WO2023188709A1 - 水素生成システムおよび水素生成方法 - Google Patents

水素生成システムおよび水素生成方法 Download PDF

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WO2023188709A1
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hydrogen
heat storage
turbine
storage structure
combustion gas
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PCT/JP2023/001257
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直彦 松田
龍太郎 森
康 岩井
健太郎 四方
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三菱重工業株式会社
三菱パワー株式会社
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    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Definitions

  • the present disclosure relates to a hydrogen generation system and a hydrogen generation method.
  • Patent Document 1 relates to a device equipped with a solid oxide electrolysis cell (SOEC), in which the reaction heat of a fuel cell that generates electricity using hydrogen produced by the SOEC is recovered in a heat storage device, Heating the steam supplied to the SOEC is disclosed.
  • Patent Document 2 discloses that steam generated by heat recovered from the exhaust output of a gas turbine system is supplied to an electrolysis unit to generate hydrogen gas from the steam.
  • SOEC solid oxide electrolysis cell
  • Patent Document 1 the reaction heat of the fuel cell that operates simultaneously when the SOEC operates is utilized. Therefore, when the SOEC operates, heat generated by other devices that may be stopped cannot be effectively utilized.
  • Patent Document 2 hydrogen gas is generated using heat recovered from the exhaust output of a gas turbine system, and the generated hydrogen gas is used as fuel for the gas turbine system. Therefore, when the gas turbine system is operating, it is not possible to effectively utilize heat generated by other devices that may be stopped.
  • the present disclosure has been made in view of these circumstances, and provides hydrogen that can be produced by effectively utilizing the heat generated by a gas turbine that sometimes stops when producing hydrogen.
  • the purpose of the present invention is to provide a hydrogen generation system and a hydrogen generation method.
  • the hydrogen generation system combusts air compressed by a compressor and fuel gas in a combustor to generate combustion gas, and the combustion gas drives a turbine and a compressor connected to the turbine.
  • a gas turbine a heat storage structure heated by the combustion gas that drove the turbine, a steam generation section that generates water vapor using the heat stored in the heat storage structure, a hydrogen electrode, an oxygen electrode, and the hydrogen an electrolyte layer disposed between an electrode and the oxygen electrode; Be prepared.
  • a hydrogen generation method is a hydrogen generation method that generates hydrogen using a hydrogen generation system, wherein the hydrogen generation system burns air compressed by a compressor and fuel gas in a combustor to generate a combustion gas.
  • a gas turbine that generates a gas and drives a turbine and a compressor connected to the turbine with the combustion gas, a hydrogen electrode, an oxygen electrode, and an electrolyte layer disposed between the hydrogen electrode and the oxygen electrode.
  • a heating step of heating a heat storage structure with the combustion gas that drove the turbine a steam generation step of generating water vapor from the heat stored in the heat storage structure, and the water vapor. and an operation step of operating the electrolytic cell so as to supply the water vapor generated in the generation step to the hydrogen electrode and generate hydrogen by steam electrolysis.
  • 1 is a diagram showing a schematic configuration of a power generation system according to an embodiment of the present disclosure. It is a graph showing the relationship between the distance in the first direction from the first surface of the heat storage structure and temperature.
  • 3 is a flowchart showing operations performed by the power generation system. It is a graph showing an example of the relationship between the elapsed time from a predetermined time, the amount of supplied power, and the amount of demanded power.
  • the power generation system 100 of this embodiment includes a gas turbine 10, a generator 20, a heat storage structure 30, a boiler (steam generating section) 40, a solid oxide electrolytic cell 50, a hydrogen separation facility 60, and a hydrogen separation system 60. It includes a storage facility (storage section) 70 and a control device (control section) 80.
  • the power generation system 100 supplies the power generated by the generator 20 to the power system PS, and operates the solid oxide electrolytic cell 50 with the power supplied from the power system PS.
  • Electric power is supplied to the power system PS from a renewable energy power generation facility 200 such as a solar power generation facility via an output converter 210 and a transformer 220.
  • the power output to the power system PS is supplied to the load equipment 300. Further, the power supplied to the power system PS is supplied to the solid oxide electrolytic cell 50 of the power generation system 100 via the transformer 120 and the output converter 110. For example, when the power supplied from the renewable energy power generation equipment 200 is larger than the power required by the load equipment 300 and surplus power is generated, the power system PS uses the surplus power to generate power from the solid oxide type of the power generation system 100. It is supplied to the electrolytic cell 50.
  • the gas turbine 10 includes a compressor 11, a combustor 12, a turbine 13, and a rotating shaft 14.
  • the compressor 11 takes in air, compresses it, and supplies it to the combustor 12 as combustion air.
  • the combustor 12 mixes and burns the air supplied from the compressor 11 and the fuel gas G1 to generate combustion gas G2, and supplies the combustion gas G2 to the turbine 13.
  • the turbine 13 is rotated by the combustion gas G2, and drives the compressor 11 and the generator 20, which are connected via the rotating shaft 14.
  • the fuel gas G1 is, for example, gas obtained by vaporizing liquefied natural gas (LNG) or natural gas, city gas, hydrogen (H 2 ), carbon monoxide (CO), hydrocarbon gas such as methane (CH 4 ), and This is gas produced by gasification equipment for carbonaceous raw materials (oil, coal, etc.).
  • the generator 20 is a device that is connected to the turbine 13 via the rotating shaft 14 and generates power according to the rotation of the turbine 13.
  • the power generated by the generator 20 is supplied to the power system PS.
  • the electric power generated by the generator 20 may be supplied to another power system different from the power system PS or to other load equipment.
  • the heat storage structure 30 is a structure that is heated by the combustion gas G2 that drove the turbine 13.
  • the heat storage structure 30 is made of, for example, a ceramic material such as brick, and is provided with a flow path through which the combustion gas G2 can be vented.
  • the heat storage structure 30 may include a heat storage material that is sealed in a capsule and is heated and melted by the combustion gas G2 to become a molten salt or a molten metal. As shown in FIG. 1, the heat storage structure 30 has a length L1 along the first direction Dr1, which is the flow direction of the combustion gas G2.
  • heat storage material for example, a molten salt obtained by mixing sodium nitrate (NaNO 3 ) and potassium nitrate (KNO 3 ) can be used. Further, as a heat storage material, for example, molten metal including an aluminum alloy can be used.
  • the power generation system 100 of this embodiment includes a combustion gas inflow pipe (first pipe) 31 that allows combustion gas G2 to flow into the heat storage structure 30.
  • the combustion gas inflow pipe 31 causes the combustion gas G2 discharged from the gas turbine 10 to flow into the heat storage structure 30 from the first surface 30a along the first direction Dr1.
  • the combustion gas G2 that has flowed into the heat storage structure 30 from the first surface 30a heats each part of the heat storage structure 30 along the first direction Dr1, and is discharged to the outside from the second surface 30b.
  • the power generation system 100 of this embodiment includes an air inflow pipe (second pipe) 32 that allows air (heat medium) A1 to flow into the heat storage structure 30.
  • the air inflow pipe 32 causes the air A1 to flow into the heat storage structure 30 from the second surface 30b along a second direction Dr2 that is opposite to the first direction Dr1.
  • Air A1 that has flowed into the heat storage structure 30 from the second surface 30b is heated from each part of the heat storage structure 30 along the second direction Dr2, and is discharged from the first surface 30a to the air supply pipe 33.
  • Air A1 discharged to the air supply pipe 33 is guided to the boiler 40.
  • FIG. 2 is a graph showing the relationship between the distance in the first direction from the first surface of the heat storage structure and the temperature.
