JP7770376B2 - fuel cell system - Google Patents
fuel cell systemInfo
- Publication number
- JP7770376B2 JP7770376B2 JP2023203659A JP2023203659A JP7770376B2 JP 7770376 B2 JP7770376 B2 JP 7770376B2 JP 2023203659 A JP2023203659 A JP 2023203659A JP 2023203659 A JP2023203659 A JP 2023203659A JP 7770376 B2 JP7770376 B2 JP 7770376B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- exhaust gas
- path
- fuel cell
- anode
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Classifications
-
- 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
Landscapes
- Fuel Cell (AREA)
Description
本開示は、燃料電池システムに関する。 This disclosure relates to a fuel cell system.
コンビニエンスストア、集合住宅、ビルなどの中小規模の電力需要家向けとして、また、工場、データセンターなどの大規模な施設での自家発電およびコジェネレーションとして、固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ：Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）が知られている。ＳＯＦＣは他の方式の燃料電池に比べて動作温度が高く、高い発電効率、様々な燃料に対応可能などの特徴をもつ。ＳＯＦＣは、燃料極と空気極との間に電解質を配置したスタックで発電が行われる。燃料極から排出される燃料極排ガスには二酸化炭素が含まれている。この燃料極排ガスに含まれる二酸化炭素を二酸化炭素分離装置で分離して回収する燃料電池システムが開示されている（例えば、特許文献１参照）。 Solid oxide fuel cells (SOFCs) are known for use by small- to medium-sized power consumers such as convenience stores, apartment complexes, and buildings, as well as for in-house power generation and cogeneration in large facilities such as factories and data centers. Compared to other fuel cell types, SOFCs have features such as a higher operating temperature, high power generation efficiency, and compatibility with a variety of fuels. SOFCs generate power in a stack with an electrolyte placed between the anode and cathode. Carbon dioxide is contained in the anode exhaust gas emitted from the anode. A fuel cell system has been disclosed that separates and recovers the carbon dioxide contained in this anode exhaust gas using a carbon dioxide separation device (see, for example, Patent Document 1).
しかしながら、従来の燃料電池システムにおいては、燃料極排ガスを直接二酸化炭素分離装置に供給しているので、回収された二酸化炭素の濃度が低いという問題があった。 However, in conventional fuel cell systems, the anode exhaust gas is supplied directly to the carbon dioxide separation device, which poses the problem of low concentration of recovered carbon dioxide.
本開示は、上述の課題を解決するためになされたもので、回収された二酸化炭素の濃度が高い燃料電池システムを提供することを目的とする。 This disclosure has been made to solve the above-mentioned problems, and aims to provide a fuel cell system that recovers carbon dioxide at a high concentration.
本開示の燃料電池システムは、燃料電池と、燃料電池から排出される燃料極排ガスから二酸化炭素を回収する二酸化炭素回収部とを有する燃料電池システムであって、燃料電池は、電解質を挟んで対向配置された空気極および燃料極を有するスタックと、原燃料に水蒸気および燃料極から排出された燃料極排ガスを混合する混合器と、混合器で水蒸気および燃料極排ガスが混合された原燃料を改質して改質ガスを生成する改質器と、改質器の内部に設けられた改質触媒を高温に保持する燃焼器と、改質ガスを燃料極へ送る改質ガス供給経路と、空気極から排出される空気極排ガスを燃焼器へ送る空気極排ガス経路と、燃料極排ガスが流れる燃料極排ガス経路と、二酸化炭素回収部から送られてくる水素リッチガスを燃焼器へ送る水素回収経路とを備えており、燃料極排ガス経路は、燃料極排ガスを混合器へ送る燃料極排ガスリサイクル経路と燃料極排ガスを二酸化炭素回収部へ送る二酸化炭素回収経路とに分岐されている。二酸化炭素回収部は、二酸化炭素回収経路を流れる燃料極排ガスを加圧する圧縮機と、圧縮機で加圧された燃料極排ガスから二酸化炭素と水素リッチガスとに分離する二酸化炭素分離部と、二酸化炭素分離部で分離された二酸化炭素の一部を二酸化炭素分離部の下流から圧縮機の上流へ戻すリサイクル経路とを備えている。 The fuel cell system disclosed herein has a fuel cell and a carbon dioxide capture unit that captures carbon dioxide from anode exhaust gas emitted from the fuel cell. The fuel cell includes a stack having an air electrode and an anode arranged opposite each other with an electrolyte between them; a mixer that mixes raw fuel with steam and anode exhaust gas emitted from the anode; a reformer that reforms the raw fuel mixed with steam and anode exhaust gas in the mixer to produce reformed gas; a combustor that maintains a reforming catalyst installed inside the reformer at a high temperature; a reformed gas supply path that sends the reformed gas to the anode; an air electrode exhaust gas path that sends air electrode exhaust gas emitted from the air electrode to the combustor; an anode exhaust gas path through which anode exhaust gas flows; and a hydrogen recovery path that sends hydrogen-rich gas sent from the carbon dioxide capture unit to the combustor. The anode exhaust gas path is branched into an anode exhaust gas recycling path that sends anode exhaust gas to the mixer and a carbon dioxide capture path that sends anode exhaust gas to the carbon dioxide capture unit. The carbon dioxide capture unit includes a compressor that pressurizes the anode exhaust gas flowing through the carbon dioxide capture path, a carbon dioxide separation unit that separates the anode exhaust gas pressurized by the compressor into carbon dioxide and hydrogen-rich gas, and a recycle path that returns a portion of the carbon dioxide separated in the carbon dioxide separation unit from downstream of the carbon dioxide separation unit to upstream of the compressor.
