WO2025249408A1 - 発電システム - Google Patents

発電システム

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WO2025249408A1
WO2025249408A1 PCT/JP2025/019045 JP2025019045W WO2025249408A1 WO 2025249408 A1 WO2025249408 A1 WO 2025249408A1 JP 2025019045 W JP2025019045 W JP 2025019045W WO 2025249408 A1 WO2025249408 A1 WO 2025249408A1
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WO
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steam
hydrogen
oxygen
supplied
power generation
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English (en)
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良造 田中
和彦 谷村
諒大 石原
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Kawasaki Heavy Industries Ltd
Kawasaki Motors Ltd
Original Assignee
Kawasaki Heavy Industries Ltd
Kawasaki Jukogyo KK
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Publication date
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    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
    • 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
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
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    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
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    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H01M8/0606—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants
    • H01M8/0656—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants by electrochemical means
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    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
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    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • 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 technology disclosed herein relates to a power generation system.
  • Power generation systems including a fuel cell and a steam turbine have been known for some time.
  • a portion of the steam generated by the fuel cell is supplied to the steam turbine, and the operation of the steam turbine drives the generator to generate electricity.
  • the technology disclosed here was developed in light of these issues, and its purpose is to improve power generation efficiency.
  • the power generation system disclosed herein comprises a fuel cell that generates electricity from hydrogen and oxygen, a combustor that burns unreacted hydrogen and oxygen supplied from the fuel cell to generate steam therein, and a steam engine that runs on the steam supplied from the combustor and drives a generator.
  • the power generation system described above can improve power generation efficiency.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a power generation system according to an embodiment.
  • FIG. 2 is a block diagram showing the hardware configuration of the control device.
  • FIG. 3 is a functional block diagram showing the configuration of a control system of a processor in the control device.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the line flow in a first operating mode of the power generation system.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the line flow in the second operating mode of the power generation system.
  • FIG. 6 is a schematic diagram showing a power generation system according to the first modification.
  • FIG. 7 is a schematic diagram showing a power generation system according to the second modification.
  • FIG. 8 is a schematic diagram showing a power generation system according to the third modification.
  • FIG. 9 is a schematic diagram showing a power generation system according to the fourth modification.
  • Figure 1 is a schematic diagram showing a power generation system 100 according to an embodiment.
  • the power generation system 100 comprises a fuel cell 1 that generates electricity from hydrogen and oxygen, a combustor 2 that burns unreacted hydrogen and oxygen supplied from the fuel cell 1 to generate steam internally, and a steam turbine 3 that operates on the steam supplied from the combustor 2 and drives a generator 4.
  • the steam turbine 3 is an example of a steam engine as defined in the present disclosure.
  • the power generation system 100 generates electricity using the fuel cell 1, and using the steam generated by the combustor 2 to generate electricity using the steam turbine 3 and generator 4.
  • the power generation system 100 may further include a cooler 5 connected between the combustor 2 and the steam turbine 3.
  • the cooler 5 injects water into the steam supplied from the combustor 2 to cool the steam.
  • the steam turbine 3 operates using the steam supplied from the combustor 2 and cooled by the cooler 5.
  • the power generation system 100 may further include a condenser 6 and a water electrolysis device 7.
  • the condenser 6 converts the steam discharged from the steam turbine 3 into water.
  • the water electrolysis device 7 electrolyzes the water supplied from the condenser 6 to produce hydrogen and oxygen.
  • the fuel cell 1 generates electricity from the hydrogen and oxygen produced by the water electrolysis device 7.
  • the power generation system 100 may further include a hydrogen storage tank 8 and a hydrogen heat accumulator 10.
  • the hydrogen storage tank 8 stores hydrogen.
  • the hydrogen heat accumulator 10 is connected between the hydrogen storage tank 8 and the water electrolysis device 7, and between the hydrogen storage tank 8 and the fuel cell 1.
  • the hydrogen heat accumulator 10 absorbs and stores heat from the hydrogen that has been produced by the water electrolysis device 7 but before it is stored in the hydrogen storage tank 8, and also releases heat to the hydrogen that has been released from the hydrogen storage tank 8 but before it is supplied to the fuel cell 1.
  • the power generation system 100 may further include an oxygen storage tank 9 and an oxygen heat accumulator 11.
  • the oxygen storage tank 9 stores oxygen.
  • the oxygen heat accumulator 11 is connected between the oxygen storage tank 9 and the water electrolysis device 7, and between the oxygen storage tank 9 and the fuel cell 1.
  • the oxygen heat accumulator 11 absorbs and stores heat from the oxygen that has been produced by the water electrolysis device 7 but before it is stored in the oxygen storage tank 9, and also releases heat to heat the oxygen that has been released from the oxygen storage tank 9 but before it is supplied to the fuel cell 1.
  • the power generation system 100 may further include a control device 20.
  • the control device 20 controls the entire power generation system 100.
  • the control device 20 switches between the generation and storage of hydrogen and oxygen by the water electrolysis device 7, hydrogen storage tank 8, and oxygen storage tank 9, and power generation by the fuel cell 1 and steam turbine 3.
  • the control device 20 operates the water electrolysis device 7 to generate hydrogen and oxygen, stores the hydrogen in the hydrogen storage tank 8, and stores the oxygen in the oxygen storage tank 9.
  • the control device 20 uses the stored hydrogen and oxygen to generate power using the fuel cell 1, and also uses steam generated by burning unreacted hydrogen and oxygen from the fuel cell 1 in the combustor 2 to generate power using the steam turbine 3 and generator 4.
  • the hydrogen storage tank 8 is connected to the hydrogen heat accumulator 10 via the first line L1.
  • the hydrogen heat accumulator 10 is connected to the hydrogen pressure regulator 12 via the second line L2.
  • the hydrogen pressure regulator 12 is connected to the fuel cell 1 via the third line L3.
  • the hydrogen pressure regulator 12 is connected to the water electrolysis device 7 via the fourth line L4.
  • the first to fourth lines L1 to L4 are hydrogen flow paths.
  • the first line L1 switches between flowing hydrogen from the hydrogen storage tank 8 toward the hydrogen heat accumulator 10 and from the hydrogen heat accumulator 10 toward the hydrogen storage tank 8.
  • the second line L2 switches between flowing hydrogen from the hydrogen heat accumulator 10 toward the hydrogen pressure regulator 12 and from the hydrogen pressure regulator 12 toward the hydrogen heat accumulator 10.
  • the third line L3 switches between flowing hydrogen from the hydrogen pressure regulator 12 toward the fuel cell 1.
  • the fourth line L4 switches between flowing hydrogen from the water electrolysis device 7 toward the hydrogen pressure regulator 12.
  • the hydrogen storage tank 8 stores hydrogen in a compressed state.
  • the hydrogen storage tank 8 stores hydrogen at a relatively high pressure.
  • the pressure of the hydrogen stored in the hydrogen storage tank 8 is 1 MPa or higher.
  • the hydrogen storage tank 8 can switch between taking in hydrogen from the outside and releasing stored hydrogen.
  • the hydrogen storage tank 8 is equipped with a valve that switches between taking in and releasing hydrogen.
  • the hydrogen storage tank 8 takes in hydrogen from the water electrolysis device 7 via the fourth line L4, the second line L2, and the first line L1, or releases hydrogen to the fuel cell 1 via the first line L1, the second line L2, and the third line L3.
  • the hydrogen heat accumulator 10 can switch between absorbing heat (heat storage) from hydrogen supplied from the water electrolysis device 7 via the hydrogen pressure regulator 12, and releasing heat (heating) to hydrogen supplied from the hydrogen storage tank 8. Specifically, during heat storage, the hydrogen heat accumulator 10 absorbs heat from hydrogen supplied from the water electrolysis device 7 via the fourth line L4 and the second line L2, and supplies the heat-absorbed hydrogen to the hydrogen storage tank 8 via the first line L1. During heating, the hydrogen heat accumulator 10 releases the heat absorbed by hydrogen supplied from the hydrogen storage tank 8 via the first line L1, and supplies the heat-dissipated hydrogen to the fuel cell 1 via the second line L2 and the third line L3.
  • the hydrogen heat accumulator 10 is, for example, a regenerative heat exchanger, and includes a solid heat accumulator (matrix).
  • the solid heat accumulator absorbs heat upon contact with high-temperature hydrogen supplied from the water electrolysis device 7 via the hydrogen pressure regulator 12, and releases the absorbed heat upon contact with low-temperature hydrogen supplied from the hydrogen storage tank 8.
  • the hydrogen pressure regulator 12 is a device that functions as both a compressor and an expander.
  • the hydrogen pressure regulator 12 can switch between pressurizing hydrogen supplied from the water electrolysis device 7 and depressurizing hydrogen supplied from the hydrogen storage tank 8. Specifically, during hydrogen pressurization, the hydrogen pressure regulator 12 compresses hydrogen supplied from the water electrolysis device 7 via the fourth line L4 and supplies the compressed hydrogen to the hydrogen storage tank 8 via the second line L2 and the first line L1.
  • the temperature of the hydrogen supplied from the water electrolysis device 7 increases as the hydrogen pressure regulator 12 compresses it, but decreases as it passes through the hydrogen heat accumulator 10. In other words, the hydrogen heat accumulator 10 absorbs and stores heat from the hydrogen that has been compressed and heated by the hydrogen pressure regulator 12.
  • the hydrogen pressure regulator 12 expands hydrogen supplied from the hydrogen storage tank 8 via the first line L1 and the second line L2 and supplies the expanded hydrogen to the fuel cell 1 via the third line L3.
  • the oxygen storage tank 9 is connected to the oxygen heat accumulator 11 via the fifth line L5.
  • the oxygen heat accumulator 11 is connected to the oxygen pressure regulator 13 via the sixth line L6.
  • the oxygen pressure regulator 13 is connected to the fuel cell 1 via the seventh line L7.
  • the oxygen pressure regulator 13 is connected to the water electrolysis device 7 via the eighth line L8.
  • the fifth to eighth lines L5-L8 are oxygen flow paths.
  • the fifth line L5 switches between the direction from the oxygen storage tank 9 to the oxygen heat accumulator 11 and the direction from the oxygen heat accumulator 11 to the oxygen storage tank 9.
  • the sixth line L6 switches between the direction from the oxygen heat accumulator 11 to the oxygen pressure regulator 13 and the direction from the oxygen pressure regulator 13 to the oxygen heat accumulator 11.
  • the seventh line L7 switches between the direction from the oxygen pressure regulator 13 to the fuel cell 1.
  • the eighth line L8 switches between the direction from the water electrolysis device 7 to the oxygen pressure regulator 13.
  • the oxygen storage tank 9 stores oxygen in a compressed state. That is, the oxygen storage tank 9 stores oxygen at a relatively high pressure. For example, the pressure of the oxygen stored in the oxygen storage tank 9 is 1 MPa or higher.
  • the oxygen storage tank 9 can switch between taking in oxygen from the outside and releasing the stored oxygen.
  • the oxygen storage tank 9 is equipped with a valve that switches between taking in and releasing oxygen.
  • the oxygen storage tank 9 takes in oxygen from the water electrolysis device 7 via the eighth line L8, the sixth line L6, and the fifth line L5, or releases oxygen to the fuel cell 1 via the fifth line L5, the sixth line L6, and the seventh line L7.
  • the oxygen heat accumulator 11 can switch between absorbing heat (heat storage) from oxygen supplied from the water electrolysis device 7 via the oxygen pressure regulator 13, and releasing heat (heating) to oxygen supplied from the oxygen storage tank 9. Specifically, in the heat storage mode, the oxygen heat accumulator 11 absorbs heat from oxygen supplied from the water electrolysis device 7 via the eighth line L8 and the sixth line L6, and supplies the heat-absorbed oxygen to the oxygen storage tank 9 via the fifth line L5. In the heating mode, the oxygen heat accumulator 11 releases the heat absorbed into oxygen supplied from the oxygen storage tank 9 via the fifth line L5, and supplies the heat-dissipated oxygen to the fuel cell 1 via the sixth line L6 and the seventh line L7.
  • the oxygen heat storage device 11 is, for example, a regenerative heat exchanger, and includes a solid heat storage material (matrix).
  • the solid heat storage material absorbs heat upon contact with high-temperature oxygen supplied from the water electrolysis device 7 via the oxygen pressure regulator 13, and releases the absorbed heat upon contact with low-temperature oxygen supplied from the oxygen storage tank 9.
  • the oxygen pressure regulator 13 is a device that functions as both a compressor and an expander.
  • the oxygen pressure regulator 13 can switch between pressurizing the oxygen supplied from the water electrolysis device 7 and decompressing the oxygen supplied from the oxygen storage tank 9. Specifically, during oxygen pressurization, the oxygen pressure regulator 13 compresses the oxygen supplied from the water electrolysis device 7 via the eighth line L8 and supplies the compressed oxygen to the oxygen storage tank 9 via the sixth line L6 and the fifth line L5.
  • the temperature of the oxygen supplied from the water electrolysis device 7 increases as the oxygen pressure regulator 13 compresses it, but decreases as it passes through the oxygen heat accumulator 11. In other words, the oxygen heat accumulator 11 absorbs and stores heat from the hydrogen that is compressed and heated by the oxygen pressure regulator 13.
  • the oxygen pressure regulator 13 expands the oxygen supplied from the oxygen storage tank 9 via the fifth line L5 and the sixth line L6 and supplies the expanded oxygen to the fuel cell 1 via the seventh line L7.
  • the fuel cell 1 generates electricity from hydrogen and oxygen. Specifically, the fuel cell 1 chemically reacts hydrogen supplied from the hydrogen pressure regulator 12 via the third line L3 with oxygen supplied from the oxygen pressure regulator 13 via the seventh line L7. This allows the fuel cell 1 to generate electricity and water vapor.
  • the equivalence ratio of the hydrogen and oxygen supplied to the fuel cell 1 is 1.
  • the pressure of the hydrogen and oxygen supplied to the fuel cell 1 is, for example, 1.1 atm, and the temperature of the hydrogen and oxygen is, for example, 700°C or higher and 800°C or lower.
  • the fuel cell 1 is, for example, a solid oxide fuel cell (SOFC: Solid Oxide Fuel Cell). Note that the fuel cell 1 may also be, for example, a polymer electrolyte fuel cell (PEFC: Polymer Electrolyte Fuel Cell), a phosphoric acid fuel cell (PAFC: Phosphoric Acid Fuel Cell), or a molten carbonate fuel cell (MCFC: Molten Carbonate Fuel Cell).
  • PEFC Polymer Electrolyte Fuel Cell
  • PAFC Phosphoric Acid Fuel Cell
  • MCFC Molten Carbonate Fuel Cell
  • the fuel cell 1 is connected to the combustor 2 via the ninth line L9 and the tenth line L10.
  • the ninth line L9 is a flow path for unreacted hydrogen, but the water vapor generated also flows through this flow path.
  • the tenth line L10 is a flow path for unreacted oxygen.
  • Unreacted hydrogen is hydrogen supplied to the fuel cell 1 that has not been reacted by the fuel cell 1.
  • Unreacted oxygen is oxygen supplied to the fuel cell 1 that has not been reacted by the fuel cell 1. Water vapor is generated by the fuel cell 1 and is extracted along with the unreacted hydrogen.
  • the fuel cell 1 supplies unreacted hydrogen to the combustor 2 via the ninth line L9. At this time, water vapor is also supplied to the combustor 2 via the ninth line L9. The fuel cell 1 supplies unreacted oxygen to the combustor 2 via the tenth line L10.
  • the pressure of the hydrogen and oxygen supplied to the combustor 2 is, for example, 1.1 atm, and the temperature of the hydrogen and oxygen is, for example, 700°C or higher and 800°C or lower.
  • the combustor 2 burns unreacted hydrogen and oxygen supplied from the fuel cell 1 to generate steam internally.
  • the combustor 2 generates steam from the hydrogen and oxygen combusted internally, and is therefore different from a boiler.
  • a boiler does not burn steam itself, but rather burns fuel and uses the combusted fuel as a heat source to impart energy to water, converting it into steam.
  • the combustor 2 unlike a boiler, heats the steam by burning hydrogen and oxygen within the steam.
  • the combustor 2 and the steam turbine 3 are collectively referred to as an internal combustion steam turbine (internal combustion steam turbine), or, for example, an Oxy-Fuel, a type of internal combustion engine.
