WO2020174780A1 - 燃料電池発電システム - Google Patents

燃料電池発電システム Download PDF

Info

Publication number
WO2020174780A1
WO2020174780A1 PCT/JP2019/045527 JP2019045527W WO2020174780A1 WO 2020174780 A1 WO2020174780 A1 WO 2020174780A1 JP 2019045527 W JP2019045527 W JP 2019045527W WO 2020174780 A1 WO2020174780 A1 WO 2020174780A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fuel cell
oxidant gas
fuel
supply line
gas supply
Prior art date
Application number
PCT/JP2019/045527
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
眞竹　徳久
康 岩井
森　龍太郎
孝洋 城島
大悟 小林
Original Assignee
三菱日立パワーシステムズ株式会社
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
Application filed by 三菱日立パワーシステムズ株式会社 filed Critical 三菱日立パワーシステムズ株式会社
Priority to DE112019006749.4T priority Critical patent/DE112019006749T5/de
Priority to CN201980092424.6A priority patent/CN113491027A/zh
Priority to KR1020217025996A priority patent/KR20210110720A/ko
Priority to US17/432,239 priority patent/US20220190367A1/en
Publication of WO2020174780A1 publication Critical patent/WO2020174780A1/ja

Links

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
    • H01M8/04298—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
    • H01M8/0432—Temperature; Ambient temperature
    • H01M8/04365—Temperature; Ambient temperature of other components of a fuel cell or fuel cell stacks
    • 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
    • H01M8/04—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
    • 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
    • H01M8/04097—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with recycling of the 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
    • H01M8/04—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
    • H01M8/04082—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
    • H01M8/04119—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying
    • H01M8/04156—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal
    • H01M8/04164—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of gaseous reactants with simultaneous supply or evacuation of electrolyte; Humidifying or dehumidifying with product water removal by condensers, gas-liquid separators or filters
    • 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
    • H01M8/0432—Temperature; Ambient temperature
    • 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
    • H01M8/04701—Temperature
    • 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
    • H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
    • H01M8/2465—Details of groupings of fuel cells
    • H01M8/247—Arrangements for tightening a stack, for accommodation of a stack in a tank or for assembling different tanks
    • H01M8/2475—Enclosures, casings or containers of fuel cell stacks
    • 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
    • H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
    • H01M8/249—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells comprising two or more groupings of fuel cells, e.g. modular assemblies
    • 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
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04291—Arrangements for managing water in solid electrolyte fuel cell systems
    • 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
    • H01M8/1007—Fuel cells with solid electrolytes with both reactants being gaseous or vaporised
    • 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 disclosure relates to a fuel cell power generation system that uses a plurality of fuel cells to generate power.
  • a solid oxide fuel cell (300) is known as one of power generation devices.
  • solid oxide fuel cells have been used as a combined power generation system by combining with other power generation devices such as gas turbines and steam turbines.
  • fuel gas and oxidant gas (air gas) are supplied to the solid oxide fuel cell in the previous stage to generate electricity, and at the same time, the outlet fuel gas (exhaust fuel gas) discharged from the solid oxide fuel cell is discharged.
  • Gas) and the outlet oxidant gas (exhaust air gas) are mixed, burned in a combustor, and then fed to a gas turbine or a steam turbine in the subsequent stage, so that power is generated by a generator connected to these turbines. I do.
  • the energy of the exhaust gas discharged from the evening bin is further recovered by the exhaust gas recovery system.
  • Patent Document 1 proposes a high-efficiency power generation system in which a plurality of solid oxide fuel cells are cascade-connected by adopting a solid oxide fuel cell in the latter stage side instead of a gas turbine or a steam turbine. Has been done.
  • Patent Document 1 Patent No. 3 9 2 4 2 4 3
  • Patent Document 1 As disclosed in Patent Document 1, a plurality of solid oxide fuel cells are connected in cascade. ⁇ 2020/174780 2 ⁇ (: 170?2019/045527
  • the fuel gas used in the former solid oxide fuel cell is used in the latter solid oxide fuel cell. Therefore, the concentration of the fuel gas used in the latter-stage solid oxide fuel cell is lower than that in the former-stage solid oxide fuel cell. As a result, compared with the solid oxide fuel cell in the previous stage, the output of the solid oxide fuel cell in the latter stage is suppressed and the amount of heat generated by power generation becomes smaller, which is necessary for proper operation of the solid oxide fuel cell. It may be difficult to maintain the temperature. In this case, in the latter-stage solid oxide fuel cell, the power generation voltage may be reduced, and the system efficiency may be reduced, especially during partial load operation.
  • At least one embodiment of the present invention has been made in view of the above circumstances.
  • the temperature of the solid oxide fuel cells on the rear side is It is an object of the present invention to provide a fuel cell power generation system capable of suppressing deterioration of power generation performance and realizing excellent system efficiency by maintaining the power generation properly.
  • a fuel cell power generation system includes:
  • a first fuel cell for generating electric power using the first fuel gas and the first oxidant gas
  • An adjusting valve capable of adjusting the supply amount of the second oxidant gas to the second fuel cell
  • the adjusting valve is adjusted so that the temperature of the second fuel cell becomes a reference value.
  • the first fuel cell is arranged in the second stage.
  • the second oxidant gas supplied to the fuel cell can be adjusted by the adjustment valve. ⁇ 2020/174780 3 ⁇ (: 170?2019/045527
  • the first oxidant gas is, for example, air
  • the second oxidant gas is, for example, air or a gas having an oxygen concentration lower than that of air.
  • the first oxidant gas and the second oxidant gas are supplied to a common oxidant gas supply source through a first oxidant gas supply line and a second oxidant gas supply line which are provided in parallel with each other.
  • a first oxidant gas supply line and a second oxidant gas supply line which are provided in parallel with each other.
  • the regulating valve is arranged in at least one of the first oxidant gas supply line and the second oxidant gas supply line.
  • the first fuel cell and the second fuel cell are connected to the oxidant gas supply source via the first oxidant gas supply line and the second oxidant gas supply line. Connected in parallel.
  • a regulating valve in at least one of the first oxidant gas supply line and the second oxidant gas supply line, it is possible to adjust the oxidant gas supply ratio to the first fuel cell and the second fuel cell.
  • a configuration for adjusting the supply amount of the oxidant gas to the latter-stage solid oxide fuel cell can be realized with an efficient layout.
  • the first oxidant gas is discharged from the first fuel cell and then supplied to the second fuel cell as the second oxidant gas.
  • a third oxidant gas supply line provided,
  • a fourth oxidant gas supply line which branches from the third oxidant gas supply line so as to bypass the second fuel cell
  • the adjusting valve is disposed on at least one of the third oxidant gas supply line and the fourth oxidant gas supply line. ⁇ 2020/174780 4 ⁇ (: 170?2019/045527
  • the oxidant gas used in the first fuel cell is
  • the fourth branch branching from the third oxidant supply line to bypass the second fuel cell.
  • the supply ratio of the oxidant gas to the first fuel cell and the second fuel cell is set. Can be adjusted.
  • a configuration for adjusting the supply amount of the oxidant gas to the latter-stage solid oxide fuel cell can be realized with an efficient layout.
  • the second oxidant gas After being discharged from the second fuel cell, the second oxidant gas is supplied to the turbine without passing through the combustor.
  • the oxidant gas discharged from the second fuel cell is directly supplied to the turbocharger without passing through the combustor.
  • the turbocharger it is possible to avoid an increase in pressure loss that occurs when a combustor is used, and it is possible to suppress a decrease in the recovery power of the turbocharger.
  • the first oxidant gas is discharged from the first fuel cell and then supplied to the combustor.
  • the oxidant gas discharged from the first fuel cell is supplied to the combustor without being supplied to the second fuel cell. As a result, it is mixed with the third fuel gas discharged from the second fuel cell and burned in the combustor. ⁇ 2020/174780 5 ⁇ (: 170?2019/045527
  • the first oxidant gas and the second oxidant gas are discharged from the first fuel cell and the second fuel cell, respectively, and then supplied to the combustor.
