[go: up one dir, main page]

KR20120132497A - 연료 전지 시스템 - Google Patents

연료 전지 시스템 Download PDF

Info

Publication number
KR20120132497A
KR20120132497A KR1020127023755A KR20127023755A KR20120132497A KR 20120132497 A KR20120132497 A KR 20120132497A KR 1020127023755 A KR1020127023755 A KR 1020127023755A KR 20127023755 A KR20127023755 A KR 20127023755A KR 20120132497 A KR20120132497 A KR 20120132497A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
temperature
water
hot water
fuel cell
heat exchanger
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.)
Granted
Application number
KR1020127023755A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101416687B1 (ko
Inventor
야스시 미즈노
다케시 이부카
유키히로 가와지
쇼우 요코야마
다카시 이치야
Original Assignee
제이엑스 닛코닛세키에너지주식회사
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 제이엑스 닛코닛세키에너지주식회사 filed Critical 제이엑스 닛코닛세키에너지주식회사
Publication of KR20120132497A publication Critical patent/KR20120132497A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101416687B1 publication Critical patent/KR101416687B1/ko
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • 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
    • H01M8/06—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
    • H01M8/0612—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues with means for production of gaseous reactants from carbon-containing material
    • H01M8/0618—Reforming processes, e.g. autothermal, partial oxidation or steam reforming
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
    • G05D7/00—Control of flow
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04007—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids related to heat exchange
    • H01M8/04067—Heat exchange or temperature measuring elements, thermal insulation, e.g. heat pipes, heat pumps, fins
    • H01M8/04074—Heat exchange unit structures specially adapted for fuel cell
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/0432—Temperature; Ambient temperature
    • H01M8/04373—Temperature; Ambient temperature of auxiliary devices, e.g. reformers, compressors, burners
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04746—Pressure; Flow
    • H01M8/04776—Pressure; Flow at auxiliary devices, e.g. reformer, compressor, burner
    • 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
    • H01M8/06—Combination of fuel cells with means for production of reactants or for treatment of residues
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/12—Fuel cells with solid electrolytes operating at high temperature, e.g. with stabilised ZrO2 electrolyte
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/066—Integration with other chemical processes with fuel cells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
    • C01B2203/127—Catalytic desulfurisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/16—Controlling the process
    • C01B2203/1685—Control based on demand of downstream process
    • 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

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Automation & Control Theory (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)

Abstract

연료 전지 시스템은 개질 촉매를 사용하여 원연료를 개질하여 개질 가스를 생성하는 개질기와, 개질기에 의해 생성된 개질 가스를 사용하여 발전을 행하는 연료 전지와, 연료 전지로부터 배출되는 연소 배가스의 열과 도입되는 물 사이에서 열 교환을 행하는 열 교환기와, 열 교환기의 1차측 하류로부터 배출된 연소 배가스에 포함되는 수증기를 응축하여 물을 회수하는 응축기와, 열 교환기의 2차측 상류로 상기 물을 공급하는 펌프와, 열 교환기의 2차측 하류의 온수 온도를 계측하는 온수 온도 계측기와, 펌프의 공급량을 제어하는 제어부를 구비하고, 제어부는 온수 온도 계측기에 의해 계측되는 열 교환기의 2차측 하류의 온수 온도가, 원연료의 종류, 개질기에 도입되는 원연료의 도입량 및 연료 전지에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 목표 온수 온도에 근접하도록 펌프를 제어한다.