  • Ta, Tb, Tc, Td, and Te indicate the elapsed time during which the combustion gas G2 is ventilated into the heat storage structure 30, and have a relationship of Ta ⁇ Tb ⁇ Tc ⁇ Td ⁇ Te.
  • the temperature TEmax is the temperature of the combustion gas G2 flowing into the heat storage structure 30 from the combustion gas inflow pipe 31, and is, for example, a temperature of 500°C or more and 750°C or less.
  • the temperature TEmin is the environmental temperature before the combustion gas G2 flows into the heat storage structure 30, and is, for example, a temperature of 10° C. or more and 30° C. or less.
  • the temperature of the portion of the heat storage structure 30 where the distance in the first direction Dr1 from the first surface 30a is 0 is TEmax.
  • the temperature decreases as the distance in the first direction Dr1 from the first surface 30a increases.
  • the temperature in a region where the distance in the first direction Dr1 from the first surface 30a of the heat storage structure 30 is from 0 to Lb is TEmax, and the region where the temperature is TEmax increases compared to time Ta.
  • Air A1 flows into the second surface 30b of the heat storage structure 30 from the air inflow pipe 32, but the downstream side in the second direction Dr2 where the air A1 flows out from the heat storage structure 30 becomes the upstream side in the first direction Dr1.
  • FIG. 2 which is a graph showing the relationship between the distance in the first direction Dr1 from the first surface 30a of the heat storage structure 30 and the temperature
  • Ta, Tb, Tc, Td, and Te represent the relationship between the temperature and the distance in the first direction Dr1 from the first surface 30a of the heat storage structure 30.
  • Te ⁇ Td ⁇ Tc ⁇ Tb ⁇ Ta exists.
  • the temperature of the air A1 can be stably maintained at a high temperature and flowed out.
  • the temperature of the air A1 flowing out into the air supply pipe 33 is, for example, higher than or equal to 500°C and lower than or equal to 750°C.
  • the boiler 40 is a device that generates water vapor using the heat stored in the heat storage structure 30 and supplies it to the solid oxide electrolytic cell 50.
  • the heat stored in the heat storage structure 30 is supplied to the boiler 40 as air A1 heated by the heat storage structure 30.
  • the boiler 40 heats water supplied from the water supply pipe 41 with air A1 supplied from the air supply pipe 33 to generate water vapor S1.
  • the water vapor S1 is supplied to the hydrogen electrode 51 of the solid oxide electrolytic cell 50 through the water vapor supply pipe 42.
  • the temperature of the water vapor S1 supplied to the hydrogen electrode 51 is, for example, 400° C. or higher.
  • the solid oxide electrolytic cell 50 is a device that supplies water vapor S1 generated by the boiler 40 to a hydrogen electrode 51 to generate hydrogen and oxygen by steam electrolysis.
  • the solid oxide electrolytic cell 50 includes a hydrogen electrode 51, an oxygen electrode 52, and an electrolyte layer 53 disposed between the hydrogen electrode 51 and the oxygen electrode 52.
  • the hydrogen electrode 51 is made of a composite oxide of Ni and a zirconia-based electrolyte material, and for example, Ni/YSZ is used.
  • the oxygen electrode 52 is made of, for example, a LaSrMnO 3 -based oxide or a LaCoO 3 -based oxide.
  • the electrolyte layer 53 is mainly made of, for example, YSZ, which has airtightness that prevents gas from passing through and high oxygen ion conductivity at high temperatures.
  • a solid oxide electrolysis cell 50 shown in FIG. 1 schematically shows the relationship among a hydrogen electrode 51, an oxygen electrode 52, and an electrolyte layer 53.
  • a hydrogen electrode 51 is arranged in a cylindrical tube made of a porous material, an electrolyte layer 53 is arranged on the hydrogen electrode 51, and oxygen is placed on the electrolyte layer 53.
  • a cylindrical cell stack with poles 52 can be used.
  • the hydrogen separation equipment 60 is equipment that removes water vapor from the mixture of hydrogen and water vapor generated at the hydrogen electrode 51 of the solid oxide electrolytic cell 50 to separate hydrogen.
  • the hydrogen separation equipment 60 supplies hydrogen separated from the air-fuel mixture to the hydrogen storage equipment.
  • the hydrogen storage facility 70 is a facility that stores hydrogen supplied from the hydrogen separation facility 60 and supplies hydrogen to a hydrogen supply destination via a hydrogen supply pipe 71. Further, the hydrogen storage facility 70 can supply hydrogen to the combustor 12 of the gas turbine 10 via the hydrogen supply pipe 72. The hydrogen storage facility 70 supplies hydrogen as fuel to the combustor 12 when the control device 80 controls the control valve 12b to open.
  • the control device 80 is a device that controls the power generation system 100.
  • the control device 80 has a storage unit (not shown) that stores a control program and a calculation unit (not shown) that executes the program. Perform various actions to control the.
  • FIG. 3 is a flowchart showing operations performed by the power generation system 100 of this embodiment.
  • FIG. 4 is a graph showing an example of the relationship between the elapsed time from a predetermined time, the amount of supplied power, and the amount of demanded power.
  • the predetermined time is, for example, 3 a.m.
  • the elapsed time indicates the time until 24 hours have elapsed from the predetermined time.
  • the solid line shown in FIG. 4 shows an example of the amount of power demanded by the load equipment 300.
  • the amount of power demanded by the load equipment 300 is particularly high in a part of the time period TZm from midnight to morning and a part of time period TZn from evening to midnight.
  • the demand power amount of the load equipment 300 is smaller than the peak power amount Pm of the time zone TZm and the peak power amount Pn of the time zone TZn at any time in the daytime time zone TZd.
  • the dotted line shown in FIG. 4 indicates the amount of power supplied from the renewable energy power generation facility 200.
  • the amount of power supplied by the renewable energy power generation facility 200 is large in time zone TZd, and is small or zero in time zone TZm and time zone TZn.
  • the amount of power supplied by the renewable energy power generation equipment 200 exceeds the amount of power demanded by the load equipment 300 in the time period TZd.
  • a surplus amount of power is generated by subtracting the amount of power demanded by the load equipment 300 from the amount of power supplied by the renewable energy power generation facility 200.
  • step S101 of FIG. 3 the control device 80 determines whether the current time zone is TZd, and if YES, the process proceeds to step S102, and if NO, the process proceeds to step S105.
  • step S102 the control device 80 controls the gas turbine 10 to stop because surplus power is generated in the renewable energy power generation equipment 200 when the time zone is TZd.
  • step S103 air A1 is supplied from the air inflow pipe 32 to the heat storage structure 30 heated by the combustion gas G2 in step S107, which will be described later, and the heated air A1 is supplied to the boiler 40.
  • the boiler 40 heats water supplied from the water supply pipe 41 with air A1 to generate water vapor S1, and guides it to the hydrogen electrode 51.
  • step S104 the control device 80 supplies the surplus power output from the renewable energy power generation equipment 200 to the power system PS to the solid oxide electrolytic cell 50, and puts the solid oxide electrolytic cell 50 into operation.
  • the solid oxide electrolytic cell 50 generates hydrogen and stores it in the hydrogen storage facility 70 .
  • step S104 the heat of the heat storage structure 30 heated by the combustion gas G2 supplied from the gas turbine 10 serves as the heat source of the steam S1 supplied to the hydrogen electrode 51. used.
  • the gas turbine 10 is stopped, but the heat stored in the heat storage structure 30 can be used as a heat source to generate water vapor S1.
  • step S105 the control device 80 stops the solid oxide electrolytic cell 50 because the time zone is TZm or TZn and there is no surplus power in the renewable energy power generation equipment 200.
  • step S106 since the time zone is TZm or TZn and the amount of power demanded by the load equipment 300 is greater than the amount of power supplied by the renewable energy power generation facility 200, the control device 80 performs the following steps in order to satisfy the amount of power demanded:
  • the gas turbine 10 is controlled to operate.