本開示の燃料電池システムは、二酸化炭素分離部で分離された二酸化炭素の一部を二酸化炭素分離部の下流から圧縮機の上流へ戻すリサイクル経路を備えているので、回収された二酸化炭素の濃度を向上させることができる。 The fuel cell system disclosed herein is equipped with a recycle path that returns a portion of the carbon dioxide separated in the carbon dioxide separation unit from downstream of the carbon dioxide separation unit to upstream of the compressor, thereby improving the concentration of recovered carbon dioxide.
以下、本開示を実施するための実施の形態に係る燃料電池システムについて、図面を参照して詳細に説明する。なお、各図において同一符号は同一もしくは相当部分を示している。 Fuel cell systems according to embodiments of the present disclosure will be described in detail below with reference to the drawings. Note that the same reference numerals in each drawing indicate the same or equivalent parts.
実施の形態１．
図１は、実施の形態１に係る燃料電池システムの構成図である。図１に示すように、本実施の形態に係る燃料電池システム１００は、燃料電池１と二酸化炭素回収部２とで構成されている。本実施の形態において、燃料電池１はＳＯＦＣとして説明する。
Embodiment 1.
Fig. 1 is a configuration diagram of a fuel cell system according to embodiment 1. As shown in Fig. 1, a fuel cell system 100 according to this embodiment is composed of a fuel cell 1 and a carbon dioxide capture unit 2. In this embodiment, the fuel cell 1 will be described as an SOFC.
始めに、燃料電池１の構成を説明する。
燃料電池１は、スタック１１と改質器１２とを有している。スタック１１は、空気極１３および燃料極１４と、空気極１３と燃料極１４との間に設置された電解質１５とで構成されている。空気極１３には、空気供給源３から空気用熱交換器１６および空気供給経路Ｌ１を経由して空気が供給される。燃料極１４には、原燃料供給源４から混合器１７、改質器１２および改質ガス供給経路Ｌ２を経由し改質ガスが供給される。本実施の形態の燃料電池システム１００においては、原燃料としてメタンを主成分とする都市ガスを用いている。原燃料としては都市ガスの他にプロパン、ブタンなどの液化石油ガス（ＬＰガス）、バイオガスなどを用いることができる。
First, the configuration of the fuel cell 1 will be described.
The fuel cell 1 has a stack 11 and a reformer 12. The stack 11 is composed of an air electrode 13, an anode 14, and an electrolyte 15 disposed between the air electrode 13 and the anode 14. Air is supplied to the air electrode 13 from an air supply source 3 via an air heat exchanger 16 and an air supply path L1. Reformed gas is supplied to the anode 14 from a raw fuel supply source 4 via a mixer 17, the reformer 12, and a reformed gas supply path L2. In the fuel cell system 100 of this embodiment, city gas containing methane as a main component is used as the raw fuel. In addition to city gas, liquefied petroleum gas (LP gas) such as propane or butane, biogas, etc. can also be used as the raw fuel.
スタック１１の温度は、図示していない断熱ボックスによって６００～１０００℃に保持されている。スタック１１の空気極１３では、次の反応式（１）に示す還元反応が進行する。空気極１３においては、空気供給経路Ｌ１より供給された空気中の酸素が、スタック１１に接続された負荷より電子を受け取って酸素イオンに変化する。反応後の空気極排ガスは、空気極排ガス経路Ｌ３へ排出される。
１／２Ｏ２ ＋ ２ｅ－ → Ｏ２－ ・・・・・・（１）
還元反応で生成された酸素イオンは、電解質１５を経由して燃料極１４に移動する。空気極排ガス経路Ｌ３を流れる空気極排ガスは、空気供給経路Ｌ１を流れる空気に比べて酸素が減少した組成となっている。
The temperature of the stack 11 is maintained at 600 to 1000°C by an insulating box (not shown). At the air electrode 13 of the stack 11, a reduction reaction shown in the following reaction formula (1) proceeds. At the air electrode 13, oxygen in the air supplied from the air supply path L1 receives electrons from the load connected to the stack 11 and is converted into oxygen ions. The air electrode exhaust gas after the reaction is discharged to the air electrode exhaust gas path L3.
1/2O 2 + 2e − → O 2−・・・・・・(1)
Oxygen ions produced by the reduction reaction move to the fuel electrode 14 via the electrolyte 15. The air electrode exhaust gas flowing through the air electrode exhaust gas path L3 has a composition in which oxygen is reduced compared to the air flowing through the air supply path L1.