Description

연료 전지 시스템{FUEL CELL SYSTEM}
본 발명은 연료 전지 시스템에 관한 것이다.
종래부터, 수증기 개질에 사용하는 물의 자립 운전의 실현을 도모한 연료 전지 시스템이 알려져 있다. 예를 들면, 특허문헌 1에 기재된 연료 전지 시스템에서는, 수증기 개질에 사용하는 물을 저류하는 물 탱크 내의 수위가 설정 수위 미만이 된 경우에, 연료 전지의 캐소드에 공급하는 반응 공기 공급량을 감소시킴으로써 연료 전지의 공기 이용률을 크게 하고, 연료 전지로부터 배출되는 연소 배가스량을 적게 하여 응축기의 능력을 충분히 발휘시킴으로써, 회수되는 물의 증량을 도모하고 있다.
일본 공개특허공보 제 2008-234869호
이와 같이, 상기 종래 기술을 비롯한 연료 전지 시스템에 있어서는, 안정된 물의 자립 운전이 요망되고 있다.
본 발명은 상기 과제를 해결하기 위해 이루어진 것으로, 안정된 물의 자립 운전을 가능하게 하는 연료 전지 시스템을 제공하는 것을 목적으로 한다.
상기 과제를 해결하기 위해서, 연료 전지 시스템은 개질 촉매를 사용하여 원연료를 개질하여 개질 가스를 생성하는 개질기와, 개질기에 의해 생성된 개질 가스를 사용하여 발전을 행하는 연료 전지와, 연료 전지로부터 배출되는 연소 배가스의 열과 도입되는 물 사이에서 열 교환을 행하는 열 교환기와, 열 교환기의 1차측 하류로부터 배출된 연소 배가스에 포함되는 수증기를 응축하여 물을 회수하는 응축기와, 열 교환기의 2차측 상류로 물을 공급하는 펌프와, 열 교환기의 2차측 하류의 온수 온도를 계측하는 온수 온도 계측기와, 펌프의 공급량을 제어하는 제어부를 구비하고, 제어부는 온수 온도 계측기에 의해 계측되는 열 교환기의 2차측 하류의 온수 온도가, 원연료의 종류, 개질기에 도입되는 원연료의 도입량 및 연료 전지에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 목표 온수 온도에 근접하도록 펌프를 제어하는 것을 특징으로 한다.
이 연료 전지 시스템에서는 온수 온도 계측기에 의해 계측되는 열 교환기의 2차측 하류의 온수 온도가, 원연료의 종류, 원연료의 도입량 및 연료 전지에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 목표 온수 온도에 근접하도록 제어부가 펌프를 제어한다. 열 교환기의 1차측 하류로부터 응축기로 배출되는 연소 배가스의 온도는, 열 교환기의 2차측 상류에 도입하는 물의 양을 변경함으로써 제어할 수 있기 때문에, 열 교환기로의 물의 공급량을 증대시킴으로써 낮출 수 있다. 그리고, 열 교환기의 1차측 하류로부터 배출되는 연소 배가스의 온도를 낮춤으로써 응축기에 있어서의 연소 배가스의 온도가 저하되기 때문에, 회수되는 물을 증량시킬 수 있다. 이 때, 열 교환기의 2차측 하류의 온수 온도는, 원연료의 종류, 원연료의 양 및 연료 전지에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 온도에 근접하도록 제어되기 때문에, 원연료의 종류를 불문하고 안정된 물의 회수가 가능해진다. 따라서, 안정된 물의 자립 운전이 가능해진다.
응축기의 1차측 출구에 있어서의 연소 배가스의 온도를 계측하는 가스 온도 계측기를 추가로 구비하고, 제어부는 가스 온도 계측기에 의해 계측되는 응축기의 1차측 출구의 온도가, 원연료의 종류, 개질기에 도입되는 원연료의 도입량 및 연료 전지에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 온도 이하가 되도록 펌프를 제어한다. 이러한 구성에 의하면, 응축기의 1차측 출구의 연소 배가스의 온도가, 원연료의 종류, 원연료의 양 및 연료 전지에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 온도 이하가 되도록 제어되기 때문에, 원연료의 종류를 불문하고 안정된 물의 회수를 가능하게 하면서, 보다 안정된 물의 자립 운전이 가능해진다.
제어부는 응축기에서 회수된 물을 저류하는 물 탱크 내의 물이 소정량 이하가 된 경우에는, 목표 온수 온도를 저하시키도록 펌프를 제어하고, 물 탱크 내의 물이 소정량 이상인 경우에는, 소정의 목표 온도가 되도록 펌프를 제어한다. 이 구성에 의하면, 물 탱크 내의 물 부족을 확실하게 방지할 수 있는 동시에, 원연료의 종류, 원연료의 도입량 및 연료 전지에 도입되는 공기량의 비에 기초하여 설정된 온도 이하로 양호하게 설정할 수 있다. 또한, 물 탱크 내에 물이 확보되어 있는 경우에는, 예를 들면 고온의 소정의 목표 온도로 함으로써, 고온에서 이용 가치가 높은 온수를 저탕(貯湯) 탱크(hot-water storage tank)에 저탕할 수 있다.
본 발명에 의하면, 안정된 물의 자립 운전이 가능해진다.
도 1은 일 실시형태에 따르는 연료 전지 시스템의 구성도이다.
도 2는 노점 온도와 공기/연료비의 상관 관계를 도시하는 그래프이다.
도 3은 연료 전지 시스템의 운전 방법을 도시하는 플로우 차트이다.
도 4는 제어부에 있어서의 순환 펌프의 처리 순서를 도시하는 플로우 차트이다.
도 5는 변형예에 따르는 연료 전지 시스템의 운전 방법을 도시하는 플로우 차트이다.
도 6은 변형예에 따르는 연료 전지 시스템의 운전 방법을 도시하는 플로우 차트이다.
도 7은 변형예에 따르는 온수 설정 온도와 공기/연료비의 상관 관계를 도시하는 그래프이다.
이하, 도면을 참조하면서, 적합한 실시형태에 관해서 상세하게 설명한다.