  • the generator 20 is driven to generate electric power, which is supplied to the load equipment 300 via the power system PS.
  • step S107 the control device 80 determines whether it is possible to supply hydrogen from the hydrogen storage facility 70 to the combustor 12 via the hydrogen supply pipe 72, and if YES, the process proceeds to step S108, and if NO If so, the process advances to step S109. For example, the control device 80 determines that hydrogen can be supplied to the combustor 12 when hydrogen storage equipment 70 stores more hydrogen than a predetermined threshold value.
  • step S108 the control device 80 opens the control valve 12b and supplies hydrogen from the hydrogen storage facility 70 to the combustor 12 via the hydrogen supply pipe 72.
  • the combustor 12 mixes hydrogen supplied from the hydrogen storage facility 70 and air supplied from the compressor 11 and combusts the mixture.
  • step S109 the control device 80 opens the control valve 12a and supplies fuel gas to the combustor 12.
  • the combustor 12 mixes hydrogen supplied from the hydrogen storage facility 70 and air supplied from the compressor 11 and combusts the mixture.
  • step S110 the combustion gas G2 generated by the gas turbine 10 in operation is supplied to the heat storage structure 30, and the heat storage structure 30 is heated.
  • the heat storage structure 30 is heated according to the amount of heat and supply time of the combustion gas G2 supplied from the gas turbine 10, and stores the heat of the combustion gas G2.
  • the combustion gas G2 generated in the combustor 12 in steps S108 and S109 is supplied to the heat storage structure 30 and stored in the heat storage structure 30 in step S110. Since the solid oxide electrolytic cell 50 is stopped while the gas turbine 10 is operating, the combustion gas G2 cannot be used directly as a heat source for the steam S1 used when the solid oxide electrolytic cell 50 is operating. Can not. Therefore, in step S110, by storing the heat of the combustion gas G2 in the heat storage structure 30, the combustion gas G2 can be used indirectly as a heat source for the water vapor S1 used during operation of the solid oxide electrolytic cell 50.
  • step S111 the control device 80 determines whether the stop conditions for stopping the power generation system 100 are met, and if YES, the power generation system 100 is stopped and the processing of this flowchart ends. If the determination in step S111 is NO, the control device 80 repeatedly executes the processing from step S101.
  • the heat storage structure 30 is heated by the combustion gas G2 generated by burning the fuel gas G1 in the gas turbine 10, and the heat of the combustion gas G2 is retained.
  • the boiler 40 generates water vapor S1 using the heat stored in the heat storage structure 30, and supplies it to the hydrogen electrode 51 of the solid oxide electrolytic cell 50.
  • the solid oxide electrolysis cell 50 generates hydrogen by subjecting water vapor S1 supplied to the hydrogen electrode 51 to steam electrolysis.
  • surplus power supplied from the renewable energy power generation facility 200 is used as the power necessary when the solid oxide electrolytic cell 50 performs steam electrolysis.
  • the gas turbine 10 When operating the solid oxide electrolytic cell 50 during the time period TZd when surplus power is available, the gas turbine 10 is stopped, but the heat of the combustion gas G2 generated during the operation of the gas turbine 10 is transferred to the heat storage structure. Heat is stored at 30. Therefore, the boiler 40 can generate water vapor S1 using the heat stored in the heat storage structure 30 and supply it to the solid oxide electrolytic cell 50. In this way, according to the power generation system 100 of the present embodiment, it is possible to effectively utilize the heat of the combustion gas G2 generated in the gas turbine 10, which is another device that may be stopped when generating hydrogen. .
  • the combustion gas G2 discharged from the gas turbine 10 flows into the heat storage structure 30 along the first direction Dr1, so that the most heat is stored on the upstream side of the first direction Dr1.
  • the heat of the combustion gas G2 easily propagates from the upstream side to the downstream side.
  • the downstream side of the second direction Dr2 in which the air A1 flows out from the heat storage structure 30 is in the first direction Dr1. It is on the upstream side. Since the air A1 flows out from the upstream side in the first direction Dr1 where heat is most likely to be stored, the temperature of the air A1 can be stably maintained at a high temperature and flowed out.
  • the heat storage structure 30 is formed of a relatively inexpensive ceramic material such as brick, the manufacturing cost of the heat storage structure 30 can be reduced.
  • the heat storage structure 30 includes a heat storage material that is heated by the combustion gas G2 and melts to become molten salt or molten metal. Therefore, the heat storage structure 30 is formed of a ceramic material. The installation area of the heat storage structure 30 can be reduced compared to the case where the heat storage structure 30 is installed.
  • hydrogen generated by the solid oxide electrolytic cell 50 is stored in the hydrogen storage facility 70, and at the timing when the gas turbine 10 is operated, the hydrogen is transferred from the hydrogen supply pipe 72 to the combustor 12. Hydrogen can be supplied to Therefore, the hydrogen generated using the heat of the combustion gas G2 generated by the gas turbine 10 can be used as fuel for the combustor 12 of the gas turbine 10, and the fuel consumption of the power generation system 100 can be reduced. .
  • a hydrogen generation system (100) combusts air compressed by a compressor (11) and fuel gas in a combustor (12) to generate combustion gas, and the combustion gas generates combustion gas in a turbine (13). and a gas turbine (10) that drives a compressor connected to the turbine, a heat storage structure (30) that is heated by the combustion gas that drove the turbine, and steam generated by the heat stored in the heat storage structure.
  • a water vapor generating section (40) that generates a hydrogen electrode (51), an oxygen electrode (52), and an electrolyte layer (53) disposed between the hydrogen electrode and the oxygen electrode, and an electrolytic cell (50) that supplies the water vapor generated by the water vapor generation unit to the hydrogen electrode to generate hydrogen by steam electrolysis.
  • the heat storage structure is heated by the combustion gas generated by burning fuel gas in the gas turbine, and the heat of the combustion gas is retained.
  • the steam generation section generates steam using the heat stored in the heat storage structure and supplies it to the hydrogen electrode of the electrolytic cell.
  • An electrolytic cell generates hydrogen by subjecting water vapor supplied to a hydrogen electrode to steam electrolysis.
  • surplus power supplied from renewable energy power generation equipment is used as the power required when the electrolytic cell performs steam electrolysis.
  • the gas turbine When operating the electrolytic cell during times when surplus electricity is available, the gas turbine may be stopped, but the heat from the combustion gas generated during gas turbine operation is stored in the heat storage structure. . Therefore, the steam generation section can generate steam using the heat stored in the heat storage structure and supply it to the electrolytic cell.
  • hydrogen can be generated by effectively utilizing the heat of the combustion gas generated in the gas turbine, which may be stopped when generating hydrogen.
  • a first pipe (31) that causes the combustion gas discharged from the gas turbine to flow into the heat storage structure along a first direction;
  • a configuration may also be provided including a second pipe (32) that allows a heat medium to heat the water vapor to flow into the heat storage structure along two directions.
  • combustion gas discharged from the gas turbine flows into the heat storage structure along the first direction, so that heat is most likely to be stored on the upstream side in the first direction from the upstream side to the downstream side.
  • the heat of the combustion gas propagates toward the
  • the heat medium for example, air
  • the downstream side of the second direction in which the heat medium flows out from the heat storage structure is opposite to the first direction. It is on the upstream side. Since the heat medium flows out from the upstream side in the first direction where heat is most likely to be stored, the temperature of the heat medium can be stably maintained at a high temperature before flowing out.
  • the heat storage structure may be formed of a ceramic material. According to the hydrogen generation system of this configuration, since the heat storage structure is formed of a relatively inexpensive ceramic material such as brick, the manufacturing cost of the heat storage structure can be reduced.