原燃料供給源４から供給される原燃料は、混合器１７で水蒸気および燃料極排ガスが混合されて改質器１２に送られる。改質器１２の内部に設置された改質触媒で改質反応が行われるためには改質触媒を５００～７００℃に昇温する必要がある。改質触媒を昇温するために、改質器１２には燃焼器１８が併設されている。燃焼器１８の燃焼熱で改質器１２の改質触媒を５００～７００℃に昇温する。改質器１２においては、改質触媒によって次の反応式（２）および（３）の改質反応が進行し、原燃料から水素を一定量含有する改質ガスに変換される。
ＣＨ４ ＋ Ｈ２Ｏ → ＣＯ ＋ ３Ｈ２ ・・・（２）
ＣＯ ＋ Ｈ２Ｏ → ＣＯ２ ＋ Ｈ２ ・・・・（３）
改質ガスには、水素、水蒸気、一酸化炭素、二酸化炭素および未反応のメタンが含まれている。改質ガスは、改質ガス供給経路Ｌ２を経由して燃料極１４に供給される。
The raw fuel supplied from the raw fuel supply source 4 is mixed with steam and anode exhaust gas in a mixer 17 and sent to the reformer 12. In order for a reforming reaction to occur in the reforming catalyst installed inside the reformer 12, the reforming catalyst needs to be heated to 500 to 700°C. In order to heat the reforming catalyst, a combustor 18 is provided adjacent to the reformer 12. The reforming catalyst in the reformer 12 is heated to 500 to 700°C by the combustion heat of the combustor 18. In the reformer 12, the reforming reactions of the following reaction formulas (2) and (3) proceed due to the reforming catalyst, and the raw fuel is converted into a reformed gas containing a certain amount of hydrogen.
CH 4 + H 2 O → CO + 3H 2 ...(2)
CO + H 2 O → CO 2 + H 2 (3)
The reformed gas contains hydrogen, water vapor, carbon monoxide, carbon dioxide, and unreacted methane, and is supplied to the fuel electrode 14 via a reformed gas supply path L2.
スタック１１の燃料極１４では、次の反応式（４）に示す酸化反応が進行する。すなわち、燃料極１４においては、電解質１５を経由して空気極１３から移動してきた酸素イオンが、燃料極１４に供給された水素と反応して水と電子とに変化する。燃料極１４から燃料極排ガスが燃料極排ガス経路Ｌ４へ排出される。
Ｏ２－ ＋ Ｈ２ → Ｈ２Ｏ ＋ ２ｅ－ （４）
なお、スタック１１の燃料極１４に供給されたメタンおよび水蒸気は、内部改質反応といわれる化学反応によりスタック１１の内部で水素、一酸化炭素および二酸化炭素に変換される。内部改質反応は、上記の反応式（２）および（３）の改質反応と同じである。
At the anode 14 of the stack 11, an oxidation reaction shown in the following reaction formula (4) proceeds. That is, at the anode 14, oxygen ions that have migrated from the cathode 13 via the electrolyte 15 react with hydrogen supplied to the anode 14 to convert into water and electrons. Anode exhaust gas is discharged from the anode 14 to anode exhaust gas path L4.
O 2- + H 2 → H 2 O + 2e - (4)
The methane and water vapor supplied to the anode 14 of the stack 11 are converted into hydrogen, carbon monoxide, and carbon dioxide inside the stack 11 through a chemical reaction known as an internal reforming reaction. The internal reforming reaction is the same as the reforming reactions of the above-mentioned reaction formulas (2) and (3).
燃料極排ガス経路Ｌ４を流れる燃料極排ガスには、二酸化炭素、水素、水蒸気および一酸化炭素が含まれている。燃料極排ガスの温度は、スタック１１の種類、運転条件などにより異なるが、５００～７００℃である。このような反応によって、スタック１１の空気極１３と燃料極１４との間に接続された負荷に電流を取り出すことができる。 The anode exhaust gas flowing through the anode exhaust gas path L4 contains carbon dioxide, hydrogen, water vapor, and carbon monoxide. The temperature of the anode exhaust gas varies depending on the type of stack 11, operating conditions, etc., but is between 500 and 700°C. This reaction allows current to be drawn from a load connected between the air electrode 13 and anode 14 of the stack 11.
空気極排ガス経路Ｌ３を流れる空気極排ガスは、燃焼器１８に供給される。燃料極排ガス経路Ｌ４には、水蒸気発生器１９および凝縮器２０が設けられている。水蒸気発生器１９は、水供給源５から供給された水を燃料極排ガスの熱を利用して水蒸気に変換する。水蒸気発生器１９で変換された水蒸気は、水蒸気供給経路Ｌ５を経由して混合器１７に送られる。凝縮器２０は、燃料極排ガス中に含まれる水蒸気を液体の水に変換し、その水は水供給源５に送られる。 The air electrode exhaust gas flowing through the air electrode exhaust gas path L3 is supplied to the combustor 18. A water vapor generator 19 and a condenser 20 are provided in the anode exhaust gas path L4. The water vapor generator 19 converts water supplied from the water supply source 5 into water vapor using the heat of the anode exhaust gas. The water vapor converted by the water vapor generator 19 is sent to the mixer 17 via the water vapor supply path L5. The condenser 20 converts the water vapor contained in the anode exhaust gas into liquid water, which is sent to the water supply source 5.
燃料極排ガス経路Ｌ４は、凝縮器２０の下流で２つの経路に分岐されている。一方の経路は燃料極排ガスリサイクル経路Ｌ６であり、リサイクルブロア２１を経由して混合器１７に接続されている。他方の経路は二酸化炭素回収経路Ｌ７であり、二酸化炭素回収部２に接続されている。 The anode exhaust gas path L4 branches into two paths downstream of the condenser 20. One path is the anode exhaust gas recycle path L6, which is connected to the mixer 17 via the recycle blower 21. The other path is the carbon dioxide recovery path L7, which is connected to the carbon dioxide recovery unit 2.