  • the oxidant gas discharged from each of the first fuel cell and the second fuel cell is supplied to the combustor. These oxidant gases are mixed with the third fuel gas discharged from the second fuel cell and burned in the combustor, so that it is possible to efficiently drive the evening battery.
  • the pressure control device further includes a pressure container accommodating the first fuel cell and the second fuel cell, and the adjusting valve is disposed outside the pressure container.
  • the adjusting valve by disposing the adjusting valve outside the pressure vessel, the adjusting valve can be easily accessed. Thereby, for example, in order to adjust the supply amount of the oxidant gas to the second fuel cell, the operator can easily operate the adjusting valve manually.
  • a moisture collector for collecting moisture contained in the second fuel gas
  • the water content of the second fuel gas supplied to the second fuel cell is recovered by the water content recovery device before being supplied to the second fuel cell.
  • part of the second fuel gas from which water has been recovered is recirculated to the first fuel cell via the recirculation line.
  • At least one fuel cell unit in which the second fuel cell is arranged is provided between a plurality of the first fuel cells.
  • Fig. 1 is a schematic diagram showing an overall configuration of a fuel cell power generation system according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing an overall configuration of a fuel cell power generation system according to a second embodiment.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing the overall configuration of a fuel cell power generation system according to a third embodiment.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing an overall configuration of a fuel cell power generation system according to a fourth embodiment.
  • Fig. 5 is a modification of Fig. 4. MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION ⁇ 2020/174780 7 ⁇ (: 170?2019/045527
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the overall configuration of a fuel cell power generation system 1 according to the first embodiment.
  • the fuel cell power generation system 1 includes a first fuel cell 2 and a second fuel cell 4.
  • the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4 are solid oxide fuel cells (300), which generate electricity by electrochemical reaction using fuel gas and oxidant gas.
  • the fuel gas is, for example, methane gas (natural gas) or propane gas
  • the oxidant gas is, for example, air.
  • the first fuel cell 2 has a first inverter 52 for converting the generated DC power into AC power corresponding to the first power system 50.
  • the temperature of the first fuel cell 2 (temperature of the power generation chamber) is monitored by the first temperature sensor 54, and the detected value of the first temperature sensor 54 is set to a predetermined value by adjusting the current amount of the first inverter 52. It can be controlled to reach the temperature.
  • the second fuel cell 4 has a second inverter 62 for converting the generated DC power into AC power corresponding to the second power system 60.
  • the current amount of the second inverter 62 is set to an appropriate value according to the second fuel gas amount discharged from the first fuel cell 2.
  • the temperature of the second fuel cell 4 (the temperature of the power generation chamber) is monitored by the second temperature sensor 64, and the oxidant gas flow rate is controlled so that the detection value of the second temperature sensor 64 becomes a predetermined temperature. be able to.
  • the supply amount of the oxidant gas to the second fuel cell 4 should be reduced by the adjusting valve 40.
  • the temperature of the second fuel cell 4 is adjusted to the proper range.
  • the fuel gas (first fuel gas tank 1) is supplied from the fuel gas supply source 6 to the first fuel cell 2 via the first fuel gas supply line 8.
  • the first fuel gas supply line 8 supplies the fuel gas in parallel by branching to each battery cell.
  • the second fuel cell 4 includes at least one battery cell (not shown).
  • the fuel gas (third fuel gas tank 3) discharged from the second fuel cell 4 is discharged through the fuel gas discharge line 12.
  • a combustor 14 for burning the fuel gas and a turbine 16 capable of being driven by the combustion gas generated by the combustor 14 are installed on the fuel gas discharge line 12.
  • the combustor 14 may be a catalytic combustor.
  • the turbine 16 is connected to a compressor 20 provided on an oxidant gas supply line 18 and constitutes an evening boat 22 with the compressor 20.
  • a moisture collector 13 may be installed on the second fuel gas supply line 10.
  • the moisture collector 13 is a device for collecting the moisture contained in the fuel gas (second fuel gas 2) discharged from the first fuel cell 2, for example, the second fuel gas supply line 1 A condenser that can condense and recover the water contained in the fuel gas (second fuel gas ⁇ 2) by exchanging the upper fuel gas (second fuel gas ⁇ 2) with the external cooling medium. Configured as. As a result, the heat content of the fuel gas supplied to the second fuel cell 4 is improved by reducing the water content contained in the fuel gas (second fuel gas channel 2) supplied to the second fuel cell 4. Therefore, the power generation output of the second fuel cell 4 can be improved.
  • a recirculation line 24 is branched downstream of the water recovery device 13 in the second fuel gas supply line 10.
  • a blower 25 is installed on the recirculation line 24. By driving the blower 25, a part of the fuel gas (second fuel gas channel 2) flowing through the second fuel gas supply line 10 is driven. Are recirculated to the inlet side of the first fuel cell 2.
  • a first regenerative heat exchanger 26 is installed on the recirculation line 24, so that the fuel gas passing through the recirculation line 24 and the fuel gas passing through the second fuel gas supply line 10 are By exchanging heat ⁇ 2020/174780 9 ⁇ (: 170?2019/045527
  • a second regenerative heat exchanger 28 is installed upstream of the combustor 14 in the fuel gas discharge line 12.
  • the second regenerative heat exchanger 28 transfers the fuel gas discharged from the second fuel cell 4 (third fuel gas tank 3) to the fuel gas flowing through the second fuel gas supply line 10. 2) It can be heated by exchanging heat with. As a result, the temperature of the fuel gas supplied to the combustor 14 can be raised and the combustion temperature of the combustor 14 can be increased.
  • the oxidant gas is supplied from the oxidant gas supply source 30 to the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4 via the oxidant gas supply line 18.
  • a compressor 20 for compressing and supplying the oxidant gas is arranged on the oxidant gas supply line 18 and constitutes the evening bottle 2 2 together with the above-mentioned evening bin 16.
  • the oxidant gas supply line 18 is branched into a first oxidant gas supply line 3 2 and a second oxidant gas supply line 3 4 on the downstream side of the combiner 20.
  • the first oxidant gas supply line 32 is connected to the first fuel cell 2
  • the second oxidant gas supply line 34 is connected to the second fuel cell 4.
  • the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4 are connected in parallel to the oxidant gas supply source 30.
  • At least one of the first oxidant gas supply line 32 and the second oxidant gas supply line 34 is provided with a regulating valve for adjusting the supply amount of the oxidant gas to the second fuel cell 4.
  • a regulating valve for adjusting the supply amount of the oxidant gas to the second fuel cell 4.
  • the adjustment valve 40 is provided on the second oxidant gas supply line 34 connected to the second fuel cell 4, and the opening of the adjustment valve 40 is adjusted to adjust the opening of the adjustment valve 40. 2 It is configured so that the amount of oxidant gas (second oxidant gas 2) supplied to the fuel cell 4 can be adjusted.
  • the initial opening of the adjusting valve 40 is set to be a predetermined ratio with respect to the supply amount of the oxidant gas (first oxidant gas ⁇ ⁇ 1) to the first fuel cell 2, which will be described later. As described above, the initial opening is variably controlled according to the detection value of the second temperature sensor 64.
  • the first fuel cell 2 connected to the first fuel cell 2 ⁇ 2020/174780 10 ⁇ (: 170?2019/045527
  • adjusting valve 40 By installing the adjusting valve 40 on at least one of the three, it is possible to adjust the supply ratio of the oxidant gas to the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4. As a result, a configuration for adjusting the supply amount of the oxidant gas (second oxidant gas ⁇ 02) to the second fuel cell 4 on the subsequent stage can be realized with an efficient layout.
  • the second fuel cell 4 is provided with the second temperature sensor 64 for detecting the temperature of the power generation chamber of the second fuel cell 4. Then, the adjusting valve 40 is adjusted so that the temperature of the second fuel cell 4 detected by the second temperature sensor 64 becomes the preset reference value.
  • the reference value is defined as the temperature (for example, 880 to 930 degrees) required for the second fuel cell 4 to achieve an appropriate operating condition. For example, when the temperature of the second fuel cell 4 detected by the second temperature sensor 64 is less than the reference value, the opening of the regulating valve 40 is decreased to reduce the oxidation to the second fuel cell 4. Reduce the supply amount of the agent gas (second oxidant gas ⁇ 2).
  • the temperature of the second fuel cell 4 on the downstream side is properly maintained at the reference value, so that a highly efficient fuel cell power generation system is realized.