  • the heat storage structure may include a heat storage material that is sealed in a capsule and heated by the combustion gas to melt and become molten salt or molten metal.
  • the heat storage structure since the heat storage structure has a heat storage material that is heated by combustion gas and melts to become molten salt or molten metal, the heat storage structure is more efficient than the case where the heat storage structure is formed of a ceramic material. The installation area of the structure can be reduced.
  • hydrogen generated by the electrolytic cell can be stored in the storage section, and hydrogen can be supplied from the supply pipe to the combustor at the timing when the gas turbine is operated. Therefore, hydrogen generated using the heat of combustion gas generated by the gas turbine can be used as fuel for the combustor of the gas turbine, thereby reducing fuel consumption of the power generation system.
  • the hydrogen generation system according to the present disclosure may include a generator that is connected to the turbine and generates electricity according to the rotation of the turbine. According to the hydrogen generation system with this configuration, electric power can be generated by the generator that generates electricity according to the rotation of the turbine.
  • a hydrogen generation method is a hydrogen generation method that generates hydrogen using a hydrogen generation system, wherein the hydrogen generation system burns air compressed by a compressor and fuel gas in a combustor to generate a combustion gas.
  • a gas turbine that generates a gas and drives a turbine and a compressor connected to the turbine with the combustion gas, a hydrogen electrode, an oxygen electrode, and an electrolyte layer disposed between the hydrogen electrode and the oxygen electrode.
  • a heating step of heating a heat storage structure with the combustion gas that drove the turbine a steam generation step of generating water vapor from the heat stored in the heat storage structure, and the water vapor. and an operation step of operating the electrolytic cell so as to supply the water vapor generated in the generation step to the hydrogen electrode and generate hydrogen by steam electrolysis.
  • the heat storage structure is heated by the combustion gas generated by burning fuel gas in the gas turbine, and the heat of the combustion gas is retained.
  • steam generation step steam is generated using the heat stored in the heat storage structure, and is supplied to the hydrogen electrode of the electrolytic cell.
  • An electrolytic cell generates hydrogen by subjecting water vapor supplied to a hydrogen electrode to steam electrolysis.
  • surplus power supplied from renewable energy power generation equipment is used as the power required when the electrolytic cell performs steam electrolysis.
  • the gas turbine When operating the electrolytic cell during times when surplus electricity is available, the gas turbine may be stopped, but the heat from the combustion gas generated during gas turbine operation is stored in the heat storage structure. . Therefore, in the steam generation step, steam can be generated using the heat stored in the heat storage structure and supplied to the electrolytic cell.
  • hydrogen generation method according to the present disclosure hydrogen can be generated by effectively utilizing the heat of the combustion gas generated in the gas turbine, which may be stopped when generating hydrogen.

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Abstract