  • the combustor 2 combusts unreacted hydrogen supplied from the fuel cell 1 via the ninth line L9 and unreacted oxygen supplied from the fuel cell 1 via the tenth line L10. As a result, the combustor 2 generates high-temperature steam.
  • the pressure of the steam generated by the combustor 2 is, for example, 1 atm, and the temperature of the steam is, for example, 2000°C.
  • the combustor 2 is connected to the cooler 5 via the 11th line L11.
  • the combustor 2 supplies steam to the cooler 5 via the 11th line L11.
  • the cooler 5 injects water into the steam supplied from the combustor 2 via the 11th line L11 to cool the steam.
  • the cooler 5 is connected to the water tank 15 via the 12th line L12.
  • the water tank 15 stores water at room temperature and normal pressure.
  • a pump 16a is arranged on the 12th line L12, and the pump 16a supplies water from the water tank 15 to the cooler 5 via the 12th line L12.
  • the cooler 5 is connected to the steam turbine 3 via the thirteenth line L13.
  • the cooler 5 supplies cooled steam to the steam turbine 3 via the thirteenth line L13.
  • the pressure of the steam supplied to the steam turbine 3 is, for example, 1 atm, and the temperature of the steam is, for example, 1000°C.
  • the steam turbine 3 operates using steam supplied from the cooler 5 via the thirteenth line L13.
  • the steam turbine 3 has a turbine that is rotated by the steam from the cooler 5.
  • the steam turbine 3 outputs rotational force as power.
  • the generator 4 is driven by the steam turbine 3 and generates electricity. In other words, the generator 4 converts the rotational force of the steam turbine 3 into electricity.
  • the steam turbine 3 is connected to the condenser 6 via the 14th line L14.
  • the steam discharged from the steam turbine 3 is supplied to the condenser 6 via the 14th line L14.
  • the pressure of the steam supplied to the condenser 6 is, for example, 0.05 atm, and the temperature of the steam is, for example, 580°C.
  • the condenser 6 converts the steam supplied from the steam turbine 3 via the 14th line L14 into water.
  • the condenser 6 has a casing 60 and a refrigerant circuit 61.
  • the refrigerant circuit 61 is a closed circuit formed by piping connections between a cooling tower 62 and a pump 63.
  • the refrigerant circuit 61 circulates a refrigerant, such as water. A portion of the refrigerant circuit 61 is located within the casing 60.
  • the condenser 6 is connected to the water tank 15 via the 15th line L15. Water discharged from the condenser 6 is supplied to the water tank 15 via the 15th line L15.
  • a pump 16b is arranged on the 15th line L15, and the pump 16b supplies water from the condenser 6 to the water tank 15 via the 15th line L15.
  • the water tank 15 is connected to the water electrolysis device 7 via a 16th line L16.
  • a pump 16c is arranged on the 16th line L16, and the pump 16c supplies water from the water tank 15 to the water electrolysis device 7 via the 16th line L16.
  • the water electrolysis device 7 electrolyzes water supplied from the water tank 15 via the sixteenth line L16 to produce hydrogen and oxygen.
  • the water electrolysis device 7 may be an alkaline water electrolysis device, a polymer electrolyte membrane (PEM) water electrolysis device, or an anion exchange membrane (AEM) water electrolysis device.
  • the water electrolysis device 7 is powered by electricity. Water is supplied to the water electrolysis device 7.
  • the water electrolysis device 7 electrolyzes the water in the electrolysis cell by applying a voltage between a pair of electrodes installed in the electrolysis cell.
  • the water electrolysis device 7 produces hydrogen and oxygen.
  • the hydrogen produced by the water electrolysis device 7 is supplied to the hydrogen storage tank 8 via the fourth line L4, the second line L2, and the first line L1.
  • the oxygen produced by the water electrolysis device 7 is supplied to the oxygen storage tank 9 via the eighth line L8, the sixth line L6, and the fifth line L5.
  • the control device 20 operates the water electrolysis device 7 to store hydrogen in the hydrogen storage tank 8 and oxygen in the oxygen storage tank 9. This operating mode is referred to as the "first operating mode.” Meanwhile, the control device 20 supplies hydrogen from the hydrogen storage tank 8 and oxygen from the oxygen storage tank 9 to the fuel cell 1 to generate electricity. The control device 20 also supplies steam from the combustor 2 to the steam turbine 3 to operate the steam turbine 3. The steam turbine 3 drives the generator 4 to generate electricity. This operating mode is referred to as the "second operating mode.” The control device 20 switches between the first operating mode and the second operating mode. For example, the control device 20 switches between the first operating mode and the second operating mode depending on the power supply status from the power supply source.
  • the power supply source is at least one of an electric power company and a renewable energy power generation facility.
  • Renewable energy power generation facilities generate electricity using renewable energy such as solar, wind, or geothermal energy.
  • the power generation system 100 supplies power from the power supply source to devices included in the power generation system 100, such as the water electrolysis device 7. When the fuel cell 1 and the generator 4 generate power, the power generation system 100 supplies the generated power to the electric power company.
  • the power generation system 100 supplies power from the power company (i.e., purchasing power) and supplies power to the power company (i.e., selling power). Furthermore, when the fuel cell 1 and generator 4 generate power, the power generation system 100 may also supply the generated power to a specified device in the power generation system 100.
  • FIG. 2 is a block diagram showing the hardware configuration of the control device 20.
  • the control device 20 has a processor 21, a storage device 22, and a memory 23.
  • the processor 21 controls the entire control device 20.
  • the processor 21 performs various types of arithmetic processing.
  • the processor 21 is a processor such as a CPU (Central Processing Unit).
  • the processor 21 may also be an MCU (Micro Controller Unit), MPU (Micro Processor Unit), FPGA (Field Programmable Gate Array), PLC (Programmable Logic Controller), system LSI, etc.
  • the memory 22 stores programs executed by the processor 21 and various data.
  • the memory 22 stores a control program.
  • the memory 22 is a non-volatile memory, HDD (Hard Disc Drive), SSD (Solid State Drive), etc.
  • the memory 23 temporarily stores data, etc.
  • the memory 23 is a volatile memory.
  • FIG. 3 is a functional block diagram showing the configuration of the control system of the processor 21 of the control device 20.
  • the processor 21 realizes various functions by reading a control program from the storage device 22 into memory and expanding it. Specifically, the processor 21 functions as a determiner 24 that determines whether to switch between the first and second operating modes, and a switcher 25 that switches between the first and second operating modes.
  • the determiner 24 determines whether a switching condition is met.
  • the switching condition is a condition for switching between the first operating mode and the second operating mode.
  • the switching condition is a condition for switching from the first operating mode to the second operating mode.
  • the switching condition may also be a condition for switching from the second operating mode to the first operating mode.
  • the switching condition may be related to the supply status of electricity from the power supply source.
  • the switching condition may be set based on the electricity rate of the power company.
  • the switching condition may be that the electricity rate is equal to or greater than a predetermined first base rate.
  • power companies may have a pricing system in which electricity rates fluctuate.
  • electricity rates may fluctuate in line with the market price at the Japan Electric Power Exchange.
  • the electricity rate reflects the supply status of electricity from the power supply source. When the power supply is relatively high, the electricity rate is low, and when the power supply is relatively low, the electricity rate is high.
  • the determiner 24 determines whether to switch between the first operating mode and the second operating mode in accordance with the fluctuating electricity rate.
  • the determiner 24 may determine that the condition for switching to the first operating mode is met when the electricity rate is equal to or less than a predetermined second base rate, and that the condition for switching to the second operating mode is met when the electricity rate is equal to or greater than a predetermined third base rate that is higher than the second base rate.
  • the switching condition may be set based on the amount of power generated by the renewable energy power generation facility.
  • the switching condition may be that the amount of power generated is equal to or less than a predetermined first reference amount of power. For example, the amount of power generated by solar power generation is relatively high during the day in good weather. On the other hand, the amount of power generated by solar power generation is relatively low during bad weather or at night. In other words, the amount of power generated by the renewable energy power generation facility reflects the power supply status of the power supply source.
  • the determiner 24 determines whether to switch between the first operating mode and the second operating mode depending on the amount of power generated.
  • the switch 25 switches between the first operating mode and the second operating mode depending on the result of the switching condition determination. If the condition for switching to the second operating mode is not met, the switch 25 executes the first operating mode. If the condition for switching to the second operating mode is met, the switch 25 executes the second operating mode. In other words, when the condition for switching to the second mode transitions from not met to met, the switch 25 switches from the first operating mode to the second operating mode. When the condition for switching to the second mode transitions from met to not met, the switch 25 switches from the second operating mode to the first operating mode.
  • Figure 4 is a schematic diagram showing the line flow in the first operating mode of the power generation system 100.
  • lines through which hydrogen, oxygen, or water flows are represented by thick arrows.
  • the switch 25 operates the water electrolysis device 7 to store hydrogen in the hydrogen storage tank 8 and oxygen in the oxygen storage tank 9.
  • the switch 25 operates the pump 16c, which then supplies water from the water tank 15 to the water electrolysis device 7 via the sixteenth line L16.
  • the switch 25 operates the water electrolysis device 7, which then electrolyzes the supplied water to generate hydrogen and oxygen, supplies the generated hydrogen to the hydrogen pressure regulator 12 via the fourth line L4, and supplies the generated oxygen to the oxygen pressure regulator 13 via the eighth line L8.
  • the hydrogen pressure regulator 12 compresses the supplied hydrogen and supplies it to the hydrogen heat accumulator 10 via the second line L2.
  • the oxygen pressure regulator 13 compresses the supplied oxygen and supplies it to the oxygen heat accumulator 11 via the sixth line L6.
  • the hydrogen heat accumulator 10 absorbs heat from the supplied hydrogen and stores it, then supplies the absorbed hydrogen to the hydrogen storage tank 8 via the first line L1.
  • the oxygen heat accumulator 11 absorbs heat from the supplied oxygen and stores it, then supplies the absorbed oxygen to the oxygen storage tank 9 via the fifth line L5.
  • the hydrogen storage tank 8 takes in and stores the supplied hydrogen.
  • the oxygen storage tank 9 takes in and stores the supplied oxygen.
  • FIG. 5 is a schematic diagram showing the line flow in the second operating mode of the power generation system 100.
  • lines through which hydrogen, oxygen, steam, or water flows are indicated by thick arrows.
  • the switch 25 operates the fuel cell 1 to cause the fuel cell 1 to generate electricity.
  • the switch 25 operates the combustor 2 to generate steam in the combustor 2, and further operates the steam turbine 3 with the generated steam to cause the generator 4 to generate electricity.
  • the hydrogen storage tank 8 releases the stored hydrogen and supplies it to the hydrogen heat accumulator 10 via the first line L1.
  • the switch 25 switches the oxygen storage tank 9 to a hydrogen release state, the oxygen storage tank 9 releases the stored oxygen and supplies it to the oxygen heat accumulator 11 via the fifth line L5.
  • the hydrogen heat accumulator 10 releases stored heat to heat the supplied hydrogen, and supplies the heated hydrogen to the hydrogen pressure regulator 12 via the second line L2.
  • the oxygen heat accumulator 11 releases stored heat to heat the supplied oxygen, and supplies the heated oxygen to the oxygen pressure regulator 13 via the sixth line L6.
  • the hydrogen pressure regulator 12 expands the supplied hydrogen and supplies it to the fuel cell 1 via the third line L3.
  • the oxygen pressure regulator 13 expands the supplied oxygen and supplies it to the fuel cell 1 via the seventh line L7.
  • Fuel cell 1 generates electricity from the supplied hydrogen and oxygen. Fuel cell 1 supplies unreacted hydrogen to combustor 2 via ninth line L9. Fuel cell 1 supplies unreacted oxygen to combustor 2 via tenth line L10.
  • the switch 25 When the switch 25 operates the combustor 2, the combustor 2 burns the supplied unreacted hydrogen and oxygen to generate water vapor inside.
  • the combustor 2 supplies the water vapor to the cooler 5 via the 11th line L11.
  • the cooler 5 injects water into the supplied steam to cool the steam.
  • the pump 16a supplies water from the water tank 15 to the cooler 5 via the 12th line L12.
  • the cooler 5 supplies the cooled steam to the steam turbine 3 via the 13th line L13.
  • the steam turbine 3 operates using the supplied steam to drive the generator 4.
  • the generator 4 is driven by the steam turbine 3 to generate electricity.
  • the steam turbine 3 discharges steam and supplies it to the condenser 6 via the 14th line L14.
  • the condenser 6 changes the state of the supplied water vapor to water. Specifically, when the switch 25 operates the pump 63, the pump 63 circulates the refrigerant within the refrigerant circuit 61, and the refrigerant cools the supplied water vapor.
  • the condenser 6 discharges water and supplies it to the water tank 15 via the 15th line L15.
  • the switch 25 operates the pump 16b, which then supplies water from the condenser 6 to the water tank 15 via the 15th line L15.
  • the water tank 15 stores the water discharged from the condenser 6.
  • the power generation system 100 described above burns unreacted hydrogen and oxygen supplied from the fuel cell 1 to generate steam internally, which is then used to operate the steam turbine 3 and drive the generator 4, thereby improving power generation efficiency.
  • the temperature of the steam when supplied to the steam turbine will be roughly the same as the temperature of the hydrogen and oxygen when supplied to the fuel cell.
  • the combustor 2 burns unreacted hydrogen and oxygen supplied from the fuel cell 1 to generate steam internally, thereby increasing the temperature of the steam when supplied to the steam turbine 3. This increases the difference between the temperature of the steam at the inlet and outlet of the steam turbine 3, improving thermal efficiency. Consequently, power generation efficiency can be improved.
  • the cooler 5 cools the steam from the combustor 2, allowing the temperature of the steam supplied to the steam turbine 3 to match the heat resistance temperature of the steam turbine 3.
  • the cooler 5 injects water into the steam from the combustor 2, thereby increasing the flow rate of steam supplied to the steam turbine 3 and increasing the output of the steam turbine 3.
  • the power generation system 100 also includes a condenser 6 and a water electrolysis device 7, and the fuel cell 1 generates electricity from the hydrogen and oxygen produced by the water electrolysis device 7, so that the steam discharged from the steam turbine 3 can be reused for the operation of the steam turbine 3.
  • the power generation system 100 further includes a hydrogen storage tank 8 and a hydrogen heat accumulator 10, so the heat absorbed from the hydrogen before it is stored in the hydrogen storage tank 8 can be used to heat the hydrogen before it is supplied to the fuel cell 1.
  • the power generation system 100 further includes an oxygen storage tank 9 and an oxygen heat accumulator 11, so the heat absorbed from the oxygen before it is stored in the oxygen storage tank 9 can be used to heat the oxygen before it is supplied to the fuel cell 1.
  • ⁇ Variation 1>> 6 is a schematic diagram showing a power generation system 100A according to Modification 1.
  • the power generation system 100A according to Modification 1 differs from the power generation system 100 according to the embodiment mainly in that it includes a high-pressure steam turbine 32.
  • the following description will focus on the configuration of the power generation system 100A according to Modification 1 that differs from the power generation system 100 according to the embodiment.
  • the same reference numerals as those in the power generation system 100 according to the embodiment represent the same configuration as in the power generation system 100 according to the embodiment, and therefore description thereof will be omitted.
  • Figure 6 the fuel cell 1, water electrolysis device 7, hydrogen storage tank 8, oxygen storage tank 9, hydrogen heat accumulator 10, oxygen heat accumulator 11, hydrogen pressure regulator 12, oxygen pressure regulator 13, and first to eighth lines L1 to L8 shown in Figure 1 are omitted.
  • Figure 6 shows the line flow in the second operating mode of the power generation system 100A, and in the figure, lines through which hydrogen, oxygen, water vapor, or water flows are represented by thick arrows.
  • the high-pressure steam circuit 40 is represented by a dotted line.
  • the steam turbine 3 is a low-pressure steam turbine 31.
  • the power generation system 100A further includes a high-pressure steam circuit 40 through which water or steam circulates, and a high-pressure steam turbine 32 connected to the high-pressure steam circuit 40 and supplied with steam from the high-pressure steam circuit 40 that is at a higher pressure than the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31.