도 1은 일 실시형태에 따르는 연료 전지 시스템의 구성도이다. 도 1에 도시하는 바와 같이, 연료 전지 시스템(1)은 탈황기(2)와, 원연료를 수증기 개질하여 수소를 함유하는 개질 가스를 생성하는 개질기(3)와, 개질기(3)에 의해 생성된 개질 가스 및 공기를 전기 화학적으로 발전 반응시키는 고체 산화물형 연료 전지(Solid Oxide Fuel Cell: S0FC) 스택(이하, 연료 전지 스택)(4)과, 인버터(5)와, 열 교환기(6)와, 응축기(7)와, 제어부(8)를 구비하고 있다. 연료 전지 시스템(1)은 입수가 용이하고 또한 독립적으로 저장 가능하다고 하는 관점에서, 원연료로서 등유, LPG, 도시 가스 등의 수소 원자를 포함하는 연료를 사용하여 발전을 행함으로서, 예를 들면 가정용의 전력 공급원으로서 채용되는 동시에, 온수를 생성하는 급탕기로서 사용된다.
탈황기(2)는 외부로부터 도입된 원연료에 대해 탈황을 가하는 것이다. 탈황기(2)에 있어서는, 탈황 촉매에 의해 원연료의 유황분이 제거(흡착)된다. 탈황기(2)에는, 원연료 블로어 또는 펌프(모두 도시하지 않음)에 의해 원연료가 공급된다. 원연료 블로어 또는 펌프로부터 공급되는 원연료의 도입량은, 원연료가 통과하는 라인에 유량계를 설치하거나, 또는 원연료 블로어 또는 펌프의 특성을 파악함으로써, 제어부(8)에서 인식할 수 있다.
개질기(3)는 탈황된 액체 연료를 수증기와 개질 촉매로 수증기 개질 반응시켜 수소를 함유하는 수증기 개질 가스를 생성한다.
연료 전지 스택(4)은 복수의 전지 셀이 적층되어 구성되어 있고, 개질기(3)에서 생성된 개질 가스를 사용하여 발전을 행하고, DC 전류를 출력한다. 전지 셀은 애노드, 캐소드, 및 애노드와 캐소드 사이에 배치된 고체 산화물인 전해질을 가지고 있다. 각 전지 셀에 있어서는, 애노드에 개질 가스가 도입되는 동시에, 캐소드에 캐소드 블로어(12)에서 공기가 도입되어 전기 화학적인 발전 반응이 행해진다. 연료 전지 스택(4)은 통상 550 내지 1000℃ 정도의 고온에서 작동한다. 또한, 연료 전지 스택(4)으로부터 배출된 발전에 기여하지 않은 애노드 연소 배가스의 수소, 일산화탄소 및 메탄 등의 연료는, 캐소드 연소 배가스의 산소와 스택 출구에 있어서 합류하여 연소 반응이 행해지고, 연소 배가스가 된다. 또한, 인버터(5)는 출력된 DC 전류를 AC 전류로 변환한다.
열 교환기(6)는 연료 전지 스택(4)으로부터 배출된 발전에 기여하지 않은 연소 배가스와 도입되는 물 사이에서 열 교환을 행하는 것이다. 열 교환기(6)는 후술하는 저탕 탱크(21)로부터 순환 라인(L61)을 통해 공급되는 물과 연료 전지 스택(4)으로부터 도입되는 연소 배가스 사이에서 열 교환을 행한다. 열 교환기(6)에 의해 가열된 온수(물)는, 순환 펌프(P2)에 의해 제 2 순환 라인(L62)을 통해 저탕 탱크(21)에 모아진다. 또한, 열 교환기(6)에서는 통상 운전시에 있어서 물이 75℃ 정도로 가열되도록 설정되어 있다.
응축기(7)는 열 교환기(6)의 1차측 하류로부터 배출된 연소 배가스에 포함되는 수증기를 응축하는 것이다. 응축기(7)는 연소 배가스의 온도를 노점 온도까지 저하시킴으로써, 연소 배가스에 포함되는 수증기를 응축한 응축수(드레인수)를 회수한다. 응축기(7)에 의해 응축된 물(응축수)은, 물 탱크(13)에 의해 회수된다. 응축기(7)에는 배가스 온도 계측 센서(가스 온도 계측기)(C1)가 설치되어 있다. 배가스 온도 계측 센서(C1)는 응축기(7)의 1차측 출구에 있어서의 연소 배가스의 온도를 계측하는 것이다. 배가스 온도 계측 센서(C1)는, 예를 들면 서미스터나 열전대 센서이며, 전기 신호로서 계측한 온도를 나타내는 것이다.
또한, 상기 구성을 갖는 연료 전지 시스템(1)에는, 급탕 시스템(20)이 접속되어 있다. 급탕 시스템(20)은 저탕 탱크(21)와, 백업 보일러(22)를 구비하고 있다. 저탕 탱크(21)는 연료 전지 스택(4)에 의해 발생한 열에 의해 가열된 온수를 저류하는 것이다. 구체적으로는, 저탕 탱크(21)는 물 공급 라인(L1)에 의해 도입된 물(수도물)을 열 교환기(6)에 공급하고, 열 교환기(6)에 의해 가열된 온수를 저류한다. 저탕 탱크(21)에 저류된 온수는, 온수 급탕 라인(L2)을 통해 출탕된다.
백업 보일러(22)는 저탕 탱크(21)로부터 출탕되는 온수를 필요에 따라 보조적으로 가열하는 것이다. 백업 보일러(22)는 저탕 탱크(21)에 저류된 온수를 더욱 가열하고, 온수 급탕 라인(L2)에 가열한 온수를 공급한다. 이러한 구성에 의해, 연료 전지 시스템(1)과 급탕 시스템(20)은, 연료 전지 코제너레이션 시스템을 구성하고 있다.
연료 전지 시스템(1)에는, 외부로부터 탈황기(2)를 개재하여 개질기(3)에 탈황된 연료를 도입하기 위한 연료 라인(L3)이 설치되어 있다. 연료 라인(L3)의 하류측에는, 개질기(3)가 접속되어 있다.
또한, 연료 라인(L3)의 개질기(3) 부근에는, 수증기 개질에 사용하는 물(원료 수)을 개질기(3)에 도입하기 위한 물 라인(L4)이 접속되어 있다. 물 라인(L4)의 상류측에는, 개질기(3)에 공급하는 물을 저류하는 물 탱크(13)가 설치되어 있고, 물 라인(L4)에는, 물 탱크(13)의 물을 개질기(3)에 공급하는 물 공급 펌프(P1)가 설치되어 있다. 물 탱크(13)는 응축기(7)에서 응축되어 회수된 물(드레인수)을 저류하는 것이다. 물 탱크(13)에는, 오버 플로우된 물을 배출하는 배출 라인(L5)이 접속되어 있다. 또한, 물 탱크(13)에는 탱크 내의 물의 액면 위치를 검출하는 플로우트 센서(C2)가 설치되어 있다. 이 플로우트 센서(C2)는, 예를 들면 자기 센서이며, 물의 증감에 따라 이동하는 플로우트의 위치를 리드 스위치에 의해 검출하고, 전기 신호에 의해 액면 위치를 나타내는 것이다. 또한, 물 탱크(13)에는 1L 정도의 물이 저류되어 있다.