圧縮機（１１）により圧縮された空気と燃料ガスとを燃焼器（１２）で燃焼させて燃焼ガスを生成するとともに燃焼ガスによりタービン（１３）およびタービンに連結された圧縮機を駆動するガスタービン（１０）と、タービンを駆動した燃焼ガスにより加熱される蓄熱構造体（３０）と、蓄熱構造体（３０）に蓄熱された熱により水蒸気を生成するボイラ（４０）と、水素極（５１）と、酸素極（５２）と、水素極と酸素極との間に配置される電解質層（５３）と、を有し、ボイラ（４０）により生成された水蒸気を水素極（５１）に供給して水蒸気電解により水素を生成する固体酸化物形電解セル（５０）と、を備える発電システム（１００）を提供する。

Description

水素生成システムおよび水素生成方法
　本開示は、水素生成システムおよび水素生成方法に関する。
　従来、太陽光発電などの再生可能エネルギー発電設備で生じた余剰電力等を利用して水素を製造する装置が知られている（例えば、特許文献１，２参照）。特許文献１は、固体酸化物形電解セル（ＳＯＥＣ：Ｓｏｌｉｄ　Ｏｘｉｄｅ　Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｓｉｓ　Ｃｅｌｌ）を備えた装置に関するものであり、ＳＯＥＣで生成した水素を用いて発電する燃料電池の反応熱を蓄熱装置に回収し、ＳＯＥＣへ供給される水蒸気を加熱することが開示されている。また、特許文献２には、ガスタービンシステムの排気出力から回収した熱により発生した蒸気を電解ユニットに供給し、蒸気から水素ガスを発生させることが開示されている。
特開２０１９－１７３０８２号公報 特開２０１４－１４１９６５号公報
　しかしながら、特許文献１では、ＳＯＥＣが動作する際に同時に動作する燃料電池の反応熱を利用している。そのため、ＳＯＥＣが動作する際には停止することのある他の装置で発生した熱を有効に利用することができない。
　また、特許文献２では、ガスタービンシステムの排気出力から回収した熱を利用して水素ガスを発生させ、発生した水素ガスをガスタービンシステムの燃料として利用している。そのため、ガスタービンシステムが動作する際には停止することのある他の装置で発生した熱を有効に利用することができない。
　以上のように、特許文献１および特許文献２のいずれも、水素を生成する際に停止することのある他の装置で発生した熱を有効に利用することができない。例えば、再生可能エネルギー発電設備から供給される余剰電力を利用して水素を生成する場合、再生可能エネルギー発電設備から供給される電力量が減少する時間帯（太陽光発電であれば夜間）にのみ動作する他の発電装置で発生する熱を有効に利用することができない。
　本開示は、このような事情に鑑みてなされたものであって、水素を生成する際に停止することのあるガスタービンで発生した熱を有効に利用して水素を生成することが可能な水素生成システムおよび水素生成方法を提供することを目的とする。
　上記課題を解決するために、本開示は以下の手段を採用する。
　本開示に係る水素生成システムは、圧縮機により圧縮された空気と燃料ガスとを燃焼器で燃焼させて燃焼ガスを生成するとともに前記燃焼ガスによりタービンおよび前記タービンに連結された圧縮機を駆動するガスタービンと、前記タービンを駆動した前記燃焼ガスにより加熱される蓄熱構造体と、前記蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成する水蒸気生成部と、水素極と、酸素極と、前記水素極と前記酸素極との間に配置される電解質層と、を有し、前記水蒸気生成部により生成された前記水蒸気を前記水素極に供給して水蒸気電解により水素を生成する電解セルと、を備える。
　本開示に係る水素生成方法は、水素生成システムにより水素を生成する水素生成方法であって、前記水素生成システムは、圧縮機により圧縮された空気と燃料ガスとを燃焼器で燃焼させて燃焼ガスを生成するとともに前記燃焼ガスによりタービンおよび前記タービンに連結された圧縮機を駆動するガスタービンと、水素極と、酸素極と、前記水素極と前記酸素極との間に配置される電解質層と、を有する電解セルと、を備え、前記タービンを駆動した前記燃焼ガスにより蓄熱構造体を加熱する加熱工程と、前記蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成する水蒸気生成工程と、前記水蒸気生成工程により生成された前記水蒸気を前記水素極に供給して水蒸気電解により水素を生成するように前記電解セルを運転する運転工程と、を備える。
　本開示によれば、水素を生成する際に停止することのあるガスタービンで発生した熱を有効に利用して水素を生成することが可能な水素生成システムおよび水素生成方法を提供することができる。
本開示の一実施形態に係る発電システムの概略構成を示す図である。 蓄熱構造体の第１面から第１方向の距離と温度との関係を示すグラフである。 発電システムが実行する動作を示すフローチャートである。 所定時刻からの経過時間と供給電力量および需要電力量との関係の一例を示すグラフである。
〔第１実施形態〕
　以下に、本開示の一実施形態に係る発電システム（水素生成システム）１００について、図１を参照して説明する。本実施形態の発電システム１００は、ガスタービン１０と、発電機２０と、蓄熱構造体３０と、ボイラ（水蒸気生成部）４０と、固体酸化物形電解セル５０と、水素分離設備６０と、水素貯蔵設備（貯蔵部）７０と、制御装置（制御部）８０と、を備える。
　発電システム１００は、発電機２０が生成する電力を電力系統ＰＳに供給するとともに、電力系統ＰＳから供給される電力により固体酸化物形電解セル５０を動作させる。電力系統ＰＳには、太陽光発電設備等の再生可能エネルギー発電設備２００から出力変換器２１０および変圧器２２０を介して電力が供給される。
　電力系統ＰＳに出力された電力は負荷設備３００に供給される。また、電力系統ＰＳに供給される電力は、変圧器１２０および出力変換器１１０を介して発電システム１００の固体酸化物形電解セル５０に供給される。電力系統ＰＳは、例えば、負荷設備３００で要求される電力よりも再生可能エネルギー発電設備２００から供給される電力が大きく、余剰電力が発生する場合に、余剰電力を発電システム１００の固体酸化物形電解セル５０に供給する。
　ガスタービン１０は、圧縮機１１と、燃焼器１２と、タービン１３と、回転軸１４と、を有する。圧縮機１１は、空気を取り込んで圧縮し、燃焼器１２へ燃焼用空気として供給する。燃焼器１２は、圧縮機１１から供給される空気と燃料ガスＧ１を混合して燃焼させて燃焼ガスＧ２を生成し、燃焼ガスＧ２をタービン１３に供給する。タービン１３は、燃焼ガスＧ２により回転し、回転軸１４を介して連結された圧縮機１１および発電機２０を駆動する。
　制御装置８０が制御弁１２ａを開状態に制御した場合、燃焼器１２には、燃料ガスＧ１が供給される。また、制御装置８０が制御弁１２ｂを開状態に制御した場合、燃焼器１２には、水素貯蔵設備７０から水素が供給される。燃料ガスＧ１は、例えば、液化天然ガス（ＬＮＧ）を気化させたガスあるいは天然ガス、都市ガス、水素（Ｈ２）及び一酸化炭素（ＣＯ）、メタン（ＣＨ４）等の炭化水素ガス、及び炭素質原料（石油や石炭等）のガス化設備により製造されたガス等である。
　発電機２０は、回転軸１４を介してタービン１３に連結されるとともにタービン１３の回転に応じて発電する装置である。発電機２０が生成した電力は、電力系統ＰＳに供給される。発電機２０が生成した電力は、電力系統ＰＳとはことなる他の電力系統や他の負荷設備に供給されてもよい。
　蓄熱構造体３０は、タービン１３を駆動した燃焼ガスＧ２により加熱される構造体である。蓄熱構造体３０は、例えば、レンガ等のセラミック材料により形成されており、燃焼ガスＧ２を通気可能な流路が内部に設けられている。蓄熱構造体３０は、カプセルに封止されるとともに燃焼ガスＧ２により加熱されて溶融して溶融塩または溶融金属となる蓄熱材を有するものとしてもよい。図１に示すように、蓄熱構造体３０は、燃焼ガスＧ２の流通方向である第１方向Ｄｒ１に沿ってＬ１の長さを有する。
　蓄熱材として、例えば、硝酸ナトリウム（ＮａＮＯ３）と硝酸カリウム（ＫＮＯ３）とを混合した溶融塩を用いることができる。また、蓄熱材として、例えば、アルミニウム合金を含む溶融金属と用いることができる。