  • the opening control of the adjusting valve 40 based on the detection value of the second temperature sensor 64 may be manually performed by the operator.
  • the first fuel ⁇ 2020/174780 1 1 ⁇ (: 170?2019/045527
  • the cell 2 and the second fuel cell 4 are housed in the pressure vessel 44, but are laid out so that the adjustment valve 40 is arranged outside the pressure vessel 44. As a result, the operator can easily access the adjusting valve 40 and operate the adjusting valve 40 easily.
  • the opening control of the adjusting valve 40 based on the detection value of the second temperature sensor 64 may be carried out as automatic control using an electronic arithmetic device such as a computer.
  • the detected value of the second temperature sensor 64 is input to the control device as an electric signal and the control signal corresponding to the opening corresponding to the detected value of the second temperature sensor 64 is output to the adjustment valve 40. By doing so, the control valve 40 is automatically controlled.
  • the oxidant gas discharged from the first fuel cell 2 is supplied to the combustor 14 via the first oxidant gas discharge line 46.
  • the oxidant gas discharged from the first oxidant gas discharge line and the third fuel gas nozzle 3 supplied from the fuel gas discharge line 12 are mixed and burned.
  • the oxidant gas discharged from the second fuel cell 4 is supplied to the downstream side of the combustor 14 via the second oxidant gas discharge line 48.
  • the second oxidant gas discharge line 48 is connected between the combustor 14 and the turbine 16 so as to bypass the combustor 14 so that the oxidizing gas discharged from the second fuel cell 4 is discharged.
  • the agent gas is configured to be supplied to the turbine 16 without passing through the combustor 14. As a result, it is possible to avoid an increase in pressure loss that occurs when the combustor 14 is used, and it is possible to suppress a decrease in recovery power in the turbocharger 22.
  • the second oxidant gas discharge line 48 should be connected to the combustor in the same manner as the first oxidant gas discharge line 46. May be connected to 14.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing the overall configuration of a fuel cell power generation system 1′ according to the second embodiment.
  • the components of the fuel cell power generation system 1'corresponding to the above-described embodiment are denoted by common reference numerals, and the duplicate description will be omitted as appropriate. ⁇ 2020/174780 12 ⁇ (: 170?2019/045527
  • the fuel gas supply system to the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4 is the same as in the first embodiment described above, but the oxidant gas supply system is different. Specifically, the oxidant gas (first oxidant gas ⁇ 001) supplied from the combiner 20 is first introduced into the first fuel cell 2 via the oxidant gas supply line 18 (second In the embodiment, the oxidant gas supply line 18 does not branch to the first oxidant gas supply line 32 and the second oxidant to the second oxidant gas supply line 34 as in the first embodiment. 1 connected to fuel cell 2 only).
  • the oxidant gas (first oxidant gas ⁇ ⁇ 1) supplied by the first fuel cell 2 is
  • the oxidant gas discharged from the first fuel cell 2 (second oxidant gas ⁇ 2) is fed through the third oxidant gas supply line 70 between the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4. It is supplied to the second fuel cell 4 via.
  • the oxidant gas used in the first fuel cell 2 in this way is sent to the second fuel cell 4 on the downstream side via the third oxidant gas supply line 70.
  • a fourth oxidant gas supply line 7 2 is provided so as to branch so as to bypass the second fuel cell 4.
  • a regulating valve 40 is arranged in at least one of the third oxidant gas supply line 70 and the fourth oxidant gas supply line 72.
  • the adjustment valve 40 is provided on the fourth oxidant gas supply line 7 2.By adjusting the opening of the adjustment valve 40, the fourth oxidant gas supply line 7 2 By regulating the flow rate of the oxidant gas above 2, the amount of supply of the oxidant gas to the second fuel cell 4 can be adjusted.
  • the initial opening degree of the adjusting valve 40 is set such that the oxidant gas (second oxidant gas) for the second fuel cell 4 with respect to the supply amount of the oxidant gas (first oxidant gas ⁇ 001) to the first fuel cell 2 is set.
  • the gas supply rate is set so that the supply rate of gas is 2), but as described later, this initial opening is variably controlled according to the detection value of the second temperature sensor 64.
  • the supply amount of the oxidant gas to the second fuel cell 4 may be directly adjusted by providing the adjusting valve 40 on the above. Although it is disadvantageous in terms of cost, adjustment valves 40 are provided on the third oxidant gas supply line 70 and the fourth oxidant gas supply line 72, respectively, and the opening of each adjustment valve 40 is adjusted. By doing so, the supply amount of the oxidant gas to the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4 may be finely adjusted.
  • adjusting valve 40 By installing the adjusting valve 40 on at least one of the 7 2 and 7, it is possible to adjust the supply ratio of the oxidant gas to the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4. As a result, a configuration for adjusting the supply amount of the oxidant gas to the second fuel cell 4 on the downstream side can be realized with an efficient layout.
  • the downstream side of the fourth oxidant gas supply line 7 2 is connected to the combustor 14, the oxidant gas passing through the fourth oxidant gas supply line 7 2 is discharged to the fuel gas. It is configured to burn in the combustor 14 together with the combustion gas (third fuel gas 3) which passes through the line 12.
  • the downstream side of the fourth oxidant gas supply line 7 2 between the combustor 14 and the turbine 16 as shown in FIG. It may be configured to reduce the pressure loss.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing the overall configuration of a fuel cell power generation system 1 ′′ according to a third embodiment.
  • configurations corresponding to the above-described embodiments are denoted by common reference numerals, and redundant description will be appropriately omitted.
  • the fuel gas supply system to the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4 is the same as in the first embodiment described above, but the first fuel cell 2 and the second fuel cell The oxidant gas supply system from 4 is different.
  • the oxidant gas is supplied to each battery cell of the first fuel cell 2 from the oxidant gas supply source 30 through the oxidant gas supply line 18.
  • ⁇ 2020/174780 14 ⁇ (: 170?2019/045527
  • the oxidant gas used in the first fuel cell 2 is the third oxidant gas discharge line 8
  • the oxidant gas used in the second fuel cell 4 is discharged through the fourth oxidant gas discharge line 84.
  • the fourth oxidant gas discharge line 8 4 joins the third oxidant gas discharge line 8 2 on the downstream side.
  • the oxidant gas discharged from each of the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4 is supplied to the combustor 14 respectively, so that the fuel gas discharged from the fuel gas discharge line 12 is discharged. 3) is burned with.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the overall configuration of a fuel cell power generation system 1'''' according to the fourth embodiment. It should be noted that, in the fuel cell power generation system 1''', the configurations corresponding to those in the above-described embodiment are denoted by common reference numerals, and redundant description will be appropriately omitted.
  • the fuel cell power generation system 1 ′ ′′ includes at least one fuel cell unit including the first fuel cell 2 and the second fuel cell 4 corresponding to the above-described embodiments.
  • FIG. 4 shows a fuel cell power generation system 1′′′′ having a first fuel cell unit II 1 and a second fuel cell unit II 2.
  • the fuel gas supply system is schematically shown in FIG. 4, its configuration is the same as that of the above embodiment. Further, although the illustration of the supply system of the oxidant gas is omitted in FIG. 4, the configuration is the same as that of the above-mentioned embodiment, and the combination of each embodiment is also possible.
  • Each fuel cell unit included in the fuel cell power generation system 1'''' is configured such that the second fuel cell 4 is arranged between the two first fuel cells 2. As described above, the second fuel cell 4 is arranged on the rear side of the first fuel cell 2, and reuses the fuel gas used in the first fuel cell 2 and having a low calorific value. Therefore, ⁇ 0 2020/174780 15 15 (: 17 2019/045527
  • the second fuel cell 4 which handles fuel gas with a low heat quantity, between the first fuel cell 2, the temperature drop in the second fuel cell 4 can be suppressed more effectively.
  • FIG. 5 is a modification of FIG.
  • each fuel cell unit includes one first fuel cell 2 and one second fuel cell 4, and when a plurality of fuel cell units are arranged in a predetermined direction, the first fuel cell
  • the second fuel cell 4 that handles fuel gas with a low calorific value is arranged between the first fuel cell 2 of each adjacent fuel cell unit. doing. Even with such a configuration, similarly to the case of FIG. 4, the temperature decrease in the second fuel cell 4 can be suppressed more effectively.
  • At least one embodiment of the present invention can be used for a fuel cell power generation system that generates power using a plurality of fuel cells.