混合器１７には、原燃料供給源４から原燃料の都市ガスが、水蒸気供給経路Ｌ５から水蒸気が、燃料極排ガスリサイクル経路Ｌ６から燃料極排ガスが供給される。混合器１７は、都市ガスと水蒸気と燃料極排ガスとを混合する。 The mixer 17 is supplied with city gas as raw fuel from the raw fuel supply source 4, water vapor from the water vapor supply path L5, and anode exhaust gas from the anode exhaust gas recycling path L6. The mixer 17 mixes the city gas, water vapor, and anode exhaust gas.
燃焼器１８には、空気極排ガス経路Ｌ３から空気極排ガスが送られてくると共に、後述する二酸化炭素回収部２から水素回収経路Ｌ８を経由して水素が送らてくる。燃焼器１８は、空気極排ガスに含まれる酸素と水素回収経路Ｌ８から供給される水素とを燃焼させて、改質器１２の内部に設置された改質触媒の温度を５００～７００℃に保持する。燃焼器１８で燃焼された燃焼排ガスは、空気用熱交換器１６に送られる。燃焼器１８から排出される燃焼排ガスの温度は、数百度である。空気用熱交換器１６は、燃焼排ガスの熱を利用して空気供給源３から供給される空気の温度を４００～６００℃に昇温させる。 The combustor 18 receives air electrode exhaust gas from the air electrode exhaust gas path L3, as well as hydrogen from the carbon dioxide recovery unit 2 (described below) via the hydrogen recovery path L8. The combustor 18 combusts the oxygen contained in the air electrode exhaust gas with hydrogen supplied from the hydrogen recovery path L8, maintaining the temperature of the reforming catalyst installed inside the reformer 12 at 500-700°C. The combustion exhaust gas combusted in the combustor 18 is sent to the air heat exchanger 16. The temperature of the combustion exhaust gas discharged from the combustor 18 is several hundred degrees. The air heat exchanger 16 uses the heat of the combustion exhaust gas to raise the temperature of the air supplied from the air supply source 3 to 400-600°C.
次に、二酸化炭素回収部２の構成を説明する。
二酸化炭素回収部２は、圧縮機２２および二酸化炭素分離部２３を有している。二酸化炭素回収経路Ｌ７は、圧縮機２２を経由して二酸化炭素分離部２３に接続されている。二酸化炭素分離部２３は、燃料極排ガスを二酸化炭素とそれ以外のガスとに分離する。二酸化炭素分離部２３で分離され二酸化炭素は、二酸化炭素分離部２３を透過して二酸化炭素回収経路Ｌ７に送られる。二酸化炭素分離部２３の下流の二酸化炭素回収経路Ｌ７には、二酸化炭素分離部２３を透過した二酸化炭素の一部を圧縮機２２の上流へ戻すリサイクル経路Ｌ９が設けられている。二酸化炭素回収部２の外部につながる二酸化炭素回収経路Ｌ７は、例えば図示していない二酸化炭素貯蔵タンクに接続されている。二酸化炭素回収部２で回収された二酸化炭素は、二酸化炭素貯蔵タンクに貯蔵される。
Next, the configuration of the carbon dioxide recovery section 2 will be described.
The carbon dioxide capture unit 2 has a compressor 22 and a carbon dioxide separation unit 23. The carbon dioxide capture path L7 is connected to the carbon dioxide separation unit 23 via the compressor 22. The carbon dioxide separation unit 23 separates the anode exhaust gas into carbon dioxide and other gases. The carbon dioxide separated in the carbon dioxide separation unit 23 permeates the carbon dioxide separation unit 23 and is sent to the carbon dioxide capture path L7. The carbon dioxide capture path L7 downstream of the carbon dioxide separation unit 23 is provided with a recycle path L9 that returns a portion of the carbon dioxide that permeates the carbon dioxide separation unit 23 to the upstream of the compressor 22. The carbon dioxide capture path L7, which leads to the outside of the carbon dioxide capture unit 2, is connected to, for example, a carbon dioxide storage tank (not shown). The carbon dioxide captured in the carbon dioxide capture unit 2 is stored in the carbon dioxide storage tank.
二酸化炭素分離部２３は、二酸化炭素分離膜を備えている。この二酸化炭素分離膜は、二酸化炭素を透過させ、二酸化炭素以外の水素などが透過しにくい性質を有している。二酸化炭素分離膜としては、例えばポリイミド、ポリカーボネートなどの高分子膜、ポリアミドアミンデンドリマーなどの促進輸送膜、およびゼオライト、シリカアモルファスなどの無機膜などを用いることができる。二酸化炭素回収経路Ｌ７を流れる燃料極排ガスには、二酸化炭素、水素および一酸化炭素が含まれている。二酸化炭素分離膜における二酸化炭素の分離特性は、二酸化炭素分離膜の上流側と下流側との分圧差が大きいほど高効率になる。そのため、二酸化炭素回収経路Ｌ７を流れる燃料極排ガスを加圧するために、二酸化炭素分離部２３の上流側に圧縮機２２が設けられている。 The carbon dioxide separation unit 23 is equipped with a carbon dioxide separation membrane. This carbon dioxide separation membrane has the property of allowing carbon dioxide to pass through while being resistant to other substances such as hydrogen. Examples of carbon dioxide separation membranes that can be used include polymer membranes such as polyimide and polycarbonate, facilitated transport membranes such as polyamidoamine dendrimers, and inorganic membranes such as zeolites and amorphous silica. The anode exhaust gas flowing through the carbon dioxide capture path L7 contains carbon dioxide, hydrogen, and carbon monoxide. The carbon dioxide separation efficiency of the carbon dioxide separation membrane increases with the partial pressure difference between the upstream and downstream sides of the carbon dioxide separation membrane. Therefore, a compressor 22 is provided upstream of the carbon dioxide separation unit 23 to pressurize the anode exhaust gas flowing through the carbon dioxide capture path L7.