  • the high-pressure steam turbine 32 operates using the steam supplied from the high-pressure steam circuit 40 to drive the generator 4.
  • the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat through heat exchange from the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 downstream of the low-pressure steam turbine 31.
  • the high-pressure steam turbine 32 is arranged coaxially with the low-pressure steam turbine 31 and is connected to the generator 4.
  • the generator 4 is driven by the high-pressure steam turbine 32 to generate electricity.
  • the generator 4 is also driven by the low-pressure steam turbine 31 to generate electricity, as described in the embodiment.
  • the power generation system 100A further includes a condenser 41, a pump 42, and a heat exchanger 43 connected to the high-pressure steam circuit 40.
  • the high-pressure steam circuit 40 is a closed circuit in which the high-pressure steam turbine 32, the condenser 41, the pump 42, and the heat exchanger 43 are connected in sequence by piping.
  • the heat exchanger 43 intersects with the fourteenth line L14.
  • the heat exchanger 43 exchanges heat between the water circulating through the high-pressure steam circuit 40 and the steam circulating through the fourteenth line L14.
  • the heat exchanger 43 includes, for example, an economizer that heats the water circulating through the high-pressure steam circuit 40 in its liquid phase, an evaporator that boils the water heated by the economizer, and a superheater that superheats the steam vaporized by the evaporator.
  • the pump 42 supplies water to the heat exchanger 43.
  • the water supplied to the heat exchanger 43 changes state to steam due to the heat of the steam circulating through the 14th line L14.
  • the steam superheated by the heat exchanger 43 is supplied to the high-pressure steam turbine 32.
  • the pressure of the steam circulating through the 14th line L14 upstream of the heat exchanger 43 is, for example, 0.1 atm, and the temperature of the steam is, for example, 650°C.
  • the pressure of the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 downstream of the heat exchanger 43 is, for example, 200 atm, and the temperature of the steam is, for example, 550°C.
  • the pressure of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 is, for example, 1 atm, and therefore the pressure of the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 is higher than the pressure of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31.
  • the condenser 41 changes the state of the steam discharged from the high-pressure steam turbine 32 to water.
  • the condenser 41 has a casing 410 and a refrigerant circuit 411.
  • the refrigerant circuit 411 is a closed circuit formed by piping connections between a cooling tower 412 and a pump 413.
  • the refrigerant circuit 411 circulates a refrigerant.
  • the refrigerant is, for example, water.
  • a portion of the refrigerant circuit 411 is located within the casing 410.
  • Steam from the high-pressure steam turbine 32 is supplied into the casing 410.
  • the refrigerant cooled by the cooling tower 412 is sent to part of the refrigerant circuit 411 by the pump 413, and comes into thermal contact with the steam inside the casing 410.
  • the steam is cooled by the refrigerant and returns to water.
  • the pressure of the water is, for example, 0.05 atm, and the temperature of the water is, for example, 32°C.
  • the water discharged from the condenser 41 is supplied to the heat exchanger 43 by the pump 42.
  • the power generation system 100A of variant 1 further includes a high-pressure steam circuit 40 and a high-pressure steam turbine 32, and the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat through heat exchange from the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 downstream of the low-pressure steam turbine 31. This allows the heat of the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 to be used to heat the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This improves thermal efficiency and power generation efficiency.
  • ⁇ Variation 2>> 7 is a schematic diagram showing a power generation system 100B according to Modification 2.
  • the power generation system 100B according to Modification 2 differs from the power generation system 100 according to the embodiment mainly in that it includes a high-pressure steam turbine 32.
  • the following description will focus on the configuration of the power generation system 100B according to Modification 2 that differs from the power generation system 100 according to the embodiment.
  • the same reference numerals as those in the power generation system 100 according to the embodiment represent the same configuration as in the power generation system 100 according to the embodiment, and therefore description thereof will be omitted.
  • Figure 7 shows the fuel cell 1, water electrolysis device 7, hydrogen storage tank 8, oxygen storage tank 9, hydrogen heat accumulator 10, oxygen heat accumulator 11, hydrogen pressure regulator 12, oxygen pressure regulator 13, and first to eighth lines L1 to L8 shown in Figure 1 are omitted.
  • Figure 7 shows the line flow in the second operating mode of the power generation system 100B, and in the figure, lines through which hydrogen, oxygen, water vapor, or water flows are represented by thick arrows.
  • the high-pressure steam circuit 40 is represented by a dotted line.
  • the steam turbine 3 is a low-pressure steam turbine 31.
  • the power generation system 100B further includes a high-pressure steam circuit 40 through which water or steam circulates, and a high-pressure steam turbine 32 connected to the high-pressure steam circuit 40 and supplied with steam from the high-pressure steam circuit 40 that is at a higher pressure than the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31.
  • the high-pressure steam turbine 32 operates using the steam supplied from the high-pressure steam circuit 40 to drive the generator 4.
  • the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat through heat exchange from the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 upstream of the low-pressure steam turbine 31.
  • the high-pressure steam turbine 32 is arranged coaxially with the low-pressure steam turbine 31 and is connected to the generator 4.
  • the generator 4 is driven by the high-pressure steam turbine 32 to generate electricity.
  • the generator 4 is also driven by the low-pressure steam turbine 31 to generate electricity, as described in the embodiment.
  • the power generation system 100B further includes a condenser 41, a pump 42, and a heat exchanger 43 connected to the high-pressure steam circuit 40.
  • the high-pressure steam circuit 40 is a closed circuit in which the high-pressure steam turbine 32, the condenser 41, the pump 42, and the heat exchanger 43 are connected in sequence by piping.
  • the heat exchanger 43 is disposed between the eleventh line L11 and the thirteenth line L13. In other words, the heat exchanger 43 replaces the cooler 5 of the power generation system 100 of the embodiment.
  • the heat exchanger 43 exchanges heat between the water circulating through the high-pressure steam circuit 40 and the steam circulating through the eleventh line L11.
  • the heat exchanger 43 includes, for example, an economizer that heats the water circulating through the high-pressure steam circuit 40 in its liquid phase, an evaporator that boils the water heated by the economizer, and a superheater that superheats the steam vaporized by the evaporator.
  • the pump 42 supplies water to the heat exchanger 43.
  • the water supplied to the heat exchanger 43 changes state to steam due to the heat of the steam circulating through the 11th line L11.
  • the steam superheated by the heat exchanger 43 is supplied to the high-pressure steam turbine 32.
  • the pressure of the steam circulating through the 11th line L11 upstream of the heat exchanger 43 is, for example, 1 atm, and the temperature of the steam is, for example, 2000°C.
  • the pressure of the steam circulating through the 13th line L13 downstream of the heat exchanger 43 is, for example, 0.95 atm, and the temperature of the steam is, for example, 1000°C.
  • the pressure of the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 downstream of the heat exchanger 43 is, for example, 200 atm, and the temperature of the steam is, for example, 550°C.
  • the pressure of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 is, for example, 0.95 atm, and therefore the pressure of the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 is higher than the pressure of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31.
  • the condenser 41 changes the state of the steam discharged from the high-pressure steam turbine 32 to water.
  • the condenser 41 has a casing 410 and a refrigerant circuit 411.
  • the refrigerant circuit 411 is a closed circuit formed by piping connections between a cooling tower 412 and a pump 413.
  • the refrigerant circuit 411 circulates a refrigerant.
  • the refrigerant is, for example, water.
  • a portion of the refrigerant circuit 411 is located within the casing 410.
  • Steam from the high-pressure steam turbine 32 is supplied into the casing 410.
  • the refrigerant cooled by the cooling tower 412 is sent to part of the refrigerant circuit 411 by the pump 413, and comes into thermal contact with the steam inside the casing 410.
  • the steam is cooled by the refrigerant and returns to water.
  • the pressure of the water is, for example, 0.05 atm, and the temperature of the water is, for example, 32°C.
  • the water discharged from the condenser 41 is supplied to the heat exchanger 43 by the pump 42.
  • the power generation system 100B of variant 2 further includes a high-pressure steam circuit 40 and a high-pressure steam turbine 32, and the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat through heat exchange from the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 upstream of the low-pressure steam turbine 31. This allows the heat of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 to be used to heat the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This improves thermal efficiency and power generation efficiency.
  • the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 can be cooled by the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This allows the temperature of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 to correspond to the heat resistance temperature of the low-pressure steam turbine 31.
  • FIG. 8 is a schematic diagram showing a power generation system 100C according to Modification 3.
  • the power generation system 100C according to Modification 3 differs from the power generation system 100 according to the embodiment mainly in that the power generation system 100C according to Modification 3 does not require the presence or absence of a fuel cell 1 and in that the power generation system 100C according to Modification 3 includes a high-pressure steam turbine 32.
  • the following description will focus on the configuration of the power generation system 100C according to Modification 3 that differs from the power generation system 100 according to the embodiment.
  • the power generation system 100C comprises a combustor 2 that burns hydrogen and oxygen to generate steam therein, a low-pressure steam turbine 31 that operates using the steam supplied from the combustor 2 to drive the generator 4, a high-pressure steam circuit 40 through which water or steam circulates, and a high-pressure steam turbine 32 that is connected to the high-pressure steam circuit 40 and receives steam from the high-pressure steam circuit 40 that is higher in pressure than the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31, and operates using the steam supplied from the high-pressure steam circuit 40 to drive the generator 4.
  • the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat through heat exchange with the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 downstream of the low-pressure steam turbine 31.
  • the low-pressure steam turbine 31 corresponds to the steam turbine 3 in the power generation system 100 of the embodiment.
  • the power generation system 100C does not include the fuel cell 1 of the power generation system 100 of the embodiment.
  • the power generation system 100C may include the fuel cell 1, regardless of whether or not the fuel cell 1 is included.
  • the power generation system 100C does not include the fuel cell 1, water electrolysis device 7, hydrogen heat accumulator 10, oxygen heat accumulator 11, hydrogen pressure regulator 12, and oxygen pressure regulator 13 of the power generation system 100 of the embodiment, but may include at least one of these devices.
  • the combustor 2 is connected to the hydrogen storage tank 8 via a ninth line L9.
  • the combustor 2 is supplied with hydrogen from the hydrogen storage tank 8.
  • the combustor 2 is connected to the oxygen storage tank 9 via a tenth line L10.
  • the combustor 2 is supplied with oxygen from the oxygen storage tank 9.
  • the high-pressure steam turbine 32 is arranged coaxially with the low-pressure steam turbine 31 and is connected to the generator 4.
  • the generator 4 is driven by the high-pressure steam turbine 32 to generate electricity. Note that the generator 4 is also driven by the low-pressure steam turbine 31 to generate electricity, as described in the embodiment.
  • the power generation system 100C further includes a condenser 41, a pump 42, and a heat exchanger 43 connected to the high-pressure steam circuit 40.
  • the high-pressure steam circuit 40 is a closed circuit in which the high-pressure steam turbine 32, the condenser 41, the pump 42, and the heat exchanger 43 are connected in sequence by piping.
  • the heat exchanger 43 intersects with the fourteenth line L14.
  • the heat exchanger 43 exchanges heat between the water circulating through the high-pressure steam circuit 40 and the steam circulating through the fourteenth line L14.
  • the heat exchanger 43 includes, for example, an economizer that heats the water circulating through the high-pressure steam circuit 40 in its liquid phase, an evaporator that boils the water heated by the economizer, and a superheater that superheats the steam vaporized by the evaporator.
  • the pump 42 supplies water to the heat exchanger 43.
  • the water supplied to the heat exchanger 43 changes state to steam due to the heat of the steam circulating through the 14th line L14.
  • the steam superheated by the heat exchanger 43 is supplied to the high-pressure steam turbine 32.
  • the pressure of the steam circulating through the 14th line L14 upstream of the heat exchanger 43 is, for example, 0.1 atm, and the temperature of the steam is, for example, 650°C.
  • the pressure of the steam circulating through the 13th line L13 downstream of the heat exchanger 43 is, for example, 0.95 atm, and the temperature of the steam is, for example, 1000°C.
  • the pressure of the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 downstream of the heat exchanger 43 is, for example, 200 atm, and the temperature of the steam is, for example, 550°C.
  • the pressure of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 is, for example, 1 atm, and therefore the pressure of the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 is higher than the pressure of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31.
  • the condenser 41 changes the state of the steam discharged from the high-pressure steam turbine 32 to water.
  • the condenser 41 has a casing 410 and a refrigerant circuit 411.
  • the refrigerant circuit 411 is a closed circuit formed by piping connections between a cooling tower 412 and a pump 413.
  • the refrigerant circuit 411 circulates a refrigerant.
  • the refrigerant is, for example, water.
  • a portion of the refrigerant circuit 411 is located within the casing 410.
  • Steam from the high-pressure steam turbine 32 is supplied into the casing 410.
  • the refrigerant cooled by the cooling tower 412 is sent to part of the refrigerant circuit 411 by the pump 413, and comes into thermal contact with the steam inside the casing 410.
  • the steam is cooled by the refrigerant and returns to water.
  • the pressure of the water is, for example, 0.05 atm, and the temperature of the water is, for example, 32°C.
  • the water discharged from the condenser 41 is supplied to the heat exchanger 43 by the pump 42.
  • the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat through heat exchange from the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 downstream of the low-pressure steam turbine 31, so the heat of the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 can be used to heat the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This improves thermal efficiency and power generation efficiency.
  • FIG. 9 is a schematic diagram showing a power generation system 100D according to Modification 4.
  • the power generation system 100D according to Modification 4 differs from the power generation system 100 according to the embodiment mainly in that the power generation system 100D according to Modification 4 does not require the presence or absence of a fuel cell 1 and in that the power generation system 100D according to Modification 4 includes a high-pressure steam turbine 32.
  • the following description will focus on the configuration of the power generation system 100D according to Modification 4 that differs from the power generation system 100 according to the embodiment.
  • the power generation system 100D includes a combustor 2 that burns hydrogen and oxygen to generate steam therein, a low-pressure steam turbine 31 that operates using the steam supplied from the combustor 2 to drive the generator 4, a high-pressure steam circuit 40 through which water or steam circulates, and a high-pressure steam turbine 32 that is connected to the high-pressure steam circuit 40 and receives steam from the high-pressure steam circuit 40 that is higher in pressure than the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31, and operates using the steam supplied from the high-pressure steam circuit 40 to drive the generator 4.
  • the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat from the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 via heat exchange upstream of the low-pressure steam turbine 31.
  • the low-pressure steam turbine 31 corresponds to the steam turbine 3 in the power generation system 100 of the embodiment.
  • the power generation system 100D does not include the fuel cell 1 of the power generation system 100 of the embodiment.
  • the power generation system 100D may include the fuel cell 1, regardless of whether or not the fuel cell 1 is included.
  • the power generation system 100D does not include the fuel cell 1, water electrolysis device 7, hydrogen heat accumulator 10, oxygen heat accumulator 11, hydrogen pressure regulator 12, and oxygen pressure regulator 13 of the power generation system 100 of the embodiment, but may include at least one of these devices.
  • the combustor 2 is connected to the hydrogen storage tank 8 via a ninth line L9.
  • the combustor 2 is supplied with hydrogen from the hydrogen storage tank 8.
  • the combustor 2 is connected to the oxygen storage tank 9 via a tenth line L10.
  • the combustor 2 is supplied with oxygen from the oxygen storage tank 9.
  • the high-pressure steam turbine 32 is arranged coaxially with the low-pressure steam turbine 31 and is connected to the generator 4.
  • the generator 4 is driven by the high-pressure steam turbine 32 to generate electricity. Note that the generator 4 is also driven by the low-pressure steam turbine 31 to generate electricity, as described in the embodiment.
  • the power generation system 100D further includes a condenser 41, a pump 42, and a heat exchanger 43 connected to the high-pressure steam circuit 40.
  • the high-pressure steam circuit 40 is a closed circuit in which the high-pressure steam turbine 32, the condenser 41, the pump 42, and the heat exchanger 43 are connected in sequence by piping.
  • the heat exchanger 43 is disposed between the eleventh line L11 and the thirteenth line L13. In other words, the heat exchanger 43 replaces the cooler 5 of the power generation system 100 of the embodiment.
  • the heat exchanger 43 exchanges heat between the water circulating through the high-pressure steam circuit 40 and the steam circulating through the eleventh line L11.