열 교환기(6)에는, 제 1 순환 라인(L61) 및 제 2 순환 라인(L62)이 접속되어 있다. 제 1 순환 라인(L61)은 열 교환기(6)의 2차측 상류에 접속되어 있고, 제 2 순환 라인(L62)은 열 교환기(6)의 2차측 하류에 접속되어 있다. 제 1 순환 라인(L61)의 상류측에는, 저탕 탱크(21)가 설치되어 있고, 제 1 순환 라인(L61)에는, 저탕 탱크(21)에 저류된 물을 순환시키는 순환 펌프(P2)가 설치되어 있다. 순환 펌프(P2)는 저탕 탱크(21)로부터 열 교환기(6)에 공급하는 물의 공급량을 제어부(8)에서 조정 가능하게 되어 있고, 열 교환기(6)의 2차측 상류에 물을 공급한다. 또한, 제 1 순환 라인(L61)의 상류측은 저탕 탱크(21)의 하부에 접속되어 있고, 제 2 순환 라인(L62)의 하류측은, 저탕 탱크(21)의 상부에 접속되어 있다. 또한, 제 2 순환 라인(L62)에는, 내부를 통과하는 온수의 온도를 계측하는 온수 온도 계측 센서(온수 온도 계측기)(C3)가 설치되어 있고, 온수 온도 계측 센서(C3)는 열 교환기(6)의 2차측 하류의 온수 온도를 계측한다. 온수 온도 계측 센서(C3)는, 예를 들면 서미스터나 열전대 센서이며, 전기 신호로서 계측한 온도를 나타내는 것이다. 응축기(7)에는 연소 배가스를 배출하는 연소 배가스 배출 라인(L7)이 접속되어 있다. 연소 배가스 배출 라인(L7)은 응축기(7)의 1차측 출구에 접속되어 있다.
또한, 연료 전지 스택(4)에는 공기를 도입하기 위한 공기 라인(L8)이 접속되어 있고, 공기 라인(L8)의 상류측에는 캐소드 블로어(12)가 설치되어 있다. 또한, 연료 전지 스택(4)에는 개질기(3)로부터 개질 가스(수소 리치 개질 가스)를 도입하기 위한 개질 가스 라인(L9)이 접속되어 있다.
제어부(8)는 각종 기기를 제어하는 것이다. 제어부(8)에는 캐소드 블로어(12)와, 배가스 온도 계측 센서(C1)와, 플로우트 센서(C2)와, 온수 온도 계측 센서(C3)와, 물 공급 펌프(P1)와, 순환 펌프(P2)와, 원연료 블로어가 접속되어 있다. 제어부(8)는 연산을 행하는 CPU(Central Processing Unit), CPU에 각 처리를 실행시키기 위한 프로그램 등을 기억하는 ROM(Read 0nly Memory), 연산 결과 등의 각종 데이터를 기억하는 RAM(Random Access Memory) 등으로 구성되어 있다. 또한, 도시하지 않지만, 제어부(8)와 각종 기기는 전기적으로 접속되어 있다.
또한, 제어부(8)는 맵을 보지하고 있다. 도 2에 도시하는 바와 같이, 맵(M1)은 세로축이 노점 온도[℃], 가로축이 공기/연료비[mol/mol]로 되어 있고, 온도와 공기/연료비의 상관 관계를 도시하는 그래프이다. 맵(M1)에서는, 연료의 종류별로 공기/연료비에 대응하는 온도가 설정되어 있고, 도시 가스, LPG, 및 등유에 관해서 예시하고 있다. 도 2에서는, 도시 가스를 실선으로 나타내고, LP 가스를 점선으로 나타내고, 등유를 일점 쇄선으로 나타내고 있다. 온도는 연료의 종류, 개질기(3)에 도입되는 연료의 연료량(도입량) 및 캐소드 블로어(12)로부터 연료 전지 스택(4)의 캐소드에 도입되는 공기량에 의해 설정된 노점 온도이다. 여기에서 말하는 노점 온도란, 건조된(수분을 포함하지 않는) 공기를 통상 연소시켜 냉각했을 때에 응축(응결)이 시작되는 온도이다. 또한, 도 2에 도시하는 이론 공기량시=1이란, 산소(O2)가 완전히 없어지는 상태를 나타내고 있다. 또한, 노점 온도를 구하는 방법으로서는, 예를 들면 JIS Z-8806에 기재되어 있는 SON-NTAG의 식을 사용할 수 있다.
제어부(8)는 플로우트 센서(C2)로부터 출력된 액면 위치를 나타내는 전기 신호를 수취하면, 전기 신호가 나타내는 액면 위치가 소정의 위치보다도 낮은지 여부를 판단한다. 제어부(8)는 물 탱크(13) 내의 액면 위치가 소정 위치보다도 낮다고 판단한 경우에는, 배가스 온도 계측 센서(C1)로부터 응축기(7)의 연소 배가스의 온도를 나타내는 전기 신호를 입력하는 동시에, 맵(M1)을 판독한다. 그리고, 제어부(8)는 응축기(7)의 연소 배가스의 온도가 맵(M1)에 있어서 설정되어 있는 노점 온도 이하가 되도록 순환 펌프(P2)를 제어한다. 구체적으로는, 제어부(8)는 현재의 운전 상태에 있어서의 공기/연료비를 취득하고, 연소 배가스의 온도가 그 공기/연료비에 대응하는 온도 이하가 되도록, 열 교환기(6)에 공급하는 물의 양을 증대시키도록 순환 펌프(P2)를 제어한다. 이것에 의해, 열 교환기(6)로부터 공급되는 온수의 온도가 저하되는 동시에, 응축기(7)로 배출되는 연소 배가스의 온도도 저하되고, 응축기(7)의 1차측 출구에 있어서의 연소 배가스의 온도가 맵(M1)에서 설정된 온도 이하가 된다. 또한, 현재의 운전 상태에 있어서의 공기/연료비는, 캐소드 블로어(12)로부터 공급되는 공기의 공급량과 원연료 블로어(도시하지 않음)로부터 공급되는 도입 연료량에 기초하여 취득된다.
다음에, 도 3을 참조하면서, 상기한 연료 전지 시스템(1)의 운전 방법에 관해서 설명한다. 도 3은 연료 전지 시스템의 운전 방법을 도시하는 플로우 차트이다. 또한, 이하의 설명에 있어서는, 원연료로서 LPG를 사용한 경우를 예시한다.