二酸化炭素分離部２３で二酸化炭素から分離されたガスは水素が豊富に含まれるガスである。これ以降、このガスを水素リッチガスと称する。二酸化炭素分離部２３で二酸化炭素から分離された水素リッチガスは、水素回収経路Ｌ８を経由して燃料電池１に備えられた燃焼器１８へ送られる。 The gas separated from carbon dioxide in the carbon dioxide separation unit 23 is a gas rich in hydrogen. Hereinafter, this gas will be referred to as hydrogen-rich gas. The hydrogen-rich gas separated from carbon dioxide in the carbon dioxide separation unit 23 is sent to the combustor 18 provided in the fuel cell 1 via the hydrogen recovery path L8.
リサイクル経路Ｌ９および二酸化炭素回収経路Ｌ７には、流量調整バルブＶ１、Ｖ２がそれぞれ設けられている。また、二酸化炭素回収経路Ｌ７の出口側には、二酸化炭素回収経路Ｌ７を流れる二酸化炭素の濃度を計測するする濃度センサ３１が設けられている。流量調整バルブＶ１は、リサイクル経路Ｌ９を流れるガスの流量を調整する。流量調整バルブＶ２は、二酸化炭素回収経路Ｌ７から二酸化炭素回収部２の外部へ流れるガスの流量を調整する。 Flow control valves V1 and V2 are provided in the recycle path L9 and the carbon dioxide capture path L7, respectively. Furthermore, a concentration sensor 31 is provided at the outlet side of the carbon dioxide capture path L7 to measure the concentration of carbon dioxide flowing through the carbon dioxide capture path L7. The flow control valve V1 adjusts the flow rate of gas flowing through the recycle path L9. The flow control valve V2 adjusts the flow rate of gas flowing from the carbon dioxide capture path L7 to the outside of the carbon dioxide capture unit 2.
多孔質のゼオライトなどで構成された二酸化炭素分離膜においては、二酸化炭素は一旦入口側の細孔に吸着される。細孔に吸着された二酸化炭素が他のガスの分子をブロックする。入口側の細孔に吸着された二酸化炭素は、入口側と出口側との分圧差により出口側へ脱着する。このような仕組みで、二酸化炭素分離膜は、二酸化炭素を透過させ、二酸化炭素以外のガスをブロックしている。なお、ゼオライト以外の二酸化炭素分離膜においても、同様な仕組みで二酸化炭素を選択的に透過させている。 In carbon dioxide separation membranes made from porous materials such as zeolite, carbon dioxide is first adsorbed into the pores on the inlet side. The carbon dioxide adsorbed into the pores blocks other gas molecules. The carbon dioxide adsorbed into the pores on the inlet side is desorbed to the outlet side due to the partial pressure difference between the inlet and outlet sides. In this way, carbon dioxide separation membranes allow carbon dioxide to pass through while blocking gases other than carbon dioxide. Carbon dioxide separation membranes made from materials other than zeolite also selectively allow carbon dioxide to pass through using a similar mechanism.
図２は、本実施の形態に係る燃料電池システムにおける二酸化炭素分離膜の特性図である。図２において、横軸は入口側の二酸化炭素濃度、縦軸は出口側の二酸化炭素濃度である。図２に示すように、入口側の二酸化炭素濃度が低い領域では、細孔に吸着された二酸化炭素の量が少ないため他のガスの分子をブロックする効果が小さく、二酸化炭素以外のガスが二酸化炭素分離膜を透過し易くなる。そのため、入口側の二酸化炭素濃度が低い領域では出口側の二酸化炭素濃度が低くなる。入口側の二酸化炭素濃度が高くなるしたがって出口側の二酸化炭素濃度も高くなり、入口側の二酸化炭素濃度が４０モル％以上で出口側の二酸化炭素濃度が徐々に飽和してくる。なお、図２に示す特性は一例であり、二酸化炭素分離膜の素材によって特性曲線は異なるが、入口側の二酸化炭素濃度が高くなるしたがって出口側の二酸化炭素濃度が高くなる点は同じである。 Figure 2 is a characteristic diagram of the carbon dioxide separation membrane in the fuel cell system according to this embodiment. In Figure 2, the horizontal axis represents the carbon dioxide concentration on the inlet side, and the vertical axis represents the carbon dioxide concentration on the outlet side. As shown in Figure 2, in regions where the carbon dioxide concentration on the inlet side is low, the amount of carbon dioxide adsorbed in the pores is small, so the effect of blocking other gas molecules is small, and gases other than carbon dioxide easily permeate the carbon dioxide separation membrane. Therefore, in regions where the carbon dioxide concentration on the inlet side is low, the carbon dioxide concentration on the outlet side is low. As the carbon dioxide concentration on the inlet side increases, the carbon dioxide concentration on the outlet side also increases, and when the carbon dioxide concentration on the inlet side reaches 40 mol% or more, the carbon dioxide concentration on the outlet side gradually saturates. Note that the characteristics shown in Figure 2 are one example, and the characteristic curve will differ depending on the material of the carbon dioxide separation membrane, but the point remains the same: as the carbon dioxide concentration on the inlet side increases, the carbon dioxide concentration on the outlet side increases.