  • the heat exchanger 43 includes, for example, an economizer that heats the water circulating through the high-pressure steam circuit 40 in its liquid phase, an evaporator that boils the water heated by the economizer, and a superheater that superheats the steam vaporized by the evaporator.
  • the pump 42 supplies water to the heat exchanger 43.
  • the water supplied to the heat exchanger 43 changes state to steam due to the heat of the steam circulating through the 11th line L11.
  • the steam superheated by the heat exchanger 43 is supplied to the high-pressure steam turbine 32.
  • the pressure of the steam circulating through the 11th line L11 upstream of the heat exchanger 43 is, for example, 1 atm, and the temperature of the steam is, for example, approximately 2000°C when a fuel cell 1 is provided and approximately 3000°C when a fuel cell 1 is not provided.
  • the pressure of the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 downstream of the heat exchanger 43 is, for example, 200 atm, and the temperature of the steam is, for example, 550°C.
  • the pressure of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 is, for example, 0.95 atm, and therefore the pressure of the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 is higher than the pressure of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31.
  • the condenser 41 changes the state of the steam discharged from the high-pressure steam turbine 32 to water.
  • the condenser 41 has a casing 410 and a refrigerant circuit 411.
  • the refrigerant circuit 411 is a closed circuit formed by piping connections between a cooling tower 412 and a pump 413.
  • the refrigerant circuit 411 circulates a refrigerant.
  • the refrigerant is, for example, water.
  • a portion of the refrigerant circuit 411 is located within the casing 410.
  • Steam from the high-pressure steam turbine 32 is supplied into the casing 410.
  • the refrigerant cooled by the cooling tower 412 is sent to part of the refrigerant circuit 411 by the pump 413, and comes into thermal contact with the steam inside the casing 410.
  • the steam is cooled by the refrigerant and returns to water.
  • the pressure of the water is, for example, 0.05 atm, and the temperature of the water is, for example, 32°C.
  • the water discharged from the condenser 41 is supplied to the heat exchanger 43 by the pump 42.
  • the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat from the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 through heat exchange upstream of the low-pressure steam turbine 31, so the heat of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 can be used to heat the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This improves thermal efficiency and power generation efficiency.
  • the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 can be cooled by the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This allows the temperature of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 to correspond to the heat resistance temperature of the low-pressure steam turbine 31.
  • steam engine disclosed herein is a steam turbine, but is not limited to a steam turbine and may have other configurations.
  • steam engines include speed-type steam engines and positive displacement steam engines.
  • Speed-type steam engines include steam turbines.
  • Positive displacement steam engines include reciprocating engines and rotary engines.
  • Steam engines include internal combustion engines.
  • the cooler 5 may be omitted.
  • the power generation system 100 may be provided with a heat exchanger connected to the refrigerant circuit instead of the cooler 5.
  • the water vapor discharged from the combustor 2 may be cooled in the heat exchanger by the refrigerant flowing through the refrigerant circuit.
  • the condenser 6 may be omitted.
  • the water electrolysis device 7 may be omitted.
  • the steam discharged from the steam turbine 3 may be discharged without being reused.
  • the hydrogen storage tank 8 may be omitted.
  • the hydrogen heat accumulator 10 may be omitted.
  • the power generation system 100 may be provided with a heater without heat storage function instead of the hydrogen heat accumulator 10. In this case, the heater heats the hydrogen before it is supplied to the fuel cell 1.
  • the oxygen storage tank 9 may be omitted.
  • the oxygen heat accumulator 11 may be omitted.
  • the power generation system 100 may be provided with a heater without heat storage function instead of the oxygen heat accumulator 11. In this case, the heater heats the oxygen before it is supplied to the fuel cell 1.
  • switching between the first operating mode and the second operating mode is performed by the control device 20, but switching between the first operating mode and the second operating mode may also be performed manually by an operator.
  • a line for flowing hydrogen in the direction from the hydrogen storage tank 8 toward the hydrogen heat accumulator 10 may be separately arranged.
  • a line for flowing hydrogen in the direction from the hydrogen heat accumulator 10 toward the hydrogen pressure regulator 12 may be separately arranged.
  • a compressor and an expander may be separately arranged.
  • a line for flowing oxygen in the direction from the oxygen storage tank 9 toward the oxygen heat accumulator 11 and a line for flowing oxygen in the direction from the oxygen heat accumulator 11 toward the oxygen storage tank 9 may be separately arranged.
  • a line for flowing oxygen in the direction from the oxygen heat accumulator 11 toward the oxygen pressure regulator 13 and a line for flowing oxygen in the direction from the oxygen pressure regulator 13 toward the oxygen heat accumulator 11 may be separately arranged.
  • a compressor and an expander may be separately arranged.
  • the water tank 15 may be omitted.
  • the water electrolysis device 7 may be connected directly to the condenser 6.
  • the generator 4 is driven by each of the low-pressure steam turbine 31 and the high-pressure steam turbine 32, but the generator 4 may also include a first generator driven by the low-pressure steam turbine 31 and a second generator driven by the high-pressure steam turbine 32. Furthermore, the high-pressure steam turbine 32 and the low-pressure steam turbine 31 do not have to be arranged coaxially, and the high-pressure steam turbine 32 and the low-pressure steam turbine 31 may each be connected to the generator 4 via a different shaft. Specifically, the shaft of the high-pressure steam turbine 32 and the shaft of the low-pressure steam turbine 31 may be connected by a gearbox.
  • the functionality of the elements disclosed herein may be implemented using one or more circuits or processing circuits, including general-purpose processors, special-purpose processors, integrated circuits, ASICs (Application Specific Integrated Circuits), FPGAs (Field Programmable Gate Arrays), and/or conventional circuitry.
  • the functionality of the elements disclosed herein may be implemented using one or more circuits or processing circuits, including combinations of general-purpose processors, special-purpose processors, integrated circuits, ASICs, FPGAs, and conventional circuitry.
  • the one or more circuits or processing circuits may be programmed using one or more programs stored together or separately in one or more memories or otherwise configured to perform the disclosed functions.
  • a processor is considered a processing circuit or circuitry because it includes transistors and other circuitry.
  • a processor may also be a programmed processor that executes programs stored in memory.
  • a circuit, unit, or means is hardware that performs the recited functions alone or in combination with each other, or hardware that is programmed to perform the recited functions alone or in combination with each other.
  • the hardware may be any hardware disclosed herein that is programmed or configured to perform the recited functions.
  • a computer program containing computer instructions is stored in memory.
  • the computer instructions provide the logic and routines that enable hardware to perform the methods disclosed herein.
  • the hardware includes, for example, processing circuits or circuits.
  • the computer program may be implemented in a known format in a computer-readable storage medium, a computer program product, a memory device, a recording medium such as a CD-ROM or DVD, and/or the memory of FPGAs or ASICs.
  • the power generation systems 100, 100A, and 100B each include a fuel cell 1 that generates electricity from hydrogen and oxygen, a combustor 2 that burns unreacted hydrogen and oxygen supplied from the fuel cell 1 to generate steam therein, and a steam turbine 3 (an example of a steam engine) that operates using the steam supplied from the combustor 2 to drive a generator 4.
  • a fuel cell 1 that generates electricity from hydrogen and oxygen
  • a combustor 2 that burns unreacted hydrogen and oxygen supplied from the fuel cell 1 to generate steam therein
  • a steam turbine 3 an example of a steam engine
  • the power generation systems 100, 100A, and 100B described in aspect 1 further include a cooler 5 connected between the combustor 2 and the steam turbine 3, which injects water into the steam supplied from the combustor 2 to cool the steam, and the steam turbine 3 operates using the steam supplied from the combustor 2 and cooled by the cooler 5.
  • the cooler 5 cools the steam from the combustor 2, allowing the temperature of the steam supplied to the steam turbine 3 to correspond to the heat resistance temperature of the steam turbine 3.
  • the cooler 5 injects water into the steam from the combustor 2, thereby increasing the flow rate of steam supplied to the steam turbine 3 and increasing the output of the steam turbine 3.
  • the power generation system 100, 100A, 100B according to aspect 1 or 2 further includes a condenser 6 that converts the steam discharged from the steam turbine 3 into water, and a water electrolysis device 7 that electrolyzes water supplied from the condenser 6 to generate hydrogen and oxygen, and the fuel cell 1 generates electricity from the hydrogen and oxygen generated by the water electrolysis device 7.
  • the power generation system 100, 100A, 100B according to any one of aspects 1 to 3 further comprises a hydrogen storage tank 8 for storing hydrogen, and a hydrogen heat accumulator 10 connected between the hydrogen storage tank 8 and the water electrolysis device 7, and between the hydrogen storage tank 8 and the fuel cell 1, wherein the hydrogen heat accumulator 10 absorbs heat from hydrogen that has been produced by the water electrolysis device 7 but before it is stored in the hydrogen storage tank 8, and stores the heat, while releasing heat to hydrogen that has been released from the hydrogen storage tank 8 but before it is supplied to the fuel cell 1, thereby heating the hydrogen.
  • a hydrogen storage tank 8 for storing hydrogen
  • a hydrogen heat accumulator 10 connected between the hydrogen storage tank 8 and the water electrolysis device 7, and between the hydrogen storage tank 8 and the fuel cell 1, wherein the hydrogen heat accumulator 10 absorbs heat from hydrogen that has been produced by the water electrolysis device 7 but before it is stored in the hydrogen storage tank 8, and stores the heat, while releasing heat to hydrogen that has been released from the hydrogen storage tank 8 but before it is supplied to the fuel
  • the heat absorbed from the hydrogen before it is stored in the hydrogen storage tank 8 can be used to heat the hydrogen before it is supplied to the fuel cell 1.
  • the power generation system 100, 100A, 100B according to any one of Aspects 1 to 4 further includes an oxygen storage tank 9 for storing oxygen, and an oxygen heat accumulator 11 connected between the oxygen storage tank 9 and the water electrolysis device 7 and between the oxygen storage tank 9 and the fuel cell 1, wherein the oxygen heat accumulator 11 absorbs heat from the oxygen that has been produced by the water electrolysis device 7 but not yet stored in the oxygen storage tank 9, and stores the heat, and also releases heat to the oxygen that has been released from the oxygen storage tank 9 but not yet supplied to the fuel cell 1, thereby heating it.
  • the heat absorbed from the oxygen before it is stored in the oxygen storage tank 9 can be used to heat the oxygen before it is supplied to the fuel cell 1.
  • the steam turbine 3 further comprises a high-pressure steam circuit 40 including a low-pressure steam turbine 31, through which water or steam circulates, and a high-pressure steam turbine 32 connected to the high-pressure steam circuit 40 and supplied with steam from the high-pressure steam circuit 40 that has a higher pressure than the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31, the high-pressure steam turbine 32 operates using the steam supplied from the high-pressure steam circuit 40 to drive the generator 4, and the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat by heat exchange from the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 downstream of the low-pressure steam turbine 31.
  • the heat of the steam discharged from the low-pressure steam turbine 31 can be used to heat the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This improves thermal efficiency and power generation efficiency.
  • the steam turbine 3 further comprises a high-pressure steam circuit 40 including a low-pressure steam turbine 31, through which water or steam circulates, and a high-pressure steam turbine 32 connected to the high-pressure steam circuit 40 and supplied with steam from the high-pressure steam circuit 40 that has a higher pressure than the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31, the high-pressure steam turbine 32 operates using the steam supplied from the high-pressure steam circuit 40 to drive the generator 4, and the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32 receives heat by heat exchange from the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 upstream of the low-pressure steam turbine 31.
  • a high-pressure steam circuit 40 including a low-pressure steam turbine 31, through which water or steam circulates
  • a high-pressure steam turbine 32 connected to the high-pressure steam circuit 40 and supplied with steam from the high-pressure steam circuit 40 that has a higher pressure than the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31, the high-pressure steam turbine 32 operates using the steam supplied from the high-pressure steam circuit 40 to drive the generator 4, and the steam supplied to the high-pressure
  • the heat of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 can be used to heat the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This improves thermal efficiency and power generation efficiency.
  • the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 can be cooled by the steam supplied to the high-pressure steam turbine 32. This allows the temperature of the steam supplied to the low-pressure steam turbine 31 to correspond to the heat resistance temperature of the low-pressure steam turbine 31.