　本実施形態の発電システム１００は、蓄熱構造体３０に燃焼ガスＧ２を流入させる燃焼ガス流入配管（第１配管）３１を備える。燃焼ガス流入配管３１は、ガスタービン１０から排出される燃焼ガスＧ２を、第１方向Ｄｒ１に沿って第１面３０ａから蓄熱構造体３０に流入させる。第１面３０ａから蓄熱構造体３０に流入した燃焼ガスＧ２は、第１方向Ｄｒ１に沿って蓄熱構造体３０の各部を加熱し、第２面３０ｂから外部へ排出される。
　本実施形態の発電システム１００は、蓄熱構造体３０に空気（熱媒体）Ａ１を流入させる空気流入配管（第２配管）３２を備える。空気流入配管３２は、空気Ａ１を、第１方向Ｄｒ１と対向する（逆向きの）第２方向Ｄｒ２に沿って第２面３０ｂから蓄熱構造体３０に流入させる。第２面３０ｂから蓄熱構造体３０に流入した空気Ａ１は、第２方向Ｄｒ２に沿って蓄熱構造体３０の各部から加熱され、第１面３０ａから空気供給配管３３へ排出される。空気供給配管３３へ排出された空気Ａ１は、ボイラ４０へ導かれる。
　ボイラ４０へ供給する空気Ａ１を第２方向Ｄｒ２に沿って蓄熱構造体３０に流入させているのは、最も蓄熱されやすい第１方向Ｄｒ１の上流側（第２方向Ｄｒ２の下流側）から空気Ａ１を流出させ、空気Ａ１の温度を安定して高い温度に維持するためである。図２は、蓄熱構造体の第１面から第１方向の距離と温度との関係を示すグラフである。図２において、Ｔａ，Ｔｂ，Ｔｃ，Ｔｄ，Ｔｅは、蓄熱構造体３０に燃焼ガスＧ２を通気させる経過時間を示し、Ｔａ＜Ｔｂ＜Ｔｃ＜Ｔｄ＜Ｔｅの関係を有する。
　図２において、温度ＴＥｍａｘは、燃焼ガス流入配管３１から蓄熱構造体３０に流入する燃焼ガスＧ２の温度であり、例えば、５００℃以上かつ７５０℃以下の温度である。温度ＴＥｍｉｎは、蓄熱構造体３０に燃焼ガスＧ２が流入する前の環境温度であり、例えば、１０℃以上かつ３０℃以下の温度である。
　図２に示すように、時刻Ｔａにおいて、蓄熱構造体３０の第１面３０ａからの第１方向Ｄｒ１の距離が０（すなわち、第１面３０ａそのもの）の部分の温度はＴＥｍａｘである。そして、第１面３０ａからの第１方向Ｄｒ１の距離が長くなるにしたがって温度が低下する。時刻Ｔｂにおいて、蓄熱構造体３０の第１面３０ａからの第１方向Ｄｒ１の距離が０からＬｂまでの領域の温度はＴＥｍａｘとなり、時刻Ｔａよりも温度がＴＥｍａｘとなる領域が増加する。
　そして、時刻Ｔａ、時刻Ｔｂ、時刻Ｔｃ、時刻Ｔｄ、時刻Ｔｅと蓄熱構造体３０に燃焼ガスＧ２を通気させる経過時間が長くなるにしたがって、蓄熱構造体３０の温度ＴＥｍａｘとなる領域が漸次増加する。このように、蓄熱構造体３０は、第１面３０ａからの第１方向Ｄｒ１の距離が短いほど熱が蓄熱されやすい。
　空気Ａ１は、空気流入配管３２から蓄熱構造体３０の第２面３０ｂに流入するが、蓄熱構造体３０から空気Ａ１が流出する第２方向Ｄｒ２の下流側は第１方向Ｄｒ１の上流側となっている。蓄熱構造体３０の第１面３０ａから第１方向Ｄｒ１の距離と温度との関係を示すグラフである図２において、Ｔａ，Ｔｂ，Ｔｃ，Ｔｄ，Ｔｅは、蓄熱構造体３０に空気Ａ１を通気させる経過時間を示し、Ｔｅ＜Ｔｄ＜Ｔｃ＜Ｔｂ＜Ｔａの関係を有する。空気Ａ１が最も加熱されやすい第１方向Ｄｒ１の上流側の第１面３０ａから空気供給配管３３に流出するため、空気Ａ１の温度を安定して高い温度に維持して流出させることができる。空気供給配管３３に流出する空気Ａ１の温度は、例えば、５００℃以上かつ７５０℃以下である。
　ボイラ４０は、蓄熱構造体３０に蓄熱された熱により水蒸気を生成し、固体酸化物形電解セル５０に供給する装置である。蓄熱構造体３０に蓄熱された熱は、蓄熱構造体３０により加熱された空気Ａ１としてボイラ４０に供給される。ボイラ４０は、水供給配管４１から供給される水を、空気供給配管３３から供給される空気Ａ１により加熱して水蒸気Ｓ１を生成する。水蒸気Ｓ１は、水蒸気供給管４２により固体酸化物形電解セル５０の水素極５１に供給される。水素極５１に供給される水蒸気Ｓ１の温度は、例えば、４００℃以上である。
　固体酸化物形電解セル５０は、ボイラ４０により生成された水蒸気Ｓ１を水素極５１に供給して水蒸気電解により水素および酸素を生成する装置である。固体酸化物形電解セル５０は、水素極５１と、酸素極５２と、水素極５１と酸素極５２との間に配置される電解質層５３と、を有する。
　水素極５１は、Ｎｉとジルコニア系電解質材料との複合材の酸化物で構成され、例えば、Ｎｉ／ＹＳＺが用いられる。酸素極５２は、例えば、ＬａＳｒＭｎＯ３系酸化物、又はＬａＣｏＯ３系酸化物で構成される。電解質層５３は、例えば、ガスを通しにくい気密性と、高温で高い酸素イオン導電性とを備えるＹＳＺが主として用いられる。
　図１に示す固体酸化物形電解セル５０は、水素極５１と、酸素極５２と、電解質層５３との関係を模式的に示したものである。固体酸化物形電解セル５０としては、例えば、円筒形状で多孔質材料からなる管体に水素極５１を配置し、水素極５１の上に電解質層５３を配置し、電解質層５３の上に酸素極５２を配置した円筒形セルスタックを用いることができる。
　水素極５１と酸素極５２との間に電力系統ＰＳから供給される電力を供給すると、水素極５１に供給された高温の水蒸気Ｓ１の一部は電子を受けて水素と酸素イオンに分離され水素を生成する。分離された酸素イオンは電解質層５３の内部を酸素極５２へ移動し、電子を放出して酸素が生成される。
　水素分離設備６０は、固体酸化物形電解セル５０の水素極５１で生成された水素と水蒸気との混合気から水蒸気を除去して水素を分離する設備である。水素分離設備６０は、混合気から分離された水素を水素貯蔵設備へ供給する。
　水素貯蔵設備７０は、水素分離設備６０から供給される水素を貯蔵し、水素供給配管７１を介して水素供給先へ水素を供給する設備である。また、水素貯蔵設備７０は、水素供給配管７２を介してガスタービン１０の燃焼器１２に水素を供給することができる。水素貯蔵設備７０は、制御装置８０が制御弁１２ｂを開状態に制御した場合に、燃焼器１２の燃料として水素を供給する。
　制御装置８０は、発電システム１００を制御する装置である。制御装置８０は、制御プログラムを記憶する記憶部（図示略）とプログラムを実行する演算部（図示略）とを有し、記憶部から読み出したプログラムを演算部で実行することにより、発電システム１００を制御する各種の動作を実行する。
　次に、本実施形態の発電システム１００が実行する動作について図面を参照して説明する。図３は、本実施形態の発電システム１００が実行する動作を示すフローチャートである。図４は、所定時刻からの経過時間と供給電力量および需要電力量との関係の一例を示すグラフである。
　図４において、所定時刻とは例えば午前３時であり、経過時間は所定時刻からの２４時間を経過するまでの時間を示す。図４に示す実線は、負荷設備３００の需要電力量の一例を示す。負荷設備３００の需要電力量は、深夜から朝の時間帯ＴＺｍの一部と、夕方から深夜までの時間帯ＴＺｎの一部で特に多い。負荷設備３００の需要電力量は、昼間の時間帯ＴＺｄではどの時刻であっても、時間帯ＴＺｍのピーク電力量Ｐｍおよび時間帯ＴＺｎのピーク電力量Ｐｎよりも少ない。
　図４に示す点線は、再生可能エネルギー発電設備２００から供給される供給電力量を示す。再生可能エネルギー発電設備２００の供給電力量は、時間帯ＴＺｄで多く、時間帯ＴＺｍおよび時間帯ＴＺｎでは少ないかゼロとなる。再生可能エネルギー発電設備２００の供給電力量は、時間帯ＴＺｄにおいて、負荷設備３００の需要電力量を上回る。図４に示す例では、時間帯ＴＺｄにおいて、再生可能エネルギー発電設備２００の供給電力量から負荷設備３００の需要電力量を減算した分の余剰電力量が生じる。
　図３のステップＳ１０１において、制御装置８０は、現在の時間帯がＴＺｄであるかどうかを判断し、ＹＥＳであればステップＳ１０２に処理を進め、ＮＯであればステップＳ１０５に処理を進める。
　ステップＳ１０２において、制御装置８０は、時間帯がＴＺｄでは再生可能エネルギー発電設備２００の余剰電力が発生するため、ガスタービン１０を停止させるよう制御する。
　ステップＳ１０３において、後述するステップＳ１０７で燃焼ガスＧ２により加熱された蓄熱構造体３０に空気流入配管３２から空気Ａ１を供給し、加熱された空気Ａ１をボイラ４０へ供給する。ボイラ４０は、水供給配管４１から供給される水を空気Ａ１により加熱して水蒸気Ｓ１を生成し、水素極５１へ導く。
　ステップＳ１０４において、制御装置８０は、再生可能エネルギー発電設備２００から電力系統ＰＳに出力される余剰電力を固体酸化物形電解セル５０に供給し、固体酸化物形電解セル５０を運転状態とする。固体酸化物形電解セル５０は、水素を生成して水素貯蔵設備７０へ貯蔵する。