本実施の形態の燃料電池システムにおいては、二酸化炭素回収経路Ｌ７を流れる二酸化炭素の濃度を濃度センサ３１で計測し、計測された二酸化炭素の濃度が低い場合には流量調整バルブＶ２を絞り流量調整バルブＶ１を開いて二酸化炭素回収経路Ｌ７を流れるガスをリサイクル経路Ｌ９を経由させて圧縮機２２の上流に還流させている。例えば、濃度センサ３１で計測された二酸化炭素の濃度が４０モル％以下の場合は、リサイクル経路Ｌ９を経由して還流させる量を多くし、二酸化炭素の濃度が８０モル％以上に上昇した場合は、還流させる量を少なくする。このように制御することで、二酸化炭素分離部２３の入口側の二酸化炭素濃度を高くして、出口側の二酸化炭素濃度を高くすることができる。 In the fuel cell system of this embodiment, the concentration of carbon dioxide flowing through the carbon dioxide recovery path L7 is measured by the concentration sensor 31, and if the measured carbon dioxide concentration is low, the flow control valve V2 is throttled and the flow control valve V1 is opened to return the gas flowing through the carbon dioxide recovery path L7 to the upstream of the compressor 22 via the recycle path L9. For example, if the carbon dioxide concentration measured by the concentration sensor 31 is 40 mol% or less, the amount returned via the recycle path L9 is increased, and if the carbon dioxide concentration rises to 80 mol% or more, the amount returned is decreased. By controlling in this manner, the carbon dioxide concentration on the inlet side of the carbon dioxide separation unit 23 can be increased, and the carbon dioxide concentration on the outlet side can be increased.
このように、本実施の形態の燃料電池システムにおいては、二酸化炭素分離部で分離された二酸化炭素の一部を二酸化炭素分離部の下流から圧縮機の上流へ戻すリサイクル経路を備えているので、回収された二酸化炭素の濃度を向上させることができる。 In this way, the fuel cell system of this embodiment is equipped with a recycle path that returns a portion of the carbon dioxide separated in the carbon dioxide separation unit from downstream of the carbon dioxide separation unit to upstream of the compressor, thereby improving the concentration of the recovered carbon dioxide.
実施の形態２．
図３は、実施の形態２に係る燃料電池システムの構成図である。本実施の形態に係る燃料電池システム１００は、実施の形態１で説明した燃料電池システムにおいて、二酸化炭素回収部に二酸化炭素変成器が追加されたものである。
Embodiment 2.
3 is a configuration diagram of a fuel cell system according to embodiment 2. A fuel cell system 100 according to this embodiment is the fuel cell system described in embodiment 1, with a carbon dioxide shifter added to the carbon dioxide capture section.
図３に示すように、本実施の形態に係る燃料電池システム１００は、圧縮機２２の上流側の二酸化炭素回収経路Ｌ７に二酸化炭素変成器２４が設けられている。また、実施の形態１の燃料電池の燃料極排ガス経路に設けられていた凝縮器が、本実施の形態の燃料電池では取り除かれている。 As shown in FIG. 3, the fuel cell system 100 according to this embodiment is provided with a carbon dioxide converter 24 in the carbon dioxide recovery path L7 upstream of the compressor 22. Furthermore, the condenser provided in the anode exhaust gas path of the fuel cell according to embodiment 1 has been removed in the fuel cell according to this embodiment.
燃料極１４から排出された燃料極排ガスには、二酸化炭素、水素、水蒸気および一酸化炭素が含まれている。二酸化炭素回収部２の二酸化炭素変成器２４は、燃料極排ガスに含まれる一酸化炭素と水蒸気とを反応させて二酸化炭素と水素とを生成する。二酸化炭素変成器２４で行われる改質反応は、実施の形態１で説明した反応式（３）と同じである。 The anode exhaust gas discharged from the anode 14 contains carbon dioxide, hydrogen, water vapor, and carbon monoxide. The carbon dioxide converter 24 of the carbon dioxide recovery unit 2 reacts the carbon monoxide and water vapor contained in the anode exhaust gas to produce carbon dioxide and hydrogen. The reforming reaction that takes place in the carbon dioxide converter 24 is the same as reaction formula (3) described in embodiment 1.
このように構成された燃料電池システム１００においては、二酸化炭素変成器２４で燃料極排ガスに含まれる一酸化炭素と水蒸気とを反応させて二酸化炭素と水素とを生成させているので、二酸化炭素分離部２３の入口側の二酸化炭素濃度を高くすることができる。その結果、二酸化炭素回収部で回収された二酸化炭素の濃度をさらに向上させることができる。 In the fuel cell system 100 configured in this manner, the carbon dioxide shift converter 24 reacts the carbon monoxide contained in the anode exhaust gas with water vapor to produce carbon dioxide and hydrogen, thereby increasing the carbon dioxide concentration on the inlet side of the carbon dioxide separation unit 23. As a result, the concentration of carbon dioxide recovered in the carbon dioxide recovery unit can be further improved.
また、本実施の形態の燃料電池システムにおいては、二酸化炭素分離部２３に送られる燃料極排ガス中に含まれる水素が増えるので水素回収経路Ｌ８を流れる水素リッチガスの水素濃度も高くなる。そのため、燃焼器１８における燃焼効率も向上する。 In addition, in the fuel cell system of this embodiment, the amount of hydrogen contained in the anode exhaust gas sent to the carbon dioxide separation unit 23 increases, so the hydrogen concentration of the hydrogen-rich gas flowing through the hydrogen recovery path L8 also increases. This also improves the combustion efficiency in the combustor 18.