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Abstract

発電システム１００は、水素及び酸素から電気を生成する燃料電池１と、前記燃料電池１から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する燃焼器２と、前記燃焼器２から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する蒸気タービン３とを備える。

Description

発電システム
　ここに開示された技術は、発電システムに関する。
　従来より、燃料電池と蒸気タービンとを含む発電システムが知られている。例えば、特許文献１に開示された発電システムでは、燃料電池で発生した水蒸気の一部を蒸気タービンに供給して、蒸気タービンの動作により発電機を駆動して発電させる。
ＷＯ２０１３／００５６９９
　ところで、前述のような発電システムでは、発電効率を向上する点で改善の余地がある。
　ここに開示された技術は、かかる点に鑑みてなされたものであり、その目的とするところは、発電効率を向上することにある。
　ここに開示された発電システムは、水素及び酸素から電気を生成する燃料電池と、前記燃料電池から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する燃焼器と、前記燃焼器から供給される水蒸気により動作し発電機を駆動する蒸気機関とを備える。
　前記発電システムによれば、発電効率を向上できる。
図１は、実施形態に係る発電システムを示す概略図である。 図２は、制御装置のハードウェア構成を示すブロック図である。 図３は、制御装置の処理器の制御系統の構成を示す機能ブロック図である。 図４は、発電システムの第１運転モードにおけるラインの流れを示す概略図である。 図５は、発電システムの第２運転モードにおけるラインの流れを示す概略図である。 図６は、変形例１に係る発電システムを示す概略図である。 図７は、変形例２に係る発電システムを示す概略図である。 図８は、変形例３に係る発電システムを示す概略図である。 図９は、変形例４に係る発電システムを示す概略図である。
　以下、例示的な実施形態を図面に基づいて詳細に説明する。図１は、実施形態に係る発電システム１００を示す概略図である。
　発電システム１００は、水素及び酸素から電気を生成する燃料電池１と、燃料電池１から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する燃焼器２と、燃焼器２から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する蒸気タービン３とを備える。蒸気タービン３は、本開示の蒸気機関の一例である。発電システム１００は、燃料電池１による発電と、燃焼器２による水蒸気を使用した蒸気タービン３及び発電機４による発電とを行う。
　発電システム１００は、燃焼器２と蒸気タービン３との間に接続される冷却器５をさらに備えてもよい。冷却器５は、燃焼器２から供給される水蒸気に水を注入して水蒸気を冷却する。蒸気タービン３は、燃焼器２から供給され且つ冷却器５により冷却される水蒸気により動作する。
　発電システム１００は、復水器６と水電解装置７とをさらに備えてもよい。復水器６は、蒸気タービン３から排出される水蒸気を水に状態変化させる。水電解装置７は、復水器６から供給される水を電気分解して水素及び酸素を生成する。燃料電池１は、水電解装置７により生成される水素及び酸素から電気を生成する。
　発電システム１００は、水素貯蔵タンク８と水素蓄熱器１０とをさらに備えてもよい。水素貯蔵タンク８は、水素を貯蔵する。水素蓄熱器１０は、水素貯蔵タンク８と水電解装置７との間、及び、水素貯蔵タンク８と燃料電池１との間に接続される。水素蓄熱器１０は、水電解装置７によって生成された後で水素貯蔵タンク８に貯蔵される前の水素から熱を吸収して蓄熱し、一方、水素貯蔵タンク８から放出された後で燃料電池１に供給される前の水素に熱を放出して加熱する。
　発電システム１００は、酸素貯蔵タンク９と酸素蓄熱器１１とをさらに備えてもよい。酸素貯蔵タンク９は、酸素を貯蔵する。酸素蓄熱器１１は、酸素貯蔵タンク９と水電解装置７との間、及び、酸素貯蔵タンク９と燃料電池１との間に接続される。酸素蓄熱器１１は、水電解装置７によって生成された後で酸素貯蔵タンク９に貯蔵される前の酸素から熱を吸収して蓄熱し、一方、酸素貯蔵タンク９から放出された後で燃料電池１に供給される前の酸素に熱を放出して加熱する。
　発電システム１００は、制御装置２０をさらに備えてもよい。制御装置２０は、発電システム１００の全体を制御する。制御装置２０は、水電解装置７、水素貯蔵タンク８及び酸素貯蔵タンク９による水素及び酸素の生成及び貯蔵と、燃料電池１及び蒸気タービン３による発電とを切り替える。具体的には、水素及び酸素の生成及び貯蔵において、制御装置２０は、水電解装置７を動作させ水素及び酸素を生成して、当該水素を水素貯蔵タンク８に貯蔵し且つ当該酸素を酸素貯蔵タンク９に貯蔵する。一方、発電において、制御装置２０は、貯蔵した水素及び酸素を使用して燃料電池１による発電を行い、且つ、燃料電池１からの未反応の水素及び酸素を燃焼器２により燃焼して生成した水蒸気を使用して蒸気タービン３及び発電機４による発電を行う。
　水素貯蔵タンク８は、第１ラインＬ１を介して水素蓄熱器１０に接続されている。水素蓄熱器１０は、第２ラインＬ２を介して水素圧力調節器１２に接続されている。水素圧力調節器１２は、第３ラインＬ３を介して燃料電池１に接続されている。水素圧力調節器１２は、第４ラインＬ４を介して水電解装置７に接続されている。第１から第４ラインＬ１～Ｌ４は、水素の流路である。
　第１ラインＬ１では、水素貯蔵タンク８から水素蓄熱器１０に向かう方向と水素蓄熱器１０から水素貯蔵タンク８に向かう方向とを切り替えて水素を流す。第２ラインＬ２では、水素蓄熱器１０から水素圧力調節器１２に向かう方向と水素圧力調節器１２から水素蓄熱器１０に向かう方向とを切り替えて水素を流す。第３ラインＬ３では、水素圧力調節器１２から燃料電池１に向かう方向に水素を流す。第４ラインＬ４では、水電解装置７から水素圧力調節器１２に向かう方向に水素を流す。
　水素貯蔵タンク８は、水素を圧縮された状態で貯蔵する。つまり、水素貯蔵タンク８は、比較的高圧の水素を貯蔵する。例えば、水素貯蔵タンク８に貯蔵される水素の圧力は、１ＭＰａ以上である。水素貯蔵タンク８は、外部からの水素の取込と貯蔵された水素の放出とを切り替えることができる。例えば、水素貯蔵タンク８は、水素の取込及び放出を切り替えるバルブを備えている。水素貯蔵タンク８は、第４ラインＬ４、第２ラインＬ２及び第１ラインＬ１を介して水電解装置７から水素を取り込み、或いは、第１ラインＬ１、第２ラインＬ２及び第３ラインＬ３を介して燃料電池１に水素を放出する。
　水素蓄熱器１０は、水電解装置７から水素圧力調節器１２を介して供給される水素の熱の吸収（蓄熱）と、水素貯蔵タンク８から供給される水素への熱の放出（加熱）とを切り替えることができる。具体的には、蓄熱において、水素蓄熱器１０は、第４ラインＬ４及び第２ラインＬ２を介して水電解装置７から供給される水素から熱を吸収し、吸熱された水素を第１ラインＬ１を介して水素貯蔵タンク８に供給する。加熱において、水素蓄熱器１０は、第１ラインＬ１を介して水素貯蔵タンク８から供給される水素に吸収した熱を放出し、放熱された水素を第２ラインＬ２及び第３ラインＬ３を介して燃料電池１に供給する。
　水素蓄熱器１０は、例えば、蓄熱式熱交換器であり、固体蓄熱体（マトリックス）を含む。固体蓄熱体は、水電解装置７から水素圧力調節器１２を介して供給される高温の水素と接触して熱を吸収し、水素貯蔵タンク８から供給される低温の水素と接触して吸収した熱を放出する。
　水素圧力調節器１２は、コンプレッサ及びエキスパンダの機能を有する装置である。水素圧力調節器１２は、水電解装置７から供給される水素の加圧運転と、水素貯蔵タンク８から供給される水素の減圧運転とを切り替えることができる。具体的には、水素の加圧運転において、水素圧力調節器１２は、第４ラインＬ４を介して水電解装置７から供給される水素を圧縮し、圧縮された水素を第２ラインＬ２及び第１ラインＬ１を介して水素貯蔵タンク８へ供給する。水電解装置７から供給される水素の温度は、水素圧力調節器１２の圧縮に伴い上昇するが、水素蓄熱器１０を通過することで下降する。言い換えると、水素蓄熱器１０は、水素圧力調節器１２によって圧縮されて高温となる水素から熱を吸収して蓄熱する。水素の減圧運転において、水素圧力調節器１２は、第１ラインＬ１及び第２ラインＬ２を介して水素貯蔵タンク８から供給される水素を膨張し、膨張された水素を第３ラインＬ３を介して燃料電池１へ供給する。
　酸素貯蔵タンク９は、第５ラインＬ５を介して酸素蓄熱器１１に接続されている。酸素蓄熱器１１は、第６ラインＬ６を介して酸素圧力調節器１３に接続されている。酸素圧力調節器１３は、第７ラインＬ７を介して燃料電池１に接続されている。酸素圧力調節器１３は、第８ラインＬ８を介して水電解装置７に接続されている。第５から第８ラインＬ５～Ｌ８は、酸素の流路である。
　第５ラインＬ５では、酸素貯蔵タンク９から酸素蓄熱器１１に向かう方向と酸素蓄熱器１１から酸素貯蔵タンク９に向かう方向とを切り替えて酸素を流す。第６ラインＬ６では、酸素蓄熱器１１から酸素圧力調節器１３に向かう方向と酸素圧力調節器１３から酸素蓄熱器１１に向かう方向とを切り替えて酸素を流す。第７ラインＬ７では、酸素圧力調節器１３から燃料電池１に向かう方向に酸素を流す。第８ラインＬ８では、水電解装置７から酸素圧力調節器１３に向かう方向に酸素を流す。
　酸素貯蔵タンク９は、酸素を圧縮された状態で貯蔵する。つまり、酸素貯蔵タンク９は、比較的高圧の酸素を貯蔵する。例えば、酸素貯蔵タンク９に貯蔵される酸素の圧力は、１ＭＰａ以上である。酸素貯蔵タンク９は、外部からの酸素の取込と貯蔵された酸素の放出とを切り替えることができる。例えば、酸素貯蔵タンク９は、酸素の取込及び放出を切り替えるバルブを備えている。酸素貯蔵タンク９は、第８ラインＬ８、第６ラインＬ６及び第５ラインＬ５を介して水電解装置７から酸素を取り込み、或いは、第５ラインＬ５、第６ラインＬ６及び第７ラインＬ７を介して燃料電池１に酸素を放出する。
　酸素蓄熱器１１は、水電解装置７から酸素圧力調節器１３を介して供給される酸素の熱の吸収（蓄熱）と、酸素貯蔵タンク９から供給される酸素への熱の放出（加熱）とを切り替えることができる。具体的には、蓄熱において、酸素蓄熱器１１は、第８ラインＬ８及び第６ラインＬ６を介して水電解装置７から供給される酸素から熱を吸収し、吸熱された酸素を第５ラインＬ５を介して酸素貯蔵タンク９に供給する。加熱において、酸素蓄熱器１１は、第５ラインＬ５を介して酸素貯蔵タンク９から供給される酸素に吸収した熱を放出し、放熱された酸素を第６ラインＬ６及び第７ラインＬ７を介して燃料電池１に供給する。
　酸素蓄熱器１１は、例えば、蓄熱式熱交換器であり、固体蓄熱体（マトリックス）を含む。固体蓄熱体は、水電解装置７から酸素圧力調節器１３を介して供給される高温の酸素と接触して熱を吸収し、酸素貯蔵タンク９から供給される低温の酸素と接触して吸収した熱を放出する。
　酸素圧力調節器１３は、コンプレッサ及びエキスパンダの機能を有する装置である。酸素圧力調節器１３は、水電解装置７から供給される酸素の加圧運転と、酸素貯蔵タンク９から供給される酸素の減圧運転とを切り替えることができる。具体的には、酸素の加圧運転において、酸素圧力調節器１３は、第８ラインＬ８を介して水電解装置７から供給される酸素を圧縮し、圧縮された酸素を第６ラインＬ６及び第５ラインＬ５を介して酸素貯蔵タンク９へ供給する。水電解装置７から供給される酸素の温度は、酸素圧力調節器１３の圧縮に伴い上昇するが、酸素蓄熱器１１を通過することで下降する。言い換えると、酸素蓄熱器１１は、酸素圧力調節器１３によって圧縮されて高温となる水素から熱を吸収して蓄熱する。酸素の減圧運転において、酸素圧力調節器１３は、第５ラインＬ５及び第６ラインＬ６を介して酸素貯蔵タンク９から供給される酸素を膨張し、膨張された酸素を第７ラインＬ７を介して燃料電池１へ供給する。
　燃料電池１は、水素及び酸素から電気を生成する。具体的には、燃料電池１は、第３ラインＬ３を介して水素圧力調節器１２から供給される水素と第７ラインＬ７を介して酸素圧力調節器１３から供給される酸素とを化学反応させる。これにより、燃料電池１は、電気を発生させ且つ水蒸気を生成する。燃料電池１に供給される水素及び酸素の当量比は、１である。燃料電池１に供給される水素及び酸素の圧力は、例えば、１．１ａｔｍであり、当該水素及び酸素の温度は、例えば、７００℃以上で８００℃以下である。
　燃料電池１は、例えば、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ：Solid Oxide Fuel Cell）である。尚、燃料電池１は、例えば、固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ：Polymer Electrolyte  Fuel Cell）、リン酸形燃料電池（ＰＡＦＣ：Phosphoric Acid Fuel Cell）、溶融炭酸塩形燃料電池（ＭＣＦＣ：Molten Carbonate Fuel Cell）であってもよい。
　燃料電池１は、第９ラインＬ９及び第１０ラインＬ１０を介して燃焼器２に接続されている。第９ラインＬ９は、未反応の水素の流路であるが、当該流路に生成された水蒸気も流通する。第１０ラインＬ１０は、未反応の酸素の流路である。未反応の水素は、燃料電池１に供給された水素のうちの燃料電池１によって反応されなかった水素である。未反応の酸素は、燃料電池１に供給された酸素のうちの燃料電池１によって反応されなかった酸素である。水蒸気は、燃料電池１によって生成され、未反応の水素と共に取り出される。
　燃料電池１は、第９ラインＬ９を介して未反応の水素を燃焼器２に供給する。このとき、第９ラインＬ９を介して水蒸気も燃焼器２に供給される。燃料電池１は、第１０ラインＬ１０を介して未反応の酸素を燃焼器２に供給する。燃焼器２に供給する水素及び酸素の圧力は、例えば、１．１ａｔｍであり、当該水素及び酸素の温度は、例えば、７００℃以上で８００℃以下である。
　燃焼器２は、燃料電池１から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する。つまり、燃焼器２は、内部で燃焼した水素及び酸素から水蒸気を生成するものであり、ボイラとは異なる。ボイラは、蒸気そのものを燃焼しないで、燃料を燃焼させて当該燃焼させた燃料を熱源として水にエネルギを与えて蒸気に変換するものである。このように、燃焼器２は、ボイラとは異なり、蒸気の加熱に蒸気内で水素及び酸素を燃焼させている。このため、燃焼器２及び蒸気タービン３は、一括して、内燃式蒸気タービン（内燃蒸気タービン）とも呼ばれ、例えば、内燃機関の一種であるOxy-Fuelとも呼ばれる。燃焼器２は、第９ラインＬ９を介して燃料電池１から供給される未反応の水素と第１０ラインＬ１０を介して燃料電池１から供給される未反応の酸素とを燃焼させる。これにより、燃焼器２は、高温の水蒸気を生成する。燃焼器２により生成された水蒸気の圧力は、例えば、１ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、２０００℃である。燃焼器２は、第１１ラインＬ１１を介して冷却器５に接続されている。燃焼器２は、第１１ラインＬ１１を介して水蒸気を冷却器５に供給する。
　冷却器５は、第１１ラインＬ１１を介して燃焼器２から供給される水蒸気に水を注入して水蒸気を冷却する。冷却器５は、例えば、水蒸気に水をスプレー状に吹き付ける。具体的には、冷却器５は、第１２ラインＬ１２を介して水タンク１５に接続されている。水タンク１５には、常温常圧の水が貯蔵されている。第１２ラインＬ１２には、ポンプ１６ａが配置され、ポンプ１６ａは、第１２ラインＬ１２を介して水タンク１５から水を冷却器５に供給する。
　冷却器５は、第１３ラインＬ１３を介して蒸気タービン３に接続されている。冷却器５は、冷却された水蒸気を第１３ラインＬ１３を介して蒸気タービン３に供給する。蒸気タービン３に供給される水蒸気の圧力は、例えば、１ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、１０００℃である。
　蒸気タービン３は、第１３ラインＬ１３を介して冷却器５から供給される水蒸気により動作する。蒸気タービン３は、冷却器５からの水蒸気によって回転させられるタービンを有する。蒸気タービン３は、動力として回転力を出力する。発電機４は、蒸気タービン３によって駆動され発電する。つまり、発電機４は、蒸気タービン３の回転力を電力に変換する。
　蒸気タービン３は、第１４ラインＬ１４を介して復水器６に接続されている。蒸気タービン３から排出される水蒸気は、第１４ラインＬ１４を介して復水器６に供給される。復水器６に供給される水蒸気の圧力は、例えば、０．０５ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、５８０℃である。
　復水器６は、第１４ラインＬ１４を介して蒸気タービン３から供給される水蒸気を水に状態変化させる。具体的には、復水器６は、ケーシング６０と冷媒回路６１とを有する。冷媒回路６１は、冷却塔６２とポンプ６３とが配管接続されてなる閉回路である。冷媒回路６１は、冷媒を循環させる。冷媒は、例えば水である。冷媒回路６１の一部は、ケーシング６０内に位置している。
　蒸気タービン３からの水蒸気は、ケーシング６０内に供給される。冷却塔６２により冷却された冷媒は、ポンプ６３により冷媒回路６１の一部に送られ、ケーシング６０内で水蒸気と熱的に接触する。これにより、水蒸気は、冷媒により冷却されて水に戻る。水の圧力は、例えば、０．０５ａｔｍであり、水の温度は、例えば、３２℃である。
　復水器６は、第１５ラインＬ１５を介して水タンク１５に接続されている。復水器６から排出される水は、第１５ラインＬ１５を介して水タンク１５に供給される。第１５ラインＬ１５には、ポンプ１６ｂが配置され、ポンプ１６ｂは、第１５ラインＬ１５を介して復水器６から水タンク１５に水を供給する。
　水タンク１５は、第１６ラインＬ１６を介して水電解装置７に接続されている。第１６ラインＬ１６には、ポンプ１６ｃが配置され、ポンプ１６ｃは、第１６ラインＬ１６を介して水タンク１５から水電解装置７に水を供給する。