도 3에 도시하는 바와 같이, 우선 제어부(8)에 있어서 원연료의 종별이 설정된다(스텝 S01). 다음에, 플로우트 센서(C2)에 의해 물 탱크(13) 내의 액면의 위치가 검출된다(스텝 S02). 그리고, 물 탱크(13) 내의 액면의 위치가 소정 위치보다도 낮은지 여부가 판단된다(스텝 S03). 여기에서, 물 탱크(13)의 액면의 소정 위치란, 연료 전지 시스템(1)에 있어서 물 탱크(13)에 응축수(드레인수)를 회수하지 않더라도 일정 기간 운전이 가능해지는 양이 확보되어 있는 위치이다. 구체적으로는, 연료 전지 시스템(1)에서는, 예를 들면 정격(定格) 운전시에 7g/min 정도의 물이 사용되기 때문에, 1시간 회수가 없어도 운전 가능한 7g×60분=420g 이상의 수량이 탱크에 있는지 여부를 판정할 수 있는 위치에 센서를 설치한다.
스텝 S03의 판단의 결과, 물 탱크(13) 내의 액면의 위치가 소정 위치보다도 낮은 경우에는, 물 자립을 위한 응축수량의 증대가 필요해지기 때문에, 캐소드 블로어(12)로부터 도입되는 도입 공기량 및 원연료 블로어로부터 도입되는 도입 연료량에 기초하여 공기/연료비가 제어부(8)에 의해 산출된다(스텝 S04). 한편, 스텝 S03의 판단의 결과, 물 탱크(13) 내의 액면의 위치가 소정 위치보다도 높은 경우에는, 물 탱크(13)에 당면 필요한 물이 확보되어 있다고 하고, 온수의 설정 온도가 초기값인 소정의 목표 온수 온도(예를 들면 75℃)로 설정된다(스텝 S05).
계속해서, 맵(M1)이 판독되고, 이 맵(M1)을 사용하여 연소 배가스의 목표상한 온도가 산출된다(스텝 S06). 구체적으로는, 도 2에 도시하는 바와 같이, 제어부(8)는, 예를 들면 공기/연료비가「2」인 경우에는, 연소 배가스의 목표 상한 온도를「49℃」로서 산출한다.
다음에, 배가스 온도 계측 센서(C1)에 의해 계측된 응축기(7)의 1차측 출구에 있어서의 연소 배가스의 온도와, 스텝 S06에서 산출된 목표 상한 온도가 비교되어, 연소 배가스의 온도가 목표 상한 온도보다도 높은지 여부가 판단된다(스텝 S07). 그 판단의 결과, 연소 배가스의 온도가 목표 상한 온도보다도 높다고 판단된 경우에는, 연소 배가스의 온도를 낮출 필요가 있기 때문에, 온수 목표 온도 설정을 예를 들면 1℃ 저하시킨다(스텝 S08). 여기에서, 저탕 탱크(21)에 저탕하는 온수의 온도는, 급탕으로서 이용하는 온도 이상인 것이 바람직하게, 방열을 고려하여 최저 50℃ 정도로 설정되어 있다.
한편, 스텝 S07의 판단의 결과, 연소 배가스의 온도가 목표 상한 온도보다도 높다고 판단되지 않은 경우에는, 스텝 S09로 진행된다. 스텝 S09에서는 제어가 3분 대기 상태가 된다. 이것은 제어 변경으로부터 실제의 시스템 온도, 수위 변화까지의 타임래그를 고려하여, 헌팅(hunting)이나 과잉 제어를 억제하기 위해 설정되어 있다.
다음에, 제어부(8)에 있어서의 순환 펌프(P2)의 제어에 관해서 설명한다. 도 4는 제어부(8)에 있어서의 순환 펌프(P2)의 처리 순서를 도시하는 플로우 차트이다.
도 4에 도시하는 바와 같이, 우선 온수 온도 계측 센서(C3)에 의해 계측된 온수의 온도와, 온수 목표 온도가 비교되어, 온수의 온도가 온수 목표 온도보다도 높은지 여부가 판단된다(스텝 S11). 온수 목표 온도는 연료의 종류, 개질기(3)에 도입되는 연료의 연료량(도입량) 및 캐소드 블로어(12)로부터 연료 전지 스택(4)의 캐소드에 도입되는 공기량에 의해 설정된다.
스텝 S11의 판단의 결과, 온수의 온도가 온수 목표 온도보다도 높다고 판단된 경우에는, 순환 펌프(P2)의 출력을 증대(+0.1%)시킨다(스텝 S12). 한편, 스텝 S11의 판단의 결과, 온수의 온도가 온수 목표 온도보다도 높다고 판단되지 않은 경우에는, 순환 펌프(P2)의 출력을 저하(-0.1%)시킨다(스텝 S13). 그 후, 순환 펌프(P2)의 제어를 1초간 대기시킨다(스텝 S14). 이것에 의해, 헌팅을 방지하고 있다. 또한, 순환 펌프(P2)의 펌프 출력값은, 최저값 및 최고값을 미리 설정해 두는 것이 바람직하다. 이것에 의해, 펌프 과잉 출력에 의한 과냉각이나 과소 출력에 의한 펌프 록을 방지할 수 있다.
이상 설명한 바와 같이, 연료 전지 시스템(1)에서는, 온수 온도 계측 센서(C3)에 의해 계측되는 열 교환기(6)의 2차측 하류의 온수 온도가, 원연료의 종류, 원연료의 도입량 및 연료 전지 스택(4)에 캐소드 블로어(12)로부터 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 목표 온수 온도에 근접하도록 제어부(8)가 순환 펌프(P2)를 제어한다. 열 교환기(6)의 1차측 하류로부터 응축기(7)로 배출되는 연소 배가스의 온도는, 열 교환기(6)의 2차측 상류에 도입하는 물의 양을 변경함으로써 제어할 수 있기 때문에, 열 교환기(6)로의 물의 공급량을 증대시킴으로써 낮출 수 있다. 그리고, 열 교환기(6)의 1차측 하류로부터 배출되는 연소 배가스의 온도를 낮춤으로써 응축기(7)에 있어서의 연소 배가스의 온도가 저하되기 때문에, 회수되는 물을 증량할 수 있다. 이 때, 응축기(7)의 연소 배가스의 온도는, 원연료의 종류, 원연료의 양 및 연료 전지 스택(4)에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 온도 이하가 되도록 제어되기 때문에, 원연료의 종류를 불문하고 안정된 물의 회수가 가능해진다. 따라서, 안정된 물의 자립 운전이 가능해진다.