なお、本実施の形態の燃料電池システムにおいては、燃料極排ガスリサイクル経路Ｌ６を流れる燃料極排ガスにも水蒸気が含まれている。この水蒸気は、燃焼器１８における燃焼には不要である。そのため、燃料極排ガスリサイクル経路Ｌ６を流れる燃料極排ガスから水蒸気を取り除くために、燃料極排ガスリサイクル経路Ｌ６に凝縮器を設けてもよい。 In the fuel cell system of this embodiment, the anode exhaust gas flowing through the anode exhaust gas recycle path L6 also contains water vapor. This water vapor is not necessary for combustion in the combustor 18. Therefore, a condenser may be provided in the anode exhaust gas recycle path L6 to remove water vapor from the anode exhaust gas flowing through the anode exhaust gas recycle path L6.
本開示は、様々な例示的な実施の形態および実施例が記載されているが、１つまたは複数の実施の形態に記載された様々な特徴、態様および機能は特定の実施の形態の適用に限られるのではなく、単独で、または様々な組み合わせで実施の形態に適用可能である。
したがって、例示されていない無数の変形例が、この明細書に開示される技術の範囲内において想定される。例えば、少なくとも１つの構成要素を変形する場合、追加する場合または省略する場合、さらには、少なくとも１つの構成要素を抽出し、他の実施の形態の構成要素と組み合わせる場合が含まれるものとする。
While the present disclosure describes various exemplary embodiments and examples, the various features, aspects, and functions described in one or more embodiments are not limited to application to a particular embodiment, but may be applied to the embodiments alone or in various combinations.
Therefore, countless variations not illustrated are conceivable within the scope of the technology disclosed in this specification, including, for example, cases where at least one component is modified, added, or omitted, and cases where at least one component is extracted and combined with components of another embodiment.
１ 燃料電池、２ 二酸化炭素回収部、３ 空気供給源、４ 原燃料供給源、５ 水供給源、１１ スタック、１２ 改質器、１３ 空気極、１４ 燃料極、１５ 電解質、１６ 空気用熱交換器、１７ 混合器、１８ 燃焼器、１９ 水蒸気発生器、２０ 凝縮器、２１ リサイクルブロア、２２ 圧縮機、２３ 二酸化炭素分離部、２４ 二酸化炭素変成器、３１ 濃度センサ、１００ 燃料電池システム、Ｌ１ 空気供給経路、Ｌ２ 改質ガス供給経路、Ｌ３ 空気極排ガス経路、Ｌ４ 燃料極排ガス経路、Ｌ５ 水蒸気供給経路、Ｌ６ 燃料極排ガスリサイクル経路、Ｌ７ 二酸化炭素回収経路、Ｌ８ 水素回収経路、Ｌ９ リサイクル経路、Ｖ１、Ｖ２ 流量調整バルブ。 1 fuel cell, 2 carbon dioxide recovery unit, 3 air supply source, 4 raw fuel supply source, 5 water supply source, 11 stack, 12 reformer, 13 air electrode, 14 fuel electrode, 15 electrolyte, 16 air heat exchanger, 17 mixer, 18 combustor, 19 steam generator, 20 condenser, 21 recycle blower, 22 compressor, 23 carbon dioxide separation unit, 24 carbon dioxide transformer, 31 concentration sensor, 100 fuel cell system, L1 air supply path, L2 reformed gas supply path, L3 air electrode exhaust gas path, L4 fuel electrode exhaust gas path, L5 steam supply path, L6 fuel electrode exhaust gas recycling path, L7 carbon dioxide recovery path, L8 hydrogen recovery path, L9 recycling path, V1, V2 flow rate adjustment valves.