　水電解装置７は、第１６ラインＬ１６を介して水タンク１５から供給される水を電気分解して水素及び酸素を生成する。例えば、水電解装置７は、アルカリ型水電解装置、固体高分子膜（ＰＥＭ：Polymer Electrolyte Membrane）型水電解装置、アニオン交換膜（ＡＥＭ：Anion Exchange Membrane）型水電解装置であり得る。水電解装置７は、電力で動作する。水電解装置７には、水が供給される。水電解装置７は、電解槽に設けられた一対の電極間に電圧をかけることによって、電解槽内の水を電気分解する。水電解装置７は、水素と酸素とを生成する。水電解装置７によって生成された水素は、第４ラインＬ４、第２ラインＬ２及び第１ラインＬ１を介して水素貯蔵タンク８へ供給される。水電解装置７によって生成された酸素は、第８ラインＬ８、第６ラインＬ６及び第５ラインＬ５を介して酸素貯蔵タンク９へ供給される。
　制御装置２０は、水電解装置７を動作させて、水素貯蔵タンク８に水素を貯蔵させ、酸素貯蔵タンク９に酸素を貯蔵させる。この運転モードを「第１運転モード」と称する。一方、制御装置２０は、水素貯蔵タンク８の水素及び酸素貯蔵タンク９の酸素を燃料電池１に供給して電気を生成させる。また、制御装置２０は、燃焼器２からの水蒸気を蒸気タービン３に供給して蒸気タービン３を動作させる。蒸気タービン３は発電機４を駆動して発電させる。この運転モードを「第２運転モード」と称する。制御装置２０は、第１運転モードと第２運転モードとを切り替える。例えば、制御装置２０は、電力供給源からの電力の供給状況に応じて第１運転モードと第２運転モードとを切り替える。
　ここで、電力供給源は、電力会社及び再エネ発電設備の少なくとも一方である。再エネ発電設備は、太陽光、風力又は地熱等の再生可能エネルギによって発電する。発電システム１００は、水電解装置７等の発電システム１００に含まれる装置に電力供給源からの電力を供給する。燃料電池１及び発電機４が発電する場合には、発電システム１００は、発電された電力を電力会社へ供給する。
　このように、発電システム１００は、電力会社からの電力の供給（即ち、買電）と電力会社への電力の供給（即ち、売電）とを行う。尚、燃料電池１及び発電機４が発電する場合には、発電システム１００は、発電された電力を発電システム１００の所定の装置へ供給する場合もある。
　図２は、制御装置２０のハードウェア構成を示すブロック図である。制御装置２０は、処理器２１と記憶器２２とメモリ２３とを有している。
　処理器２１は、制御装置２０の全体を制御する。処理器２１は、各種の演算処理を行う。例えば、処理器２１は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等のプロセッサである。処理器２１は、ＭＣＵ（Micro Controller Unit）、ＭＰＵ（Micro Processor Unit）、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）、ＰＬＣ（Programmable Logic Controller）、システムＬＳＩ等であってもよい。
　記憶器２２は、処理器２１で実行されるプログラム及び各種データを格納している。例えば、記憶器２２は、制御プログラムが格納されている。記憶器２２は、不揮発性メモリ、ＨＤＤ（Hard Disc Drive）又はＳＳＤ（Solid State Drive）等である。メモリ２３は、データ等を一時的に格納する。例えば、メモリ２３は、揮発性メモリである。
　図３は、制御装置２０の処理器２１の制御系統の構成を示す機能ブロック図である。処理器２１は、記憶器２２から制御プログラムをメモリに読み出して展開することによって、各種機能を実現する。具体的には、処理器２１は、第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定する判定器２４と、第１運転モードと第２運転モードとの切替を実行する切替器２５として機能する。
　判定器２４は、切替条件が成立したか否かを判定する。切替条件は、第１運転モードと第２運転モードとを切り替えるための条件である。ここでは、切替条件は、第１運転モードを第２運転モードに切り替えるための条件である。ただし、切替条件は、第２運転モードを第１運転モードに切り替えるための条件であってもよい。
　例えば、切替条件は、電力供給源からの電力の供給状況に関連していてもよい。具体的には、切替条件は、電力会社の電気料金に基づいて設定され得る。切替条件は、電気料金が所定の第１基準料金以上であることであってもよい。例えば、電力会社は、電気料金が変動する料金体系を採っている場合がある。例えば、電気料金は、日本卸電力取引所の市場価格に連動するように変動し得る。電気料金は、電力供給源からの電力の供給状況を反映している。電力供給が比較的多いときには電気料金が安くなり、電力供給が比較的少ないときには電気料金が高くなる。判定器２４は、変動する電気料金に応じて、第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定する。尚、判定器２４は、電気料金が所定の第２基準料金以下であるときに第１運転モードに切り替える条件が成立したと判定し、電気料金が第２基準料金よりも高い所定の第３基準料金以上であるときに第２運転モードに切り替える条件が成立したと判定するようにしてもよい。
　あるいは、切替条件は、再エネ発電設備の発電電力量に基づいて設定され得る。切替条件は、発電電力量が所定の第１基準電力量以下であることであってもよい。例えば、好天時の日中には太陽光発電による発電電力量が比較的多くなる。一方、悪天時又は夜間には太陽光発電による発電電力量が比較的少なくなる。つまり、再エネ発電設備の発電電力量は、電力供給源の電力の供給状況を反映している。判定器２４は、発電電力量に応じて、第１運転モードと第２運転モードとの切替を判定する。
　切替器２５は、切替条件の判定結果に応じて第１運転モードと第２運転モードとの切替を実行する。第２運転モードへの切替条件が成立していない場合には、切替器２５は、第１運転モードを実行する。第２運転モードへの切替条件が成立している場合には、切替器２５は、第２運転モードを実行する。つまり、第２モードへの切替条件が不成立から成立に遷移すると、切替器２５は、第１運転モードを第２運転モードに切り替える。第２モードへの切替条件が成立から不成立に遷移すると、切替器２５は、第２運転モードを第１運転モードに切り替える。
　図４は、発電システム１００の第１運転モードにおけるラインの流れを示す概略図である。図中において、水素、酸素又は水が流通しているラインは、太線の矢印で表されている。第１運転モードでは、切替器２５は、水電解装置７を動作させて、水素貯蔵タンク８に水素を貯蔵させ、酸素貯蔵タンク９に酸素を貯蔵させる。
　具体的には、切替器２５がポンプ１６ｃを動作させることで、ポンプ１６ｃは、第１６ラインＬ１６を介して水タンク１５の水を水電解装置７に供給する。切替器２５が水電解装置７を動作させることで、水電解装置７は、供給された水を電気分解して水素及び酸素を生成し、生成した水素を第４ラインＬ４を介して水素圧力調節器１２に供給し、生成した酸素を第８ラインＬ８を介して酸素圧力調節器１３に供給する。
　切替器２５が水素圧力調節器１２を加圧運転させることで、水素圧力調節器１２は、供給された水素を圧縮して第２ラインＬ２を介して水素蓄熱器１０へ供給する。切替器２５が酸素圧力調節器１３を加圧運転させることで、酸素圧力調節器１３は、供給された酸素を圧縮して第６ラインＬ６を介して酸素蓄熱器１１へ供給する。
　水素蓄熱器１０は、供給された水素から熱を吸収して蓄熱し、吸熱された水素を第１ラインＬ１を介して水素貯蔵タンク８に供給する。酸素蓄熱器１１は、供給された酸素から熱を吸収して蓄熱し、吸熱された酸素を第５ラインＬ５を介して酸素貯蔵タンク９に供給する。
　切替器２５が水素貯蔵タンク８を水素の取込状態に切り替えることで、水素貯蔵タンク８は、供給された水素を取り込んで貯蔵する。切替器２５が酸素貯蔵タンク９を酸素の取込状態に切り替えることで、酸素貯蔵タンク９は、供給された酸素を取り込んで貯蔵する。
　図５は、発電システム１００の第２運転モードにおけるラインの流れを示す概略図である。図中において、水素、酸素、水蒸気又は水が流通しているラインは、太線の矢印で表されている。第２運転モードでは、切替器２５は、燃料電池１を動作させて燃料電池１に発電させる。切替器２５は、燃焼器２を動作させて燃焼器２に水蒸気を生成させ、さらに、生成した水蒸気により蒸気タービン３を動作させて発電機４に発電させる。
　具体的には、切替器２５が水素貯蔵タンク８を水素の放出状態に切り替えることで、水素貯蔵タンク８は、貯蔵された水素を放出し第１ラインＬ１を介して水素蓄熱器１０に供給する。切替器２５が酸素貯蔵タンク９を水素の放出状態に切り替えることで、酸素貯蔵タンク９は、貯蔵された酸素を放出し第５ラインＬ５を介して酸素蓄熱器１１に供給する。
　水素蓄熱器１０は、供給された水素に蓄熱を放出して加熱し、加熱された水素を第２ラインＬ２を介して水素圧力調節器１２に供給する。酸素蓄熱器１１は、供給された酸素に蓄熱を放出して加熱し、加熱された酸素を第６ラインＬ６を介して酸素圧力調節器１３に供給する。
　切替器２５が水素圧力調節器１２を減圧運転させることで、水素圧力調節器１２は、供給された水素を膨張して第３ラインＬ３を介して燃料電池１へ供給する。切替器２５が酸素圧力調節器１３を減圧運転させることで、酸素圧力調節器１３は、供給された酸素を膨張して第７ラインＬ７を介して燃料電池１へ供給する。
　燃料電池１は、供給された水素及び供給された酸素から電気を生成する。燃料電池１は、第９ラインＬ９を介して未反応の水素を燃焼器２に供給する。燃料電池１は、第１０ラインＬ１０を介して未反応の酸素を燃焼器２に供給する。
　切替器２５が燃焼器２を動作させることで、燃焼器２は、供給された未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する。燃焼器２は、第１１ラインＬ１１を介して水蒸気を冷却器５に供給する。
　切替器２５が冷却器５を動作させることで、冷却器５は、供給された水蒸気に水を注入して水蒸気を冷却する。具体的には、切替器２５がポンプ１６ａを動作させることで、ポンプ１６ａは、第１２ラインＬ１２を介して水タンク１５の水を冷却器５に供給する。冷却器５は、冷却された水蒸気を第１３ラインＬ１３を介して蒸気タービン３に供給する。
　蒸気タービン３は、供給された水蒸気により動作し発電機４を駆動する。発電機４は、蒸気タービン３によって駆動され発電する。蒸気タービン３は、水蒸気を排出し、第１４ラインＬ１４を介して水蒸気を復水器６に供給する。
　切替器２５が復水器６を動作させることで、復水器６は、供給された水蒸気を水に状態変化させる。具体的には、切替器２５がポンプ６３を動作させることで、ポンプ６３は、冷媒回路６１内で冷媒を循環させ、供給された水蒸気を冷媒により冷却させる。
　復水器６は、水を排出し第１５ラインＬ１５を介して水タンク１５に供給する。具体的には、切替器２５がポンプ１６ｂを動作させることで、ポンプ１６ｂは、第１５ラインＬ１５を介して復水器６から水タンク１５に水を供給する。水タンク１５は、復水器６から排出された水を貯蔵する。
　前述の発電システム１００によれば、燃料電池１から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成し、当該水蒸気により蒸気タービン３を動作させて発電機４を駆動するので、発電効率を向上できる。
　詳しくは、従来の発電システムのように、燃料電池によって電気とともに生成される水蒸気をそのまま蒸気タービンに供給すると、蒸気タービンに供給されるときの水蒸気の温度は、燃料電池に供給されるときの水素及び酸素の温度と略変わらない。これに対して、本開示では、燃焼器２によって燃料電池１から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成することで、蒸気タービン３に供給されるときの水蒸気の温度を高くすることができる。これにより、蒸気タービン３の入口の水蒸気の温度と蒸気タービン３の出口の水蒸気の温度との差を大きくすることができ、熱効率を向上できる。従って、発電効率を向上できる。
　また、未反応の水素及び酸素を燃焼器２の内部で燃焼させて水蒸気を生成しているので、水蒸気をボイラ等の外部の熱源により加熱する場合に比べて、さらに高温の水蒸気を生成することができて、これにより熱効率を向上できる。従って、発電効率を向上できる。
　また、冷却器５は燃焼器２からの水蒸気を冷却するので、蒸気タービン３に供給される水蒸気の温度を蒸気タービン３の耐熱温度に対応させることができる。
　また、冷却器５は燃焼器２からの水蒸気に水を注入するので、蒸気タービン３に供給される水蒸気の流量を増加することができ、蒸気タービン３の出力を増加することができる。
　また、発電システム１００は復水器６と水電解装置７とをさらに備え、燃料電池１は、水電解装置７により生成される水素及び酸素から電気を生成するので、蒸気タービン３から排出された水蒸気を蒸気タービン３の動作に再利用することができる。
　また、発電システム１００は水素貯蔵タンク８と水素蓄熱器１０とをさらに備えるので、水素貯蔵タンク８に貯蔵される前の水素から吸収した熱を、燃料電池１に供給される前の水素の加熱に利用することができる。
　また、発電システム１００は酸素貯蔵タンク９と酸素蓄熱器１１とをさらに備えるので、酸素貯蔵タンク９に貯蔵される前の酸素から吸収した熱を、燃料電池１に供給される前の酸素の加熱に利用することができる。
　《変形例１》
　図６は、変形例１に係る発電システム１００Ａを示す概略図である。変形例１に係る発電システム１００Ａは、実施形態に係る発電システム１００と比べて、高圧蒸気タービン３２を有する点が主に相違する。以下、変形例１に係る発電システム１００Ａのうち実施形態に係る発電システム１００と異なる構成を中心に説明する。尚、変形例１に係る発電システム１００Ａにおいて、実施形態に係る発電システム１００と同一の符号は、実施形態に係る発電システム１００と同じ構成であるため、その説明を省略する。
　図６では、図１に示す、燃料電池１、水電解装置７、水素貯蔵タンク８、酸素貯蔵タンク９、水素蓄熱器１０、酸素蓄熱器１１、水素圧力調節器１２及び酸素圧力調節器１３と、第１から第８ラインＬ１～Ｌ８とは省略されている。図６では、発電システム１００Ａの第２運転モードにおけるラインの流れを示しており、図中、水素、酸素、水蒸気又は水が流通しているラインは太線の矢印で表されている。図６では、高圧蒸気回路４０は点線で表されている。
　変形例１に係る発電システム１００Ａでは、蒸気タービン３は、低圧蒸気タービン３１である。発電システム１００Ａは、水又は水蒸気が循環する高圧蒸気回路４０と、高圧蒸気回路４０に接続され、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気よりも高圧の水蒸気が高圧蒸気回路４０から供給される高圧蒸気タービン３２とをさらに備える。高圧蒸気タービン３２は、高圧蒸気回路４０から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する。高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、低圧蒸気タービン３１の下流側において低圧蒸気タービン３１から排出される水蒸気から熱交換により熱を受ける。
　具体的には、高圧蒸気タービン３２は、低圧蒸気タービン３１と同軸に配置され、発電機４に連結される。発電機４は、高圧蒸気タービン３２によって駆動されて発電する。尚、発電機４は、実施形態で説明したように低圧蒸気タービン３１によっても駆動されて発電する。
　発電システム１００Ａは、高圧蒸気回路４０に接続される、復水器４１とポンプ４２と熱交換器４３とをさらに備える。高圧蒸気回路４０は、高圧蒸気タービン３２と復水器４１とポンプ４２と熱交換器４３とが順に配管接続されてなる閉回路である。
　熱交換器４３は、第１４ラインＬ１４と交差している。熱交換器４３は、高圧蒸気回路４０を流通する水と第１４ラインＬ１４を流通する水蒸気との熱交換を行う。熱交換器４３は、例えば、高圧蒸気回路４０を流通する水を液相で加熱するエコノマイザと、エコノマイザによって加熱された水を沸騰させる蒸発器と、蒸発器によって気化された水蒸気を過熱する過熱器とを含む。
　ポンプ４２は、水を熱交換器４３に供給する。熱交換器４３に供給された水は、第１４ラインＬ１４を流通する水蒸気の熱を受けて水蒸気に状態変化する。熱交換器４３により過熱された水蒸気は、高圧蒸気タービン３２に供給される。熱交換器４３の上流で第１４ラインＬ１４を流通する水蒸気の圧力は、例えば、０．１ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、６５０℃である。熱交換器４３の下流で高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の圧力は、例えば、２００ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、５５０℃である。低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の圧力は、実施形態で説明したように、例えば、１ａｔｍであるため、高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の圧力は、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の圧力よりも高い。
　復水器４１は、高圧蒸気タービン３２から排出された水蒸気を水に状態変化させる。具体的には、復水器４１は、ケーシング４１０と冷媒回路４１１とを有する。冷媒回路４１１は、冷却塔４１２とポンプ４１３とが配管接続されてなる閉回路である。冷媒回路４１１は、冷媒を循環させる。冷媒は、例えば水である。冷媒回路４１１の一部は、ケーシング４１０内に位置している。
　高圧蒸気タービン３２からの水蒸気は、ケーシング４１０内に供給される。冷却塔４１２により冷却された冷媒は、ポンプ４１３により冷媒回路４１１の一部に送られ、ケーシング４１０内で水蒸気と熱的に接触する。これにより、水蒸気は、冷媒により冷却されて水に戻る。水の圧力は、例えば、０．０５ａｔｍであり、水の温度は、例えば、３２℃である。復水器４１から排出される水は、ポンプ４２により熱交換器４３に供給される。
　変形例１の発電システム１００Ａによれば、高圧蒸気回路４０と高圧蒸気タービン３２とをさらに備え、高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、低圧蒸気タービン３１の下流側において低圧蒸気タービン３１から排出される水蒸気から熱交換により熱を受けるので、低圧蒸気タービン３１から排出される水蒸気の熱を高圧蒸気タービン３２に供給する水蒸気の加熱に利用することができる。これにより、熱効率を向上できて、発電効率を向上できる。