또한 제어부(8)는 물 탱크(13) 내의 물이 소정량 이하가 된 경우에만, 순환 펌프(P2)로부터 열 교환기(6)로의 물의 공급량을 증대시킨다. 이 구성에 의하면, 물 탱크(13) 내의 물 부족을 확실하게 방지할 수 있는 동시에, 물 탱크(13)의 수량이 충분한 경우에는 고온에서 이용 가치가 높은 온수를 저탕 탱크(21)에 저탕할 수 있다.
본 발명은 상기 실시형태로 한정되는 것은 아니다. 예를 들면, 상기 실시형태에서는 순환 펌프(P2)를 제어하여 응축기(7)에 있어서의 연소 배가스의 온도를 낮추고 있지만, 이 제어에 맞추어 캐소드 블로어(12)를 제어해도 좋다. 구체적으로는, 제어부(8)는 캐소드 블로어(12)로부터의 공기의 송풍량을 감소시킨다. 이것에 의해, 도 2의 맵(M1)에 도시하는 바와 같이, 공기/연료비의 값이 작아지기 때문에, 순환 펌프(P2)에 의해 물의 공급량을 증대시켜 응축기(7)에 있어서의 온도를 대폭 저하시키지 않더라도, 어느 정도의 온도를 유지한 채로 응축기(7)에서 물을 회수할 수 있다. 또한, 순환 펌프(P2)와 캐소드 블로어(12)의 협동을 제어하기 위해, 종래와 같이 캐소드 블로어(12)만을 제어하여 공기량을 감소시키는 경우에 비해 연료 전지 스택(4)에 있어서의 온도 상승을 억제할 수 있고, 연료 전지 스택(4)의 열화를 억제할 수 있다.
또한, 상기 실시형태에서는 플로우트 센서(C2)에 의해 물 탱크(13) 내의 수위가 소정 위치 이하(물의 양이 소정량 이하)가 된 경우에 제어부(8) 순환 펌프(P2)를 제어하고 있지만, 상기의 제어는 항상 행해져도 좋다. 구체적으로는, 도 5를 참조하면서 설명한다. 또한, 도 5에 도시하는 제어는, 플로우트 센서(C2)의 판정이 없는 점에서 도 3에 도시하는 제어와 상이하다.
도 5에 도시하는 바와 같이, 우선 제어부(8)에 있어서 원연료의 종별(種別)이 설정된다(스텝 S21). 다음에, 캐소드 블로어(12)로부터 도입되는 도입 공기량 및 원연료 블로어로부터 도입되는 도입 연료량에 기초하여, 공기/연료비가 제어부(8)에 의해 산출된다(스텝 S22). 그리고, 계속해서, 맵(M1)이 판독되고, 이 맵(M1)을 사용하여 연소 배가스의 목표 상한 온도가 산출된다(스텝 S23). 구체적으로는, 도 2에 도시하는 바와 같이, 제어부(8)는, 예를 들면 공기/연료비가 「2」인 경우에는, 연소 배가스의 목표 상한 온도를 「49℃」로서 산출한다.
다음에, 배가스 온도 계측 센서(C1)에 의해 계측된 응축기(7)에 있어서의 연소 배가스의 온도와, 스텝 S23에서 산출된 목표 상한 온도가 비교되어, 배가스의 온도가 목표 상한 온도보다도 높은지 여부가 판단된다(스텝 S24). 그 판단의 결과, 연소 배가스의 온도가 목표 상한 온도보다도 높다고 판단된 경우에는, 연소 배가스의 온도를 낮출 필요가 있기 때문에, 온수 목표 온도를 예를 들면 1℃ 저하시킨다(스텝 S25). 한편, 스텝 S24의 판단의 결과, 연소 배가스의 온도가 목표 상한 온도보다도 높다고 판단되지 않은 경우에는, 온수 목표 온도를 예를 들면 1℃ 상승시킨다(스텝 S26). 이것에 의해, 이용 가치가 높은 온수를 저탕 탱크(21)에 저탕할 수 있다. 그리고, 제어가 3분 대기 상태가 된다(스텝 S27). 이상과 같은 제어에 의해, 플로우트 센서(C2)를 설치하지 않더라도, 물 자립이 가능해진다.
또한, 상기 실시형태에서는 배가스 온도 계측 센서(C1)에 의해 응축기(7)의 1차측 출구의 온도를 계측하고, 이 온도가 원연료의 종류, 원연료의 도입량 및 연료 전지 스택(4)에 캐소드 블로어(12)로부터 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 온도 이하가 되도록 제어하고 있지만, 배가스 온도 계측 센서(C1)는 반드시 설치되어 있지 않아도 좋다. 이 경우, 도 6에 도시하는 제어가 행해진다.
도 6에 도시하는 바와 같이, 우선 제어부(8)에 있어서 원연료의 종별이 설정된다(스텝 S31). 다음에, 캐소드 블로어(12)로부터 도입되는 도입 공기량 및 원연료 블로어로부터 도입되는 도입 연료량에 기초하여, 공기/연료비가 제어부(8)에 의해 산출된다(스텝 S32). 그리고, 도 7에 도시하는 맵(M2)이 판독되고, 이 맵(M2)을 이용하여 온수의 목표 온수 온도가 산출된다(스텝 S33). 도 7에 도시하는 바와 같이, 맵(M2)은 세로축이 온수 설정 온도[℃], 가로축이 공기/연료비[mol/mol]로 되어 있고, 온수 설정 온도와 공기/연료비의 상관 관계를 도시하는 그래프이다. 맵(M2)에서는, 연료의 종별마다 공기/연료비에 대응하는 온수 설정 온도가 설정되어 있고, 도시 가스, LPG, 및 등유에 관해서 예시하고 있다. 도 7에서는, 도시 가스를 실선으로 나타내고, LPG를 점선으로 나타내고, 등유를 일점 쇄선으로 나타내고 있다.
상기의 맵(M2)에 의해 산출되는 목표 온수 온도는, 구체적으로는, 도 7에 도시하는 바와 같이, 예를 들면 공기/연료비가 「2」인 경우에는, 온수의 목표 온수 온도가 「70℃」가 된다. 그리고, 산출된 목표 온수 온도가 되도록, 제어부(8)에 의해 순환 펌프(P2)가 제어된다(스텝 S34). 또한, 상기의 제어에 있어서, 맵(M2)에서는, 열 교환기(6)의 종류에 따라 값을 변경할 필요가 있고, 미리 검증에 의해 물 자립 가능한 응축 수량을 확보할 수 있는 온수 온도로 설정되어 있다. 이상과 같은 제어에 의해, 배가스 온도 계측 센서(C1)를 설치하지 않더라도, 물 자립이 가능해진다.
1…연료 전지 시스템, 3…개질기, 4…연료 전지 스택(연료 전지), 6…열 교환기, 7…응축기, 8…제어부, C1…배가스 온도 계측 센서(가스 온도 계측기), C3…온수 온도 계측 센서(온수 온도 계측기), P2…순환 펌프(펌프).

Claims (3)

  1. 개질 촉매를 사용하여 원연료를 개질하여 개질 가스를 생성하는 개질기와,
    상기 개질기에 의해 생성된 상기 개질 가스를 사용하여 발전을 행하는 연료 전지와,
    상기 연료 전지로부터 배출되는 연소 배가스의 열과 도입되는 물 사이에서 열 교환을 행하는 열 교환기와,
    상기 열 교환기의 1차측 하류로부터 배출된 상기 연소 배가스에 포함되는 수증기를 응축하여 물을 회수하는 응축기와,
    상기 열 교환기의 2차측 상류로 상기 물을 공급하는 펌프와,
    상기 열 교환기의 2차측 하류의 온수 온도를 계측하는 온수 온도 계측기와,
    상기 펌프의 공급량을 제어하는 제어부를 구비하고,
    상기 제어부는 상기 온수 온도 계측기에 의해 계측되는 상기 열 교환기의 2차측 하류의 온수 온도가, 상기 원연료의 종류, 상기 개질기에 도입되는 상기 원연료의 도입량 및 상기 연료 전지에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 목표 온수 온도에 근접하도록 상기 펌프를 제어하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 시스템.
  2. 제 1 항에 있어서, 상기 응축기의 1차측 출구에 있어서의 상기 연소 배가스의 온도를 계측하는 가스 온도 계측기를 추가로 구비하고,
    상기 제어부는 상기 가스 온도 계측기에 의해 계측되는 상기 응축기의 1차측 출구의 온도가, 상기 원연료의 종류, 상기 개질기에 도입되는 상기 원연료의 도입량 및 상기 연료 전지에 도입되는 공기량에 기초하여 설정된 온도 이하가 되도록 상기 펌프를 제어하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 시스템.
  3. 제 1 항 또는 제 2 항에 있어서, 상기 제어부는 상기 응축기에서 회수된 물을 저류하는 물 탱크 내의 물이 소정량 이하가 된 경우에는, 상기 목표 온수 온도를 저하시키도록 상기 펌프를 제어하고, 상기 물 탱크 내의 물이 소정량 이상인 경우에는, 소정의 목표 온도가 되도록 상기 펌프를 제어하는 것을 특징으로 하는 연료 전지 시스템.
KR1020127023755A 2010-03-29 2011-03-28 연료 전지 시스템 Expired - Fee Related KR101416687B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JPJP-P-2010-075323 2010-03-29
JP2010075323A JP5373681B2 (ja) 2010-03-29 2010-03-29 燃料電池システム
PCT/JP2011/057685 WO2011122578A1 (ja) 2010-03-29 2011-03-28 燃料電池システム

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20120132497A true KR20120132497A (ko) 2012-12-05
KR101416687B1 KR101416687B1 (ko) 2014-07-08

Family

ID=44712273

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020127023755A Expired - Fee Related KR101416687B1 (ko) 2010-03-29 2011-03-28 연료 전지 시스템

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20130052550A1 (ko)
EP (1) EP2555302A4 (ko)
JP (1) JP5373681B2 (ko)
KR (1) KR101416687B1 (ko)
CN (1) CN102823044A (ko)
WO (1) WO2011122578A1 (ko)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5813469B2 (ja) * 2011-11-09 2015-11-17 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 燃料電池システム
JP6237040B2 (ja) * 2013-09-20 2017-11-29 三浦工業株式会社 燃料電池システム
JP6306327B2 (ja) * 2013-11-22 2018-04-04 京セラ株式会社 固体酸化物形燃料電池システム
JP6575867B2 (ja) * 2014-11-20 2019-09-18 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 燃料電池システム
JP6534116B2 (ja) * 2015-05-22 2019-06-26 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 固体酸化物形燃料電池システム
JP6610004B2 (ja) * 2015-05-29 2019-11-27 アイシン精機株式会社 燃料電池システム
JP6610003B2 (ja) * 2015-05-29 2019-11-27 アイシン精機株式会社 燃料電池システム
US20170033381A1 (en) * 2015-07-29 2017-02-02 Thomas Michael Reilly Resource Tower
US10305126B2 (en) 2015-12-03 2019-05-28 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. Fuel cell system
JP6667161B2 (ja) * 2017-02-21 2020-03-18 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 コージェネレーションシステム
JP6186530B1 (ja) * 2017-03-28 2017-08-23 東京瓦斯株式会社 燃料電池システム、制御装置、及びプログラム
CN113519082B (zh) * 2019-02-28 2024-07-30 京瓷株式会社 燃料电池装置
JP7335746B2 (ja) * 2019-07-22 2023-08-30 東京瓦斯株式会社 燃料電池システム
CN112103540B (zh) * 2020-11-19 2021-02-12 艾氢技术(苏州)有限公司 一种固体氢高温反应氢气发生装置发电系统

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5503944A (en) * 1995-06-30 1996-04-02 International Fuel Cells Corp. Water management system for solid polymer electrolyte fuel cell power plants
JP3956542B2 (ja) * 1999-07-09 2007-08-08 日産自動車株式会社 燃料電池システム
JP2001065976A (ja) * 1999-08-26 2001-03-16 Matsushita Electric Works Ltd コージェネレーションシステム
US6861169B2 (en) * 2001-05-09 2005-03-01 Nuvera Fuel Cells, Inc. Cogeneration of power and heat by an integrated fuel cell power system
WO2002095854A1 (fr) * 2001-05-23 2002-11-28 Matsushita Electric Industrial Co., Ltd. Dispositif générateur d'énergie par pile à combustible
JP2004071329A (ja) * 2002-08-06 2004-03-04 Nissan Motor Co Ltd 燃料電池システム
JP2005276757A (ja) * 2004-03-26 2005-10-06 Ebara Ballard Corp 燃料電池コジェネレーションシステム
JP2006278168A (ja) * 2005-03-29 2006-10-12 Toyota Motor Corp 燃料電池システム
JP2008218353A (ja) * 2007-03-07 2008-09-18 Toshiba Corp 燃料電池発電システム
JP2008234869A (ja) * 2007-03-16 2008-10-02 Osaka Gas Co Ltd 燃料電池システム
JP5383111B2 (ja) * 2008-07-29 2014-01-08 京セラ株式会社 燃料電池

Also Published As

Publication number Publication date
CN102823044A (zh) 2012-12-12
US20130052550A1 (en) 2013-02-28
WO2011122578A1 (ja) 2011-10-06
JP5373681B2 (ja) 2013-12-18
EP2555302A4 (en) 2015-05-20
KR101416687B1 (ko) 2014-07-08
JP2011210448A (ja) 2011-10-20
EP2555302A1 (en) 2013-02-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101416687B1 (ko) 연료 전지 시스템
JP6476566B2 (ja) 燃料電池システム
JP5955040B2 (ja) 燃料電池システム
JP6610003B2 (ja) 燃料電池システム
JP6515131B2 (ja) 燃料電池システム
JP2015122251A (ja) 燃料電池システム
JP2013191311A (ja) 燃料電池システム
JP2002042840A (ja) 燃料電池型コージェネレーションシステム
JP5283556B2 (ja) 燃料電池システムの制御プログラム
JP6610004B2 (ja) 燃料電池システム
JP5667252B2 (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
JP6887090B2 (ja) 水素生成システムおよび燃料電池システム
JP7484354B2 (ja) 燃料電池システムおよび燃料不足判定方法
JP7422007B2 (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
JP5282472B2 (ja) 燃料電池発電システムの運転方法
JP2018181455A (ja) 固体酸化物形燃料電池システム
JP5473823B2 (ja) 燃料電池システム
JP2019057438A (ja) 燃料電池システム
JP2012038608A (ja) 燃料電池システム及び燃料電池システムにおける改質用水供給量の制御方法
JP7455710B2 (ja) 燃料電池システム、及び、燃料電池システム運転方法
JP7484351B2 (ja) 燃料電池システム
EP3163660A1 (en) Fuel cell module having increased thermal efficiency, and heating system using same and control method thereof
JP5368848B2 (ja) 脱硫装置及び燃料電池システム
JP5277014B2 (ja) 脱硫装置及び燃料電池システム
JP6566053B2 (ja) 燃料電池システム

Legal Events

Date Code Title Description
PA0105 International application

Patent event date: 20120911

Patent event code: PA01051R01D

Comment text: International Patent Application

A201 Request for examination
PA0201 Request for examination

Patent event code: PA02012R01D

Patent event date: 20121004

Comment text: Request for Examination of Application

PG1501 Laying open of application
E902 Notification of reason for refusal
PE0902 Notice of grounds for rejection

Comment text: Notification of reason for refusal

Patent event date: 20140127

Patent event code: PE09021S01D

E701 Decision to grant or registration of patent right
PE0701 Decision of registration

Patent event code: PE07011S01D

Comment text: Decision to Grant Registration

Patent event date: 20140520

GRNT Written decision to grant
PR0701 Registration of establishment

Comment text: Registration of Establishment

Patent event date: 20140702

Patent event code: PR07011E01D

PR1002 Payment of registration fee

Payment date: 20140703

End annual number: 3

Start annual number: 1

PG1601 Publication of registration
LAPS Lapse due to unpaid annual fee
PC1903 Unpaid annual fee

Termination category: Default of registration fee

Termination date: 20180413