Landscapes

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

Abstract

燃料電池発電システムは、第１燃料電池と、第１燃料電池から排出される第２燃料ガスを用いて電力を発生する第２燃料電池とを備える。第２燃料電池に対する酸化剤ガスの供給量は、第２燃料電池の温度が基準値になるように、調整バルブによって調整される。

Description

\¥0 2020/174780 1 卩（：17 2019/045527 明 細 書
発明の名称 ： 燃料電池発電システム
技術分野
[0001 ] 本開示は、 複数の燃料電池を用いて発電を行う燃料電池発電システムに関 する。
背景技術
[0002] 発電デバイスの一つとして固体酸化物形燃料電池 （3〇 〇） が知られて いる。 固体酸化物形燃料電池は、 従来、 ガスタービンや蒸気タービンのよう な他の発電デバイスと組み合わされることにより、 複合発電システムとして 利用されていた。 複合発電システムでは、 前段の固体酸化物形燃料電池に燃 料ガスと酸化剤ガス （空気ガス） を供給し、 発電を行うとともに、 固体酸化 物形燃料電池から排出される出口燃料ガス （排燃料ガス） と出口酸化剤ガス （排空気ガス） とを混合し、 燃焼器で燃焼させて、 後段のガスタービンや蒸 気夕ービンに投入することで、 これらの夕ービンに結合した発電器で発電を 行う。 夕ービンから排出される排ガスのエネルギは、 更に、 排気回収システ ムで回収される。
[0003] このような複合発電システムでは、 ガスタービンや蒸気夕ービンの効率は 、 固体酸化物形燃料電池に比べて低い。 そこで特許文献 1では、 ガスタービ ンや蒸気タービンに代えて後段側にも固体酸化物形燃料電池を採用すること で、 複数の固体酸化物形燃料電池をカスケード接続した高効率な発電システ ムが提案されている。
先行技術文献
特許文献
[0004] 特許文献 1 :特許第 3 9 2 4 2 4 3号公報
発明の概要
発明が解決しようとする課題
[0005] 特許文献 1のように複数の固体酸化物形燃料電池をカスケード接続したシ 〇 2020/174780 2 卩（：170?2019/045527
ステムでは、 前段の固体酸化物形燃料電池で使用された燃料ガスが後段の固 体酸化物形燃料電池で利用される。 そのため、 後段の固体酸化物形燃料電池 で使用される燃料ガスは、 前段の固体酸化物形燃料電池に比べて濃度が少な くなる。 その結果、 後段の固体酸化物形燃料電池では前段の固体酸化物形燃 料電池に比べて出力が抑制され発電に伴う発熱量が小さくなり、 固体酸化物 形燃料電池を適正に運用するための温度を維持することが困難になる場合が ある。 この場合、 後段の固体酸化物形燃料電池では、 発電電圧が低下し、 特 に部分負荷運転時にシステム効率が低下してしまうおそれがある。
[0006] 本発明の少なくとも一実施形態は上述の事情に鑑みなされたものであり、 複数の固体酸化物形燃料電池がカスケード接続された場合において、 後段側 の固体酸化物形燃料電池の温度を適正に維持することにより、 発電性能の低 下を抑制し、 優れたシステム効率を実現可能な燃料電池発電システムを提供 することを目的とする。
課題を解決するための手段
[0007] ( 1 ) 本発明の少なくとも一実施形態に係る燃料電池発電システムは上記課 題を解決するために、
第 1燃料ガス、 及び、 第 1酸化剤ガスを用いて、 電力を発生する第 1燃料 電池と、
前記第 1燃料電池から排出される第 2燃料ガス、 及び、 酸化剤ガス供給源 又は前記第 1燃料電池の少なくとも一方から供給される第 2酸化剤ガスを用 いて、 電力を発生する第 2燃料電池と、
前記第 2燃料電池に対する前記第 2酸化剤ガスの供給量を調整可能な調整 バルブと、
を備え、
前記調整バルブは、 前記第 2燃料電池の温度が基準値になるように調整さ れる。
[0008] 上記 ( 1 ) の構成によれば、 第 1燃料電池に対して後段側に配置される第
2燃料電池に供給される第 2酸化剤ガスが、 調整バルブによって調整可能に 〇 2020/174780 3 卩（：170?2019/045527
構成される。 調整バルブの調整は、 第 2燃料電池の温度が基準値になるよう に制御されるため、 後段側の固体電解質型の温度を適正に維持することがで き、 高効率な燃料電池発電システムを実現できる。
尚、 第 1酸化剤ガスは例えば空気であり、 第 2酸化剤ガスは例えば空気も しくは酸素濃度が空気より低下したガスである。
[0009] （2） 幾つかの実施形態では上記 （1） の構成において、
前記第 1酸化剤ガス、 及び、 前記第 2酸化剤ガスは、 共通の酸化剤ガス供 給源に対して互いに並列に設けられた第 1酸化剤ガス供給ライン及び第 2酸 化剤ガス供給ラインを介して、 前記第 1燃料電池及び前記第 2燃料電池にそ れぞれ供給され、
前記調整バルブは、 前記第 1酸化剤ガス供給ライン又は前記第 2酸化剤ガ ス供給ラインの少なくとも一方に配置される。
[0010] 上記 （2） の構成によれば、 第 1燃料電池及び第 2燃料電池は、 第 1酸化 剤ガス供給ライン及び第 2酸化剤ガス供給ラインを介して、 酸化剤ガス供給 源に対して並列に接続される。 このような第 1酸化剤ガス供給ライン又は第 2酸化剤ガス供給ラインの少なくとも一方に調整バルブを設置することで、 第 1燃料電池及び第 2燃料電池に対する酸化剤ガスの供給比率の調整が可能 となる。 これにより、 後段側の固体酸化物形燃料電池に対する酸化剤ガスの 供給量を調整するための構成を、 効率的なレイアウトで実現できる。
[001 1 ] （3） 幾つかの実施形態では上記 （1） の構成において、
前記第 1酸化剤ガスが前記第 1燃料電池から排出された後、 前記第 2酸化 剤ガスとして前記第 2燃料電池に供給されるように、 前記第 1燃料電池及び 前記第 2燃料電池間に設けられる第 3酸化剤ガス供給ラインと、
前記第 3酸化剤ガス供給ラインから前記第 2燃料電池を迂回するように分 岐する第 4酸化剤ガス供給ラインと、
を備え、
前記調整バルブは、 前記第 3酸化剤ガス供給ライン又は前記第 4酸化剤ガ ス供給ラインの少なくとも一方に配置される。 〇 2020/174780 4 卩（：170?2019/045527
[0012] 上記 （3） の構成によれば、 第 1燃料電池で使用された酸化剤ガスは、 第
3酸化剤ガス供給ラインを介して、 後段側の第 2燃料電池に送られて利用さ れる。 このように酸化剤ガスの供給経路を、 第 1燃料電池及び第 2燃料電池 にわたって直列的に設けた場合においても、 第 3酸化剤供給ラインから第 2 燃料電池を迂回するように分岐する第 4酸化剤供給ラインを設け、 第 3酸化 剤供給ライン又は第 4酸化剤供給ラインの少なくとも一方に調整バルブを設 置することで、 第 1燃料電池及び第 2燃料電池に対する酸化剤ガスの供給比 率の調整が可能となる。 これにより、 後段側の固体酸化物形燃料電池に対す る酸化剤ガスの供給量を調整するための構成を、 効率的なレイアウトで実現 できる。
[0013] （4） 幾つかの実施形態では上記 （1） から （3） のいずれか一構成におい て、
前記第 2燃料電池から排出される第 3燃料ガスを燃焼させる燃焼器と、 前記燃焼器の下流側に設けられたタービンと、
前記タービンにより駆動するコンプレツサと、
を備え、
前記第 2酸化剤ガスは前記第 2燃料電池から排出された後、 前記燃焼器を 介さずに、 前記タービンに供給される。
[0014] 上記 （4） の構成によれば、 第 2燃料電池から排出される酸化剤ガスは、 燃焼器を介さずに、 ターボチヤージヤに対して直接的に供給される。 これに より、 燃焼器を介した場合に生じる圧損増加を回避でき、 ターボチヤージヤ における回収動力の低下を抑制できる。
[0015] （5） 幾つかの実施形態では上記 （4） の構成において、
前記第 1酸化剤ガスは前記第 1燃料電池から排出された後、 前記燃焼器に 供給される。
[0016] 上記 （5） の構成によれば、 第 1燃料電池から排出される酸化剤ガスは、 第 2燃料電池に供給されることなく、 燃焼器に供給される。 これにより、 第 2燃料電池から排出される第 3燃料ガスと混合されて燃焼器で燃焼されるこ 〇 2020/174780 5 卩（：170?2019/045527
とで、 ターボチヤージヤを効率よく駆動することが可能となる。
[0017] （6） 幾つかの実施形態では上記 （1） から （3） のいずれか一構成におい て、
前記第 2燃料電池から排出される第 3燃料ガスを燃焼させる燃焼器と、 前記燃焼器の下流側に設けられたタービンと、
前記タービンによる駆動する前記コンブレッサと、
を備え、
前記第 1酸化剤ガス及び前記第 2酸化剤ガスは、 前記第 1燃料電池及び前 記第 2燃料電池からそれぞれ排出された後、 前記燃焼器に供給される。
[0018] 上記 （6） の構成によれば、