　尚、その他の構成、作用及び効果については、その説明を省略するが、実施形態に係る発電システム１００の説明を変形例２に係る発電システム１００Ａの説明に用いることができる。
　《変形例２》
　図７は、変形例２に係る発電システム１００Ｂを示す概略図である。変形例２に係る発電システム１００Ｂは、実施形態に係る発電システム１００と比べて、高圧蒸気タービン３２を有する点が主に相違する。以下、変形例２に係る発電システム１００Ｂのうち実施形態に係る発電システム１００と異なる構成を中心に説明する。尚、変形例２に係る発電システム１００Ｂにおいて、実施形態に係る発電システム１００と同一の符号は、実施形態に係る発電システム１００と同じ構成であるため、その説明を省略する。
　図７では、図１に示す、燃料電池１、水電解装置７、水素貯蔵タンク８、酸素貯蔵タンク９、水素蓄熱器１０、酸素蓄熱器１１、水素圧力調節器１２及び酸素圧力調節器１３と、第１から第８ラインＬ１～Ｌ８とは省略されている。図７では、発電システム１００Ｂの第２運転モードにおけるラインの流れを示しており、図中、水素、酸素、水蒸気又は水が流通しているラインは太線の矢印で表されている。図７では、高圧蒸気回路４０は点線で表されている。
　変形例２に係る発電システム１００Ｂでは、蒸気タービン３は、低圧蒸気タービン３１である。発電システム１００Ｂは、水又は水蒸気が循環する高圧蒸気回路４０と、高圧蒸気回路４０に接続され、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気よりも高圧の水蒸気が高圧蒸気回路４０から供給される高圧蒸気タービン３２とをさらに備える。高圧蒸気タービン３２は、高圧蒸気回路４０から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する。高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、低圧蒸気タービン３１の上流側において低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気から熱交換により熱を受ける。
　具体的には、高圧蒸気タービン３２は、低圧蒸気タービン３１と同軸に配置され、発電機４に連結される。発電機４は、高圧蒸気タービン３２によって駆動されて発電する。尚、発電機４は、実施形態で説明したように低圧蒸気タービン３１によっても駆動されて発電する。
　発電システム１００Ｂは、高圧蒸気回路４０に接続される、復水器４１とポンプ４２と熱交換器４３とをさらに備える。高圧蒸気回路４０は、高圧蒸気タービン３２と復水器４１とポンプ４２と熱交換器４３とが順に配管接続されてなる閉回路である。
　熱交換器４３は、第１１ラインＬ１１と第１３ラインＬ１３との間に配置されている。つまり、熱交換器４３は、実施形態の発電システム１００の冷却器５と置換されている。熱交換器４３は、高圧蒸気回路４０を流通する水と第１１ラインＬ１１を流通する水蒸気との熱交換を行う。熱交換器４３は、例えば、高圧蒸気回路４０を流通する水を液相で加熱するエコノマイザと、エコノマイザによって加熱された水を沸騰させる蒸発器と、蒸発器によって気化された水蒸気を過熱する過熱器とを含む。
　ポンプ４２は、水を熱交換器４３に供給する。熱交換器４３に供給された水は、第１１ラインＬ１１を流通する水蒸気の熱を受けて水蒸気に状態変化する。熱交換器４３により過熱された水蒸気は、高圧蒸気タービン３２に供給される。熱交換器４３の上流で第１１ラインＬ１１を流通する水蒸気の圧力は、例えば、１ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、２０００℃である。熱交換器４３の下流で第１３ラインＬ１３を流通する水蒸気の圧力は、例えば、０．９５ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、１０００℃である。熱交換器４３の下流で高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の圧力は、例えば、２００ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、５５０℃である。低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の圧力は、例えば、０．９５ａｔｍであるため、高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の圧力は、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の圧力よりも高い。
　復水器４１は、高圧蒸気タービン３２から排出された水蒸気を水に状態変化させる。具体的には、復水器４１は、ケーシング４１０と冷媒回路４１１とを有する。冷媒回路４１１は、冷却塔４１２とポンプ４１３とが配管接続されてなる閉回路である。冷媒回路４１１は、冷媒を循環させる。冷媒は、例えば水である。冷媒回路４１１の一部は、ケーシング４１０内に位置している。
　高圧蒸気タービン３２からの水蒸気は、ケーシング４１０内に供給される。冷却塔４１２により冷却された冷媒は、ポンプ４１３により冷媒回路４１１の一部に送られ、ケーシング４１０内で水蒸気と熱的に接触する。これにより、水蒸気は、冷媒により冷却されて水に戻る。水の圧力は、例えば、０．０５ａｔｍであり、水の温度は、例えば、３２℃である。復水器４１から排出される水は、ポンプ４２により熱交換器４３に供給される。
　変形例２の発電システム１００Ｂによれば、高圧蒸気回路４０と高圧蒸気タービン３２とをさらに備え、高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、低圧蒸気タービン３１の上流側において低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気から熱交換により熱を受けるので、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の熱を高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の加熱に利用することができる。これにより、熱効率を向上できて、発電効率を向上できる。
　一方、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気を高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気によって冷却することができる。これにより、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の温度を低圧蒸気タービン３１の耐熱温度に対応させることができる。
　尚、その他の構成、作用及び効果については、その説明を省略するが、実施形態に係る発電システム１００の説明を変形例２に係る発電システム１００Ｂの説明に用いることができる。
　《変形例３》
　図８は、変形例３に係る発電システム１００Ｃを示す概略図である。変形例３に係る発電システム１００Ｃは、実施形態に係る発電システム１００と比べて、燃料電池１の有無に関わらない点と、高圧蒸気タービン３２を有する点が主に相違する。以下、変形例３に係る発電システム１００Ｃのうち実施形態に係る発電システム１００と異なる構成を中心に説明する。尚、変形例３に係る発電システム１００Ｃにおいて、実施形態に係る発電システム１００と同一の符号は、実施形態に係る発電システム１００と同じ構成であるため、その説明を省略する。図８では、水素、酸素、水蒸気又は水が流通しているラインは太線の矢印で表されている。図８では、高圧蒸気回路４０は点線で表されている。
　変形例３に係る発電システム１００Ｃは、水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する燃焼器２と、燃焼器２から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する低圧蒸気タービン３１と、水又は水蒸気が循環する高圧蒸気回路４０と、高圧蒸気回路４０に接続され、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気よりも高圧の水蒸気が高圧蒸気回路４０から供給され、高圧蒸気回路４０から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する高圧蒸気タービン３２とを備える。高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、低圧蒸気タービン３１の下流側において低圧蒸気タービン３１から排出される水蒸気から熱交換により熱を受ける。低圧蒸気タービン３１は、実施形態の発電システム１００の蒸気タービン３に相当する。
　変形例３に係る発電システム１００Ｃは、実施形態の発電システム１００の燃料電池１を設けていない。尚、発電システム１００Ｃは、燃料電池１を設けてもよく、燃料電池１の有無に関わらない。また、発電システム１００Ｃは、実施形態の発電システム１００の燃料電池１、水電解装置７、水素蓄熱器１０、酸素蓄熱器１１、水素圧力調節器１２及び酸素圧力調節器１３を設けていないが、当該機器の少なくとも１つを設けてもよい。
　燃焼器２は、第９ラインＬ９を介して水素貯蔵タンク８に接続されている。燃焼器２は、水素貯蔵タンク８から水素を供給される。燃焼器２は、第１０ラインＬ１０を介して酸素貯蔵タンク９に接続されている。燃焼器２は、酸素貯蔵タンク９から酸素を供給される。
　高圧蒸気タービン３２は、低圧蒸気タービン３１と同軸に配置され、発電機４に連結される。発電機４は、高圧蒸気タービン３２によって駆動されて発電する。尚、発電機４は、実施形態で説明したように低圧蒸気タービン３１によっても駆動されて発電する。
　発電システム１００Ｃは、高圧蒸気回路４０に接続される、復水器４１とポンプ４２と熱交換器４３とをさらに備える。高圧蒸気回路４０は、高圧蒸気タービン３２と復水器４１とポンプ４２と熱交換器４３とが順に配管接続されてなる閉回路である。
　熱交換器４３は、第１４ラインＬ１４にと交差している。熱交換器４３は、高圧蒸気回路４０を流通する水と第１４ラインＬ１４を流通する水蒸気との熱交換を行う。熱交換器４３は、例えば、高圧蒸気回路４０を流通する水を液相で加熱するエコノマイザと、エコノマイザによって加熱された水を沸騰させる蒸発器と、蒸発器によって気化された水蒸気を過熱する過熱器とを含む。
　ポンプ４２は、水を熱交換器４３に供給する。熱交換器４３に供給された水は、第１４ラインＬ１４を流通する水蒸気の熱を受けて水蒸気に状態変化する。熱交換器４３により過熱された水蒸気は、高圧蒸気タービン３２に供給される。熱交換器４３の上流で第１４ラインＬ１４を流通する水蒸気の圧力は、例えば、０．１ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、６５０℃である。熱交換器４３の下流で第１３ラインＬ１３を流通する水蒸気の圧力は、例えば、０．９５ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、１０００℃である。熱交換器４３の下流で高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の圧力は、例えば、２００ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、５５０℃である。低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の圧力は、実施形態で説明したように、例えば、１ａｔｍであるため、高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の圧力は、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の圧力よりも高い。
　復水器４１は、高圧蒸気タービン３２から排出された水蒸気を水に状態変化させる。具体的には、復水器４１は、ケーシング４１０と冷媒回路４１１とを有する。冷媒回路４１１は、冷却塔４１２とポンプ４１３とが配管接続されてなる閉回路である。冷媒回路４１１は、冷媒を循環させる。冷媒は、例えば水である。冷媒回路４１１の一部は、ケーシング４１０内に位置している。
　高圧蒸気タービン３２からの水蒸気は、ケーシング４１０内に供給される。冷却塔４１２により冷却された冷媒は、ポンプ４１３により冷媒回路４１１の一部に送られ、ケーシング４１０内で水蒸気と熱的に接触する。これにより、水蒸気は、冷媒により冷却されて水に戻る。水の圧力は、例えば、０．０５ａｔｍであり、水の温度は、例えば、３２℃である。復水器４１から排出される水は、ポンプ４２により熱交換器４３に供給される。
　変形例３の発電システム１００Ｃによれば、高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、低圧蒸気タービン３１の下流側において低圧蒸気タービン３１から排出される水蒸気から熱交換により熱を受けるので、低圧蒸気タービン３１から排出される水蒸気の熱を高圧蒸気タービン３２に供給する水蒸気の加熱に利用することができる。これにより、熱効率を向上できて、発電効率を向上できる。
　尚、その他の構成、作用及び効果については、その説明を省略するが、実施形態に係る発電システム１００の説明を変形例２に係る発電システム１００Ｃの説明に用いることができる。
　《変形例４》
　図９は、変形例４に係る発電システム１００Ｄを示す概略図である。変形例４に係る発電システム１００Ｄは、実施形態に係る発電システム１００と比べて、燃料電池１の有無に関わらない点と、高圧蒸気タービン３２を有する点が主に相違する。以下、変形例４に係る発電システム１００Ｄのうち実施形態に係る発電システム１００と異なる構成を中心に説明する。尚、変形例４に係る発電システム１００Ｄにおいて、実施形態に係る発電システム１００と同一の符号は、実施形態に係る発電システム１００と同じ構成であるため、その説明を省略する。図９では、水素、酸素、水蒸気又は水が流通しているラインは太線の矢印で表されている。図９では、高圧蒸気回路４０は点線で表されている。
　変形例４に係る発電システム１００Ｄは、水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する燃焼器２と、燃焼器２から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する低圧蒸気タービン３１と、水又は水蒸気が循環する高圧蒸気回路４０と、高圧蒸気回路４０に接続され、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気よりも高圧の水蒸気が高圧蒸気回路４０から供給され、高圧蒸気回路４０から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する高圧蒸気タービン３２とを備える。高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、低圧蒸気タービン３１の上流側において低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気から熱交換により熱を受ける。低圧蒸気タービン３１は、実施形態の発電システム１００の蒸気タービン３に相当する。
　変形例４に係る発電システム１００Ｄは、実施形態の発電システム１００の燃料電池１を設けていない。尚、発電システム１００Ｄは、燃料電池１を設けてもよく、燃料電池１の有無に関わらない。また、発電システム１００Ｄは、実施形態の発電システム１００の燃料電池１、水電解装置７、水素蓄熱器１０、酸素蓄熱器１１、水素圧力調節器１２及び酸素圧力調節器１３を設けていないが、当該機器の少なくとも１つを設けてもよい。
　燃焼器２は、第９ラインＬ９を介して水素貯蔵タンク８に接続されている。燃焼器２は、水素貯蔵タンク８から水素を供給される。燃焼器２は、第１０ラインＬ１０を介して酸素貯蔵タンク９に接続されている。燃焼器２は、酸素貯蔵タンク９から酸素を供給される。
　高圧蒸気タービン３２は、低圧蒸気タービン３１と同軸に配置され、発電機４に連結される。発電機４は、高圧蒸気タービン３２によって駆動されて発電する。尚、発電機４は、実施形態で説明したように低圧蒸気タービン３１によっても駆動されて発電する。
　発電システム１００Ｄは、高圧蒸気回路４０に接続される、復水器４１とポンプ４２と熱交換器４３とをさらに備える。高圧蒸気回路４０は、高圧蒸気タービン３２と復水器４１とポンプ４２と熱交換器４３とが順に配管接続されてなる閉回路である。
　熱交換器４３は、第１１ラインＬ１１と第１３ラインＬ１３との間に配置されている。つまり、熱交換器４３は、実施形態の発電システム１００の冷却器５と置換されている。熱交換器４３は、高圧蒸気回路４０を流通する水と第１１ラインＬ１１を流通する水蒸気との熱交換を行う。熱交換器４３は、例えば、高圧蒸気回路４０を流通する水を液相で加熱するエコノマイザと、エコノマイザによって加熱された水を沸騰させる蒸発器と、蒸発器によって気化された水蒸気を過熱する過熱器とを含む。
　ポンプ４２は、水を熱交換器４３に供給する。熱交換器４３に供給された水は、第１１ラインＬ１１を流通する水蒸気の熱を受けて水蒸気に状態変化する。熱交換器４３により過熱された水蒸気は、高圧蒸気タービン３２に供給される。熱交換器４３の上流で第１１ラインＬ１１を流通する水蒸気の圧力は、例えば、１ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、燃料電池１を設ける場合約２０００℃であり、燃料電池１を設けない場合約３０００℃である。熱交換器４３の下流で高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の圧力は、例えば、２００ａｔｍであり、当該水蒸気の温度は、例えば、５５０℃である。低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の圧力は、例えば、０．９５ａｔｍであるため、高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の圧力は、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の圧力よりも高い。
　復水器４１は、高圧蒸気タービン３２から排出された水蒸気を水に状態変化させる。具体的には、復水器４１は、ケーシング４１０と冷媒回路４１１とを有する。冷媒回路４１１は、冷却塔４１２とポンプ４１３とが配管接続されてなる閉回路である。冷媒回路４１１は、冷媒を循環させる。冷媒は、例えば水である。冷媒回路４１１の一部は、ケーシング４１０内に位置している。