　ステップＳ１０４で固体酸化物形電解セル５０が運転する際に、水素極５１に供給される水蒸気Ｓ１の熱源として、ガスタービン１０から供給される燃焼ガスＧ２により加熱された蓄熱構造体３０の熱が用いられる。固体酸化物形電解セル５０が運転する際には、ガスタービン１０が停止しているが、蓄熱構造体３０に蓄熱された熱を水蒸気Ｓ１を生成する熱源として利用することができる。
　ステップＳ１０５において、制御装置８０は、時間帯がＴＺｍまたはＴＺｎであり、再生可能エネルギー発電設備２００の余剰電力が生じないため、固体酸化物形電解セル５０を停止させる。
　ステップＳ１０６において、制御装置８０は、時間帯がＴＺｍまたはＴＺｎであり、再生可能エネルギー発電設備２００の供給電力量よりも負荷設備３００の需要電力量が多いことから、需要電力量を満たすために、ガスタービン１０を運転するよう制御する。ガスタービン１０が運転することにより、発電機２０が駆動されて電力が生成され、電力系統ＰＳを介して負荷設備３００に供給される。
　ステップＳ１０７において、制御装置８０は、水素貯蔵設備７０から水素供給配管７２を介して燃焼器１２へ水素を供給することが可能かどうかを判断し、ＹＥＳであればステップＳ１０８に処理を進め、ＮＯであればステップＳ１０９に処理を進める。制御装置８０は、例えば、水素貯蔵設備７０に所定の閾値よりも多い水素が貯蔵されている場合に、燃焼器１２へ水素を供給することが可能と判断する。
　ステップＳ１０８において、制御装置８０は、制御弁１２ｂを開状態とし、水素貯蔵設備７０から水素供給配管７２を介して燃焼器１２へ水素を供給する。燃焼器１２は、水素貯蔵設備７０から供給される水素と圧縮機１１から供給される空気とを混合して燃焼させる。
　ステップＳ１０９において、制御装置８０は、制御弁１２ａを開状態とし、燃焼器１２へ燃料ガスを供給する。燃焼器１２は、水素貯蔵設備７０から供給される水素と圧縮機１１から供給される空気とを混合して燃焼させる。
　ステップＳ１１０において、運転中のガスタービン１０で生成される燃焼ガスＧ２を蓄熱構造体３０へ供給し、蓄熱構造体３０を加熱する。蓄熱構造体３０は、ガスタービン１０から供給される燃焼ガスＧ２の熱量および供給時間に応じて加熱され、燃焼ガスＧ２の熱を蓄熱する。
　ステップＳ１０８およびステップＳ１０９において燃焼器１２で生成される燃焼ガスＧ２は、ステップＳ１１０において蓄熱構造体３０に供給されて蓄熱される。ガスタービン１０の運転中には固体酸化物形電解セル５０が停止しているため、固体酸化物形電解セル５０の運転時に用いる水蒸気Ｓ１の熱源として、燃焼ガスＧ２を直接的には用いることができない。そこで、ステップＳ１１０において、燃焼ガスＧ２の熱を蓄熱構造体３０に蓄熱することで、固体酸化物形電解セル５０の運転時に用いる水蒸気Ｓ１の熱源として燃焼ガスＧ２を間接的に用いることができる。
　ステップＳ１１１で、制御装置８０は、発電システム１００を停止させる停止条件を満たしているかどうかを判断し、ＹＥＳであれば発電システム１００を停止させて本フローチャートの処理を終了させる。制御装置８０は、ステップＳ１１１の判断がＮＯであれば、ステップＳ１０１からの処理を繰り返し実行する。
　以上で説明した本実施形態の発電システム１００が奏する作用および効果について説明する。
　本実施形態の発電システム１００によれば、ガスタービン１０で燃料ガスＧ１を燃焼させて生成された燃焼ガスＧ２により蓄熱構造体３０が加熱されて燃焼ガスＧ２の熱が保持される。ボイラ４０は、蓄熱構造体３０に蓄熱された熱により水蒸気Ｓ１を生成し、固体酸化物形電解セル５０の水素極５１に供給する。固体酸化物形電解セル５０は、水素極５１に供給された水蒸気Ｓ１を水蒸気電解することにより水素を生成する。
　固体酸化物形電解セル５０が水蒸気電解を行う際に必要な電力として、例えば、再生可能エネルギー発電設備２００から供給される余剰電力が利用される。余剰電力が利用できる時間帯ＴＺｄに固体酸化物形電解セル５０を動作させる場合に、ガスタービン１０は停止しているが、ガスタービン１０の動作中に発生した燃焼ガスＧ２の熱は蓄熱構造体３０に蓄熱されている。そのため、ボイラ４０は、蓄熱構造体３０に蓄熱された熱により水蒸気Ｓ１を生成し、固体酸化物形電解セル５０に供給することができる。このように、本実施形態の発電システム１００によれば、水素を生成する際に停止することのある他の装置であるガスタービン１０で発生した燃焼ガスＧ２の熱を有効に利用することができる。
　また、本実施形態の発電システム１００によれば、ガスタービン１０から排出される燃焼ガスＧ２が第１方向Ｄｒ１に沿って蓄熱構造体３０に流入するため、第１方向Ｄｒ１の上流側が最も蓄熱されやすく上流側から下流側に向けて燃焼ガスＧ２の熱が伝播する。一方、空気Ａ１が第１方向Ｄｒ１と対向する第２方向Ｄｒ２に沿って蓄熱構造体３０に流入するため、蓄熱構造体３０から空気Ａ１が流出する第２方向Ｄｒ２の下流側は第１方向Ｄｒ１の上流側となっている。空気Ａ１が最も蓄熱されやすい第１方向Ｄｒ１の上流側から流出するため、空気Ａ１の温度を安定して高い温度に維持して流出させることができる。
　また、本実施形態の発電システム１００によれば、蓄熱構造体３０が比較的安価なレンガ等のセラミック材料により形成されているため、蓄熱構造体３０の製造コストを低減することができる。
　また、本実施形態の発電システム１００によれば、蓄熱構造体３０が燃焼ガスＧ２により加熱されて溶融して溶融塩または溶融金属となる蓄熱材を有するため、セラミック材料により蓄熱構造体３０を形成する場合に比べ、蓄熱構造体３０の設置面積を小さくすることができる。
　また、本実施形態の発電システム１００によれば、固体酸化物形電解セル５０により生成された水素を水素貯蔵設備７０に貯蔵し、ガスタービン１０を動作させるタイミングで水素供給配管７２から燃焼器１２へ水素を供給することができる。そのため、ガスタービン１０で生成された燃焼ガスＧ２の熱を利用して生成された水素を、ガスタービン１０の燃焼器１２の燃料として活用し、発電システム１００の燃料消費量を低減することができる。
　以上説明した各実施形態に記載の発電システムは例えば以下のように把握される。
　本開示に係る水素生成システム（１００）は、圧縮機（１１）により圧縮された空気と燃料ガスとを燃焼器（１２）で燃焼させて燃焼ガスを生成するとともに前記燃焼ガスによりタービン（１３）および前記タービンに連結された圧縮機を駆動するガスタービン（１０）と、前記タービンを駆動した前記燃焼ガスにより加熱される蓄熱構造体（３０）と、前記蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成する水蒸気生成部（４０）と、水素極（５１）と、酸素極（５２）と、前記水素極と前記酸素極との間に配置される電解質層（５３）と、を有し、前記水蒸気生成部により生成された前記水蒸気を前記水素極に供給して水蒸気電解により水素を生成する電解セル（５０）と、を備える。
　本開示に係る水素生成システムによれば、ガスタービンで燃料ガスを燃焼させて生成された燃焼ガスにより蓄熱構造体が加熱されて燃焼ガスの熱が保持される。水蒸気生成部は、蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成し、電解セルの水素極に供給する。電解セルは、水素極に供給された水蒸気を水蒸気電解することにより水素を生成する。
　電解セルが水蒸気電解を行う際に必要な電力として、例えば、再生可能エネルギー発電設備等から供給される余剰電力が利用される。余剰電力が利用できる時間帯に電解セルを動作させる場合に、ガスタービンは停止している可能性があるが、ガスタービンの動作中に発生した燃焼ガスの熱は蓄熱構造体に蓄熱されている。そのため、水蒸気生成部は、蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成し、電解セルに供給することができる。このように、本開示に係る水素生成システムによれば、水素を生成する際に停止することのあるガスタービンで発生した燃焼ガスの熱を有効に利用して水素を生成することができる。
　本開示に係る水素生成システムにおいては、前記ガスタービンから排出される前記燃焼ガスを第１方向に沿って前記蓄熱構造体に流入させる第１配管（３１）と、前記第１方向と対向する第２方向に沿って前記水蒸気を加熱するための熱媒体を前記蓄熱構造体に流入させる第２配管（３２）と、を備える構成としてもよい。
　本構成に係る水素生成システムによれば、ガスタービンから排出される燃焼ガスが第１方向に沿って蓄熱構造体に流入するため、第１方向の上流側が最も蓄熱されやすく上流側から下流側に向けて燃焼ガスの熱が伝播する。一方、熱媒体（例えば、空気）が第１方向と対向する第２方向に沿って蓄熱構造体に流入するため、蓄熱構造体から熱媒体が流出する第２方向の下流側は第１方向の上流側となっている。熱媒体が最も蓄熱されやすい第１方向の上流側から流出するため、熱媒体の温度を安定して高い温度に維持して流出させることができる。
　上記構成に係る水素生成システムにおいては、前記蓄熱構造体は、セラミック材料により形成されている構成としてもよい。
　本構成の水素生成システムによれば、蓄熱構造体が比較的安価なレンガ等のセラミック材料により形成されているため、蓄熱構造体の製造コストを低減することができる。
　本開示に係る水素生成システムにおいて、前記蓄熱構造体は、カプセルに封止されるとともに前記燃焼ガスにより加熱されて溶融して溶融塩または溶融金属となる蓄熱材を有する構成としてもよい。
　本構成の水素生成システムによれば、蓄熱構造体が燃焼ガスにより加熱されて溶融して溶融塩または溶融金属となる蓄熱材を有するため、セラミック材料により蓄熱構造体を形成する場合に比べ、蓄熱構造体の設置面積を小さくすることができる。
　本開示に係る水素生成システムにおいては、前記電解セルにより生成された水素を貯蔵する貯蔵部（７０）と、前記貯蔵部に貯蔵された水素を前記燃焼器へ供給する供給配管（７２）と、を備える構成としてもよい。
　本構成に係る水素生成システムによれば、電解セルにより生成された水素を貯蔵部に貯蔵し、ガスタービンを動作させるタイミングで供給配管から燃焼器へ水素を供給することができる。そのため、ガスタービンで生成された燃焼ガスの熱を利用して生成された水素を、ガスタービンの燃焼器の燃料として活用し、発電システムの燃料消費量を低減することができる。
　本開示に係る水素生成システムは、前記タービンに連結されるとともに前記タービンの回転に応じて発電する発電機を備える構成としてもよい。
　本構成の水素生成システムによれば、タービンの回転に応じて発電する発電機により電力を生成することができる。
　本開示に係る水素生成方法は、水素生成システムにより水素を生成する水素生成方法であって、前記水素生成システムは、圧縮機により圧縮された空気と燃料ガスとを燃焼器で燃焼させて燃焼ガスを生成するとともに前記燃焼ガスによりタービンおよび前記タービンに連結された圧縮機を駆動するガスタービンと、水素極と、酸素極と、前記水素極と前記酸素極との間に配置される電解質層と、を有する電解セルと、を備え、前記タービンを駆動した前記燃焼ガスにより蓄熱構造体を加熱する加熱工程と、前記蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成する水蒸気生成工程と、前記水蒸気生成工程により生成された前記水蒸気を前記水素極に供給して水蒸気電解により水素を生成するように前記電解セルを運転する運転工程と、を備える。
　本開示に係る水素生成方法によれば、ガスタービンで燃料ガスを燃焼させて生成された燃焼ガスにより蓄熱構造体が加熱されて燃焼ガスの熱が保持される。水蒸気生成工程は、蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成し、電解セルの水素極に供給する。電解セルは、水素極に供給された水蒸気を水蒸気電解することにより水素を生成する。
　電解セルが水蒸気電解を行う際に必要な電力として、例えば、再生可能エネルギー発電設備等から供給される余剰電力が利用される。余剰電力が利用できる時間帯に電解セルを動作させる場合に、ガスタービンは停止している可能性があるが、ガスタービンの動作中に発生した燃焼ガスの熱は蓄熱構造体に蓄熱されている。そのため、水蒸気生成工程は、蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成し、電解セルに供給することができる。このように、本開示に係る水素生成方法によれば、水素を生成する際に停止することのあるガスタービンで発生した燃焼ガスの熱を有効に利用して水素を生成することができる。
１０　　　　ガスタービン
１１　　　　圧縮機
１２　　　　燃焼器
１２ａ，１２ｂ　制御弁
１３　　　　タービン
１４　　　　回転軸
２０　　　　発電機
３０　　　　蓄熱構造体
３０ａ　　　第１面
３０ｂ　　　第２面
３１　　　　燃焼ガス流入配管（第１配管）
３２　　　　空気流入配管（第２配管）
３３　　　　空気供給配管
４０　　　　ボイラ（水蒸気生成部）
４１　　　　水供給配管
４２　　　　水蒸気供給管
５０　　　　固体酸化物形電解セル
５１　　　　水素極
５２　　　　酸素極
５３　　　　電解質層
６０　　　　水素分離設備
７０　　　　水素貯蔵設備（貯蔵部）
７１，７２　水素供給配管
８０　　　　制御装置
１００　　　発電システム（水素生成システム）
２００　　　再生可能エネルギー発電設備
３００　　　負荷設備
Ａ１　　　　空気
Ｄｒ１　　　第１方向
Ｄｒ２　　　第２方向
Ｇ１　　　　燃料ガス
Ｇ２　　　　燃焼ガス
ＰＳ　　　　電力系統
Ｐｍ，Ｐｎ　ピーク電力量
Ｓ１　　　　水蒸気
ＴＺｄ，ＴＺｍ，ＴＺｎ　時間帯
 

Claims (7)

  1. 　圧縮機により圧縮された空気と燃料ガスとを燃焼器で燃焼させて燃焼ガスを生成するとともに前記燃焼ガスによりタービンおよび前記タービンに連結された圧縮機を駆動するガスタービンと、
    　前記タービンを駆動した前記燃焼ガスにより加熱される蓄熱構造体と、
    　前記蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成する水蒸気生成部と、
    　水素極と、酸素極と、前記水素極と前記酸素極との間に配置される電解質層と、を有し、前記水蒸気生成部により生成された前記水蒸気を前記水素極に供給して水蒸気電解により水素を生成する電解セルと、を備える水素生成システム。
  2. 　前記ガスタービンから排出される前記燃焼ガスを第１方向に沿って前記蓄熱構造体に流入させる第１配管と、
    　前記第１方向と対向する第２方向に沿って前記水蒸気を加熱するための熱媒体を前記蓄熱構造体に流入させる第２配管と、を備える請求項１に記載の水素生成システム。
  3. 　前記蓄熱構造体は、セラミック材料により形成されている請求項１または請求項２に記載の水素生成システム。
  4. 　前記蓄熱構造体は、カプセルに封止されるとともに前記燃焼ガスにより加熱されて溶融して溶融塩または溶融金属となる蓄熱材を有する請求項１または請求項２に記載の水素生成システム。
  5. 　前記電解セルにより生成された水素を貯蔵する貯蔵部と、
    　前記貯蔵部に貯蔵された水素を前記燃焼器へ供給する供給配管と、を備える請求項１または請求項２に記載の水素生成システム。
  6. 　前記タービンに連結されるとともに前記タービンの回転に応じて発電する発電機を備える請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の水素生成システム。
  7. 　水素生成システムにより水素を生成する水素生成方法であって、
    　前記水素生成システムは、
    　圧縮機により圧縮された空気と燃料ガスとを燃焼器で燃焼させて燃焼ガスを生成するとともに前記燃焼ガスによりタービンおよび前記タービンに連結された圧縮機を駆動するガスタービンと、
    　水素極と、酸素極と、前記水素極と前記酸素極との間に配置される電解質層と、を有する電解セルと、を備え、
    　前記タービンを駆動した前記燃焼ガスにより蓄熱構造体を加熱する加熱工程と、
    　前記蓄熱構造体に蓄熱された熱により水蒸気を生成する水蒸気生成工程と、
    　前記水蒸気生成工程により生成された前記水蒸気を前記水素極に供給して水蒸気電解により水素を生成するように前記電解セルを運転する運転工程と、を備える水素生成方法。
     
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