第 1燃料電池及び第 2燃料電池からそれぞれ排出される酸化剤ガスは、 燃焼 器に供給される。 これらの酸化剤ガスは、 第 2燃料電池から排出される第 3 燃料ガスと混合されて燃焼器で燃焼されることで、 夕ーボチヤージヤを効率 よく駆動することが可能となる。
[0019] （7） 幾つかの実施形態では上記 （1） から （6） のいずれか一構成におい て、
前記第 1燃料電池、 前記、 第 2燃料電池を収容する圧力容器を更に備え、 前記調整バルブは、 前記圧力容器の外部に配置される。
[0020] 上記 （7） の構成によれば、 調整バルブを圧力容器の外部に配置すること で、 調整バルブに対して容易にアクセスできる。 これにより、 例えば、 第 2 燃料電池に対する酸化剤ガスの供給量を調整するために、 作業員による調整 バルブのマニュアル操作が容易になる。
[0021 ] （8） 幾つかの実施形態では上記 （1） から （7） のいずれか一構成におい て、
前記第 2燃料ガスに含まれる水分を回収する水分回収器と、
前記水分回収器で前記水分が回収された前記第 2燃料ガスの一部を前記第 1燃料電池に再循環する再循環ラインと、
を備える。 〇 2020/174780 6 卩（：170?2019/045527
［0022］ 上記 （8） の構成によれば、 第 2燃料電池に供給される第 2燃料ガスは、 水分回収器によって第 2燃料電池への供給前に水分が回収される。 また水分 が回収された第 2燃料ガスの一部は、 再循環ラインを介して第 1燃料電池に 再循環される。 これにより、 第 2燃料電池に供給される第 2燃料ガスの発熱 量を増加させることができ、 第 2燃料電池の出力低下を抑制できる。
［0023］ （9） 幾つかの実施形態では上記 （1） から （8） のいずれか一構成におい て、
複数の前記第 1燃料電池の間に前記第 2燃料電池が配置される燃料電池ユ ニッ トを少なくとも一つ備える。
［0024］ 上記 （9） の構成によれば、 発熱量が低い燃料ガスを取り扱う第 2燃料電 池を、 第 1燃料電池の間に配置することで、 第 2燃料電池における温度低下 をより効果的に抑制し、 優れたシステム効率を実現できる。
発明の効果
［0025］ 本発明の少なくとも一実施形態によれば、 複数の固体酸化物形燃料電池が カスケード接続された場合において、 後段側の固体酸化物形燃料電池の温度 を適正に維持することにより、 発電性能の低下を抑制し、 優れたシステム効 率を実現可能な燃料電池発電システムを提供できる。
図面の簡単な説明
［0026］ ［図 1］第 1実施形態に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す模式図であ る。
［図 2］第 2実施形態に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す模式図であ る。
［図 3］第 3実施形態に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す模式図であ る。
［図 4］第 4実施形態に係る燃料電池発電システムの全体構成を示す模式図であ る。
［図 5］図 4の変形例である。 発明を実施するための形態 〇 2020/174780 7 卩（：170?2019/045527
[0027] 以下、 添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。
ただし、 実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の 寸法、 材質、 形状、 その相対的配置等は、 本発明の範囲をこれに限定する趣 旨ではなく、 単なる説明例にすぎない。
[0028] ＜第 1実施形態＞
図 1は第 1実施形態に係る燃料電池発電システム 1の全体構成を示す模式 図である。 燃料電池発電システム 1は、 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4 を備える。 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4は、 固体酸化物形燃料電池 （ 3〇 〇） であり、 燃料ガス及び酸化剤ガスを用いて電気化学反応により発 電を行う。 燃料ガスは、 例えば、 メタンガス （天然ガス） 又はプロパンガス であり、 酸化剤ガスは、 例えば、 空気である。
[0029] 第 1燃料電池 2は、 発電した直流電力を第 1電力系統 5 0に対応する交流 電力に変換するための第 1インバータ 5 2を有する。 第 1燃料電池 2の温度 （発電室温度） は、 第 1温度センサ 5 4によって監視されており、 第 1イン バータ 5 2の電流量の調整によって、 第 1温度センサ 5 4の検出値が所定温 度になるように制御することができる。
[0030] 第 2燃料電池 4は、 発電した直流電力を第 2電力系統 6 0に対応する交流 電力に変換するための第 2インバータ 6 2を有する。 第 2インバータ 6 2の 電流量は第 1燃料電池 2から排出される第 2燃料ガス量に応じて適切な値に設 定される。 第 2燃料電池 4の温度 （発電室温度） は、 第 2温度センサ 6 4に よって監視されており、 第 2温度センサ 6 4の検出値が所定温度になるよう に酸化剤ガス流量で制御することができる。
尚、 後に詳述するように、 第 2温度センサ 6 4の検出値が基準値以下にな る場合には、 調整バルブ 4 0によって第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガスの 供給量を減少させることで、 第 2燃料電池 4の温度が適正範囲に調整される
[0031 ] 燃料ガス （第 1燃料ガス◦チ 1） は、 燃料ガス供給源 6から第 1燃料ガス 供給ライン 8を介して第 1燃料電池 2に供給される。 第 1燃料電池 2は複数 〇 2020/174780 8 卩（：170?2019/045527
の電池セル （不図示） を含んでおり、 第 1燃料ガス供給ライン 8は各電池セ ルに分岐することで並列に燃料ガスを供給する。
[0032] 第 1燃料電池 2の各電池セルから排出される燃料ガス （第 2燃料ガス◦干
2） は、 第 2燃料ガス供給ライン 1 0を介して、 第 2燃料電池 4に供給され る。 第 2燃料電池 4は少なくとも一つの電池セル （不図示） を含む。
[0033] 第 2燃料電池 4から排出される燃料ガス （第 3燃料ガス◦チ 3） は、 燃料 ガス排出ライン 1 2を介して排出される。 燃料ガス排出ライン 1 2上には、 燃料ガスを燃焼するための燃焼器 1 4と、 燃焼器 1 4によって生成された燃 焼ガスによって駆動可能なタービン 1 6が設置されている。 燃焼器 1 4は触 媒燃焼器であってもよい。 タービン 1 6は、 後述するように酸化剤ガス供給 ライン 1 8上に設けられたコンブレッサ 2 0に連結されており、 コンブレッ サ 2 0とともに夕ーボチヤージヤ 2 2を構成する。
[0034] 第 2燃料ガス供給ライン 1 0上には水分回収器 1 3が設置されてもよい。
水分回収器 1 3は、 第 1燃料電池 2から排出される燃料ガス （第 2燃料ガス ◦干 2） に含まれる水分を回収するための装置であって、 例えば、 第 2燃料 ガス供給ライン 1 0上の燃料ガス （第 2燃料ガス◦チ 2） を、 外部冷却媒体 と熱交換することにより、 燃料ガス （第 2燃料ガス◦チ 2） に含まれる水分 を凝縮して回収可能な凝縮器として構成される。 これにより、 第 2燃料電池 4に供給される燃料ガス （第 2燃料ガス◦チ 2） に含まれる水分を減少させ ることで、 第 2燃料電池 4に供給される燃料ガスの発熱量を向上し、 第 2燃 料電池 4の発電出力を向上できる。
[0035] また第 2燃料ガス供給ライン 1 0のうち水分回収器 1 3より下流側には、 再循環ライン 2 4が分岐される。 再循環ライン 2 4上にはブロワ 2 5が設置 されており、 ブロワ 2 5を駆動することにより、 第 2燃料ガス供給ライン 1 0を流れる燃料ガス （第 2燃料ガス◦チ 2） の一部が、 第 1燃料電池 2の入 り口側に再循環されるように構成される。 再循環ライン 2 4上には、 第 1再 生熱交換器 2 6が設置されており、 再循環ライン 2 4を通過する燃料ガスが 、 第 2燃料ガス供給ライン 1 0と通過する燃料ガスと熱交換することにより 〇 2020/174780 9 卩（：170?2019/045527
昇温可能に構成されている。
[0036] また燃料ガス排出ライン 1 2のうち燃焼器 1 4より上流側には、 第 2再生 熱交換器 2 8が設置される。 第 2再生熱交換器 2 8は、 第 2燃料電池 4から 排出される燃料ガス （第 3燃料ガス◦チ 3） を、 第 2燃料ガス供給ライン 1 0を流れる燃料ガス
Figure imgf000011_0001
2） と熱交換することにより昇温可 能に構成される。 これにより、 燃焼器 1 4に供給される燃料ガスの温度を上 昇させ、 燃焼器 1 4の燃焼温度を高めることができる。
[0037] 酸化剤ガスは、 酸化剤ガス供給源 3 0から酸化剤ガス供給ライン 1 8を介 して第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4に供給される。 酸化剤ガス供給ライ ン 1 8上には酸化剤ガスを圧縮供給するためのコンブレッサ 2 0が配置され ており、 前述の夕ービン 1 6とともに夕ーボチヤージヤ 2 2を構成する。
[0038] 酸化剤ガス供給ライン 1 8は、 コンブレッサ 2 0より下流側において第 1 酸化剤ガス供給ライン 3 2及び第 2酸化剤ガス供給ライン 3 4に分岐される 。 第 1酸化剤ガス供給ライン 3 2は第 1燃料電池 2に接続されており、 第 2 酸化剤ガス供給ライン 3 4は第 2燃料電池 4に接続される。 これにより、 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4は、 酸化剤ガス供給源 3 0に対して並列に 接続される。
[0039] 第 1酸化剤ガス供給ライン 3 2又は第 2酸化剤ガス供給ライン 3 4の少な くとも一方には、 第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガスの供給量を調整するた めの調整バルブ 4 0が設けられる。 図 1の例では、 第 2燃料電池 4に接続さ れる第 2酸化剤ガス供給ライン 3 4上に調整バルブ 4 0が設けられており、 調整バルブ 4 0の開度を調整することにより、 第 2燃料電池 4に対する酸化 剤ガス （第 2酸化剤ガス◦〇 2） の供給量を調整可能に構成される。
[0040] 調整バルブ 4 0の初期開度は、 第 1燃料電池 2に対する酸化剤ガス （第 1 酸化剤ガス◦〇 1） の供給量に対して所定割合になるように設定されるが、 後述するように、 この初期開度は、 第 2温度センサ 6 4の検出値に応じて可 変制御される。
[0041 ] 尚、 本実施形態のバリエーションとして、 第 1燃料電池 2に接続される第 〇 2020/174780 10 卩（：170?2019/045527
1酸化剤ガス供給ライン 3 2上に調整バルブ 4 0を設け、 第 1燃料電池 2に 対する酸化剤ガス （第 1酸化剤ガス〇〇 1） の供給量を規制することにより 、 間接的に第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガス （第 2酸化剤ガス◦〇 2） の 供給量を調整してもよい。 またコスト面では不利になるが、 第 1酸化剤ガス 供給ライン 3 2及び第 2酸化剤ガス供給ライン 3 4上にそれぞれ調整バルブ 4 0を設け、 各調整バルブ 4 0の開度を調整することで、 第 1燃料電池 2及 び第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガス （第 1酸化剤ガス◦〇 1及び第 2酸化 剤ガス◦〇 2） の供給量をきめ細かく調整するようにしてもよい。
[0042] このように第 1酸化剤ガス供給ライン 3 2又は第 2酸化剤ガス供給ライン
3 4の少なくとも一方に調整バルブ 4 0を設置することで、 第 1燃料電池 2 及び第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガスの供給比率の調整が可能となる。 こ れにより、 後段側の第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガス （第 2酸化剤ガス◦ 〇 2） の供給量を調整するための構成を、 効率的なレイアウトで実現できる
[0043] また第 2燃料電池 4には、 前述したように、 第 2燃料電池 4の発電室温度 を検出するための第 2温度センサ 6 4が設置される。 そして調整バルブ 4 0 は、 第 2温度センサ 6 4で検出された第 2燃料電池 4の温度が、 予め設定さ れた基準値になるように調整される。 基準値は、 第 2燃料電池 4が適正な運 用状態を実現するために必要な温度 （例えば 8 8 0〜 9 3 0度） として規定 される。 例えば、 第 2温度センサ 6 4で検出された第 2燃料電池 4の温度が 基準値未満である場合には、 調整バルブ 4 0の開度を減少させることで、 第 2燃料電池 4への酸化剤ガス （第 2酸化剤ガス◦〇 2） の供給量を減少させ る。 これにより、 第 2燃料電池 4では酸化剤ガス （第 2酸化剤ガス◦〇 2） による冷却能力が抑制される分、 温度が上昇することとなる。 その結果、 後 段側の第 2燃料電池 4の温度が基準値に適正に維持されることから、 高効率 な燃料電池発電システムが実現される。
[0044] 尚、 第 2温度センサ 6 4の検出値に基づく調整バルブ 4 0の開度制御は、 作業員によってマニュアル的に行われてもよい。 本実施形態では、 第 1燃料 〇 2020/174780 1 1 卩（：170?2019/045527
電池 2及び第 2燃料電池 4は、 圧力容器 4 4内に収容されているが、 調整バ ルブ 4 0が圧力容器 4 4の外部に配置されるようにレイアウトされている。 これにより、 作業員が調整バルブ 4 0に容易にアクセスでき、 調整バルブ 4 0の操作がしやすいようになっている。
[0045] また第 2温度センサ 6 4の検出値に基づく調整バルブ 4 0の開度制御は、 例えばコンピュータのような電子演算装置を用いた自動制御として実施され てもよい。 この場合、 第 2温度センサ 6 4の検出値を電気信号として制御装 置に入力し、 第 2温度センサ 6 4の検出値に対応する開度に対応する制御信 号を調整バルブ 4 0に出力することにより、 調整バルブ 4 0の自動制御が行 われる。
[0046] 第 1燃料電池 2から排出される酸化剤ガスは、 第 1酸化剤ガス排出ライン 4 6を介して燃焼器 1 4に供給される。 燃焼器 1 4では、 第 1酸化剤ガス排 出ラインから排出される酸化剤ガスと、 燃料ガス排出ライン 1 2から供給さ れる第 3燃料ガス◦チ 3とが混合されて燃焼される。
[0047] 第 2燃料電池 4から排出される酸化剤ガスは、 第 2酸化剤ガス排出ライン 4 8を介して、 燃焼器 1 4より下流側に供給される。 つまり、 第 2酸化剤ガ ス排出ライン 4 8は燃焼器 1 4を迂回するように燃焼器 1 4とタービン 1 6 との間に接続されることで、 第 2燃料電池 4から排出される酸化剤ガスが燃 焼器 1 4を介さずに、 タービン 1 6に供給されるように構成される。 これに より、 燃焼器 1 4を介した場合に生じる圧損増加を回避でき、 ターボチャー ジャ 2 2における回収動力の低下を抑制できる。
[0048] 尚、 第 2酸化剤ガス排出ライン 4 8における許容圧損が十分大きい場合に は、 第 2酸化剤ガス排出ライン 4 8を、 第 1酸化剤ガス排出ライン 4 6と同 様に燃焼器 1 4に接続してもよい。
[0049] ＜第 2実施形態＞
図 2は第 2実施形態に係る燃料電池発電システム 1’ の全体構成を示す模 式図である。 尚、 燃料電池発電システム 1’ のうち前述の実施形態に対応す る構成については共通の符号で示しており、 重複する説明は適宜省略する。 〇 2020/174780 12 卩（：170?2019/045527
[0050] 第 2実施形態では、 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4に対する燃料ガス の供給系統は、 前述の第 1実施形態と同じであるが、 酸化剤ガスの供給系統 が異なる。 具体的には、 コンブレッサ 2 0から供給される酸化剤ガス （第 1 酸化剤ガス〇〇 1） は、 酸化剤ガス供給ライン 1 8を介して、 まず第 1燃料 電池 2に導かれる （第 2実施形態では、 酸化剤ガス供給ライン 1 8は、 第 1 実施形態のように第 1酸化剤ガス供給ライン 3 2及び第 2酸化剤が第 2酸化 剤ガス供給ライン 3 4に分岐せず、 第 1燃料電池 2のみに接続される） 。
[0051 ] 第 1燃料電池 2で供給された酸化剤ガス （第 1酸化剤ガス◦〇 1） は、 第
1燃料電池 2において発電に使用された後、 第 2酸化剤ガス◦〇 2として第 1燃料電池 2から排出される。 第 1燃料電池 2から排出された酸化剤ガス （ 第 2酸化剤ガス◦〇 2） は、 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4間に設けら れる第 3酸化剤ガス供給ライン 7 0を介して第 2燃料電池 4に供給される。 このように第 1燃料電池 2で使用された酸化剤ガスは、 第 3酸化剤ガス供給 ライン 7 0を介して、 後段側の第 2燃料電池 4に送られる。
[0052] 第 3酸化剤ガス供給ライン 7 0には、 第 2燃料電池 4を迂回するように第 4酸化剤ガス供給ライン 7 2が分岐するように設けられる。 そして第 3酸化 剤ガス供給ライン 7 0又は第 4酸化剤ガス供給ライン 7 2の少なくとも一方 には、 調整バルブ 4 0が配置される。 図 2の例では、 第 4酸化剤ガス供給ラ イン 7 2上に調整バルブ 4 0が設けられており、 調整バルブ 4 0の開度を調 整することにより、 第 4酸化剤ガス供給ライン 7 2上の酸化剤ガスの流量を 規制することにより、 第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガスの供給量を調整可 能に構成される。
[0053] 調整バルブ 4 0の初期開度は、 第 1燃料電池 2に対する酸化剤ガス （第 1 酸化剤ガス〇〇 1） の供給量に対する第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガス （ 第 2酸化剤ガス◦〇 2） の供給量が所定割合になるように設定されるが、 後 述するように、 この初期開度は、 第 2温度センサ 6 4の検出値に応じて可変 制御される。
[0054] 尚、 本実施形態のバリエーションとして、 第 3酸化剤ガス供給ライン 7 0 〇 2020/174780 13 卩（：170?2019/045527
上に調整バルブ 4 0を設けることにより、 第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガ スの供給量を直接的に調整してもよい。 またコスト面では不利になるが、 第 3酸化剤ガス供給ライン 7 0及び第 4酸化剤ガス供給ライン 7 2上にそれぞ れ調整バルブ 4 0を設け、 各調整バルブ 4 0の開度を調整することで、 第 1 燃料電池 2及び第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガスの供給量をきめ細かく調 整するようにしてもよい。
[0055] このように第 3酸化剤ガス供給ライン 7 0又は第 4酸化剤ガス供給ライン
7 2の少なくとも一方に調整バルブ 4 0を設置することで、 第 1燃料電池 2 及び第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガスの供給比率の調整が可能となる。 こ れにより、 後段側の第 2燃料電池 4に対する酸化剤ガスの供給量を調整する ための構成を、 効率的なレイアウトで実現できる。
[0056] また第 4酸化剤ガス供給ライン 7 2の下流側は燃焼器 1 4に接続されるこ とにより、 第 4酸化剤ガス供給ライン 7 2を通過する酸化剤ガスが、 燃料ガ ス排出ライン 1 2を通過する燃焼ガス （第 3燃料ガス◦干 3） とともに燃焼 器 1 4で燃焼するように構成される。 このような構成に代えて、 図 1 に倣つ て、 第 4酸化剤ガス供給ライン 7 2の下流側を燃焼器 1 4とタービン 1 6と の間に接続することで、 燃焼器 1 4による圧損を低減するように構成しても よい。
[0057] ＜第 3実施形態＞
図 3は第 3実施形態に係る燃料電池発電システム 1’ ’ の全体構成を示す 模式図である。 尚、 燃料電池発電システム 1’ ’ のうち前述の実施形態に対 応する構成については共通の符号で示しており、 重複する説明は適宜省略す る。
[0058] 第 3実施形態では、 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4に対する燃料ガス の供給系統は、 前述の第 1実施形態と同じであるが、 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4からの酸化剤ガスの供給系統が異なる。
[0059] 本実施形態では、 酸化剤ガスは、 酸化剤ガス供給源 3 0から酸化剤ガス供 給ライン 1 8を介して、 第 1燃料電池 2の各電池セルに供給される。 そして 〇 2020/174780 14 卩（：170?2019/045527
、 酸化剤ガス供給ライン 1 8のうち第 1燃料電池 2の各電池セルへの分岐の 一部を取り出すように第 5酸化剤ガス供給ライン 8 0を第 2燃料電池 4に向 けて取り出すことで、 第 1燃料電池 2に供給される酸化剤ガスの一部が第 2 燃料電池 4に供給されるように構成される。
[0060] 第 1燃料電池 2で使用された酸化剤ガスは、 第 3酸化剤ガス排出ライン 8
2を介して燃焼器 1 4に排出される。 第 2燃料電池 4で使用された酸化剤ガ スは、 第 4酸化剤ガス排出ライン 8 4を介して排出される。 第 4酸化剤ガス 排出ライン 8 4は、 下流側で第 3酸化剤ガス排出ライン 8 2に合流する。 こ れにより、 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4からそれぞれ排出される酸化 剤ガスは、 それぞれ燃焼器 1 4に供給されることで、 燃料ガス排出ライン 1 2から排出された燃料ガス
Figure imgf000016_0001
3） とともに燃焼される。
[0061 ] ＜第 4実施形態＞
図 4は第 4実施形態に係る燃料電池発電システム 1’ ’ ’ の全体構成を示 す模式図である。 尚、 燃料電池発電システム 1’ ’ ’ のうち前述の実施形態 に対応する構成については共通の符号で示しており、 重複する説明は適宜省 略する。
[0062] 燃料電池発電システム 1’ ’ ’ は、 前述の各実施形態に対応する第 1燃料 電池 2及び第 2燃料電池 4を含む燃料電池ユニッ トを少なくとも一つ備える 。 図 4では、 第 1燃料電池ユニッ ト II 1及び第 2燃料電池ユニッ ト II 2を備 える燃料電池発電システム 1’ ’ ’ が示されている。
尚、 図 4では燃料ガスの供給系統が簡略的に示されているが、 その構成は 上記実施形態と同様である。 また図 4では酸化剤ガスの供給系統の図示を省 略しているが、 その構成は上記実施形態と同様であり、 各実施形態の組み合 わせもまた可能である。
[0063] 燃料電池発電システム 1’ ’ ’ が備える各燃料電池ユニッ トは、 第 2燃料 電池 4が 2つの第 1燃料電池 2の間に配置されるように構成される。 第 2燃 料電池 4は、 前述したように、 第 1燃料電池 2より後段側に配置され、 第 1 燃料電池 2で使用された発熱量が低い燃料ガスを再利用する。 そのため、 発 \¥0 2020/174780 15 卩（：17 2019/045527
熱量が低い燃料ガスを取り扱う第 2燃料電池 4を、 第 1燃料電池 2の間に配 置することで、 第 2燃料電池 4における温度低下をより効果的に抑制できる
[0064] 図 5は図 4の変形例である。 この変形例では、 各燃料電池ユニッ トは第 1 燃料電池 2及び第 2燃料電池 4を一つずつ含んでおり、 複数の燃料電池ユニ ッ トが所定方向に配列された際に、 第 1燃料電池 2及び第 2燃料電池 4が交 互に配置されることで、 発熱量が低い燃料ガスを取り扱う第 2燃料電池 4を 、 隣接する各燃料電池ユニッ トの第 1燃料電池 2の間に配置している。 この ように構成しても、 図 4の場合と同様に、 第 2燃料電池 4における温度低下 をより効果的に抑制できる。
[0065] 以上説明したように上述の各実施形態によれば、 複数の固体酸化物形燃料 電池がカスケード接続された場合において、 後段側の固体酸化物形燃料電池 の温度を適正に維持することにより、 発電性能の低下を抑制し、 優れたシス テム効率を実現可能な燃料電池発電システムを提供できる。
産業上の利用可能性
[0066] 本発明の少なくとも一実施形態は、 複数の燃料電池を用いて発電を行う燃 料電池発電システムに利用可能である。
符号の説明
[0067] 1 燃料電池発電システム
2 第 1燃料電池
4 第 2燃料電池
6 燃料ガス供給源
8 第 1燃料ガス供給ライン
1 0 第 2燃料ガス供給ライン
1 2 燃料ガス排出ライン
1 3 水分回収器
1 4 燃焼器 /174780 16 卩（：170?2019/045527 8 酸化剤ガス供給ライン
0 コンブレッサ
2 夕ーボチャージャ
4 再循環ライン
5 ブロヮ
6 第 1再生熱交換器
8 第 2再生熱交換器
0 酸化剤ガス供給源
2 第 1酸化剤ガス供給ライン
4 第 2酸化剤ガス供給ライン
0 調整バルブ
4 圧力容器
6 第 1酸化剤ガス排出ライン
8 第 2酸化剤ガス排出ライン
0 第 1電力系統
2 第 1インバータ
4 第 1温度センサ
0 第 2電力系統
2 第 2インバータ
4 第 2温度センサ
0 第 3酸化剤ガス供給ライン
2 第 4酸化剤ガス供給ライン
0 第 5酸化剤ガス供給ライン
2 第 3酸化剤ガス排出ライン
4 第 4酸化剤ガス排出ライン

Claims

\¥0 2020/174780 17 卩（：17 2019/045527 請求の範囲
[請求項 1 ] 第 1燃料ガス、 及び、 第 1酸化剤ガスを用いて、 電力を発生する第
1燃料電池と、
前記第 1燃料電池から排出される第 2燃料ガス、 及び、 酸化剤ガス 供給源又は前記第 1燃料電池の少なくとも一方から供給される第 2酸 化剤ガスを用いて、 電力を発生する第 2燃料電池と、 前記第 2燃料電池に対する前記第 2酸化剤ガスの供給量を調整可能 な調整バルブと、
を備え、
前記調整バルブは、 前記第 2燃料電池の温度が基準値になるように 調整される、 燃料電池発電システム。
[請求項 2] 前記第 1酸化剤ガス、 及び、 前記第 2酸化剤ガスは、 共通の酸化剤 ガス供給源に対して互いに並列に設けられた第 1酸化剤ガス供給ライ ン及び第 2酸化剤ガス供給ラインを介して、 前記第 1燃料電池及び前 記第 2燃料電池にそれぞれ供給され、
前記調整バルブは、 前記第 1酸化剤ガス供給ライン又は前記第 2酸 化剤ガス供給ラインの少なくとも一方に配置される、 請求項 1 に記載 の燃料電池発電システム。
[請求項 3] 前記第 1酸化剤ガスが前記第 1燃料電池から排出された後、 前記第
2酸化剤ガスとして前記第 2燃料電池に供給されるように、 前記第 1 燃料電池及び前記第 2燃料電池間に設けられる第 3酸化剤ガス供給ラ インと、
前記第 3酸化剤ガス供給ラインから前記第 2燃料電池を迂回するよ うに分岐する第 4酸化剤ガス供給ラインと、
を備え、
前記調整バルブは、 前記第 3酸化剤ガス供給ライン又は前記第 4酸 化剤ガス供給ラインの少なくとも一方に配置される、 請求項 1 に記載 の燃料電池発電システム。 〇 2020/174780 18 卩（：170?2019/045527
[請求項 4] 前記第 2燃料電池から排出される第 3燃料ガスを燃焼させる燃焼器 と、
前記燃焼器の下流側に設けられたタービンと、 前記タービンにより駆動するコンプレッサと、 を備え、
前記第 2酸化剤ガスは前記第 2燃料電池から排出された後、 前記燃 焼器を介さずに、 前記タービンに供給される、 請求項 1から 3のいず れか一項に記載の燃料電池発電システム。
[請求項 5] 前記第 1酸化剤ガスは前記第 1燃料電池から排出された後、 前記燃 焼器に供給される、 請求項 4に記載の燃料電池発電システム。
[請求項 6] 前記第 2燃料電池から排出される第 3燃料ガスを燃焼させる燃焼器 と、
前記燃焼器の下流側に設けられたタービンと、 前記タービンによる駆動する前記コンブレッサと、
を備え、
前記第 1酸化剤ガス及び前記第 2酸化剤ガスは、 前記第 1燃料電池 及び前記第 2燃料電池からそれぞれ排出された後、 前記燃焼器に供給 される、 請求項 1から 3のいずれか一項に記載の燃料電池発電システ ム〇
[請求項 7] 前記第 1燃料電池、 前記、 第 2燃料電池を収容する圧力容器を更に 備え、
前記調整バルブは、 前記圧力容器の外部に配置される、 請求項 1か ら 6のいずれか一項に記載の燃料電池発電システム。
[請求項 8] 前記第 2燃料ガスに含まれる水分を回収する水分回収器と、
前記水分回収器で前記水分が回収された前記第 2燃料ガスの一部を 前記第 1燃料電池に再循環する再循環ラインと、
を備える、 請求項 1から 7のいずれか一項に記載の燃料電池発電シス テム。 \¥0 2020/174780 19 卩（：17 2019/045527
[請求項 9] 複数の前記第 1燃料電池の間に前記第 2燃料電池が配置される燃料 電池ユニッ トを少なくとも一つ備える、 請求項 1から 8のいずれか一 項に記載の燃料電池発電システム。
PCT/JP2019/045527 2019-02-27 2019-11-21 燃料電池発電システム WO2020174780A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE112019006749.4T DE112019006749T5 (de) 2019-02-27 2019-11-21 Brennstoffzellen-Stromerzeugungssystem
CN201980092424.6A CN113491027A (zh) 2019-02-27 2019-11-21 燃料电池发电系统
KR1020217025996A KR20210110720A (ko) 2019-02-27 2019-11-21 연료 전지 발전 시스템
US17/432,239 US20220190367A1 (en) 2019-02-27 2019-11-21 Fuel cell power generation system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2019-033435 2019-02-27
JP2019033435A JP6806824B2 (ja) 2019-02-27 2019-02-27 燃料電池発電システム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2020174780A1 true WO2020174780A1 (ja) 2020-09-03

Family

ID=72239995

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2019/045527 WO2020174780A1 (ja) 2019-02-27 2019-11-21 燃料電池発電システム

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20220190367A1 (ja)
JP (1) JP6806824B2 (ja)
KR (1) KR20210110720A (ja)
CN (1) CN113491027A (ja)
DE (1) DE112019006749T5 (ja)
WO (1) WO2020174780A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20220085394A1 (en) * 2020-09-11 2022-03-17 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel cell system

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2022026993A (ja) * 2020-07-31 2022-02-10 株式会社東芝 燃料電池

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003123818A (ja) * 2001-10-12 2003-04-25 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 燃料電池システム及び複合発電システム
JP2005108509A (ja) * 2003-09-29 2005-04-21 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 燃料電池発電システム
JP2015015100A (ja) * 2013-07-03 2015-01-22 三菱重工業株式会社 ガス化燃料電池複合発電システム
JP2016184504A (ja) * 2015-03-26 2016-10-20 東京瓦斯株式会社 燃料電池システム

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2448715C (en) * 2002-11-11 2011-07-05 Nippon Telegraph And Telephone Corporation Fuel cell power generating system with two fuel cells of different types and method of controlling the same
JP3924243B2 (ja) * 2002-12-18 2007-06-06 三菱重工業株式会社 燃料電池複合発電システム
JP2006049140A (ja) * 2004-08-05 2006-02-16 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
JP2007059359A (ja) * 2005-08-26 2007-03-08 Tokyo Gas Co Ltd 固体酸化物形燃料電池システムの運転制御方法
JP2009048854A (ja) * 2007-08-20 2009-03-05 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 燃料電池発電装置およびその制御方法
JP5185659B2 (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
CN102405150B (zh) * 2010-05-27 2014-04-09 丰田自动车株式会社 燃料电池系统
US20130302708A1 (en) * 2011-01-24 2013-11-14 Nissan Motor Co., Ltd. Fuel cell power generation system and method of controlling fuel cell power generation system
JP5773931B2 (ja) * 2012-03-30 2015-09-02 東京瓦斯株式会社 高温型燃料電池システム及びその運転方法
JP6103624B2 (ja) * 2012-10-29 2017-03-29 一般財団法人電力中央研究所 熱電併給型調整用電源及び熱電併給システム
JP6100012B2 (ja) * 2013-02-06 2017-03-22 三菱日立パワーシステムズ株式会社 発電システム及び発電システムの運転方法
JP6012507B2 (ja) * 2013-02-25 2016-10-25 三菱日立パワーシステムズ株式会社 燃料電池モジュール
JP6168028B2 (ja) * 2014-11-05 2017-07-26 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システム
JP6459063B2 (ja) * 2015-04-20 2019-01-30 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 固体酸化物形燃料電池システムの運転方法
JP2018088324A (ja) * 2016-11-28 2018-06-07 三菱日立パワーシステムズ株式会社 複合発電システムの制御装置、複合発電システム、複合発電システムの制御方法および複合発電システムの制御プログラム
JP2018169080A (ja) * 2017-03-29 2018-11-01 東京瓦斯株式会社 燃焼システム、及び燃焼装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003123818A (ja) * 2001-10-12 2003-04-25 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 燃料電池システム及び複合発電システム
JP2005108509A (ja) * 2003-09-29 2005-04-21 Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> 燃料電池発電システム
JP2015015100A (ja) * 2013-07-03 2015-01-22 三菱重工業株式会社 ガス化燃料電池複合発電システム
JP2016184504A (ja) * 2015-03-26 2016-10-20 東京瓦斯株式会社 燃料電池システム

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20220085394A1 (en) * 2020-09-11 2022-03-17 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel cell system
US11532828B2 (en) * 2020-09-11 2022-12-20 Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha Fuel cell system

Also Published As

Publication number Publication date
JP2020140782A (ja) 2020-09-03
US20220190367A1 (en) 2022-06-16
KR20210110720A (ko) 2021-09-08
CN113491027A (zh) 2021-10-08
DE112019006749T5 (de) 2021-10-14
JP6806824B2 (ja) 2021-01-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6527966B2 (ja) 二酸化炭素捕捉アセンブリを有する高効率燃料電池システムおよび方法
CN104937758A (zh) 发电系统及发电系统的运转方法
JP6116871B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP6113480B2 (ja) 燃料電池及びその運転方法
WO2020174780A1 (ja) 燃料電池発電システム
WO2014069414A1 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
WO2014080848A1 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP6125221B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP7064087B2 (ja) 燃料電池発電システム
JP6049421B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP6081167B2 (ja) 発電システム及び発電システムの運転方法
JP4578787B2 (ja) ハイブリッド型燃料電池システム
JPH0696787A (ja) 燃料電池発電装置
JP3600798B2 (ja) 固体酸化物形燃料電池と燃焼を利用する産業プロセスとのコンバインドシステム
JP7293447B1 (ja) 燃料電池システム
WO2023189700A1 (ja) 燃料電池システム、及び、燃料電池システムの運転方法
JP5968234B2 (ja) 発電システム
JP3509141B2 (ja) 燃料電池発電装置
JPH0722045A (ja) 燃料電池発電装置の制御方法
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
JP5550327B2 (ja) 固体酸化物形燃料電池発電システム
JP6057878B2 (ja) コンバインド発電システム及びコンバインド発電システムの運転方法
JPH03286150A (ja) タービン・圧縮機・発電機ユニットの制御方法
JPH1167239A (ja) 火力発電と組み合わせた燃料電池発電設備
JPH06251789A (ja) 燃料電池発電設備の温度制御方法

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: 19916742

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20217025996

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 19916742

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1