　高圧蒸気タービン３２からの水蒸気は、ケーシング４１０内に供給される。冷却塔４１２により冷却された冷媒は、ポンプ４１３により冷媒回路４１１の一部に送られ、ケーシング４１０内で水蒸気と熱的に接触する。これにより、水蒸気は、冷媒により冷却されて水に戻る。水の圧力は、例えば、０．０５ａｔｍであり、水の温度は、例えば、３２℃である。復水器４１から排出される水は、ポンプ４２により熱交換器４３に供給される。
　変形例４の発電システム１００Ｄによれば、高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、低圧蒸気タービン３１の上流側において低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気から熱交換により熱を受けるので、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の熱を高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の加熱に利用することができる。これにより、熱効率を向上できて、発電効率を向上できる。
　一方、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気を高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気によって冷却することができる。これにより、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の温度を低圧蒸気タービン３１の耐熱温度に対応させることができる。
　尚、その他の構成、作用及び効果については、その説明を省略するが、実施形態に係る発電システム１００の説明を変形例４に係る発電システム１００Ｄの説明に用いることができる。
　《その他の実施形態》
　以上のように、本出願において開示する技術の例示として、前記実施形態を説明した。しかしながら、本開示における技術は、これに限定されず、適宜、変更、置き換え、付加、省略などを行った実施の形態にも適用可能である。また、前記実施形態で説明した各構成要素を組み合わせて、新たな実施の形態とすることも可能である。また、添付図面及び詳細な説明に記載された構成要素の中には、課題解決のために必須な構成要素だけでなく、前記技術を例示するために、課題解決のためには必須でない構成要素も含まれ得る。そのため、それらの必須ではない構成要素が添付図面や詳細な説明に記載されていることをもって、直ちに、それらの必須ではない構成要素が必須であるとの認定をするべきではない。
　本開示の蒸気機関は、蒸気タービンであるが、蒸気タービンに限定されずに他の構成であってもよい。具体的には、蒸気機関は、速度型蒸気機関及び容積型蒸気機関を含む。速度型蒸気機関は、蒸気タービンを含む。容積型蒸気機関は、レシプロエンジン及びロータリエンジンを含む。蒸気機関は、内燃機関を含む。
　発電システム１００において、冷却器５は省略されてもよい。或いは、発電システム１００は、冷却器５の代わりに、冷媒回路に接続された熱交換器を配置してもよい。この場合、熱交換器において冷媒回路を流れる冷媒により燃焼器２から排出される水蒸気を冷却するようにしてもよい。
　発電システム１００において、復水器６は省略されてもよい。発電システム１００において、水電解装置７は省略されてもよい。例えば、蒸気タービン３から排出された水蒸気は、再利用されないで排水されてもよい。
　発電システム１００において、水素貯蔵タンク８は省略されてもよい。発電システム１００において、水素蓄熱器１０は省略されてもよい。或いは、発電システム１００は、水素蓄熱器１０の代わりに、蓄熱機能のない加熱器を配置してもよい。この場合、加熱器は、燃料電池１に供給される前の水素を加熱する。
　発電システム１００において、酸素貯蔵タンク９は省略されてもよい。発電システム１００において、酸素蓄熱器１１は省略されてもよい。或いは、発電システム１００は、酸素蓄熱器１１の代わりに、蓄熱機能のない加熱器を配置してもよい。この場合、加熱器は、燃料電池１に供給される前の酸素を加熱する。
　発電システム１００において、制御装置２０により第１運転モードと第２運転モードとの切り替えを行っているが、作業者の手動により第１運転モードと第２運転モードとの切り替えを行ってもよい。
　発電システム１００において、第１ラインＬ１の代わりに、水素貯蔵タンク８から水素蓄熱器１０に向かう方向に水素を流すラインと、水素蓄熱器１０から水素貯蔵タンク８に向かう方向に水素を流すラインとを別々に配置してもよい。発電システム１００において、第２ラインＬ２の代わりに、水素蓄熱器１０から水素圧力調節器１２に向かう方向に水素を流すラインと、水素圧力調節器１２から水素蓄熱器１０に向かう方向に水素を流すラインとを別々に配置してもよい。発電システム１００において、水素圧力調節器１２の代わりに、コンプレッサとエキスパンダとを別々に配置してもよい。
　発電システム１００において、第５ラインＬ５の代わりに、酸素貯蔵タンク９から酸素蓄熱器１１に向かう方向に酸素を流すラインと、酸素蓄熱器１１から酸素貯蔵タンク９に向かう方向に酸素を流すラインとを別々に配置してもよい。発電システム１００において、第６ラインＬ６の代わりに、酸素蓄熱器１１から酸素圧力調節器１３に向かう方向に酸素を流すラインと、酸素圧力調節器１３から酸素蓄熱器１１に向かう方向に酸素を流すラインとを別々に配置してもよい。発電システム１００において、酸素圧力調節器１３の代わりに、コンプレッサとエキスパンダとを別々に配置してもよい。
　発電システム１００において、水タンク１５は省略されてもよい。このとき、水電解装置７は、復水器６に直接に接続されていてもよい。
　変形例１から変形例４において、発電機４は、低圧蒸気タービン３１及び高圧蒸気タービン３２のそれぞれに駆動されるが、発電機４は、低圧蒸気タービン３１に駆動される第１発電機と高圧蒸気タービン３２に駆動される第２発電機とを含んでいてもよい。また、高圧蒸気タービン３２と低圧蒸気タービン３１とは同軸に配置されなくてもよく、高圧蒸気タービン３２と低圧蒸気タービン３１とは、それぞれ異なる軸を介して、発電機４に連結されてもよい。具体的には、高圧蒸気タービン３２の軸と低圧蒸気タービン３１の軸とをギアボックスで連結するようにしてもよい。
　本明細書で開示する要素の機能は、汎用プロセッサ、特殊用途プロセッサ、集積回路、ASICs（Application Specific Integrated Circuits）、FPGAs （Field Programmable Gate Arrays）、及び／又は、従来の回路を含む、１つ又は複数の回路又は処理回路を使用して実装されてもよい。本明細書で開示する要素の機能は、汎用プロセッサ、特殊用途プロセッサ、集積回路、ASICs、FPGAsおよび従来の回路の組み合わせを含む１つ又は複数の回路又は処理回路を使用して実装されてもよい。１つ又は複数の回路又は処理回路は、１つ又は複数のメモリに対して一緒に又は個別に記憶された１つ又は複数のプログラムを使用してプログラムされるか、又は開示される機能を実行するように他の方法で構成されてもよい。プロセッサは、トランジスタおよびその他の回路を含むため、処理回路又は回路と見なされる。プロセッサは、メモリに記憶されたプログラムを実行する、プログラムされたプロセッサであってもよい。本開示において、回路、ユニット、又は手段は、列挙された機能を単独で、又は互いの組み合わせで実行するハードウェアであるか、あるいは、列挙された機能を単独で、又は互いの組み合わせで実行するようにプログラムされたハードウェアである。ハードウェアは、本明細書に開示されたハードウェアであって、列挙された機能を実行するようにプログラムまたは構成されているものであれば、どのようなハードウェアであってもよい。
　コンピュータ命令を含むコンピュータプログラムはメモリに格納されている。コンピュータ命令は、ハードウェアが本明細書に開示された方法を実行できるロジック及びルーチンを提供する。ハードウェアは、例えば処理回路又は回路を含む。コンピュータプログラムは、コンピュータ可読記憶媒体、コンピュータプログラム製品、メモリ装置、CD-ROMまたはDVDのような記録媒体、及び／又はFPGAsまたはASICsのメモリにて、既知のフォーマットで実装されてもよい。
　［態様］
　上述した実施形態は、以下の態様の具体例である。
　（態様１）
　発電システム１００，１００Ａ，１００Ｂは、水素及び酸素から電気を生成する燃料電池１と、前記燃料電池１から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する燃焼器２と、前記燃焼器２から供給される水蒸気により動作し発電機４を駆動する蒸気タービン３（蒸気機関の一例）とを備える。
　この構成によれば、燃料電池１から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成し、当該水蒸気により蒸気タービン３を動作させて発電機４を駆動するので、発電効率を向上できる。
　（態様２）
　態様１に記載の発電システム１００，１００Ａ，１００Ｂにおいて、前記燃焼器２と前記蒸気タービン３との間に接続され、前記燃焼器２から供給される水蒸気に水を注入して水蒸気を冷却する冷却器５をさらに備え、前記蒸気タービン３は、前記燃焼器２から供給され且つ前記冷却器５により冷却される水蒸気により動作する。
　この構成によれば、冷却器５は燃焼器２からの水蒸気を冷却するので、蒸気タービン３に供給される水蒸気の温度を蒸気タービン３の耐熱温度に対応させることができる。
　また、冷却器５は燃焼器２からの水蒸気に水を注入するので、蒸気タービン３に供給される水蒸気の流量を増加することができ、蒸気タービン３の出力を増加することができる。
　（態様３）
　態様１又は態様２に記載の発電システム１００，１００Ａ，１００Ｂにおいて、前記蒸気タービン３から排出される水蒸気を水に状態変化させる復水器６と、前記復水器６から供給される水を電気分解して水素及び酸素を生成する水電解装置７とをさらに備え、前記燃料電池１は、前記水電解装置７により生成される水素及び酸素から電気を生成する。
　この構成によれば、蒸気タービン３から排出された水蒸気を蒸気タービン３の動作に再利用することができる。
　（態様４）
　態様１乃至態様３の何れか１つに記載の発電システム１００，１００Ａ，１００Ｂにおいて、水素を貯蔵する水素貯蔵タンク８と、前記水素貯蔵タンク８と前記水電解装置７との間、及び、前記水素貯蔵タンク８と前記燃料電池１との間に接続される水素蓄熱器１０とをさらに備え、前記水素蓄熱器１０は、前記水電解装置７によって生成された後で前記水素貯蔵タンク８に貯蔵される前の水素から熱を吸収して蓄熱し、一方、前記水素貯蔵タンク８から放出された後で前記燃料電池１に供給される前の水素に熱を放出して加熱する。
　この構成によれば、水素貯蔵タンク８に貯蔵される前の水素から吸収した熱を、燃料電池１に供給される前の水素の加熱に利用することができる。
　（態様５）
　態様１乃至態様４の何れか１つに記載の発電システム１００，１００Ａ，１００Ｂにおいて、酸素を貯蔵する酸素貯蔵タンク９と、前記酸素貯蔵タンク９と前記水電解装置７との間、及び、前記酸素貯蔵タンク９と前記燃料電池１との間に接続される酸素蓄熱器１１とをさらに備え、前記酸素蓄熱器１１は、前記水電解装置７によって生成された後で前記酸素貯蔵タンク９に貯蔵される前の酸素から熱を吸収して蓄熱し、一方、前記酸素貯蔵タンク９から放出された後で前記燃料電池１に供給される前の酸素に熱を放出して加熱する。
　この構成によれば、酸素貯蔵タンク９に貯蔵される前の酸素から吸収した熱を、燃料電池１に供給される前の酸素の加熱に利用することができる。
　（態様６）
　態様１乃至態様５の何れか１つに記載の発電システム１００Ａにおいて、前記蒸気タービン３は、低圧蒸気タービン３１を含み、水又は水蒸気が循環する高圧蒸気回路４０と、前記高圧蒸気回路４０に接続され、前記低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気よりも高圧の水蒸気が前記高圧蒸気回路４０から供給される高圧蒸気タービン３２とをさらに備え、前記高圧蒸気タービン３２は、前記高圧蒸気回路４０から供給される水蒸気により動作し前記発電機４を駆動し、前記高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、前記低圧蒸気タービン３１の下流側において前記低圧蒸気タービン３１から排出される水蒸気から熱交換により熱を受ける。
　この構成によれば、低圧蒸気タービン３１から排出される水蒸気の熱を高圧蒸気タービン３２に供給する水蒸気の加熱に利用することができる。これにより、熱効率を向上できて、発電効率を向上できる。
　（態様７）
　態様１乃至態様６の何れか１つに記載の発電システム１００Ｂにおいて、前記蒸気タービン３は、低圧蒸気タービン３１を含み、水又は水蒸気が循環する高圧蒸気回路４０と、前記高圧蒸気回路４０に接続され、前記低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気よりも高圧の水蒸気が前記高圧蒸気回路４０から供給される高圧蒸気タービン３２とをさらに備え、前記高圧蒸気タービン３２は、前記高圧蒸気回路４０から供給される水蒸気により動作し前記発電機４を駆動し、前記高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気は、前記低圧蒸気タービン３１の上流側において前記低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気から熱交換により熱を受ける。
　この構成によれば、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の熱を高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気の加熱に利用することができる。これにより、熱効率を向上できて、発電効率を向上できる。
　一方、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気を高圧蒸気タービン３２に供給される水蒸気によって冷却することができる。これにより、低圧蒸気タービン３１に供給される水蒸気の温度を低圧蒸気タービン３１の耐熱温度に対応させることができる。

 

Claims (7)

  1. 　水素及び酸素から電気を生成する燃料電池と、
    　前記燃料電池から供給される未反応の水素及び酸素を燃焼して内部で水蒸気を生成する燃焼器と、
    　前記燃焼器から供給される水蒸気により動作し発電機を駆動する蒸気機関とを備える発電システム。
  2. 　請求項１に記載の発電システムにおいて、
    　前記燃焼器と前記蒸気機関との間に接続され、前記燃焼器から供給される水蒸気に水を注入して水蒸気を冷却する冷却器をさらに備え、
    　前記蒸気機関は、前記燃焼器から供給され且つ前記冷却器により冷却される水蒸気により動作する発電システム。
  3. 　請求項１に記載の発電システムにおいて、
    　前記蒸気機関から排出される水蒸気を水に状態変化させる復水器と、
    　前記復水器から供給される水を電気分解して水素及び酸素を生成する水電解装置とをさらに備え、
    　前記燃料電池は、前記水電解装置により生成される水素及び酸素から電気を生成する発電システム。
  4. 　請求項３に記載の発電システムにおいて、
    　水素を貯蔵する水素貯蔵タンクと、
    　前記水素貯蔵タンクと前記水電解装置との間、及び、前記水素貯蔵タンクと前記燃料電池との間に接続される水素蓄熱器とをさらに備え、
    　前記水素蓄熱器は、前記水電解装置によって生成された後で前記水素貯蔵タンクに貯蔵される前の水素から熱を吸収して蓄熱し、一方、前記水素貯蔵タンクから放出された後で前記燃料電池に供給される前の水素に熱を放出して加熱する発電システム。
  5. 　請求項３又は４に記載の発電システムにおいて、
    　酸素を貯蔵する酸素貯蔵タンクと、
    　前記酸素貯蔵タンクと前記水電解装置との間、及び、前記酸素貯蔵タンクと前記燃料電池との間に接続される酸素蓄熱器とをさらに備え、
    　前記酸素蓄熱器は、前記水電解装置によって生成された後で前記酸素貯蔵タンクに貯蔵される前の酸素から熱を吸収して蓄熱し、一方、前記酸素貯蔵タンクから放出された後で前記燃料電池に供給される前の酸素に熱を放出して加熱する発電システム。
  6. 　請求項１に記載の発電システムにおいて、
    　前記蒸気機関は、低圧蒸気タービンを含み、
    　水又は水蒸気が循環する高圧蒸気回路と、
    　前記高圧蒸気回路に接続され、前記低圧蒸気タービンに供給される水蒸気よりも高圧の水蒸気が前記高圧蒸気回路から供給される高圧蒸気タービンとをさらに備え、
    　前記高圧蒸気タービンは、前記高圧蒸気回路から供給される水蒸気により動作し前記発電機を駆動し、
    　前記高圧蒸気タービンに供給される水蒸気は、前記低圧蒸気タービンの下流側において前記低圧蒸気タービンから排出される水蒸気から熱交換により熱を受ける発電システム。
  7. 　請求項１に記載の発電システムにおいて、
    　前記蒸気機関は、低圧蒸気タービンを含み、
    　水又は水蒸気が循環する高圧蒸気回路と、
    　前記高圧蒸気回路に接続され、前記低圧蒸気タービンに供給される水蒸気よりも高圧の水蒸気が前記高圧蒸気回路から供給される高圧蒸気タービンとをさらに備え、
    　前記高圧蒸気タービンは、前記高圧蒸気回路から供給される水蒸気により動作し前記発電機を駆動し、
    　前記高圧蒸気タービンに供給される水蒸気は、前記低圧蒸気タービンの上流側において前記低圧蒸気タービンに供給される水蒸気から熱交換により熱を受ける発電システム。

     
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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JP2005038817A (ja) * 2003-06-30 2005-02-10 Kawasaki Heavy Ind Ltd 燃料電池・常圧タービン・ハイブリッドシステム
US20060003207A1 (en) * 2004-06-30 2006-01-05 Chellappa Balan Integrated power plant and system and method incorporating the same
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