Claims (2)
前記燃料電池は、電解質を挟んで対向配置された空気極および燃料極を有するスタックと、原燃料に水蒸気および前記燃料極から排出された前記燃料極排ガスを混合する混合器と、前記混合器で前記水蒸気および前記燃料極排ガスが混合された前記原燃料を改質して改質ガスを生成する改質器と、前記改質器の内部に設けられた改質触媒を高温に保持する燃焼器と、前記改質ガスを前記燃料極へ送る改質ガス供給経路と、前記空気極から排出される空気極排ガスを前記燃焼器へ送る空気極排ガス経路と、前記燃料極排ガスが流れる燃料極排ガス経路と、前記二酸化炭素回収部から送られてくる水素リッチガスを前記燃焼器へ送る水素回収経路とを備えており、
前記燃料極排ガス経路は、前記燃料極排ガスを前記混合器へ送る燃料極排ガスリサイクル経路と前記燃料極排ガスを前記二酸化炭素回収部へ送る二酸化炭素回収経路とに分岐されており、
前記二酸化炭素回収部は、前記二酸化炭素回収経路を流れる前記燃料極排ガスを加圧する圧縮機と、前記圧縮機で加圧された前記燃料極排ガスから二酸化炭素と前記水素リッチガスとに分離する二酸化炭素分離部と、前記二酸化炭素分離部で分離された二酸化炭素の一部を前記二酸化炭素分離部の下流から前記圧縮機の上流へ戻すリサイクル経路とを備えたことを特徴とする燃料電池システム。 A fuel cell system having a fuel cell and a carbon dioxide recovery unit that recovers carbon dioxide from a fuel electrode exhaust gas discharged from the fuel cell,
the fuel cell comprises a stack having an air electrode and an anode arranged opposite to each other with an electrolyte therebetween, a mixer that mixes steam and the anode exhaust gas discharged from the anode with a raw fuel, a reformer that generates a reformed gas by reforming the raw fuel mixed with the steam and the anode exhaust gas in the mixer, a combustor that maintains a reforming catalyst provided inside the reformer at a high temperature, a reformed gas supply path that sends the reformed gas to the anode, a cathode exhaust gas path that sends the air electrode exhaust gas discharged from the air electrode to the combustor, a fuel electrode exhaust gas path through which the anode exhaust gas flows, and a hydrogen recovery path that sends hydrogen-rich gas sent from the carbon dioxide recovery unit to the combustor,
the anode exhaust gas path is branched into an anode exhaust gas recycling path that sends the anode exhaust gas to the mixer and a carbon dioxide recovery path that sends the anode exhaust gas to the carbon dioxide recovery unit,
a carbon dioxide recovery unit that separates the anode exhaust gas pressurized by the compressor into carbon dioxide and the hydrogen-rich gas; and a recycle path that returns a portion of the carbon dioxide separated by the carbon dioxide separation unit from downstream of the carbon dioxide separation unit to upstream of the compressor.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2023203659A JP7770376B2 (en) | 2023-12-01 | 2023-12-01 | fuel cell system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2023203659A JP7770376B2 (en) | 2023-12-01 | 2023-12-01 | fuel cell system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2025088875A JP2025088875A (en) | 2025-06-12 |
| JP7770376B2 true JP7770376B2 (en) | 2025-11-14 |
Family
ID=95983325
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2023203659A Active JP7770376B2 (en) | 2023-12-01 | 2023-12-01 | fuel cell system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP7770376B2 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2008108620A (en) | 2006-10-26 | 2008-05-08 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | Fuel cell power generation system and its carbon dioxide recovery method |
| JP2008108619A (en) | 2006-10-26 | 2008-05-08 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | Fuel cell power generation system and its carbon dioxide recovery method |
| JP2013045535A (en) | 2011-08-23 | 2013-03-04 | Tokyo Gas Co Ltd | Carbonic acid gas recovery type fuel cell system |
| JP2016225087A (en) | 2015-05-28 | 2016-12-28 | 東京瓦斯株式会社 | Fuel cell system |
| JP2021093320A (en) | 2019-12-12 | 2021-06-17 | 東京瓦斯株式会社 | Fuel battery system and fuel battery system operation method |
-
2023
- 2023-12-01 JP JP2023203659A patent/JP7770376B2/en active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2008108620A (en) | 2006-10-26 | 2008-05-08 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | Fuel cell power generation system and its carbon dioxide recovery method |
| JP2008108619A (en) | 2006-10-26 | 2008-05-08 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | Fuel cell power generation system and its carbon dioxide recovery method |
| JP2013045535A (en) | 2011-08-23 | 2013-03-04 | Tokyo Gas Co Ltd | Carbonic acid gas recovery type fuel cell system |
| JP2016225087A (en) | 2015-05-28 | 2016-12-28 | 東京瓦斯株式会社 | Fuel cell system |
| JP2021093320A (en) | 2019-12-12 | 2021-06-17 | 東京瓦斯株式会社 | Fuel battery system and fuel battery system operation method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2025088875A (en) | 2025-06-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5011673B2 (en) | Fuel cell power generation system | |
| US9373856B2 (en) | Method of recycling and tapping off hydrogen for power generation apparatus | |
| US8101307B2 (en) | Fuel cell system with electrochemical anode exhaust recycling | |
| US11581559B2 (en) | Carbon dioxide production system | |
| US20080241612A1 (en) | Fuel cell system with one hundred percent fuel utilization | |
| US8945784B2 (en) | Hydrogen production apparatus and fuel cell system using the same | |
| JP6084314B1 (en) | Fuel cell system | |
| JP2017154120A (en) | Carbon dioxide separation system and fuel cell system | |
| US20100104897A1 (en) | Fuel processing method for solid oxide fuel cell system | |
| JP7756694B2 (en) | fuel cell system | |
| JP7148320B2 (en) | Carbon dioxide capture fuel cell power generation system | |
| WO2012161217A1 (en) | Fuel cell system | |
| JP7770376B2 (en) | fuel cell system | |
| JP5396421B2 (en) | Fuel cell system | |
| JP7805344B2 (en) | fuel cell system | |
| JP7377734B2 (en) | Fuel cell power generation system | |
| JPH06283189A (en) | Fuel cell power generation system | |
| JP7770375B2 (en) | fuel cell system | |
| KR101295237B1 (en) | Fuel cell system | |
| JP4902165B2 (en) | Fuel cell reformer and fuel cell system comprising the fuel cell reformer | |
| JP7117191B2 (en) | Carbon dioxide capture fuel cell power generation system | |
| JP2008204784A (en) | Fuel cell power generation system and fuel cell power generation method | |
| JP2006210131A (en) | Fuel cell power generation system | |
| JP4166561B2 (en) | Fuel cell power generation system | |
| US7201983B2 (en) | Hydrogen generation apparatus and method and fuel cell system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20250627 |
|
| A871 | Explanation of circumstances concerning accelerated examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A871 Effective date: 20250627 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20251007 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20251104 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7770376 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |