'échangeur 11 au cours de la vie de l'installation.
Un deuxième échangeur de chaleur 13 agencé en aval du premier échangeur 11 est prévu pour l'échange de chaleur entre l'air évacué de la ligne 9 et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation 14 d'un réseau d'eau domestique. Ainsi, le deuxième échangeur permet d'apporter directement la chaleur nécessaire pour chauffer l'eau domestique.
Il est prévu en outre un troisième échangeur de chaleur 15 dans lequel de l'air extérieur et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation 16 du réseau d'eau domestique peuvent échanger de la chaleur. On peut ainsi évacuer le surplus de chaleur produite par l'installation et en sus de la chaleur requise pour le réseau domestique.
En effet, lorsqu'il n'y a plus de besoin en calories pour l'habitat et que l'eau est à sa température maximale, il est toujours d'extraire les calories produites par l'installation selon l'invention. L'échangeur de chaleur 15 peut ainsi rejeter le surplus de chaleur à l'air ambiant.
Un évaporateur 17 permet de vaporiser d'alimentation en eau de la pile 2 à partir de la chaleur dégagée par les gaz en sortie de la pile.
Dans l'installation illustrée en figure 1, l'évaporateur 17 est traversé par la ligne 9 par laquelle sont évacués les gaz imbrûlés à la sortie d'anode de pile. A titre de variante, comme prévu sur l'architecture de la figure 2, l'évaporateur 17 est traversé par la ligne 7 par laquelle l'air est évacué à la sortie de cathode de pile.
Dans l'architecture selon la figure 2, un quatrième échangeur de chaleur 18 est agencé en aval de l'évaporateur 17. Les gaz imbrûlés en sortie d'anode de la pile et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation 22 du réseau d'eau domestique peuvent ainsi échanger de la chaleur de sorte à chauffer l'eau domestique. Cet échangeur 18 permet ainsi de refroidir le carburant en sortie de pile et de faire condenser. Cette eau est ensuite réinjectée via la pompe P4 en entrée de la ligne d'eau 5 alimentant la pile SOFC 2. L'agencement relatif de l'évaporateur 17 et des échangeurs air-eau 13 et 18 sur les lignes d'évacuation 7, 9 des fumées de la pile 2 permet aux échangeurs d'atteindre les performances demandées. En outre, seul l'évaporateur 17 et le premier échangeur 1 1 fonctionnent à des températures élevées, typiquement au-dessus de 500°C, ce qui est avantageux car au-delà les matériaux utilisés pour la constitution des échangeurs sont onéreux.
En outre, en aval du brûleur 3, l'installation 1 comprend un condenseur 19 pour condenser l'eau issue des gaz de fumée du brûleur.
Avantageusement, la ligne d'alimentation 5 en eau à l'anode de pile est reliée au condenseur 19 par une ligne 20 pour alimenter la pile avec les condensats.
Ainsi, l'apport d'eau à la pile 2 peut s'effectuer soit par le réseau urbain par la ligne 5 directement, soit par la récupération des condensats résultant de la réaction par la ligne 20 en sortie de condenseur 20. Cela est possible car une pile SOFC rejette beaucoup plus, typiquement trois fois plus d'eau qu'elle n'en consomme. Ainsi, de préférence, l'installation 1 récupère les condensats ce qui évite de traiter l'eau de ville. Pour le démarrage un réservoir de stockage d'eau auxiliaire, non représenté peut être utilisé. La pompe de re levage 21 représentée en figure 1 n'est pas forcément nécessaire. Elle pourrait être remplacée par une vanne de contrôle si l'eau des condensais peut circuler par gravité.
Il va de soi qu'il est prévu de surveiller la qualité des condensais produits et de valider s'il y a un risque de pol lut ion de la pile 2.
L'installation de la figure 2 présente les avantages supplémentaires suivants par rapport à l'installation de la figure 1 :
- réduction de la teneur en eau de la combustion dans le brûleur 3 ;
- augmentation de la récupération d'énergie de condensat ion ;
- obtention d'une température des gaz imbrûlés plus froide en entrée de brûleur
3, typiquement à 70°C, ce qui permet de mettre en œuvre un brûleur conventionnel ;
- possibilité de s'affranchir du condenseur 19 de la figure 1. En effet, dans l'architecture de la figure 2, l'eau du carburant a été condensée avant la combustion. De ce fait, il n'y a presque rien à condenser ce qui limite très fortement la nécessité d'un tel condenseur 19.
Différents capteurs de température Tl , T2, T3 permettent de vérifier respectivement les températures en entrée de pile, de détecter des encrassements dans les différents échangeurs de chaleur 1 1 , 13, 15, 17, 18 et de de faire fonctionner ou non la vanne 12 en mode bypass de l'a ir ambiant de la ligne principale 60 à celle dérivée 61.
Différentes vannes V 1 , V2, V4 et V5 permettent de couper ou non l'alimentation respectivement en eau de ville en entrée de pile, en gaz de ville directement dans le brûleur 3, en gaz de ville dans l'installation 1 , et en eau domest ique dans l'installation 1.
Différents débit mètres Q 1 . Q2, Q3, Q4 permettent de faire varier respectivement le débit d'eau de ville, de gaz de ville, et d'air ambiant en entrée de pi le, et le débit de gaz de ville directement dans le brûleur 3.
En entrée d'installation 1 , on intègre de préférence des composants usuels sur les l ignes d'alimentation en fluide, notamment pour les gaz afin de gérer le risque d'explosion / auto-inflammation en particulier afin de respecter les normes A T EX (ATmosphères EXplosibles).
Ainsi, le traitement du gaz de ville (CH4) est réalisé notamment au moyen d'un désul furiseur D 1 sur la ligne 4 d'alimentation de la pile.
De même, un système de traitement de l'eau T 1 est agencé sur la ligne 5 d' alimentât ion en eau de la pile SOFC 2.
Enfin, différentes filtres F1 , F2 permettent de traiter la' ir ambiant avant son entrée dans l' installation 1 .
En ce qui concerne la sortie électrique E de l'é lectricité produite par la pile
SOFC 2, on prévoit un système électrique permettant d'assurer une tension continue stabilisée couramment utilisée, afin de reconduire des composants standards. De préférence, comme illustré en figures 1 et 2. ce système électrique comprend les différents éléments suivants :
- un premier convertisseur El relié électrique directement à la sortie de la pile.
Ce convertisseur E l typiquement 10/20 Volt peut permettre de corriger la diminut ion lente de la tension aux bornes de l'empilement des cellules de pile 2 liée à lu' sure de ces cel lules ;
- un onduleur DC/AC 01 , typiquement de 48 V en DC à 220C en AC qui permet de générer de la tension alternative à sortir de l 'installat ion 1 ;
- un deuxième convertisseur E2 relié en amont au premier convert isseur et en aval à une batterie B l . typiquement 24 Volt. Cette batterie B 1 peut permettre d'alimenter des capteurs et actionneurs. En effet, le niveau de tension à sa sortie est compatible d'une large gamme de capteurs actionneurs existants. La batterie B1 peut ainsi permettre de démarrer li'nstallation 1 de manière autonome.
Bien que décrite en référence avec une micro-cogénération, les architectures d'installation selon les figures 1 et 2 peuvent tout aussi bien s'appliquer pour des cogénérations de puissances électriques supérieures.
L'invention n'est pas limitée aux exemples qui viennent d'être décrits ; on peut notamment combiner entre elles des caractéristiques des exemples illustrés au sein de variantes non illustrées.
D'autres variantes et améliorations de l'invention peuvent être réalisées sans pour autant sortir du cadre de l'invention.
Par exemple, si dans les exemples illustrés les architectures d'installation sont représentées avec un reformage du méthane interne, c'est-à-dire au sein de la pile 2 SOFC, on peut tout aussi bien envisager d'agencer en amont de la pile 2 un reformeur en tant que composant distinct, et donc réaliser le reformage externe du méthane.
Par ailleurs, si dans les exemples illustrés les architectures d'installation sont représentées avec une eau et gaz de ville séparés en entrée d'anode de la pile SOFC, on peut aussi prévoir de réaliser un pré-mélange entre eux avant l'entrée en pile SOFC.
Références citées
[1] : Vincenzo Liso et al, "Performance comparison between partial oxidation and méthane steam reforming processes for solid oxide fuel cell (SOFC) micro combined heat and power (CHP) system", Journal of Energy 36 (2011) 4216-4226.
[2]: J. Braun et al, "Evaluation of system configurations for solid oxide fuel cell-based micro-combined heat and power generators in residential applications", Journal of Power Sources 158 (2006) 1290-1305.

Claims

REVENDICATIONS
1. Installation (1) de cogénération de chaleur et d'électricité comprenant :
- une pile à combustible (SOFC) (2) comprenant au moins une cellule électrochimique élémentaire à oxydes solides formée chacune d'une cathode, d'une anode et d'un électrolyte intercalé entre la cathode et l'anode ;
- un brûleur (3) pour brûler les gaz imbrûlés dans la pile SOFC,
- une ligne d'alimentation en méthane (4), reliée à l'entrée d'anode de la pile SOFC;
- une ligne d'alimentation en eau (5) reliée à l'entrée d'anode de la pile SOFC ; - une ligne d'alimentation en air ambiant (6), en tant que comburant de la pile
SOFC, reliée à l'entrée de cathode de la pile SOFC;
- une ligne d'évacuation des gaz (7) à la sortie d'anode de la pile SOFC, reliée à l'entrée du brûleur ;
- une ligne d'alimentation en air ambiant (8), en tant que comburant du brûleur, reliée à l'entrée du brûleur;
- une ligne d'évacuation de l'air (9) à la sortie de cathode de la pile SOFC, débouchant dans l'air ambiant ;
- des moyens (10, RI) pour chauffer l'air ambiant dans la ligne reliée à l'entrée de cathode de la pile SOFC jusqu'à une température de fonctionnement nominal, typiquement d'au moins 700°C.
2. Installation (1) de cogénération selon la revendication 1, les moyens de chauffage de l'air ambiant comprenant au moins une résistance électrique (10, RI).
3. Installation (1) de cogénération selon la revendication 1 ou 2, comprenant un premier échangeur de chaleur (11) dans lequel l'air évacué de la ligne à la sortie de cathode de la pile SOFC et l'air ambiant de la ligne d'alimentation de la cathode peuvent échanger de la chaleur de sorte à préchauffer ce dernier avant son entrée à la cathode de pile.
4. Installation (1) de cogénération selon la revendication 3, la ligne d'alimentation de l'air ambiant à la cathode de pile étant divisée en deux dont une ligne principale (60) traversant le premier échangeur et une ligne dérivée (61) de la ligne principale comprenant une vanne (12, V3) adaptée pour commuter au moins une partie de l'alimentation en air ambiant de la ligne principale vers la ligne dérivée.
5. Installation (1) de cogénération selon l'une des revendications 3 ou 4, un deuxième échangeur de chaleur (13) agencé en aval du premier échangeur et dans lequel l'air évacué de la ligne à la sortie de cathode de la pile SOFC et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation (14) d'un réseau d'eau domestique peuvent échanger de la chaleur de sorte à chauffer l'eau.
6. Installation (1) de cogénération selon l'une des revendications précédentes, comprenant un comprenant un troisième échangeur de chaleur (15) dans lequel de l'air extérieur et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation (16) d'un réseau d'eau domestique peuvent échanger de la chaleur de sorte à évacuer le surplus de chaleur produite par l'installation et en sus de la chaleur requise pour le réseau domestique.
7. Installation (1) de cogénération selon l'une des revendications précédentes, comprenant un évaporateur (17) pour vaporiser l'eau d'alimentation de la pile à partir de la chaleur dégagée par les gaz en sortie de la pile.
8. Installation (1) de cogénération selon la revendication 7, l'évaporateur étant traversé par la ligne d'évacuation (9) de l'air à la sortie de cathode de pile.
9. Installation (1) de cogénération selon la revendication 7, l'évaporateur étant traversé par la ligne d'évacuation (7) des gaz imbrûlés à la sortie d'anode de pile.
10. Installation (1) de cogénération selon l'une des revendications 7 à 9, comprenant un quatrième échangeur de chaleur (18) agencé en aval de l'évaporateur et dans lequel les gaz imbrûlés en sortie d'anode de la pile et de l'eau circulant dans une ligne d'alimentation (22) d'un réseau d'eau domestique peuvent échanger de la chaleur de sorte à chauffer l'eau.
11. Installation (1) de cogénération selon l'une des revendications précédentes, le brûleur (3) étant un brûleur intégrant un circuit de refroidissement à l'eau.
12. Installation (1) de cogénération selon l'une des revendications précédentes, comprenant en aval du brûleur, un condenseur (19) pour condenser l'eau issue des gaz de fumée du brûleur.
13. Installation (1) de cogénération selon la revendication 12, la ligne d'alimentation en eau à l'anode de pile étant reliée au condenseur pour alimenter la pile avec les condensais.
14. Procédé de fonctionnement en continu de l'installation selon l'une des revendications 1 à 13, comprenant les étapes suivantes: - alimentation de l'anode de pile à combustible (2) en méthane et en eau;
- alimentation de la cathode de pile à combustible (2) en air ambiant;
- mise en marche des moyens de chauffage (10, RI) jusqu'à ce que la pile à combustible (2) atteigne une température nominale, typiquement comprise entre 700°C et 1000°C ;
- mise à l'arrêt des moyens de chauffage (10, RI).
15. Utilisation de l'installation (1) selon l'une des revendications 1 à 13, pour produire de l'électricité et chauffer le réseau d'eau domestique d'un habitat alimenté directement par un réseau d'eau de ville et un réseau de gaz naturel.
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